Potensi Gunung Lumpur Membentang di Jawa

Para ahli geologi menyatakan bahwa potensi gunung lumpur (mud vulcano) membentang luas di daratan Pulau Jawa, sehingga di wilayah itu rentan terjadi semburan lumpur seperti yang terjadi di Sidoarjo, Jatim.

Staf Ahli geologi BP Migas Awang Harun Satyana mengatakan, terdapat jalur rentetan gunung lumpur yang terbentang luas dari Bogor hingga Sidoarjo.

"Masyarakat mungkin tidak akan pernah lupa terhadap kejadian fenomenal semburan lumpur yang terjadi di wilayah Jawa Timur itu, bahkan setelah dua tahun, lumpur Sidoarjo terus menyembur tanpa henti," ujarnya.

Bagi ahli geologi, kata dia, kejadian tersebut merupakan salah satu contoh tidak tepatnya perlakuan manusia terhadap alam karena kurangnya pengetahuan terhadap kegeologian.

"Kejadian ini sebenarnya sangat alami, bahkan beberapa pakar telah memetakan Indonesia sebagai wilayah yang rentan terhadap gangguan alam seperti itu," urainya.

Awang menjelaskan, beberapa juta tahun lalu, tepatnya di wilayah Kubah Sangiran terjadi hal serupa. Berdasarkan penelitian, Sangiran merupakan tempat hidup manusia purba pertama di Pulau Jawa dua juta tahun lalu.

"Kubah Sangiran kemudian tererosi pada bagian puncaknya, sehingga membentuk sebuah depresi. Pada depresi itulah, tersingkap lapisan-lapisan tanah secara alamiah," ujarnya.

Bahkan, kata dia, gunung lumpur ini telah menenggelamkan sebuah kerajaan di Jawa Timur sekitar 400 tahun silam.

Sedangkan Edi Sunardi, Ketua Pengembangan Ilmu IAGI, yang juga dosen Geologi Unpad, berpendapat, secara geografis, daerah Jatim memiliki peta geologi yang spektakuler karena memiliki kandungan minyak, gas, serta gunung lumpur.

Bahkan, terdapat satu jalur dari arah Barat ke Timur sampai dengan Selat Madura yang dipenuhi dengan gunung lumpur.

Hal senada dikatakan Prof Sukendar Asikin, ahli tektonik dan geologi struktur dari Institut Teknologi Bandung (ITB), bahwa tidak menutup kemungkinan fenomena Kubah Sangiran terulang kembali di beberapa wilayah di Pulau Jawa.

Menurut dia, erupsi Kubah Sangiran terjadi akibat beratnya beban gunung api yang menjulang di wilayah itu, yang mengakibatkan keluarnya cairan dari dalam perut bumi.

"Artinya, kejadian itu bisa terulang kembali jika beban di atas permukaan tanah di beberapa wilayah di Pulau Jawa terlalu berat, misalnya oleh kepadatan kota," ujarnya.

Dia mengatakan, pesatnya pembangunan tanpa diimbagi dengan kajian geologi, berpotensi membuat kejadian seperti lumpur Sidoarjo terulang kembali.

Kekhawatiran ini, lanjutnya, memang beralasan karena saat ini terlihat pesatnya pembangunan kota, dan bahkan terjadinya eksploitasi tanah secara besar-besaran untuk menghasilkan batu bara dan timah.

Di sisi lain, kata Asikin, kesadaran akan penghijauan lingkungan semakin berkurang, akibat tidak pahamnya masyarakat mengenai musibah yang mengancam.

"Kurangnya pengetahuan pemerintah dan masyarakat mengenai geologi diduga sebagai penyebab awal terjadinya bencana. Pemerintah memberikan izin eksplorasi, dan masyarakat melaksanakannya tanpa berbekal pengetahunan geologi," ujarnya.

Namun, kata dia, hal itu mungkin tidak menjadi masalah jika setiap lapisan tanah yang mengandung kekayaan alam tidak berpotensi menimbulkan bencana.

Pada kenyataannya, kekayaan bumi itu kerap berdampingan letaknya dengan potensi bencana, seperti kejadian lumpur Sidoarjo.

"Ini memang unik, di wilayah yang termasuk jalur gunung lumpur itu ternyata terkandung minyak yang cukup besar, kondisi ini mirip dengan kejadian pengeboran minyak di wilayah Azerbaijan dan Iran," jelasnya.

Menurut dia, pengeboran minyak di wilayah itu menghasilkan sedikitnya 1,5 juta barel per hari, namun juga menyemburkan lumpur dari perut bumi mirip dengan kejadian di Sidoarjo.

Pihaknya melihat, atas beberapa peristiwa alam yang terjadi, sudah selayaknya perhitungan geologi menjadi pertimbangan sebelum melakukan eksplorasi.

"Pada dasarnya pengebor itu tidak salah, karena wilayah itu mengandung minyak. Permasalahan utamanya ialah, masih rendahnya kesadaran terhadap kelestarian lingkungan sebagai basis pembangunan," ujarnya.

Saat ini, kata dia, setelah terjadi bencana lumpur Sidoarjo, pengetahuan mengenai kegeologian menjadi penting, khususnya berkaitan dengan penemuan sedikitnya 20 cekungan baru di Indonesia.

www.republika.co.id

Baca selengkapnya disini......

Chevron Diperpanjang Jadi Pengelola Blok Langgak

PT Chevron Pacifik Indonesia (CPI) untuk sementara ditunjuk mengelola kembali blok migas Langgak. CPI mengelola kembali blok tersebut setelah pemerintah belum menetapkan operator baru.

"Agar tidak terjadi stagnasi propduksi minyak di block langgak, perusahaan kami ditunjuk kembali untuk melanjutkan pengelolaannya. Penunjukan ini sehubungan belum adanya penetapan operator baru yang akan menggantikan CPI," kata Manager Policy, Government & Public Affairs PT CPI, Djati Sussetya dalam perbincangan dengan detikFInance Selasa (15/1/2008) di Pekanbaru.

Menurut Djati, masa kelola PT Chevron di blok Langgak di wilayah Kabupaten Kampar dan Rokan Hulu akan berakhir 19 Januari 2008.

"Perpanjangan pengelolaan di blok Langgak ini atas rekomendasi BP Migas kepada Meteri ESDM. Langkah ini diambil karena belum adanya penetapan operator baru," kata Djati.

Djati menambahkan, rekomendasi perpanjangan pengelolaan blok Langgak oleh PT CPI tidak dijelaskan soal batas waktunya. Tapi paling tidak, kata Djati, bila dalam waktu dekat ini pemerintah menunjuk operator baru, maka dengan sendiri CPI siap hengkang dari ladang minyak dengan produksi 400 barel per hari itu.

"Bila sudah ditunjuk operator baru, maka PT CPI siap menyerahkan pengelolaannya. Namun demikian penyerahannya tidak serta merta hari itu juga, tentulah harus ada tenggat waktunya minimal 3 bulan sejak penunjukan. Sebab, segala sesuatunya harus diperisiapkan terlebih dahulu," terang Djati.

Hingga kini Pemerintah Provinsi (Pemprov) Riau bersama dengan Direktorat Jendral (Dirjen) Minyak dan Gas Bumi (Migas) belum dapat menentukan dua perusahaan daerah yang ditunjuk untuk menjadi operator pengganti pengelolaan blok Langgak. Kedua perusahaan pengganti yang diunggulkan untuk mengelola block langgak yakni PT. Riau Petrolium dan PT Sarana Pembangunan Riau (SPR).

Kepala Dinas Pertambangan dan Energi (Distamben) Riau M. Yafiz membenarkan tentang perpanjangan kontrak PT CPI dalam pengelolaan blok Langgak. Namun, pihaknya belum menerima surat resmi dari Dirjen Migas terkait perpanjangan tersebut.

"Saya sudah menerima telpon dari salah seorang direktur di Dirjen Migas tentang perpanjangan kontrak PT CPI dalam pengelolaan blok Langgak. Perpanjangan akan berakhir sampai ada operator yang ditunjuk,"

Chaidir Anwar Tanjung - detikFinance.com

Baca selengkapnya disini......

Produksi Minyak Chevron Indonesia Bertambah 1.000 Bph

Chevron Pacific Indonesia (CPI) meresmikan pertambahan produksi minyaknya sebanyak 1.000 barel per hari dari lapangan North Duri Area 12. Secara bertahap, produksi dari lapangan ini akan mencapai puncaknya sebesar 34.000 pada 2012.

Demikian disampaikan Presiden Direktur CPI Suwito Anggoro dalam peresmian produksi North Duri Area 12, Duri, Riau, Rabu (26/11/2008).

"Kami berterimakasih dengan insentif yang diberikan pemerintah, dan kami harapkan kemudahannya bisa berlanjut untuk pengembangan area lainnya," katanya.

Menteri ESDM Purnomo Yusgiantoro mengatakan, investasi untuk pengembangan lapangan ini mencapai US$ 450 juta. Menurutnya, investasi ini merupakan merupakan keberhasilan tersendiri apalagi di tengah krisis finansial seperti sekarang.

"Dengan investasi US$ 450 juta, dalam keadaan krisis sangat bermanfaat, dengan invest ini dan kegiatan ekonomi jadi bergerak," katanya.

North Duri Area 12 merupakan pengembangan terbaru dari bagian utara Lapangan Duri yang merupakan lapangan produksi terbesar Chevron di Indonesia. Produksi Lapangan Duri yang ditemukan pada 1941 ini sekarang sekitar 200.000 barel per hari.

Pengembangan Lapangan Duri menggunakan teknologi Enhance Oil Recovery (EOR) dengan menginjeksikan uap (steamflood) ke dalam reservoir. Injeksi uap ini terbukti bisa meningkatkan produksi hingga lebih dari tiga kali lipat.

Metode yang sama akan digunakan untuk pengembangan North Duri Area 12 yang baru saja berproduksi. Menurut Dirjen Migas Evita Legowo, injeksi uap yang akan dilakukan April 2009 bisa meningkatkan produksi dari area ini.

"Uapnya baru diinjeksikan April nanti, sehingga produksinya bisa naik bertahap dari 1.000 menjadi 2.400, lalu puncaknya 2012 jadi 34.000 barel per hari,"

Baca selengkapnya disini......

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)

Free Signature Generator

Baca selengkapnya disini......

Capex Pertamina Geothermal Capai US$130 Juta

PT Pertamina Geothermal Energy menyiapkan capital expenditure (capex/belanja modal) sebesar US$130 juta pada tahun ini. Dana itu akan digunakan untuk investasi.

"Kita lihat perkembangannya, kalau kegiatan meningkat maka bisa nambah lagi anggaran capex-nya," ujar Direktur Utama PGE Abadi Poernomo dalam Press Gathering Wartawan di Area Geothermal Lahendong, Sulawesi Utara, Jumat 20 Februari 2009.

Menurut dia, perseroan saat ini sedang pengembangan panas bumi di Ulu Belu,Lumut Balai serta Lahendong Unit 5 dan 6. Untuk sementara, dana yang digunakan diambil dari dana talangan induk usaha yakni PT Pertamina. "Sampai kita mendapatkan dana pinjaman baik dari dalam maupun luar negeri," kata dia.

Perseroan, ujarnya sudah menjajaki pendanaan dari World Bank yang baru tahap feasibility study dan dari Bank Pembangunan Jerman (KWF) belum ada tindak lanjut. Mereka baru datang ke tempat saya," kata dia.

Abadi menjelaskan KFW berminat menggandeng PGE dari sisi hulu hingga hilir dengan skema pendanaan yang dijajaki bisa berupa goverment to goverment maupun komersil.

Saat ini, dia mengatakan harga jual keekonomian tarif listrik panas bumi minimal US$ 7 sen per kilowatthours (kWh). "Minimal US$7 sen maksimal US$9 sen per kWh, tidak bisa kurang," tuturnya.

Baca selengkapnya disini......

Proyek Shell Snake Well

As the oil and gas industry scrambles to meet growing worldwide demand for hydrocarbons with a workforce diminished in experience and tight resources, producers have been forced to develop and operate their fields in more innovative ways. This mandate is at the heart of the Smart Fields initiative, Royal Dutch Shell’s ongoing technology program that aims to maximize production and over-life value while driving efficiency gains.

According to Shell’s 2005 Global Energy Scenarios report, worldwide hydrocarbon demand will grow by an extra 120 MMBOEPD by 2025, and the recently released Medium-Term Oil Market Report from the International Energy Agency predicts global oil demand to rise by an average of 2.2% per year until 2012. In order to meet this demand, producers will need to extract more hydrocarbons from existing reservoirs and increase production from unconventional reserves (such as tar sands and heavy oil) and environmentally challenging locales (like the Arctic).

Smart Fields technology was created to face these challenges head-on, by employing a suite of skills, workflows and technologies to continually optimize producing assets. Shell has long been considered a pioneer in the Smart Fields concept, so much so that the company even copyrighted the term.

Charlie Williams, Shell’s Chief Scientist for Well Engineering and Production, and Tom Webb, Shell’s Smart Fields Coordinator for the Americas, recently provided an update on the Smart Fields process and gave some insight into where it is headed.

According to Williams, the current suite of Smart Fields offerings is a far cry from what was available or envisioned at the beginning of his career. “I’ve been associated with previous generations of Smart Fields since I started with Shell 35 years ago, and back then it was referred to as ‘computer-assisted operations’,” Williams said.

Shell’s first foray into Smart Fields occurred in the late 1960s at High Island 160, in the shallow Gulf of Mexico waters off the Texas coast. “With this first application, we were really interested in automating and controlling certain rudimentary functions in the surface production facilities. We were using vacuum tube technology there, and we had the whole bottom floor of one of the employee quarters buildings full of all this vacuum tube equipment.”

Smart Fields began to evolve as Shell engineers realized that more could be done than just simple automation. “Much of our onshore production in West Texas and New Mexico was on beam pump artificial lift,” Williams continued. “It was quite apparent that there was much opportunity to not only computer-control, but also to computer-optimize, our operations. So we put in control systems that allowed us to optimize production from each artificial lift well and do automatic well tests.”

Shell’s current concept of Smart Fields started with Smart Wells. The Smart Wells concept has come to mean the design of completions that incorporates downhole equipment to control flow into and away from the well, combined with sensors that measure pressure, temperature, flow, fluid composition and potentially seismic events. The data acquired by these sensors are transmitted to the surface through electrical cable or fiber optics, and engineers then use this data to analyze changes in the reservoir. If needed, optimization decisions are then implemented by sending commands to the downhole flow control equipment.

Shell reports that Smart Wells add value to well operations on several fronts, such as improving hydrocarbon recovery from the reservoirs by as much as 15%; controlling the production of unwanted fluids (water and/or gas); reducing the need for costly well interventions; and providing insurance against any reservoir uncertainties.

The efficiency gains afforded are another big benefit, according to Williams. “In the old days, in order to collect data in onshore oilfields, you had to drive hundreds of miles to each of the wells to collect what you needed… Not exactly the best use of someone’s time.”

Smart Wells technology proves a charm for snake wells

“Another benefit to Smart Wells,” said Webb, “is that you don’t need to drill so many holes in the ground. You can drill fewer wells, but these wells will have a farther reach into more production zones. Actually, that’s where the concept of snake wells comes in.”

Shell’s snake wells, with their tortuous horizontal paths cutting through undulating layers of shale and sand to penetrate a number of producing zones, were perfect candidates for Smart Well control and data gathering. Additionally, snake wells incorporate advanced directional drilling techniques, such as steerable drill bits and software that generates detailed models of underground geology. This allows drillers to hit production targets that are less than 2 m across and miles below the surface.

Snake wells got their debut at Shell’s Brunei oilfields in 2003. The first was at the Iron Duke brownfield, in which a snake well was drilled through an area that was 28 m thick, 2 km long and 300 m wide. In addition, the drilled well had to avoid a nearby layer of natural gas whose pressure drove oil to the producing well.

Shell reports that although the snake well at Iron Duke added complexity and a corresponding degree of risk, the field would not have been economic otherwise. The Iron Duke snake well program reportedly yielded a 15% increase in production and delayed water breakthrough by 2 years.

Since then, Shell has reported similar success with other Smart snake wells drilled on the nearby Champion West field, which tapped 11 separate oil pockets and added over 25,000 b/d of production.

While Smart Wells provide a great deal of data, the natural question for Shell engineers then becomes “What do we do with it?”

Williams explained that the concept of Smart Wells showed Shell the power of being smart beyond the wellbore. “Smart Wells became the foundation that data providers used to build the Smart Field concept. Once we had the Smart Wells, we could move into surface facility control and ultimately total reservoir control. We don’t want to optimize just the wells, but we want to optimize production from the reservoirs themselves. You could extend this concept on to an over-life reservoir control process… I see it as a natural evolution.”

Part of this Smart evolution involved the creation of real-time drilling and production operation support centers. Explained Webb, “These centers allow engineers to see the drilling data on many wells all over the world and make decisions about those different wells in one location, without having to visit them in person.”

Drilling centers like the one at Shell’s Westhollow facility in west Houston are already up and running, and real-time production optimization centers will open soon.

Not only do these centers provide drilling and production data in real time, but they also provide the data in the most convenient form and format for the end user. “These centers accumulate data in a format that enables your analysis and decision making,” Webb continued. “Smart Fields technology then links up what used to be several different modeling and software programs, and incorporates them into a unified optimization system that supports decision making.

“Ultimately, what you see on the screen should be only what you need to see for your job function,” said Webb. “You don’t need to create a lot of different custom reports, because that’s done for you.”

These real-time centers allow team members to be in the same room either virtually or physically, which Webb considers a major benefit given the current shortage of skilled people at all levels of a field operation. “To the extent that you can bring the data and the decisions to the people, rather than vice versa, then all the better. This is particularly true since many people are working on more than one project in more than geographic location.”

Team members can discuss and visualize a project or field system together and then have the results transmitted back for debriefing and review. “It allows for collaboration among groups and really improves your whole project planning and teamwork capability,” Williams added. “Everyone has the same data at the same time in the same place… It’s become an integral part of the work process rather than something you do in your spare time.”

Full Smart Fields success requires new attitudes

Part of Williams’ job during the past 3 years has been to act as a champion of the Smart Fields process, spreading the word through web casts and site visits. “At my talk at the SPE Digital Energy Conference earlier this year, I stressed that Smart Fields should really be thought of as a different way to do your work,” Williams said. “Most people think of Smart Fields only on the hardware and software side, the end elements. These components are really just enablers to allow you to do your work more efficiently. The key is to work in a new way, and allow the computers to enable that work.”

Williams pointed out that it is the work process that is the first critical part of the concept. “You don’t buy the computers first and then figure out how to do the work. You have to decide on the work process first and how that process can add the most value, and then use the Smart Fields to enable the work.”

Another critical component is the people who will be expected to use this technology, and Williams stressed that getting the operations people informed early on about the positive benefits of the system is essential. “Because we are talking about an integrated work process, you have to start with the people in operations first.”

Webb has also been championing the Smart Fields concept through a series of presentations at various conferences like the 2007 Offshore Technology Conference (OTC) in Houston, Texas, U.S.A. It was there that Webb stressed that making an asset ’smart’ takes some up-front planning and forethought on the asset’s production goals.

“Prior to putting any monitors or tools into the well,” said Webb, “you need a careful design methodology that examines those parameters you want to manage really well.”

Webb also stated that because the technology is modular, an operator should use only those components that are worthwhile for the asset. “You should use the right level of ’smartness’ for your particular field location that makes good business sense. Because the components are modular, you can deploy different parts at your particular location without adding unnecessary complexity.”

Where does Smart Fields go from here?

In order to get the full benefit of Smart Fields, Williams and Webb acknowledge that several technical hurdles have to be overcome. “Ideally we want to be able to optimize reservoir performance on a 24 hr/day, 7 day/wk basis using many multiple tools,” said Williams. “The functionality of all the software is not quite there yet to do that.”

This functionality can only come from software packages that seamlessly integrate with each other without the need for complicated interfaces. “Integrated software would definitely help our models and systems work faster, which is what you need when you’re trying to do real time optimization,” Williams continued. “While I don’t think we’ll be doing reservoir simulation every day, I can see a definite need for faster processing on models that need quick decisions, such as those designed to understand slugging and flow assurance in deepwater subsea pipelines. Having the models work faster to analyze a complex system like that would be a great help.”

Webb sees more work to be done in bolstering both databases and documentation. “Getting a truly common database for Smart Fields users on a global basis would be invaluable, but this will be hard to do. Once you have that database, how do you begin to populate it with useful documentation, the kind that will help people understand which processes work the best?”

Even if the right documentation is there, current information systems make the task of finding it too difficult, according to Webb. “Sometimes, you spend 20 to 30% of your time and effort just finding the information, so we will need to improve our systems to let us work more efficiently.”

The last frontier, according to Williams, is improved decision support. “I’d like the technology to help me make better decisions, not just give me the data. However, there is a good deal of work currently going on in this arena, so I’m encouraged.”

Smart Fields benefits fields green and brown

At his OTC address, Webb stated that Shell is planning Smart Fields installations for more greenfields than brownfields, mainly because it is far easier to install and implement this technology from the start rather than retrofitting fields.

Shell is currently running 12 asset programs with more than 25 component projects around the world, and they will soon be joined by several greenfields such as the GOM’s Perdido field in 2009, which will be fully smart. Smart Wells have recently been installed at the Vadelyp oil field in Russia by Salym Petroleum Development (a 50-50 joint venture between Shell and Russian oil company Evikhon), which marks the first use of this technology in Russia.

“It’s interesting how these things come together to support themselves,” Williams continued. “It is really opportune that as Shell is moving into these far-flung and technically complicated projects, we now have these smart tools at our disposal to solve the challenges.”

To learn more about the Smart Fields technology platform, please visit www.shell.com/home/content/technology-en/developing_and_producing/dir_developing_and_producing_14122006.html, or contact Charlie Williams at Charlie.williams@shell.com.

Baca selengkapnya disini......

ekonomi Pertamina Lakukan Ekspor Perdana Avtur

PT Pertamina (persero) melakukan ekspor perdana avtur dengan negara tujuan Inggris. Adapun volume yang diekspor sebesar 200 ribu mb yang berasal dari kilang Dumai yang dibeli shell.

"Pada 1 Juni 2009, kita ekspor perdana avtur sebanyak 200 ribu mb ex kilang dumai yang dibeli Shell untuk tujuan ke inggris," ujar VP Komunikasi PT Pertamina (persero) Basuki Trikora Putra, dalam pesan singkat yang diterima okezone, di Jakarta, Senin (15/6/2009)

Masalah harga, dia menyatakan, banderol yang digunakan dalam transaksi adalah harga pasar pada saat itu (on the spot). Namun dia enggan menyebutkan besaran angkanya.

"Ini kan business to business (B to B) ya, jadi harga transaksi ya untuk kepentingan korporat Pertamina dan Shell. Inikan juga termasuk etika bisnis saja," tambahnya.

Menurutnya kesempatan ekspor avtur ini yang jelas sebagai peluang bagi Pertamina dalam pengembangan pasar ke luar negeri karena kemampuan kilang yang memproduksi avtur lebih mencukupi untuk kebutuhan pasar dalam negeri.

"Apalagi setelah konversi minyak tanah ke LPG berjalan dengan baik,"

economy.okezone.com

Baca selengkapnya disini......

Lonjakan Harga Minyak Dunia Berimbas Pada IT

Melambungnya harga minyak bumi akhir-akhir ini tentunya banyak menimbulkan kekhawatiran hampir di semua bidang industri, termasuk Teknologi Informasi. Teknologi Informasi sendiri merupakan salah satu bidang vital di dunia yang juga menjadi tulang punggung hampir semua bidang usaha yang ada. Betapa tidak, saat ini semua bidang usaha, mulai dari skala kecil di pedesaan maupun skala internasional di dunia mengandalkan Teknologi Informasi dalam pengembangan dan penanganan bisnisnya sehari-hari. Jadi kita semua pasti sepakat, bahwa kedua hal ini pasti akan saling berpengaruh pada perkembangannya. Disatu sisi minyak bumi merupakan kebutuhan yang tidak tertawar lagi yang menggerakkan semua sektor industri maupun kepentingan publik. Seperti yang kita tahu, olahan dari minyak bumi ini sangat beragam dan dipergunakan di semua lini kehidupan. Itulah mengapa banyak pihak yang berkepentingan atas komoditas ini, karena disamping nilainya yang menjanjikan, minyak bumi merupakan komoditas yang bernilai ekonomis sekaligus politis.



Seiring dengan kenaikan harga minyak bumi akhir-akhir ini, berbagai bidang usaha mulai menuai kepanikan, diantaranya bidang teknologi informasi. Walaupun menurut Menteri Keuangan Indonesia tidak perlu panik menghadapi hal ini dengan alasan akan berimbangnya pengeluaran yang disertai penerimaan yang juga akan meningkat dari ekspor minyak bumi. Namun seperti yang dikatakan oleh Presiden, sebaiknya kita tetap mewaspadai kenaikan harga minyak ini, terlebih kenaikan yang terjadi saat ini benar-benar di luar estimasi pemerintah. Estimasi pemerintah untuk harga minyak bumi ini sendiri untuk tahun anggaran ini hanya sekitar $60 dollar Amerika, sedangkan yang terjadi adalah harga komoditas ini sempat menembus angka $92 dollar Amerika, walaupun saat ini telah turun pada kisaran $80an dollar Amerika. Tapi hal tersebut bukan berarti harga minyak akan terus mengalami trend penurunan, karena seperti yang kita ketahui, para spekulan masih giat dengan aksi perdagangannya, ditambah sentimen pasar tentang kekhawatiran akan kurangnya supplay minyak bumi pada musim dingin ini, hingga melemahnya nilai tukar dollar Amerika sehingga banyak komoditas negara ini yang juga mengalami penurunan nilai. Dampak dari melemahnya dollar Amerika ini sendiri cukup signifikan terhadap salah satu proyek non profit OLPC (One Laptop Per Child), dimana harga produksi laptop yang semual hanya $100 dollar Amerika, melonjak menjadi hampir dua kali lipat pada kisaran $188 dollar Amerika. Hal ini disebabkan oleh naiknya harga komponen dasar pembuatan seperti silikon dan nikel.

Kepanikan di bidang Teknologi Informasi di dalam negeri tak lepas karena masih sangat tergantungnya Indonesia pada supplay Teknologi Informasi dari luar negeri, baik itu yang berkaitan dengan software maupun hardware. Lalu bagaimana dampak kenaikan harga minyak dunia terhadap bidang Teknologi Informasi secara global? Teknologi Informasi dunia bukan tidak mungkin akan terkena imbas dari melajunya harga minyak dunia saat ini, mengingat industri ini juga membutuhkan dukungan dari komoditas yang satu ini. Selain itu melemahnya perekonomian dunia oleh karena kenaikan harga minyak tentu akan mengurangi minat masyarakat terhadap perkembangan teknologi informasi itu sendiri. Karena sebagaimanapun pentingnya teknologi informasi bagi masyarakat, pastilah masih bisa dikalahkan oleh masalah perut. Jika kondisi sosial ekonomi suatu masyarakat sudah merosot, maka apresiasi dan minat mereka terhadap perkembangan Teknologi Informasi juga akan menurun. Hal ini tentunya akan berdampak buruk bagi bisnis di bidang ini. Padahal seperti yang kita ketahui, pasar negara-negara berkembang, terutama di Asia merupakan salah satu sasaran utama dari bisnis Teknologi Informasi ini, baik itu software maupun hardware. Banyak raksasa IT berjuang untuk dapat menguasai pasar ini. Namun jika perekonomian pasar ini melemah, tentunya akan sangat berpengaruh terhadap daya serap masyarakat pada produk-produk IT tersebut. Jika sudah begitu, lalu akan dibawa ke mana perkembangan IT kita?

Baca selengkapnya disini......

Teknologi Penjernihan Minyak Goreng Kelapa Dengan Bahan Galian (Bentonit)

Bentonit merupakan salah satu bahan alternatif yang dapat dipergunakan untuk bahan penjernih (bleaching agent) minyak kelapa, dimana potensi industri ini sangat besar. Pemanfaatan bentonit ini akan memberikan nilai tambah yang cukup besar, dibandingkan jika dimanfaatkan hanya sebagai bahan pengganti batu bata atau batako.
Pengembangan usaha bahan galian industri yang berdaya saing kuat, sudah saatnya dikembangkan di propinsi-propinsi atau wilayah sesuai dengan potensi yang ada. Dari hasil pengkajian yang dilakukan oleh Departemen Perindustrian, jenis-jenis industri yang mengolah atau memanfaatkan sumber daya mineral non migas, khususnya bahan galian industri, merupakan jenis industri yang memiliki daya saing tinggi, andal dan mandiri bila dibina dan dikembangkan secara sungguh-sungguh, optimal dan terkoordinasi.

MANFAAT
1. Meningkatkan nilai tambah dan optimalisasi pemanfaatan sumber daya alam mineral berupa bentonit.
2. Meningkatkan kualitas fisik dan kimia minyak goreng kelapa yang dihasilkan oleh masyarakat.
3. Meningkatkan diversifikasi produk yang berasal dari bahan galian industri penjernih minyak goreng.
4. Meningkatkan produktifitas UKMK yang memanfaatkan bahan galian industri sebagai bahan baku dan bahan penunjang kegiatan produksi.
5. Meningkatkan nilai tambah produk yang pada akhirnya akan meningkatkan pendapatan masyarakat.

BAHAN
1. Minyak Goreng Kresengan
2. Bentonit teraktivasi
3. Soda Api Teknis (NaOh)
4. Air

CARA PENGOLAHAN
1. Bahan baku bentonit alam dikeringkan dengan cara dijemur untuk mengurangi kandungan airnya.
2. Proses pemecahan dan penggerusan dimana bentonit dipecah menjadi dua ukuran, masing-masing sebesar biji kacang tanah dan setengah dari ukuran biji kacang tanah. Hasil pecahan bentonit dicuci sampai bersih, lalu dikeringkan (dijemur atau di oven).
3. Bentonit kering masing-masing dimasukkan ke dalam tabung penyaring (1) untuk ukuran besar dan tabung penyaring (2) untuk ukuran kecil, dengan jumlah masing-masing sebanyak ½ kg (dapat digunakan untuk 20 liter minyak goreng).
4. Masukkan minyak goreng ke dalam tabung penyaring (1), tahan beberapa menit, buka kran dan dialirkan ke tabung penyaring(2), tahan beberapa menit, lalu ditampung di ember. Lakukan proses ini 3 kali.
5. Minyak yang sudah disaring, dicampur dengan larutan soda api (1 sendok the soda api ditambah 1 l air) dengan perbandingan 2 :1 ( 2 bagian minyak, 1 bagian larutan soda api). Aduk sampai merata sampai cairan agak mengental berwarna keputih-putihan.
6. Campuran (e) dimasukkan ke dalam tabung pemisah sabun (3), biarkan beberapa menit sampai air berpisah dengan minyak (air di bagian bawah dan minyak di bagian atas). Kemudian bagian air (bawah) di buang.
7. Cuci bagian minyak dengan air panas dengan perbandingan 1: 1 (1 bagian air panas, 1 bagian minyak). Aduk merata dan lakukan pemisahan pada tabung pemisah sabun (3) seperti pada cara (e). Lakukan pencucian 3 kali.
8. Minyak yang sudah dicuci, dipanaskan secara perlahan (api kecil) selama 3 - 4 jam, untuk menghilangkan kadar air dalam minyak.
9. Minyak yang telah dipanaskan disaring dengan kain, dinginkan dan masukkan ke dalam botol atau jerigen. Minyak siap digunakan.


Ditulis oleh Muhammad Nuzulul Sjahrudin pada 19-04-2009



Free Signature Generator

Baca selengkapnya disini......

Degradasi Minyak Bumi via “Tangan” Mikroorganisme

Minyak bumi terbentuk sebagai hasil akhir dari penguraian bahan-bahan organik (sel-sel dan jaringan hewan/tumbuhan laut) yang tertimbun selama berjuta tahun di dalam tanah, baik di daerah daratan atau pun di daerah lepas pantai. Hal ini menunjukkan bahwa minyak bumi merupakan sumber daya alam yang tidak dapat diperbaharui. Terbentuknya minyak bumi sangat lambat, oleh karena itu perlu penghematan dalam penggunaannya.

Di Indonesia, minyak bumi banyak terdapat di bagian utara Pulau Jawa, bagian timur Kalimantan dan Sumatera, daerah kepala burung Papua, serta bagian timur Seram. Minyak bumi juga diperoleh di lepas pantai Jawa dan timur Kalimantan.

Minyak bumi kasar (baru keluar dari sumur eksplorasi) mengandung ribuan macam zat kimia yang berbeda baik dalam bentuk gas, cair maupun padatan. Bahan utama yang terkandung di dalam minyak bumi adalah hidrokarbon alifatik dan aromatik. Minyak bumi mengandung senyawa nitrogen antara 0-0,5%, belerang 0-6%, dan oksigen 0-3,5%. Terdapat sedikitnya empat seri hidrokarbon yang terkandung di dalam minyak bumi, yaitu seri n-paraffin (n-alkana) yang terdiri atas metana (CH4) sampai aspal yang memiliki atom karbon (C) lebih dari 25 pada rantainya, seri iso-paraffin (isoalkana) yang terdapat hanya sedikit dalam minyak bumi, seri neptena (sikloalkana) yang merupakan komponen kedua terbanyak setelah n-alkana, dan seri aromatik (benzenoid).

Komposisi senyawa hidrokarbon pada minyak bumi tidak sama, bergantung pada sumber penghasil minyak bumi tersebut. Misalnya, minyak bumi Amerika komponen utamanya ialah hidrokarbon jenuh, yang digali di Rusia banyak mengandung hidrokarbon siklik, sedangkan yang terdapat di Indonesia banyak mengandung senyawa aromatik dan kadar belerangnya sangat rendah.

Minyak bumi berdasarkan titik didihnya dapat dibagi menjadi sembilan fraksi. Pemisahan ini dilakukan melalui proses destilasi.

Tabel Fraksi-fraksi minyak bumi

Permasalahan terjadi ketika produk minyak bumi yang dimanfaatkann manusia memunculkan efek yang tidak diinginkan bagi manusia itu sendiri ataupun bagi lingkungan sekitar. Sebagai contoh adalah produk minyak bumi plastik, yang menimbulkan masalah pencemaran lingkungan karena sulit didegradasi (memerlukan waktu yang lama untuk menghancurkannya). Belum lagi bahaya tumpahan minyak bumi dalam jumlah besar di laut seperti yang terjadi pada bulan Maret 1989 di dekat Prince William Sound, Alaska (11 juta galon minyak bumi dari super tanker Exxon Valdex tumpah ke laut) yang menimbulkan kerusakan berat ekosistem laut. Bahkan menurut catatan, biaya yang diperlukan untuk membersihkan tumpahan minyak tersebut diduga mencapai 1,5 milyar dolar Amerika Serikat.

Oleh karena itu perlu dilakukan tindakan yang lebih efektif dan efisien dalam mengatasi limbah yang ditimbulkan oleh produk minyak bumi. Salah satu metode paling cepat adalah dengan degradasi minyak bumi yang memanfaatkan mikroorganisme atau yang sering disebut biodegradasi.

Dekomposisi Minyak Bumi

Degradasi minyak bumi dapat dilakukan dengan memanfaatkan mikroorganisme seperti bakteri, beberapa khamir, jamur, sianobakteria, dan alga biru. Mikroorganisme ini mampu menguraikan komponen minyak bumi karena kemampuannya mengoksidasi hidrokarbon dan menjadikan hidrokarbon sebagai donor elektronnya. Mikroorganisme ini berpartisipasi dalam pembersihan tumpahan minyak dengan mengoksidasi minyak bumi menjadi gas karbon dioksida (CO2). Sebagai contoh, bakteri pendegradasi minyak bumi akan menghasilkan bioproduk seperti asam lemak, gas, surfaktan, dan biopolimer yang dapat meningkatkan porositas dan permeabilitas batuan reservoir formasi klastik dan karbonat apabila bakteri ini menguraikan minyak bumi.

Di dalam minyak bumi terdapat dua macam komponen yang dibagi berdasarkan kemampuan mikroorganisme menguraikannya, yaitu komponen minyak bumi yang mudah diuraikan oleh mikroorganisme dan komponen yang sulit didegradasi oleh mikroorganisme.

Komponen minyak bumi yang mudah didegradasi oleh bakteri merupakan komponen terbesar dalam minyak bumi atau mendominasi, yaitu alkana yang bersifat lebih mudah larut dalam air dan terdifusi ke dalam membran sel bakteri. Jumlah bakteri yang mendegradasi komponen ini relatif banyak karena substratnya yang melimpah di dalam minyak bumi. Isolat bakteri pendegradasi komponen minyak bumi ini biasanya merupakan pengoksidasi alkana normal.

Komponen minyak bumi yang sulit didegradasi merupakan komponen yang jumlahnya lebih kecil dibanding komponen yang mudah didegradasi. Hal ini menyebabkan bekteri pendegradasi komponen ini berjumlah lebih sedikit dan tumbuh lebih lambat karena kalah bersaing dengan pendegradasi alkana yang memiliki substrat lebih banyak. Isolasi bakteri ini biasanya memanfaatkan komponen minyak bumi yang masih ada setelah pertumbuhan lengkap bakteri pendegradasi komponen minyak bumi yang mudah didegradasi.

Jenis Hidrokarbon yang Didegradasi Mikroba
1. Hidrokarbon Alifatik
Mikroorganisme pedegradasi hidrokarbon rantai lurus dalam minyak bumi ini jumlahnya relatif kecil dibanding mikroba pendegradasi hidrokarbon aromatik. Di antaranya adalah Nocardia, Pseudomonas, Mycobacterium, khamir tertentu, dan jamur. Mikroorganisme ini menggunakan hidrokarbon tersebut untuk pertumbuhannya. Penggunaan hidrokarbon alifatik jenuh merupakan proses aerobik (menggunakan oksigen). Tanpa adanya O2, hidrokarbon ini tidak didegradasi oleh mikroba (sebagai pengecualian adalah bakteri pereduksi sulfat).

Langkah pendegradasian hidrokarbon alifatik jenuh oleh mikroorganisme meliputi oksidasi molekuler (O2) sebagai sumber reaktan dan penggabungan satu atom oksigen ke dalam hidrokarbon teroksidasi. Reaksi lengkap dalam proses ini terlihat pada gambar 1.


Gambar 1. Reaksi degradasi hidrokarbon alifatik

2. Hidrokarbon Aromatik
Banyak senyawa ini digunakan sebagai donor elektron secara aerobik oleh mikroorganisme seperti bakteri dari genus Pseudomonas. Metabolisme senyawa ini oleh bakteri diawali dengan pembentukan Protocatechuate atau catechol atau senyawa yang secara struktur berhubungan dengan senyawa ini. Kedua senyawa ini selanjutnya didegradasi menjadi senyawa yang dapat masuk ke dalam siklus Krebs (siklus asam sitrat), yaitu suksinat, asetil KoA, dan piruvat. Gambar 2 menunjukkan reaksi perubahan senyawa benzena menjadi catechol.


Gambar 2. Reaksi degradasi hidrokarbon aromatik

Faktor Pembatas Biodegradasi

Kemampuan sel mikroorganisme untuk melanjutkan pertumbuhannya sampai minyak bumi didegradasi secara sempurna bergantung pada suplai oksigen yang mencukupi dan nitrogen sebagai sumber nutrien. Seorang ilmuwan bernama Dr. D. R. Boone menemukan bahwa nitrogen tetap merupakan nutrien yang paling penting untuk degradasi bahan bakar. Selain itu keaktifan mikroorganisme pendegradasi hidrokarbon juga dipengaruhi oleh kondisi lingkungan seperti temperatur dan pH. Kondisi lingkungan yang tidak sesuai menyebabkan mikroba ini tidak aktif bekerja mendegradasi minyak bumi. Sebagai contoh, penambahan nutrien anorganik seperti fosfor dan nitrogen untuk area tumpahan minyak meningkatkan kecepatan bioremediasi secara signifikan.

Ditulis oleh Sapto Nugroho Hadi pada 02-12-2003

Baca selengkapnya disini......

Setiap tahun sedikitnya ada lima sampai sepuluh juta ton minyak bumi dibuang ke perairan di seluruh dunia.2). Delapan persen diantaranya masih tertinggal di lingkungan dan meracuni secara langsung terhadap kehidupan di perairan dan secara tidak langsung meracuni ekosistim tumbuhan dan hewan. Kasus tumpahan minyak terbesar di Indonesia sendiri terjadi pada tahun 1975 dimana kapal Showa Maru menumpahkan 8.000 ton minyak bumi di Selat Malaka dan pada tahun 2003 terjadi tumpahan minyak di sepanjang pantai Bandara Sepinggan sampai Pelabuhan Semayang Balikpapan. Angka-angka tersebut belum termasuk tumpahan minyak yang dibuang ke perairan oleh kapal saat buang ballast di perairan lepas yang tidak dilaporkan sehingga buangan minyak tersebut tidak diketahui identitas pemiliknya untuk dimintai pertanggungjawaban.

Banyak cara untuk mengidentifikasi tumpahan minyak bumi di perairan. Salah satunya adalah dengan menggunakan spektrofotometri infra merah, terutama Spektrofotometer Fourier Transfirm Infra Red (FTIR). Digunakannya Spektrofotometer FTIR adalah atas pertimbangan kecepatan analisisnya. Kelebihan menggunakan Spektrofotometer FTIR adalah selain cepat dalam analisisnya dibandingkan spektrofotometer IR dispersi adalah dapat digunakan pada semua frekwensi dari sumber cahaya secara simultan sehingga analisis dapat dilakukan lebih cepat daripada menggunakan cara sekuensial atau scanning dan sensitifitas dari metoda Spektrofotometri FTIR lebih besar daripada cara dispersi, sebab radiasi yang masuk ke sistim detektor lebih banyak karena tanpa harus melalui celah (slitless).




Untuk membantu mempercepat identifikasi minyak bumi digunakan program bantuan, salah satunya adalah bahasa pemrograman Visual Basic dengan menggunakan metoda Logika Syaraf Fuzzy (Neuro-Fuzzy Logics). Penggunaan Logika Syaraf Fuzzy ini berfungsi untuk menjembatani bahasa komputer (biner) dengan pola pikir manusia dengan pertimbangan subjektif berdasarkan kriteria tertentu, seperti seberapa besar kemiripan suatu minyak bumi atau berapa perbedaan yang bisa diterima untuk menentukan suatu minyak bumi adalah sama atau tidak.

Identifikasi minyak bumi penting artinya untuk mengetahui karakteristik dan asal-usul sumber minyak bumi tersebut. Pengetahuan mengenai identifikasi minyak bumi dapat diterapkan pada beberapa kegiatan dalam industri minyak dan gas bumi, misal ;
• Kegiatan Eksplorasi dan Produksi
• Kegiatan Pengolahan
• Kegiatan Lindungan Lingkungan

Pada kegiatan Eksplorasi dan Produksi, identifikasi minyak bumi dapat digunakan untuk mengetahui kebocoran pipa pada suatu lapangan minyak atau dalam suatu studi reservoir untuk mengetahui kontinuitas reservoirnya. Selain itu identifikasi minyak bumi berguna juga untuk mengetahui karakteristik endapan hidrokarbon dalam suatu lapisan batuan terhadap lapisan lainnya. Pada kegiatan Pengolahan, identifikasi minyak bumi dapat digunakan untuk memilih umpan di kilang. Pemilihan umpan ini dilakukan untuk memenuhi produk dengan spesifikasi tertentu. Sedangkan pada kegiatan Lindungan Lingkungan, identifikasi minyak bumi ini digunakan untuk mengenali tumpahan minyak, terutama dari kapal tanker di perairan bebas.

1. Masuknya Minyak Bumi ke Lingkungan.
Banyak kemungkinan masuknya minyak bumi ke lingkungan sehingga menyebabkan pencemaran lingkungan. Beberapa kiegiatan yang menjadi kemungkinan masuknya minyak bumi ke lingkungan adalah :
• Produksi lepas pantai
• Transportasi
• Luruhan kota
• Rembesan alami
• Atmosfir
• Luruhan sungai
• Limbah industri
• Pengolahan

Berdasarkan data yang dikeluarkan oleh National Academy of Science, Amerika Serikat, besaran kontribusi masuknya minyak bumi ke lingkungan adalah sebagai berikut :
• Produksi lepas pantai (1,3 %)
• Transportasi (34,9 %)
• Luruhan kota (4,9 %)
• Rembesan alami (9,8 %)
• Atmosfir (9,8 %)
• Luruhan sungai (26,2 %)
• Limbah industri (4,9 %)
• Pengolahan (3,3 %)
• Limbah domestik (4,9 %)

Dari gambar tersebut tampak bahwa penyumbang terbesar terhadap masuknya minyak bumi ke lingkungan adalah dari kegiatan transportasi, kemudian disusul dari luruhan sungai.

2. Metoda Identifikasi Minyak Bumi.
Ada banyak metoda yang dapat dilakukan untuk mengidentifikasi minyak bumi berdasarkan karakteristik khususnya. Pada umumnya identifikasi minyak bumi dilakukan dengan cara menganalisis sifat-sifat kimia yang tidak terlalu dipengaruhi oleh proses pelapukan atau oleh cuaca, misal kandungan hidrokarbon berat, kandungan hidrokarbon poli aromatik, kandungan Belerang, kandungan Nitrogen, kandungan Nikel dan Vanadium, dan lain-lain. Sifat-sifat tersebut antara lain dapat diketahui menggunakan metoda berikut :

• Spektofotometri Infra Merah
Untuk mengetahui rasio pita serapan gugus rantai hidrokarbon pada bilangan gelombang tertentu, misal gugus metil, metilena dan hidrokarbon aromatik.

• Kromatografi Gas – Spektroskopi Massa
Spektroskopi massa pada umumnya digabung dengan kromatografi gas untuk mengidentifikasi rasio senyawa-senyawa triterpana dan hopana.

• Kromatografi Gas
Untuk mengetahui pola kromatogram minyak bumi dan rasio pristana/fitana.

• Spektrofotometer Serapan Atom.
Untuk mengetahui rasio logam-logam dalam minyak bumi, terutama rasio kadar Vanadium/Nikel.

• dan metoda-metoda lainnya.
Ditulis oleh EG Giwangkara S di/pada Selasa, Agustus 22 2006

Baca selengkapnya disini......

SDM PERMINYAKAN MENYONGSONG 2010

Posted on Oktober 7, 2008 by Assunnah

Kita ketahui saat ini angka produksi minyak nasional sedang menurun. Faktor yang menentukan besarnya angka produksi minyak terdiri dari jumlah cadangan yang ditemukan, kemampuan kita secara finansial untuk mengembangkan lapangan minyak, ketersediaan teknologi yang diperlukan untuk mengembangkan lapangan itu, dan yang paling penting adalah sumber daya manusia (SDM) yang akan mengembangkan dan mengelola lapangan minyak itu.

Dulu kita melihat perusahaan minyak yang beroperasi di Indonesia sebagai raksasa-raksasa, baik Pertamina maupun perusahaan minyak asing. Kecederungan setelah tahun 2000, perusahaan kecil mulai banyak tumbuh. Beberapa di antaranya semakin besar dan bahkan tumbuh menjadi raksasa baru.

Kenyataan bahwa harga minyak dua tahun terakhir ini meningkat tajam menyebabkan semangat perusahaan baru untuk bangkit berkiprah semakin menggebu.

Industri Migas dan Pendidikan Bidang Perminyakan

Kegiatan industri perminyakan dimulai dari kegiatan eksplorasi, diikuti pemboran dan komplesi, konstruksi fasilitas produksi, tahap produksi, dan penyaluran minyak ke titik jual.

Dunia industri minyak digerakkan oleh pekerja yang terdiri dari bagian penunjang dan bagian inti. Bagian inti ini terbagi atas tiga kelompok: tingkat pelaksana yaitu operator dan teknisi; tingkat tenaga ahli; dan tingkat manajemen.

Selama ini SDM tingkat pelaksana banyak dikembangkan sendiri oleh masing-masing perusahaan. Pelatihan yang ditempuh biasanya berupa mentoring oleh pekerja yang lebih senior. Tingkat tenaga ahli yang biasanya didapat dari lembaga pendidikan formal, terutama dari perguruan tinggi, biasanya masih harus mendapatkan mentoring juga dari yang lebih senior. Lembaga pendidikan khusus tertentu seperti STEM Akamigas misalnya dapat menelorkan, baik tingkat teknisi maupun tenaga ahli melalui jenjang tertentu. Sedangkan tingkat manajemen berasal dari jenjang karir yang ditempuh, kebanyakan berasal dari tingkat tenaga ahli.

Tenaga ahli yang dimaksud adalah tenaga ahli kebumian (earth scientist), teknik perminyakan (petroleum engineer), teknik peralatan dan konstruksi (facility engineer). Di samping itu masih ada tenaga ahli di bidang K3L, dan lain-lain.

Perguruan tinggi di bidang perminyakan saat ini adalah ITB di Bandung, Trisakti dan UI di Jakarta, UIR di Pekanbaru, UPN Veteran dan Universitas Proklamasi di Yogyakarta.

Perguruan tinggi yang mapan di bidang perminyakan membekali lulusannya dengan ilmu-ilmu perminyakan. Namun dunia kerja membutuhkan bukan ilmu pengetahuan semata, melainkan juga soft skill dan pengalaman yang belum tercukupi di perguruan tinggi. Hal ini menyebabkan perusahaan-perusahaan harus melatih lagi para tenaga baru tersebut untuk siap bekerja.

Di antara perguruan tinggi di atas masih ada ketidakseragaman kurikulum, kompetensi tenaga pendidik, dan kondisi peralatan dan fasilitas pendidikan. Masih tampak kekurangan peralatan, atau peralatan yang ada tidak sesuai lagi dengan keadaan industri dewasa ini. Semua ini mempengaruhi kompetensi lulusan yang tidak seragam pula.
Kenyataan ini menyebabkan perusahaan harus melatih lagi tenaga-tenaga baru tersebut untuk siap bekerja.

Pada perusahaan besar penyiapan SDM dilakukan terstruktur. Setiap pegawai baru mendapat bimbingan dari seniornya. Perusahaan menyiapkan kurikulum pelatihan yang berkesinambungan. Karir pegawai disesuaikan pula dengan perkembangan perusahaan. Singkat kata, proses regenerasi telah direncanakan dan pada umumnya berjalan hampir sesuai rencana. Jika ada pegawai yang mengundurkan diri sebelum masa pensiun, proses regenerasi tetap berjalan.

Kebutuhan Tenaga Kerja

Akhir-akhir ini, setelah harga minyak terus menerus bertengger di atas angka 50 dolar AS per barrel, timbul suatu pemanasan di bidang industri perminyakan. Kebutuhan tenaga perminyakan menjadi sangat meningkat.

Di pihak lain, pendidikan bidang perminyakan tidak atau belum dapat meyesuaikan dengan kebutuhan jumlah maupun spesifikasi tenaga ahli perminyakan baru. Hal ini ditambah lagi oleh kenyataan dewasa ini minat terhadap pendidikan jurusan perminyakan mulai dikalahkan oleh minat terhadap bidang teknologi informasi.

Dari dua fakta di atas, maka terjadilah perubahan neraca antara kebutuhan dan ketersediaan tenaga ahli perminyakan. Hal ini berlaku, baik pada tingkat sarjana maupun pada tingkat teknisi dan operator lapangan.

Perusahaan-perusahaan baru umumnya mendapatkan karyawannya dari pensiunan perusahaan besar yang notabene sudah sangat berpengalaman, dan juga membajak pekerja yang sedang berkarir di perusahaan besar atau kecil lain.

Banyak perusahaan baru mendapat pekerja dari perusahaan besar yang sudah mapan. Selagi yang keluar itu masih dapat dihitung dengan jari tangan, perusahaan yang kehilangan karyawan tidak terganggu. Kenyataannya, akhir-akhir ini jumlah perpindahan semakin deras. Bahkan yang menyerap SDM ini bukan saja perusahaan-perusahaan kecil di dalam negeri. Perusahaan multi nasional di negeri tetangga maupun negeri yang jauh telah menyedot banyak tenaga perminyakan Indonesia.

Perusahaan-perusahaan besar sesungguhnya telah mengalami penurunan mutu pekerja. Hal ini disebabkan oleh kekosongan yang terpaksa diisi dengan pegawai dari bidang-bidang penunjang seperti dari bagian transportasi atau bagian keamanan yang dipindahkan menjadi operator produksi. Walaupun telah mendapat pendidikan mendadak, namun kinerjanya belum dapat menyamai atau mendekati kinerja mereka yang berpengalaman di bidang produksi dan pemeliharaan fasilitas produksi. Singkat kata, saat ini banyak pekerja yang dilatih kecara karbitan untuk siap menjalankan pekerjaannya di bidang inti perminyakan.

Perusahaan yang mempekerjakan para pensiunan dalam beberapa tahun mendatang harus menyiapkan pengganti pekerja tersebut karena umur mereka yang semakin tua. Pada saat yang sama pengganti yang diharapkan sudah keluar dan tersebar di tempat-tempat lain di seantero dunia. Dengan demikian maka terjadilah kekurangan SDM, baik dalam jumlah maupun kualitas. Hal ini pada gilirannya akan sangat mempengaruhi kinerja industri perminyakan Indonesia.

Masih ada kenyataan bahwa pekerja di bidang penunjang belum memahami apa yang dikerjakan oleh pekerja di bidang inti. Hal ini akan merepotkan pekerja penunjang itu sendiri karena mereka harus banyak bertanya kepada pekerja bidang inti yang memerlukan bantuan mereka. Seringkali untuk bertemu orang lapangan agak sulit juga karena jauhnya lokasi kerja lapangan. Idealnya orang-orang yang bekerja di bidang penunjang pun pernah berpengalaman di bidang inti.

Yang Dapat Dilakukan

Menghadapi fenomena ini hal yang sudah dilakukan adalah adanya badan-badan pelatihan yang formatnya adalah di kelas. Program ini dapat meningkatkan mutu kinerja golongan pekerja di kantor dan teknisi tingkat atas. Sementara itu pekerja baru yang langsung mengoperasikan peralatan produksi masih memerlukan sarana pelatihan yang lebih sesuai dan memadai. Paling tidak, memiliki sarana praktek.

Pada tahun 1950-an di Sumatera Selatan ada pusat pendidikan perminyakan yang bernama PAM (Pendidikan Ahli Minyak). Pada kurun waktu 1960 hingga 1970an Pertamina dan pemerintah mempunyai pusat pendidikan bernama Akamigas. Bahkan Pertamina pernah mendirikan PKL (Pendidikan Kejuruan Lapangan) di Bajubang, Jambi pada 1970an. Lulusan lembaga semacam ini langsung dapat bekerja di lapangan. Mereka berlatih, baik teori maupun praktek, langsung di lapangan.

Untuk mengimbangi situasi yang ada, maka diperlukan langkah-langkah sebagai berikut:
1. Menghidupkan kembali sarana pelatihan siap-pakai untuk mencukupi kebutuhan pekerja pada beberapa tahun mendatang, terutama dalam mencapai produksi 1.3 juta BOPD di tahun 2010. Banyak pensiunan – yang masih bugar namun mungkin sudah kurang sesuai untuk bekerja di lapangan, yang mampu dan berminat mengajar. Di antara mereka dapat dipilih yang baik kemampuan mengajarnya sebagai langkah konkrit mengalihkan keterampilan dan pengetahuan.

Sebagai contoh, mungkin sarana pelatihan Kesehatan, Keselamatan Kerja dan Lingkungan (K3L) milik Pertamina di Sei Gerong dapat digiatkan kembali.
2. Memperkuat interaksi dan saling mengerti antara fungsi-fungsi di dalam perusahaan. Misalnya personil bidang hukum mengerti apa yang dikerjakan oleh bagian pemboran, bagian pengadaan memahami apa yang dilakukan orang di lapangan operasi produksi, bagian keuangan mengetahuui persis apa yang dilakukan oleh bagian seismik dan sebagainya. Metode semacam ini tidak hanya bisa dilakukan di perusahaan besar, tetapi juga di perusahaan-perusahaan berukuran kecil.
3. Membuka kesempatan magang di perusahaan yang mapan. Untuk tingkat mahasiswa hal ini sudah dilakukan. Dengan penyaringan yang cermat, mungkin bisa juga dilakukan untuk persiapan teknisi dan operator lapangan dari tingkat SMA.
4. Meningkatkan kemampuan karyawan dalam berkomunikasi seperti menyampaikan presentasi atau berbahasa Inggris. Hal ini dapat dilakukan dengan membentuk kelompok-kelompok diskusi di perusahaan. Contohnya Toast Master Club.
5. Meningkatkan ketertarikan para calon pekerja untuk bekerja di bidang perminyakan nasional (dalam negeri). Salah satu yang cukup besar pengaruhnya adalah sistem remunerasi dan rasa kebanggaan untuk berada di lingkungan perminyakan Indonesia. Perlu dikaji lagi perbandingan sistem remunerasi di bidang Migas dibanding non-Migas, dan bahkan perlu dibandingkan dengan tawaran dari luar negeri.


http://www.iatmi.or.id/iatmi/artikel.php?id=35

Baca selengkapnya disini......

Kilang Pertamina Balongan Meledak

Duaar!, 6 Pekerja Terluka
Indramayu – Ledakan keras terjadi di kilang Pertamina, Balongan. Belum diketahui apa peyebabnya. Hanya saja peristiwa ini mengakibatkan 6 pekerja mengalami luka bakar. Ledakan ini diketahui terjadi sekitar pukul 17.00 WIB, Selasa (28/10/2008) di Unit Pengolahan VI Indramayu, Jawa Barat. Empat dari enam pekerja yang terluka itu yakni Danudi, Charli, Daryo, dan Norwan warga Ds Tambak. Korban lainnya Yohanes, warga Ds Pagkalan Losarang. Mereka dilarikan ke RS Bumi Patra Indramayu. Sementara seorang lainnya Hasanudin yang juga warga Ds Tambak mengalami luka bakar serius dan dilarikan ke RS Pertamina Pusat di Jakarta. Para pekerja ini kebetulan bertugas di kilang residu 102. Hingga pukul 21.00 WIB, mereka masih menjalani perawatan intensif. “Saat itu saya sedang menutup kran residu, tiba-tiba ledakan terjadi cepat,” ujar Johanes yang ditemui di rumah sakit. Umumnya, para korban mengalami luka bakar serius di bagian muka dan tangan, akibat kobaran api. Kini Polres Indramayu pun tengah melakukan identifikasi. Belum ada keterangan resmi dari pihak Pertamina.(ndr/asy)

Baca selengkapnya disini......

Chevron Diduga Rugikan Negara US$ 1,4 Miliar

Proyek pembangkit listrik combine generation (co-gen) Chevron di Duri, Riau diduga merugikan negara US$ 1,4 miliar. Chevron siap membayar balik dengan syarat akan menyeret Indonesia ke arbitrase internasional.

Anggota Pansus Hak Angket BBM Dradjad H Wibowo menjelaskan, Badan Pemeriksa Keuangan (BPK) mengaudit kejanggalan proyek tersebut pada 2004-2005.

"Dalam audit BPK ada soal co-gen yang bisa merugikan US$ 1,4 miliar, disitu kami pertanyakan respon Chevron sebagai manajemen," ujarnya usai rapat Pansus dengan Chveron di Gedung MPR/DPR, Jakarta, Kamis (11/9/2008).

Menurut Dradjad, jika Chevron terbukti merugikan negara maka minyak bagian Chevron ke depan akan dipotong senilai temuan BPK tersebut.

Chevron sendiri, Dradjad menambahkan, mengaku siap saja membayar. Namun pihaknya juga akan mengajukan masalah ini ke arbitrase internasional karena yakin pihaknya tidak bersalah.

Dirut Chevron Pacific Indonesia (CPI) Suwito Anggoro yang ditemui usai rapat yang sama menolak berkomentar.

"Saya sudah dibawah sumpah, tidak bisa bicara dengan Anda mengenai rapat tadi," tukasnya kepada para wartawan.

Seperti diketahui, Chevron menukarkan (swap) sebagian minyak yang diproduksinya di Duri dengan gas dari ConocoPhilip. Gas tersebut kemudian dipakai pembangkit sehingga menghasilkan steam (uap).

Steam inilah yang kemudian diinjeksikan ke sumur untuk membantu produksi minyak. Selain minyak, proses produksi biasanya juga mengangkat air sebagai produk ikutan. Air ini dipanaskan kembali sehingga bisa digunakan lagi untuk menggerakkan pembangkit.

Listrik yang dihasilkan pembangkit kemudian digunakan untuk keperluan di sekitar lokasi operasi. Seperti penerangan perusahaan, kantor, atau fasilitas lainnya di lokasi operasi.

Selain masalah co-gen, BPK juga mempertanyakan masalah cost recovery yang digunakan untuk pembangunan Chevron Institute. Menurut Drajad, masalah bermula karena Chevron mengembalikan biaya tersebut dalam bentuk minyak, namun pajaknya dalam bentuk rupiah. Menurut BPK harusnya pembayaran dilakukan dengan bentuk yang sama, yaitu rupiah semua. Pembayaran dengan bentuk yang berbeda bisa merugikan negara.

www.detikfinance.com

Baca selengkapnya disini......

Pertamina Ingin Tambah Kepemilikan di West Madura

JAKARTA - PT Pertamina (persero) menginginkan pertambahan kepemilikan di Blok Madura agar menjadi mayoritas. Selain itu, persero juga ingin menjadi operator untuk offshore tersebut.

"Kita mau meningkatkan expertise kita juga, kalau orang lain yang terus jadi operator kapan kita pintarnya?" ujar Direktur Hulu Pertamina Karen Agustiawan, seusai menghadiri Indonesia-Korea Energy Forum, di Ritz Carlton, Mega Kuningan, Jakarta, Rabu (15/10/2008).

Operator West Madura ini sebelumnya dipegang Korean Development Company (Kodeco), dan CNOOC Limited (perusahaan asal China). Saat ini, share participation-nya dipegang 50 persen Pertamina, 25 persen Kodeco, dan 25 persen di CNOOC.

"Kita mau tingkatkan partisipasi kita, kalau nanti mereka bergabung kita tidak menang dong," jelasnya.

Sebagai informasi, saat ini produksi minyak di West Madura mencapai 9.500 barel per hari, serta produksi gas sebesar 45 million british thermal unit (MMBTU). "Tahun depan ditargetkan meningkat menjadi 6.600 barel per hari," imbuhnya.

Menanggapi hal tersebut, Representative of Korea Shareholders Sung Sik Minh mengungkapkan, pihaknya akan mempelajari hal ini terlebih dahulu.

"Pertamina tidak mempunyai pengalaman yang cukup untuk offshore. Di mana dalam hal ini sangat diperlukan,"

Baca selengkapnya disini......

Tugu Petamina

Sebuah pertempuran hebat berlangsung di laut lepas antara Semenanjung Melayu dan pantai Aceh sekitar abad enam belas. Saling berhadapan, antara pejuang pejuang Aceh dan armada Portugis pimpinan Laksamana Alfonso D’Albuquerque yang berencana mendarat ke Aceh dalam rangka ekspansi pencarian rempah-rempah. Bola-bola api berterbangan dari kapal-kapal milik pejuang Aceh. Api pun membakar dua kapal Portugis, dan tenggelam!

Bola-bola api yang menjadi senjata utama rakyat Aceh dalam peperangan di laut tersebut, adalah gumpalan kain yang telah dicelupkan ke dalam cairan minyak bumi. Setelah dinyalakan, lantas dilentingkan ke arah kapal Portugis itu.


Bola-bola api yang menjadi senjata utama rakyat Aceh dalam peperangan di laut tersebut, adalah gumpalan kain yang telah dicelupkan ke dalam cairan minyak bumi. Setelah dinyalakan, lantas dilentingkan ke arah kapal Portugis itu.

Sebuah catatan lain menyebutkan, pada tahun 972 telah datang utusan kerajaan Sriwijaya ke negeri Cina. Utusan Sriwijaya itu membawa beragam cinderamata sebagai tanda persahabatan, termasuk juga membawa berguci-guci minyak bumi yang khusus dihadiahkan untuk Kaisar Cina.

Oleh orang Cina dimanfaatkan sebagai obat penyakit kulit dan rematik. Begitu juga dengan nenek moyang kita, di samping memakai cairan itu sebagai bahan bakar lampu penerang, pun memakainya untuk obat terhadap gigitan serangga, penyakit kulit dan beragam penyakit lain.


Kisah heroik pejuang Aceh dan muhibah utusan Sriwijaya tadi, merupakan kisah tentang awal mula diketahui adanya minyak bumi di Indonesia. Tetapi sejarah perminyakan di Indonesia, tidak terjadi Aceh atau Sumatera Selatan tempat Kerajaan Sriwijaya berada. Justru Sumatera Utara yang beruntung mencatat sejarah sebagai daerah tempat sumur minyak pertama ditemukan.

Persisnya sumur minyak pertama itu berada di Desa Telaga Said, Kecamatan Sei Lepan, Kabupaten Langkat, sekitar 110 kilometer barat laut Medan, ibukota Sumatera Utara.

Desa Telaga Said sendiri merupakan sebuah desa kecil yang, berada dalam areal perkebunan kelapa sawit. Pekerjaan utama masyarakatnya adalah buruh perkebunan. Dengan tingkat penghasilan yang rendah, maka dapat dikatakan taraf penghidupan ekonomi di desa ini rendah.




Free Signature Generator

Baca selengkapnya disini......

Jenis refineries

Oil refinery : Converts petroleum crude oil into high-octane motor fuel ( gasoline /petrol), diesel oil , liquefied petroleum gases (LPG), jet aircraft fuel, kerosene , heating fuel oils , lubricating oils , asphalt and petroleum coke . Minyak: Mengkonversi minyak bumi minyak mentah menjadi tinggi oktan motor bahan bakar (bensin / bensin), minyak diesel, liquefied petroleum gas (LPG), bahan bakar pesawat jet, minyak tanah, pemanasan bahan bakar minyak, lubricating minyak, aspal dan minyak bumi coke.
* Sugar refinery : Converts sugar cane and sugar beets into crystallized sugar and sugar syrups. Gula sulingan: Mengkonversi gula tebu dan gula beets ke crystallized gula dan gula syrups.

* Natural gas processing plant: Purifies and converts raw natural gas into residential, commercial and industrial fuel gas, and also recovers natural gas liquids (NGL) such as ethane , propane , butanes and pentanes . Gas alam pengolahan tanaman: Purifies mengkonversi mentah dan gas alam ke dalam perumahan, komersial dan industri bahan bakar gas, dan juga recovers gas alam cairan (NGL) seperti ethane, propane, butanes dan pentanes.
* Salt refinery : Cleans salt ( NaCl ), produced by the solar evaporation of sea water, followed by washing and re-crystallization . Garam sulingan: membersihkan garam (NaCl), yang dihasilkan oleh solar penguapan air laut, diikuti oleh mencuci dan kembali kristalisasi.
* Various metal refineries such as alumina , copper , gold , lead , nickel , silver , uranium , and zinc . Refineries berbagai logam seperti alumina, tembaga, emas, timah, nikel, perak, uranium, dan seng.
* Vegetable oil refinery Minyak sayur

Sumber : http://migasnet04david078.blogspot.com/search/label/migas

Label: Migas




Free Signature Generator

Baca selengkapnya disini......

Chevron Dapat Persetujuan PoD untuk 5 Blok Migas

Pemerintah menyetujui rencana pengembangan (PoD/plan of development) pertama untuk 5 lapangan Chevron di selat Makassar. Kelima lapangan ini berlokasi di laut dalam.

Menurut situs resmi Ditjen Migas yang dikutip Kamis (4/9/2008), kelima lapangan tersebut adalah Gendalo, Maha, Gandang, Gehem dan Ranggas.

Lapangan Gandang, Gendalo, dan Maha yang berlokasi di wilayah kerja Ganal akan digarap melalui Chevron Ganal Ltd. Sementara lapangan Ranggas dan lapangan Gehem pada wilayah kerja Rapak akan digarap melalui Chevron Rapak Ltd.

"Persetujuan ditandatangani Menteri ESDM Purnomo Yusgiantoro tanggal 29 Agustus 2008," demikian dirilis situs tersebut.

Apabila terjadi perubahan skenario pengembangan, perubahan cadangan dan produksi yang cukup signifikan serta perubahan biaya investasi, maka Chevron Rapak Ltd dan Chevron Ganal Ltd wajib menyampaikan usulan perubahan PoD.

Sebelumnya, mantan Kepala BP Migas Kardaya Warnika pernah menyatakan, diharapkan pengeboran awal bisa dilakukan tahun depan sehingga bisa berproduksi pada 2012.

Investasi yang dibutuhkan untuk mengebor satu sumur sekitar US$ 30 juta. Namun belum bisa dipastikan berapa sumur yang akan dibor

Alih Istik Wahyuni - detikFinance.com

Baca selengkapnya disini......

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.

Free Signature Generator

Baca selengkapnya disini......

Chevron Siapkan US$ 900 Juta untuk 2 Lapangan Migas di Duri

PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) menyiapkan US$ 900 juta untuk pengembangan dua lapangan barunya di North Duri Area 13 dan 14. Produksi dari kedua area tersebut diperkirakan bisa mencapai 45.000 barel per hari pada 2014.

"Investasi area 13 dan 14 kurang lebih sama denga area 12," kata Presiden Direktur CPI Suwito Anggoro disela-sela peresmian produksi Lapangan North Duri Area 12, Duri, Riau, Rabu (26/11/2008).

Dalam keterangan tertulisnya memang disebutkan total investasi pengembangan Lapangan North Duri Area 12,13 dan 14 mencapai US$ 1,3 miliar. Untuk area 12 saja, CPI menggelontorkan investasi US$ 450 juta.

Sementara Kepala BP Migas R Priyono menyatakan pengembangan area 13 dan 14 rencananya akan dimulai tahun depan. Secara bertahap, produksi kedua area tersebut bisa mencapai 45.000 barel per hari di 2014.

"Produksi dari area 13 dan 14 mungkin sekitar 45.000, ini akan digunakan untuk menahan laju penurunan produksi," katanya.

Pengembangan lapangan di tiga area tersebut membutuhkan 2.000 sumur untuk menginjeksikan uap guna membantu pengangkatan minyak dari lapisan batuan. Proses konstruksi dan produksi bakal berjalan secara simultan selama sekitar 8 tahun.

Lapangan Duri merupakan lapangan berproduksi yang dikelola Chevron di Indonesia. Total produksi Chevron di seluruh lapangannya sendiri hampir setengah dari total produksi minyak nasional.

www.detikfinance.com

Baca selengkapnya disini......