Typography Showroom

hasil editan bentuk tulisan aku ga tau bisa disebut typografi atau engga. Pembuatan dekorasi ataupun mengedit tulisan di program semacam photoshop atau coreldraw itu tergantung feel nya kita aja. Menurut aku sih, kita bebas aja ngedit tulisan semau kita, bagus apa engga nya ya tergantung penilaian orang aja.=) Ini hasil percobaan typografi aku.

Dua contoh tipografi atau hasil editan tulisan aku itu dibuat di photoshop dengan cara yang berbeda. Untuk gambar yang pertama memakai unsur teknik photoshop bayangan seperti yang ada pada tutorial cheuw design. Dan untuk yang kedua menggunakan motion blur,agar tulisan yang di copy akan berada di belakang tulisan asli dan menjadi blur dengan efek yang berbeda-beda tapi motion blur yang aku pakai ini cuma untuk seperti speed aja atau apalah namanya,ngarang mode on: Dan pastinya kedua gambar typografi diatas menggunakan brush photoshop sebagain pemanis nya.=) Ada contoh typography lain hasil buatan kamu?

Aplikasi Res-2D untuk survei minerba dan energi

Metoda Res-2D merupakan salah satu cara untuk mengetahui kondisi bawah permukaan, baik untuk mengetahui distribusi vertikal ataupun lateral mineral dan batubara.

Biaya untuk survei ini akan lebih murah dibandingkan dengan pemboran yang memerlukan jumlah pemboran yang banyak. Metoda ini dilakukan dengan menginjeksikan arus ke dalam bumi melalui lektroda besi, Besar kuat arus dan beda potensial yang terjadi saat injeksi dicatat dan dapat ditentukan nilai rho. Nilai rho sangat dipengaruhi oleh sifat fisis batuan ataupun fluida dan gas yang berada di bawah permukaan bumi. Oleh karena itu nilai rhodapat digunakan untuk menafsirkan keberadaan batubara, mineral di bawah permukaan bumi, baik sebaran, tebal; dan pada akhirnya dapat digunakan untuk menghitung cadangannya. telah dilakukan beberapa survei Res 2D di beberapa lokasi tambang batubara, prospek CBM,

Model resistivity

Ini adalah contoh aplikasi Res2D untuk identifikasi sebaran batubara; masih banyak lagi contoh lain akan menyusul dilain kesempatan

Potensi Coal Bed Methane (CBM) sebagai energi alternatif di Indonesia

Coal bed methane (CBM) merupakan sumber energi yang relatif masih baru. Sumber energi ini merupakan salah satu energi alternatif yang dapat diperbaharui penggunaannya. Gas metane yang diambil dari lapisan batubara ini dapat digunakan sebagai energi untuk berbagai kebutuhan manusia. Walaupun dari energi fosil yang tidak terbaharukan, tetapi gas ini terus terproduksi bila lapisan batubara tersebut ada. Kenapa? Yuk kita bahas sedikit.

Sebagaimana kita ketahui, batubara di Indonesia cadangan dan produksinya cukup menjanjikan. Dapat kita lihat pada gambar 1, dimana Indonesia termasuk negara produsen batubara dunia.

Gambar 1. Negara dengan cadangan dan produksi batubara terbesar di dunia.

Seiring bertambahnya kebutuhan akan energi, baik untuk listrik dan transportasi, negara-negara berkembang seperti Indonesia juga membutuhkan suatu energi alternatif yang dapat terus dikembangkan. Dapat kita lihat pada gambar 2, dimana kebutuhan akan energi untuk pembangkit listrik terus berkembang. Salah satu pembangkit listrik di dunia yang paling dominan adalah dari energi batubara.

Gambar 2. Sumber pemakaian energi untuk konsumsi listrik di dunia.

Berdasarkan perkiraan dari sebuah institusi di Prancis, maka konsumsi energi di dunia tetap akan memakai minyak, batubara dan gas sebagai energi primer (gambar 3). Projeksi ini memberikan gambaran sebagaimana pentingnya peran energi fosil sebagai energi yang ”harus” terbarukan. Kata-kata harus disini mungkin tidak masuk akal, karena energi tersebut memang habis dipakai (tidak dapat diperbaharui). Dengan adanya teknologi, riset dan pemikiran baru, maka sebuah lapisan batubara dapat memberikan sebuah energi baru berupa gas yang dapat kita pakai.

Bentuk CBM sama halnya dengan gas alam lainnya. Dapat dimanfaatkan rumah tangga, industri kecil, hingga industri besar. CBM biasanya didapati pada tambang batu bara non-tradisional, yang posisinya di bawah tanah, di antara rekahan-rekahan batu bara.

Gambar 3. Energi primer yang dipakai di dunia.

Untuk memproduksi CBM, lapisan batubara harus terairi dengan baik sampai pada titik dimana gas terdapat pada permukaan batubara. Gas tersebut akan teraliri melalui matriks dan pori, dan keluar melalui rekahan atau bukaan yang terdapat pada sumur (gambar 4).

Air dalam lapisan batubara didapat dari adanya proses penggambutan dan pembatubaraan, atau dari masukan (recharge) air dalam outcrops dan akuifer. Air dalam lapisan tersebut dapat mencapai 90% dari jumlah air keseluruhan. Selama proses pembatubaraan, kandungan kelembaban (moisture) berkurang, dengan rank batubara yang meningkat.

Gambar 4. Kaitan antara lapisan batubara, air dan sumur CBM.

Gas biogenik dari lapisan batubara subbituminus akan dapat berpotensi menjadi CBM. Gas biogenik tersebut terjadi oleh adanya reduksi bakteri dari CO2, dimana hasilnya berupa methanogens, bakteri anaerobik yang keras, menggunakan H2 yang tersedia untuk mengkonversi asetat dan CO2 menjadi metane sebagai by produk dari metabolismenya. Sedangkan beberapa methanogens membuat amina, sulfida, dan methanol untuk memproduksi metane.

Aliran air, dapat memperbaharui aktivitas bakteri, sehingga gas biogenik dapat berkembang hingga tahap akhir. Pada saat penimbunan maksimum, temperatur maksimum pada lapisan batubara mencapai 40-90°C, dimana kondisi ini sangat ideal untuk pembentukan bakteri metane. Metane tersebut terbentuk setelah aliran air bawah tanah pada saat ini telah ada.

Apabila air tanah turun, tekanan pada reservoir turun, pada saat ini CBM bermigrasi menuju reservoir dari sumber lapisan batubara. Perulangan kejadian ini merupakan regenerasi dari gas biogenik. Kejadian ini dipicu oleh naiknya air tanah atau lapisan batubara yang tercuci oleh air. Hal tersebut yang memberikan indikasi bahwa CBM merupakan energi yang dapat terbaharui.

Lapisan batubara dapat menjadi batuan sumber dan reservoir, karena itu CBM diproduksi secara insitu, tersimpan melalui permukaan rekahan, mesopore, dan mikropore (gambar 5). Permukaan tersebut menarik molekul gas, sehingga tersimpan menjadi dekat. Gas tersebut tersimpan pada rekahan dan sistem pori pada batubara sampai pada saat air merubah tekanan pada reservoir. Gas kemudian keluar melalui matriks batubara dan mengalir melalui rekahan sampai pada sumur. Gas tersebut sering kali terjebak pada rekahan-rekahan.

Gambar 5. Kaitan antara porositas mikro, meso dan makro.

CBM juga dapat bermigrasi secara vertikal dan lateral ke reservoir batupasir yang saling berhubungan. Selain itu, dapat juga melalui sesar dan rekahan. Kedalaman minimal dari CBM yang telah dijumpai 300 meter dibawah permukaan laut.

Gas terperangkap pada lapisan batubara sangat bergantung pada posisi dari ketinggian air bawah tanah. Normalnya, tinggi air berada diatas lapisan batubara, dan menahan gas di dalam lapisan. Dengan cara menurunkan tinggi air, maka tekanan dalam reservoir berkurang, sehingga dapat melepaskan CBM (gambar 6).

Gambar 6. Penampang sumur CBM.

Pada saat pertama produksi, ada fasa dimana volume air akan dikurangi (dewatering) agar gas yang dapat diproduksi dapat meningkat. Setelah fasa ini, fasa-fasa produksi stabil akan terjadi. Seiring bertambahnya waktu, peak produksi akan terjadi, saat ini merupakan saat dimana produksi CBM mencapai titik maksimal dan akan turun (decline).

Volume gas yang diproduksi akan berbanding terbalik dengan volume air. Bila volume gas yang diproduksi tinggi, maka volume air akan berkurang. Setelah peak produksi, akan terjadi fasa selanjutnya, yaitu fasa penurunan produksi (gambar 7). Seperti produksi minyak dan gas pada umumnya, fasa-fasa tersebut biasa terjadi. Namun demikian, seperti yang telah diuraikan, CBM dapat terbaharukan.

Gambar 7. Volume vs time dalam produksi CBM.

Gambar 8. Cadangan CBM Amerika.

Cadangan Coal Bed Methane (CBM) Indonesia saat ini cukup besar, yakni 450 TCS dan tersebar dalam 11 basin. Potensi terbesar terletak di kawasan Barito, Kalimantan Timur yakni sekira 101,6 TCS, disusul oleh Kutai sekira 80,4 TCS. Bandingkan dengan gambar 8, Amerika yang memiliki cadangan batubara cukup luas dan tersebar, hanya memiliki cadangan CBM yang relatif kecil.

Berdasarkan data Bank Dunia, konsentrasi potensi terbesar terletak di Kalimantan dan Sumatera. Di Kalimantan Timur, antara lain tersebar di Kabupaten Berau dengan kandungan sekitar 8,4 TCS, Pasir/Asem (3 TCS), Tarakan (17,5 TCS), dan Kutai (80,4 TCS). Kabupaten Barito, Kalimantan Tengah (101,6 TCS). Sementara itu di Sumatera Tengah (52,5 TCS), Sumatera Selatan (183 TCS), dan Bengkulu 3,6 TCS, sisanya terletak di Jatibarang, Jawa Barat (0,8 TCS) dan Sulawesi (2 TCS).

Sebagai informasi, sumber daya terbesar sebesar 6,49 TCS ada di blok Sangatta-1 dengan operator Pertamina hulu energi methane Kalimantan A dengan basin di Kutai. Disusul Indragiri hulu dengan operator Samantaka mineral prima dengan basin Sumatera Selatan yang mempunyai sumber daya 5,50 TCS, dan sumber daya paling rendah terlatak di blok Sekayu yang dioperatori Medco SBM Sekayo dengan basin Sumatera Selatan, dengan sumber daya 1,70 TCS.

Pemerintah Targetkan CBM, Mulai Produksi 2011

Jakarta, beritabaru.com - Dirjen Migas Departemen ESDM, Evita Legowo mengatakan, kontraktor gas metana batubara atau coal bed methane (CBM) yang tengah melakukan eksplorasi merasa optimistis produksi gas bisa segera dimulai pada 2011.

"Kami optimis gas CBM bisa segera diproduksi," katanya di Jakarta, Kamis (30/4).

Indonesia memiliki sumber daya CBM cukup besar, yakni mencapai 453 triliun kaki kubik (TCF) yang sebagian besar berada di pulau Sumatera dan Kalimantan.

CBM merupakan gas bumi yang terperangkap di dalam batubara. Melalui proses pengeboran tertentu, CBM diambil tanpa mengurangi deposit batubaranya.

Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Departemen ESDM, Edy Hermantoro menjelaskan bahwa pemerintah akan menandatangani kontrak empat blok CBM saat penyelenggaraan Konvensi Indonesia Petroleum Association (IPA) pada 5 Mei 2009.



"Tahun ini kami targetkan penandatanganan 14 blok CBM," katanya.

Selain CBM, lanjutnya, dalam acara yang dijadwalkan disaksikan Presiden Susilo Bambang Yudhoyono, juga akan ditandatangani 11 blok migas yang ditawarkan secara langsung dan pengumuman penawaran 24 blok baru.

Dia menjelaskan, saat ini, terdapat tujuh kontrak kerja sama (KKS) pengembangan CBM. Ketujuh kontrak tersebut adalah Blok Sekayu, Sumatera Selatan dengan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) adalah konsorsium PT Medco CBM Sekayu dan South Sumatra Energy Inc yang ditandatangani pada 27 Mei 2008.

Blok Sekayu merupakan kontrak CBM pertama yang ditandatangani. Selanjutnya, Blok Bentian Besar di Kalimantan Timur dengan KKKS PT Ridlatama Mining Utama, dan Blok Indragiri Hulu, Riau dengan PT Samantaka Mineral Prima yang ditandatangani kontraknya pada 26 Juni 2008.

Empat blok CBM lainnya, ditandatangani pada 13 Nopember 2008, yaitu Blok Barito Banjar 1 dengan PT Indobararambai Gas Methan, Blok Barito Banjar 2 dengan PT Barito Basin Gas, Blok Sangatta dengan Konsorisum PT Pertamina Hulu Energi Metana Kalimantan A Sangatta West CBM Inc dan Blok Kutai dengan Konsorsium Kutai West CBM Inc Newton Energy Capital Liimited. (*)

Perlunya “Geographical source based energy policy”

Indonesia merupakan negara kepulauan terdiri atas ribuan pulau serta sangat beragam kandungan sumberdaya alamnya. Demikian juga kandungan sumberdaya energi alamiah masing-masing daerah ini sangat beragam. Alam memiliki cara tersendiri untuk menyebarkan kemakmuran dengan menebar berbagai macam sumberdaya untuk daerah-daerah tertentu. Sayangnya manusia sering malas untuk menyelami bagaimana alam ini sudah membuat distribusi dengan lebih sempurna.

Berita dibawah ini perlu dicermati :

PLN Teruskan 10 Proyek PLTU
MinergyNews.Com, Jakarta
Adapun PLTU proyek PLN yaitu, PLTU Jabar Selatan (2×300 MW), PLTU Jabar Utara (2x 300 MW), PLTU Jatim Selatan (2x 300 MW), PLTU Labuan (300 MW), PLTU Marunda (600 MW), PLTU Rembang (2 x 300 MW) PLTU Suralaya (2x 600 MW), PLTU Teluk Naga (2 x 300 MW), PLTU Awar-awar (600 MW) dan PLTU Paiton Baru (2x 600 MW).

Berita diatas seolah sebuah berita penambahan daya PLN utk kebutuhan di Jawa, namun sayangnya pembangkit-pembangkit yg dibangun ini harus mendatangkan sumber bahan bakarnya dari daerah lain. Batubara sebagai sumber bahan bakar PLTU ini harus didatangkan dari Kalimantan. Tentusaja dengan adanya proses pengangkutan serta pemindahan bahan bakar ini akan menyebabkan menurunnya efisiensi pemanfaatan energi.

Dengan melihat hukum fisika saja sudah terlihat bahwa pengangkutan akan membutuhkan energi, dan saya pastikan pengangkutannya menggunakan BBM. Rasanya kebijakan menyeluruh soal energi sangat memerlukan perlunya “Geographical source based energy policy”. Kebijakan pemanfaatan energi disesuaikan dengan ketersediaannya secara geografis.

Peta-peta energi yang telah saya tampilkan ditulisan sebelumnya disini sebelumnya sangat jelas menunjukkan adanya distribusi sumber-sumber alam energi.

• - Sumatra Utara terdapat sumberdaya alam gas bumi dan geothermal.
• - Sumatra tengah merupakan sumber penghasil minyakbumi. Tentunya pembakaran minyak mentah-pun akan cukup untuk membangkitkan energi listrik di daerah ini.
• - Sumatra Selatan juga merupakan lumbung minyak serta gasbumi.
• - Pulau Jawa merupakan tempat berkumpulnya energi Geothermal dan juga gas alam di Jawa Barat dan Jawa Timur.
• - Pulau Bali, Pulau Lombok dan Pulau Nusa Tenggara merupakan tempat berkumpulnya sumber daya energi geothermal.
• - Kalimantan merupakan tempat deposit batubara.
  dst

Dengan demikian pembangunan PLTU – pembangkit listrik tenaga uap di Jawa merupakan tindakan yang sangat tidak tepat. Pembangunan PLTU ini akan justru mengurangi pemanfaatan potensi Geothermal di Jawa nantinya. Nilai keekonomiannya akan menjadi bias dan nantinya hanya akan menyatakan “terlanjur” yg hanya akan disesali dikemudian hari.

Dengan demikian sangatlah perlu adanya “Geographical source based energy policy” di Indonesia yg memiliki kondisi geologi-geografi yang sangat beragam.

Cementing

Mengapa sumur harus disemen ?

Penyemenan sumur digolongkan menjadi dua bagian :

Pertama, primary cementing, yaitu penyemenan pada saat sumur sedang dibuat. Sebelum penyemenan ini dilakukan, casing dipasang dulu sepanjang lubang sumur. Campuran semen (semen + air + aditif) dipompakan ke dalam annulus (ruang/celah antara dua tubular yang berbeda ukuran, bisa casing dengan lubang sumur, bisa casing dengan casing). Fungsi utamanya untuk pengisolasian berbagai macam lapisan formasi sepanjang sumur agar tidak saling berkomunikasi. Fungsi lainnya menahan beban aksial casing dengan casing berikutnya, menyokong casing dan menyokong lubang sumur (borehole).

Kedua, remedial cementing, yaitu penyemenan pada saat sumurnya sudah jadi. Tujuannya bermacam-macam, bisa untuk mereparasi primary cementing yang kurang sempurna, bisa untuk menutup berbagai macam lubang di dinding sumur yang tidak dikehendaki (misalnya lubang perforasi yang akan disumbat, kebocoran di casing, dsb.), dapat juga untuk menyumbat lubang sumur seluruhnya.

Semen yang digunakan adalah semen jenis Portland biasa. Dengan mencampurkannya dengan air, jadilah bubur semen (cement slurry). Ditambah dengan berbagai macam aditif, properti semen dapat divariasikan dan dikontrol sesuai yang dikehendaki.

Semen, air dan bahan aditif dicampur di permukaan dengan memakai peralatan khusus. Sesudah menjadi bubur semen, lalu dipompakan ke dalam sumur melewati casing. Kemudian bubur semen ini didorong dengan cara memompakan fluida lainnya, seringnya lumpur atau air, terus sampai ke dasar sumur, keluar dari ujung casing masuk lewat annulus untuk naik kembali ke permukaan. Diharapkan seluruh atau sebagian dari annulus ini akan terisi oleh bubur semen. Setelah beberapa waktu dan semen sudah mengeras, pemboran bagian sumur yang lebih dalam dapat dilanjutkan.




Untuk apa directional drilling dilakukan ? Secara konvensional sumur dibor berbentuk lurus mendekati arah vertikal. Directional drilling (pemboran berarah) adalah pemboran sumur dimana lubang sumur tidak lurus vertikal, melainkan terarah untuk mencapai target yang diinginkan.

Tujuannya dapat bermacam-macam :
Sidetracking : jika ada rintangan di depan lubang sumur yang akan dibor, maka lubang sumur dapat dielakkan atau dibelokan untuk menghindari rintangan tersebut.
Jikalau reservoir yang diinginkan terletak tepat di bawah suatu daerah yang tidak mungkin dilakukan pemboran, misalnya kota, pemukiman penduduk, suaka alam atau suatu tempat yang lingkungannya sangat sensitif. Sumur dapat mulai digali dari tempat lain dan diarahkan menuju reservoir yang bersangkutan.
Untuk menghindari salt-dome (formasi garam yang secara kontinyu terus bergerak) yang dapat merusak lubang sumur. Sering hidrokarbon ditemui dibawah atau di sekitar salt-dome. Pemboran berarah dilakukan untuk dapat mencapai reservoir tersebut dan menghindari salt-dome.
Untuk menghindari fault (patahan geologis).
Untuk membuat cabang beberapa sumur dari satu lubung sumur saja di permukaan.
Untuk mengakses reservoir yang terletak di bawah laut tetapi rignya terletak didarat sehingga dapat lebih murah.
Umumnya di offshore, beberapa sumur dapat dibor dari satu platform yang sama sehingga lebih mudah, cepat dan lebih murah.
Untuk relief well ke sumur yang sedang tak terkontrol (blow-out).
Untuk membuat sumur horizontal dengan tujuan menaikkan produksi hidrokarbon.
Extended reach : sumur yg mempunyai bagian horizontal yang panjangnya lebih dari 5000m.
Sumur multilateral : satu lubang sumur di permukaan tetapi mempunyai beberapa cabang secara lateral di bawah, untuk dapat mengakses beberapa formasi hidrokarbon yang terpisah.

Pemboran berarah dapat dikerjakan dengan peralatan membor konvensional, dimana pipa bor diputar dari permukaan untuk memutar mata bor di bawah. Kelemahannya, sudut yang dapat dibentuk sangat terbatas. Pemboran berarah sekarang lebih umum dilakukan dengan memakai motor berpenggerak lumpur (mud motor) yang akan memutar mata bor dan dipasang di ujung pipa pemboran. Seluruh pipa pemboran dari permukaan tidak perlu diputar, pipa pemboran lebih dapat “dilengkungkan” sehingga lubang sumur dapat lebih fleksibel untuk diarahkan.

Energi Panas Bumi Menyembur di Sabuga ITB

Pembukaan Seminar Nasional “Panas Bumi Sebagai Sumber Energi Unggulan Jawa Barat” sekaligus Launching Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) Panas Bumi dan Launching Program S-2 Panas Bumi ITB di Sabuga ITB, 19 Maret 2008, cukup meriah dengan penampilan group angklung Saung Udjo. Terutama waktu mereka membawakan lagu Bohemian Rhapsody -nya Queen.

Sebenarnya acara sosialisasi dan seminar potensi panas bumi sudah sering sekali dilakukan, tapi sepertinya progress pemanfaatan potensi panas bumi belum banyak beranjak. Indonesia memiliki potensi panas bumi sebesar 27.791 MW yang tersebar di 256 lokasi, atau setara dengan 40% dari total potensi panas bumi dunia. Baru 2,73% dari potensi itu yang sudah dimanfaatkan untuk Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP).

Dari diskusi yang dihadiri perwakilan menteri ESDM, Dirjen Minerba Pabum, Dirut PLN serta akademisi, diungkap beberapa permasalahan yang membuat pemanfaatan panas bumi di Indonesia tersendat: masalah unregulated upstream industry dengan regulated market, pijakan ganda UU Panas Bumi dan UU kelistrikan, perbedaan perspektif Peraturan pusat dan daerah, masalah panas bumi dan hutan lindung, ditambah lagi kekurangseriusan pemerintah dalam menjalankan roadmap mix energy.

Berdasarkan roadmap pemanfaatan panas Bumi Indonesia, target sebesar 2.000 – 3.000 MW di tahun 2008 dan 2012 sebenarnya sangat kecil ungkap Prof. M.T Zen, salah satu nara sumber. Beliau mengusulkan bahwa target kecil itu harus menyimpan harapan besar yakni: memicu industri energi pada umumnya, khususnya industri peralatan pembangkit listrik, meng-establish-kan Indonesia menjadi Negara terkemuka di dunia dalam geothermal technology, serta sebagai strategi jangka panjang dalam ketahanan energi Indonesia.

Pada sambutan acara ini, Rektor ITB memaparkan peran ITB dalam membantu pengembangan panas bumi dengan menyumbangkan inovasi dan modal insani. Salah satu langkah nyatanya adalah dengan melaunching Program Studi Magister Teknik Panas Bumi. Meski dari pengakuan Prof. M.T. Zen, sebenarnya langkah ini juga terhitung lambat, karena jauh hari sebelumnya sebenarnya ITB sudah ditawari bantuan akademis dari New Zealand untuk membangun program studi teknik panas bumi sebagai estafet dari New Zealand yang akan mem-phase out program studi panas buminya.

Untuk lebih mengembangkan penelitian di bidang panas bumi, Prof M.T. Zen mengusulkan pola Energy-Grant University, dengan mengambil analogi dari Land Grant University di USA. Intinya ITB diserahi pengelolaan salah satu sumur geothermal, misalnya di Kamojang, atau ladang geothermal lainnya. Dana yang diperoleh dari pengoperasian sumur ini akan dipergunakan untuk mengembangkan kreativitas pemanfaatan geothermal melalui R&D yang benar.

Andai seluruh potensi panas bumi dimanfaatkan, sebenarnya sudah cukup untuk mengganti semua pembangkit listrik terpasang di Indonesia, sekitar 26.000 MW. Urgensi akselerasi pemanfaatan panas bumi makin mendesak seiring menanjaknya harga minyak dunia yang menembus harga US$ 100/barrel. Ini berarti bahwa harga listrik geothermal makin bisa berkompetisi.

Pemprov Jawa Barat yang memiliki 21,9% potensi panas bumi Indonesia, telah melakukan beberapa langkah percepatan pengembangan pemanfaatan energi panas bumi, dari mulai melakukan survey pendahuluan di Tangkupan Perahu, Tampomas, Cisolok-Sukarame, Sangkan Hurip dan Papandayan, sampai pengusulan penerbitan WKP oleh DESDM yang telah menghasilkan diterbitkannya 3 WKP, yakni WKP Tangkupan Perahu (potensi 100 MW), WKP Tampomas (potensi 48 MW) dan WKP Cisolok (potensi 50 MW). Pelaksanaan proses lelang terbuka 3 WKP di Pemprov Jawa Barat yang dilaunching sekarang ini diharapkan bisa memberi semangat akselerasi pemanfaatan panas bumi di Indonesia.

Sebagai penutup, saya kutipkan epilog dari Prof. M.T. Zen: “Wahai Bangsa Indonesia, mulailah belajar berencana jangka panjang. Membangun bangsa bukan “proyek” sepuluh-lima belas tahun. Ia merupakan perjalanan panjang tanpa akhir. Diturunkan dari generasi ke generasi berikutnya. Ini berarti berusaha bukan untuk pribadi atau keluarga. Melainkan untuk Bangsa!”

Sejarah Tebentuknya Minyak

Bagaimana terjadinya minyak dan gas bumi ?

Ada tiga faktor utama dalam pembentukan minyak dan/atau gas bumi, yaitu : Pertama, ada “bebatuan asal” (source rock) yang secara geologis memungkinkan terjadinya pembentukan minyak dan gas bumi.

Kedua, adanya perpindahan (migrasi) hidrokarbon dari bebatuan asal menuju ke “bebatuan reservoir” (reservoir rock), umumnya sandstone atau limestone yang berpori-pori (porous) dan ukurannya cukup untuk menampung hidrokarbon tersebut.

Ketiga, adanya jebakan (entrapment) geologis. Struktur geologis kulit bumi yang tidak teratur bentuknya, akibat pergerakan dari bumi sendiri (misalnya gempa bumi dan erupsi gunung api) dan erosi oleh air dan angin secara terus menerus, dapat menciptakan suatu “ruangan” bawah tanah yang menjadi jebakan hidrokarbon. Kalau jebakan ini dilingkupi oleh lapisan yang impermeable, maka hidrokarbon tadi akan diam di tempat dan tidak bisa bergerak kemana-mana lagi.

Temperatur bawah tanah, yang semakin dalam semakin tinggi, merupakan faktor penting lainnya dalam pembentukan hidrokarbon. Hidrokarbon jarang terbentuk pada temperatur kurang dari 65 oC dan umumnya terurai pada suhu di atas 260 oC. Hidrokarbon kebanyakan ditemukan pada suhu moderat, dari 107 ke 177 oC.

Apa saja komponen-komponen pembentuk minyak bumi ?

Minyak bumi merupakan campuran rumit dari ratusan rantai hidrokarbon, yang umumnya tersusun atas 85% karbon (C) dan 15% hidrogen (H). Selain itu, juga terdapat bahan organik dalam jumlah kecil dan mengandung oksigen (O), sulfur (S) atau nitrogen (N).
Apakah ada perbedaan dari jenis-jenis minyak bumi ?. Ya, ada 4 macam yang digolongkan menurut umur dan letak kedalamannya, yaitu: young-shallow, old-shallow, young-deep dan old-deep. Minyak bumi young-shallow biasanya bersifat masam (sour), mengandung banyak bahan aromatik, sangat kental dan kandungan sulfurnya tinggi. Minyak old-shallow biasanya kurang kental, titik didih yang lebih rendah, dan rantai paraffin yang lebih pendek. Old-deep membutuhkan waktu yang paling lama untuk pemrosesan, titik didihnya paling rendah dan juga viskositasnya paling encer. Sulfur yang terkandung dapat teruraikan menjadi H2S yang dapat lepas, sehingga old-deep adalah minyak mentah yang dikatakan paling “sweet”. Minyak semacam inilah yang paling diinginkan karena dapat menghasilkan bensin (gasoline) yang paling banyak.

Berapa lama waktu yang dibutuhkan untuk membentuk minyak bumi ?

Sekitar 30-juta tahun di pertengahan jaman Cretaceous, pada akhir jaman dinosaurus, lebih dari 50% dari cadangan minyak dunia yang sudah diketahui terbentuk. Cadangan lainnya bahkan diperkirakan lebih tua lagi. Dari sebuah fosil yang diketemukan bersamaan dengan minyak bumi dari jaman Cambrian, diperkirakan umurnya sekitar 544 sampai 505-juta tahun yang lalu.

Para geologis umumnya sependapat bahwa minyak bumi terbentuk selama jutaan tahun dari organisme, tumbuhan dan hewan, berukuran sangat kecil yang hidup di lautan purba. Begitu organisme laut ini mati, badannya terkubur di dasar lautan lalu tertimbun pasir dan lumpur, membentuk lapisan yang kaya zat organik yang akhirnya akan menjadi batuan endapan (sedimentary rock). Proses ini berulang terus, satu lapisan menutup lapisan sebelumnya. Lalu selama jutaan tahun berikutnya, lautan di bumi ada yang menyusut atau berpindah tempat.

Deposit yang membentuk batuan endapan umumnya tidak cukup mengandung oksigen untuk mendekomposisi material organik tadi secara komplit. Bakteri mengurai zat ini, molekul demi molekul, menjadi material yang kaya hidrogen dan karbon. Tekanan dan temperatur yang semakin tinggi dari lapisan bebatuan di atasnya kemudian mendistilasi sisa-sisa bahan organik, lalu pelan-pelan mengubahnya menjadi minyak bumi dan gas alam. Bebatuan yang mengandung minyak bumi tertua diketahui berumur lebih dari 600-juta tahun. Yang paling muda berumur sekitar 1-juta tahun. Secara umum bebatuan dimana diketemukan minyak berumur antara 10-juta dan 270-juta tahun.

Tujuh perusahaan Berniat Bangun jalur pipa

Sebanyak tujuh perusahaan telah menyatakan minatnya untuk mengikuti tender ruas pipa transmisi gas Cirebon-Semarang dan Gresik-Semarang.

"Perusahaan-perusahaan tersebut sudah mendaftarkan diri mengikuti tender ke BPH Migas," kata Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas), Tubagus Haryono di Jakarta, Jumat. Ketujuh perusahaan tersebut adalah PT Perusahaan Gas Negara, PT Mueladi, PT Rekayasa Industri, Puncj Lloyd, PT Giga Intrax, PT Agung Mindosungkul dan PT Flour Daniel Indonesia.

Ia menjelaskan, dalam lelang ruas transmisi gas itu, badan usaha pemenang lelang akan ditetapkan sebagai pihak yang berhak membangun jalur pipa transmisi gas bumi pada ruas tersebut dan selanjutnya akan diberikan hak khusus oleh BPH Migas. "Badan usaha ini nantinya yang merencanakan, membangun dan menanggung resikonya. Di samping itu tentu saja dapat mengambil keuntungan dari penyewa pipa sepanjang masa hak khusus dipegang olehnya," kata Haryono.

Dikatakan pula, pemenang lelang adalah bahan usaha yang memiliki kemampuan teknis dan pendanaan yang sanggup menyelesaikan dan mengoperasikan fasilitas tersebut secara efesien. Dengan operasi yang efesien, lanjut Haryono, maka sewa pipa (toll fee) yang akan dipungut dari badan usaha penyewa pipa nilainya rasional dan tidak memberatkan.

Masyarakat (konsumen) gas pun membayar dengan harga yang rasional sehingga semua pihak diuntungkan dengan lelang pipa gas transmisi ini, katanya. Adapun tahapan lelang adalah, pengumuman tender dilakukan pada 2 Juli hingga 6 Juli 2005. Sementara pendaftaran peserta mulai dilakukan pada 7 Juli 2005. Pemasukan dokumen akan dilakukan pada 21 Juli hingga 25 November 2005.

Dokumen yang masuk akan diklarifikasi mulai 28 November hingga 31 Januari 2006. Pemilihan calon pemenang akan dilakukan pada 1 Februari hingga 28 Februari 2006. Pengumuman calon pemenang dilaksanakan pada 1 Maret 2006 dan selanjutnya diharapkan calon pemenang utama bisa diumumkan pada 2 Maret hingga 31 Maret 2006. ant/pur

05 Oktober 2005 PGN bersedia ikut tender pipa gas Kaltim-Jawa PT Perusahaan Gas Negara (PGN) bersedia mengikuti tender pembangunan pipa transmisi gas Kaltim-Jawa. Pasalnya, Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas (BPH Migas) tetap akan menenderkan proyek tersebut.

Direktur Utama PGN WMP Simandjuntak mengatakan, perusahaannya akan tunduk pada setiap keputusan pemerintah. "Kami kan operator," ujarnya di Jakarta kemarin. Karena itu, bila pemerintah menolak memberikan proyek tersebut dan memutuska melelangnya, PGN akan mengikuti lelang ini.

Awal pekan kemarin, PGN mengusulkan agar pembangunan proyek itu dikecualikan dari tender yang diatur BPH Migas. PGN ingin pembangunan pipa transmisi itu ditugaskan pemerintah kepadanya. Usul itu disampaikan melalui surat kepada Menteri ESDM.

Soalnya, PGN bersama konsorsium yang dibentuknya telah mengantongi ijin usaha dari pemerintah. Konsorsium itu telah mengajukan permohonan kepada BP Migas untuk memperoleh pasokan gas dari lapangan gas di Kaltim, yang akan dialirkan melalui pipa transmisi sebesar 7 triliun kaki kubik mulai 2009.

Menurut Kepala BPH Migas Tubagus Haryono, Menteri ESDM belum membuat keputusan atas usulan PGN itu. Kendati pemerintah belum memutuskan, BPH Migas tetap akan melakukan tender proyek pipa transmisi gas Kaltim-Jawa. Tender tidak mungkin ditunda karena akan berdampak pada molornya jadwal pembangunan.

Ia juga menjelaskan, keinginan PGN mengambil alih proyek tersebut tidak didukung ketentuan yang ada. Berdasarkan rencana induk pemerintah, pemipaan gas Kaltim-Jawa termasuk kategori hulu yang bisa digunakan oleh siapapun. Pembangunannya dilakukan oleh Badan Usaha Pemegang Hak Khusus yang diperoleh melalui mekanisme tender.

Karena itu, dalam suratnya, PGN meminta pemerintah mengubah perubahan rencana induk proyek tersebut menjadi pipa kategori hilir. "Tapi rencana kan tidak diubah," kata Tubagus. Karena itu tetap harus dilelang.

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.

Sistem Pada Rig

Sistem rig dapat digolongkan menjadi lima bagian besar :

Hoisting system : fungsi utamanya menurunkan dan menaikkan tubular (pipa pemboran, peralatan completion atau pipa produksi) masuk-keluar lubang sumur. Menara rig (mast atau derrick) termasuk dalam sistem ini.

Rotary system : berfungsi untuk memutarkan pipa-pipa tersebut di dalam sumur. Pada pemboran konvensional, pipa pemboran (drill strings) memutar mata-bor (drill bit) untuk menggali sumur.

Sumber : www.conservation.ca.gov/. ../qh_drill_rig.aspx

Circulation system : untuk mensirkulasikan fluida pemboran keluar masuk sumur dan menjaga agar properti lumpur seperti yang diinginkan. Sistem ini meliputi (1) pompa tekanan tinggi untuk memompakan lumpur keluar masuk-sumur dan pompa tekanan rendah untuk mensirkulasikannya di permukaan, (2) peralatan untuk mengkondisikan lumpur: shale shaker berfungsi untuk memisahkan solid hasil pemboran (cutting) dari lumpur; desander untuk memisahkan pasir; degasser untuk mengeluarkan gas, desilter untuk memisahkan partikel solid berukuran kecil, dsb.

Blowout prevention system : peralatan untuk mencegah blowout (meledaknya sumur di permukaan akibat tekanan tinggi dari dalam sumur). Yang utama adalah BOP (Blow Out Preventer) yang tersusun atas berbagai katup (valve) dan dipasang di kepala sumur (wellhead).



Power system : yaitu sumber tenaga untuk menggerakan semua sistem di atas dan juga untuk suplai listrik. Sebagai sumber tenaga, biasanya digunakan mesin diesel ber

Trans-Alaska Pipeline System

The Trans-Alaska Pipeline System (TAPS) is a major US oil pipeline connecting oil fields in northern Alaska to a sea port where the oil can be shipped to the Lower 48 states for refining.

Map of the pipeline (Larger Version)

Oil was discovered at Prudhoe Bay in 1968. A pipeline was considered the only viable system for transporting the oil to the nearest ice-free port, over 800 miles (1,280 km) away at Valdez. The oil companies with exploitation rights grouped together as the Alyeska consortium to create a company to design, build and then operate the pipeline. US President Richard Nixon signed the Trans-Alaska Pipeline Authorization Act into law on November 16, 1973, which authorized the construction of the pipeline.

The 800 mile route presented special challenges. As well as the harsh environment, the need to cross three mountain groups and many rivers and streams, the permafrost of Alaska meant that almost half of the pipeline's length had to be elevated rather than buried as normal to prevent the ground melting and shifting. There were five years of surveying and geological sampling before construction began.

The single 48 inch (1.22 m) diameter pipeline was built between March 27, 1975 and May 31, 1977 at a cost of around $8 billion. The pipe was constructed in six sections by five different contractors employing 21,000 people at the peak of work, 31 were killed in accidents during construction. There are twelve pump stations, each with four pumps. Usually only around seven stations are active at one time.

text (Larger Version)

Oil began flowing on June 20, 1977. Since then over 13 billion barrels (2 billion m³) have been pumped, peaking at 2.1 million barrels (330,000 m³) per day in 1988. Around 16,000 tankers have been loaded at the Marine Terminal at Valdez. The terminal has berths for four tankers and cost almost $1.4 billion to build. The first tanker to leave the terminal was the ARCO Juneau on August 1, 1977.

The worst spill relating the pipeline was in 1989 when over 260,000 barrels (41,000 m³) were lost by the Exxon Valdez. The highest losses from the pipeline itself was in February 1979 when malicious damage led to more than 16,000 barrels (2,500 m³) leaking out at Steele Creek. From 1977-1994 there were 30 to 40 spills a year on average, the worst years in terms of number of incidents were 1991-1994 when there were 164 spills, although none were major. Since 1995 the number of spills has been sharply reduced with total losses from 1997-2000 totalling only 6.89 barrels (1 m³).

See also: Trans-Afghanistan Pipeline (TAP)

Malaysia (Pecundang)

Ambalat adalah blok laut luas 15.235 kilometer persegi yang terletak di laut Sulawesi atau Selat Makassar. Blok laut ini tidak semuanya kaya akan minyak mentah.

peta Ambalat

Awal persengketaan

persoalan yang timbul setelah pada tahun 1967 pertama kali dilakukan pertemuan teknis hukum laut antara Indonesia dan Malaysia kedua belah pihak akhirnya sepakat (kecuali Sipadan dan Ligitan diberlakukan sebagai keadaan status quo lihat: Sengketa Sipadan dan Ligitan) kemudian pada tanggal 27 Oktober 1969 dilakukan penanda tanganan perjanjian antara Indonesia dan Malaysia disebut sebagai Perjanjian Tapal Batas Kontinental Indonesia – Malaysia, [1] kedua negara masing2 melakukan ratifikasi pada 7 November 1969, tak lama berselang masih pada tahun 1969 Malaysia membuat peta baru yang memasukan pulau Sipadan, Ligitan dan Batu Puteh (Pedra blanca) tentunya hal ini membingungkan Indonesia danSingapura dan pada akhirnya Indonesia maupun Singapura tidak mengakui peta baru Malaysia tersebut. Kemudian pada tanggal 17 Maret 1970 kembali ditanda tangani Persetujuan Tapal batas Laut Indonesia dan Malaysia [2] akan tetapi, kembali pada tahun 1979 pihak Malaysia kembali membuat peta baru mengenai tapal batas kontinental dan maritim dengan serta merta menyatakan dirinya sebagai negara kepulauan dan secara sepihak membuat perbatasan maritimnya sendiri dengan memasukan blok maritim Ambalat kedalam wilayahnya yaitu dengan memajukan koordinat 4° 10′ arah utara melewati pulau Sebatik. [3] tentu peta inipun sama nasibnya dengan terbitan Malaysia pada tahun 1969 yaitu diprotes dan tidak diakui oleh pihak Indonesia dengan berkali-kali pihak Malaysia membuat sendiri peta sendiri padahal telah adanya perjanjian Perjanjian Tapal Batas Kontinental Indonesia – Malaysia tahun 1969 danPersetujuan Tapal batas Laut Indonesia dan Malaysia tahun 1970, masyarakat Indonesia melihatnya sebagai perbuatan secara terus menerus dari pihak Malaysia seperti ingin melakukanekspansi terhadap wilayah Indonesia.

Aksi-aksi sepihak

• Tgl 21 Februari 2005 di Takat Unarang {nama resmi Karang Unarang) Sebanyak 17 pekerja Indonesia ditangkap oleh awak kapal perang Malaysia KD Sri Malaka,
• Angkatan laut Malaysia mengejar nelayan Indonesia keluar Ambalat.
• Malaysia dan Indonesia memberikan hak menambang ke Shell, Unocal dan ENI. [3]
• Berkaitan dengan itu pula surat kabar Kompas mengeluarkan berita bahwa Menteri Pertahanan Malaysia telah memohon maaf berkaitan perkara tersebut [4]. Berita tersebut segera disanggah oleh Menteri Pertahanan Malaysia yang menyatakan bahwa kawasan tersebut adalah dalam kawasan yang dituntut oleh Malaysia, dengan itu Malaysia tidak mempunyai sebab untuk memohon maaf karena berada dalam perairan sendiri. Sejajar dengan itu, Malaysia menimbang untuk mengambil tindakan undang-undang terhadap surat kabar KOMPAS yang dianggap menyiarkan informasi yang tidak benar dengan sengaja.
  • Pemimpin Redaksi Kompas, Suryopratomo kemudian membuat permohonan maaf dalam sebuah berita yang dilaporkan di halaman depan harian tersebut pada 4 Mei 2005, di bawah judul Kompas dan Deputi Perdana Menteri Malaysia Sepakat Berdamai.[5]
• Pada koordinat: 4°6′03.59″N 118°37′43.52″E terjadi ketegangan yang melibatkan kapal perang pihak Malaysia KD Sri Johor, KD Buang dan Kota Baharu berikut dua kapal patroli sedangkan kapal perang dari pihak Indonesia melibatkan KRI Wiratno, KRI Tongkol, KRI Tedong Naga KRI K.S. Tubun, KRI Nuku dan KRI Singa [6] yang kemudian terjadi Insiden Penyerempetan Kapal RI dan Malaysia 2005, yaitu peristiwa pada tgl. 8 April 2005 Kapal Republik Indonesia Tedong Naga (Indonesia) yang menyerempet Kapal Diraja Rencong(Malaysia) sebanyak tiga kali, akan tetapi tidak pernah terjadi tembak-menembak karena adanya Surat Keputusan Panglima TNI Nomor: Skep/158/IV/2005 tanggal 21 April 2005 bahwa pada masa damai, unsur TNI AL di wilayah perbatasan RI-Malaysia harus bersikap kedepankan perdamaian dan TNI AL hanya diperbolehkan melepaskan tembakan bilamana setelah diawali adanya tembakan dari pihak Malaysia terlebih dahulu.
• Shamsudin Bardan, Ketua Eksekutif Persekutuan Majikan-majikan Malaysia (MEF) menganjurkan agar warga Malaysia mengurangi pemakaian tenaga kerja berasal dari Indonesia
• Pihak Indonesia mengklaim adanya 35 kali pelanggaran perbatasan oleh Malaysia.[7]
• Tgl 24 Februari 2007 pukul 10.00 WITA, yakni kapal perang Malaysia KD Budiman dengan kecepatan 10 knot memasuki wilayah Republik Indonesia sejauh satu mil laut, pada sore harinya, pukul 15.00 WITA, kapal perang KD Sri Perlis melintas dengan kecepatan 10 knot memasuki wilayah Republik Indonesia sejauh dua mil laut yang setelah itu dibayang-bayangiKRI Welang, kedua kapal berhasil diusir keluar wilayah Republik Indonesia.
• Tgl 25 Februari 2007 pukul 09.00 WITA KD Sri Perli memasuki wilayah RI sejauh 3.000 yard yang akhirnya diusir keluar oleh KRI Untung Suropati, kembali sekitar pukul 11.00, satu pesawat udara patroli maritim Malaysia jenis Beech Craft B 200 T Superking melintas memasuki wilayah RI sejauh 3.000 yard, kemudian empat kapal perang yakni KRI Ki Hadjar Dewantara, KRI Keris, KRI Untung Suropati dan KRI Welang

Cadangan gas Natuna (Blok A / Amerada HESS)

Amerada Hess adalah perusahaan Amerika, yang mulai beroperasi di Indonesia pada tahun 1996. Saat ini, Amerada Hess Indonesia aktif di 4 wilayah kerja penambangan / konsesi dengan BPMIGAS, tiga (3) dalam bentuk KKKS (PSC) dan satu (1) JOB. Keempat wilayah kerja tersebut adalah:

1. Pangkah PSC - Jawa Timur

2. Natuna - A PSC - Natuna

3. Tanjung Aru PSC - Selat Makasar

4. JOB Jambi Merang - Sumatera Selatan


Blok Pangkah PSC Mulai diketemukan cadangan minyak dan gas bumi di blok ini sejak Nopember 1998.
Kegiatan explorasi terus dilakukan untuk mengetahui keberadaan cadangan-cadangan migas di blok ini, seperti keberhasilan kegiatan appraisal yang dilakukan pada tahun 2000 dan 2004. Blok ini menyimpan cadangan gas sebesar 440 BCF, yang diperkirakan mampu memasok kebutuhan gas PLN/PJB Pembangkit Gresik sebesar 100 MMSCFD selama 21 tahun.




Plan of Development (POD) Pengembangan Gas Ujung Pangkah telah disetujui sejak April 2002, Dokumen AMDAL disetujui pada bulan April 2004, sedangkan perjanjian penjualan gas dengan PLN telah ditandatangani sejak Desember 2004. Menindaklanjuti rencana produksi gas pada bulan Desember 2006, maka pada bulan Maret 2005 telah dikeluarkan LoI untuk kegiatan konstruksi: pembangunan wellhead platform, pembangunan pipa dan fasilitas di darat.




Sebagai bentuk tanggung jawab public dan kebijakan perusahaan; Amerada Hess telah melaksanakan kegiatan Pengembangan Masyarakat / Community Development (CD) di daerah sekitar kegiatan yaitu di Ujung Pangkah. Program CD yang dilaksanakan antara lain: pembangunan sarana umum, pelatihan dan pemberian bea siswa bagi pelajar berprestasi dan tidak mampu.

JOB Jambi Merang Amerada Hess bergabung dengan YPF/Maxus masuk ke Jambi Merang, pada bulan Juli 1999. Sejauh ini telah dilakukan pemboran terhadp 5 sumur di blok ini, yaitu 2 sumur di daerah Sungai Kenawang dan 3 sumur di Pulau Gading. Ditemukan cadangan gas dan likuid (LPG), yang mempunyai potensi pasar untuk Jawa Barat dan Medan. POD dan Amdal baru dalam tahap proses persetujuan.
Blok Tanjung Aru

Di Blok ini telah dilakukan pemboran 3 sumur yaitu Papandayan-1, Halimun-1 dan Rinjani-1. Sejauh ini baru teridentifikasi adanya cadangan gas.


Blok Natuna -A

Untuk Blok Natuna - A, bertindak sebagai operator adalah Premier Oil, Amerada Hess hanya sebagai partisipan.
Blok Pangkah PSC Mulai diketemukan cadangan minyak dan gas bumi di blok ini sejak Nopember 1998.
Kegiatan explorasi terus dilakukan untuk mengetahui keberadaan cadangan-cadangan migas di blok ini, seperti keberhasilan kegiatan appraisal yang dilakukan pada tahun 2000 dan 2004. Blok ini menyimpan cadangan gas sebesar 440 BCF, yang diperkirakan mampu memasok kebutuhan gas PLN/PJB Pembangkit Gresik sebesar 100 MMSCFD selama 21 tahun.


lan of Development (POD) Pengembangan Gas Ujung Pangkah telah disetujui sejak April 2002, Dokumen AMDAL disetujui pada bulan April 2004, sedangkan perjanjian penjualan gas dengan PLN telah ditandatangani sejak Desember 2004. Menindaklanjuti rencana produksi gas pada bulan Desember 2006, maka pada bulan Maret 2005 telah dikeluarkan LoI untuk kegiatan konstruksi: pembangunan wellhead platform, pembangunan pipa dan fasilitas di darat.

Sebagai bentuk tanggung jawab public dan kebijakan perusahaan; Amerada Hess telah melaksanakan kegiatan Pengembangan Masyarakat / Community Development (CD) di daerah sekitar kegiatan yaitu di Ujung Pangkah. Program CD yang dilaksanakan antara lain: pembangunan sarana umum, pelatihan dan pemberian bea siswa bagi pelajar berprestasi dan tidak mampu.

Sistem Jet Pump

Metode keempat dari Artificial Lift disebut sistem jet pump. Fluida dipompakan ke dalam sumur bertekanan tinggi lalu disemprotkan lewat nosel ke dalam kolom minyak. Melewati lubang nosel, fluida ini akan bertambah kecepatan dan energi kinetiknya sehingga mampu mendorong minyak sampai ke permukaan.

Terakhir, sistem yang memakai progressive cavity pump (sejenis dengan mud motor). Pompa dipasang di dalam sumur tetapi motor dipasang di permukaan. Keduanya dihubungkan dengan batang baja yang disebut sucker rod.

Sistem progressive cavity pump (gambar dari slb.com)

Jenis Perangkap Minyak & Gas

Dalam Sistem Perminyakan, memiliki konsep dasar berupa distribusi hidrokarbon didalam kerak bumi dari batuan sumber (source rock) ke batuan reservoar. Salah satu elemen dari Sistem Perminyakan ini adalah adanya batuan reservoar, dalam batuan reservoar ini, terdapat beberapa faktor penting diantaranya adalah adanya perangkap minyak bumi.

Perangkap minyak bumi sendiri merupakan tempat terkumpulnya minyak bumi yang berupa perangkap dan mempunyai bentuk konkav ke bawah sehingga minyak dan gas bumi dapat terjebak di dalamnya.

Perangkap minyak bumi ini sendiri terbagi menjadi Perangkap Stratigrafi, Perangkap Struktural, Perangkap Kombinasi Stratigrafi-Struktur dan perangkap hidrodinamik.

1. Perangkap Stratigrafi

Jenis perangkap stratigrafi dipengaruhi oleh variasi perlapisan secara vertikal dan lateral, perubahan facies batuan dan ketidakselarasan dan variasi lateral dalam litologi pada suatu lapisan reservoar dalam perpindahan minyak bumi. Prinsip dalam perangkap stratigrafi adalah minyak dan gas bumi terperangkap dalam perjalanan ke atas kemudian terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, hal ini dikarenakan batuan reservoar telah menghilang atau berubah fasies menjadi batu lain sehingga merupakan penghalang permeabilitas (Koesoemadinata, 1980, dengan modifikasinya). Dan jebakan stratigrafi tidak berasosiasi dengan ketidakselarasan seperti Channels, Barrier Bar, dan Reef, namun berasosiasi dengan ketidakselarasan seperti Onlap Pinchouts, dan Truncations.



Pada perangkap stratigrafi ini, berasal dari lapisan reservoar tersebut, atau ketika terjadi perubahan permeabilitas pada lapisan reservoar itu sendiri. Pada salah satu tipe jebakan stratigrafi, pada horizontal, lapisan impermeabel memotong lapisan yang bengkok pada batuan yang memiliki kandungan minyak. Terkadang terpotong pada lapisan yang tidak dapat ditembus, atau Pinches, pada formasi yang memiliki kandungan minyak. Pada perangkap stratigrafi yang lain berupa Lens-shaped. Pada perangkap ini, lapisan yang tidak dapat ditembus ini mengelilingi batuan yang memiliki kandungan hidrokarbon. Pada tipe yang lain, terjadi perubahan permeabilitas dan porositas pada reservoar itu sendiri. Pada reservoar yang telah mencapai puncaknya yang tidak sarang dan impermeabel, yang dimana pada bagian bawahnya sarang dan permeabel serta terdapat hidrokarbon.

Pada bagian yang lain menerangkan bahwa minyak bumi terperangkap pada reservoar itu sendiri yang Cut Off up-dip, dan mencegah migrasi lanjutan, sehingga tidak adanya pengatur struktur yang dibutuhkan. Variasi ukuran dan bentuk perangkap yang demikian mahabesar, untuk memperpanjang pantulan lingkungan pembatas pada batuan reservoar terendapkan.








2. Perangkap Struktural

Jenis perangkap selanjutnya adalah perangkap struktural, perangkap ini Jebakan tipe struktural ini banyak dipengaruhi oleh kejadian deformasi perlapisan dengan terbentuknya struktur lipatan dan patahan yang merupakan respon dari kejadian tektonik dan merupakan perangkap yang paling asli dan perangkap yang paling penting, pada bagian ini berbagai unsur perangkap yang membentuk lapisan penyekat dan lapisan reservoar sehingga dapat menangkap minyak, disebabkan oleh gejala tektonik atau struktur seperti pelipatan dan patahan (Koesoemadinata, 1980, dengan modifikasinya).

a. Jebakan Patahan

Jebakan patahan merupakan patahan yang terhenti pada lapisan batuan. Jebakan ini terjadi bersama dalam sebuah formasi dalam bagian patahan yang bergerak, kemudian gerakan pada formasi ini berhenti dan pada saat yang bersamaan minyak bumi mengalami migrasi dan terjebak pada daerah patahan tersebut, lalu sering kali pada formasi yang impermeabel yang pada satu sisinya berhadapan dengan pergerakan patahan yang bersifat sarang dan formasi yang permeabel pada sisi yang lain. Kemudian, minyak bumi bermigrasi pada formasi yang sarang dan permeabel. Minyak dan gas disini sudah terperangkap karena lapisan tidak dapat ditembus pada daerah jebakan patahan ini.



b. Jebakan Antiklin

Kemudian, pada jebakan struktural selanjutnya, yaitu jebakan antiklin, jebakan yang antiklinnya melipat ke atas pada lapisan batuan, yang memiliki bentuk menyerupai kubah pada bangunan. Minyak dan gas bumi bermigrasi pada lipatan yang sarang dan pada lapisan yang permeabel, serta naik pada puncak lipatan. Disini, minyak dan gas sudah terjebak karena lapisan yang diatasnya merupakan batuan impermeabel.



c. Jebakan Struktural lainnya

Contoh dari perangkap struktur yang lain adalah Tilted fault blocks in an extensional regime, marupakan jebakan yang bearasal dari Seal yang berada diatas Mudstone dan memotong patahan yang sejajar Mudstone. Kemudian, Rollover anticline on thrust, adalah jebakan yang minyak bumi berada pada Hanging Wall dan Footwall. Lalu, Seal yang posisinya lateral pada diapir dan menutup rapat jebakan yang berada diatasnya.



3. Perangkap Kombinasi

Kemudian perangkap yang selanjutnya adalah perangkap kombinasi antara struktural dan stratigrafi. Dimana pada perangkap jenis ini merupakan faktor bersama dalam membatasi bergeraknya atau menjebak minyak bumi. Dan, pada jenis perangkap ini, terdapat leboh dari satu jenis perangkap yang membenuk reservoar. Sebagai contohnya antiklin patahan, terbentuk ketika patahan memotong tegak lurus pada antiklin. Dan, pada perangkap ini kedua perangkapnya tidak saling mengendalikan perangkap itu sendiri




4. Perangkap Hidrodinamik

Kemudian perangkap yang terakhir adalah perangkap hidrodinamik. Perangkap ini sangta jarang karena dipengaruhi oleh pergerakan air. Pergerakan air ini yang mampu merubah ukuran pada akumulasi minyak bumi atau dimana jebakan minyak bumi yang pada lokasi tersebut dapat menyebabkan perpindahan. Kemudian perangkap ini digambarkan pergerakan air yang biasanya dari iar hujan, masuk kedalam reservoar formasi, dan minyak bumi bermigrasi ke reservoar dan bertemu untuk migrasi ke atas menuju permukaan melalui permukaan air. Kemudian tergantung pada keseimbangan berat jenis minyak, dan dapat menemukan sendiri, dan tidak dapat bergerak ke reservoar permukaan karena tidak ada jebakan minyak yang konvensional.

Pemboran Sumur (Drilling Well)

Bagaimana pengerjaan pemboran sumur dilakukan ?

Pemboran sumur dilakukan dengan mengkombinasikan putaran dan tekanan pada mata bor. Pada pemboran konvensional, seluruh pipa bor diputar dari atas permukaan oleh alat yang disebut turntable. Turntable ini diputar oleh mesin diesel, baik secara elektrik ataupun transmisi mekanikal. Dengan berputar, roda gerigi di mata bor akan menggali bebatuan. Daya dorong mata bor diperoleh dari berat pipa bor. Semakin dalam sumur dibor, semakin banyak pipa bor yang dipakai dan disambung satu persatu. Selama pemboran lumpur dipompakan dari pompa lumpur masuk melalui dalam pipa bor ke bawah menuju mata bor. Nosel di mata bor akan menginjeksikan lumpur tadi keluar dengan kecepatan tinggi yang akan membantu menggali bebatuan. Kemudian lumpur naik kembali ke permukaan lewat annulus, yaitu celah antara lubang sumur dan pipa bor, membawa cutting hasil pemboran.

Underbalanced Drilling

Underbalanced drilling (UbD) adalah metode drilling dengan menggunakan mud weight yang SGnya lebih kecil daripada tekanan formasi. Adapun fungsinya adalah untuk mencegah atau mengurangi infiltrasi mud ke formasi yang dapat merusak formasi atau pembentukan skin pada formasi.

Underbalanced Drilling pada dasarnya mengebor sumur dengan menggunakan fluida, dimana densitasnya menghasilkan tekanan hidrostatis di dalam sumur yg lebih kecil daripada tekanan di formasi. Tujuan utamanya adalah meminimalkan “skin” atau formation damage, sehingga diharapkan produksi hidrokarbon akan lebih baik. Fluida yg umum digunakan bisa yang incompressible (air) atau yang compressible (angin, foam, aerated diesel, dsb). Aplikasi umumnya adalah re-entry drilling di reservoir yg mempunyai karakter:

1. Sensitif, mudah damage.

2. Depleted

3. Highly fractured

Conventional Drilling

Underbalanced Drilling

(Sumber gambar :www.airdrilling.com)

Tekanan formasi harus bisa diketahui seakurat mungkin sehingga fluida pengeboran dapat diprogram untuk mencegah kick dan juga mencegah loss circulation. densitas lumpur harus pas berada di celah antara tekanan formasi dan tekanan fracture. Pemboran underbalanced merupakan metoda pemboran dimana tekanan hidrodinamik dasar sumur didesain agar lebih kecil dibandingkan tekanan formasi.

Pada kondisi itu fluida reservoir masuk ke sumur dan ikut tersirkulasi ke permukaan. Ini tentu saja akan mempengaruhi sifat fisik fluida di annulus. Sifat fisik fluida di sumur pada pemboran underbalanced tidaklah mudah untuk ditentukan. Ini dikarenakan sifat fisik fluida dipengaruhi oleh tekanan hidrodinamik dan komposisi fluida, sementara tekanan hidrodinamik juga bergantung pada sifat fisik fluida. Selain itu komposisi fluida di annulus juga bergantung pada laju influks yang juga bergantung pada tekanan. Jadi kesemuanya itu saling berhubungan dan saling mempengaruhi sehingga membuat penentuan parameter transportasi cutting menjadi rumit. Untuk memecahkan masalah ini kemudian dilakukan filterasi antara tekanan, laju alir influks dan sifat fisik influks sampai didapat harga yang sesuai.

Pada studi ini, pemodelan aliran underbalanced digunakan fluida foam, emulsi, oil base mud dan aerated mud sebagai fluida pemboran dengan tiga macam fluida influks, yaitu minyak, air dan gas. Kombinasi dari tipe fluida pemboran dan influks membuahkan hasil perhitungan parameter transportasi cutting dan tekanan yang bervariasi. Pada tugas akhir ini dilakukan penentuan tekanan hidrodinamik pada operasi horizontal coiled tubing underbalanced drilling, sifat fisik fluida campuran, dan parameter transportasi cuttingnya. Selain itu dilakukan juga penentuan pengaruh beberapa faktor seperti ukuran coiled tubing, ukuran lubang, jenis fluida pemboran, dan Jenis influks terhadap pengangkatan cutting.

Berdasarkan data-data geologi dan reservoir, dapat disimpulkan bahwa tekanan formasi dilapisan Vulkanik Jatibarang telah mengalami penuruan gradien tekanan yang mana telah berada dibawah gradien tekanan abnormal. Dalam melakukan pemboran dengan air saja sudah akan menghasilkan tekanan hidridinamik diatas tekanan formasi, inilah penyebab hilangnya sirkulasi saat pemboran berlangsung. Salah satu cara untuk mengatasi permasalahan tersebut menggunakan pemboran underbalanced, dengan prinsip kerja yaitu tekanan kolom hidrodinamik lebih kecil Dibandingkan tekanan formasi.

Untuk mengatasi hilang sirkulasi yang terjadi pada pemboran menembus lapisan Vulkanik yang mengandung rekahan-rekahan alam dipergunakanlah gas untuk menurunkan berat dari sistim fluida pemboran. Dilakukan dengan cara menginjeksikan gas kedalam fluida dasar (fresh water). Pemboran underbalanced menggunakan fluida dengan sistim dua fasa (air dan gas) atau dikenal dengan gasfield system. Anallisa yang dilakukan terhadap sistim fluida pemboran ini untuk mengetahui keberhasilan dalam sistim pengangkatan terhadap cutting yang dipengaruhi oleh beberapa parameter yang berhubungan erat dengan tekanan dan temperatur dan supaya memperoleh laju Pemboran yang sangat baik.

Hasil analisa pengangkatan cutting pada pemboran underbalanced berguna untuk mengindentifikasi baik atau tidaknya pengangkatan cutting dan juga untuk merencanakan operasi pengangkatan cutting pada masa yang akan datang, supaya dapat memperoleh laju alir fluida yang optimal. (Khairani)

Kontrak Migas di Ambalat Bisa Diperpanjang Jika Ada Perang

Pak Purnomo Berkomentar : "Sejumlah kontraktor migas yang mengelola wilayah kerja di sekitar Ambalat ramai-ramai mengajukan perpanjangan kontrak".Menurut Menteri ESDM Purnomo Yusgiantoro, kontrak mereka bisa diperpanjang jika sampai terjadi perang di lokasi itu.

"Kegiatan eksplorasi bisa saja diperpanjang apabila di dalam prosesnya ada hal-hal di luar kemampuan mereka yang menyebabkan mereka nggak bisa eksplorasi. Misalkan kalau kita tandatangan PSC (Production Sharing Contract) ada komitmen 3 tahun, kemudian tiba-tiba tahun kedua, di luar kemampuan mereka, misalnya ada perang, ada gangguan, dan sebagainya," kata Purnomo disela-sela rapat dengan Komisi VII di gedung DPR, Jakarta, Selasa (2/6/2009).

Sejumlah kontraktor yang mengajukan perpanjangan kontrak adalah Chevron dan ENI. Kontrak Chevron di East Ambalat berakhir 2010 sementara ENI mengajukan perpanjangan kontrak di lapangan Aster dan Ambalat Pukat.

Sebelumnya BP Migas sudah merekomendasikan agar pemerintah memperpanjang kontrak Chevron di East Ambalat. Namun nampaknya rekomendasi ini belum sampai ke meja menteri.

"Itu masih diproses di bawah. Masih dilihat kegiatan di lapangan. Sekarang kadang-kadang kegiatan di lapangan meningkat. Kegiatan antara kapal perang Malaysia dan Indonesia meningkat," katanya.

Meski saat ini situasi di Ambalat sedang memanas, Purnomo meminta agar para kontraktor tetap beraktivitas seperti biasa. Hal ini karena secara hukum Ambalat merupakan wilayah resmi Indonesia.

"Mereka menyatakan bagaimana ini kan daerah perbatasan, kita bilang terus saja kalau perlu dikawal. Kegiatan pencarian minyak tidak boleh berhenti karena kalau berhenti nanti akan terlambat lagi produksi minyaknya. Jalan terus karena ini wilayah kita. Ini bukan daerah sengketa, bukan daerah tumpang tindih," katanyahttp://m.detik.com