Salah satu andalan peluang Indonesia menjadi exportir crude oil adalah exploitasi ladang minyak di Banyu Urip, Cepu. Inilah salah satu tantangan luar biasa bagi para insinyur Indonesia. Akuisisi ladang minyak ini penuh dengan kontroversi di tahun 2004-2005. Widya purnama pernah memaksakan agar ladang Cepu untuk dimiliki sepenuhnya oleh Pertamina. Baca kronologinya disini
Pengembangan ladang Cepu (Banyu urip) akan memakan investasi Rp 35 Triliun (US $ 3.8 Milyard). Proyek yang yang saat ini terhambat pembebasan lahan, akan terdiri dari 2(dua) tahap :
* Tahap pertama (Early processing facilities) – target produksi max 20.000 barrel per day
* Tahap kedua (Main processing facilities) – target produksi menjadi max 165.000 barrel per day
Saat ini kegiatan Tahap pertama (Early Processing Facilities) sudah dimulai di Cepu. Kegiatan ini berupa pemasangan fasilitas pengumpulan, pemasangan pipa dan pemompaan. Menurut rencana pada akhir tahun 2008 atau awal 2009, ditargetkan 20.000 barrel dapat dialirkan dengan memakai fasilitas JOB Petrochina sebanyak 10.000 barrel dan sisanya10.000 barrel akan diolah di kilang kecil setempat.
Namun yang paling spektakuler adalah pelaksanaan Tahap kedua (main processing facilities) yang ditargetkan harus selesai tahun 2011. Seperti pada gambar, proyek raksasa ini akan terdiri dari 5(lima) bagian yang akan ditenderkan sebagai berikut :
1. Fasilitas pengumpulan minyak di daerah Banyu urip
2. Infrastruktur jalan dan juga penampungan air dari Sungai Bengawan solo
3. Pipeline dari Banyu urip ke pantai utara Jawa Timur
4. Pipeline dibawah laut dari sekitar Tuban ke kapal penyimpan (Floating storage)
5. Kapal penyimpan di tengah laut (Floating Storage Offshore – FSO)
Demikian peluang dan tantangan untuk menjadikan Indonesia surplus minyak bumi kembali. Amien
Sumber: http://triharyo.com/?pilih=news&aksi=lihat&id=85
Free Signature Generator
Sabtu, 18 April 2009
Bagaimana caranya Indonesia tetap jadi anggota OPEC & peluang US $ 3,8 Milyard
PENELITIAN LABORATARIUM TENTANG PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK DENGAN CARBONATED WATERFLOODING PADA PERALATAN CORE FLOOD
Berdasarkan penelitian-penelitian sebelumnya injeksi CO2 tercampur mampu menguras minyak hingga 60-90% minyak mula-mula namun kadangkala tekanan tercampur minimum CO2 jauh lebih besar dari pada tekanan rekah formasi sehingga injeksi CO2 tercampur menjadi terbatas. Carbonated water flooding merupakan salah satu metode yang dikembangkan untuk mengatasi hal tersebut.
Carbonated Water Flooding aalah metode peningkatan perolehan minyak (EOR) yang menggunkan CO2 sebagai fluida terlarut dalam air. CO2 terlarut didalam air akan meningkatkan viskositas air injeksi dan menurunkan mobilitasnya. Dilain pihak, selama pendesakan CO2 terlarut akan melepaskan diri dan mekarut kedalam minyak sehingga menurunkan viskositas minyak dan juga mengembangkan minyak
Dalam penelitian ini digunakan peralatan Core Flood TM-ITB hasil rancang bangun, dan sebagai variabel divariasikan 3 (tiga) kompisisi tingkat kejenuhan CO2 minyak. Kemudian dibandingkan pula terhadap injeksi air murni (waterflood).
Dari hasil penelitian ini diperoleh bahwa semakin tinggi tingkat kejenuhan CO2 didalam air akan semakin meningkatkan perolehan minyak. Apabila dibandingkan dengan injeksi air murni, Carbonated water floodng mampu meningkatkan perolehan minyak antara 5.46%, 13.55%, dan 24.07%, masing-masing untuk tingkat kejenuhan CO2 dalam air 24.22%, 48.42% dan 72.6%. kemudian berdasarkan sudut orientasi pendesakan care yaitu vertikal keatas (90o), miring (45o) dan horizontal dengan arah pendesakan minyak dari bawah, masing-masing memberikan perolehan minyak 68.33%, 62.19% dan 52.18% pada 0.82 PV injeksi dan komposisi fluda injeksi yang sama, sehingga menunjukan bahwa pendesakan akan lebih baik pada sudut orientasi yang semakin mengarah vertikal.
Deskripsi Alternatif :
Berdasarkan penelitian-penelitian sebelumnya injeksi CO2 tercampur mampu menguras minyak hingga 60-90% minyak mula-mula namun kadangkala tekanan tercampur minimum CO2 jauh lebih besar dari pada tekanan rekah formasi sehingga injeksi CO2 tercampur menjadi terbatas. Carbonated water flooding merupakan salah satu metode yang dikembangkan untuk mengatasi hal tersebut.
Carbonated Water Flooding aalah metode peningkatan perolehan minyak (EOR) yang menggunkan CO2 sebagai fluida terlarut dalam air. CO2 terlarut didalam air akan meningkatkan viskositas air injeksi dan menurunkan mobilitasnya. Dilain pihak, selama pendesakan CO2 terlarut akan melepaskan diri dan mekarut kedalam minyak sehingga menurunkan viskositas minyak dan juga mengembangkan minyak
Dalam penelitian ini digunakan peralatan Core Flood TM-ITB hasil rancang bangun, dan sebagai variabel divariasikan 3 (tiga) kompisisi tingkat kejenuhan CO2 minyak. Kemudian dibandingkan pula terhadap injeksi air murni (waterflood).
Dari hasil penelitian ini diperoleh bahwa semakin tinggi tingkat kejenuhan CO2 didalam air akan semakin meningkatkan perolehan minyak. Apabila dibandingkan dengan injeksi air murni, Carbonated water floodng mampu meningkatkan perolehan minyak antara 5.46%, 13.55%, dan 24.07%, masing-masing untuk tingkat kejenuhan CO2 dalam air 24.22%, 48.42% dan 72.6%. kemudian berdasarkan sudut orientasi pendesakan care yaitu vertikal keatas (90o), miring (45o) dan horizontal dengan arah pendesakan minyak dari bawah, masing-masing memberikan perolehan minyak 68.33%, 62.19% dan 52.18% pada 0.82 PV injeksi dan komposisi fluda injeksi yang sama, sehingga menunjukan bahwa pendesakan akan lebih baik pada sudut orientasi yang semakin mengarah vertikal.
Free Signature Generator
Penambangan Hidrokarbon di Laut-Dalam, Frontier Terbaru Industri Perminyakan
Lapangan hidrokarbon West Seno di pinggiran Selat Makassar yang baru-baru ini telah berproduksi menandai babak baru eksplorasi dan eksploitasi perminyakan di Indonesia. Kenapa? Karena West Seno merupakan proyek laut-dalam (deepwater) pertama di Indonesia yang sudah berproduksi. Kedalaman laut (jarak dari permukaan air sampai ke dasar laut) di area tersebut berkisar 1000m. Di industri perminyakan, lebih dari 200m umumnya didefinisikan sebagai laut-dalam. Tulisan ini bermaksud untuk mengulas secara populer karakteristik dan tantangan memproduksi hidrokarbon (minyak bumi dan/atau gas alam) dari area laut-dalam tersebut.
Eksplorasi di laut-dalam dimulai pada akhir tahun 70-an di perairan Teluk Meksiko (Amerika Serikat), lepas pantai Brazil dan Afrika Barat. Selain di pinggiran Selat Makassar, di wilayah Australasia lainnya ada di lepas pantai Malaysia Timur dan Australia sebelah baratdaya. Berkembangnya penambangan laut-dalam ini dikarenakan dua faktor utama. Pertama, cadangan hidrokarbon dunia semakin menipis di daerah konvensional (daratan dan laut-dangkal) sementara permintaan selalu naik. Kedua, teknologinya terus berkembang dan makin dikuasai.
Karakteristik penambangan laut-dalam:
1. Biaya operasional yang lebih tinggi. Hampir semua aktivitas di atas rig lebih kompleks dan membutuhkan waktu yang lebih lama mengakibatkan ongkos sewa rig makin mahal (sewa rig untuk laut-dalam perharinya termasuk yang termahal).
2. Suhu air yang rendah, diperparah dengan gradien temperatur yang tak linear dan arus bawah laut. Di perairan tropis sekalipun, suhu air bisa mencapai sekitar 1-2 derC di kedalaman 1700m. Temperatur dingin dapat berefek ke:
A. Perubahan viskositas, densitas dan rheology fluida. Fluida ini bisa meliputi lumpur pemboran, campuran semen, fluida pengisi sumur ataupun fluida hidrokarbon itu sendiri.
B. Waktu yang dibutuhkan semen untuk mengering lebih lama. Semen umumnya didesain agar dapat mengeras secepat mungkin untuk menghindari intrusi gas ke dalam anular sumur dan juga mengurangi ongkos stand-by rig. Sumur tidak dapat diapa-apakan kalau semennya belum mengeras sempurna.C. Resiko hidrat-gas di sekitar permukaan dasar laut. Hidrat-gas terjadi karena efek tekanan tinggi dan suhu rendah, yang merupakan kondisi alami di dasar laut-dalam. Hidrat-gas yang bentuknya mirip es batu, berisi campuran air dan gas-alam, dapat menyumbat berbagai macam saluran, baik untuk produksi maupun untuk pengendalian sumur (well-control). Hidrat-gas juga dapat membuat dehidrasi semen dan lumpur pemboran. Untuk menghindarinya, yang praktis dilakukan adalah menambahkan garam atau glikol ke dalam lumpur. Cara lain, mensirkulasi lumpur atau memanasinya agar temperaturnya naik. Densitas lumpur juga bisa didesain serendah mungkin dalam batas aman untuk mengurangi tekanan hidrostatisnya.
C. Resiko hidrat-gas di sekitar permukaan dasar laut. Hidrat-gas terjadi karena efek tekanan tinggi dan suhu rendah, yang merupakan kondisi alami di dasar laut-dalam. Hidrat-gas yang bentuknya mirip es batu, berisi campuran air dan gas-alam, dapat menyumbat berbagai macam saluran, baik untuk produksi maupun untuk pengendalian sumur (well-control). Hidrat-gas juga dapat membuat dehidrasi semen dan lumpur pemboran. Untuk menghindarinya, yang praktis dilakukan adalah menambahkan garam atau glikol ke dalam lumpur. Cara lain, mensirkulasi lumpur atau memanasinya agar temperaturnya naik. Densitas lumpur juga bisa didesain serendah mungkin dalam batas aman untuk mengurangi tekanan hidrostatisnya.
D. Jika reservoarnya mengandung paraffin atau asphaltene, pada suhu rendah material ini dapat menjadi deposit solid dan dapat menyumbat atau mengganggu aliran fluida.
3. Margin tekanan reservoar (pore pressure) dan tekanan rekah (fracture pressure) umumnya tipis, sementara viskositas dan densitas lumpur malah naik akibat suhu dingin. Akibatnya sukar untuk menghindari larinya dan hilangnya fluida sumur ke dalam reservoar. Kondisi ini sering memaksa sumur didesain memakai casing (pipa tubular sumur) yang kompleks.
4. Bahaya shallow water/gas flow. Sering terjadi jika terdapat lapisan bebatuan yang masih labil pada kedalaman rendah dan berisi fluida (air atau gas) bertekanan tinggi. Suhu rendah menyebabkan semen konvensional akan memakan waktu yang lebih lama untuk mengeras. Pada saat fasa semen masih belum solid, air atau gas bertekanan tadi dapat masuk ke dalam anular sumur berisi semen lalu naik ke permukaan dasar laut. Jika ini terjadi, integrasi semen akan dikatakan gagal dan penyemenan remedial yang ongkosnya mahal harus dilakukan. Sebelum mulai menggali sumur, sering operator melakukan pekerjaan seismik di kedalaman rendah untuk mendeteksi kemungkinan adanya lapisan shallow water/gas tersebut. Juga sumur pendahuluan (pilot well) sering digali terlebih dahulu untuk mengumpulkan data-data reservoar di area tersebut. Selain itu, sekarang telah ditemukan sistem semen yang memakai ilmu chemistry canggih dan dapat menciptakan properti semen yang cocok untuk sumur laut-dalam. Walaupun pada suhu mendekati titik beku air, waktu mengerasnya semen dapat kita kontrol sesuai dengan yang diinginkan. Hasilnya, instrusi gas ke dalam anular dapat dicegah, waktu tunggu rig bisa dipercepat dan ongkos rigpun dapat ditekan.
5. Pengendalian sumur yang lebih sulit karena BOP (alat pencegah meledaknya sumur di permukaan/blow-out) terletak jauh di dasar laut dan properti lumpur yang berubah di suhu rendah. Lumpur merupakan salah satu komponen penting untuk pengendalian sumur. Kuantitas lumpur yang dipakai umumnya dalam jumlah besar, bisa lebih dari 4000 barrel (636m3), dan waktu sirkulasi sumur yang lama, menyebabkan lumpur harus dimonitor secara periodik agar masalah yang mungkin timbul dapat dideteksi dari awal. Dengan menganalisis properti lumpur dapat diprediksikan apa yang sedang atau akan terjadi di bawah sana. Berbagai sensor elektronik dan mekanik yang sangat akurat dipakai untuk mengambil data-data densitas, rheology, pH, konduktivitas, suhu lumpur dan lainnya secara real-time dan kontinyu.
6. Fasilitas produksi bawah-air yang harus tahan temperatur rendah dan tekanan hidrostatik air yang tinggi (bisa mencapai 5000psi atau 34.5MPa). Berbeda dengan laut-dangkal, umumnya kontur geografis permukaan dasar laut di daerah laut-dalam tidaklah datar, melainkan miring karena daerah ini merupakan batas paparan benua. Juga, sering kondisi permukaannya tidak stabil. Kedua hal ini mendorong diciptakannya fasilitas yang mengambang di dalam air, tidak duduk di atas permukaan dasar laut. Fasilitas yang harus reliabel dan kompleks ini mengakibatkan harganya sangat mahal. Umumnya juga sumur-sumur di laut-dalam terletak relatif jauh dari garis pantai atau jauh dari fasilitas pengumpulan hidrokarbon di darat. Untuk mengatasinya, sekarang sudah banyak dioperasikan fasilitas produksi yang mengapung di atas kapal atau platform (FPS-floating production systems dan EPS-early production systems). Dengan fasilitas ini, waktu pemrosesan hidrokarbon dapat dipersingkat dan minyak/gas dapat cepat bisa dijual. Uang yang diinvestasikan pun dapat lebih segera kembali.
Baru permulaan.
Selama 100-tahun sejarah penambangan hidrokarbon lepas pantai, sudah tak terhitung banyaknya perkembangan yang telah dicapai. Namun khusus di area laut-dalam tantangan yang sebenarnya barulah dimulai. Tingkat keberhasilan eksplorasi di laut-dalam naik dari 10% menjadi 30% sekarang. Sampai hari ini, laut-dalam telah menyumbang sebanyak 60milyar barrel (9.5 milyar m3) ke cadangan minyak dunia. Menurut estimasi, 95% dari area lautan yang potensial mengandung hidrokarbon tetapi belum dieksplorasi terletak di kedalaman lebih dari 1000m. Diperkirakan cadangannya mencapai angka 8-15 milyar barrel (1.3-2.4 milyar m3) minyak. Baru 25% dari cadangan laut-dalam tersebut yang telah/sedang dikembangkan dan hanya 5% yang sudah berproduksi.
Selama dekade terakhir, operator industri perminyakan berlomba-lomba membuat rekor di wilayah laut-dalam dengan mengaplikasikan berbagai teknologi canggih dan pengalaman. Semuanya sejalan dengan tujuan mencari dan memproduksi minyak dan gas untuk memenuhi kebutuhan peradaban manusia. Mengingat planet bumi sebagian besar permukaanya ditutupi lautan dan juga teknologi yang tidak pernah berhenti untuk berkembang, bolehlah kita tetap optimis bahwa minyak dan gas alam dunia akan masih terus ditemukan dan diproduksi sampai puluhan tahun ke depan. Laut-dalam telah menjadi frontier terbaru di kancah industri perminyakan, termasuk di Indonesia.
Penulis: Doddy Samperuru
Pemerhati teknologi perminyakan dan praktisi industri hulu perminyakan
Sumber : http://n-zafee.blog.friendster.com/
Free Signature Generator
Jumat, 17 April 2009
Reservoir Batu sarang
Ketika proses penimbunan ini berlangsung tentusaja banyak jenis batuan yang menimbunnya. Salah satu batuan yang nantinya akan menjadi batuan reservoir atau batuan sarang. Pada prinsipnya segala jenis batuan dapat menjadi batuan sarang, yang penting ada ruang pori-pori didalamnya. Batuan sarang ini dapat berupa batupasir, batugamping bahkan batuan volkanik.
Proses migrasi dan pemerangkapan
Minyak yang dihasilkan oleh batuan induk yang termatangkan ini tentusaja berupa minyak mentah. Walaupun berupa cairan, minyakbumi yang mentah ciri fisiknya berbeda dengan air. Dalam hal ini sifat fisik yang terpenting yaitu berat-jenis dan kekentalan. Ya, walaupun kekentalannya lebih tinggi dari air, namun berat jenis minyakbumi ini lebih kecil. Sehingga harus mengikuti hukum Archimides. Inget kan si jenius yang menurut hikayat lari telanjang ? Sambil berteriak, “Eureka .. eureka !!”. Demikianlah juga dengan minyak yang memiliki BJ lebih rendah dari air ini akhirnya akan cenderung ber”migrasi” keatas.
Ketika minyak tertahan oleh sebuah bentuk batuan yang menyerupai mangkok terbalik, maka minyak ini akan tertangkap atau lebih sering disebut terperangkap dalam sebuah jebakan (trap).
Proses pematangan batuan induk (Source rock)
Untuk sedikit lebih canggih dalam memahami proses pembentukan migas, dongeng berikut ini menjelaskan hanya masalah pematangannya.
Seperti disebutkan diatas bahwa pematangan source rock (batuan induk) ini karena adanya proses pemanasan. Juga diketahui semakin dalam batuan induk akan semakin panas dan akhirnya menghasilkan minyak. Tentunya ada donk hubungan antara kedalaman dengan pematangan ? Ya tentusaja.
Proses pemasakan ini tergantung suhunya dan karena suhu ini tergantung dari besarnya gradien geothermalnya maka setiap daerah tidak sama tingkat kematangannya.
Daerah yang dingin adalah daerah yang gradien geothermalnya rendah, sedangkan daerah yang panas memiliki gradien geothermal tinggi.
Dalam gambar diatas ini terlihat bahwa minyak terbentuk pada suhu antara 50-180 derajat Celsius. Tetapi puncak atau kematangan terbagus akan tercapai bila suhunya mencapai 100 derajat Celsius. Ketika suhu terus bertambah karena cekungan itu semakin turun dalam yang juga diikuti penambahan batuan penimbun, maka suhu tinggi ini akan memasak karbon yang ada menjadi gas!
Free Signature Generator
Minyak bumi US $ 117 per barrel - mungkinkah solusinya "sumur tua" ?
Saat ini sedang ada “kekhawatiran” tingkat tinggi bahwa target APBN untuk “lifting” minyak di tahun 2008, tidak akan tercapai. Pada saat menyusun APBN 2008, “ibu Sri Mulyani sudah menyampaikan bahwa target 1,034 juta barrel di APBN 2008 jangan sampai jadi pepesan kosong”. Akhirnya DPR dan pemerintah menyetujui target 927.000 barrel minyak per hari. Tapi nampaknya pada Triwulan-1 2008, target lifting ini belum tercapai. Padahal Priyono, alumni ITB dari Geologi angkatan 1976 yang menjadi kepala BP Migas baru, juga mencanangkan dan menjanjikan untuk mengejar peningkatan target Lifting ini. Karena harga minyak bumi terus meroket diatas US $ 117 per barrel (20 April 2008), maka produksi minyak nasional menjadi sangat penting. Dengan kata lain, target lifting minyak harus terlampaui jika tidak ingin APBN terbebani.
Salah satu solusi yang ditawarkan pemerintah adalah mengembangkan kembali sumur-sumur tua. Untuk ini, pihak pemerintah telah merevisi Peraturan pemerintah tentang pengelolaan sumur-sumur tua. Dari 13.824 sumur tua di seluruh Indonesia, diharapkan 5000 sumur masih mampu memproduksi 5.000 s/d 12.000 barrel minyak per hari (Contoh foto sumur tua dari Liputan6.com).
Berikut beberapa artikel terkait contoh-contoh lokasi sumur tua minyak bumi, dan juga beberapa informasi lainnya:
* Daerah Blora Jawa tengah ada 511 sumur
* Daerah Musi Banyu Asin Sumatra Selatan ada 500 sumur
* Daerah Muba Sumatra Selatan ada 300 sumur
* Daerah Bojonegoro, Jawa timur yang menolak Peraturan Pemerintah no:1 tentang pengelolaan sumur tua
* Download Peraturan Pemerintah no:1 tahun 2008 tentang pengusahaan pertambangan Minyak pada sumur tua
* Permasalahan sumur tua selama ini dan contoh sumur tua diliput oleh Liputan 6 pada April 2007
* Pendapat dari Ikatan Ahli Teknik Migas Indonesia (IATMI) tentang peraturan baru Pemerintah
Free Signature Generator
Kamis, 16 April 2009
cadangan Indonesia
Purwokerto, Kompas - Untuk memperoleh cadangan minyak bumi baru, Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral kini tengah melakukan studi dan eksplorasi terhadap 22 cekungan di wilayah Indonesia Timur dan lingkungan laut dalam. Upaya ini kian mendesak, mengingat ketersediaan minyak bumi nasional tinggal sembilan miliar barrel atau hanya cukup untuk memenuhi kebutuhan kurang lebih tujuh tahun ke depan.
Demikian pernyataan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Purnomo Yusgiantoro, yang dibacakan Staf Ahli Menteri ESDM Suryantoro dalam acara Seminar Nasional III dan Kongres I Organisasi Profesi Praktisi Akuntansi Sumber Daya Alam dan Lingkungan di Baturaden, Jumat (12/12).
Dijelaskan, Indonesia memiliki 60 cekungan minyak bumi yang tersebar di berbagai pelosok Nusantara. Dari jumlah itu, baru 23 persen atau 14 cekungan yang sudah dieksplorasi dalam 30 tahun terakhir. Akibatnya, cadangan minyak bumi di 14 cekungan terkuras habis dan tinggal tersisa sembilan miliar barrel. Dengan laju produksi minyak 1,3 juta barrel per hari, jumlah itu hanya mencukupi kebutuhan bahan bakar beberapa tahun ke depan.
Hal senada diungkapkan Deputi Sumber Daya Alam dan Lingkungan Hidup sekaligus mantan Rektor Institut Teknologi Bandung (ITB), Lilik Hendrajaya. Ia mengatakan, tanda- tanda menipisnya cadangan minyak bumi nasional dapat dilihat dengan membandingkan volume ekspor dengan impor. Tahun 2003 ini impor minyak bumi melebihi kuota ekspor.
Hendrajaya menjelaskan, situasi krisis energi ini diperburuk dengan tak dipersiapkannya teknologi pengolah energi selain minyak bumi. Tingkat ketergantungan terhadap minyak bumi sudah sangat tinggi, padahal cadangan minyak kian menipis.
Terlena
Menteri ESDM mengatakan, selama ini bangsa Indonesia seperti terlena dengan gambaran kekayaan alam nasional. Kekayaan alam itu akhirnya tidak termanfaatkan sebaik-baiknya. Selain itu, bangsa Indonesia telah memberlakukan manajemen yang kurang tepat, seperti eksploitasi intensif dan ketergantungan yang tinggi terhadap minyak bumi, sehingga sumber energi lain terabaikan.
Padahal, di sektor energi, Indonesia dikenal sebagai penghasil batu bara, sumber panas bumi, minyak, dan gas bumi. Potensi batu bara mencapai 39 miliar ton dan baru termanfaatkan lima persen. Sumber panas bumi 20.000 MW baru termanfaatkan satu persen. Cadangan gas bumi sekitar 178,1 triliun kaki kubik. Ketiganya cadangan energi jangka panjang. (ANA)
Sumber: http://www2.kompas.com/kompas-cetak/0312/13/ekonomi/741868.htm
Free Signature Generator
cadangan Indonesia
Purwokerto, Kompas - Untuk memperoleh cadangan minyak bumi baru, Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral kini tengah melakukan studi dan eksplorasi terhadap 22 cekungan di wilayah Indonesia Timur dan lingkungan laut dalam. Upaya ini kian mendesak, mengingat ketersediaan minyak bumi nasional tinggal sembilan miliar barrel atau hanya cukup untuk memenuhi kebutuhan kurang lebih tujuh tahun ke depan.
Demikian pernyataan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Purnomo Yusgiantoro, yang dibacakan Staf Ahli Menteri ESDM Suryantoro dalam acara Seminar Nasional III dan Kongres I Organisasi Profesi Praktisi Akuntansi Sumber Daya Alam dan Lingkungan di Baturaden, Jumat (12/12).
Dijelaskan, Indonesia memiliki 60 cekungan minyak bumi yang tersebar di berbagai pelosok Nusantara. Dari jumlah itu, baru 23 persen atau 14 cekungan yang sudah dieksplorasi dalam 30 tahun terakhir. Akibatnya, cadangan minyak bumi di 14 cekungan terkuras habis dan tinggal tersisa sembilan miliar barrel. Dengan laju produksi minyak 1,3 juta barrel per hari, jumlah itu hanya mencukupi kebutuhan bahan bakar beberapa tahun ke depan.
Hal senada diungkapkan Deputi Sumber Daya Alam dan Lingkungan Hidup sekaligus mantan Rektor Institut Teknologi Bandung (ITB), Lilik Hendrajaya. Ia mengatakan, tanda- tanda menipisnya cadangan minyak bumi nasional dapat dilihat dengan membandingkan volume ekspor dengan impor. Tahun 2003 ini impor minyak bumi melebihi kuota ekspor.
Hendrajaya menjelaskan, situasi krisis energi ini diperburuk dengan tak dipersiapkannya teknologi pengolah energi selain minyak bumi. Tingkat ketergantungan terhadap minyak bumi sudah sangat tinggi, padahal cadangan minyak kian menipis.
Terlena
Menteri ESDM mengatakan, selama ini bangsa Indonesia seperti terlena dengan gambaran kekayaan alam nasional. Kekayaan alam itu akhirnya tidak termanfaatkan sebaik-baiknya. Selain itu, bangsa Indonesia telah memberlakukan manajemen yang kurang tepat, seperti eksploitasi intensif dan ketergantungan yang tinggi terhadap minyak bumi, sehingga sumber energi lain terabaikan.
Padahal, di sektor energi, Indonesia dikenal sebagai penghasil batu bara, sumber panas bumi, minyak, dan gas bumi. Potensi batu bara mencapai 39 miliar ton dan baru termanfaatkan lima persen. Sumber panas bumi 20.000 MW baru termanfaatkan satu persen. Cadangan gas bumi sekitar 178,1 triliun kaki kubik. Ketiganya cadangan energi jangka panjang. (ANA)
Sumber: http://www2.kompas.com/kompas-cetak/0312/13/ekonomi/741868.htm
Free Signature Generator
