Power Generation: Pengenalan (1)

Industri pengolahan minyak bumi dan gas, khususnya sisi upstream maupun midstream, membutuhkan jumlah pasokan energi listrik yang tidak sedikit. Hal ini dikarenakan banyak sekali alat-alat yang digunakan membutuhkan jumlah energi listrik yang tidak sedikit. 

Beberapa contoh sistem yang membutuhkan energi yang tidak sedikit, diantaranya adalah sebagaimana berikut:

1. Untuk transmisi, misalkan eksport produk dari satu plant menggunakan pipeline ke tempat yang lain, yang jaraknya bisa puluhan bahkan ratusan kilometer. 

2. Sistem refrigerasi, misalkan pada plant LNG, dimana C3 harus dikompresi dari yang semula gas hingga menjadi cair untuk dijadikan sebagai pendingin gas methane untuk diubah menjadi LNG.

3. Untuk injeksi, misalkan pada gas maupun water injection. Tekanan yang dihasilkan harus lebih besar daripada tekanan sumur. Sehingga energi yang dibutuhkannya juga besar.

4. Unit AGRU. Lean Amine Pump bekerja pada tekanan tinggi pada pabrik yang mengolah gas alam sebagai produk utama.   

Sistem Pendinginan di LNG Plant 

Dari beberapa contoh diatas, kita bisa mengetahui bahwasannya industri minyak dan gas bumi membutuhkan energi yang besar untuk menjalankan operasinya. Kebanyakan kebutuhan energi tersebut disuplai oleh generator yang menghasilkan listrik. Untuk kemudian didistribusikan ke penerima agar sistem produksi bisa berjalan dengan baik, misalkan rotating equipment seperti pompa dan kompresor. 

Oleh karena itu, mempelajari bagaimana sebuah listrik diproduksi di suatu pabrik pengolah minyak dan gas adalah sebuah hal yang juga cukup penting untuk diketahui oleh bagi seorang process engineer.

Pada tulisan selanjutnya, kita akan bahas terlebih dahulu mengenai konsep dasar tentang listrik. Untuk kemudian berlanjut mengenai sistem kelistrikan di industri pengolah minyak dan gas.

Keep Stay Tuned

Steam and Condensate :Sebuah Perkenalan, Bagian-1

Steam dan Condensate merupakan dua hal yang tidak bisa dipisahkan. Steam adalah uap air, sedangkan condensate adalah hasil dari kondensasi steam. Perlu dibedakan dengan kondensat yang merupakan hasil kondensasi dari gas alam. Dalam bab kali ini, kita akan menyebut kondensat sebagai hasil dari kondensasi steam. 

Dalam dunia Oil and Gas Upstream, steam tidak selalu dibutuhkan. Semuanya kembali kepada tipe minyak dan gas yang dihasilkan dari sumur. Terutama, apakah minyak dan gas yang dihasilkan dari sumur tersebut bertipe asam ataukah tidak? Dengan kata lain, apakah minyak dan gas yang dihasilkan mengandung unsur H2S. Jika jawabannya adalah ya, maka bisa dipastikan steam akan dipakai dalam pengolahan minyak dan gas dalam sebuah plant.

Steam adalah salah satu sumber energi yang bisa digunakan untuk bermacam-macam hal. Misalkan :

- Sebagai media pemanas/ heater

- Sebagai media untuk penggerak turbin sebagai pembangkit tenaga listrik

- Sebagai media untuk proses stripping dalam sebuah kolom 

- Sebagai media untuk mengontrol sebuah reaksi, misalkan pembakaran di Sulfur Recovery Unit (SRU)

Semua itu tak lepas dari sifat steam yang inert, tidak beracun, bahan bakunya melimpah dan murah dan mampu menyimpan energi dalam jumlah besar. Kriteria yang terakhir yang saya sebutkan sangatlah beralasan. Kita tahu cabang ilmu thermodinamika berawal dari aplikasi dari penggunaan steam sebagai media untuk penggerak mesin, yang kita kenal sebagai mesin uap sejak abad ke-17. Thermodinamika sendiri berawal dari kata "thermo" yang artinya berhubungan dengan panas dan juga "dinamics" yang berarti gerakan. Secara keseluruhan dapat diartikan sebagai sebuah peristiwa pergerakan yang terjadi akibat adanya panas. 

Maka mempelajari mengenai steam merupakan sebuah hal yang cukup penting mengingat aplikasi dari penggunaan steam yang sangat bermacam-macam. 

Pada tulisan berikutnya, kita akan membahas mengenai bahan baku terbentuknya steam yakni air. Bagaimana air bisa diubah menjadi steam dan bagaimanakah energi dalam steam disimpan untuk kemudian bisa digunakan dalam berbagai macam aplikasi?  

Petroleum Resource Management, Milestone Pengembangan Lapangan Jangkrik, bagian-2

Jika kita menilik perjalanan siklus wilayah kerja Jangkrik dimulai dari 2002 yakni ditunjuknya operator blok hingga akhir 2017. Pada tahun tersebut mulai berproduksinya lapangan Jangkrik, kita bisa mengetahui bahwa dibutuhkan waktu yang sangat panjang untuk mengembangkan suatu wilayah kerja. Total dibutuhkan lebih dari enam belas tahun untuk mendapatkan satu wilayah kerja hingga mencapai tahap operasi yang tentunya harus memenuhi berbagai aspek. Sedangkan, kita mengetahui bahwa migas merupakan sumber daya yang mutlak dibutuhkan sebagai motor pembangunan. 

Kita melihat bahwa waktu paling lama dibutuhkan pada masa eksplorasi. Dalam masa itu, dibutuhkan waktu yang agak panjang untuk benar-benar bisa mendeskripsikan sebuah reservoir dalam sebuah wilayah kerja. Penelitian juga harus dilakukan terhadap struktur tanah penyusun untuk mendapatkan teori bagaimana migas terbentuk dari dalam tanah tersebut dan untuk sebagai pertimbangan bagaimana rencana pengeboran harus dibuat supaya tanah tidak rusak ketika melakukan pengeboran dan untuk menghindari hal-hal yang tidak diinginkan misalnya loss circulation. 

Dari akumulasi data hasil eksplorasi itulah, kemudian diteliti dan dipilah untuk menentukan lokasi pengeboran. Jika ditemukan migas, inilah yang disebut sebagai first discovery. Upaya pemetaan lapangan migas disebut sebagai delineasi untuk menggambarkan pola reservoir yang menggambarkan jumlah cadangan. Setelah first dicovery, maka akan dilakukan kegiatan appraisal, yakni untuk mengetahui nilai kandungan migas dari sebuah reservoir. Tentunya tidak berhenti sampai disini, beberapa pengeboran lain juga harus dilakukan dibeberapa tempat untuk bisa menentukan jumlah pasti cadangan migas dalam sebuah wilayah kerja. Sumur yang dibor dalam tahap appraisal ini disebut sebagai delineation well yang fingsinya untuk membuktikan adanya cadangan minyak diluar area dari cadangan minyak yang telah terbukti diikuti dengan kegiatan appraisal. Hal ini bertujuan untuk mengembangkan suatu wilayah kerja agar menjadi lebih efisien.

Tidak semua cadangan migas yang terkandung dalam sebuah reservoir bisa diekstrak ke permukaan bumi. Perbandingan antara jumlah migas yang bisa diambil dengan seluruh jumlah migas yang ada dalam sebuah reservoir disebut sebagai recovery factor.

Assessment ini menentukan apakah sebuah lapangan migas bisa digunakan untuk berproduksi secara ekonomis dan juga memiliki kemampuan deliverability yang baik sehingga layak untuk dikembangkan secara komersil. Dalam artian, hasil produksinya lebih dari ongkos produksi sehingga bisa balik modal. Hal ini ada dalam Petroleum Resource Management dan sangat penting yang menentukan apakah sebuah wilayah kerja akan dikembangkan atau tidak.

Petroleum Resource Management, Milestone Pengembangan Lapangan Jangkrik, bagian-1

Kita telah melihat bagaimana sebuah siklus dari kegiatan “Exploration and Production” pada tulisan sebelumnya. Mari kita lihat contoh nyata penerapan dari kegiatan “Exploration and Production” yang dilakukan di Indonesia dengan mengambil contoh pada Pengembangan Wilayah Kerja Jangkrik yang baru saja diresmikan baru-baru ini.

Mengacu pada bagan sekuen milestone pengembangan wilayah kerja Jangkrik diatas, berikut akan dijelaskan sebagaimana berikut:

• 2002, merupakan awal dari ditunjuknya ENI selaku operator blok Muara Bakau. Wilayah Muara Bakau meskipun tidak cukup dekat dengan Mahakam sebagai penghasil gas, tetapi masih berada dalam satu zona yang bisa jadi memiliki struktur penyusun lapisan tanah yang sama. Selain itu, blok tersebut terletak di laut dalam. Maka, prospek adanya migas cukup tinggi didukung oleh letak secara geologis. Tetapi, kita masih belum mengetahui apakah memang terdapat migas. Maka, ENI selaku operator melakukan kegiatan eksplorasi dimulai pada tahun ini.
  
• 2009, ditemukan migas pada blok Muara Bakau. Tujuh tahun diperlukan hingga first discovery. Jadi, kita baru mengetahui bahwa memang ada migas di WK tersebut setelah kegiatan eksplorasi selama tujuh tahun. Seberapa banyak cadangan migas di blok tersebut? Apakah komersial untuk dikembangkan? Perlu penelitian lebih lanjut melalui kegiatan delinasi atau appraisal well untuk memetakan migas dalam lapisan bumi tersebut.
• 2011, dua tahun setelah first discovery. Setelah melakukan proses pendeskripsian ternyata memang lapangan tersebut komersil. Maka disusunlah Plan of Development I yang disetujui oleh pemerintah dan uniknya, diketemukan lagi migas yang berada sekitar 20 Km sebelah timur lapangan Jangkrik, disebut dengan lapangan Jangkrik North East.
• 2013, disetujui Plan of Development (POD) untuk pengembangan lapangan Jangkrik North East. Jadi, ENI sebagai operator mengajukan dua kali POD. Namun, pengembangan lapangan Jangkrik North East masihlah merupakan integrasi dengan POD sebelumnya. Jadi, masih merupakan bagian dari proyek tunggal yang dinamakan “Proyek Komplek Jangkrik” atau dalam bahasa Inggrisnya Jangkrik Complex Project.
• 2014, merupakan dimulainya pengembangan wilayah Jangkrik. Meliputi kegiatan engineering dan procurement dengan membuat fasilitas produksi terapung, yakni berbentuk sebuah kapal yang diatasnya terletak fasilitas produksi untuk mengolah minyak, dinamakan "Floating Production Unit" atau FPU Jangkrik. Selain itu, kita juga mengetahui bahwa kegiatan pengeboran untuk sumur produksi juga dilakukan pada tahun yang sama. Kontruksinya sendiri mulai pada Q4 yang dimulai dengan Steel Cut Ceremony di Tanjung Balai Karimun. Perlu diketahui Top Module yang merupakan fasilitas produksi dan Hull yang merupakan kapal dikerjakan oleh kontraktor berbeda. Untuk Top Module dikerjakan di Indonesia, sedangkan Hull dikerjakan di Korea Selatan. Selain itu, juga dilakukan pembangunan di dekat lokasi blok Muara Bakau yakni Receiving Facility yang berada di darat karena gas akan dialirkan dari kapal menuju ke darat untuk kemudian diteruskan ke user. Receiving facility ini biasanya dilengkapi dengan metering untuk mengukur jumlah gas yang dialirkan.
• 2015, konstruksi Hull dilaksanakan di Korea Selatan.
• 2016, Hull telah selesai dikerjakan di Korea Selatan dan dikirim ke Indonesia untuk diintegrasikan dengan Top Module. Oleh karena itu disebut sebagai Floating Production Unit (FPU) atau unit produksi terapung. Pada tahun itu juga, 10 sumur telah selesai dibor dan dikomplesi. Artinya, sumur sudah siap untuk berproduksi.
• 2017, FPU dikirim ke Selat Makassar pada bulan Maret dan first gas in pada akhir Mei. Terjadi proses Ramp-Up hingga mencapai 600 MMSCFD pada bulan Oktober. Dibutuhkan waktu lima bulan untuk mencapai kondisi plateu atau peak production 

Ini adalah contoh sukses nyata dari siklus E&P yang dimulai dari adanya prospect migas hingga berlanjut menjadi pengembangan wilayah karena aspek komersil dan lain-lain telah terpenuhi.

Exploration and Production Life Cycle

Kontrak Kerjasama Migas : Konsesi dan Production Sharing Contract, -part 2

Untuk menjawab pertanyaan yang diajukan pada tulisan sebelumnya, mari coba kita tengok gambar diagram dibawah ini :

Gambar diatas menunjukkan tren investasi di bidang migas pada tahun 2010-2015 yang dihimpun oleh IFPEN, sebuah institusi pendidikan prancis dalam bidang perminyakan dan energi terbarukan. Dari data tersebut, bisa kita lihat bersama prediksi dari para analis migas yang memperkirakan bahwa pada tahun 2015, investasi migas akan terus naik hingga menyentuh angka 762 milyar dolar. Faktanya, malah terjadi penurunan sebesar 30 persen pada tahun tersebut. Jadi, bisa kita ambil sebuah kesimpulan bahwa nyatanya analis migas tidak bisa memprediksi secara tepat mengenai perkembangan investasi migas.

Apa penyebab turunnya investasi migas di tahun 2015 tersebut? 

Lagi-lagi yang menyebabkan adalah harga jual migas. Ilmu ekonomi yang sederhananya adalah pengaruh supply and demand. Kita mengetahui harga migas meroket pada rentang tahun 2010 hingga akhir 2013. Tercatat, harga migas mencapai lebih dari 100 dolar perbarel sebelum akhirnya nyungsep akibat melimpahnya minyak yang berasal dari produsen minyak unkonvensional.

Ada sisi menarik yang bisa kita cermati ketika melihat transisi harga migas yang tadinya meroket kemudian jatuh bebas tersebut yang kaitannya dengan perilaku para pelaku migas. Ketika harga minyak masih tinggi, otomatis hal ini akan menarik banyak investor untuk berinvestasi. Maka, otomatis, nilai investasi migas akan naik dan membuat bisnis migas menjadi ramai. 

Hal ini serta merta akan mendorong biaya pengeluaran menjadi semakin mahal, misalkan naiknya harga sewa alat, naiknya jasa manpower dan sebagainya. Lagi-lagi, ini perkara supply and demand. Namun, mengingat harga minyak yang tinggi, secara tidak langsung akan membuat potensi suatu wilayah kerja menjadi lebih mudah untuk dikembangkan. Berapapun besar biaya yang dikeluarkan, jika dihitung, kecenderungan cashflow-nya akan positif karena didukung dengan tingginya harga migas. Maka, suatu wilayah migas bisa naik menuju ke fase pengembangan. Ingat, migas adalah industri strategis dan negara juga membutuhkan migas untuk menopang segala aktifitasnya.

Jika memang dianggap komersil dilihat dari jumlah cadangan terbukti dan didukung oleh harga migas yang tinggi, maka cost recovery harus dilaksanakan oleh negara dengan jumlah yang naik berkali lipat karena kondisi harga migas yang tinggi memicu pengeluaran yang juga tinggi untuk melakukan eksplorasi. Toh, jika secara hitung-hitungan cashflow-nya masih positif, maka berapapun biaya yang dikeluarkan akan kembali -break even point. Namun, hal ini menimbulkan polemik ketika harga migas mengalami fluktuasi naik-turun, meskipun dalam hitungan tahun. Salah prediksi bisa menimbulkan sebuah hal yang bisa membahayakan. Cost recovery pun bisa menjadi buah simalakama dalam rangka menyikapi harga migas yang tidak stagnan tersebut. Bisa kita lihat contohnya seperti yang terjadi di Venezuela. 

Jadi, jangan salah ketika banyak pelaku migas juga memonitor pergerakan harga migas karena hal ini turut menentukan masa depan mereka. Saya memiliki seorang teman yang bekerja dalam bidang pengeboran yang terpaksa harus diberhentikan karena sepinya proyek akibat harga migas turun. Kita bisa lihat bahwa migas merupakan sebuah industri yang strategis, namun disisi lain, ketergantungan negara akan penghasilan dari migas bisa membawa sebuah dampak yang negatif. 

Pemerintah Indonesia pada tahun 2017, mengembangkan skema baru PSC yang disebut sebagai Gross Split. Gross split menghilangkan cost recovery dan pemerintah mendapatkan hasil berdasarkan perjanjian persentase jumlah produksi kotor. Segala biaya yang dikeluarkan oleh Kontraktor KKS menjadi tanggung jawab kontraktor KKS. Yang pasti, jatah pemerintah ada dan tetap menurut persentasi hasil produksi. 

Sederhanya, jika bagi hasil 50 : 50, hasilnya dua, maka satu untuk pemerintah. Jika hasilnya 10, maka lima untuk pemerintah.

Penentuan Gross split berdasarkan beberapa ketentuan variabel yang akan menentukan berapakah share yang diterima oleh pemerintah. Bisa saja nilai share pemerintah lebih kecil ataupun lebih besar tergantung daripada kondisi wilayah kerja.

Dengan tidak adanya penghitungan cost recovery, diharapkan lebih mempercepat proses pengembangan suatu wilayah kerja karena tidak ada hitung-hitungan cost recovery. Oleh karena itu, hal ini membuat administrasi menjadi lebih mudah dan kontraktor diharapkan bisa lebih efisien dalam pengeluaran sehingga diharapkan bisa menggunakan produk lokal. 

Tetapi, akankah gross split ini menarik dimata investor? Mengingat semua biaya akan dibebankan di tangan investor ditengah turunnya harga migas saat ini. Di sisi lain, melalui gross split ini, NOC secara tidak langsung akan dituntut untuk bisa mengelola migas secara lebih mandiri. Migas adalah industri strategis yang sumbangan terhadap kedaulatan negara cukup besar. Jika NOC belum memiliki kemampuan, maka akan diserahkan kembali kepada IOC, tentu saja ketergantungan ini akan membuat IOC lebih memiliki nilai tawar yang bisa membuat kebijakan ini bisa berpotensi untuk mengalami perubahan di masa depan.

Kontrak Kerjasama Migas : Konsesi dan Production Sharing Contract, -part 1

Tulisan kali ini menjelaskan mengenai jenis kontrak kerjasama Migas untuk melengkapi pemahaman kita akan siklus hidup kegiatan eksplorasi dan produksi migas. Apa yang akan ditampilkan dalam tulisan ini merupakan slide presentasi yang dibawakan oleh executive advisor dari SKK Migas, namun tidaklah secara penuh mewakili perspektif dari intitusi.

Presentasi tersebut bisa didownload disini

Dalam pengelolaan sebuah pertambangan, pemerintah menggandeng pihak lain, bisa jadi swasta ataupun BUMN yang bisa memiliki bentuk kontrak kerjasama bermacam-macam. Macam perjanijian antara pemerintah dengan pihak lain (kontraktor) dibagi menjadi tiga macam, yakni :

1. Concession

2. Production Sharing Contract

3. Service Contract

Alur skematik bentuk kontrak kerjasama tersebut bisa dilihat pada gambar dibawah ini :

Bentuk kerjasama concession atau konsesi adalah bentuk yang terlebih dahulu ada dalam pengelolaan migas. Konsesi adalah bentuk kontrak perjanjian dalam industri migas antara negara dengan operating company untuk mengeksplorasi sumber daya migas.

Perusahaan yang beroperasi, baik bisa satu badan ataupun berbentuk konsorsium, harus membeli lisensi untuk bisa mengeksplorasi sebuah wilayah kerja. Selain itu, keuntungan pemerintah juga didapat dari biaya konsesi yang jumlahnya berdasarkan jumlah dan kualitas migas yang diproduksi, yang harus dibayarkan oleh pihak perusahaan kepada negara yang penentuan harganya telah ditetapkan pada saat penandatanganan konsesi.

Pada prakteknya, negara produksi akan menerima biaya konsesi ini tidak bergantung pada untung maupun ruginya operating company. Semua biaya dan resiko diserahkan kepada operating company, termasuk juga keuntungan. Jatah untuk pemerintah akan selalu ada. 

Yang menjadi polemik antara negara produksi dengan operating company adalah harga migas yang fluktuatif yang bisa menyebabkan kontrak kerjasama menjadi tidak seimbang. Yakni, ketika harga migas melonjak tajam hingga mencapai 100 dollar per barrel, sedangkan biaya konsesi tetap karena sudah ditentukan diawal. 

Kenapa hal ini menjadi sangat penting?

Ingat, migas adalah komoditas strategis. Semua negara pasti butuh migas untuk menunjang kegiatan perekonomiannya. Jadi, negara juga harus bisa memproduksi migas. Jika belum bisa mencukupi kebutuhannya, negara harus membeli/ mengimpor dari pihak lain. Harga migas yang tinggi, tanpa adanya subsidi pemerintah, akan menyebabkan inflasi. Sementara, keuntungan yang didapat dari suatu wilayah kerja migas masihlah tetap. Akibatnya, bisa terjadi defisit anggaran. Uang yang harusnya dibuat untuk pembangunan, harus dialokasikan sebagai subsidi untuk mencegah inflasi.

Hal ini tentu saja memicu negara produksi untuk melakukan re-negoisasi yang tentunya akan sulit untuk diterima operating company. Hal ini dikarenakan, tidak hanya akan mengurangi margin keuntungan operating company yang naik, tetapi juga tidak adanya jaminan bahwa biaya konsesi baru bisa direvisi kembali ketika harga migas turun selama sisa periode konsesi. 

Naiknya harga migas secara signifikan dan juga sangat berfluktuasi bergantung pada banyak faktor. Hal ini dipandang tipe kontrak konsesi tidaklah fleksibel, dan beralih pada sistem perjanjian kontrak yang lain. Salah satunya adalah production sharing contract (PSC).

PSC merupakan jenis perjanjian terkait pembagian persentasi hasil produksi migas antara pemerintah dan pihak lainnya yang terlibat, yang biasa disebut sebagai Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS). Hal ini bisa dilakukan kalau pemerintah juga terlibat dalam kegiatan industri migas tersebut. Maka, untuk menunjang hal tersebut, ditunjukklah National Oil Company (NOC), misalkan Pertamina, Saka Energi, dan sebagainya untuk ikut serta sebagai bagian dari kontraktor KKS yang memilki participacing interest dalam pengelolaan suatu wilayah kerja bersama dengan International Oil Company (IOC). Dengan demikian, adanya transfer pengetahuan ke NOC oleh IOC dan juga adanya beberapa kontrol terhadap pengembangan wilayah kerja menjadi fungsi lain dari perjanjian PSC ini. Kelak, jika kontrak KKS sudah habis dan wilayah kerja masih produktif, maka NOC bisa didorong untuk menggantikan peran IOC.

Peran IOC lebih dominan dalam menentukan keputusan terkait strategi pada waktu fase eksplorasi. Dalam fase development, peran NOC mulai terlibat dan dalam pengoperasian diharapkan mulai ditunjukkan kontribusi lebih NOC dalam pengelolaan suatu wilayah kerja. Dalam menjalankan PSC ini, Indonesia pernah melakukan dengan menggunakan dua cara, yakni dengan menggunakan sistem cost recovery (pengembalian biaya) dan gross split yang digunakan pada tahun 2017.

Mari kita lihat skematik dibawah ini untuk melihat kedua perbedaan antara PSC gross split dan juga cost recovery:

Pada skema PSC cost recovery, hasil migas harus dipotong untuk pengembalian investasi sebelum menjadi profit oil atau keuntungan yang di-share antara pemerintah dan kontraktor. Meskipun, persentase pemerintah besar dalam pembagian tersebut, bisa jadi secara keseluruhan akan menjadi kecil karena pemerintah harus membayar cost recovery kepada kontraktor KKS. Maka dari itu, skema cost recovery dipandang bisa menjadi perdebatan dan kesalahpahaman akibat biaya-biaya apa saja yang bisa masuk dalam cost recovery. 

Terbukti, bisa lihat contoh kasusnya dalam tautan berikut : 

http://katadata.co.id/berita/2017/10/05/exxonmobil-sikapi-penyimpangan-cost-recovery-rp-7-t-dari-audit-bpk

Hal ini tentu saja menimbulkan sesuatu yang kontra-produktif. Namun, pada skema cost recovery perlu diketahui bahwa hanya wilayah kerja yang dinilai komersilah yang akan mendapatkan cost recovery. Pertanyaan yang mungkin timbul adalah apa yang menentukan suatu wilayah kerja bernilai komersil? Apakah semata-mata hanya mengandalkan jumlah cadangan migasnya yang terbukti berlimpah? 

Kita layaknya harus kembali lagi kepada hal yang menyebabkan perubahan kontrak dari konsesi ke tipe PSC. Hal ini juga mendasari perubahan PSC tipe cost recovery menjadi gross split.

bersambung ...

Petroleum Engineering – Life Cycle Exploration and Production -part 1

Petroleum Engineering atau biasa kita sebut sebagai teknik perminyakan adalah sebuah disiplin ilmu teknik yang memiliki fokus terhadap aktifitas yang berhubungan dengan produksi hidrokarbon, baik itu berupa minyak bumi maupun gas alam. Dengan demikian, teknik perminyakan erat kaitannya dengan segmen industri oil and gas terutama pada bagian exploration and production, atau biasa disingkat “E&P”, yang juga bisa disebut sebagai industri migas “upstream”. Untuk lebih jelas apa saja yang dipelajari dalam teknik perminyakan, berikut adalah kurikulum 2013-2018 program studi teknik perminyakan Institut Teknologi Bandung (ITB).

Silahkan klik tautan berikut atau download melalui tautan berikut

Peran utama industri migas “upstream” adalah untuk mencari dan mengekstrak hidrokarbon sehingga bisa disalurkan ke dalam sebuah refinery plant. Untuk lebih jelasnya, mari kita lihat siklus operasi exploration and production melalui figur dibawah ini

Life Cycle Exploration and Production (MOOC IFP Oil and Gas)

Diatas adalah gambar sebuah life cycle industri migas “upstream”. Kita bisa melihat beberapa spesialisasi dari teknik perminyakan yang turut berperan dalam kegiatan “E&P” ini, mulai dari geologist, geophysicists, drillers, reservoir engineer dan juga production engineer. Selain itu, masih banyak lagi jenis disiplin ilmu lain yang juga berperan namun tidak disebutkan dalam gambar tersebut meliputi disiplin sosial seperti ekonomi, managemen dan disiplin teknik lain seperti facility engineer, operation engineer, safety dan masih banyak lagi.

Dalam kegiatan “E&P”, ada tiga fase yang harus dilalui, yakni 

1. fase eksplorasi, 

2. fase pengembangan, dan

3. fase produksi. 

Fase Eksplorasi

Kegiatan "E&P"

Fase eksplorasi dimulai dengan study yang dilakukan oleh para geologist dan juga geophysicist terhadap konsep geological awal sebuah wilayah untuk menemukan zona yang memiliki potensi. Jika zona yang diteliti menarik, maka area tersebut akan menjadi wilayah kerja atau disebut sebagai “work area”. Work Area adalah wilayah dimana kegiatan bisnis upstream dilakukan yang disetujui oleh Kementrian ESDM melalui konsultasi dengan SKK Migas dan juga otoritas pemerintahan setempat, dan juga kemudian Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS). KKKS merupakan pihak yang memiliki kontrak kerja sama dengan Pemerintah RI untuk melakukan kegiatan eksplorasi, eksploitasi minyak dan gas bumi di Indonesia. Kita lebih sering mendengar wilayah kerja dengan sebutan Block, misalkan Cepu Block, Block-A, dan lain sebagainya. Wilayah kerja ini dapat ditawarkan melalui penawaran langsung atau dengan melalui tender. 

Selain itu, wilayah kerja yang sudah ada bisa didapatkan dengan cara membeli sebagian atau seluruh Hak Pengelolaan dari Kontraktor lain. Untuk daerah yang tidak direncanakan untuk ditenderkan atau tidak sedang ditenderkan oleh Ditjen Migas, maka disebut sebagai Open Area. Pertamina sebagai BUMN memiliki keistimewaan untuk dapat langsung meminta daerah Open Area dimana saja di seluruh Indonesia.

Untuk bisa mengikuti tender, maka para peserta lelang harus melengkapi beberapa persyaratan dokumen dan juga menyiapkan program kerja beserta budjetnya untuk jangka waktu selama enam tahun eksplorasi. Jangka waktu eksplorasi ini dapat diperjangkan hingga satu kali periode lagi paling lama selama empat tahun. Kontraktor KKS bertanggung jawab secara penuh terhadap kebutuhan finansial dan bersedia menanggung resiko penuh jika eksplorasi tidak berhasil. Oleh karena itu, biasanya Kontraktor KKS merupakan sebuah usaha patungan (Joint Venture) atau bisa disebut “Consortium” yang menunjuk salah satu anggotanya sebagai operator Blok Migas. Hal ini tentu saja untuk menghindari kerugian yang besar jika wilayah kerja yang diteliti ternyata tidak menguntungkan dari segi finansial.

Nah, jika tender telah dimenangkan, maka Kontraktor KKS akan mendapatkan kontrak kerja sama untuk kegiatan “E&P” paling lama 30 (tiga puluh) tahun dan selanjutnya dapat mengajukan perpanjangan lagi paling lama 20 (dua puluh) tahun. Enam tahun sebagai waktu eksplorasi ini akan digunakan sebagai waktu untuk untuk delineation/appraisal sebuah wilayah kerja. Secara kasarnya untuk mengetahui seberapa besar jumlah kandungan Migas dalam wilayah kerja tersebut. Jika penemuan Migas secara komersil dalam periode eksplorasi ini ditemukan, maka phase akan naik menjadi development. Sebaliknya, jika tidak ditemukan cadangan minyak yang bernilai komersil, maka Kontrak kerja sama akan dihentikan dan setelah periode kontrak berakhir, maka wilayah kerja dikembalikan ke Ditjen Migas.

Biaya eksplorasi satu sumur

Pada daerah yang kurang tereksploitasi sebelumnya, tingkat kesuksesannya berkisar antara 10-20%. Untuk satu sumur sendiri, biaya yang harus dikeluarkan untuk pengeboran hingga 200 Miliar (Detik.com). Untuk sumur yang berada pada laut dalam, biayanya bisa membengkak hingga 1 trilyun untuk satu sumur. Mau tidak mau, pengeboran harus dilakukan karena pengeboran hanya satu-satunya cara untuk membuktikan keberadaan migas di perut bumi. Maka dari itu, industri migas ini termasuk industri yang memiliki resiko tinggi. 

Hanya perusahaan yang memiliki modal cukup kuat bisa masuk ke dalam industri ini, yang kebanyakan masih didominasi oleh perusahaan multinasional. Termasuk didalamnya kita kenal dengan julukan “seven sisters”. Sumur yang dibor pada waktu kegiatan eksplorasi ini disebut sebagai appraisal well yang fungsinya adalah untuk meningkatkan deskripsi wilayah kerja melalui proses akusisi data.

Setelah ditemukan sumber minyak yang bernilai komersial, maka akan dilakukan feasibility study atau studi kelayakan dan juga investment decision (keputusan investasi). Fungsi dari kedua hal tersebut untuk mengevaluasi berbagai sisi dari pengembangan lapangan gas beserta struktur pembiayaan dan strategi perusahaan. Bisa jadi, akan ada perubahan bagian hak kelola dan sebagainya. Jika dua hal ini benilai positif, maka akan berlanjut dengan disusunnya FEED atau Front End Engineering Design. Hasil dari FFED inilah yang akan dijadikan sebagai dasar penyusunan Final Investment Decision (FID).

Bersambung ...

Masuk dan Berkenalan dengan Industri Oil and Gas

Industri Oil and Gas adalah sebuah Industri yang strategis dan berpengaruh terhadap kedaulatan suatu negara. Bagaimana tidak, Oil and Gas merupakan salah satu sumber energi yang tergolong murah dan praktis untuk digunakan. Oil and Gas mudah untuk dipindahkan, disimpan dan digunakan dibandingkan sumber energi lain. 

Mari kita lihat komposisi trend penggunaan oil and gas dalam grafik berikut :

Global Energy Mix

Kita bisa melihat pada grafik tersebut, seiring tahun berjalan, penggunaan oil and gas semakin membesar dan mengalahkan penggunaan biomass dan juga batu-bara. Dari sini kita bisa melihat arti penting industri oil and gas ini.

Dalam bidang apa saja sumber energi oil and gas ini digunakan? 

1. Sektor transportasi 

Hampir secara keseluruhan sangat bergantung dari minyak. Bayangkan, tanpa adanya minyak, arus pergerakan manusia dari satu tempat ke tempat lain akan sangat sulit. Hampir seluruh kendaraan masih mengandalkan minyak sebagai sumber bahan bakar. Bahkan, Mantan Wakil Menteri Energi Sumber Daya Mineral Susilo Siswoutomo pada 2013 sempat berkata, jika Indonesia menghadapi perang, negara kepulauan ini hanya bisa bertahan tiga hari. 

"TNI enggak punya ketahanan energi. Pesawat ada, kapal ada, tapi (tangkinya) tidak bisa diisi dengan air," ujarnya. Sumber : Tirto

2. Sektor kelistrikan. 

Tambahan 35.000 MW pada 2019 seperti tersaji pada tabel disamping masih mengandalkan 36.2% dari bahan bakar gas. Data tersebut diambil dari Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2016-2025.

Tanpa adanya listrik, manusia akan sulit beraktivitas. Bisa dikatakan listrik adalah kebutuhan masyarakat modern. Alat-alat rumah tangga banyak menggunakan sumber energi listrik supaya bisa beroperasi. Industri pun membutuhkan listrik untuk bisa menjalankan mesin-mesin. 

Selain dua sektor diatas, masih banyak lagi yang membutuhkan oil and gas tidak sebagai sumber energi, namun sebagai bahan baku. Misalkan industri pupuk, membutuhkan gas sebagai bahan baku pupuk urea, industri petrokimia sebagai bahan baku plastik. Kita juga harus ingat industri lain misalnya peleburan (smelting) yang membutuhkan sumber energi yang tidak sedikit yang juga bisa mengambil sumbernya dari gas.

Kita bisa mengambil kesimpulan dari uraian diatas bahwa industri oil and gas ini merupakan industri yang menguasai hajat hidup orang banyak. Ini berarti keberlangsungan aktivitas sebuah negara ditentukan oleh industri ini selain memang terlepas negara bisa memungut pajak yang besar dari industri ini. Bayangkan saja seumpama jika terjadi kelangkaan BBM atau ada kenaikan harga BBM. Seperti efek berantai, kenaikan harga BBM bisa membuat harga bahan-bahan kebutuhan lain menjadi naik. Maka dari itu, segala sektor strategis di-manage oleh pemerintah guna memenuhi kebutuhan rakyat sebesar-besarnya. Indonesia lewat Pertamina sebagai aktor yang berperan untuk menjalankan bisnis di bidang energi ini demi kesejahteraan bangsa.

Bisnis Oil and Gas bisa dikatakan sebuah bisnis yang sangat penting. Hal ini juga berdampak pada gaji dan fasilitas yang diterima oleh para karyawannya. Berdasarkan berita yang dimuat dalam https://life.idntimes.com/ , yang terbit 15 Agustus 2017, perusahaan yang menggaji tinggi untuk para fresh graduate masih didominasi oleh perusahaan yang bergerak dalam bidang oil and gas. Jadi, jangan heran banyak orang yang ingin masuk ke dalam industri oil and gas. Ini membuat persaingan untuk masuk ke dalam industri ini menjadi sangat tinggi dan sulit.

Banyak lembaga-lembaga yang menawarkan kursus-kursus untuk mempelajari industri oil and gas dengan biaya yang tidak sedikit. Melalui hal ini, ada sebuah hal yang ingin saya bagi untuk belajar oil and gas pada para pembaca, selain blog saya tentunya, yang mengupas mengenai usaha oil and gas ini dari hulu ke hilir secara gratis dan mendapatkan sertifikat. Diharapkan lewat hal tersebut, kita jadi memahami industri oil and gas sehingga mampu menambah daya saing untuk bisa masuk ke dalam industri ini.

Salah satu platform yang bisa kita gunakan untuk belajar mengenai dunia Oil and Gas adalah MOOC. Apakah MOOC ini? MOOC adalah singkatan dari massive open online course. Bisa dikatakan sebagai sebuah platform kursus online dengan jumlah partisipan yang tidak dibatasi dan memiliki akses terbatas melalui WEB. MOOC biasanya dibuat oleh sebuah institusi pendidikan karena diakhir kursus biasanya akan diberikan sertifikat kepada para peserta yang lolos dengan kriteria yang telah ditentukan. Misalnya, telah mengikuti seluruh program kursus atau bisa jadi telah mencapai angka tertentu yang telah dipersyarakatkan melalui rangkaian test yang diberikan.