- Beranda
- Komunitas
- News
- Berita dan Politik
Pemerintah Raup US$ 18,9 Miliar dari 47 Lapangan Migas &
TS
ErnestoGuevara.
Pemerintah Raup US$ 18,9 Miliar dari 47 Lapangan Migas &
Liputan6.com, Jakarta : Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SK Migas) optimistis dapat mencapai target produksi minyak dan gas bumi yang ditetapkan dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) 2013 sebesar 2,26 juta barel setara minyak per hari (boepd).
Produksi tersebut terdiri dari produksi minyak sebesar 900 ribu barel per hari (bph) dan produksi gas 1,36 juta boepd. "Dengan adanya sejumlah proyek yang akan selesai tahun depan, kami optimistis target tersebut bisa dicapai," jelas Kepala Divisi Humas, Sekuriti dan Formalitas SK Migas Hadi Prasetyo, Jumat (28/12/2012).
Dia menjelaskan sejumlah proyek yang akan mendukung pencapaian target produksi minyak dan gas tahun depan antara lain selesainya proyek pengembangan lapangan Sumpal, lapangan Ruby, lapangan Peciko
7B, lapangan Sisi Nubi 2B, dan lapangan Peciko 7C.
"Wilayah lainnya yaitu lapangan South Mahakam, lapangan Sumpal di Sumatera Selatan yang dikelola oleh kontraktor," ungkap Hadi.
Kontrak Kerja Sama ConocoPhillips akan memproduksi gas sebesar 155 juta kaki kubik per hari (mmscfd), lapangan Ruby di Kalimantan Selatan yang dikelola oleh Pearl Oil akan menghasilkan gas sebesar 100 mmscfd.
Lapangan Peciko 7B dan Lapangan Sisi Nubi 2B di Kalimantan Timur yang dikelola Total E&P Indonesie akan memproduksi gas sebanyak 170 mmscfd serta Lapangan Peciko 7C yang akan menghasilkan gas sekitar
120 mmscfd dan minyak 280 bph.
Untuk tambahan produksi minyak sebesar 1.200 bph akan didapat dari pilot project EOR (Enhanced Oil Recovery) di Lapangan Kaji Semoga yang dikelola Medco EP, Lapangan Minas yang dikelola Chevron Indonesia melalui injeksi chemical, Lapangan Tanjung yang dikelola Pertamina EP dan Lapangan Widuri yang dikelola CNOOC.
Selain itu, pada 2013 akan dilakukan pemboran sumur pengembangan sebanyak 701 sumur dan workover sebanyak 417 sumur, sedangkan survei seismik 2D seluas 4,8 ribu km2 dan survei seismik 3D seluas 8,7 km2 serta melakukan reaktivasi 130 sumur suspended, yang diharapkan dapat menambah produksi hingga 1.400 bph terutama dari wilayah kerja Pertamina.
“Kita juga akan melakukan optimalisasi kegiatan produksi dan program pemeliharaan yang efektif, dalam rangka menahan decline alamiah hingga dibawah 5%,” ungkap Hadi.
Proyek fasilitas produksi puncak Banyu Urip Cepu pada 2013 akan terus dilanjutkan, target produksi awal Juni 2014 dengan volume 90 ribu bph dan beroperasi pada Desember 2014 dengan volume
165 ribu bph.
"Sedangkan projek Masela Inpex pada tahun depan masih dilakukan pelaksanaan FEED," jelas dia. (NDW)
Source:
Liputan6.com, Jakarta : Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SK Migas) telah mengeluarkan persetujuan 47 rencana pengembangan (plan of development/POD) lapangan minyak dan gas (migas) sepanjang 2012.
“Dari persetujuan POD tersebut, perkiraan penerimaan bersih yang diterima negara sebesar US$ 18,9 miliar,” kata Deputi Perencanaan SK Migas Widhyawan Prawiraatmadja dalam siaran persnya, Selasa (1/1/2013).
Dia menjelaskan, total kumulatif produksi dari 47 POD tersebut diperkirakan sebesar 956 juta barel setara minyak (boepd). Rinciannya, sebanyak 216 juta barel minyak (bopd), 4,1 triliun kaki kubik gas (tcf), dan 7,6 juta barel elpiji. Dana yang dikeluarkan untuk memproduksikan cadangan tersebut mencapai US$ 21,3 miliar.
Biaya investasi memiliki porsi terbesar pengeluaran dengan 67 persen atau US$ 14,32 miliar, biaya operasi sebesar 31 persen atau US$ 6,5 miliar, dan biaya untuk pemulihan kondisi lapangan setelah operasi (dana abandonment and siterestoration/ASR) sebesar dua persen atau US$ 447 juta.
“SK Migas mendorong peningkatan tingkat kandungan dalam negeri (TKDN) dalam realisasi dana tersebut agar tercipta efek berganda untuk perekonomian nasional,” kata Widhyawan.
Berdasarkan data SKMIGAS, tiga adalah POD I dan revisi POD I yang mendapat persetujuan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Ketiganya adalah POD I Lapangan Ario Damar-Sriwijaya dengan kontraktor kontrak kerja sama Tropik Energi Pandan, POD I Lapangan South Sebuku dengan kontraktor Medco E&P Bengara, dan revisi POD I Lapangan Kepodang dengan kontraktor Petronas Carigali Muriah.
Yang menjadi catatan penting, kata Widhyawan, disetujuinya POD II Lapangan Tangguh Train 3 dengan kontraktor BP Berau Ltd. Total investasi yang dibutuhkan sebesar US$ 11,13 miliar dengan kumulatif produksi sebesar 2,48 tcf dengan tingkat produksi puncak sekitar 700 juta kaki kubik per hari per hari (mmscfd).
Pertamina EP merupakan kontraktor yang paling banyak mengusulkan dengan 26 POD. Hal ini seiring upaya anak usaha Pertamina itu untuk meningkatkan produksi nasional dari lapangan-lapangan di wilayah Sumatera dan Jawa.
Selain itu, Pertamina EP sedang mencoba meningkatkan cadangan dari lapangan yang sudah mature melalui metode pengangkatan minyak tingkat lanjut (enhanced oil recovery/EOR) dengan water floodling di Lapangan Talang Jimar dan Tapian Timur.
“Upaya peremajaan fasilitas produksi juga dilakukan pada Lapangan Beringin, Prabumulih, dan Paluh Tabuhan Timur agar produksi bisa lebih optimal,” kata Widhyawan.
Dia mengungkapkan, Chevron Pacific Indonesia juga aktif mengembangkan lapangan dengan mengusulkan enam POD, yaitu Lapangan Petapahan Phase-1, Duri Area-8 Rindu, Duri Area-12, Sangsam, Duri Area 7 Rindu, dan Sumur Jorang Deep-1. Metode EOR dengan steam flood akan diterapkan Chevron, khusus di Lapangan Duri Area 7 Rindu.
Rujukannya, mengambil pelajaran dan pengalaman menggunakan metode steam flood di lapangan dan area Duri dalam wilayah kerja (WK) Rokan. Diperkirakan peningkatan cadangan dari enam POD tersebut sebesar 34,7 juta barel minyak dan 9,9 miliar kaki kubik gas dengan biaya sebesar US$ 850 juta.
Pertamina Hulu Energi (PHE) pada tahun ini mengusulkan tiga POD. Dua diantaranya berasal dari WK Offshore North West Java (ONWJ), sisanya dari WK West Madura Offshore (WMO).
Produksi gas dari lapangan tersebut dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan pasokan gas domestik sebesar 60 miliar kaki kubik dengan perkiraan biaya investasi sebesar US$ 418,8 juta.
Medco E&P Indonesia juga mengusulkan tiga POD yaitu lapangan Lica, Rumbi, dan South Sebuku. Produksi gas Lapangan South Sebuku akan dialirkan untuk memenuhi kelistrikan di daerah perbatasan Indonesia dengan Malaysia, yaitu di Kabupaten Nunukan Kalimantan Timur.
Tahun 2012 sebanyak 53 POD diusulkan. Enam diantaranya dikembalikan karena beberapa hal teknis dan administrasi yang tidak terpenuhi. “Tahun ini memecahkan rekor terbanyak persetujuan POD,” ungkap Widhyawan. (NDW)
Source:
Liputan-6
Iya aja deh dengan yang baru ini...
Produksi tersebut terdiri dari produksi minyak sebesar 900 ribu barel per hari (bph) dan produksi gas 1,36 juta boepd. "Dengan adanya sejumlah proyek yang akan selesai tahun depan, kami optimistis target tersebut bisa dicapai," jelas Kepala Divisi Humas, Sekuriti dan Formalitas SK Migas Hadi Prasetyo, Jumat (28/12/2012).
Dia menjelaskan sejumlah proyek yang akan mendukung pencapaian target produksi minyak dan gas tahun depan antara lain selesainya proyek pengembangan lapangan Sumpal, lapangan Ruby, lapangan Peciko
7B, lapangan Sisi Nubi 2B, dan lapangan Peciko 7C.
"Wilayah lainnya yaitu lapangan South Mahakam, lapangan Sumpal di Sumatera Selatan yang dikelola oleh kontraktor," ungkap Hadi.
Kontrak Kerja Sama ConocoPhillips akan memproduksi gas sebesar 155 juta kaki kubik per hari (mmscfd), lapangan Ruby di Kalimantan Selatan yang dikelola oleh Pearl Oil akan menghasilkan gas sebesar 100 mmscfd.
Lapangan Peciko 7B dan Lapangan Sisi Nubi 2B di Kalimantan Timur yang dikelola Total E&P Indonesie akan memproduksi gas sebanyak 170 mmscfd serta Lapangan Peciko 7C yang akan menghasilkan gas sekitar
120 mmscfd dan minyak 280 bph.
Untuk tambahan produksi minyak sebesar 1.200 bph akan didapat dari pilot project EOR (Enhanced Oil Recovery) di Lapangan Kaji Semoga yang dikelola Medco EP, Lapangan Minas yang dikelola Chevron Indonesia melalui injeksi chemical, Lapangan Tanjung yang dikelola Pertamina EP dan Lapangan Widuri yang dikelola CNOOC.
Selain itu, pada 2013 akan dilakukan pemboran sumur pengembangan sebanyak 701 sumur dan workover sebanyak 417 sumur, sedangkan survei seismik 2D seluas 4,8 ribu km2 dan survei seismik 3D seluas 8,7 km2 serta melakukan reaktivasi 130 sumur suspended, yang diharapkan dapat menambah produksi hingga 1.400 bph terutama dari wilayah kerja Pertamina.
“Kita juga akan melakukan optimalisasi kegiatan produksi dan program pemeliharaan yang efektif, dalam rangka menahan decline alamiah hingga dibawah 5%,” ungkap Hadi.
Proyek fasilitas produksi puncak Banyu Urip Cepu pada 2013 akan terus dilanjutkan, target produksi awal Juni 2014 dengan volume 90 ribu bph dan beroperasi pada Desember 2014 dengan volume
165 ribu bph.
"Sedangkan projek Masela Inpex pada tahun depan masih dilakukan pelaksanaan FEED," jelas dia. (NDW)
Source:
Liputan6.com, Jakarta : Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SK Migas) telah mengeluarkan persetujuan 47 rencana pengembangan (plan of development/POD) lapangan minyak dan gas (migas) sepanjang 2012.
“Dari persetujuan POD tersebut, perkiraan penerimaan bersih yang diterima negara sebesar US$ 18,9 miliar,” kata Deputi Perencanaan SK Migas Widhyawan Prawiraatmadja dalam siaran persnya, Selasa (1/1/2013).
Dia menjelaskan, total kumulatif produksi dari 47 POD tersebut diperkirakan sebesar 956 juta barel setara minyak (boepd). Rinciannya, sebanyak 216 juta barel minyak (bopd), 4,1 triliun kaki kubik gas (tcf), dan 7,6 juta barel elpiji. Dana yang dikeluarkan untuk memproduksikan cadangan tersebut mencapai US$ 21,3 miliar.
Biaya investasi memiliki porsi terbesar pengeluaran dengan 67 persen atau US$ 14,32 miliar, biaya operasi sebesar 31 persen atau US$ 6,5 miliar, dan biaya untuk pemulihan kondisi lapangan setelah operasi (dana abandonment and siterestoration/ASR) sebesar dua persen atau US$ 447 juta.
“SK Migas mendorong peningkatan tingkat kandungan dalam negeri (TKDN) dalam realisasi dana tersebut agar tercipta efek berganda untuk perekonomian nasional,” kata Widhyawan.
Berdasarkan data SKMIGAS, tiga adalah POD I dan revisi POD I yang mendapat persetujuan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Ketiganya adalah POD I Lapangan Ario Damar-Sriwijaya dengan kontraktor kontrak kerja sama Tropik Energi Pandan, POD I Lapangan South Sebuku dengan kontraktor Medco E&P Bengara, dan revisi POD I Lapangan Kepodang dengan kontraktor Petronas Carigali Muriah.
Yang menjadi catatan penting, kata Widhyawan, disetujuinya POD II Lapangan Tangguh Train 3 dengan kontraktor BP Berau Ltd. Total investasi yang dibutuhkan sebesar US$ 11,13 miliar dengan kumulatif produksi sebesar 2,48 tcf dengan tingkat produksi puncak sekitar 700 juta kaki kubik per hari per hari (mmscfd).
Pertamina EP merupakan kontraktor yang paling banyak mengusulkan dengan 26 POD. Hal ini seiring upaya anak usaha Pertamina itu untuk meningkatkan produksi nasional dari lapangan-lapangan di wilayah Sumatera dan Jawa.
Selain itu, Pertamina EP sedang mencoba meningkatkan cadangan dari lapangan yang sudah mature melalui metode pengangkatan minyak tingkat lanjut (enhanced oil recovery/EOR) dengan water floodling di Lapangan Talang Jimar dan Tapian Timur.
“Upaya peremajaan fasilitas produksi juga dilakukan pada Lapangan Beringin, Prabumulih, dan Paluh Tabuhan Timur agar produksi bisa lebih optimal,” kata Widhyawan.
Dia mengungkapkan, Chevron Pacific Indonesia juga aktif mengembangkan lapangan dengan mengusulkan enam POD, yaitu Lapangan Petapahan Phase-1, Duri Area-8 Rindu, Duri Area-12, Sangsam, Duri Area 7 Rindu, dan Sumur Jorang Deep-1. Metode EOR dengan steam flood akan diterapkan Chevron, khusus di Lapangan Duri Area 7 Rindu.
Rujukannya, mengambil pelajaran dan pengalaman menggunakan metode steam flood di lapangan dan area Duri dalam wilayah kerja (WK) Rokan. Diperkirakan peningkatan cadangan dari enam POD tersebut sebesar 34,7 juta barel minyak dan 9,9 miliar kaki kubik gas dengan biaya sebesar US$ 850 juta.
Pertamina Hulu Energi (PHE) pada tahun ini mengusulkan tiga POD. Dua diantaranya berasal dari WK Offshore North West Java (ONWJ), sisanya dari WK West Madura Offshore (WMO).
Produksi gas dari lapangan tersebut dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan pasokan gas domestik sebesar 60 miliar kaki kubik dengan perkiraan biaya investasi sebesar US$ 418,8 juta.
Medco E&P Indonesia juga mengusulkan tiga POD yaitu lapangan Lica, Rumbi, dan South Sebuku. Produksi gas Lapangan South Sebuku akan dialirkan untuk memenuhi kelistrikan di daerah perbatasan Indonesia dengan Malaysia, yaitu di Kabupaten Nunukan Kalimantan Timur.
Tahun 2012 sebanyak 53 POD diusulkan. Enam diantaranya dikembalikan karena beberapa hal teknis dan administrasi yang tidak terpenuhi. “Tahun ini memecahkan rekor terbanyak persetujuan POD,” ungkap Widhyawan. (NDW)
Source:
Liputan-6
Iya aja deh dengan yang baru ini...
0
1.8K
12
Guest
Tulis komentar menarik atau mention replykgpt untuk ngobrol seru
Urutan
Terbaru
Terlama
Guest
Tulis komentar menarik atau mention replykgpt untuk ngobrol seru
Komunitas Pilihan