NERACA

Jakarta - Pencapaian produksi minyak mentah yang selalu saja turun, ternyata ada tiga penyebab utama yang mengakibatkan target tidak tercapai adalah penghentian produksi secara tidak terduga (unplanned shutdown), masalah offtaker, dan kendala subsurface. Deputi Pengendalian Operasi Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas) Gde Pradyana mengatakan kontribusi unplanned shutdown berdampak cukup besar terhadap pencapaian target produksi. Dia mencontohkan salah satu kasus yang terjadi pada PT Chevron Pasific Indonesia yang produksi minyaknya bisa turun hingga 10-12 ribu barel per hari (bph).

“Unplanned shutdown saat ini lebih banyak disebabkan karena kejadian petir yang dapat membuat pembangkit listrik mengalami kelebihan daya, sehingga bisa menghentikan produksi selama 2-4 jam dan potensi kehilangan minyak hingga ribuan barel. Untuk itu, kita sedang membenahi pembangkit listrik, agar operasional untuk kegiatan produksi tetap berjalan,” ujarnya disela-sela acara buka bersama di Kantor BP Migas, Senin malam.

Pasalnya, tahun lalu unplanned shutdown mencapai 15% atau lebih dari 50.000 barel per hari. Gde berharap masalah unplanned shutdown tersebut dapat ditekan sehingga pihaknya menargetkan tahun ini dapat ditekan di bawah 10%. "Ini sudah Agustus, kalau dilakukan pembenahan di power supply ada waktu 4 bulan, ya mungkin harapan saya di bawah 40.000 untuk volumenya dan unplannednya di bawah 10%," tegasnya.

Menurut Gde, untuk menurunkan angka 15% ke 10% maka akan dilakukan penataan ulang di sumber-sumber masalah seperti sumur dan pipa-pipa. "Penyebab terbesar itu peralatan yang berputar seperti pompa, turbin, genset, jadi maintanance itu yang kami benahi. Di BP Migas ada Divisi Pemeliharaan Fasilitas yang khusus untuk melototi peralatan tadi," ujarnya.

Sebelumnya, BP Migas menyatakan dari awal tahun hingga Agustus mengalami kehilangan minyak mentah sebanyak 42.000 barel per hari, karena adanya masalah teknis di lapangan Duri, Riau yang saat ini dikelola PT Chevron Pacific Indonesia.

"Akibat keseluruhan masalah, delta kehilangan potensi produksinya sekitar 42.000 barel untuk seluruh masalah sampai dengan Agustus 2012 dari awal tahun," ujar Gde. Dari 42.000 barel tersebut, lanjut Gde, unplanned shutdown masih menjadi penyebab terbesar menurunnya produksi tersebut. Unplanned shutdown tersebut mendapatkan porsi terbesar yaitu 10 % dari 42.000 barel per hari. "Yang lain-lain ada seperti lahan 6% termasuk juga sekitar 7% dari planned shutdown," jelasnya.

Tingkatkan Produksi

Sementara, untuk meningkatkan produksi minyak dan gas nasional BP Migas telah menyetujui rencana pengembangan 12 lapangan migas dengan estimasi investasi mencapai sekitar US$830 juta. Proyek-proyek diharapkan bisa mulai berproduksi (onstream) dari tahun 2012 sampai 2014. Diharapkan pada puncak produksinya bisa menghasilkan minyak dan kondensat sebesar 14.000 bph serta gas sebesar 150 juta kaki kubik per hari (mmsfcd).

“Dari awal tahun 2012 hingga 10 Agustus 2012, BP Migas telah menyetujui 12 rencana pengembangan. Kami berharap semua pihak bisa mendukung proyek-proyek ini sehingga bisa segera memberikan kontribusi bagi produksi migas nasional,” ujar Deputi Perencanaan BPMIGAS, Widhyawan Prawiraatmadja.

Termasuk rencana pengembangan yang disetujui BP Migas adalah revisi Plan of Development (POD) pertama Lapangan Kepodang dengan operator Petronas Carigali Muriah Ltd dan POD Lapangan Sapi Phase-2 dengan operator Chevron Indonesia Company. Lapangan Kepodang merupakan bagian dari Blok Muriah. Lapangan gas ini diperkirakan akan mulai onstream pada kuartal kedua 2015 dengan estimasi laju produksi puncak mencapai 116 mmscfd.

Pengembangan lapangan ini diperkirakan akan membutuhkan investasi sebesar US$ 545 juta yang terdiri atas US$ 159,7 juta untuk pemboran dan US$385,3 untuk fasilitas dan konstruksi.

Sedangkan, Lapangan Sapi yang dikembangkan oleh Chevron Indonesia Company merupakan bagian dari Blok East Kalimantan. Pengembangan tahap kedua (Phase 2) dari lapangan ini diharapkan bisa onstream tahun ini dengan estimasi laju produksi puncak mencapai 266 bph untuk minyak dan kondensat, 7,29 mmscfd untuk gas, dan 153 mmscfd untuk LPG. Proyek ini diperkirakan akan membutuhkan investasi sebesar US$ 157,54 juta.

Sampai saat ini, BP Migas sudah menerima 39 usulan POD. Dari usulan yang masuk tersebut, 12 usulan sudah disetujui, 5 usulan dikembalikan, dan 22 usulan sedang dalam proses. “Kami memprioritaskan untuk segera membuat keputusan untuk usulan-usulan yang sedang dalam proses ini,” ujar Widhyawan.