-
Terdapat 3 Lapangan didalam Wilayah kerja Cepu, salah satunya
adalah Lapangan Banyu Urip, dengan cadangan minyak bumi sebesar 265
juta barrel.
Proyek Banyu Urip terdiri dari 5 bagian engineering,
procurement, dan construction (EPC), yakni EPC-1 yaitu pembangunan
fasilitas produksi, EPC-2 yaitu pembangunan pipa onshore, EPC-3
yaitu pembangunan pipa offshore dan mooring tower, EPC-4 yaitu
pembangunan FSO dan EPC-5 untuk pembangunan fasilitas
infrastruktur.
LAPANGAN BANYU URIPMOBIL CEPU LTD.
LAPORAN TAHUNAN 201374
-
Proyek dikerjakan sejak tanggal 5 Agustus 2011, dan diharapkan
dapat memulai kegiatan produksi secara penuh pada Januari 2015
sehingga dapat menambah produksi minyak Indonesia pada kapasitas
penuh sebesar 165 ribu BOPD. Berdasarkan rencana pengembangan, pada
Desember 2013 diharapkan pelaksanaan seluruh proyek telah mencapai
87,8%. Namun demikian, karena pelaksanaan pada EPC-1 dan EPC-5
tidak sesuai dengan komitmen, maka secara keseluruhan proyek baru
mencapai 78,7%.
Hambatan utama pelaksanaan proyek adalah permasalahan terkait
dengan isu sosio ekonomi yang lebih lama dari rencana, pemberdayaan
kemampuan daerah, pembebasan tanah, dan perizinan, serta kinerja
kontraktor EPC-1 yang tidak sesuai dengan komitmen yang utamanya
disebabkan kurangnya jumlah tenaga kerja yang berpengalaman dan
peralatan pendukung.
LAPORAN TAHUNAN 2013 75
FA_14050801 SKKMIGAS_AR.indd 75 7/4/14 5:26 PM
-
Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) merupakan proyek
pengembangan 4 WK, yaitu Ganal, Rapak, Makasar Strait dan
Kalimantan Timur. Pada 4 WK tersebut terdapat 5 lapangan yaitu
Lapangan Bangka, Gehem, Gendalo, Maha dan Gandang.
Kegiatan-kegiatan yang akan dilakukan antara lain mengebor 28 sumur
bawah laut di 5 lapangan tersebut, yang nantinya akan
diintegrasikan melalui 2 unit produksi terapung (Floating
Production Unit/FPU) hub dan 1 subsea tie-back.
Diharapkan dari Lapangan Bangka akan diproduksikan gas sekitar
120 juta SCFD dan kondensat 4 ribu BCPD, Gehem Hub sebesar 420 juta
SCFD dan kondensat 27 ribu BCPD, serta Gendalo Hub sebesar 700 juta
SCFD dan 20 ribu BCPD kondensat.
INDONESIA DEEP WATER DEVELOPMENTCHEVRON INDONESIA COMPANY
LAPORAN TAHUNAN 201376
-
Rencana pengembangan proyek telah disetujui Menteri ESDM pada
tahun 2008, dan direncanakan pada tahun 2016 kegiatan produksi
sudah dapat dimulai dari Lapangan Bangka.
Front End Engineering Design (FEED) untuk Lapangan Bangka,
Gendalo Hub dan Gehem Hub telah selesai pada tahun 2012. Pada akhir
tahun 2013, proyek telah memasuki fase konstruksi, namun
kelangsungan proyek masih membutuhkan persetujuan terhadap beberapa
hal, antara lain perpanjangan KKS yang dibutuhkan untuk menjaga
keekonomian proyek, keputusan dari Pertamina dan Kementerian
Keuangan untuk penggunaan akses aset kilang Bontang, serta
persetujuan Sales Purchase Agreement (SPA) antara Chevron dengan
pembeli.
LAPORAN TAHUNAN 201377
FA_14070401 SKKMIGAS_AR_ENG.indd 77 7/4/14 7:32 PM
-
WK Masela terdiri dari 1 lapangan yang telah discovery, yaitu
Lapangan Abadi, dengan cadangan gas bumi sebesar 6,05 triliun SCF
(90% P1)
Proyek pengembangan Lapangan Abadi memiliki dampak produksi dan
investasi yang cukup signifikan. Selain itu, lokasi proyek yang
berada di WK Masela, Laut Arafura, Maluku Tenggara Barat ini
merupakan garis batas wilayah Indonesia.
POD Pertama telah disetujui Menteri ESDM pada tanggal 6 Desember
2010. Skema pengembangan lapangan akan menggunakan Floating LNG
dengan kapasitas 2,5 million ton per annum (MTPA), sehingga proyek
ini sekaligus merupakan model pengembangan lapangan gas yang baru
pertama kali dilakukan di Indonesia.
Sesuai persetujuan POD Pertama, produksi gas bumi sebesar 449
juta SCFD dan kondensat sebesar 8,4 ribu BCPD selama 30 tahun
diperkirakan akan dapat dimulai pada tahun 2016. Namun berdasarkan
perkembangan terakhir, first gas diperkirakan pada akhir 2019.
LAPANGAN ABADIINPEX MASELA LTD.
LAPORAN TAHUNAN 201378
FA_14070401 SKKMIGAS_AR_ENG.indd 78 7/4/14 7:32 PM
-
Untuk menyiapkan rencana pengembangan, Inpex sampai dengan
tanggal 31 Desember 2103 melakukan berbagai kegiatan, yaitu FEED
untuk SURF yang telah diselesaikan pada akhir 2013, FEED untuk FLNG
yang diperkirakan selesai awal tahun 2014, dan penentuan lokasi
shore base di Saumlaki yang akan digunakan untuk mendukung
pelaksanaan proyek.
LAPORAN TAHUNAN 2013 79
-
Rencana Pengembangan Tangguh Train 3 (POD) telah disetujui
Pemerintah pada 29 November 2012. Ini merupakan pengembangan
lanjutan setelah Train 1 dan Train 2 (POD Pertama) yang telah
beroperasi sejak tahun 2009 dan berlokasi di Bintuni, Papua Barat.
Pengembangan Train 3 ini bertujuan mengembangkan dan memproduksi
cadangan gas serta memonetisasi sebelum berakhirnya KKS pada tahun
2035.
Train 3 akan dibangun dengan kapasitas 3,8 MTPA dan
distandarisasi sehingga kilang LNG Tangguh Train 3 ini akan
menggunakan peralatan yang sama dengan Train 1 dan Train 2.
LAPANGAN TANGGUH TRAIN-3BP INDONESIA
LAPORAN TAHUNAN 201380
-
Ruang lingkup Train 3 mencakup pembangunan kilang LNG di darat
dengan kapasitas 3,8 MTPA LNG dan 3,2 ribu BOPD kondensat dan
pembangunan gas production facilities di lepas pantai dengan
kapasitas 700 juta SCFD, berupa 2 platform dengan total 7 well dan
2 jalur pipa dengan diameter 24 sepanjang 15 Km dan 24 Km.
Sampai dengan akhir tahun 2013, proses pengadaan onshore LNG
FEED sedang berjalan dan diharapkan onstream pada tahun 2019.
LAPORAN TAHUNAN 2013 81
-
WK Muara Bakau dengan luas 1.081,81 km2 terdiri dari 2 lapangan
yang telah discovery, yaitu Lapangan Jangkrik (JKK) dan Lapangan
Jangkrik North East (JNE), dengan potensi eksplorasi yang tersisa
adalah prospek Jangkrik Deep, Dara dan Katak Biru.
Lapangan JKK dan JNE terletak di lepas pantai laut Selat
Makassar dengan kedalaman sekitar 450-500 meter bawah permukaan
laut.
Pengembangan gas Lapangan JKK diawali dengan ditemukannya sumur
JKK-1 pada tahun 2009, kemudian dilanjutkan sumur JKK-2 dan sumur
JKK-2 dir dan JKK-3 tahun 2010, sedangkan Lapangan JNE dimulai
sejak penemuan sumur JNE-1 dan JNE-2 tahun 2011.
Rencana pengembangan Lapangan JKK (POD Pertama) telah disetujui
Menteri ESDM pada tanggal 29 November 2011 dengan kumulatif gas
sebesar 913 miliar SCF. Sedangkan rencana pengembangan Lapangan JNE
(POD) telah disetujui Kepala SKK Migas pada tanggal 31 Januari 2013
dengan kumulatif produksi gas sebesar 417,5 miliar SCF.
Pengembangan lapangan JKK dan JNE akan dilakukan dengan skenario
pembangunan fasilitas produksi serta komersialitas penjualan gas
dan kondensat secara terintegrasi. Target first gas dari kedua
lapangan ini diperkirakan pada awal tahun 2017.
Lingkup proyek Muara Bakau meliputi 3 pekerjaan utama, yaitu
EPCI-1 (FPU), EPCI-2 (Riser Flowline & Installation) dan EP-3
(Subsea Production System) termasuk pengeboran sumur pengembangan
sebanyak 11 sumur.
LAPANGAN JANGKRIK DAN JANGKRIK NORTH EAST - ENI MUARA BAKAU
B.V.
LAPORAN TAHUNAN 201382
-
Pengembangan Lapangan JKK terdiri dari 7 sumur bawah laut dan 4
sumur bawah laut di Lapangan JNE yang dihubungkan (tie-back) menuju
FPU. Selanjutnya gas disalurkan melalui pipa ekspor bawah laut
menuju Onshore Receiving Facility (ORF) untuk diukur sebelum
disalurkan melalui pipa eksisting 42 dan 20 di Kalimantan Timur
menuju Kilang LNG Badak dan Pasar Domestik. Adapun hasil lainnya
berupa kondensat disalurkan melalui pipa eksisting 20 menuju Kilang
Senipah.
Status perkembangan proyek Muara Bakau pada akhir tahun 2013
sebagai berikut:
a. Usulan AFE untuk 11 sumur pengembangan sudah disetujui
bundling dan AFE-AFE pembangunan Fasilitas produksi (FPU, ORF,
Pipeline dan Subsea Facility) sedang dalam tahap evaluasi
akhir.
b. Usulan penetapan pemenang lelang untuk pekerjaan EPCI-I,
EPCI-2 dan EP-3 sedang dalam tahap evaluasi.
c. FEED untuk proyek-proyek utama telah selesai, pelaksanaan
proyek akan dimulai setelah pelaksana pekerjaan ditetapkan sesuai
proses pengadaan.
d. Rencana pelaksanaan tie-in dan sharing facilities ke sistem
pipa gas Kalimantan Timur dalam pembahasan aspek teknis dan
komersial.
LAPORAN TAHUNAN 2013 83
-
1. LAPANGAN BD
Lapangan BD terletak di lepas pantai Madura Strait, Jawa Timur,
sekitar 65 km di timur Surabaya dan sekitar 16 km selatan Pulau
Madura. Dari pengembangan Lapangan BD diharapkan dapat
diproduksikan cadangan gas sebesar 441,7 miliar SCF dan 18,7 juta
barel kondensat dengan masa produksi selama 13 tahun.
Produksi awal diperkirakan akan dimulai pada kuartal 2 tahun
2016 dengan initial production sebesar 100 juta SCFD dan 6 ribu
BCPD atau setara dengan 22,7 ribu BOEPD.
Skenario pengembangan Lapangan BD dengan menggunakan Well Head
Platform, FPSO Gas Processing dengan CO2 removal dan sulfur
recovery unit, serta condensate stabilizing and storage. Jalur pipa
yang digunakan berupa multiphase flow-line dari Well Head Platform
ke FPSO dan jalur pipa dari FPSO menuju Stasiun Pengukuran Gas di
Pasuruan.
2. LAPANGAN MDA - MBH
Pengembangan Lapangan MDA MBH disetujui oleh SKK Migas pada
tanggal 31 Januari 2013 sedangkan pengalokasian gas disetujui pada
tanggal 30 Oktober 2013.
Produksi awal diperkirakan akan dimulai pada kuartal 2 tahun
2017 dengan rencana produksi sebesar 120 juta SCFD selama 10 tahun
yang akan disalurkan kepada pembeli gas melalui jalur pipa Jawa
Timur dan Madura. Fasilitas produksi yang akan dibangun akan
mempunyai kapasitas alir maksimal sebesar 140 juta SCFD yang
bertujuan untuk melakukan antisipasi terhadap kegiatan perawatan
atau shutdown time agar dapat memenuhi penyaluran gas sesuai dengan
kontrak yang sudah disepakati.
LAPANGAN BD-MA-MBH-HUSKYCNOOC LTD. MADURA STRAIT
LAPORAN TAHUNAN 201384
-
LAPORAN TAHUNAN 2013 85
-
1. PROYEK SENORO (JOB PERTAMINA-MEDCO TOMORI)
Proyek Senoro akan memproduksi gas sebesar 310 juta SCFD dari 2
lapangan yaitu Lapangan Senoro dan Lapangan Cendanapura. Produksi
gas tersebut akan disalurkan ke beberapa pembeli yaitu DSLNG
sebesar 250 juta SCFD, PAU sebesar 55 juta SCFD dan PLN sebesar 5
juta SCFD.
a. EPC Senoro : Kemajuan proyek EPC secara keseluruhan telah
mencapai 55,46% (Engineering 92,1%, Procurement 66,26%, dan
Construction 12,73%) dari rencana (Recovery Plan) sebesar 58,60%,
atau telah terjadi keterlambatan proyek sebesar 3,14%.
Kendala utama keterlambatan proyek adalah keterbatasan tenaga
kerja terutama tenaga welder yang berpengalaman, serta kelambatan
mobilisasi peralatan.1) Condensate Jetty Loading Facility :
Penunjukan pemenang lelang telah disetujui SKK Migas
pada 22 Januari 2014.2) Material Offloading Facilities (MOF)
Jetty : Kemajuan kontruksi telah mencapai 94,31 dari
rencana 100%. Keterlambatan ada pada pekerjaan concrete work
pada jetty head yang baru mencapai 85%, sedang pekerjaan lainnya
telah mencapai 100%
LAPANGAN DONGGI SENOROJOB PERTAMINA-MEDCO SENORO TOILI
LAPORAN TAHUNAN 201386
-
2. PROYEK DONGGI-MATINDOK (PPGM PT. PERTAMINA EP)
POD Area Matindok (Donggi-Matindok) disetujui BPMIGAS tahun 2008
dan direvisi tahun 2011 dengan kapasitas produksi sebesar 105 juta
SCFD (50 juta SCFD dari Donggi dan 55 juta SCFD dari Matindok)
dengan perkiraan biaya investasi sebesar US$762 juta. Dalam
pelaksanaannya kemudian dipisah menjadi 2 proyek, yaitu EPC CPP
Donggi dan EPC CPP Matindok. Produksi gasnya akan disuplai ke DSLNG
sebesar 85 juta SCFD, dan PLN sebesar 20 juta SCFD bersama dengan
produksi gas dari lapangan Senoro (310 juta SCFD).
a. CPP Donggi : Saat ini kemajuan proyek telah mencapai 19,97%
dari rencana awal sebesar 57,93 % (-37,96%).
b. EPC Matindok : Pelaksanaan proyek akan dimulai pada tanggal
29 Januari 2014 selama
26 bulan. Saat ini sedang persiapan alignment contract yang
diperkirakan tanggal 3-7 Februari 2014.
LAPORAN TAHUNAN 2013 87
-
Pengembangan Lapangan terintegrasi (POD Integrasi) yang terdiri
dari Lapangan PHE-7, PHE-12, PHE-24, PHE-29, PHE-44, PHE-48
disetujui oleh SKK Migas pada tanggal 23 Oktober 2013.
Dari pengembangan Lapangan terintegrasi (POD Integrasi)
diharapkan dapat diproduksikan cadangan gas sebesar 62.21 BCF dan
15.84 juta barel minyak dengan masa produksi selama 12 tahun.
Initial production diperkirakan sebesar 10 juta SCFD dan 1 ribu
BOPD dengan produksi puncak diharapkan mencapai 27,4 juta SCFD dan
12,65 ribu BOPD.
Untuk memproduksikan minyak dari Lapangan-Lapangan PHE 6, 29, 44
dan 48 dengan cara gas lift yang gasnya akan diperoleh dari
Platform PPP dengan penambahan kompresor di CPP. Gas yang
diproduksikan dari PHE 24 langsung dialirkan ke CPP eksisting dan
kemudian dialirkan ke ORF Gresik sedangkan produksi multi fasa dari
PHE 6, 12, 7, 29, 44 dan 48 akan dialirkan dan diproses di CPP 2.
Minyak dari CPP 2 akan diteruskan ke PPP untuk selanjutnya
ditampung dengan FSO sedangkan gas akan dialirkan ke ORF
Gresik.
LAPANGAN PHE POD TERINTEGRASIPHE WMO
LAPORAN TAHUNAN 201388
FA_14070401 SKKMIGAS_AR_ENG.indd 88 7/4/14 7:39 PM
-
PEMBERDAYAAN KAPASITAS NASIONAL
IV
-
90
FA_14070401 SKKMIGAS_AR_ENG.indd 90 7/10/14 4:33 PM
-
UPAYA PENINGKATAN DAN MEMPERTAHANKAN PRODUKSI
IV.A
Memasuki tahun 2013, pemanfaatan gas
bumi untuk kepentingan domestik dapat ditingkatkan
cukup signifikan, bahkan telah melebihi volume gas yang
diekspor.
REALISASI PEMANFAATAN GAS BUMI UNTUK KEBUTUHAN DOMESTIK
-
Volume pemanfaatan gas bumi dalam rangka memenuhi kebutuhan gas
domestik meningkat
3.774 BBTUD pada tahun 2013 atau meningkat 155% dalam kurun
waktu 10 tahun. Saat ini, pemanfaatan gas bumi untuk kepentingan
domestik telah melebihi komitmen penjualan gas ke pasar ekspor.
Berdasarkan data pada tahun 2013, volume gas bumi yang dimanfaatkan
untuk memenuhi kebutuhan gas domestik 5,2% lebih tinggi jika
dibandingkan dengan volume gas bumi
domestik sebesar 3.774 BBTUD, sementara untuk memenuhi komitmen
penjualan ekspor hanya sebesar 3.402 BBTUD.
Pemanfaatan gas bumi untuk domestik didukung oleh pembangunan
infrastruktur gas bumi
dari pengembangan lapangan gas yang berada di luar pulau Jawa
dapat dialirkan ke pulau Jawa yang mempunyai populasi penduduk
paling besar diantara pulau lain-nya di Indonesia. Salah satu
tahapan penting dalam pembangunan infrastruktur gas bumi di pulau
Jawa adalah beroperasinya
perairan Tanjung Priuk, DKI Jakarta.
REALISASI PEMANFAATAN GAS BUMI UNTUK KEBUTUHAN DOMESTIK
LAPORAN TAHUNAN 201392
FA_14070401 SKKMIGAS_AR_ENG.indd 92 7/10/14 3:14 PM
EKSPOR DOMESTIK
-
Pemerintah telah menetapkan sejumlah alokasi kargo LNG kepada
beberapa terminal penerima LNG baik yang sudah beroperasi seperti
Nusantara Regas maupun kepada terminal penerima LNG yang masih
dalam tahap perencanaan (FSRU Jawa Tengah) dan konstruksi (FSRU
Lampung dan terminal regasifikasi LNG di Arun) seperti tertera pada
tabel di atas. Namun demikian, perencanaan pembangunan
infrastruktur gas bumi harus sejalan dengan rencana pengembangan
lapangan gas bumi sehingga alokasi gas yang telah ditetapkan
Pemerintah dapat dimanfaatkan dengan optimal. Sebagai contoh
Nusantara Regas hanya dapat memanfaatkan 24 kargo LNG dari 27 kargo
LNG yang telah ditetapkan oleh pemerintah pada tahun 2013.
Selain menetapkan alokasi LNG, pemerintah juga menetapkan
alokasi gas melalui pipa untuk mendukung pemenuhan gas domestik.
Pemanfaatan gas bumi melalui pipa saat ini telah berjalan dengan
baik terutama dalam rangka revitalisasi pabrik pupuk, peningkatan
kapasitas pembangkit listrik tenaga gas serta pemenuhan gas untuk
industri pada umumnya. Pemanfaatan ini harus didukung oleh
pengembangan infrastuktur pipa gas yang berkesinambungan dan
fasilitas penerima pasokan gas dari sisi pembeli.
Berdasarkan data pada tahun 2013, beberapa pembeli gas masih
memanfaatkan pasokan gas di bawah jumlah penyerahan pasokan gas
harian yang telah disepakati pada perjanjian jual beli gas. Hal ini
disebabkan oleh terbatasnya infrastruktur pipa gas dan peningkatan
kapasitas pembangkit listrik yang pada umumnya baru dilakukan pada
saat produksi gas telah mengalir sehingga pada awal produksi gas
tidak dapat dimanfaatkan dengan baik.
Beberapa proyek pengembangan gas melalui pipa telah berproduksi
pada tahun 2013, salah satu diantaranya adalah pengembangan
Lapangan gas Ruby dengan volume pengaliran gas sebesar 80 BBTUD di
WK Sebuku yang dioperasikan oleh Mubadala Petroleum untuk memenuhi
kebutuhan gas proyek revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kalimantan
Timur.
Secara berurutan dimulai pada tahun 2014, beberapa proyek
pengembangan lapangan gas pipa mulai berproduksi yaitu Lapangan
Gundih yang dioperasikan oleh PT Pertamina EP dengan potensi
pengaliran gas sebesar 50 BBBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pusat
pembangkit listrik Tambak Lorok (Jawa Tengah), Lapangan Kepodang di
WK Muriah yang dioperasikan oleh PC Muriah Ltd. dengan potensi
pengaliran gas sebesar 116 BBTUD juga untuk memenuhi kebutuhan gas
pusat
LAPORAN TAHUNAN 2013 93
-
REALISASI PEMANFAATAN GAS BUMI UNTUK KEBUTUHAN DOMESTIK
pembangkit listrik Tambak Lorok, Lapangan Bukit Tua di WK
Ketapang yang dioperasikan oleh PC Ketapang II Ltd. dengan potensi
pengaliran gas sebesar 50 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pusat
pembangkit listrik Gersik (Jawa Timur), Lapangan Senoro yang
dioperasikan oleh JOB Pertamina-Medco Tomori dengan potensi
pengaliran gas sebesar 60 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan pabrik
amonia untuk pupuk, Lapangan gas Blok A yang dioperasikan oleh PT
Medco E&P Malaka dengan potensi pengaliran gas sebesar 110
BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pabrik pupuk PT Pupuk Iskandar
Muda, Lapangan MDA dan MBH yang dioperasikan oleh Husky-CNOOC
Madura Ltd. dengan potensi pengaliran sebesar 85 BBTUD untuk
memenuhi kebutuhan gas revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kimia
Gersik, Lapangan Tiung Biru Jambaran yang dioperasikan oleh PT
Pertamina EP Cepu dengan potensi pengaliran sebesar 185 BBTUD untuk
memenuhi kebutuhan gas revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kujang
Cikampek.
LAPORAN TAHUNAN 201394
-
LAPORAN TAHUNAN 2013 95