Proses Pengolahan pemisahan gas

Proses Pemisahan Gas

Secara umum daam waktu yang relatif pendek, sumur gas banyak menghasilkan gas alam murni. Selebihnya sewaktu aliran gas hidrokarbon dipenuhi oleh campuran dari beberapa H-C, dalam jumlah yang terbatas, termasuk juga dalam bentuk uap atau cairan dan lainnya. Terkadang partikel padatan dan lainnya campuran juga terdapat dalam lapangan gas. Produksi aliran gas menjadi tidak stabil (tersendat-sendat) dengan komponen atau senyawa dengan kecepatan tinggi yang dapat berubah bentuk dalam kondisi tekanan dan suhu tnggi menuju ke permukaan tanah. Oleh karena itu pengambilan senyawa atau partikel ikutan menjadi sangat penting dengan proses pemisahan (separation) atau metoda lainnya.

Operasi pemisahan cairan dalam gas atau gas dalam cairan melibatkan separator dan stabilizer sehingga menjadi produk yang laku jual. Pada umumnya Gas Intermediate dalam bentuk cairan mempunyai harga yang tinggi, segingga dapat ditetapkan bahwa perlu pemanfaatan secara maksimal cairan gas alam tersebut.

Proses Pengolahan pemisahan gas pada umumnya disertai :

1. Operasi pemisahan gas dan cairan untuk mengambil cairan : Crude Oil, HC condensate , air dan partikel padatan yang terikut.
2. Pemanfaatan dan pengambilan uap H-C yang dapat dikondensasikan. Langkah pemisahan awal pada suhu yang rendah banyak dipergunakan.
3. Pencucian gas dan minyak setelah proses pemisahan.
4. Proses gas dehydration dipergunakan untuk mengambil gas yang terkondensasi bersama dengan uap air yang mungkin terdapat dan membentuk hydrate dalam kondisi operasi.
5. Proses pengambilan komponen lain yang tidak diinginkan, seperti H2S, senyawa sulfur lain serta CO2.


http://www.migas.web.id/migas/proses-pemisahan-gas/

Jenis dan Model Separator

Berdasarkan bentuk konstruksinya, separator dapat dikelompokan dalam 3 bentuk bangun separator:

1. Vertical Separator : adalah vessel dalam bentuk silinder yang berdasarkan panjang silinder didirikan secara tegak.
2. Horizontal Separator : adalah vessel dalam bentuk silinder yang berdasarkan panjang silinder didirikan secara horizontal.
3. 3. Spherical Separator

http://www.migas.web.id/peralatan-migas/jenis-dan-model-separator/

Artificial Lift

Artificial lift adalah metode untuk mengangkat hidrokarbon, umumnya minyak bumi, dari dalam sumur ke atas permukaan. Ini biasanya dikarenakan tekanan reservoirnya tidak cukup tinggi untuk mendorong minyak sampai ke atas ataupun tidak ekonomis jika mengalir secara alamiah.

Artificial lift umumnya terdiri dari lima macam yang digolongkan menurut jenis peralatannya.

Pertama adalah yang disebut subsurface electrical pumping, menggunakan pompa sentrifugal bertingkat yang digerakan oleh motor listrik dan dipasang jauh di dalam sumur.

Yang kedua adalah sistem gas lifting, menginjeksikan gas (umumnya gas alam) ke dalam kolom minyak di dalam sumur sehingga berat minyak menjadi lebih ringan dan lebih mampu mengalir sampai ke permukaan.

Teknik ketiga dengan menggunakan pompa elektrikal-mekanikal yang dipasang di permukaan yang umum disebut sucker rod pumping atau juga beam pump. Menggunakan prinsip katup searah (check valve), pompa ini akan mengangkat fluida formasi ke permukaan. Karena pergerakannya naik turun seperti mengangguk, pompa ini terkenal juga dengan julukan pompa angguk.

Metode keempat disebut sistem jet pump. Fluida dipompakan ke dalam sumur bertekanan tinggi lalu disemprotkan lewat nosel ke dalam kolom minyak. Melewati lubang nosel, fluida ini akan bertambah kecepatan dan energi kinetiknya sehingga mampu mendorong minyak sampai ke permukaan.

Terakhir, sistem yang memakai progressive cavity pump (sejenis dengan mud motor). Pompa dipasang di dalam sumur tetapi motor dipasang di permukaan. Keduanya dihubungkan dengan batang baja yang disebut sucker rod.

http://hidayatardiansyah.wordpress.com/2008/03/12/artificial-lift/

Eksplorasi minyak bumi pada era hindia Belanda

Suatu hari pada tahun 1880 Aeliko Jans Zijklert, administrator perkebunan tembakau di Sumatera Timur sedang berteduh dari hujan ketika ia sedang melakukan inspeksi kebun tembakau. Karena hari mulai malam, seorang mandor bumi putera membawakannya sebuah obor. Terangnya nyala obor yang lebih dari biasanya mengundang tanda tanya baginya. Kemudian sang mandor pribumi menjelaskan bahwa kain obor tersebut telah dicelupkan pada suatu cairan hitam dari suatu kubangan. Setelah diselidiki, Zijklert menduga jika cairan tersebut adalah kerosene, minyak tanah yang waktu itu sudah diimpor ke Hindia Belanda.

Cairan hitam tersebut dikirim Zijklert ke Batavia untuk dianalisis dan hasilnya adalah benar bahwa cairan tersebut adalah minyak bumi dengan kualitas tinggi.

Tak lama kemudian Zijklert mengumpulkan modal dari teman-temannya di Negeri Belanda dan ia berhasil mendapatkan konsesi dari Sultan Langkat untuk melakukan penggalian minyak Bumi di tempat tersebut, yaitu sebidang tanah di Telaga Said, beberapa kilometer dari Pangkalan Brandan pada tahun 1883.

Dengan beberapa tukang bor dari Deli, pada tahun 1884 ia mengebor beberapa sumur dengan menggunakan alat bor tipe “Mud Flush Rinse”. Sementara itu ia membuat kemah-kemah di kaki Bukit Sintang di dekat muara Sungai Lepan. Dari sini ia mulai mengebor sumur Telaga Tiga.

Pada bulan pertama ia berhasil mencapai kedalaman 51 meter dan bulan kedua ia mencapai kedalaman 96 meter dan didapat 200 liter minyak, yang merupakan tetes minyak pertama yang keluar. Karena hasil yang diperoleh tidak berarti, kegiatan dipindahkan ke arah Timur yaitu ke Telaga Tunggal. Di Telaga Tunggal ini pada kedalaman 31 meter didapatkan 86.402 liter. Sumur tersebut kemudian disebut sumur “Telaga Tunggal I”, yang kemudian dinyatakan sebagai sumur minyak pertama di Hindia Belanda yang memiliki taraf produksi komersial.

Dengan keberhasilan Zijklert melakukan eksplorasi minyak di Hindia Belanda, maka hingga awal abad ke 20 ada sekitar 18 perusahaan minyak yang beroperasi di nusantara.

Tanggal 16 Juli 1890, setelah kembali mengumpulkan modal dari teman-temannya pemilik perkebunan Deli, ia mendirikan suatu perusahaan yang diberi nama “De Koninklijke” yang berarti “The Royal Dutch” dan kemudian untuk memperkuat kedudukan usahanya, “The Royal Dutch” melakukan merger dengan “Shell” suatu perusahaan Inggris yang memiliki kapal-kapal tangki dan memiliki keahlian dalam memasarkan minyak pada tanggal 24 Februari 1907 dengan menggunakan nama “The Royal Dutch-Shell”. Dalam pelaksanaan produksinya di Hindia Belanda kedua perusahaan tersebut mendirikan “Bataafsche Petroleum Maatschappij” (BPM)

The Royal Dutch-Shell memiliki beberapa lapangan eksplorasi dan kilang minyak bumi di beberapa tempat di Hindia Belanda, diantaranya :

(1) Lapangan Sanga-sanga, Kalimantan Timur, mulai beroperasi tahun 1897
(2) Telaga Said dan Perlak, Sumatera bagian Utara.
(3) Kilang Minyak Pangkalan Brandan, mulai beroperasi tahun 1891
(4) Kilang Minyak Plaju, Sumatera Selatan, mulai beroperasi tahun 1904.
(5) Lapangan Jambi dan Sumatera Selatan, tahun 1921.

Tahun 1935, BPM berhasil menyelesaikan pemasangan saluran pipa sepanjang 264 km dari lapangan Jambi ke kilang minyak Plaju. Dan di tahun yang sama BPM mendirikan “De Nederlandsch Nieuw Guinea Petroleum Maatschappij” (NNGPM) untuk eksplorasi di daerah Papua seperti Sorong, Klamono dan Wasian.

Minyak bumi nusantara rupanya juga menarik perhatian “Standard Oil of New Jersey” suatu perusahaan minyak bumi Amerika Serikat. Dan untuk memudahkan perizinan, Standard Oil membuat anak perusahaan di Belanda yang diberi nama “Nederlanche Koloniale Petroleum Maatschaappij” (NKPM).

Pada tahun 1919, NKPM memperoleh konsensi di Talang Akar-Pendopo (Sumatera Selatan), yang rupanya merupakan lapangan minyak terbesar yang ada di Hindia Belanda sebelum Perang Dunia II. Untuk memperlancar pemasaran minyak dari Pendopo, maka dibangunlah pipa minyak yang menghubungkan Pendopo dengan kilang minyak Sungai Gerong pada bulan Mei 1926. Pengiriman minyak dari Pendopo ke Sungai Gerong tercatat sebesar 500 barrel per hari (perolehan Shell pada waktu itu kurang lebih 50.000 barrel per hari).

Sama seperti Standard Oil, perusahaan Amerika Serikat lainnya “Standard of California” juga melakukan hal yang sama untuk mengeksplorasi minyak di nusantara. Pada tahun 1930, Standard of California bekerjasama dengan “Texas Company” (Texaco) membentuk cabang di Hindia Belanda dengan nama “Nederlandsche Pacific Petroleum Maatschappij” (NPPM). Di tahun 1936 mereka mendapatkan konsensi minyak di daerah Riau seperti Rokan dan Sebanga.

Royal Dutch-Shell/BFM kemudian dikenal sebagai “Shell”.

Standard Oil of New Jersey/NKPM kemudian dikenal sebagai “Exxon” dan “Mobil Oil”.

Standard of California dan Texas Company/NPPM kemudian dikenal sebagai “Caltex”.

http://sosbud.kompasiana.com/2009/11/15/eksplorasi-minyak-bumi-pada-era-hindia-belanda/

Pengenalan analisis tegangan pipa

Agar dapat dengan tepat mendisain sistem pemipaan, seorang engineer harus memahami baik karakteristik dari sebuah sistem pada beban-beban potensial dan juga regulatory requirements yang ditetapkan oleh codes.

Sebuah karakteristik sistem dapat dihitung melalui nilai-nilai agregat dari banyak parameter-parameter fisik, seperti percepatan, kecepatan, perpindahan, gaya-gaya internal dan momen, tegangan, dan reaksi-reaksi eksternal yang muncul pada beban-beban teraplikasi. Nilai-nilai yang diperbolehkan untuk setiap parameter tersebut diset setelah peninjauan kriteria kegagalan yang sesuai dengan sistem. Kriteria kegagalan dan respons sistem bergantung kepada tipe pembebanan, yang dapat diklasifikasikan dengan berbagai macam pembedaan, seperti primer vs sekunder, kontinyu vs tidak kontinyu, atau dinamis vs statis.

Standarisasi pemipaan ASME/ANSI B31 merupakan hasil dari kurang lebih delapan dekade kerja dari American Society of Mechanical Engineering dan American National Standards Institute (Dulunya American Standards Association) untuk kodifikasi dari disain dan standar engineering untuk sistem pemipaan. Peraturan pemipaan tegangan B31 (dan penggantinya, seperti ASME Boiler dan peraturan pemipaan nuklir Pressure Vessel Section III) menentukan persyaratan disain, material, pembuatan, perakitan, pembangunan, tes dan inspeksi minimum untuk sistem pemipaan untuk sistem tenaga, pengilangan/petrokimia, bahan bakar gas, transmisi gas dan aplikasi-aplikasi nuklir.

Dengan banyaknya perhitungan-perhitungan yang diperlukan ketika analisis sistem pemipaan, bidang engineering ini menyediakan aplikasi dasar untuk perhitungan yang terkomputerisasi, khususnya selama dua sampai tiga dekade terakhir. Perkembangan dari software tegangan pipa yang mudah digunakan mempunyai dua efek : pertama, software tersebut telah mengambil alih peran spesialis yang mahal untuk analisis tegangan pipa dan membuatnya dapat dipakai oleh para engineer biasa dan juga software tersebut telah membuat setiap orang, bahkan mereka yang memiliki latar belakang pemipaan yang tidak cukup, mampu menghasilkan output yang baik.


http://www.migas.web.id/perpipaan/pengenalan-analisis-tegangan-pipa/

Cadangan Gas alam tersisa 60 tahun lagi

Kilang Gas Balongan

Berdasarkan data dari Natural Gas Fundamentals, Institut Francais Du Petrole pada tahun 2002, cadangan gas alam dunia terbukti ada sekitar 157703,109 m3. Jumlah cadangan energi ini, dengan tingkat konsumsi gas alam sekarang ini, akan dapat bertahan selama 60 tahun. Apabila kita bandingkan dengan cadangan minyak dunia, berdasarkan tingkat konsumsi sekarang ini, minyak bumi hanya akan dapat bertahan sampai 40 tahun ke depan saja. Namun demikian, biasanya penemuan baru cadangan gas alam dan minyak bumi lebih cepat daripada tingkat konsumsinya. Sangat dibutuhkan usaha kerja keras untuk menjaga keseimbangan cadangan dan jumlah pemakaian energi.

Gas alam seperti juga minyak bumi merupakan senyawa hidrokarbon (CnH2n+2) yang terdiri dari campuran beberapa macam gas hidrokarbon yang mudah terbakar dan non-hidrokarbon seperti N2, CO2, H2S dan gas mulia seperti He dan Ar, terdapat pula uap air dan pasir. Umumnya gas yang terbentuk sebagian besar dari metan CH4, dan dapat juga termasuk etan C2H6 dan propan C3H8. Gas alam yang didapat dari dalam sumur di bawah bumi, biasanya bergabung dengan minyak bumi. Gas ini disebut sebagai gas associated. Ada juga sumur yang khusus menghasilkan gas, sehingga gas yang dihasilkan disebut gas non-associated.
Asal Mula Gas Alam

natural_gas_rigGas alam lebih mudah ditemukan dibanding minyak bumi. Pembentukan gas alam dapat dibagi menjadi dua jenis yakni proses biologis dan proses thermal.
Proses Biologis

Pada proses awal, gas alam terbentuk dari hasil dekomposisi zat organik oleh mikroba anaerobik. Mikroba yang mampu hidup tanpa oksigen dan dapat bertahan pada lingkungan dengan kandungan sulfur yang tinggi. Pembentukan gas alam secara biologis ini biasanya terjadi pada rawa, teluk, dasar danau dan lingkungan air dengan sedikit oksigen. Proses ini mmembentuk gas alam pada kedalaman 760 sampai 4880 meter akan tetapi pada kedalaman dibawah 2900 meter, akan terbentuk wet gas (gas yang mengandung cairan hydrocarbon). Proses jenis ini menempati 20 persen keseluruhan cadangan gas dunia.
Proses Thermal

Pada kedalaman 4880 meter, minyak bumi menjadi tidak stabil sehingga produk utama hydrocarbon menjadi gas metan. Gas ini terbentuk dari hasil cracking cairan hydrocarbon yang ada disekitarnya. Proses pembentukan minyak bumi juga terjadi pada kedalaman ini, akan tetapi proses pemecahannya menjadi metan lebih cepat terjadi.

Sebenarnya, pembentukan gas alam dari bahan inorganik juga dapat terjadi. Walaupun ditemukan pada jumlah yang tidak banyak, gas metan terbentuk dari batuan awal lapisan pembentuk bumi dan jenis meteorit yang mengandung bayak kabon (carbonaceous chondrite type).

Gas mulia (He dan Ar) yang ditemukan bersama gas alam adalah produk hasil dari disintegrasi radioaktif alam. Helium berasal dari thorium dan keluarga uranium sedangkan argon berasal dari potassium. Gas-gas ini kemungkinan besar sama-sama terjebak oleh lingkungan pada gas alam.

Seperti minyak bumi, gas alam bergerak dan terakumulasi pada beberapa titik.
Titik inilah yang menjadi target penambangan gas alam. Ladang gas alam terbesar Eropa terdapat di Gronigen-Belanda (2270 x 10^9 m3), US terdapat di Kansas (1986 x 10^9 m3), Afrika terdapat Algeria (2520 x 10^9 m3) dan di benua Asia terdapat di Arun-Indonesia (383 x 10^9 m3).
Pengukuran Gas Alam

Gas alam dapat diukur dalam sejumlah cara. Sebagai gas, ia dapat diukur melalui volume satuan m3 pada temperatur 15 C dan tekanan 750 mmHg, atau dalam cubic feet (CF) dengan temperatur 60 F dan tekanan 14,73 lb/in2. Satuan volume yang umumnya dipakai adalah dalam ribuan cubic feet (MCF), jutaan cubic feet (MMCF), atau triliun cubic feet (TCF). Gas alam juga sering diukur dan dinyatakan dalam British thermal unit (BTU). Satu BTU adalah sejumlah gas alam yang akan menghasilkan energi yang cukup untuk memanaskan satu pound air dengan satu derajat pada tekanan normal. Satu cubic feet gas alam mengandung sekitar 1,027 BTU. Gas alam yang dikirim melalui pipa di USA, diukur dalam satuan ‘therms’ untuk penggunaan pembayaran. Satu ’therm’ adalah ekivalen dengan 100.000 BTU, atau sekitar 97 SCF gas alam.
Pengolahan Gas Alam

Pada proses pengolahan modern, dilakukan pemisahan untuk menghilangkan impurities. Beberapa gas hidrokarbon seperti propan (C3H8) dan butan (C4H10) dipisahkan dan dijual secara terpisah. Setelah diproses, gas alam yang bersih ditransmisikan ke titik-titik penggunaan melalui jaringan pipa. Gas alam yang dikirim melalui pipa tersebut merupakan gas alam dalam bentuk metan (CH4).

Gas alam yang dikirim tersebut merupakan ‘dry gas’ atau ‘gas kering’. Metan adalah molekul yang dibentuk oleh satu atom karbon dan empat atom hidrogen sebagai CH4. Gas metan mudah terbakar apabila terjadi reaksi antara metan dan oksigen yang hasilnya berupa karbon dioksida (CO2), air (H2O) ditambah sejumlah besar energi, sebagaimana persamaan berikut.

http://www.indomigas.com/cadangan-gas-alam-tersisa-60-tahun-lagi/

Dongkrak produksi minyak lewat EOR Project

Jakarta, Tuesday, January 13 2009 (09:34)
Pengelolaan Wilayah Kerja (WK) Pertamina sektor hulu di dalam negeri diserahkan kepada salah satu anak perusahaannya, yaitu Pertamina EP (PEP). Eks WK Pertamina ini cukup luas, 140.000 km2 yang terdiri atas 214 lapangan di mana 80 persennya merupakan lapangan tua (mature field atau brown field). Tingkat penurunan produksi alamiah atau decline-nya rata-rata 5-15 persen per tahun. PEP saat ini sedang mempersiapkan program Enhanced Oil Recovery (EOR). Seberapa jauh kebutuhan program EOR bagi pengelolaan lapangan tua?

Ketika Pertamina secara korporat manargetkan tingkat produksi minyak pada tahun 2014 sebesar 225 ribu barel per hari (sekarang 150 ribu barel per hari), upaya menaikkan produksi dilakukan PEP, Pertamina Hulu Energi (PHE), PEP Randugunting, dan PEP Cepu. Selain anak perusahaan operasional sektor hulu juga ada binis panasbumi, yaitu Pertamina Geothermal Energy dan anak perusahaan bisnis gas, Pertamina Gas (lihat Boks: Skuadron Anak Perusahaan Hulu).


ARTI PENTING "EOR"
Salah satu metode dari EOR itu adalah menginjeksikan air (water flooding) ke dalam pori-pori reservoir di bawah permukaan agar produksi naik atau persentase decline-nya tidak terlalu cepat. Itulah langkah PEP melalui EOR Project.

Memahami EOR dan arti pentingnya, akan sulit kalau tidak memahami terlebih dulu periode-periode produksi. Coba, deh, kita buka penjelasan dari Ketua Umum Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) Kuswo Wahyono dalam Buku Pintar Migas Indonesia. Menurutnya metode optimal untuk produksi minyak dan gas adalah melalui:

1. Secara alamiah (natural), dengan tenaga dari reservoir itu sendiri;
2. Secara buatan (artificial lift), misalnya dengan pompa ataupun gas lift;
3. Dengan penambahan energi dari luar, yaitu injeksi air atau gas, dengan menggunakan metode penyerapan tahap lanjut (Enhanced Oil Recovery). Misalnya injeksi panas, kimiawi, CO2, dan sebagainya.

EOR juga ada yang mengartikan sebagai produksi tahap lanjut. Sedangkan menurut Kuswo Wahyono EOR dilakukan untuk tertiary. Dan tahap secondary recovery adalah untuk menjaga kestabilan dan atau menambah tenaga reservoir secara langsung, yaitu dengan menginjeksikan air atau gas pada suatu sumur, untuk kemudian memproduksikannya dari sumur lainnya.

Kondisi lapangan yang dikelola PEP, seperti diungkapkan para pembicara pada Workshop EOR 2008 Pertamina EP, 19 November 2008 lalu di Hotel The Ritz Carlton, Jakarta, sudah berada pada akhir primary recovery. "Sebagian besar reservoir pada lapangan minyak PEP sudah berada pada akhir periode primary recovery. Sulitnya menaikkan produksi dari lapangan-lapangan tua ini sangat berhubungan erat dengan siklus produksi yang sudah seharusnya masuk ke dalam periode secondary recovery," beber Manajer EOR Tanjung John Hisar Simamora, salah seorang pembicara pada workshop tersebut.


EOR SEBAGAI JAWABAN
Langkah melakukan EOR adalah hal lumrah pada tahapan produksi secondary recovery dan tertiary recovery. Sedangkan pada tahapan awal, yaitu primary recovery cukup dilakukan melalui conventional oil recovery. Belum mesti dengan EOR. Saat ini kondisi lahan-lahan minyak Pertamina, sebagian besar reservoirnya, sudah berada pada tahap akhir primary recovery. Sementara sisa cadangan masih cukup signifikan sehingga perlu aplikasi teknologi EOR.

GM EOR M. Bunyamin menjelaskan dengan kondisi lapangan Pertamina sekarang, tidak mungkin hanya mengandalkan eksplorasi saja. Bunyamin memberikan contoh lapangan Tambun yang memproduksi 20 ribu BOPD.

"Dengan kondisi ini Tambun merupakan andalan, kita selalu ngebor dan ngebor untuk meningkatkan produksi, begitu kita ngebor tetap hasilnya 20 ribu BOPD. Padahal kalau kita lihat dari kondisi decline-nya tanpa mempertimbangkan blok baru, hanya eksisting, trend-nya naik atau turun? Turunnya normal atau tidak?" tuturnya.

Decline lapangan Tambun sekarang (2004 - 2008) sekitar 20 persen. "Sekarang produksi terus menurun hingga 20 persen. Tetapi kalau sejak awal sudah ada pressure maintenance atau water flooding, decline nya itu sekitar 12 persen. Kesadaran melakukan EOR ini terlambat," tegas Bunyamin.

Pertamina EP pada 1 September 2008 telah membentuk Project Management Team EOR (PMT EOR), yang bertujuan meningkatkan produksi melalui proses secondary recovery dengan injeksi air dan proses tertiary recovery dengan injeksi kimia. Peningkatan produksi ini diharapkan dapat menunjang ambisi Pertamina menjadi produser nomor satu dan menurunkan angka impor minyak untuk kebutuhan dalam negeri.


STRATEGI PERTAMINA EP
Sesuai dengan tujuan didirikannya PEP, anak perusahaan sektor hulu ini memang bertugas menggarap eks WK Pertamina. Sehingga kalaupun ada WK lain dalam negeri di luar WK-WK itu akan menjadi domain anak perusahaan sektor hulu yang lain, Pertamina Hulu Energi (PHE).

Seperti diketahui PHE selain menggarap lahan-lahan eksplorasi dan produksi di luar negeri juga memegang ladang-ladang kerjasama dengan perusahaan lain atau Joint Operating Body Production Sharing Contract (JOB PSC). Juga dalam bentuk Pertamina Participating Interest (PPI).

Untuk mencapai target korporat, PEP berusaha melakukan strategi peningkatan produksi. Dalam rangka peningkatan produksi ini Presiden Direktur PEP Tri Siwindono menyebutkan PEP mempersiapkan empat langkah, yaitu eksplorasi dengan mengembangkan konsep-konsep baru; mengaktifkan sumur-sumur yang suspended yang dulu diabaikan karena dinilai tidak ekonomis; program EOR; dan memasikmalkan produksi.

Apa yang disiapkan PEP dengan tiga langkah itu adalah sematamata mencakup pemaksimalan lapangan-lapangan tua, juga mencari kemungkinan ditemukannya cadangan baru.

Tri Siwindono menjelaskan untuk eksplorasi pun PEP selektif. Walaupun ada sejumlah WK yang belum tergarap maksimal, tetapi PEP tidak akan mencari di cekungan yang remote. Ada tiga syarat dalam rangka eksplorasi PEP saat ini.

Syarat pertama, menurut Tri Siwindono, adalah quick yield, yaitu jenis eksplorasi yang dilakukan dekat dengan lapangan eksisting sehingga begitu dapat langsung dapat duit. Yang kedua adalah market driven mengeksplorasi di mana market terbuka di situ. Dan ketiga, PEP harus mencari big fish, yaitu eksplorasi mencari di mana cadangan besar, meskipun remote. "Inilah tiga cara di mana eksplorasi akan terkonsentrasi di situ," katanya.

Adapun mengenai lapangan yang suspended, yang ditangguhkan penggarapannya pada masa lalu, menurut Presiden Direktur PEP pihaknya mau tidak mau harus mengaktifkannya lagi. Jenis lapangan migas suspended adalah lapangan-lapangan migas yang saat itu tidak memungkinkan untuk diproduksikan karena tidak ekonomis.

"Potensinya banyak. Di Cepu banyak sekali lapanganlapangan tua yang ditinggalkan. Yang dilakukan oleh KUD-KUD (Koperasi Unit Desa) itu hanya mengangkat minyaknya saja, tidak menggunakan teknologi," ujar Tri Siwindono.

Langkah PEP di lahan-lahan tua yang suspended?

"Kita akan kembali ke sana menggunakan teknologi yang baru untuk mempercepat dan memperbesar produksi di sana. Tidak hanya di Cepu saja. Juga di Sumatera Selatan, dan di seluruh lapangan yang ada di wilayah kerja kita," ujarnya.

Langkah ketiga, sebagai strategi untuk menaikkan produksi minyak, PEP melakukan EOR Project. "EOR sangat dibutuhkan. Untuk"primary recovery sudah mencapai 90 persen. Padahal cadangan yang bisa terambil itu cukup banyak, lebih dari 5 milliar barel. Potensi ini bisa diambiil di secondary atau tertiary recovery. Jadi EOR mau tidak mau harus dimulai dari sekarang," jelasnya mengenai alasan PEP mengapa harus ada proyek EOR di sejumlah lapangan.•NS

Written by DIVISI KOMUNIKASI

http://www.pertamina.com/index.php?option=com_content&task=view&id=4315&Itemid=507