Masalah Indonesia, Kaya Gas Tapi Pipanya Tak Ada

Jakarta -Indonesia berlimpah gas, namun banyak diekspor. Salah satunya karena infrastruktur pipa gas yang minim untuk mengalirkan gas ke dalam negeri. Sehingga gas bumi tidak bisa dinikmati masyarakat, padahal harganya jauh lebih murah dibandingkan menggunakan elpiji.

Masalah ini terlihat contohnya seperti yang terjadi di Lapangan Kepodang yang dioperatori Petronas Carigali. Perusahaan asal Malaysia tersebut sudah siap mengucurkan gas hingga 100 juta kaki kubik per hari (mmscfd), namun sayangnya pipa gas yang seharusnya dibangun oleh PT Bakrie & Brothers Tbk belum terbangun.

"Oktober gas dari Lapangan Kepodang dari Petronas Carigali sudah siap (gasnya sudah mengucur), dari sisi hulu sudah siap," ujar Plt Kepala SKK Migas Johanes Widjonarko dalam pesan singkatnya, Jumat (30/1/2014).

Widjonarko mengatakan, Petronas Carigali bisa memproduksi gas bumi secara bertahap hingga mencapai 100 mmscfd. "Produksinya bertahap, pas mulai itu 20% dulu, lalu 50 mmscfd dan akhirnya 100 mmscfd," katanya.

Namun yang jadi masalah, Oktober gas sudah keluar, pipa untuk menyalurkan gas ke masyarakat dari Lau Jawa ke Semarang belum juga terbangun.

"Nah itu saya nggak tahu, nggak mau komentar, karena itu di hilir bukan di hulu," ucap Widjonarko.

Seperti diketahui, bila gas bumi sudah keluar maka wajib harus disalurkan. Bila dibiarkan saja, maka lama-kelamaan gas terbuang dan sumur gasnya mati.

Selama ini, bila infrastruktur pipa gas ke dalam negeri belum ada, gas bumi yang sudah terlanjur keluar hanya dibiarkan saja atau dijadikan LNG (liquefied natural gas) dan dijual ke luar negeri.

Sementara berdasarkan data Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas), pembangunan pipa transmisi gas bumi Kepodang-Tambang Lorok (Kalija I) sepanjang 202 km dengan diameter 14 cm dengan kapasitas 116 mmscfd harusnya dibangun PT Bakrie & Brothers Tbk.

Saat ini status sedang dalam persiapan konstruksi, penyiapan dokumen lelang EPC, Long Lead Items (pipa, compresor, metering dan lainnya) dan pengadaan Project Managemen Consultant dan Project Management Team.(sumber: Detik.com)

Indonesia Miliki Cadangan Gas 98 Triliun Kaki Persegi (trillion cu ft)

Selain penghasil emas terbaik dan terbesar di dunia, Indonesia juga memiliki cadangangas alam yang paling besar di dunia yang berada di Blok Natuna. Berapa banyak cadangan gas alam yang tersimpan di Blok Natuna?

Baru perkiraan, hanya dari Blok Natuna D Alpha saja, Indonesia sudah memiliki cadangan gas alam sebesar 200 triliun kubik gas alami. Selain Blok Natuna, Indonesia masih memiliki beberapa blok-blok penghasil gas alam lainnya.

Sejarah Perusahaan Gas Negara (PGN)

PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk disingkat PGN (IDX: PGAS) adalah sebuah BUMN yang bergerak di bidang transmisi dan distribusi gas bumi.

Semula pengusahaan gas di Indonesia adalah perusahaan gas swasta Belanda yang bernama I.J.N. Eindhoven & Coberdiri pada tahun 1859 yang memperkenalkan penggunaan gas kota di Indonesia yang terbuat dari batu bara.

Proses peralihan kekuasaan kembali terjadi di akhir Perang Dunia II pada Agustus 1945, saat Jepang menyerah kepada Sekutu. Kesempatan ini dimanfaatkan oleh para pemuda dan buruh listrik melalui delegasi Buruh/Pegawai Listrik dan Gas yang bersama-sama dengan Pimpinan KNI Pusat berinisiatif menghadap Presiden Soekarno untuk menyerahkan perusahaan-perusahaan tersebut kepada Pemerintah Republik Indonesia.

§  Pada 27 Oktober 1945, Presiden Soekarno membentuk Jawatan Listrik dan Gas di bawah Departemen Pekerjaan Umum dan Tenaga dengan kapasitas pembangkit tenaga listrik sebesar 157,5 MW.

§  Pada tahun 1958 perusahaan tersebut dinasionalisasi dan diubah menjadi PN Gas.

§  Pada tanggal 1 Januari 1961, Jawatan Listrik dan Gas diubah menjadi BPU-PLN (Badan Pimpinan Umum Perusahaan Listrik Negara) yang bergerak di bidang listrik, gas dan kokas yang dibubarkan pada tanggal 1 Januari 1965. Pada saat yang sama, 2 (dua) perusahaan negara yaitu Perusahaan Listrik Negara (PLN) sebagai pengelola tenaga listrik milik negara dan Perusahaan Gas Negara (PGN) sebagai pengelola gas diresmikan.

§  Selanjutnya pada tanggal 13 Mei 1965 berubah menjadi Perusahaan Gas Negara. Tanggal inilah yang kemudian diperingati sebagai hari jadi PGN pada tiap tahunnya.

§  Perusahaan ini yang semula mengalirkan gas buatan dari batu bara dan minyak dengan teknik Catalytic Reforming yang tidak ekonomis mulai menggantinya dengan mengalirkan gas alam pada tahun 1974 di kota Cirebon. Konsumennya adalah sektor rumah tangga, komersial dan industri. Penyaluran gas alam untuk pertama kali dilakukan di Cirebon tahun 1974, kemudian disusul berturut-turut di wilayah Jakarta tahun 1979, Bogor tahun 1980, Medan tahun 1985, Surabaya tahun 1994, dan Palembang tahun 1996.

§  Berdasarkan kinerjanya yang terus mengalami peningkatan, maka pada tahun 1984 statusnya berubah menjadi Perusahaan Umum Gas Negara Perum dan pada tahun 1994 statusnya ditingkatkan lagi menjadi PT Perusahaan Gas Negara (Persero) dengan penambahan ruang lingkup usaha yang lebih luas yaitu selain di bidang distribusi gas bumi juga di bidang yang lebih ke sektor hulu yaitu di bidang transmisi, dimana PGN berfungsi sebagai transporter.

PGN kemudian memasuki babak baru menjadi perusahaan terbuka ditandai dengan tercatatnya saham PGN pada tanggal 15 Desember 2003 di Bursa Efek Indonesia dan namanya resmi menjadi PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk.

Bisnis PGN

1. Distribusi gas bumi

PGN mengoperasikan jalur pipa distribusi gas sepanjang lebih dari 3.750 km, menyuplai gas bumi ke pembangkit listrik, industri, usaha komersial termasuk restoran, hotel dan rumah sakit, serta rumah tangga di wilayah-wilayah yang paling padat penduduknya di Indonesia. PGN mendapatkan keuntungan dari penjualan gas kepada konsumen.

2. Transmisi Gas Bumi

Jalur pipa transmisi gas bumi PGN terdiri dari jaringan pipa bertekanan tinggi sepanjang sekitar 2.160 km yang mengirimkan gas bumi dari sumber gas bumi ke stasiun penerima pembeli. PGN menerima Toll Fee untuk pengiriman gas sesuai dengan Perjanjian Transportasi Gas (GTA) yang berlaku selama 10-20 tahun. Unit Bisnis Strategis

Untuk mengawasi kegiatan operasional transmisi dan distribusi, PGN membagi area bisnisnya menjadi empat Unit Bisnis Strategis dengan fokus geografis masing-masing:

§  SBU Distribusi Wilayah I, mencakup area Sumatera Selatan, Lampung hingga Jawa Barat (termasuk Jakarta).

§  SBU Distribusi Wilayah II, mencakup area Jawa Timur.

§  SBU Distribusi Wilayah III, mencakup Sumatera Utara, Riau (Pekanbaru) dan Kepulauan Riau (Batam).

§  SBU Transmisi, mencakup jaringan transmisi di Sumatera Selatan dan Jawa.

Selain itu, anak perusahaan PGN, PT Transportasi Gas Indonesia, mengelola bisnis transmisi gas bumi untuk jaringan Grissik-Duri dan Grissik-Singapura. Anak Perusahaan dan Perusahaan Afiliasi :

§  PT Transportasi Gas Indonesia : transmisi gas bumi

§  PT PGAS Telekomunikasi Nusantara (PGASCOM) : telekomunikasi

§  PT PGAS Solution : konstruksi, enjiniring, operation & maintenance

§  PT Nusantara Regas : terminal penyimpanan dan regasifikasi terapung

§  PT Saka Energi Indonesia : kegiatan di bidang hulu

§  PT Gagas Energi Indonesia : kegiatan di bidang hilir

§  PT Gas Energi Jambi : perdagangan, konstruksi dan jasa

§  PT Banten Gas Synergi : jasa, transportasi, perdagangan dan pertambangan (Afiliasi)

§  PT PGN LNG Indonesia: bisnis LNG dan terminal penyimpanan dan regasifikasi terapung

Saham PGN (Kode Saham : PGAS)

Seiring dengan gencarnya privatisasi BUMN di Indonesia, maka pemerintah melakukan penjualan saham perdana PT Perusahaan Gas Negara (Tbk) pada tanggal 05 Desember 2003.

PGAS memperoleh pernyataan efektif dari Bapepam-LK untuk melakukan Penawaran Umum Perdana Saham PGAS (IPO) kepada masyarakat sebanyak 1.296.296.000 dengan nilai nominal Rp. 500,- per saham dengan harga penawaran Rp. 1.500,- per saham. Saham-saham tersebut dicatatkan pada Bursa Efek Indonesia (BEI) pada tanggal 15 Desember 2003.

Pada pertengahan Januari 2007, informasi keterlambatan komersialisasi gas via pipa transmisi SSWJ dari manajemen PGN menjadi penyebab utama anjloknya harga saham BUMN itu hingga sebesar 23% dalam satu hari.

Sentimen negatif di pasar modal itu berkaitan dengan kecurigaan bahwa PGN dan pemerintah menutup-nutupi keterlambatan proyek tersebut yang harusnya sudah operasi pada Desember 2006, tapi tertunda hingga Januari 2007 dan tertunda lagi hingga Maret.

Akibatnya PGN dikenakan denda oleh Pertamina sebesar US$ 15.000 per hari sejak 1 November 2006. Pada tahun 2011, komposisi saham pemerintah mencapai 57% dan sisanya publik sebanyak 43%.

Negosiasi Dengan Rekanan dari China

Meskipun terjadi penurunan harga minyak pada akhir tahun 2008 lalu, pemerintah telah bersikeras bergerak maju dengan proses negosiasi ulang dengan China untuk harga gas alam cair (liquefied natural gas / LNG) dari lapangan eksplorasi gas “Tangguh” di Papua untuk diekspor ke negara itu.

“Setelah dihentikan produksinya karena pecahnya krisis keuangan global pada kuartal ketiga di tahun ini (Des. 2008 -red), pemerintah dijadwalkan untuk melanjutkan re-negosiasi dengan rekanan dari China pada Januari 2009,” menurut Wakil Presiden Jusuf Kalla.

Sejak konvensi minyak tanah ke gas, pemerintah mengeluarkan tabung elpiji 5 kg yang lebih kecil.

“Kami akan me-refresh (negosiasi) pada bulan Januari 2009,” kata Kalla dalam kunjungannya ke proyek LNG Tangguh di Teluk Bintuni, Provinsi Papua Barat, seperti dilansir Antara.

Sebelumnya, ketika mengunjungi China, Kalla mengatakan kontrak LNG Tangguh dengan China akan dinegosiasi ulang karena posisi Indonesia dipandang sebagai di pihak yang kalah.

Namun, ia tidak mengungkapkan rincian apapun dari apa yang sedang ditawarkan ke Cina. “Kami akan membahas lebih formula, tidak hanya soal harga. Negosiasi akan terus bergerak maju,” katanya.

Kurtubi, analis minyak dan gas, mengatakan proses re-negosiasi LNG Tangguh untuk harga formula harus dibawa ke tahap berikutnya meskipun harga minyak jatuh menjadi ke level sekitar US $ 30.

Dalam kontrak selama 25 tahun untuk ekspor LNG ke China, harga telah ditetapkan sebesar $ 2,40 per mmbtu, dengan penyesuaian kenaikan harga minyak mentah.

Kontroversial kontrak gas alam cair (LNG) Tangguh ini lalu ditandatangani oleh pemerintah Indonesia dan perusahaan di Provinsi Fujian, China pada tahun 2002 di bawah pemerintahan presiden Indonesia, Megawati Soekarnoputri.

Harga LNG pada saat penandatanganan kontrak itu didasarkan pada harga minyak mentah saat itu, US $ 20 per barel.

Pemerintah Cina sebelumnya telah sepakat untuk menaikkan harga $ 3,80 per mmbtu, tetapi pemerintah Indonesia menolak tawaran itu, dan mengatakan itu masih terlalu rendah.

Lapangan gas Tangguh dikembangkan oleh konsorsium BP Plc, (37,16 persen), MI Berau (16,3 persen), CNOOC (13,9 persen), Nippon Oil (12,23 persen), KG Berau / KG Wiriagar (10 persen), LNG JapanCorporation (7,35 persen) dan Talisman (3,06 persen). 

Pemanfaatan Gas di Indonesia

Pemanfaatan gas alam di negara kita dimulai pada tahun 1960-an dimana saat itu produksi gas alam dari ladang gas alam PT Stanvac Indonesia di Pendopo, Sumatera Selatan dikirim melalui pipa gas ke pabrik pupuk Pusri IA, PT. Pupuk Sriwidjaja di Palembang.

Perkembangan pemanfaatan gas alam di Indonesia meningkat pesat sejaktahun 1974, dimana PERTAMINA mulai memasok gas alam melalui pipa gas dari ladang gas alam di Prabumulih, Sumatera Selatan ke pabrik pupuk Pusri II, Pusri III dan Pusri IV di Palembang.

Tabung gas elpiji ukuran 12 kg.

Karena sudah terlalu tua dan tidak efisien, pada tahun 1993 Pusri IA ditutup, dan digantikan oleh Pusri IB yang dibangun oleh putera-puteri bangsa Indonesia sendiri.

Pada masa itu Pusri IB merupakan pabrik pupuk paling modern di kawasan Asia, karena menggunakan teknologi tinggi.

Di Jawa Barat, pada waktu yang bersamaan, 1974, PERTAMINA juga memasok gas alam melalui pipa gas dari ladang gas alam di lepas pantai (off shore) laut Jawa dan kawasan Cirebon untuk pabrik pupuk dan industri menengah dan berat di kawasan Jawa Barat dan Cilegon Banten.

Pipa gas alam yang membentang dari kawasan Cirebon menuju Cilegon, Banten memasok gas alam antara lain ke pabrik semen, pabrik pupuk, pabrik keramik, pabrik baja dan pembangkit listrik tenaga gas dan uap.

Salah satu daerah penghasil gas alam terbesar di Indonesia adalah Aceh. Sumber gas alam yang terdapat di di daerah Kota Lhokseumawe dikelola oleh PT Arun NGL Company.

Gas alam telah diproduksikan sejak tahun 1979 dan diekspor ke Jepang dan Korea Selatan. Selain itu di Krueng Geukuh, Nanggröe Aceh Barôh (kabupaten Aceh Utara) juga terdapat PT Pupuk Iskandar Muda pabrik pupuk urea, dengan bahan baku dari gas alam.

10 Produsen Gas Terbesar di Indonesia

Perusahaan manakah yang paling banyak berkontribusi? Berikut dikutip dari bahan tertulis SKK Migas Kamis (7/2/2013), perusahaan-perusahaan gas terbesar di Indonesia tersebut adalah:

1. PT Total E&P Indonesie (Prancis),  merupakan kontributor terbesar produksi gas RI. Perusahaan tersebut menghasilkan gas 1.693,98 mmscfd dari Blok Mahakam, Kalimantan Timur. Angka itu sekitar 20,8% dari total produksi gas nasional.

2. BP Berau (Inggris), berada di peringkat dua yang tingkat produksinya mencapai 1.219 mmscfd atau sekitar 15% dari total produksi nasional.

3. PT Pertamina, Persero (Indonesia), perusahaan pelat merah Indonesia baru ada di peringkat ketiga, berkontribusi sekitar 12,9% dari total produksi nasional atau setara 1.049,25 mmscfd.

4. ConocoPhillips Grissik (Amerika Serikat), di posisi keempat ini menghasilkan gas 1.027,02 mmscfd dari Blok Koridor, Sumatera Selatan. Angka itu setara 12,6% dari total produksi gas di Tanah Air.

5. ConocoPhillips Indonesia Ltd (Amerika Serikat), menempati ranking kelima sebagai produksi gas terbesar di Indonesia. Perusahaan yang masih juga dimiliki AS tersebut memproduksi gas sebanyak 432,94 mmscfd dari South Natuna East Sea Blok B.

6. Vico Indonesia (Inggris), memproduksi 380,94 mmscfd,

7. ExxonMobil Oil Indonesia (Amerika Serikat), memproduksi 369,22 mmscfd.

8. Kangean Energy, menghasilkan 294,99 mmscfd dari lapangan Terang Sirasun Batur.

9. PetroChina Jabung (Cina), memproduksi sebanyak 264,99 mmscfd ada di posisi ke-9.

10. PT PHE ONWJ (Indonesia), menempati posisi terakhir ini adalah anak usaha Pertamina menjadi kontributor ke-10 dengan tingkat produksi 212,46 mmscfd.

Saat ini sekitar 52% sumber energi dalam negeri masih dipenuhi oleh BBM, 28% gas bumi, 15% batu bara, 3% tenaga air dan 2% panas bumi. Dengan semakin berkurangnya cadangan minyak, otomatis gas bumi merupakan energi pengganti BBM yang paling tepat saat ini.

Berujuk pada road map yang disusun kementrian ESDM, ke depan konsumsi gas dan batu bara akan mulai ditingkatkan untuk menggantikan BBM, sehingga mampu memenuhi kebutuhan energi nasional sampai 53%. Sedangkan BBM menjadi hanya 20%.

Total Cadangan Gas Alam di Dunia

Satuan Kerja Khusus Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mencatat realisasi produksi gas nasional hingga 27 Januari 2013 lalu mencapai 8.152,53 juta kaki kubik per hari (mmscfd).

Secara garis besar pemanfaatan gas alam dibagi atas 3 kelompok yaitu :

§  1. Gas alam sebagai bahan bakar.

§  2. Gas LNG sebagai komoditas ekspor, dan

§  3. Gas sebagai bahan baku (pupuk, petrokimia, metanol, plastik,industri besi tuang dan sebagainya.

Teknologi mutakhir juga telah dapat memanfaatkan gas alam untuk air conditioner (AC=penyejuk udara), seperti yang digunakan di bandara Bangkok, Thailand dan beberapa bangunan gedung perguruan tinggi di Australia.

Total cadangan gas dunia (yang sudah dikonfirmasi) adalah 6,112 triliun kaki persegi. Daftar 20 besar negara dengan cadangan gas terbesar dalam satuan triliun kaki persegi(trillion cu ft) adalah :

1. Rusia = 1,680
2. Iran = 971
3. Qatar = 911
4. Arab Saudi = 241
5. United Arab Emirates = 214
6. Amerika Serikat = 193
7. Nigeria = 185
8. Aljazair = 161
9. Venezuela = 151
10. Irak = 112
11. Indonesia = 98
12. Norwegia =  84
13. Malaysia =75
14. Turkmenistan = 71
15. Uzbekistan = 66
16. Kazakhstan = 65
17. Belanda = 62
18. Mesir = 59
19. Kanada = 57
20. Kuwait = 56

Korversi Minyak Tanah ke Gas

Mantan Wakil Presiden Jusuf Kalla (JK) mengulas kesuksesannya kala memberlakukan program konversi minyak tanah menjadi gas di sela-sela acara peresmian pengoperasian Terminal LPG milik Bosowa Group di Makassar, Sulawesi Selatan, Sabtu (21/12/12) lalu.

JK menjelaskan, pemberlakuan konversi minyak tanah ke gas dilakukan untuk mengurangi subsidi energi pada tahun 2005 yang dinilai hampir membuat bangkrut negara.

Menurut JK, beberapa langkah yang diambil antara lain menaikkan harga BBM (termasuk minyak tanah) hingga dua kali.

Kenaikan itu pun dilakukan dua hari menjelang puasa dengan pertimbangan pada bulan tersebut, umumnya, masyarakat hanya memasak dua kali sehingga kenaikan harga tidak terlampau memberatkan.

Setelah itu pemerintah melalui survei menemukan fakta bahwa belanja minyak tanah yang dilakukan masyarakat setiap pekan umumnya berada dikisaran Rp 15.000.

Sehingga ada upaya untuk membuat tabung gas yang bisa dihargai di kisaran Rp 15.000, agar konversi bisa diterima masyarakat. “Akhirnya lahir lah tabung tiga kilogram, karena saat itu yang penting harganya terjangkau,” ujar JK.

Saat itu menurut dia, pemerintah melalui PT Pertamina harus mengeluarkan biaya sebesar Rp 15 triliun dalam melakukan konversi minyak tanah ke gas. Selain itu untuk memastikan pemberlakuannya sehat, maka diputuskan tidak melalui tender. Dengan program itu, negara dapat menghemat 10 juta kilo liter BBM, sekaligus anggaran subsidinya. (rr/bsc)

Subsidi BBM jadi Kambing Hitam Kacaunya Ekonomi Nasional

Pengamat ekonomi Universitas Atma Jaya Agustinus Prasetyantoko menilai subsidi Bahan Bakar Minyak sebagai ‘Top Looser’ yang menjadi penyebab karut marut neraca pembayaran Indonesia.

“Kalau dikatakan top looser-nya itu siapa, ya itu BBM,” kata Agustinus di Hotel Atlet Century, Jakarta, Rabu (18/12/2013) lalu. Dia menyebutkan, hanya ada dua jalan keluar untuk menyelesaikan persoalan defisit neraca transaksi berjalan terkait besarnya impor BBM, yakni:

1.       Menaikkan harga BBM bersubsidi, dan

2.      Membatasi konsumsi BBM bersubsidi (program RFID).

“Kalau kenaikan tidak bisa karena pemilu. Ya batasi konsumsinya. Menurut saya agak sulit untuk memitigasi konsumsi BBM karena ada beberapa kebijakan yang kontra produktif, mobil murah misalnya.

Itu jelas akan menaikkan konsumsi BBM. Jadi kalau mau dibilang ya harusnya itu naik harga BBM untuk membatasi konsumsi dan mengurangi beban impor, dan juga fiskal,” jelas Agustinus.

Menurutnya, Kementerian ESDM memiliki peran vital dalam mengatasi persoalan impor dan konsumsi BBM.

“Jadi sebetulnya kalau mau di matrix itu sebenarnya kerjaan ESDM itu juga tidak kalah serius untuk mengatasi masalah defisit neraca pembayaran karena defisit yang paling besar itu karena impor BBM,” tutup Agustinus.

Alasan Pertamina naikkan harga elpiji 12 Kg

PT Pertamina, selaku distributor gas elpiji, memutuskan untuk menaikkan harga jual tabung 12 Kg sesaat selepas tahun baru. Pertamina menaikkan harga Elpiji non subsidi kemasan 12 Kg menyusul tingginya harga pokok elpiji di pasar dan turunnya nilai tukar Rupiah yang menyebabkan kerugian perusahaan semakin besar.

Pertamina memberlakukan harga baru elpiji non subsidi kemasan 12 Kg secara serentak di seluruh Indonesia dengan rata-rata kenaikan di tingkat konsumen sebesar Rp 3.959 per Kg. Saat ini harga jual elpiji 12 Kg rata-rata sebesar Rp 120.000 per tabung dan bervariasi di tiap daerah.

“Besaran kenaikan di tingkat konsumen akan bervariasi berdasarkan jarak SPBBE ke titik serah (supply point),” tutur Vice President Corporate Communication Pertamina, Ali Mundakir. Dengan kenaikan inipun, lanjutnya, Pertamina masih ‘jual rugi’ kepada konsumen Elpiji non subsidi kemasan 12 Kg sebesar Rp 2.100 per Kg.

Menteri Koordinator Perekonomian Hatta Rajasa menegaskan dampak penaikan harga elpiji 12 Kg terhadap inflasi rendah. Menurutnya, pemerintah tidak bisa melarang PT Pertamina untuk menaikkan harga elpiji 12 Kg. Mengingat barang itu tidak disubsidi oleh pemerintah.

“Kalau saya punya keinginan tentu kita tahan. Jangan dulu dinaikkan,” kata Hatta di Gedung Bursa Efek Indonesia, Jakarta, Kamis (2/1/14). Ancang-ancang menaikkan harga elpiji ini sebenarnya telah dilakukan lama oleh Pertamina. Namun selalu gagal karena mendapat desakan penolakan dari pemerintah.

Pemerintah beralasan kenaikan ini akan memberatkan beban hidup rakyat dan mengganggu stabilitas perekonomian. Akan tetapi, sebagai sebuah perusahaan, Pertamina mengaku harus menerapkan good governance karena bertanggung jawab pada pemegang saham.

Lalu apa saja sebetulnya alasan Pertamina harus menaikkan harga elpiji 12 kg? Ada 4 alasan mendasar atas kenaikan itu adalah:

1. Rekomendasi Badan Pemeriksa Keuangan (BPK)

Keputusan ini merupakan tindak lanjut atas rekomendasi Badan Pemeriksa Keuangan (BPK) dalam laporan hasil pemeriksaan pada bulan Februari 2013, di mana Pertamina menanggung kerugian atas bisnis Elpiji non subsidi selama tahun 2011 sampai dengan Oktober 2012 sebesar Rp 7,73 triliun, yang hal itu dapat dianggap menyebabkan kerugian negara.

2. Selalu tanggung kerugian

Dengan konsumsi Elpiji non-subsidi kemasan 12 Kg tahun 2013 yang mencapai 977.000 ton, di sisi lain harga pokok perolehan Elpiji rata-rata meningkat menjadi USD 873, serta nilai tukar Rupiah yang melemah terhadap dolar, maka kerugian Pertamina sepanjang tahun ini diperkirakan mencapai lebih dari Rp 5,7 triliun. Kerugian tersebut timbul sebagai akibat dari harga jual Elpiji non subsidi 12 Kg yang masih jauh di bawah harga pokok perolehan.

Harga yang berlaku saat ini merupakan harga yang ditetapkan pada Oktober 2009 yaitu Rp 5.850 per Kg, sedangkan harga pokok perolehan kini telah mencapai Rp 10.785 per Kg. Dengan kondisi ini maka Pertamina selama ini telah ‘jual rugi’ dan menanggung selisihnya.

3. Kerugian telah mencapai Rp 22 triliun

Pertamina mencatat akumulasi kerugian penjualan elpiji 12 Kg telah mencapai Rp 22 triliun dalam 6 tahun terakhir. Pertamina mengaku selalu kesulitan mengembangkan bisnis perusahaan jika kejadian ini terus berlanjut di masa mendatang.

“Kondisi ini tentunya tidak sehat secara korporasi karena tidak mendukung Pertamina dalam menjamin keberlangsungan pasokan elpiji kepada masyarakat,” tutur Vice President Corporate Communication Pertamina Ali Mundakir.

4. Konsumen elpiji 12 Kg golongan mampu

Dengan pola konsumsi Elpiji non subsidi kemasan 12kg di masyarakat yang umumnya dapat digunakan untuk 1 hingga 1,5 bulan, kenaikan harga tersebut akan memberikan dampak tambahan pengeluaran sampai dengan Rp. 47.000 per bulan atau Rp.1.566 per hari.?

Kondisi ini diyakini tidak akan banyak berpengaruh pada daya beli masyarakat mengingat konsumen Elpiji non subsidi kemasan 12kg adalah kalangan mampu. Untuk masyarakat konsumen ekonomi lemah dan usaha mikro, Pemerintah telah menyediakan LPG 3 kg bersubsidi yang harganya lebih murah. (IWP / Antara / thejakartapost / merdeka / Wikipedia / Ndw/ liputan6.com/ energitoday.com / indomigas.com)

The big jack-up rig in indonesian

Blow Out Preventer

DE

DRILLING ENGINEERING

Sejarah Perminyakan

Pengusahaan secara modern minyak bumi dunia terjadi pada saat pemboran minyak bersejarah yang dilakukan oleh Kolonel William Drake di Titusvile, Pennsylvania, Amerika Serikat pada tahun 1859, yang menemukan minyak pada kedalaman 69 kaki.

Pemboran minyak pertama di Indonesia telah dilaksanakan pada tahun 1871 di desa Maja, Majalengka, Jawa Barat oleh seorang pengusaha Belanda benama Jan Reerink, namun sumur ini gagal menghasilkan minyak.

Titik balik Industri minyak di Indonesia terjadi ketika pada tahun 1885, A.J. Zijkler, seorang pemimpin perkebunan tembakau Belanda berhasil menemukan sumur Telaga Tunggal I yang bernilai komersial di daerah Telaga Said, Pangkalan Brandan, Sumatera Utara. Inilah yang menjadi titik pangkal pendirian perusahaan raksasa yang terkenal dengan nama The Royal Dutch pada Tanggal 16 Juli 1890. Segeralah berdiri pabrik penyulingan di Pangkalan Brandan dan pipa-pipa serta tangki-tangki dan kapal-kapal tanker. Pada Tanggal 1 Maret 1892 pabrik mulai berproduksi dan hasilnya mulai dijual dan bersaing di pasaran bebas dunia dengan Minyak Amerika, Rusia dan Cina.

Penemuan ini pada tahun 1902 melahirkan suatu perusahaan minyak Belanda yang bernama "Bataafsche Petroleum Maatschappij", disingkat B.P.M, yang kemudian lebih dikenal sebagai perusahaan SHELL, salah satu dari tujuh perusahaan minyak terbesar di dunia.

Hampir pada waktu yang sama di Jawa Timur beroperasi suatu perusahaan Belanda lain yang benama "Dordtsche Petrolewn Maatschappif' yang pada tahun 1893 melakukan pemboran sumur Ledok yang menghasilkan lapangan minyak Ledok. Perusahaan "Dordtsche" kemudian diambil alih oleh B.P.M

Sebelum perang dunia II meletus, pada tahun 1939, jumlah produksi minyakbumi Indonesia adalah rata-rata perhari adalah sebesar 170.000 barrel . Angka ini mulai menurun selama kurun waktu 1942-1948 menjadi dibawah 100.000 barrel perhari karena disebabkan peperangan-peperangan di Indonseia.

Setelah menyerahnya Jepang dan Lahirnya Proklamasi Kemerdekaan Indonesia pada tanggal 17 Agustus 1945, era baru Industri Perminyakan bagi Republik Indonesia dimulai, Tambang-tambang minyak yang tadinya dikuasai Jepang segera diambil alih. Tambang minyak yang pertama kali dikuasai oleh Republik Indonesia adalah tambang minyak Pangkalan Brandan, Sumatera Utara, dengan upacara serah terima antara pihak Jepang dengan pihak Republik Indonesia.

Jenis Rig

1.      Land rig

2.      Drill ship

3.      Swamp barge rig

4.      Jack up rig

5.      Platform rig

6.      Semi submersible rig

System Di Rig

Setelah dilakukan eksplorasi, maka tahap selanjutnya adalah tahap pemboran. Terdapat lima komponen utama dalam tahap pemboran, yaitu : hoisting system (sistem angkat), rotary system (sistem putar), circulating system (sistem sirkulasi), Blow out preventer system (BOP sistem) dan power sysstem (sistem tenaga).

Hoisting System

Hoisting sistem adalah perlengkapan utama dalam sistem dan perlengkapan pemboran. Fungsi utamanya adalah mengangkat, menahan, dan menurunkan peralatan serta pendukung peralatan rotary pada rig. Sistem ini terdiri dari dua komponen utama yaitu :

a.        Supporting Structure (rig), yang terbuat dari kerangka baja, yang terletak tepat di atas lubang pemboran. Struktur ini terdiri dari :

·           Drilling tower (derick atau mask)

·           Substructure, memberikan ruang bebas untuk dudukan BOP

·           Rig floor, memberikan ruang bebas untuk kegiatan pemboran

b.        Hoisting equipment, peralatan pengangkat ini berfungsi untuk mengangkat dan menurunkan peralatan ke dan dari dasar sumur, yang terdiri dari :

·           Draw works

·           Crown blocks

·           Traveling blocks

·           Hook

·           Elevator

·           Drilling line

 Rotating System

Rotating system (Gambar ) berfungsi untuk memutar drillstring selama operasi pemboran, sehingga daya yang dihasilkan oleh prime mover dapat ditransmisikan sampai ke bawah permukaan.

Rotating System ini terdiri dari :

a.        Rotary assembly, yang terdiri dari :

·           Ratary table

·           Master bushing

·           Kelly bushing

·           Rotary slips

·           Make up dan break out tongs

b.        Drillstem, menghubungkan rangkaian dari swivel sampai bit, yang terdiri dari

·           Swivel

·           Kelly

·           Kelly saver sub

·           Drillpipe

·           Drill collar

·           BHA (bottom hole assembly)

c.         Bit

Pada saat sekarang , penggunaan rotary table dan kelly sudah jarang, fungsinya digantikan oleh top drive.

Circulating system

Merupakan komponen utama lainnya dari peralatan pemboran. Peralatan ini berfungsi untuk memberikan service berupa penyediaan lumpur serta penyediaan sifat-sifat fisiknya selama perboran berlangsung, termasuk dengan peralatan conditioning equipment (Gambar 9).

Circulating system terdiri dari :

a.        Drilling Fluid, yang befungsi untuk :

·           Mengimbangi tekanan formasi (hidrstatik)

·           Mengangkat dan membersihkan cutting dari lubang bor

·           Mendukung kestabilan lubang bor

·           Mendinginkan dan melumasi bit dan drillstring

·           Menyediakan hydraulic horsepower pada bit

·           Media logging

b.        Preparation Area

Suatu tempat untuk mempersiapkan lumpur sebelum disirkulasikan ke dalam sumur, yang terdiri dari :

·           Mud house

·           Steel mud pits/tanks

·           Mixing hopper

·           Chemical mixing barrel

·           Bulk mud storage bins

·           Water tank

·           Reserve pit

c.         Circulating Equipment

Merupakan peralatan khusus untuk memberikan tenaga pada lumpur sehingga dapat masuk dan ke luar dari kepala sumur. Susunan dari peralatan ini adalah :

 ·           Triplex Pump

·           Surface Connection

·           Stand Pipe

·           Mud hose ke Drill String

a.        Conditioning Area

Merupakan tempat atau peralatan untuk mengembalikan kondisi lumpur setelah mengalami berbagai beban selama operasi pemboran berlangsung. Lumpur akan ditreatment sebelum masuk ke prefaration area, yang terdiri dari :

·           Shale shaker

·           Desander

·           Desilter

·           Degaser

·           Hydrocyclone

Power System

          Merupakan komponen yang memberikan sumber daya untuk mendukung terlaksananya semua proses yang telah dijelaskan sebelumnya. Power system (Gambar 10) ini dapat dibagi menjadi :

·           Primary power source

·           Power transmision

Blow Out Preventer (BOP)

Peranan pendukung untuk pengontrol dan safety tekanan selama pemboran berlangsung. Peralatan ini berfungsi untuk menutup sumur bila terjadi kick atau sembur liar yang mungkin terjadi selama pemboran akibat masuknya gas/fluida formasi dan mengalir secara liar ke permukaan. BOP (Gambar ) ini terbagi menjadi :

a.        BOP Stack dan Accumulator, yang terdiri dari :

·           Annular preventer

·           Pipe ram preventer

·           Drilling spool

·           Blind ram preventer

b.        Supproting Choke dan Kill System, yang terdiri dari :

·           Choke manifold

·           Kill line

Fungsi Lumpur Pemboran

a. Mengangkat Cutting ke Permukaan

            Serbuk bor yang dihasilkan dari pengikisan formasi oleh pahat  sebaiknya secepatnya diangkat ke permukaan, yang mempunyai pertimbangan effisiensi dan rate penetrasi. Keefektifan dari pengangkatan cutting ini tergantung dari faktor-faktor yaitu : Kecepatan fluida di annulus, densitas dan viskositas.

b. Membentuk Mudcake yang tipis dan licin

            Lumpur akan membuat lapisan zat padat tipis (mud cake) di permukaan formasi yang permeabel (lulus air). Pembentukan mud cake ini akan menyebabkan tertahannya aliran yang masuk ke formasi (adanya aliran yang masuk, yaitu cairan plus padatan yang menyebabkan padatan tertinggal dan tersaring). Cairan yang masuk kedalam formasi disebut filtrat. Mud cake dikehendaki yang tipis karena dengan demikian lubang bor tidak terlalu sempit dan cairan tidak banyak yang hilang.

c. Mengontrol Tekanan Formasi

            Tekanan fluida formasi umumnya adalah sekitar 0.465 psi/ft kedalaman. Pada tekanan yang normal, air dan padatan di pemboran telah cukup untuk menahan tekanan formasi ini. Untuk tekanan lebih kecil dari normal (subnormal), densitas lumpur harus diperkecil agar lumpur tidak masuk hilang ke formasi. Sebaliknya untuk tekanan yang lebih besar dari normal (lebih dari 0.465 psi/ft, abnormal pressure), maka barite kadang-kadang perlu ditambahkan untuk memperberat lumpur.

d. Cutting Suspension

            Suspensi serbuk bor merupakan kemampuan lumpur untuk menahan serbuk bor selama sirkulasi lumpur dihentikan, terutama dari gel strength. Serbuk bor perlu ditahan agar tidak turun kebawah, karena jika mengendap kebawah akan mengakibatkan akumulasi serbuk bor dan pipa akan terjepit selain juga akan memperberat rotasi permulaan dan kerja pompa untuk memulai sirkulasi kembali. Gel yang terlalu besar dapat memperburuk kondisi lumpur bor yaitu tertahannya pembuangan serbuk bor ke permukaan (selain pasir). Penggunaan alat-alat seperti desander atau shale shaker dapat membantu pengambilan serbuk bor/pasir dari lumpur di permukaan. Pasir harus dibuang dari aliran lumpur, karena sifatnya yang sangat abrasive (mengikis) pipa, pompa, fitting dan bit. Untuk itu biasanya kadar pasir maksimal yang diperbolehkan adalah 2 %

e. Mendinginkan dan Melumasi Pahat dan Rangkaian Pipa

            Dalam proses pemboran, panas dapat timbul karena gesekan antara pahat dan rangkaian pipa yang kontak dengan formasi. Konduksi formasi umumnya kecil, sehingga sukar untuk menghilangkan panas yang timbul. Tetapi umumnya dengan adanya aliran lumpur maupun panas jenis (spesific heat) lumpur telah cukup untuk mendinginkan dan melumasi sistem sehingga peralatan tidak menjadi rusak dan memperpanjang umur pahat.

f. Menahan Sebagian Berat Drillstring dan Casing

            Pada saat memasukkan atau mencabut rangakain pipa bor, demikian pula saat memasukkan casing kedalam lubang bor yang berisi lumpur, sebagian berat rangkaian pipa bor atau casing akan ditahan oleh gaya keatas dari lumpur yang sebanding dengan lumpur yang dipindahkan. Bertambah dalamnya formasi yang dibor, maka rangkaian pipa bor serta casing yang diperlukan juga bertambah banyak sehingga beban rangkaian pipa bor serta casing semakin berat.Berat rangkaian pipa dalam lumpur akan berkurang sebesar gaya keatas yang ditimbulkan lumpur yang bersangkutan,

g. Mencegah Gugurnya Dinding Lubang Bor

            Lumpur pemboran dapat menahan dinding lubang bor agar tidak mudah runtuh, sebab jika lubang bor itu kosong maka ada kemungkinan dinding lubang bor tersebut akan runtuh. Adanya kolom lumpur pada lubang bor akan memberikan tekanan hidrostatik yang mampu menahan gugurnya dinding lubang bor, terutama untuk formasi yang tidak kompak.

h. Media Logging

            Pelaksanaan logging selalu menggunakan lumpur sebagai media penghantar arus listrik dilubang bor. Selain itu juga peralatan logging selalu diturunkan saat lubang bor terisi oleh lumpur. Penerapan penggunaan jenis lumpur ditentukan dari kebutuhan di lapangan. Dari jenis-jenis logging yang ada (log listrik, log radio aktif maupun log suara), maka lumpur sangat berperan pada penggunaan log listrik.

i. Mendapatkan Informasi Sumur

            Pada operasi pemboran, lumpur biasanya dapat dianalisis untuk mengetahui ada tidaknya kandungan Hidrokarbon (HC) berdasarkan mud log. Selain itu juga dilakukan analisa cutting untuk mengetahui jenis formasi apa yang sedang dibor.

Tubular Product

Tubular product dalam industri perminyakan mewakili setiap pipa baja yang diturunkan ke lubang sumur minyak atau gas. Terdapat tiga jenis tubular product yang umum dipergunakan (lihat Gambar ) :

·  Drill pipe

·  Casing

·  Tubing

 1        Drill Pipe

Drill pipe digunakan untuk melakukan pemboran. Drill pipe berupa tubing tanpa las (heavy seamless tubing) berfungsi untuk mentransmisikan putaran top drive ke bit dan juga sebagai bagian peralatan sirkulasi lumpur. Setiap sambungan pipa panjangnya sekitar 30 ft.

2        Casing

Casing berupa pipa baja dengan panjang berkisar antara 16 sampai 34 ft, dengan diameter bervariasi dari 4,5 inci sampai 30 inci. Fungsi utama casing adalah menyekat lubang pemboran sehingga tidak terjadi hubungan antar formasi yang berdekatan, mempertahankan kestabilan lubang bor sehingga tidak gugur serta melindungi lingkungan dari pengaruh filtrat lumpur pemboran yang lolos di sekitar lubang. Umumnya dalam pemboran minyak/gas memerlukan beberpa tipe casing, yaitu :

·  Conductor Casing

·  Surface Casing

·  Intermediate Casing

·  Production Casing

3        Tubing

Tubing berupa tabung baja dengan panjang sekitar 20 – 34 ft dengan diameter bervariasi dari 1,5 – 4,5 inci. Tubing merupakan pipa terakhir yang diturunkan ke dalam sumur yang berada di dalam production casing. Fluida formasi diproduksikan ke permukaan melalui tubing yang sering disebut sebagai “production string”.

 Penyemenan (Cementing)

Penyemenan atau cementing adalah sutau proses pendorongan bubur semen ke dalam lubang sumur melalui casing menuju annulus casing-formasi dan dibiarkan untuk beberapa saat hingga mengering dan mengeras sehingga dapat melekatkan casing dgn formasi.

            Tujuan penyemenan casing adalah:

—  Melekatkan casing dengan formasi

—  Mencegah terjadinya hubungan antar formasi

—  Menjaga dari tekanan formasi yang berlebihan

—  Mencegah korosi

—  Mengisolasi zona berbahaya, agar pemboran dapat dilanjutkan.

Penyemenan dapat dibagi menjadi dua, yaitu primary cementing dan secondary cementing. Primary cementing yaitu proses penyemenan casing pada pertama kali sedangkan Secondary cementing yaitu proses penyemenan untuk memperbaiki penyemenan pertama yang tidak sempurna (terdapat celah-celah yang tidak tersemen), menutup lubang perforasi, dan menutup formasi untuk membelokkan lubang pemboran.