Minyak Chevron ke Conoco Perlu Ditambah 10-20 Ribu Barel

Target produksi minyak sebanyak 950 ribu barel per hari yang ditetapkan oleh pemerintah, dinilai masih kurang.

Termasuk swap dari minyak Chevron ke gas Conoco Phillips sebesar 50 ribu barel per hari yang perlu ditambah sekira 10 ribu hingga 20 ribu barel per hari.

"Kalau target 950 ribu barel per hari sudah termasuk swap, itu terlalu ringan buat pemerintah. Sehingga nampaknya pemerintah perlu memberi pressure kepada para kontraktor kontrak kerja sama (KKKS)," ujar pengamat perminyakan Pri Agung Rakhmanto di sela rapat panggar, di Gedung MPR/DPR, Senayan, Jakarta, Senin (8/9/2008).

Lebih jauh ia mengungkapkan bahwa realisasi di lapangan bisa tetap 927 ribu barel per hari. Walaupun jika keputusan yang diambil adalah 950 atau 977 ribu barel per hari.

"Soalnya tambahan lifting minyak sebesar 20 ribu barel per hari dari ladang baru Exxon-Cepu belum bisa kita terima, karena harus dihitung dulu cost recovery-nya," jelasnya. (wdi) (ade)

Read More......

LIMA PERUSAHAAN ASING MULAI STUDI BLOK MIGAS DI INDONESIA TIMUR

Lima perusahaan asing mulai melakukan studi bersama potensi sejumlah lapangan minyak dan gas di wilayah Indonesia Timur. Mereka akan mengikuti lelang penawaran langsung terhadap lapangan-lapangan tersebut tahun depan.

Direktur Pembinaan Usaha Hulu Direktorat Jenderal Migas Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) R Priyono mengungkapkan hal itu kepada wartawan, di Jakarta, Selasa (26/12).

Kelima perusahaan meliputi ExxonMobil, Chevron, Amerada Hess, CNOOC dan Essar. Menurut Priyono, perusahaan-perusahaan tersebut melakukan studi bersama dengan menggandeng mitra lokal. Beberapa lembaga pendidikan seperti Institut Teknologi Bandung, Universitas Pajajaran dan UPN Yogyakarta juga dilibatkan.

Priyono mengatakan, pemerintah rencananya akan melelang paling sedikit 30 wilayah kerja (blok) minyak dan gas tahun depan. Lelang akan ditempuh melalui mekanisme lelang umum dan penawaran langsung.

"Tahun depan, kami akan mengadakan lelang umum sebanyak 2 putaran, sedangkan penawaran langsung bisa dilaksanakan 3 putaran atau setiap empat bulan sekali," paparnya.

13 Desember lalu, pemerintah mengumumkan hasil lelang 21 blok migas yang ditawarkan melalui mekanisme penawaran langsung. Dari ke-21 blok, hanya 18 blok yang ditetapkan pemenangnya.

Sisanya, dinilai tidak memenuhi syarat untuk bisa dilakukan penetapan pemenang. Setiap pemenang lelang diwajibkan menyampaikan komitmen bonus tandatangan berupa garansi bank, paling lambat 14 hari setelah pengumuman pemenang.

Hingga akhir pekan lalu, baru tiga perusahaan yang memenuhi kewajiban itu. Ketiganya adalah Transword Exploration Ltd, Indoreach Exploration Ltd dan Konsorsium ConocoPhillips-Stat Oil ASA.

Transword memenuhi komitmen bonus tandatangan untuk Blok Duyung di lepas pantai Natuna, Indoreach untuk Blok Pari di lepas pantai Natuna, dan Konsorsium ConocoPhillips-Stat Oil ASA untuk Blok Kuma di Sulawesi Barat.

Pengembangan ke-18 wilayah kerja migas tersebut diproyeksikan menyerap investasi total senilai US$235,78 juta dan bonus tandatangan sebesar US$31,45 juta. Bonus tandatangan diperhitungkan sebagai pendapatan negara bukan pajak (PNBP).

Para pemenang yang belum menyerahkan komitmen bonus tandatangan adalah Konsorsium PT Mosesa Petroleum-PT Kencana Surya Perkasa-PT Petross untuk Blok Tonga Sumatra Utara, Ranhill Jambi Inc untuk Blok Batu Gajah daratan Sumatra Tengah, Konsorsium PT Hexindo Gemilang Jaya-PT Indelberg Blok Lemang daratan Sumatera Tengah.

Kemudian, Konsorsium PT Gregori Gas Perkasa-CNOOC untuk Blok Batanghari di daratan Sumatra Tengah, PT Odira Energy Persada untuk Blok Karang Agung di Sumatra Selatan, Star Energy Holdings Pte Ltd untuk Blok Sekayu di Sumatra Selatan, PT Insani Bina Perkasa untuk Blok Alas Jati di daratan Jawa Timur, Petro Java International Inc Blok North Kangean di lepas pantai Jawa Timur.

Selanjutnya, Konsorsium Mitra Energy Ltd-Pearl Oil Blok Sibaru lepas pantai Jawa Timur, PT Kalimantan Kutai Energi Blok West Sangatta Kaltim, PT Pandawa Prima Lestari Blok Wain Kaltim, Konsorsium PT Ephindo-Serica Energy Blok Kutai Kaltim, Konsorsium PT Gema Tera-Manley NV-TGS Nopec untuk Blok Budong-Budong Sulawesi Barat, Pearl Oil untuk Blok Karana di Selat Makassar dan Konsorsium Japec-Primer Oil-Kufpec untuk Blok Buton Sulawesi Tenggara.

Read More......

Elnusa Kejar Tender US$ 53,44 Juta Triwulan II-2008

Elnusa.com

Jakarta - PT Elnusa Tbk (ELSA) mengejar tender senilai US$ 53,44 juta lagi di triwulan II 2008 ini untuk merampungkan target kontrak yang direncanakan perseroan tahun ini sebesar US$ 166 juta.

"Pada triwulan I kontrak yang sudah diperoleh senilai US$ 112,56 juta. Jadi dari total target kontrak tahun ini yang sebesar US$ 166 juta, triwulan II ini kalau bisa sisanya akan kami peroleh," ungkap Direktur Operasi ELSA, Eddy Sjahbuddin usai RUPST di hotel Dharmawangsa, Jalan Brawijaya, Jakarta, Kamis (15/5/2008).

Total target nilai kontrak perseroan di 2008 sebesar US$ 166 juta terdiri dari divisi Geoscience US$ 75 juta, Drilling Services US$ 51 juta dan Oilfield Services US$ 40 juta.

"Pada triwulan I yang sudah kami peroleh sebesar US$ 112,56 juta, terdiri dari Geoscience US$ 60 juta, Drilling Services US$ 28,56 juta dan Oilfield Services US$ 24 juta," ungkap Eddy.

Jadi pada masing-masing divisi masih dibutuhkan kontrak senilai US$ 15 juta (Geo), US$ 22,44 juta (Drilling) dan US$ 16 juta (Oilfield).

Eddy mengungkapkan perseroan akan mengejar kontrak-kontrak tersebut di triwulan II-2008 ini. Saat ini kontrak-kontrak tersebut masih dalam proses tender.

"Dari nilai US$ 53,44 juta yang masih dalam tender, totalnya ada 16 proyek. Kalau tidak bisa semua, paling tidak setengahnya akan kami kejar di triwulan II ini," ujarnya.






Melalui kontrak-kontrak tersebut, perseroan menargetkan perolehan pendapatan bersih sebesar Rp 2,2 triliun di akhir tahun 2008, dengan target laba bersih sebesar Rp 200 miliar.

Sehubungan dengan target tersebut, pada triwulan I 2008 ELSA membukukan pendapatan bersih sebesar 462,32 miliar. Namun perolehan laba bersih triwulan I minus alias rugi Rp 10,185 miliar.

"Kerugian di triwulan I disebabkan oleh masuknya kontrak-kontrak yang sebesar US$ 112,56 juta itu. Ketika kontrak masuk itu, kontribusi belum ada, yang ada lebih banyak pengeluaran. Itulah sebabnya triwulan I kami merugi," jelas Eddy.

Namun di triwulan II ini, perseroan optimis beberapa kontrak tersebut sudah memberikan kontribusi pada pembukuan.

"Kami optimis triwulan II tidak akan merugi. Apalagi dengan adanya kontrak-kontrak baru dan turunnya pinjaman dari beberapa bank," ulas Eddy.

Pinjaman yang dimaksud adalah dari BCA US$ 50 juta, Danamon Syariah US$ 24 juta dan Natixis US$ 15 juta. Totalnya sekitar US$ 89 juta.

"Pinjaman bank digunakan untuk mendanai capex 2008 yang sebesar Rp 1,2 triliun. Pendanaannya sekitar US$ 80-90 juta dari pinjaman bank, sisanya kas internal," ujar Eddy.

Eddy mengungkapkan bahwa sekitar 90% dari capex tersebut akan digunakan untuk mendanai proyek-proyek yang diperoleh pada triwulan I-2008 senilai US$ 112,56 juta.

"Dan tentunya untuk proyek-proyek yang akan kami peroleh nantinya, yang total target nilai kontrak kami tahun ini senilai US$ 166 juta," ulas Eddy.
(dro/ddn)

Read More......

Harga ELPIJI Melonjak

Elpiji naik seperti ditulis di Kompas. Dengan demikian harga per tabung untuk 12 kg dari 63 ribu menjadi 69 ribu. Sementara untuk tabung 50 kg dari 343.900 menjadi 362.750 . Elpiji yang 3 kg tetap tidak naik, karena disubsidi oleh pemerintah. Menurut Humas Pertamina kenaikan ini diberlakukan karena Pertamina merugi.

Yang menarik adalah mengapa Pertamina menaikkan harga elpiji. Menurut Humas Pertamina, ini dilakukan karena harga elpiji dijual jauh di bawah harga pasar dunia. Harga elpiji sebelum naik adalah 5.250/kg dan dinaikkan menjadi 5.750/kg, dan harga internasional sekarang adalah 11.400/kg.

Yang menjadi pertanyaan saya adalah, kok elpiji mau dijual dengan harga pasaran dunia. Berbeda dengan BBM, dimana kita adalah importir, untuk kasus gas kita adalah EKSPORTIR! Gasnya punya kita, ya suka-suka kita dong jual berapa untuk rakyat. Yang perlu kita ketahui adalah berapa biaya produksinya. Selama masih nutup, tidak perlu dijual dengan harga pasaran dunia. Saya kuatir yang dimaksud rugi oleh beliau adalah opportunity loss, sebuah jargon ekonomi yang berarti kerugian akibat kehilangan kesempatan meraup keuntungan lebih besar. Kerugian ini adalah kerugian yang dibayangkan, bukan kerugian dalam arti sebenarnya. Pertamina harus mempertanggungjawabkan angka produksi gas elpiji kepada masyarakat secara terbuka, diaudit, supaya kita benar-benar tahu apakah kenaikan gas ini benar-benar rugi, atau akal-akalan pat gulipat saja.

Kenaikan yang bisa diterima akal adalah yang diakibatkan oleh kenaikan biaya distribusi, seperti yang dilansir waktu kenaikan bulan lalu. Tetapi kenaikan karena menyesuaikan dengan pasar dunia benar-benar tidak bisa diterima.

Apalagi kenaikan ini dilakukan sepertinya dengan jebakan. Setelah menghentikan distribusi minyak tanah dan memaksa masyarakat pindah ke gas, elpiji pun naik, seperti yang diduga banyak orang.

Pertamina masih sempat berkilah bahwa ini tidak akan berakibat ke rakyat miskin karena gas 3 kg tidak naik. Ini adalah sebuah pernyataan yang bodoh. Kita semua tahu logika pasar, bahwa jika elpiji 12 kg naik, apalagi kalau benar akan naik Rp500/kg perbulan, yang terjadi adalah hijrah besar-besaran ke elpiji 3 kg. Yang akan terjadi adalah kelangkaan elpiji 3 kg, dan membuat harganya di pasaran naik, meskipun harga distributor tetap.

Read More......

Pertamina EP Bingung Cari Tambahan Produksi Minyak

Foto: Pertamina EP

Jakarta - Produksi Pertamina EP sepanjang semester pertama mencapai 119.000 barel per hari. Angka ini naik dari produksi pada periode yang sama tahun lalu yang sebesar 109.000 barel per hari.

"Jauh lebih tinggi dibandingkan tahun lalu yang hanya 109.000 barel per hari. Jadi dalam per hari ada kenaikan sekitar 10.000 bph," kata Dirut Pertamina EP Tri Siwindono disela diskusi diskusi keselamatan migas di Hotel Borobudur, Jakarta, Senin (28/7/2008).

Angka pencapaian ini memang masih di bawah target produksi Pertamina yang ditetapkan BP Migas untuk tahun ini sebesar 128.000 barel per hari.

Tri mengaku agak bingung bagaimana mencari tambahan 9.000 barel per hari lagi. Ia bahkan memperkirakan produksi yang bisa dicapai hingga akhir tahun hanya sekitar 123.000 barel per hari.




"Mungkin yang bisa dicapai sekitar 123.000 barel per hari, tetapi target kita memang tinggi banget, 125.000 bph. Bahkan BP Migas menargetkan kita 128.000 bph. Jadi masih sekitar 9.000 bph. Itu kita cari di mana, di pasar juga nggak ada," katanya.

Salah satu penyebab rendahnya produksi minyak Pertamina dibandingkan target adalah realisasi produksi dari lapangan Pondok Tengah.

Dari lapangan ini sebenarnya ditargetkan produksi minyak mencapai 4.000-6.000 barel per hari. Namun pada kenyataannya, minyak yang ditemukan lebih sedikit, dan yang diproduksi hanya sekitar 2.000 barel per hari.

Tapi sebagai gantinya, gas yang ditemukan di lokasi tersebut justru lebih banyak dari ekspektasi.

"Gasnya tetap tinggi, sekitar 17-18 mmscfd. Memang yang namanya permukaan kita kan gak tau, tadinya dikira cadangan minyak ternyata malah gas. Meskipun kalau dikonversi volumenya sama," ujarnya.

Sementara terkait kenaikan produksi dibandingkan tahun lalu, menurut Tri, hal ini didorong investasi yang dialokasikan Pertamina di sisi hulunya.

Untuk tahun ini, Pertamina mengalokasikan Rp 6,4 triliun untuk investasi di bidang hulu. Namun hingga saat ini investasi yang dikucurkan baru sekitar 24% atau Rp 1,6 triliun.

Investasi sebesar itu terutama dialokasikan untuk tujuh fokus pengembangan. Diantaranya adalah mengkosentrasikan eksplorasi di 5 lapangan yaitu Pondok Tengah, Tambun, Sukowati, lapangan Poleng dan Limau di Sumatera Selatan.

"Untuk lapangan Limau yang operasikan kita sendiri dan hasilnya cukup bagus karena kita menemukan lapisan baru sehingga setiap ngebor mendapatkan 800 bph hingga 1000 bph yang bisa kita dapatkan," katanya.

Selain itu Pertamina juga memperbaiki manajemen produksi dengan melakukan PoP (put on production) dari hasil temuan-temuan eksplorasi. PoP maksudnya langsung memproduksikan lapangan eksplorasi yang sudah terbukti mengandung minyak atau gas tanpa menunggu proses PoD selesai.

Lalu usaha peningkatan juga dilakukan dengan mengaktifkan kembali sumur-sumur yang sudah ditinggalkannya.

"Mungkin sumur yang dulu ditinggalkan cuma 15 barel ditinggal karena tidak ekonomis tapi dengan harga minyak sekarang jadi ekonomis lagi," katanya.

Tak hanya itu, lapangan-lapangan tua juga diaktifkan lagi, dan metode EOR (enhance oil recovery) pun akan segera dimulai.

Read More......

Limbah B3 Sebagai Injeksi EOR (Mikroba)

Definisi limbah B3 berdasarkan BAPEDAL (1995) ialah setiap bahan sisa (limbah) suatu kegiatan proses produksi yang mengandung bahan berbahaya dan beracun (B3) karena sifat (toxicity, flammability, reactivity, dan corrosivity) serta konsentrasi atau jumlahnya yang baik secara langsung maupun tidak langsung dapat merusak, mencemarkan lingkungan, atau membahayakan kesehatan manusia.

Berdasarkan sumbernya, limbah B3 dapat diklasifikasikan menjadi:

• Primary sludge, yaitu limbah yang berasal dari tangki sedimentasi pada pemisahan awal dan banyak mengandung biomassa senyawa organik yang stabil dan mudah menguap
• Chemical sludge, yaitu limbah yang dihasilkan dari proses koagulasi dan flokulasi
• Excess activated sludge, yaitu limbah yang berasal dari proses pengolahan dengn lumpur aktif sehingga banyak mengandung padatan organik berupa lumpur dari hasil proses tersebut
• Digested sludge, yaitu limbah yang berasal dari pengolahan biologi dengan digested aerobic maupun anaerobic di mana padatan/lumpur yang dihasilkan cukup stabil dan banyak mengandung padatan organik.

Limbah B3 dikarakterisasikan berdasarkan beberapa parameter yaitu total solids residue (TSR), kandungan fixed residue (FR), kandungan volatile solids (VR), kadar air (sludge moisture content), volume padatan, serta karakter atau sifat B3 (toksisitas, sifat korosif, sifat mudah terbakar, sifat mudah meledak, beracun, serta sifat kimia dan kandungan senyawa kimia).

Contoh limbah B3 ialah logam berat seperti Al, Cr, Cd, Cu, Fe, Pb, Mn, Hg, dan Zn serta zat kimia seperti pestisida, sianida, sulfida, fenol dan sebagainya. Cd dihasilkan dari lumpur dan limbah industri kimia tertentu sedangkan Hg dihasilkan dari industri klor-alkali, industri cat, kegiatan pertambangan, industri kertas, serta pembakaran bahan bakar fosil. Pb dihasilkan dari peleburan timah hitam dan accu. Logam-logam berat pada umumnya bersifat racun sekalipun dalam konsentrasi rendah. Daftar lengkap limbah B3 dapat dilihat di PP No. 85 Tahun 1999: Pengelolaan Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun (B3). Silakan klik link tersebut untuk daftar lengkap yang juga mencakup peraturan resmi dari Pemerintah Indonesia.

Penanganan atau pengolahan limbah padat atau lumpur B3 pada dasarnya dapat dilaksanakan di dalam unit kegiatan industri (on-site treatment) maupun oleh pihak ketiga (off-site treatment) di pusat pengolahan limbah industri. Apabila pengolahan dilaksanakan secara on-site treatment, perlu dipertimbangkan hal-hal berikut:

• jenis dan karakteristik limbah padat yang harus diketahui secara pasti agar teknologi pengolahan dapat ditentukan dengan tepat; selain itu, antisipasi terhadap jenis limbah di masa mendatang juga perlu dipertimbangkan
• jumlah limbah yang dihasilkan harus cukup memadai sehingga dapat menjustifikasi biaya yang akan dikeluarkan dan perlu dipertimbangkan pula berapa jumlah limbah dalam waktu mendatang (1 hingga 2 tahun ke depan)
• pengolahan on-site memerlukan tenaga tetap (in-house staff) yang menangani proses pengolahan sehingga perlu dipertimbangkan manajemen sumber daya manusianya
• peraturan yang berlaku dan antisipasi peraturan yang akan dikeluarkan Pemerintah di masa mendatang agar teknologi yang dipilih tetap dapat memenuhi standar

Teknologi Pengolahan

Terdapat banyak metode pengolahan limbah B3 di industri, tiga metode yang paling populer di antaranya ialah chemical conditioning, solidification/Stabilization, dan incineration.

1. Chemical Conditioning
   Salah satu teknologi pengolahan limbah B3 ialah chemical conditioning. TUjuan utama dari chemical conditioning ialah:
   • menstabilkan senyawa-senyawa organik yang terkandung di dalam lumpur
   • mereduksi volume dengan mengurangi kandungan air dalam lumpur
   • mendestruksi organisme patogen
   • memanfaatkan hasil samping proses chemical conditioning yang masih memiliki nilai ekonomi seperti gas methane yang dihasilkan pada proses digestion
   • mengkondisikan agar lumpur yang dilepas ke lingkungan dalam keadaan aman dan dapat diterima lingkungan

   Chemical conditioning terdiri dari beberapa tahapan sebagai berikut:

   1. Concentration thickening
      Tahapan ini bertujuan untuk mengurangi volume lumpur yang akan diolah dengan cara meningkatkan kandungan padatan. Alat yang umumnya digunakan pada tahapan ini ialah gravity thickener dan solid bowl centrifuge. Tahapan ini pada dasarnya merupakan tahapan awal sebelum limbah dikurangi kadar airnya pada tahapan de-watering selanjutnya. Walaupun tidak sepopuler gravity thickener dan centrifuge, beberapa unit pengolahan limbah menggunakan proses flotation pada tahapan awal ini.
   2. Treatment, stabilization, and conditioning
      Tahapan kedua ini bertujuan untuk menstabilkan senyawa organik dan menghancurkan patogen. Proses stabilisasi dapat dilakukan melalui proses pengkondisian secara kimia, fisika, dan biologi. Pengkondisian secara kimia berlangsung dengan adanya proses pembentukan ikatan bahan-bahan kimia dengan partikel koloid. Pengkondisian secara fisika berlangsung dengan jalan memisahkan bahan-bahan kimia dan koloid dengan cara pencucian dan destruksi. Pengkondisian secara biologi berlangsung dengan adanya proses destruksi dengan bantuan enzim dan reaksi oksidasi. Proses-proses yang terlibat pada tahapan ini ialah lagooning, anaerobic digestion, aerobic digestion, heat treatment, polyelectrolite flocculation, chemical conditioning, dan elutriation.
   3. De-watering and drying
      De-watering and drying bertujuan untuk menghilangkan atau mengurangi kandungan air dan sekaligus mengurangi volume lumpur. Proses yang terlibat pada tahapan ini umumnya ialah pengeringan dan filtrasi. Alat yang biasa digunakan adalah drying bed, filter press, centrifuge, vacuum filter, dan belt press.
   4. Disposal
      Disposal ialah proses pembuangan akhir limbah B3. Beberapa proses yang terjadi sebelum limbah B3 dibuang ialah pyrolysis, wet air oxidation, dan composting. Tempat pembuangan akhir limbah B3 umumnya ialah sanitary landfill, crop land, atau injection well.
2. Solidification/Stabilization
   Di samping chemical conditiong, teknologi solidification/stabilization juga dapat diterapkan untuk mengolah limbah B3. Secara umum stabilisasi dapat didefinisikan sebagai proses pencapuran limbah dengan bahan tambahan (aditif) dengan tujuan menurunkan laju migrasi bahan pencemar dari limbah serta untuk mengurangi toksisitas limbah tersebut. Sedangkan solidifikasi didefinisikan sebagai proses pemadatan suatu bahan berbahaya dengan penambahan aditif. Kedua proses tersebut seringkali terkait sehingga sering dianggap mempunyai arti yang sama. Proses solidifikasi/stabilisasi berdasarkan mekanismenya dapat dibagi menjadi 6 golongan, yaitu:
   1. Macroencapsulation, yaitu proses dimana bahan berbahaya dalam limbah dibungkus dalam matriks struktur yang besar
   2. Microencapsulation, yaitu proses yang mirip macroencapsulation tetapi bahan pencemar terbungkus secara fisik dalam struktur kristal pada tingkat mikroskopik
   3. Precipitation
   4. Adsorpsi, yaitu proses dimana bahan pencemar diikat secara elektrokimia pada bahan pemadat melalui mekanisme adsorpsi.
   5. Absorbsi, yaitu proses solidifikasi bahan pencemar dengan menyerapkannya ke bahan padat
   6. Detoxification, yaitu proses mengubah suatu senyawa beracun menjadi senyawa lain yang tingkat toksisitasnya lebih rendah atau bahkan hilang sama sekali

   Teknologi solidikasi/stabilisasi umumnya menggunakan semen, kapur (CaOH2), dan bahan termoplastik. Metoda yang diterapkan di lapangan ialah metoda in-drum mixing, in-situ mixing, dan plant mixing. Peraturan mengenai solidifikasi/stabilitasi diatur oleh BAPEDAL berdasarkan Kep-03/BAPEDAL/09/1995 dan Kep-04/BAPEDAL/09/1995.

3. Incineration
   Teknologi pembakaran (incineration ) adalah alternatif yang menarik dalam teknologi pengolahan limbah. Insinerasi mengurangi volume dan massa limbah hingga sekitar 90% (volume) dan 75% (berat). Teknologi ini sebenarnya bukan solusi final dari sistem pengolahan limbah padat karena pada dasarnya hanya memindahkan limbah dari bentuk padat yang kasat mata ke bentuk gas yang tidak kasat mata. Proses insinerasi menghasilkan energi dalam bentuk panas. Namun, insinerasi memiliki beberapa kelebihan di mana sebagian besar dari komponen limbah B3 dapat dihancurkan dan limbah berkurang dengan cepat. Selain itu, insinerasi memerlukan lahan yang relatif kecil.

   Aspek penting dalam sistem insinerasi adalah nilai kandungan energi (heating value) limbah. Selain menentukan kemampuan dalam mempertahankan berlangsungnya proses pembakaran, heating value juga menentukan banyaknya energi yang dapat diperoleh dari sistem insinerasi. Jenis insinerator yang paling umum diterapkan untuk membakar limbah padat B3 ialah rotary kiln, multiple hearth, fluidized bed, open pit, single chamber, multiple chamber, aqueous waste injection, dan starved air unit. Dari semua jenis insinerator tersebut, rotary kiln mempunyai kelebihan karena alat tersebut dapat mengolah limbah padat, cair, dan gas secara simultan.

Penanganan Limbah B3

Hazardous Material Container

Limbah B3 harus ditangani dengan perlakuan khusus mengingat bahaya dan resiko yang mungkin ditimbulkan apabila limbah ini menyebar ke lingkungan. Hal tersebut termasuk proses pengemasan, penyimpanan, dan pengangkutannya. Pengemasan limbah B3 dilakukan sesuai dengan karakteristik limbah yang bersangkutan. Namun secara umum dapat dikatakan bahwa kemasan limbah B3 harus memiliki kondisi yang baik, bebas dari karat dan kebocoran, serta harus dibuat dari bahan yang tidak bereaksi dengan limbah yang disimpan di dalamnya. Untuk limbah yang mudah meledak, kemasan harus dibuat rangkap di mana kemasan bagian dalam harus dapat menahan agar zat tidak bergerak dan mampu menahan kenaikan tekanan dari dalam atau dari luar kemasan. Limbah yang bersifat self-reactive dan peroksida organik juga memiliki persyaratan khusus dalam pengemasannya. Pembantalan kemasan limbah jenis tersebut harus dibuat dari bahan yang tidak mudah terbakar dan tidak mengalami penguraian (dekomposisi) saat berhubungan dengan limbah. Jumlah yang dikemas pun terbatas sebesar maksimum 50 kg per kemasan sedangkan limbah yang memiliki aktivitas rendah biasanya dapat dikemas hingga 400 kg per kemasan.

Limbah B3 yang diproduksi dari sebuah unit produksi dalam sebuah pabrik harus disimpan dengan perlakuan khusus sebelum akhirnya diolah di unit pengolahan limbah. Penyimpanan harus dilakukan dengan sistem blok dan tiap blok terdiri atas 2×2 kemasan. Limbah-limbah harus diletakkan dan harus dihindari adanya kontak antara limbah yang tidak kompatibel. Bangunan penyimpan limbah harus dibuat dengan lantai kedap air, tidak bergelombang, dan melandai ke arah bak penampung dengan kemiringan maksimal 1%. Bangunan juga harus memiliki ventilasi yang baik, terlindung dari masuknya air hujan, dibuat tanpa plafon, dan dilengkapi dengan sistem penangkal petir. Limbah yang bersifat reaktif atau korosif memerlukan bangunan penyimpan yang memiliki konstruksi dinding yang mudah dilepas untuk memudahkan keadaan darurat dan dibuat dari bahan konstruksi yang tahan api dan korosi.

Mengenai pengangkutan limbah B3, Pemerintah Indonesia belum memiliki peraturan pengangkutan limbah B3 hingga tahun 2002. Namun, kita dapat merujuk peraturan pengangkutan yang diterapkan di Amerika Serikat. Peraturan tersebut terkait dengan hal pemberian label, analisa karakter limbah, pengemasan khusus, dan sebagainya. Persyaratan yang harus dipenuhi kemasan di antaranya ialah apabila terjadi kecelakaan dalam kondisi pengangkutan yang normal, tidak terjadi kebocoran limbah ke lingkungan dalam jumlah yang berarti. Selain itu, kemasan harus memiliki kualitas yang cukup agar efektivitas kemasan tidak berkurang selama pengangkutan. Limbah gas yang mudah terbagak harus dilengkapi dengan head shields pada kemasannya sebagai pelindung dan tambahan pelindung panas untuk mencegah kenaikan suhu yang cepat. Di Amerika juga diperlakukan rute pengangkutan khusus selain juga adanya kewajiban kelengkapan Material Safety Data Sheets (MSDS) yang ada di setiap truk dan di dinas pemadam kebarakan.

Secured Landfill. Faktor hidrogeologi, geologi lingkungan, topografi, dan faktor-faktor lainnya harus diperhatikan agar secured landfill tidak merusak lingkungan. Pemantauan pasca-operasi harus terus dilakukan untuk menjamin bahwa badan air tidak terkontaminasi oleh limbah B3.

Pembuangan Limbah B3 (Disposal)

Sebagian dari limbah B3 yang telah diolah atau tidak dapat diolah dengan teknologi yang tersedia harus berakhir pada pembuangan (disposal). Tempat pembuangan akhir yang banyak digunakan untuk limbah B3 ialah landfill (lahan urug) dan disposal well (sumur pembuangan). Di Indonesia, peraturan secara rinci mengenai pembangunan lahan urug telah diatur oleh Badan Pengendalian Dampak Lingkungan (BAPEDAL) melalui Kep-04/BAPEDAL/09/1995.

Landfill untuk penimbunan limbah B3 diklasifikasikan menjadi tiga jenis yaitu: (1) secured landfill double liner, (2) secured landfill single liner, dan (3) landfill clay liner dan masing-masing memiliki ketentuan khusus sesuai dengan limbah B3 yang ditimbun.

Dimulai dari bawah, bagian dasar secured landfill terdiri atas tanah setempat, lapisan dasar, sistem deteksi kebocoran, lapisan tanah penghalang, sistem pengumpulan dan pemindahan lindi (leachate), dan lapisan pelindung. Untuk kasus tertentu, di atas dan/atau di bawah sistem pengumpulan dan pemindahan lindi harus dilapisi geomembran. Sedangkan bagian penutup terdiri dari tanah penutup, tanah tudung penghalang, tudung geomembran, pelapis tudung drainase, dan pelapis tanah untuk tumbuhan dan vegetasi penutup. Secured landfill harus dilapisi sistem pemantauan kualitas air tanah dan air pemukiman di sekitar lokasi agar mengetahui apakah secured landfill bocor atau tidak. Selain itu, lokasi secured landfill tidak boleh dimanfaatkan agar tidak beresiko bagi manusia dan habitat di sekitarnya.

Deep Injection Well. Pembuangan limbah B3 melalui metode ini masih mejadi kontroversi dan masih diperlukan pengkajian yang komprehensif terhadap efek yang mungkin ditimbulkan. Data menunjukkan bahwa pembuatan sumur injeksi di Amerika Serikat paling banyak dilakukan pada tahun 1965-1974 dan hampir tidak ada sumur baru yang dibangun setelah tahun 1980.

Sumur injeksi atau sumur dalam (deep well injection) digunakan di Amerika Serikat sebagai salah satu tempat pembuangan limbah B3 cair (liquid hazardous wastes). Pembuangan limbah ke sumur dalam merupakan suatu usaha membuang limbah B3 ke dalam formasi geologi yang berada jauh di bawah permukaan bumi yang memiliki kemampuan mengikat limbah, sama halnya formasi tersebut memiliki kemampuan menyimpan cadangan minyak dan gas bumi. Hal yang penting untuk diperhatikan dalam pemilihan tempat ialah strktur dan kestabilan geologi serta hidrogeologi wilayah setempat.

Limbah B3 diinjeksikan se dalam suatu formasi berpori yang berada jauh di bawah lapisan yang mengandung air tanah. Di antara lapisan tersebut harus terdapat lapisan impermeable seperti shale atau tanah liat yang cukup tebal sehingga cairan limbah tidak dapat bermigrasi. Kedalaman sumur ini sekitar 0,5 hingga 2 mil dari permukaan tanah.

Tidak semua jenis limbah B3 dapat dibuang dalam sumur injeksi karena beberapa jenis limbah dapat mengakibatkan gangguan dan kerusakan pada sumur dan formasi penerima limbah. Hal tersebut dapat dihindari dengan tidak memasukkan limbah yang dapat mengalami presipitasi, memiliki partikel padatan, dapat membentuk emulsi, bersifat asam kuat atau basa kuat, bersifat aktif secara kimia, dan memiliki densitas dan viskositas yang lebih rendah daripada cairan alami dalam formasi geologi.

Hingga saat ini di Indonesia belum ada ketentuan mengenai pembuangan limbah B3 ke sumur dalam (deep injection well). Ketentuan yang ada mengenai hal ini ditetapkan oleh Amerika Serikat dan dalam ketentuan itu disebutkah bahwa:

1. Dalam kurun waktu 10.000 tahun, limbah B3 tidak boleh bermigrasi secara vertikal keluar dari zona injeksi atau secara lateral ke titik temu dengan sumber air tanah.
2. Sebelum limbah yang diinjeksikan bermigrasi dalam arah seperti disebutkan di atas, limbah telah mengalami perubahan higga tidak lagi bersifat berbahaya dan beracun.

Sumber : http://majarimagazine.com/2008/01/teknologi-pengolahan-limbah-b3/

Read More......

PERTAMINA MULAI TETAPKAN TEKNOLOGI EOR

PT Pertamina EP akan mulai menetapkan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) pada sembilan lapangan minyaknya pada tahun ini. Hal ini dilakukan berdasarkan persetujuan yang telah diberikan BP MIGAS. Demikian diungkapkan Direktur Utama Pertamina Ari Soemarmo dalam paparannya di depan Komisi VII DPR RI. Rabu (27/06).

Sembila lapangan tersebut adalah Rantau (water flooding), Kendali Asam (Water Flooding), Talang Jimar (Water Flooding), Limau Q-51 (Chemical Flooding), Kawengan (Water Flooding), Nglobo (Water Flooding), Bunyu (Water Flooding), Sangatta (Water Flooding) dan Tanjung (Water Flooding).

Rencananya tahun 2007 ini baru akan dilakukan tahapan studi. Sedangkan pilot project baru akan dilaksanakan tahun 2008 dan diharapkan dapat memberikan konfirmasi dari studi tersebut.

Menurut Ari, proyek EOR merupakan long term project yang membutuhkan investasi cukup besar di awal proyek dan memerlukan waktu untuk mencapai hasil yang optimum.

"Kajian awal menunjukan aplikasi teknologi EOR seperti water flooding dan chemical flooding dilakukan karena 85% dari total lapangan sudah mature dan produksi kumulatif minyak dari lapangan-lapangan tersebut pada umumnya sudah mencapai lebih dari 80 % primary recovery", ujar Ari. (***)

Read More......

MENELAAH REKAMAN SEISMICITY PULAU SUMATERA

Kita tentu masih ingat gempa bumi dan tsunami yang melanda Aceh di akhir tahun 2004. Gempa bumi yang melanda Aceh dan Pulau Sumatera bagian utara pada tanggal 26 Desember 2004 adalah gempa bumi yang termasuk dalam kategori gempa bumi terdahsyat yang pernah terjadi di bumi setelah gempa bumi dahsyat yang melanda Alaska pada tahun 1964. Gempa bumi yang melanda Alaska tersebut mempunyai kekuatan sebesar 9.2. Gempa bumi yang melanda Sumatera pada tahun 2004 ini mampu mengubah lantai samudera dan menghasilkan gelombang tsunami yang mampu menghancurkan apa saja yang dilaluinya mulai dari Pulau Sumatera bagian utara, Thailand, Sri lanka, India, bahkan sampai ke pesisir timur benua Afrika.

Gempa bumi dapat terjadi sepanjang batas pertemuan antara lempeng Eurasia dan lempeng Australia. Panjang batas pertemuan kedua lempeng tersebut sekitar 5500 kilometer atau sekitar 3400 mil mulai dari Myanmar melewati Pulau Sumatera, Jawa, dan menuju Australia. Di sekitar Pulau Jawa dan Sumatera bagian Selatan, lempeng Australia bergerak ke arah utara/timur laut sebesar 60-65 mm per tahun relative terhadap AsiaTenggara. Sedangkan di daerah sekitar utara Pulau Sumatera, lempeng Australia bergerak 50 mm per tahun. Lempeng Australia dan lempeng Eurasia bertemu di kedalaman sekitar 5000 meter atau 3 mil di bawah permukaan air laut pada Palung Sumatera yang terletak di Samudera India. Palung tersebut tersebar relatif pararel terhadap pantai barat Pulau Sumatera sekitar 200 kilometer atau 125 mil dari garis pantai. Pada palung tersebut, lempeng Australia menyusup di bawah lempeng Eurasia. Pertemuan kedua lempeng tersebut sering juga disebut “megathrust” dimana lempeng Eurasia seolah-olah terangkat oleh lempengAustralia yang menyusup ke dalam bumi. Megathrust yang ada di selatan Pulau Jawa relatif tegak lurus terhadap palung sedangkan di sebelah baratdaya Pulau Sumatera lebih membentuk sudut atau oblique. Akibat geometri dari pertemuan kedua lempeng tersebut di sebelah baratdaya Pulau Sumatera yang membentuk sudut maka pertemuan lempeng tersebut mempunyai komponen dip-slip (dextral slip atau menggeser relative ke kanan) yang tercerminkan dari adanya Patahan Sumatera yang ada di blok “hanging wall” dari daerah penunjaman Sumatera. Patahan tersebut kurang lebih berasosiasi dengan busur vulkanik Sumatra yang mampu mengakomodasikan komponen geser dari bentuk penunjaman yang oblique atau bersudut. Pertemuan kedua lempeng tersebut juga tidaklah mulus akan tetapi lebih membentuk hubungan “stick and slip”. Ini artinya megathrust akan tetap terkunci atau tidak ada pergeseran yang cukup berarti antara kedua blok selama beratus-ratus tahun dan jika megathrust tidak mampu lagi terkunci maka akan terjadilah gempa bumi yang sangat dahsyat.

Sejarah membuktikan bahwa proses penunjaman dari megathrust tidak akan menghancurkan seluruh daerah patahan (sepanjang batas lempeng atau sekitar 5500 kilometer ) dalam satu waktu saja. USGS melaporkan bahwa patahan mulai terjadi di bagian utara Pulau Simeulue. Dari pengamatan seismogram yang dilakukan oleh Chen Ji (Caltech seismologist) ditemukan bahwa patahan utama yang ada di Pulau Simeulue menjalar kearah utara sepanjang 400 kilometer sepanjang jalur megathrust dengan kecepatan 2 kilometer per detik. Akan tetapi dengan berlanjutnya gempa utama maka daerah patahan bertambah sebesar 1000 kilometer ke arah utara di daerah Kepulauan Andaman.

Lintasan dari penunjaman megathrust yang berkembang dari Myanmar kearah selatan melewati Laut Andaman dan kemudian kearah tenggara menuju pesisir barat pantai Sumatra telah menghasilkan gempa yang sangat dahsyat dalam dua abad terakhir. Pada tahun 1883, patahan dari segmen yang sangat panjang di pesisir Sumatra Tengah menghasilkan gempa bumi dengan skala 8.7 dengan diikuti tsunami. Pada tahun 1861, lintasan di bagian utara ekuator menghasilkan gempa bumi dengan skala 8.5 diikuti tsunami. Segmen di utara Kepulauan Nikobar juga mengalami patahan di tahun 1881 dan menghasilkan gempa bumi dengan skala 7.9. Bagian di bawah Kepulauan Enggano juga mengalami patahan pada tahun 2000 dan menghasilkan gempa bumi dengan skala 7.8.

Gempa bumi yang terjadi di tahun 2004 dihasilkan dari patahan yang terjadi di bagian paling utara dari bagian megathrust Pulau Sumatera. Penelitian-penelitian seismik terdahulu menunjukkan bahwa patahan yang terjadi seperti pada tahun 1883 hampir terjadi setiap dua abad. Ini menyebabkan bagian-bagian yang lain dari lintasan megathrust yang ada menjadi daerah yang sangat rawan bencana gempa bumi yang kemungkinan disertai tsunami.Selama terjadinya patahan dari penunjaman megathrust, bagian dari Asia Tenggara yang terdapat di atas megathrust berpindah kearah barat (kearah palung) sebesar beberapa meter dan dapat naik sebesar 1-3 meter. Kenaikan bagian ini membuat seakan-akan samudera naik sebesar 1-3 meter. Pada saat air tersebut bergerak turun kembali maka ini akan memicu terjadinya rentetan gelombang samudera yang mampu menjalar sepanjang Teluk Bengal. Dan pada saat gelombang tersebut mendekati daratan, gelombang tersebut berkurang kecepatannya tetapi ketinggian gelombang tersebut bertambah sehingga mampu menghancurkan semua yang dilewatinya. Gelombang inilah yang disebut gelombang tsunami seperti yang terjadi di Aceh pada tahun 2004 kemarin. Meskipun gelombang tsunami dapat reda dalam waktu yang singkat akan tetapi gelombang ini mampu menggenangi beberapa tempat yang relatif rendah di sekitar pesisir pantai dan membentuk rawa-rawa. Pulau-pulau yang ada di atas megathrust terangkat sebesar 1-3 meter sehingga mampu mengangkat koral-koral yang sebelumnya ada di dalam laut.

Sumber: http://doddys.wordpress.com/2006/12/20/menelaah-rekaman-seismicity-pulau-sumatera/

Read More......

SEMBURAN LUMPUR SIDOARJO TIDAK MENGANDUNG MINYAK MENTAH

Hasil penelitian dan analisa yang dilakukan oleh Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi (PPPTMG) ‘LEMIGAS’ menghasilkan bahwa tidak ditemukan kandungan minyak mentah (crude oil) dalam jumlah besar pada lumpur di pusat semburan lumpur yang masih aktif di lokasi semburan lumpur Sidoarjo. Berdasarkan analisa menunjukkan hydrokarbon yang tercampur pada lumpur merupakan ceceran produk olahan dari minyak bumi (minyak pelumas bekas).

Penelitian dan analisa PPPTMG ‘LEMIGAS’ dilakukan sebagai tindak lanjut kejadian tanggal 19 Maret 2009 yang menjadi pemberitaan beberapa media masa yang menyebutkan adanya indikasi semburan minyak bercampur lumpur dan air di lokasi semburan gas Lumpur Sidoarjo. Selain tim dari PPPTMG ‘LEMIGAS’, pada pengambilan percontoh (sampling) pada tanggal 21 hingga 22 Maret 2008, juga dilakukan tim dari Direktorat Jenderal Migas dan Badan Geologi.

Percontoh atau sampling lumpur diambil dari Tanggul Cincin (TC) 45, TC 44.1, TC 42.1. Untuk percontoh minyak dan air diambil dari lokasi TC 46. Pengambilan percontoh lumpur kering dilakukan pada Tanggul Intra Section 16 dan Tanggul PPI 18. Sedang untuk percontoh gas diambil pada lokasi dekat Pabrik Kerupuk Candi, Desa Jatirejo (Tanggul Intra Section 22-23) dan Desa Ketapang (berupa gas bubbles). Semua percontoh (emulsi liquid, air dan gas) dianalisis di Laboratorium ‘LEMIGAS’.

Analisa yang digunakan terdiri dari analisa Total Petroleum Hydrokarbon (TPH), analisa Finger Printing, analisa Komposisi Gas, analisa Isotop Hydrokarbon dan analisa Oil Content. Berdasarkan analisa terhadap percontoh memperlihatkan terdapat live hydrokarbon dalam lumpur. Namun konsentrasi tergolong kecil dan masih dibawah ambang batas yang diperbolehkan berdasarkan ketentuan Kementerian Lingkungan Hidup (KLH). Analisa Oil Content dan TPH terhadap percontoh air juga memperlihatkan dibawah ambang batas KLH sehingga aman dialirkan ke badan air.

Sedang analisa terhadap gas yang berasal dari gelembung gas (gas bubble), memperlihatkan bahwa gas tersebut merupakan gas methana yang merupakan hasil dari proses thermogenic dan tidak berbahaya. Gas yang keluar dari bawah permukaan ini berupa gelembung gas dengan tekanan rendah dan langsung tersebar ke udara sehingga konsentrasi gas methana menjadi kecil saat berada di dalam udara bebas.

Terhadap lumpur yang diduga mengandung minyak mentah (crude oil) juga tidak terbukti. Selain kandungan minyaknya sangat kecil, berdasarkan analisa, lumpur tersebut merupakan atau mengandung jenis tanah/lempung. Hal ini juga didukung analisis XRD bahwa lumpur/batuan percontoh mengandung jenis lempung yaitu smectite, kaolinite dan lilite serta sedikit clorite. Adapun kandungan logam berat pada percontoh juga tidak signifikan.

Read More......

Pertamina EP Temukan Gas di Sumur Matindok

Jakarta, IEW – PT Pertamina EP (Eksplorasi dan Produksi) kembali menemukan gas 12 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) melalui sumur pemboran Matindok 2 (MTD-2) di Lapangan Matindok, Sulawesi Tengah. Penemuan tersebut menambah potensi gas yang bisa diproduksikan dari Lapangan Matindok. “Sebelumnya, dari sumur MTD-1 ditemukan hasil sebanyak Sembilan MMSCFD,” kata M. Harun, Manager Humas Pertamina EP, di Jakarta, Jumat (03/04/2009).

Menurut dia, Pertamina EP akan menambah dua sumur tambahan yakni MTD-3 dan 4 pada tahun 2010-2011. Rencana pengembangan (plan of development/POD) Matindok telah disetujui Badan Pelaksana Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas) pada 24 Desember 2008. “Hasil gas Matindok akan dikirim ke Kilang Donggi Senoro LNG yang dioperasikan PT DS LNG pada tahun 2012-2013,” kata Harun.

Dari total komitmen, lanjut Harun, pasokan Matindok sebesar 85 MMSCFD, dipenuhi dari Donggi sebesar 50 MMSCFD, Matindok 20 MMSCFD, dan Maleo Raja 15 MMSCFD.

Produksi gas Pertamina EP mengalami pertumbuhan yang signifikan dalam tiga tahun terakhir. Pada tahun 2006, produksi gas mencapai 955 MMSCFD, tahun 2007 naik menjadi 980 MMSCFD, dan tahun 2008 meningkat lagi menjadi 1.003 MMSCFD. “Tahun 2009 Pertamina EP menargetkan produksi gas mencapai 1.123 MMSCFD,” kata Harun.

Produksi minyak Pertamina EP juga mengalami peningkatan sejak 2003 dengan tingkat pertumbuhan rata-rata (Capital Average Gross Ratio/CAGR) mencapai 3,1 persen dari level produksi 95,6 ribu barel per hari (MBOPD) di 2003 menjadi 102,2 MBOPD tahun 2006.

Tahun 2007, produksi minyak naik 6,7 persen menjadi 110,3 MBOPD dan kembali naik tahun 2008 menjadi 116,6 MBOPD. Menurut Harun, pada 2009, Pertamina EP menargetkan tingkat pertumbuhan
produksi minyak sebesar 6,2 persen dengan target produksi 125,5 MBOPD. (

Read More......

TOTAL E&P INDONESIE BEROPERASI DI DELTA MAHAKAM KALIMANTAN TIMUR

	Delta Mahakam merupakan salah satu kawasan Indonesia yang sangat kaya akan kandungan hidrokarbon, Total E&P Indonesie memfokuskan untuk beroperasi di wilayah ini sejak lebih dari 30 tahun yang lalu. Cadangan terbesar dimiliki oleh lapangan Peciko dan Tunu, yang sampai saat sekarang produksinya mencapai 2,3 milyard kaki kubik atau lebih dari 500.000 barrel ekivalen minyak.
	Bekantan salah satu kekayaan fauna
	Mangrove adalah vegetasi utama kawasan Delta Mahakam
	1. Sensitivitas Lingkungan Sekitar
	Kawasan Delta Mahakam dengan luas kurang lebih 1500 km2 memiliki ekosistem yang sensitive, dimana sebagian kawasannya dihuni oleh bermacam vegetasi yang padat dengan mangrove sebagai mayoritasnya. Seperti kawasan mangrove lain di dunia, penurunan jumlah mangrove yang sangat tajam juga terjadi disini dan membutuhkan penanganan yang tepat untuk mengatasinya. Mangrove mempunyai fungsi yang penting yaitu : • Hutan mangrove menghubungkan ekosistem kawasan laut dengan daratan, dan mampu menahan erosi pantai • Mangrove yang tumbuh di tempat yang dangkal, menciptakan ekosistem yang menyediakan tempat untuk pembiakan dan makanan bagi bermacam kehidupan laut. • Kegiatan penangkapan ikan merupakan sumber pendapatan utama bagi masyarakat sekitar, tetapi saat ini vegetasi di delta tersebut terancam karena adanya pengembangan tambak udang yang tidak terkontrol
	2. Studi Yang Telah Dilakukan
	• Studi rona awal lingkungan • Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL) • Studi kualitas air • Program bio remediasi untuk tanah yang terkontaminasi • Sistem informasi geografi lingkungan
	Program bioremediasi untuk tanah yang terkontaminasi
	Batas wilayah studi AMDAL
	3. Langkah Yang Telah Dilakukan a. Manajemen Lingkungan • Studi rona awal lingkungan • Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL) • Sistem Manajemen Lingkungan (SML) • Pemantauan dan audit lingkungan • Prosedur penanggulangan tumpahan minyak
	Sample redimen diambil untuk mengetahui rona lingkungan
	b. Perlindungan Terhadap Kawasan • Drainase untuk pencegahan kebocoran • Antisipasi serta menurunkan dampak kegiatan • Sosialisasi kegiatan operasi kepada masyarakat sekitar
	Tempat operasi pemprosesan minyak di Handil
	Penduduk sekitar daerah operasi
	c. Pencegahan Kecelakaan Kebocoran Minyak • Oil spill response center yang ditempatkan di Handil • Memperbaharui prosedur penanggulangan tumpahan minyak secara berkala • Melakukan latihan penanggulangan tumpahan minyak secara berkala • Training
	Pelatihan menggelar oil boom untuk menangani kebocoran minyak
	d. Pencegahan Pencemaran Kronis • Menggunakan lumpur pemboran yang biodegradable • Menerapkan manajemen serbuk pemboran • Menurunkan kandungan minyak dalam air produksi dalam 2 tahap, tahap akhir adalah menggunakan unit flotasi • Memantau secara berkala kualitas air produksi dan kualitas lingkungan sekitarnya • Secara kontinyu meningkatkan manajemen limbah
	Kegiatan pemboran untuk membuat sumur baru
	4. Program Sosio Ekonomi April 2006, Total E&P Indonesie menyelenggarakan seminar dan workshop mengenai Delta Mahakam. Manajemen mempunyai komitmen sebagai berikut : a. Penjagaan dan rehabilitasi terhadap hutan mangrove o Melakukan pemboran horizontal untuk daerah yang sensitif o Menanam mangrove, sejak tahun 2000 sampai sekarang sudah 3 juta mangrove ditanam dengan bekerja sama penduduk sekitar b. Membantu mengembangkan tambak udang ramah lingkungan o Pilot proyek tambak udang ramah lingkungan, desain dibuat untuk menghasilkan panen yang maksimal, tetapi tetap menjaga mangrove sekitarnya. o Memberikan penerangan kepada penduduk pentingnya keanekaragaman hayati di lingkungan delta mahakam Bekerja sama dengan pemerintah setempat untuk berbagai program community development (pembuatan jalan, penyediaan air bersih, fasilitas dan peralatan pendidikan), dan memberikan kesempatan kepada penduduk local untuk bekerja jika memungkinkan terutama untuk konstruksi dan maintenance.
	Mangrove baru ditanam berumur 3 tahun
	Penanaman mangrove melibatkan penduduk sekitar

Read More......

Nostalgia Pertamina dan Natuna

Natuna D Alpha merupakan lapangan migas yang sebelumnya dikelola ExxonMobil. Selama ini, Exxon menerapkan bagi hasil 100:0 sebelum pajak, sehingga pemerintah tidak mendapatkan apa pun.
(Istimewa)

Pengamat minyak Pri Agung Rakhmanto menyatakan mendukung penyerahan pengelolaan blok Natuna ke Pertamina. Pasalnya, hal ini dapat dijadikan pembuktian kemampuan sumberdaya dalam negeri dalam memproduksi minyak bumi nasional.

"Buat saya ini lebih bagus kalau dipegang Pertamina dibandingkan diberikan ke Exxon. Berilah kesempatan bagi anak bangsa untuk membuktikan kemampuannya," ujar Pri kepada INILAH.COM di Jakarta, Jumat (8/2).

Kendati merasa optimistis terhadap keputusan pemerintah, Pri masih mengkhawatirkan kinerja Pertamina dalam memproduksi migas di Pekanbaru tersebut. Pasalnya, Pertamina pernah dipengaruhi dan dimanfaatkan bagi kepentingan para pejabat negara, sehingga hasil migas tanah air tidak pernah optimal.

"Kemungkinan gagal pasti ada. Dulu kan Pertamina masih dijadikan 'sapi perah' bagi elit-elit yan berkuasa, dan kita tidak bisa berharap banyak dari situ. Jadi mulai sekarang Pertamina harus membenahi kinerjanya," lanjutnya.

Untuk itu, Pri mengharapkan penyerahan Natuna ke Pertamina kali ini dijadikan permulaan yang baru. Ada kontrak yang jelas, terutama tentang pengaturan bagi hasil yang diterima pemerintah.

"Mestinya kalau itu betul-betul diserahkan ke Pertamina, sejak sekarang ya harus berubah. Natuna harus dijadikan modal awal untuk mencapai perubahan itu. Kita masih belum tau bagaimana bagi hasil yang diberikan ke Pertamina itu. Karenanya, term kontraknya itu harus jelas. Poin saya di itu," jar Pri.

Natuna D Alpha merupakan lapangan migas yang sebelumnya dikelola ExxonMobil. Selama ini, Exxon menerapkan bagi hasil 100:0 sebelum pajak, sehingga pemerintah tidak mendapatkan apa pun. Namun, selama 21 tahun sebagai operator, Exxon dinilai belum melakukan pengembangan yang signifikan sehingga kontraknya dicabut.

Adapun Blok Natuna D Alpha diperkirakan memiliki cadangan gas cukup besar yakni hingga 46 triliun kaki kubik. Namun, 70% cadangan gas tersebut mengandung CO2.

Lebih lanjut Pri menanggapi positif niat pemerintah menerapkan aturan baru dalam cost recovery demi meminimalisir beban negara. Yaitu pemisahan biaya pengembangan lapangan migas yang belum berproduksi di satu blok dengan lapangan yang sudah berproduksi di blok yang sama.

"Seharusnya ini diterapkan dari dulu. Jadi cost recovery hanya berlaku pada yang berproduksi saja," tambahnya.

Adanya revisi itu menurut Pri menunjukkan bahwa sistem cost recovery dalam negeri selama ini belum efisien, sehingga ada yang harus dibenahi.

Sebelumnya Wakil Presiden Jusuf Kalla memutuskan untuk menyerahkan pengelolaan Blok Natuna D Alpha ke Pertamina terkait buntunya negosiasi dengan Exxon. Adapun negosiasi yang telah berjalan setahun ini ditekankan pada revisi porsi bagi hasil.

"Kita harus jelas, maka langkah yang diambil harus menguntungkan Indonesia," ujar wapres usai meninjau lapangan duri milik Chevron Pacific Indonesia di Pekanbaru, Riau, Kamis (7/2).

Dirut Pertamina Ari H Soemarno mengakui pihaknya sudah diberitahu secara informal meskipun belum ada pemberitahuan formal atau tertulis. Namun ia belum tahu berapa persen Pertamina mendapat kepemilikan di blok tersebut.

Pertamina pun sedang mengkaji berbagai pilihan untuk pendanaan pengelolaan blok Natuna D Alpha mulai dari project financing sampai obligasi. "Kita lihat nanti, model apa yang baik, project financing, obligasi," kata Dirut Pertamina Ari Soemarno usai sholat Jumat di kantor pusat Pertamina, Jakarta, Jumat (8/2).

Namun Ari pun menegaskan, bahwa untuk mengelola Blok Natuna tidak mungkin sendiri. Dengan tingkat kesulitan mengembangkan gas dari Natuna, dibutuhkan teknologi tinggi untuk memisahkan kandungan CO2 yang tinggi dan terletak di laut.

Apalagi investasi yang harus dikeluarkan untuk mengembangkan blok itu sekarang sudah mencapai sekitar US$ 52 miliar. Membengkak dari estimasi sebelumnya yang sekitar US$ 25 miliar.

Karenanya, Ari menegaskan Pertamina akan menggandeng beberapa perusahaan minyak yang sudah berpengalaman. "Pertamina harus cari partner, jelas sendiri nggak bisa. Harus cari partner yang punya modal dan teknologi yang jelas," katanya

Ari menyebut sejumlah mitra yang bisa diajak bekerja sama antara lain ExxonMobil, StatOil, Shell, Eni, dan PetroChina pada pengembangan hulu serta PTT Thailand, Petronas, dan PetroVietnam dalam penjualan.

Pertamina seharusnya merasa bersyukur, sebagai satu-satunya BUMN yang menguasai sumber minyak di negara sebesar Indonesia, Pertamina mendapat berbagai prioritas dan banyak peluang dari segala eksekusi di bidang energi. Namun, tantangan dan hambatan juga tidak kalah besar, terkait kepentingan petinggi negara yang rakus materi.

Read More......

Melongok Blok Cepu (2-Habis)

SEPI : Seorang warga melintas di dekat sumur minyak milik Exxon di Lapangan Kemuning. Cadangan migas di tempat ini lebih sedikit dibandingkan dengan cadangan migas di Banyuurip dan Jambaran. (30t) SM/Abdul Muiz

MESKI terletak di tengah hutan, tidak sulit untuk mencapai Lapangan Kemuning. Jalan menuju lokasi, sebagian besar sudah beraspal. Hanya sekitar 500 meter saja jalan menuju lapangan itu berupa jalan bebatuan. Jalan makadam ini membelah hutan jati lebat milik Perhutani KPH Cepu.

Sebagian besar jalan menuju lokasi yang sudah beraspal, menyebabkan perjalanan dari pusat Kota Blora ke Lapangan Kemuning hanya membutuhkan waktu sekitar 30 menit. Jarak dari Kota Blora sendiri mencapai sekitar 20 kilometer. Mobil dan truk bisa masuk hingga ke lokasi sumber minyak.

Tidak seperti tiga lapangan migas Blok Cepu yang berada di Bojonegoro yang ketat penjagaannya, di Lapangan Kemuning dan Alasdoro hanya terdapat beberapa petugas penjaga. Mereka pun terlihat lebih familier dengan warga sekitar atau pun warga yang baru dikenalnya. Jalan masuk ke lokasi dari arah Nglobo, hanya akan dijumpai pintu gerbang yang dibangun Pertamina. Hal ini cukup beralasan. Sebab di daerah ini juga terdapat beberapa sumur minyak yang dikelola perusahaan milik pemerintah tersebut. Warga di sekitar kawasan lapangan minyak, bebas keluar masuk melalui pintu gerbang yang hanya dijaga 2-3 orang. Lepas dari pintu gerbang ini kita akan menjumpai pemukiman warga yang terdiri dari beberapa desa. "Jalan ini adalah jalan umum. Jadi semua boleh melewati jalan ini," ujar salah seorang warga.

Meski demikian 500 meter sebelum masuk Lapangan Kemuning, pengendara yang membawa mobil ataupun motor, harus berhati-hati. Sebab kondisi jalan berbatu cukup terjal serta sebagian lainnya berupa tanah dapat membuat mobil atau motor terjungkal jika pengendara tidak mampu mengendalikan laju kendaraannya.

Jarak terdekat rumah warga dengan lokasi sumber minyak, sekitar 300 meter. Lokasi sumber minyak yang terletak di tengah hutan, menyebabkan warga tidak banyak yang mendatangi tempat ini. Belum adanya aktivitas eksplorasi menyebabkan tempat ini sepi. Yang terlihat di sini hanya berupa patok besi dan tabung penampungan minyak yang menandai di tempat ini diketemukan sumber minyak.

Selain itu terlihat pula pipa-pipa minyak yang menghubungkan beberapa sumur minyak dengan stasiun penampungan minyak. Untuk menjaga keamanan di sekitar kawasan penampungan minyak, Exxon Mobille juga membuat pagar dari besi dengan tinggi tak sampai dua meter yang mengelilingi sumber minyak atau stasiun penampungan. Ada 2-3 petugas keamanan terlihat berjaga di tempat ini.

Tak jauh dari Lapangan Kemuning dan Alasdoro, aktivitas eksploitasi dan produksi dari beberapa sumber minyak dilakukan Pertamina. Seperti halnya di Desa Nglobo, di tempat ini terlihat peralatan produksi yang bekerja tanpa kenal lelah di beberapa blok sumur minyak.

Tidak Tahu

Kepala Desa Genjahan, Sudar (52), mengemukakan dirinya tidak mengetahui banyak tentang keberadaan sumber minyak di desanya tersebut. Menurutnya, atas lokasi sumber minyak di tengah hutan milik Perhutani KPH Cepu, perangkat desa, termasuk dirinya, tidak dilibatkan baik dalam pengurusan penemuan sumber minyak, maupun pembuatan patok dan pagar di sekitar lokasi. "Sampai saat ini saya tidak tahu siapa yang mengurus sumber minyak itu. Apakah Pertamina atau Exxon atau malah perusahaan lain. Sebab tanah di sumber minyak itu milik Perhutani meski tanah itu masuk wilayah desa ini. Kami juga tidak pernah diajak ngomong terkait penemuan sumber minyak ini," ujarnya.

Sudar yang sudah menjabat kades sejak 1985 ini menjelaskan, secara geografis Lapangan Kemuning masuk Desa Genjahan, namun lebih dekat dengan Desa Nglebo. Jalan tembus dari Desa Genjahan ke Kemuning tidak bisa dilalui kendaraan roda empat. Pengendara sepeda motor ataupun sepeda biasa, harus ekstra hati-hati jika melewati jalan tembus yang jaraknya sekitar 3 kilometer. Pasalnya selain terjal dan turun naik, saat hujan turun jalan tersebut sangat becek.

Bagaimana dengan lapangan minyak di Alasdoro ? Sama seperti Kemuning, sebagian besar masyarakat di Desa Ngawenan ataupun Nglebur tidak mengetahui bahwa di desanya ada lapangan minyak yang dikelola Exxon. Mereka hanya tahu, pihak Pertaminalah yang mengelola sumber minyak di sekitar Kecamatan Sambong. Hal ini cukup beralasan. Sebab di kecamatan yang jaraknya sekitar 35 kilometer dari Kota Blora ini terdapat beberapa sumber minyak yang sebagian besar dikelola Pertamina. "Saya kurang paham tentang sumber minyak di Alasdoro. Yang saya tahu memang di tempat itu diketemukan sumber minyak. Seberapa besar kapasitas produksi dan kapan akan berproduksi, saya tidak tahu," ujar Wito, salah seorang tokoh masyarakat di desa ini.

Kontribusi

Baik di Lapangan Kemuning maupun Alasdoro, kehidupan masyarakat terlihat sangat bersahaja. Sebagian besar penduduk berkerja sebagai petani. Rumah mereka terlihat lebih bagus jika dibandingkan rumah warga di sekitar Lapangan Banyuurip dan Jimbaran. Sebagian rumah warga sudah berdinding tembok dan berlantai tegel. Meski masih ada yang berdinding kayu dan berlantai tanah.

Menurut Sudar, sebagian besar warga adalah lulusan SMA. Di desa yang dipimpinnya itu terdapat pula seratus lebih sarjana. "Dari jumlah penduduk sekitar 2204 jiwa, tak kurang dari seratus orang adalah sarjana dengan berbagai disiplin ilmu," ujarnya. Dengan sumber daya manusia yang cukup mumpuni ini, Sudar menyatakan warga siap dilibatkan dalam proses produksi migas di wilayahnya. "Kalau diajak turut serta, kami mampu. Asal terlebih dahulu diberi bimbingan teknis," ujarnya.

Narso, salah seorang warga Nglobo menyatakan belum banyak kontribusi yang diberikan beberapa perusahaan yang melakukan pengeboran minyak di daerahnya. Namun dia menyebut, jalan desa yang cukup luas dan sudah beraspal merupakan salah satu manfaat yang bisa dirasakan warga sekitar.

"Yang saya tahu jalan ini dibangun Pertamina. Tapi akibat truk besar diperbolehkan masuk, jalan ini menjadi sedikit rusak," tandasnya.

Berapa besar cadangan migas di dua tempat ini? Meski tidak menyebut angka, Deva Rachman, juru bicara Exxon Mobille mengatakan cadangan migas di tempat ini lebih sedikit jika dibandingkan tiga lapangan migas di Bojonegoro. "Sebanyak 85% cadangan migas terbanyak terdapat di Bojonegoro. Sementara di Blora, hanya sekitar 15%," ungkapnya.

Read More......

Geotermal (Energi Panas Bumi)

1. Latar Belakang

Dengan semakin naiknya harga bahan bakar minyak dan sumber energi yang lain, maka orang mulai berusaha untuk mencari sumber energi pengganti, dan hal ini jatuh pada energi panas bumi yang saat ini mulai dikembangkan diberbagai Negara di dunia.

Pada tahun 1918 di Larderello Italia dihasilkan uap alam yang bisa dimanfaatkan untuk menggerakkan tenaga listrik. Hal ini memberikan rangsangan buat negara lainnya untuk mencoba memanfatkan sumber tenaga baru ini. Hal ini juga terjadi di Indonesia yang berhasil melakukan pemboran di Kamojang pada tahun 1926 dan berhasil menyemburkan uap panas dari salah satu sumurnya (KMJ-3) sampai sekarang.

Negara-negara yang saat ini telah berhasil memanfaatkan panasbumi adalah : Amerika Serikat, Italia, Selandia Baru, Jepang, Philipina, Iceland dan Indonesia.

Sumber panas bumi umumnya terdapat disekitar jalur gunung api karena magma merupakan sumber panasnya.

2. Tingkat Polusi

Dibanding dengan sumber energi bahan bakar maka sumber tenaga panas bumi relatif tidak terlalu menyebabkan pencemaran lingkungan lingkungan (non pollution).

Lapangan geothermal umumnya berhubungan erat dengan aktifitas gunung berapi. Dari kemanfaatan panas bumi dipermukaan seperti : fumarola, solfatara, lumpur panas dan mata air dikeluarkan “non coudensable gasses” seperti CO₂, NH₃, N₂, H₂, SO₂ dan CH₄. Gas-gas tersebut diatas apabila terdapat didalam jumlah/konsentrasi yang tinggi bisa membahayakan bagi manusia atau kehidupan disekelilingnya.

Bagi siapa yang pernah mengunjungi lapangan geothermal akan mencium bau seperti telor busuk, bau tersebut berasal dari gas H₂S. Gas tersebut beracun. Dalam konsentrasi rendah menyakitkan mata (pedih) dan dalam konsentrasi tinggi bisa menyebabkan kematian (konsentrasi rendah bau, konsentrasi tinggi tidak).

3. Problema

Yang menjadikan masalah didalam pemanfaatan tenaga panasbumi antara lain :

1. Re-injeksi fluida kedalam tanah.
2. Kebisingan
3. Emisi gas
4. Penurunan Tekanan (subsudence)
5. Kehidupan sosial
6. Efek terhadap iklim
7. Efek terhadap sumur yang lain
8. Keselamatan dari “Blow out”
9. Seisme
10. Efek korosi dari gas

4. Teknik Eksplorasi

Didalam melakukan eksplorasi panasbumi pekerjaan dibagi atas beberapa tahap antara lain :

1. Inventarisasi
2. Survey pendahuluan
3. Pemetaan geologi
4. Penelitian geofisika
5. Pemboran dangkal
6. Pemboran dalam (eksplorasi)

5. Sumber Energi Panas Bumi

Sumber panas bumi berasal dari kegiatan gunung berapi dan intrusi (terobosan) magma. Dapur magma merupakan sumber energi panasbumi. Disamping proses pengangkatan dan perombakan kemudian mengakibatkan jalur-jalur gunung api aktif maupun yang telah padam membentuk pegunungan menjadi daerah penagkap air hujan/air kedalam tanah relatif lebih besar dari daerah sekitarnya.

Susunan batuan jalur gunug api adalah hasil erupsi gunung api dan merupakan perselang-selingan antara batuan piroklastik dan aliran lava yang membentuk susunan batuan tudung kedap air (impermeable) dan batuan porous-permeable. Bagian jalur gunung api dengan sumber panas relatif dangkal, terbentuklah daerah panas bumi yang dicirikan oleh kenampakan air panas, fumarola, dan lain-lain.

Pembentukan sumber panas bumi, dikontrol oleh proses-proses geologi yang telah dan sedang berlangsung sepanjang jalur vulkanisme, terobosan-terobosan magma serta pensesaran-pensesaran.

Di indonesia merupakan daerah vulkanik yang terbentuk pada zaman kwarter/ ± 4 – 5 juta tahun lalu.

Cara terjadinya uap panas bumi dapat dikategorikan seperti berikut :

1. Sumber panas yang berasal dari pluton granit tidak dapat diperkirakan persis letaknya, tetapi hasil analisa mendapatkan bahwa letaknya tidak terlalu dalam. Juga sumber panas tidak menampakkan gejala-gejala di atas permukaan bumi.
2. Suhu panas terbentuk batuan magmatik, kemudian keluar menembus permukaan bumi. Batuan magmatik dipermukaan akan membentuk gunung api tidak aktif atau berbentuk suatu gunung api aktif di masa lampau.
3. Pembentukan uap panas erat hubungannya dengan kegiatan gunung api atau kegunung apian.

6. Sumber energi panas bumi terdiri dari :

1. Panas bumi sistim uap kering (dry steam)
2. Panas bumi sistim uap basah (wet steam)
3. Panas bumi sistim air panas (hot water)
4. Panas bumi sistim batuan kering panas (hot dry rock)

Energi panas bumi yang dapat dipergunakan harus mempunyai sifat-sifat sebagai berikut :

1. Mempunyai suhu yang tinggi (minimum 150^oC di bawah tanah)
2. Tekanan uap cukup besar (minimum 3 atm)
3. Volume uap cukup banyak (10 ton per jam = 1000 KW listrik)
4. Tidak terlalu dalam (maksimum 3000 m)
5. Uapnya tidak menyebabkan karat (pH lebih kecil dari 7).

Read More......

Well Test

Apa artinya Well Testing ?

Well testing adalah metode untuk mendapatkan berbagai properti dari reservoir secara dinamis dan hasilnya lebih akurat dalam jangka panjang.

Tujuannya:

• Untuk memastikan apakah sumur akan mengalir dan berproduksi.
• Untuk mengetahui berapa banyak kandungan hidrokarbon di dalam reservoir dan kualitasnya.
• Untuk memperkirakan berapa lama reservoirnya akan berproduksi dan berapa lama akan menghasilkan keuntungan secara ekonomi.

Teknik ini dilakukan dengan mengkondisikan reservoir ke keadaan dinamis dengan cara memberi gangguan sehingga tekanan reservoirnya akan berubah. Jika reservoirnya sudah/sedang berproduksi, tes dilakukan dengan cara menutup sumur untuk mematikan aliran fluidanya. Teknik ini disebut buildup test. Jika reservoirnya sudah lama idle, maka sumur dialirkan kembali. Teknik ini disebut drawdown test.

Read More......

Minyak Dunia – Kapan habis ?

Perhitungan angka habisnya minyak ini akan saja selalu salah, siapapun yg menghitung, serta apapun metode yg dipergunakan. Namun saya sendiripun cenderung akan tetep mengatakannya bahwa minyak bisa habis tapi kita tidak mungkin memperkirakannya, kalau ditanya. Bukan apa-apa, tetapi saya lebih berpikir bahwa angka-angka inilah yg memacu utk diketemukannya lapangan-lapangan baru. “Feedback Proccess” dalam “supply and demand” didalam kebutuhan energi ini akan selalu saja terjadi.

Proses melarnya cadangan minyak ini memang bisa saja dianggap seperti mengukur panjang karet gelang, akan selalu bertambah panjang kalau dipaksa direntangkan. Namun akan memiliki panjang maksimum sebelum putus secara mendadak. Tuss !
Tentunya skenario ini akan sangat-sangat berbahaya, kalau tidak disadari dan dipersiapkan. Minyakbumi diperkirakan masih akan mendominasi energi hingga 2050. Namun ini kalau segalanya berjalan seperti adanya saat ini. Energi alternatip diperkirakan akan mulai masuk sekitar 2020. Namun masih belum tentu juga karena pengembang energi alternatip ini juga perusahaan pemilik cadangan-cadangan migas. Perusahaan engembang energi ini tentunya akan mencoba mengulur-ulur waktu supaya cadangan migas yg dimilikinya tidak “basi” karena munculnya energi alternatif (energi substitusi).
Skenario lain adalah substitusi, munculkan energy resources sejenis yg mengisi kebutuhan energi selain minyak bukan dari explorasi didalam bumi. Misalnya biodiesel yg akan dibangun secara besar-besaran di Singapore oleh Archer Daniels yg dilansir Jakarta Post beberapa waktu lalu, di Indonesia SBY juga barusaja mencanangkan hal itu. Kalau ini terjadi tentunya Singapore sebagai exportir BBM akan terjadi, yakin CPOnya malah bisa jadi disuply dari Indonesia deh. Perlu diingat bahwa bergesernya batubara dalam mendominasi kebutuhan energi buakn diakibatkan oleh habisnya batubara, namun disebabkan oleh munculnya energi substitusinya yaitu minyak bumi. Minyakbumi ini langsung “lock in”, terkunci, dengan segala bentuk mesin-mesin diesel, mesin bakar (combustion) sebagai penggerak mekanik.

Scenario lain masih banyak, termasuk kemungkinan energi maju menggantikan energi konvensional, atau kebutuhan transportasi berubah karena komunikasi lebih maju menutup keinginan bertemu menjadi sekedar tatapmuka lewat screen (ini sudah mulai). Termasuk scenario khusus yang beruba ‘meteoric impact‘ (maksudnya sesuatu yg tak terduga).

Perkiraan harga minyak bumi disebelah ini dibuat oleh beberapa lembaga-lembaga energi. Namun kalau anda lihat tidak ada satupun yg tepat memperkirakan harga minyak bumi ini. Harga diperkirakan maksimum hanya 35 USD/bbl. tetapi kenyataan saat ini (2006) harga minyakbumi mentah (crude) sudah mencapai diatas USD 70/bbl. Dua kali lipatperkiraan harga maksimum ditahun 2000. jelas perkiraan ini merusak rencana-rencana kerja jangka panjang. Rencana kerja jangka panjang 5 tahunanpun harus selalu diubah. Dan paling tidak harus ditinjau kembali setiap tahun. Atau bahkan setiaptengah tahun. Semakin repot deh memprediksi.
Memang sulit memberikan angka pasti, namun justru dengan mengerti fenomena ketidak-pastian inilah kita dapat mempengaruhi semua pihak dalam ‘energy-chain‘ utk tetap melakukan eksplorasi-exploitasi, termasuk pihak investor, goverment, juga konsumen utk mencoba berhemat. Disisi lain utk memaju explorationist tetep menggali resources ini. Sepanjang tahunpun harga ini diperkirakan. Di tahun 1980 Amerika memperkirakan harga akan naik, perkiraan kenaikan ini selalu terjadi hingga tahun 2000. Namun kenyataannya justru malah menurun. (Pssst … jangan-jangan ini jebakannya ngAmrik supaya negara-negara lain di dunia lengah ya … upst !).

kebutuhan nergi terbanyak adalah untuk berpindah tempat atau transportasi, namun energi terboros (hilang) karena transportasi terbesar berada pada mekanis di “roda”. Pemborosan energi ini bukan hanya menjadikan minyak (energi) terbuang percuma namun juga efisiensi pemanfaatan energi juga menjadikan harga minyak melonjak. Nah ini tantangan untuk menciptakan mesin-mesin dengan efisiensi tinggi buat mereka yg berkecimpung dibidang mekanik. Buat yg sering jalan-jalan piknik, barangkali piknik virtual bisa menjadi alternatif

Kalau dilihat sepintas diatas, terlihat bahwa kebutuhan energi dunia masih didominasi oleh sisi supply, sedangkan sisi demand (pemanfaatan) masih jarang dilihat. Kebutuhan terbanyak yg dipergunakan utk penggerak mekanik ternyata memliki tingkat keborosan hingga 71 %. Jadi kalau tahun lalu Pak SBY mencanagkan hemat energi dengan menghemat listrik aku yakin “ndak bisa nendang”, atau ndak banyak dampaknya. Justru kemacetan di jalan inilah yg memboroskan penggunaan energi.

Di sisi lain pengungkapan angka harga serta kapan supply migas ini masih akan terus berlangsung, walaupun dengan metode bermacam-macam, masing-masing ini tentunya bukan ditujukan untuk menjadi salah satu tujuan kehandalan menerka-nerka tetapi lebih banyak bermanfaat sebagai warning system. Ini akan lebih bermanfaat untuk membangkitkan awareness, not just for science but for human survival.

Read More......

Pekerjaan Stimulasi (Fracturing)

Apakah tujuan stimulasi ?

Stimulasi (stimulation) adalah proses mekanikal dan/atau chemical yang ditujukan untuk menaikan laju produksi dari suatu sumur. Metode stimulasi dapat dikategorikan tiga macam yang semuanya memakai fluida khusus yang dipompakan ke dalam sumur.

Pertama, wellbore cleanup. Fluida treatment dipompakan hanya ke dalam sumur, tidak sampai ke formasi. Tujuan utamanya untuk membersihkan lubang sumur dari berbagai macam kotoran, misalnya deposit asphaltene, paraffin, penyumbatan pasir, dsb. Fluida yang digunakan umumnya campuran asam (acid) karena sifatnya yang korosif.

Yang kedua adalah yang disebut stimulasi matriks. Fluida diinjeksikan ke dalam formasi hidrokarbon tanpa memecahkannya. Fluida yang dipakai juga umumnya campuran asam. Fluida ini akan “memakan” kotoran di sekitar lubang sumur dan membersihkannya sehingga fluida hidrokarbon akan mudah mengalir masuk ke dalam lubang sumur.

Teknik ketiga dinamakan fracturing; fluida diinjeksikan ke dalam formasi dengan laju dan tekanan tertentu sehingga formasi akan pecah atau merekah. Pada propped fracturing, material proppant (mirip pasir) digunakan untuk menahan rekahan formasi agar tetap terbuka. Sementara pada acid fracturing, fluida campuran asam digunakan untuk melarutkan material formasi di sekitar rekahan sehingga rekahan tersebut menganga terbuka. Rekahan ini akan menjadi semacam jalan tol berkonduktivitas tinggi dimana fluida hidrokarbon dapat mengalir dengan lebih optimum masuk ke dalam sumur.

Suatu pekerjaan stimulasi (fracturing) di lokasi darat. Puluhan peralatan digunakan sesuai kriteria desain fracturing. (gambar dari slb.com)

Read More......

Jenis Rig Pemboran

Apakah rig ? Apa saja jenis-jenisnya ?

Rig adalah serangkaian peralatan khusus yang digunakan untuk membor sumur atau mengakses sumur. Ciri utama rig adalah adanya menara yang terbuat dari baja yang digunakan untuk menaik-turunkan pipa-pipa tubular sumur.

Umumnya, rig dikategorikan menjadi dua macam menurut tempat beroperasinya :

1. Rig darat (land-rig) : beroperasi di darat.
2. Rig laut (offshore-rig) : beroperasi di atas permukaan air (laut, sungai, rawa-rawa, danau atau delta sungai).

Ada bermacam-macam offshore-rig yang digolongkan berdasarkan kedalaman air :

1. Swamp barge : kedalaman air maksimal 7m saja. Sangat umum dipakai di daerah rawa-rawa atau delta sungai.
2. Tender barge : mirip swamp barge tetapi di pakai di perairan yang lebih dalam.
3. Jackup rig : platform yang dapat mengapung dan mempunyai tiga atau empat “kaki” yang dapat dinaik-turunkan. Untuk dapat dioperasikan, semua kakinya harus diturunkan sampai menginjak dasar laut. Terus badan rig akan diangkat sampai di atas permukaan air sehingga bentuknya menjadi semacam platform tetap. Untuk berpindah dari satu tempat ke tempat lain, semua kakinya haruslah dinaikan terlebih dahulu sehingga badan rig mengapung di atas permukaan air. Lalu rig ini ditarik menggunakan beberapa kapal tarik ke lokasi yang dituju. Kedalaman operasi rig jackup adalah dari 5m sampai 200m.
4. Drilling jacket : platform struktur baja, umumnya berukuran kecil dan cocok dipakai di laut tenang dan dangkal. Sering dikombinasikan dengan rig jackup atau tender barge.
5. Semi-submersible rig : sering hanya disebut “semis” merupakan rig jenis mengapung. Rig ini “diikat” ke dasar laut menggunakan tali mooring dan jangkar agar posisinya tetap di permukaan. Dengan menggunakan thruster, yaitu semacam baling-baling di sekelilingnya, rig semis mampu mengatur posisinya secara dinamis. Rig semis sering digunakan jika lautnya terlalu dalam untuk rig jackup. Karena karakternya yang sangat stabil, rig ini juga popular dipakai di daerah laut berombak besar dan bercuaca buruk.
6. Drill ship : prinsipnya menaruh rig di atas sebuah kapal laut. Sangat cocok dipakai di daerah laut dalam. Posisi kapal dikontrol oleh sistem thruster berpengendali komputer. Dapat bergerak sendiri dan daya muatnya yang paling banyak membuatnya sering dipakai di daerah terpencil atau jauh dari darat.

Dari fungsinya, rig dapat digolongkan menjadi dua macam :

1. Drilling rig : rig yang dipakai untuk membor sumur, baik sumur baru, cabang sumur baru maupun memperdalam sumur lama.
2. Workover rig : fungsinya untuk melakukan sesuatu terhadap sumur yang telah ada, misalnya untuk perawatan, perbaikan, penutupan, dsb.

Read More......