REVIEW RPJMN 2009 - 2014
3.1 Permasalahan dan Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi pada RPJMN 2010 - 2014
3.1.2 Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi
Sepanjang lima tahun terakhir ini, produksi rata-rata minyak bumi dibawah 1 juta barel per hari. Tingkat produksi yang cukup rendah ini terutama disebabkan oleh sebagian besar produksi minyak bumi berasal dari ladang minyak tua (mature), di mana tingkat produksinya terus mengalami penurunan (natural depletion). Ladang atau sumur minyak yang sudah lama berproduksi terutama yang berlokasi di Sumatera (Minas dan Duri) dan Kalimantan. Jumlah lapangan mature ini sekitar 60 persen dari total lapangan minyak yang saat ini ada, yakni sekitar 670 lapangan minyak. Sumur-sumur yang masih penuh berproduksi (undepleted wells) terletak di sekitar laut Jawa dan Sulawesi (12 persen), sedangkan sumur-sumur baru yang masih dalam early production (20 persen) ataupun dalam tahap eksplorasi atau undeveloped wells (6 persen), umumnya terletak di wiayah timur Indonesia.
Tabel 16 Pencapaian Tahun 2010 – 2012 dan Perkiraan Tahun 2013 – 2014
Sasaran Indikator Satuan Baseline
(2009) Target (2014)
Perkembangan Pencapaian Perkiraan Capaian
2010 2011 2012 2013 2014
Meningkatnya Kapasitas Energi
Produksi Minyak
Bumi Ribu Barrel/Hari 949 1.010
*)
945 902 860 840 870
Produksi Gas Bumi Ribu Barrel setara
Minyak/Hari 1.420 1.633 1.582 1.508 1.464 1.240 1.240 Kapasitas Pembangkit Tambahan (MW) 31.959 3.000 MW/ Tahun 2.024 5.902 4.179 4.097 3.807 Terpasang (Kumulatif MW) 33.983 39.885 44.064 48.161 51.968
Rasio Elektrifikasi Persen 65,79 80 67,15 72,95 76,56 79,30 81,4
Meningkatnya Pemanfaatan Panas
Bumi
Kapasitas PLTP Terpasang (Kumulatif
MW) 1.179 5.000 1.189 1.226 1.341 1.346 1.403,6
Meningkatnya Konversi Penggunaan Gas
Pembangunan Jaringan Gas Kota
Kota/Sambungan Rumah (Kumulatif) 2/ 6.210 19/ 80.000 6/ 19.376 9/ 45.576 13/ 57.000 17/ 73.000 21/ 89.000
Peningkatan produksi selanjutnya dari lapangan yang sudah mature, yakni produksi dari secondary/tertiary recovery, dibutuhkan teknologi baru dan mahal (Enhanced Oil Recovery - EOR)7. Pemanfaatan teknologi EOR ini masih terbatas di beberapa sumur, seperti teknologi steam-flooding (injeksi uap) di lapangan minyak Duri (Chevron Pacific Indonesia – CPI), sejak tahun 19858, dan teknologi Water Flooding (injeksi air) di lapangan minyak Intan, Vita, Aryani, Widuri, Krisna, dan Widuri West (CNOOC); lapangan NE Air Serdang, dan Guruh (JOB Pertamina-Talisman); lapangan Kaji-Semoga (Medco); lapangan Pungut, dan Balam South (CPI); Sabak (BOB); lapangan Kenali Asam, dan Tempino (PT Pertamina). Sedangkan penggunaan teknologi ini di sumur-sumur lainnya masih dalam taraf feasibility study atau penelitian.
Gambar 3 Pemanfaatan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) di lapangan minyak (BP Migas, 2012)
7Enhanced Oil Recovery adalah metoda untuk menambah jumlah minyak yang bisa diambil setelah melalui tahap primary dan secondary recovery. EOR biasa juga disebut tertiary recovery yang prinsipnya adalah meng-introduce material lain yang dapat mengubah sifat fisik batuan dan/atau fluida sehingga memudahkan minyak mengalir ke sumur-sumur produksi (BP Migas, 2012).
8Lapangan minyak Duri, yang terletak di Sumatera, ditemukan pada tahun 1941. Lapangan ini mulai berproduksi (primary) pada tahun 1958, dan mencapai puncaknya pada sekitar tahun 1964 dengan produksi mencapai 50 ribu per barel. Pada tahun 1975 pertama ali dilakukan tes uji coba EOR (Thermal Testing), dan diperlukan sekitar 10 tahun sebelum Steam-Flooding EOR dapat diterapkan untuk meningkatkan produksi (secondary/tertiary). Mulai tahun 1985, sumur-sumur di lapangan ini menerapkan Steam-Flooding EOR. Produksi awal EOR mencapai 30 ribu barel/hari dan mencapai puncaknya dengan tingkat produksi 296 ribu barel/hari (1994). Produksi minyak rata-rata dari lapangan Duri dengan EOR ini mencapai 200 ribu barel/hari.
©2012 BPMIGAS. All rights reserved. The information consist in this document is exclusively designed and prepared for BPMIGAS’ purposes only. No part of this publication can be reproduced, stored in an information access system, used in a spreadsheet, or distributed in any format or media – electronic, mechanical, photocopy, recording, or any other form – without the written permission from BPMIGAS
20 11 © B P M IG A S – A ll r ig ht s re se rv ed 8 8 Sebaran Current & Future EOR di Indonesia
Pemanfaatan teknologi EOR ini juga akan dilakukan di beberapa sumur lainnya dalam tahun-tahun mendatang, seperti teknologi Water Flooding di lapangan minyak Pedada dan Beruk (BOB); teknologi CO2 Flooding di lapangan minyak Jati Barang dan N. Gerai (PT Pertamina), teknologi Chemical/surfactant Injection di Minas (CPI), Kaji-Semoga (Medco), Tanjung dan Limau (PT Pertamina), Zamrud (BOB), Handil (Total); teknologi Steam Flooding di lapangan N. Duri, Batang, dan Kulin (CPI), serta teknologi Microbialdi lapangan minyak KS/TMP/LS (PT Pertamina). Gambar 3 memperlihatkan sebaran dan jenis teknologi EOR yang sudah/akan diterapkan di beberapa lapangan minyak.
Di samping diperlukan waktu yang lama untuk melakukan kelayakan teknologi EOR, ada beberapa tantangan yang diidentifikasi dapat menghambat penggunaan tekbologi EOR guna melakukan produksi dari secondary/tertiary recovery, antara lain: i) keterbatasan informasi subsurface disekitar sumur, terutama yang berkaitan dengan karakteristik reservoir dan pengelolaan reservoir; ii) ketersediaan teknologi EOR yang sesuai dengan kondisi sumur, sehingga diperlukan uji coba teknologi (Research and Development – R&D) yang sesuai; iii) diperlukan biaya yang besar, terutama untuk R&D, sehingga ada potensi mengurangi cash flow secara signifikan; iv) keterbatasan sumber daya manusia yang menguasai teknologi EOR; v) keterbatasan supplier chemical/steam dalam jumlah banyak yang digunakan sebagi surfactant guna mengurangi kerekatan antara minyak dan batuan; vi) keterbatasan aturan mengenai intellectual property rights dari teknologi EOR yang dikembangkan,; dan vii) keterbatasan/kesulitan dalam memitigasi dampak negatif lingkungan, terutama apabila lapangan/sumur minyak berada di daerah dengan padat penduduk.
Guna mendorong peningkatan produksi minyak, langkah-langkah antisipasi untuk melakukan tahapan Secondary/Tertiary Recovery, termasuk panerapan EOR, perlu dirancang sejak persetujuan Plan of Development (POD) I untuk kontrak-kontrak PSC yang baru. Insentif untuk secondary/tertiary recover ini dapat diberikan melalui beberapa cara, antara lain adalah melalui mekanisme ‘split’ yang memungkinkan adanya penambahan bagian KKKS untuk memperhitngkan tambahan pengeluaran untuk R&D dan Feasibility Study EOR yang akan diterapkan. Di samping itu, insentif dapat juga diberikan melalui mekanisme investment credit, dan Domestic Market Obligation
di atur melalui PSC, antara lain adalah melalui peyempurnaan split namun tidak secara eksplisit dituliskan didalam PSC, dan/atau melalui kerjasama antara KKKS dengan Pemerintah dalam melakukan pilot project bersama di dalam penerapan EOR.
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Production Sharing Contract – PSC), baik perusahaan swasta internasional/nasional maupun Badan Usaha Milik Negara (BUMN). BUMN (Pertamina EP) menyumbang sekitar 14-15 persen dari produksi minyak bumi nasional. Sekitar 35-40 persen (350-400 ribu barel/hari) berasal dari lapangan minyak yang dikelola oleh Chevron Pacific Indonesia (CPI) di Sumatera, yakni lapangan Duri dan Minas (SLC - Sumatran Light Crude). Produksi minyak dari lapangan Duri dan Minas sudah mulai menurun.
Dalam 10-20 tahun mendatang, produksi minyak diperkirakan hanya mencapai 700 ribu barel/hari, dan tambahan produksi baru terbesar berasal dari lapangan Banyu Urip di Cepu (130 ribu barel/hari) Pertamina EP. Belum lengkapnya regulasi mengenai pengawasan dan enforcement dalam penyediaan energi karena belum diterapkannya punishment bagi KKS yang tidak memenuhi target POD lifting migas.
Kontrak unconventional gas – PSC (shale gas, coal bed methane/CBM) masih sangat terbatas. Meskipun umlah cadangan unconventional gas sangat besar, kegiatan eksplorasi gas tersebut masih terbatas dan belum menjadi perhatian perusahaan migas besar.
Potensi cadangan CBM mencapai 453 TCF (trillioncubic feet) dan shale gas mencapai 574 TCF. Pilot project untuk eksplorasi CBM di lapangan gas Rambutan (2004) di Provinsi Sumatera Selatan, dan saat ini telah ditandatangani beberapa kontrak eksplorasi CBM di Sumatera dan Kalimantan. Pemanfaatan CBM untuk pembangkit listrik telah dilakukan dalam skala kecil, sejak tahun 2011. Saat ini telah teridentifikasi beberapa cekungan (basin) dari shale gas, seperti di Sumatera (2), Jawa (3), Kalimantan (2) dan Papua (1). Insentif telah diberikan untuk mempercepat kegiatan eksplorasi gas unconventional, antara lain: split yang fleksibel tergantung dari kondisi lapangan, cost recovery 100%, dengan kontrak 30 tahun. Pengembangan lapangan CBM terkendala oleh rezim perizinan yang belum lengkap (hak eksploitasi dan penguasaan lapangan dikeluarkan oleh dua lembaga/ditjen berbeda). Pengembangan shale gas terkendala oleh belum terakuisisinya teknologi hydraulic fracture/cracking oleh pelaku industri migas dalam negeri, serta penanganan dampak lingkungan/water waste yang banyak.