sun
moon
a l i n e a dot id
fakta data kata
logo alinea.id

Mimpi lifting minyak 1 juta bph dan realita sumur tua

Perusahaan minyak dan pemerintah bekerjasama mencapai target lifting di angka 1 juta barel per hari (bph).

Qonita Azzahra
Qonita Azzahra Jumat, 14 Mei 2021 15:10 WIB
Mimpi lifting minyak 1 juta bph dan realita sumur tua

Sejak 2015, target lifting minyak (produksi siap jual) terus menerus tak mencapai target. Padahal di tahun 2000-an, Indonesia mampu menghasilkan lebih dari 1 juta barel per hari (bph) dan mencukupi konsumsi BBM di dalam negeri.

Kini, angka 1 juta kembali menjadi garis target lifting minyak Tanah Air pada 2030 mendatang. Target ini bahkan dipercepat menjadi tahun 2025. Angka yang cukup berat mengingat target lifting tak pernah tercapai. Apalagi, hingga kini situasi pandemi masih turut berdampak pada sektor minyak dan gas.

Salah satu anak usaha PT Pertamina (Persero), PT Elnusa Tbk. mengakui meski pandemi kondisi perusahaan perlahan-lahan mulai membaik seiring dengan kenaikan harga minyak. Perusahaan jasa hulu migas ini juga dapat membukukan pendapatan sebesar Rp1,8 triliun pada kuartal-I 2021. Dari pendapatan tersebut, perusahaan dengan kode emiten ELSA itu bisa meraup laba sebesar Rp1,6 miliar. 

Direktur Utama Elnusa Ali Mundakir mengatakan, capaian itu merupakan awal yang baik untuk perusahaan, di tengah keadaan yang masih menantang. Di sisi lain, kerjasama perusahaan dengan beberapa partner strategis juga diharapkan dapat mendukung rencana pemerintah untuk mencapai target produksi atau lifting minyak 1 juta bph.

“Kami juga akan terus memacu kinerja perusahaan melalui strategi diversifikasi portofolio, kompetensi, serta investasi yang tepat untuk mendukung pertumbuhan,” kata dia, kepada Alinea.id, Minggu (30/4).

Harapan lampaui target

Harapan atas perbaikan kinerja industri dua komoditas utama Indonesia ini juga terlihat dari produksi minyak dan gas yang perlahan terus mengalami peningkatan. Salah satunya adalah PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI) yang berhasil melampaui target lifting migas di tengah pagebluk Covid-19. 

Tangan seorang pekerja berlumuran minyak mentah di Kecamatan Wonoloco, Bojonegoro, Jawa Timur. Foto Reuters/Beawiharta.

Sponsored

Direktur Utama PHI Chalid Salim mengatakan, sampai 31 Maret 2021, realisasi produksi gas anak perusahaan Pertamina itu dapat mencapai 688,8 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd). Angka ini mencapai 106,1% dari target RKAP (Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan) yang sebesar 649,2 juta standar kaki kubik per hari. Hal yang sama terjadi pula pada produksi minyak yang terealisasi 100,4% dari RKAP, atau setara 49.000 bph.

“Keberhasilan di kuartal-I ini sejalan dengan komitmen perusahaan untuk memelihara dan meningkatkan produksi migas dengan melakukan pemboran sumur eksplorasi dan pengembangan,” katanya, di Jakarta, Selasa (4/5).

Sementara itu, untuk mendukung program pemerintah dalam mencapai ketahanan egergi nasional, pada tahun 2021 PHI berencana melakukan pengeboran lima sumur eksplorasi dan lebih dari 80 sumur pengembangan di wilayah kerja (WK) Regional 3 Kalimantan. 

Selain itu, PHI dan anak-anak perusahaannya, yakni PT Pertamina Hulu Mahakam, PT Pertamina Hulu Sanga Sanga, PT Pertamina Hulu Kalimantan Timur, PT Pertamina Hulu Attaka, dan PT Pertamina Hulu West Ganal juga akan mengoperasikan lapangan dan fasilitas operasi dan produksi migas. Fasilitas berumur puluhan tahun itu akan dipakai untuk memelihara kinerja operasi dan keekonomian aset.

Namun demikian, untuk memaksimalkan produksi dan keekonomian aset yang sudah berumur itu memerlukan inovasi dan kreativitas ekstra. Seperti yang dilakukan salah satu anak perusahaan PHI, Pertamina Hulu Mahakan (PHM) bersama Elnusa yang mengelola Wilayah Kerja Mahakam dengan melakukan pemboran tanpa menggunakan rig (rigless operation), melainkan melalui penggunaan Hidraulic Workover Unit (HWU) Drilling EHR.

“HWU terbukti berhasil mendukung kegiatan pemboran dengan biaya yang lebih rendah dengan tetap mengutamakan keselamatan operasi dan produksi,” ujar Chalid.

Bahkan, dengan teknik ini realisasi produksi migas oleh PHM ini dapat melampaui target Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN). Produksi minyak di wilayah kerja Regional 3 ini dapat mencapai 29.691 bph atau 130,3% dari target APBN. Sedangkan produksi gas PHM pada kuartal-I ini mencapai 558 juta kaki kubik per hari (mmscfd) atau 122,9% dari target APBN yang sebesar 435 juta kaki kubik per hari (mmscfd).

Selain itu, ada beberapa perusahaan lain yang berhasil melampaui target APBN. Beberapa diantaranya adalah Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java Ltd (PHE ONWJ) dengan produksi 29.291 bph setara 104,6% dari target APBN sebesar 28.000 bph.

Kemudian, Medco E&P Natuna dengan raihan produksi 16.173 bph setara 154% dari target APBN sebesar 10.500 bph, Petronas Carigali (Ketapang) Ltd mencatatkan produksi 7.796 bph atau 105,3% dari target APBN sebesar 7.405 bph, Pertamina Hulu Sanga Sanga sebesar 11.920 bph setara 100,2% dari target APBN sebesar 11.900 bph. 

Lalu, Medco E&P Rimau dengan produksi 6.360 bph setara 117,8% dari APBN sebesar 5.400 bph, dan JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi Ltd dengan produksi sebesar 7.645 bph atau setara 118,1% dari target APBN 6.476 bph.

Sebaliknya, ada pula perusahaan migas anggota Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang masih belum bisa mencapai target APBN. Seperti ExxonMobil Cepu Ltd yang hanya memproduksi minyak sebesar 213.251 bph atau setara 97,4% dari target APBN sebesar 219.000 bph. Juga, PT Chevron Pacific Indonesia dengan produksi sebesar 162.951 bph atau setara 98,8% dari target APBN sebesar 165.000 bph, Pertamina EP dengan produksi 73.503 bph atau setara 86,5% dari target dalam APBN sebesar 85.000 bph.

Kemudian, PT Pertamina Hulu Energi Offshore Southeast Sumatera (PHE OSES) dengan produksi mencapai 24.030 bph setara 89% dari target sebesar 27.000 bph, Petrochina International Jabung Ltd dengan produksi 14.760 bph setara 92,3% dari target APBN sebesar 16.000 bph, Pertamina Hulu Kalimantan Timur dengan produksi 8.779 bph atau 83,6% dari target dalam APBN sebesar 10.500 bph. 

Ada juga BOB PT Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu dengan raihan produksi sebesar 8.677 bph setara 96,4% dari target 9.000 bph, serta Conocophillips Grissik Ltd dengan produksi 6.196 bph setara 92,6% dari target APBN sebesar 6.691 bph.

Dengan capaian tersebut, tak heran jika realisasi lifting migas pada kuartal-I 2021 masih lebih rendah dari target yang ditetapkan dalam APBN tahun ini. Berdasarkan catatan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (SKK Migas), realisasi lifting minyak sebesar 676,52 ribu barel per hari (bopd) atau setara 96,4% dari target APBN yang sebesar 705 ribu bopd. Sementara lifting gas mencapai 5.539 mmscfd atau setara 98,3% dari target dalam APBN sebesar 5.638 mmscfd.

Realisasi vs Target Lifting Gas Bumi 2014-2020 (Sumber: Laporan tahunan Kementerian ESDM dan Kinerja Tahunan SKK Migas)
  2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Target 1,224 juta mboepd 1,221 juta mboepd 1,15 juta mboepd 1,15 juta mboepd 1,2 juta mboepd 1,250 juta mboepd 992 ribu mboepd
Realisasi 1,215 juta mboepd 1,99 juta mboepd 1,118 juta mboepd 1,14 juta mboepd 1,149 juta mboepd 1,06 juta mboepd 975 ribu mboepd
Capaian 99,3% 97,5% 103,3% 99,1% 95,75% 84,8% 98%

Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengungkapkan, masih rendahnya raihan lifting diawal tahun ini dipengaruhi oleh menurunnya investasi hulu migas sejak akhir tahun lalu. Penurunan investasi ini lah yang kemudian berpengaruh pula pada kegiatan pengeboran di awal tahun. 

"Sehingga di akhir tahun decline rendah banget. Produksi sangat tergantung dengan investasi," jelasnya kepada Alinea.id, Senin (26/4).

Penyebab lainnya ialah karena pada kuartal-I 2021 masih banyak perusahaan KKKS yang sedang dalam proses pengadaan dan persiapan. Sehingga membuat jadwal kegiatan pengeboran mundur dan harus bergeser hingga kuartal-II dan kuartal-III. 

“Salah satunya Pertamina yang pada tiga bulan ini masih belum menyelesaikan keputusan investasinya (final investment decision/FID). Sehingga pengeboran pun terhambat,” lanjut Dwi. 

Sementara itu, rendahnya capaian lifting gas disebabkan oleh kinerja produksi beberapa lapangan yang tidak sesuai prognosis, seperti kinerja gas non-asso di PHE OSES. Lalu, mundurnya kontribusi bor beberapa sumur, seperti di PHKT dan Minarak Brantas. Serta adanya kejadian unplanned shutdown di awal tahun, seperti pada Train-1 dan Train-2 BP Berau, Pearl Oil Sebuku, CPGL, PetroChina Jabung. 

"Tapi memang capaian gas ini lebih baik sebesar 98%, dan bisa lebih baik lagi kalau serapannya optimal," kata Dwi.

Untuk mempercepat kegiatan pengeboran demi mendongkrak kinerja produksi dan lifting di tahun ini, SKK Migas masih berupaya untuk meningkatkan komitmen dan kerjasama KKKS. Termasuk juga dengan Pertamina Group. 

Dwi Soejtipto, kala menjabat sebagai Direktur Utama PT Pertamina (Persero) berdiri di atas kapal pengangkut gas, 2016 lalu. Foto Antara/Zabur Karuru.

Lebih lanjut, Dwi menjelaskan, langkah ini juga dilakukan untuk mencapai target produksi minyak 1 juta barel per hari dan gas 12 miliar standar kaki kubik per hari (bscfd) pada 2030. Namun demikian, selain meningkatkan produksi melalui pengeboran dan eksplorasi sumur-sumur baru, SKK Migas dan KKKS juga akan terus mengoptimalkan produksi pada pada sumur-sumur yang sudah ada. 

Penerapan metode pengurasan minyak tingkat lanjut (enhanced oil recovery/EOR dan percepatan status cadangan ke produksi juga dilakukan untuk mengejar target itu. “Untuk pengeboran, seluruh KKKS sudah memasukkan rencana pengeboran dalam rencana kerjanya. Di 2020 ada 240 sumur, di 2021 ada ada 616 sumur,” tuturnya.

Biaya tinggi

Dihubungi terpisah, Pengamat Energi Inas N Zubir menilai, target pemerintah terkait lifting akan sangat sulit dicapai. Pasalnya, 128 cekungan yang belum dieksplorasi oleh perusahaan-perusahaan KKKS belum tentu memiliki minyak dengan nilai ekonomis tinggi. Padahal, untuk melakukan eksplorasi membutuhkan biaya atau investasi yang tak sedikit. 

Pada tahun 2019 misalnya, Pertamina memulai pencarian potensi minyak dan gas bumi (migas) di laut melalui sur‎vei seismik 2D, sepanjang 30.000 Kilometer dari Bangka sampai Papua. Eksplorasi ini menjadi survei terbesar se-Asia Pasifik dan Australia.

“Lalu apa kabarnya juga dengan proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) nya Chevron? Karena nampaknya Chevron mundur dan ogah meneruskan proyek ini karena cost-nya sangat tinggi,” kata Inas.

Selain itu, metode EOR juga menurutnya sangat sulit untuk diimplementasikan. Belum lagi, biaya untuk metode ini juga sangat tinggi. “Misalnya saja untuk blok Rokan, di mana teknologi dan chemical-nya punya Chevron dan mereka minta dengan harga yang sangat mahal,” ungkapnya.

Oleh karena itu, Ines menyarankan agar pemerintah dapat bertindak dengan bijaksana dan mengeluarkan kebijakan yang realistis. Menurut Politisi Partai Hanura itu, ketimbang mengejar minyak, ia lebih menyarankan agar melakukan optimalisasi terhadap potensi Energi Baru dan Terbarukan (EBT).

“Oleh karena itu cekungan-cekungan yang ada jangan dieksploitasi habis-habisan, lebih baik ditinggalkan saja untuk diwariskan kepada generasi berikutnya. ” pungkasnya. 


 

Berita Lainnya