ALUMNI TEKNIK PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG (ATM-ITB) PENGELOLAAN BLOK MAHAKAM SETELAH KONTRAK 50 TAHUN BERAKHIR

ALUMNI TEKNIK PERMINYAKAN – INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG (ATM-ITB)

PENGELOLAAN BLOK MAHAKAM SETELAH KONTRAK 50 TAHUN BERAKHIR

Presented by: Hadi Ismoyo (Ketua ATM-ITB) Diskusi Kamis-an IA-ITB, Hang Lekiu, Jakarta 14 March 2013


Contents I. Pendahuluan II. General Information III. Production & Reserves IV. South Mahakam Lead & Prospect V. Investment VI. Legal Aspect VII. Opsi-opsi Penyelesaian



Key Messages 1) Kontrak Blok Mahakam akan berakhir tahun 2017 dan harus dikembalikan kepada negara.

2) Resiko pengelolaan Blok Mahakam adalah kecil sehingga bentuk kontrak setelah 2017 tidak usah menggunakan PSC tapi bisa digunakan Sevice Contract atau kontrak lain yang menguntungkan negara. 3) Pertamina atau Perusahaan Negara lainnya telah mampu untuk mengelola lapangan Block Mahakam sehingga keuntungan negara bisa dimaksimalkan.


I. Pendahuluan a) Blok Mahakam dioperasikan oleh Total E&P Indonesia (TEPI) dan terletak di wilayah provinsi Kalimantan Timur (Penemuan Blok Migas terbesar di Indonesia sejak tahun 1970). b) Minyak mulai diproduksikan dari Lapangan Bekapai dan Lapangan Handil tahun 1974. Produksi puncak (peak production) sebesar 230,000 BOPD dicapai sekitar tahun 1977 bertepatan dengan start up LNG Bontang.

c)

Lapangan lain yang dikembangkan: Lapangan Tambora dan Lapangan Tunu pada tahun 1989 dan 1990.

d) Produksi mencapai angka spectakuler ketika Lapangan Peciko masuk East Kalimantan Gas System tahun 1990, sekaligus menobatkan TEPI sebagai produsen gas terbesar di Indonesia e) Lapangan Sisi dan Lapangan Nubi mulai berproduksi tahun 2007. f)

Tahun 2011, laju produksi gas dari blok tersebut sekitar 2,5 BSCFD dan 92,000 BOPD minyak dan kondensat (akan mengalami penurunan secara alaminah (natural decline) sampai level 1,60 BSCFD dan 67,000 BOPD saat ini. Pada tahun 2017, diperkirakan akan mencapai level 1,05 BSCFD dan 29,000 BOPD dengan asumsi laju penurunan secara alamiah untuk gas sebesar 8% per tahun dan untuk minyak sebesar 15% per tahun.


I. Pendahuluan (cont’d) g) Kontribusi terbesar dari blok ini adalah Lapangan Bekapai, Handil, Tambora, Tunu, Peciko, Sisi dan Nubi. Total mulai masuk dalam East Kalimantan Gas System sejak Tahun 1982. Gas dari lapangan - lapangan tersebut dikirim ke LNG Bontang (Trains A-H) dengan kapasitas 22.3 juta ton per tahun (million tonnes per annum/MTPA) dan konsumen lainnya seperti Kaltim Fertilizer Plant (KFP), Kaltim Methanol Indonesia (KMI) dan Kaltim Pasific Amonia (KPA).

h) Sejauh ini cukup sulit memperkirakan kumulatif produksi dan cadangan dari Blok Mahakam karena terdapat hampir 550 lapisan (multilayer reservoir lenses and compartmentalization) dengan kedalaman lapisan yang sangat variatif dari 300 sampai 3000 meter. Diperkirakan kumulatif produksi sampai tahun 2011 mencapai 14.5 TCF gas dan 1.4 milyar barrel minyak. Dapat diperkirakan sisa cadangan gas sekitar 8.17 TCF (P12) dan minyak 236.4 MMBO (P12). i)

Sampai saat ini TEPI dan Inpex telah melakukan investasi sekitar USD 27 Billion terdiri atas Capex dan Opex, dan akan menambah USD 6,75 Billion sampai kontrak berakhir. Berikut aset migas berupa sumur dan fasilitas produksi yang telah tersedia di Blok Mahakam: - 800 Producing Wells, - 3,000 MMSCFD Gas Processing Facilities - 1200 KM Pipeline, - 39 Gas Turbine, - 20 Offshore Production Platform, - 39 GTSs


I. Pendahuluan (cont’d) j)

Terdapat sekitar 2000 profesional dan pekerja dibidang migas yang sebagian besar adalah karyawan nasional dengan berbagai bidang keahlian, antara lain subsurface, drilling, facilities engineering dan lain - lain.

k)

Setelah memperoleh perpanjangan kedua pada Tahun 1991, maka kontrak akan berakhir pada tahun 2017. TEPI mengajukan perpanjangan kontrak yang ketiga.


II. General Information a) Bekapai Field - 100 district reservoir, Depth ranging from 1300 meters to 2500 meters. b) Handil Field - 550 HC structure stacked and compartmentalized. - Reservoir Depth ranging from 230 meters to 3000 meter. c) Tambora dan Tunu Fields - 2 giant field, Stacked and compartmentalized, Rapid reservoir declined pressure. - To maximize RF of wells at LWHP, Tunu Phase 11 Project was installed Low Compression Facilities. - South and North of Field with Total 1050 MMSCFD. This project start up 2009 allowing production configuration MP and LP simultaneously.


II. General Information (Cont’d) d) Peciko Field - 300 km2 in water depth 30-50 meter offshore. - Geologically complex with gas trapping both structural and stratigraphically. - Series of very fine - to medium grained sand distributed through shale siltsone deposits. - Main reservoir is located 2100 - 3900 meters. - Since the start up, two trains gas compressions has been added, 2 x 450 MMSCFD. e) Sisi dan Nubi Field - Two offshore gas field discovery at 1986, Multilayer of poorly consolidated sand. - Comprehensive evaluation was undertaken with a total of 19 exploration and delineation well drilled. - Need an advance drilling strategies, Reservoir Depth N/A.


III. Production & Reserves a) Bekapai Field - Discovery - Initial Production - Gas Average Production - Tahun 2009 - Cumulative Oil and Condensat (Np) per 1 Januari 2011 - Cumulative Gas (Gp) per 1 Januari 2011

: 1972 : 30 000 BOPD : 26 MMSCFD : Produksi 1300 BOPD, 20 MMSCFD : 200,8 MMSTB : 310 BSCF

b) Handil Field - Discovery - On stream - Peak on Production - Peak Production Handil dan Bakapai - EUR - Cumulative Oil and Condensat (Np) per 1 Januari 2011 - Average Gas Production - Gas Production @ 2009 - Cumulative Gas per 1 Januari 2011

: March 1974 : 15 months later : 1977 at 200 000 BOPD : 230 000 BOPD : 2091 BSCF : 886,4 MMSTB : 160 MMSCFD : 100 MMSCFD : 1710 BSCF


III. Production & Reserves (Cont’d) c) Senipah Terminal (Bukan Lapangan) - Start Operations - Decline - Reach Production - Decline - Estimate Cumulative Oil @ 2005 - Estimate Cumulative Oil @ 2012 - At the time current processing capacity - Gas export from Total

: 1976 at capacity 230 000 BOPD. : to 180 000 BOPD at 1996. : 1,0 billion barrel on 1996. : to 124 000 BOPD at 2005 : 1,443 billion barrel + condensate : 1,616 billion barrel. : 40 000 barrel condensate per day : start 1982 to Bontang LNG.

d) Peciko Field - Gas on-stream on - Kapasitas Produksi - EUR - Cum. Oil and Condensat (Np) per 1 Jan 2011 - Cumulative Gas per 1 Januari 2011 - Estimate Current Production

: Dec 1999 : 2x450 MMSCFD, assume initial prod 900 MMSCFD. : 5,6 TCF : 90,8 MMSTB : 3609 BSCF : 255 MMSCFD with 8% decline rate after 2005


III. Production & Reserves (cont’d) e) Tambora & Tunu Fields - Discovery - Production Start Up at Tambora - Start Up of Tunu - Processing Capasity - Phase II Development - Tunu Phase 11 Project start up

: 1974 : 1989 : 1990 : 350 MMSCFD : 1993 menambah kapasitas menjadi 900 MMSCFD : 2009 dengan penambahan kapasitas Northern Field 605 MMSCFD dan Southern Field 445 MMSCFD

- Tambora EUR - Cumulative Oil and Condensat (Np) per 1 Januari 2011 - Cumulative Gas per 1 Januari 2011

: 1,3TCF : 37,9 MMSTB : 1087 BSCF

- Tunu EUR - Cumulative Oil and Condensat (Np) per 1 Januari 2011 - Cumulative Gas per 1 Januari 2011

: 11.5 TCF : 240 MMSTB : 7672 BSCF


III. Production & Reserves (cont’d) f)

Sisi & Nubi Fields - Start up - Production capacity - EUR - Cumulative Oil and Condensat (Np) per 1 Januari 2011 - Cumulative Gas per 1 Januari 2011

g) Up to 2011, For Mahakam Block - Cumulative Oil and Condensat (Np)

: November 2007 : 450 MMSCFD : 1,025 TCF : 7,6 MMSTB : 217 BSCF

: 1.463,2 MMSTB

- Cumulative Gas

: 14.503,7 BSCF

- Sisa Cadangan Minyak

: P1 = ±137,74 MMSTB : P2 = ±98,66 MMSTB

- Sisa Cadangan Gas

: P1 = ±5,43 TCF : P2 = ±2,74 TCF


IV. South Mahakam Lead & Prospect "Seismic imaging technique identify greater potential HC"

V. Investment  Cumulative sampai Q1-2012 adalah US$ 27 Billion: - Cumulative Capex adalah US$ 16 Billion - Cumulative Opex adalah US$ 11 Billion  Komitmen Invesment sampai kontrak berakhir adalah US$ 6,75 Billion


VI. Legal Aspect Berikut ini Peraturan Pemerintah No. 35 Tahun 2004, Pasal 28 Ayat 9 dan 10: 9) PT. Pertamina (Persero) dapat mengajukan permohonan kepada Menteri untuk Wilayah Kerja yang habis jangka waktu kontraknya. 10) Menteri dapat menyetujui permohonan sebagaiman dimaksud ayat 9, dengan mempertimbangkan program kerja, kemampuan teknis, dan keuangan PT. Pertamina (Persero) sepanjang saham saham PT. Pertamina (Persero) 100% (seratus per seratus) dimiliki oleh Negara dan hal-hallain yang berkaitan dengan Kontrak Kerja Sama yang bersangkutan. Jadi bukan Menteri yang memberikan maklumat tetapi Petamina yang harus mengajukan jika ingin menggunakan privilege ini. Jika Pertamina siap, tidak ada alasan Pemerintah untuk menolak. Sedangkan Total dan Inpex (kontraktor) telah melaksanakan permohonan perpanjangan sesuai pasal 28 ayat 3 dan 5: 3) Kontraktor melalui Badan Pelaksana mengajukan permohonan perpanjangan Kontrak Kerja Sama sebagaimana dimaksud ayat 1 kepada Menteri.

5) Permohonan perpanjangan Kontrak Kerja Sama sebagaimana dimaksud ayat 3 dapat disampaikan paling cepat 10 (sepuluh) tahun dan paling lambat 2 (dua) tahun sebelum Kontrak Kerja Sama berakhir.


VII. Opsi-opsi Penyelesaian Dasar – dasar penyelesaian harus mempertimbangkan : 1. Legal aspek 2. Kesinambungan produksi (Lifting) 3. Revenue untuk negara 4. Niat untuk membangun indrustri migas nasional


VII. Opsi-opsi Penyelesaian (cont’d) OPSI #1: 100% diserahkan ke Pertamina pada Tahun 2017

No

Parameter

Pertamina

1

Working Interest

100%

Sesuai dengan semangat PP No. 35 Tahun 2004

2

Profit Split PSC Term

Oil : 85% / 15%, Gas : 65% /35%

Split bisa diubah sesuai dengan kemampuan Pemerintah, termasuk Opsi : 90% / 10%

3

Masa Transisi

4

Strong Point

5

Weakness

BUMD

Total / INPEX

Remark

Tidak ada masa transisi Memaksimalkan Pendapatan Negara

Memperkuat Industri Migas Nasional

 Akan mendapat  Ada keraguan terhadap tantangan dari Pemda Produksi decline bisa diatasi kemampuan Pertamina Kemungkinan Total terkait PI dengan memanfaatkan  Sebagian orang akan kecewa dan tidak  Belum ada regulasi seluruh potensi nasional berpendapat produksi mau investasi lagi tentang PI terhadap blok employee yang ada di Total akan decline extension


VII. Opsi-opsi Penyelesaian (cont’d) OPSI #2: Partnership antara Pertamina , Total / INPEX dan BUMD

No

1

Parameter

Pertamina

BUMD

Working Interest

60%

2


Oil : 85% / 15%, Gas : 65% /35%

3

Masa Transisi

4

Strong Point

Kesinambungan produksi BUMD akan menyambut cukup terjamin baik opsi ini

Weakness

BUMD harus diarahkan Mungkin ada pihak-pihak untuk tidak masyarakat yang masih diperjualbelikan, belum puas dianjurkan berkolaborasi dengan Pertamina

5

10%

Total / INPEX

Remark

15% / 15%

Pertamina bisa menjadi investor BUMD untuk memaksimalkan pendapatan negara  Partner mendapatkannya melalui skema B2B Split bisa diubah sesuai dengan kemampuan Pemerintah, termasuk Opsi : 90% / 10% Tidak ada masa transisi Memanfaatkan nasional employee yang ada di Total

Belum tentu Total bersedia dengan porsi tersebut


VII. Opsi-opsi Penyelesaian (cont’d) OPSI #3: Pertamina , Total / INPEX dan BUMD versi Pemerintah

No

1

Parameter

Pertamina

Working Interest

40%

2


Oil : 85% / 15%, Gas : 65% /35%

3

Masa Transisi

4

Strong Point

5

Weakness

BUMD

10%

Total / INPEX

Remark

25% / 25%

Pemerintah perlu menjelaskan apakah 50% yang diterima Total dan INPEX tersebut gratis atau B to B Split bisa diubah sesuai dengan kemampuan Pemerintah, termasuk Opsi : 90% / 10%

Total sebagai operator sampai tahun 2022 BUMD akan menyambut baik opsi ini Mungkin ada pihak-pihak BUMD harus diarahkan masyarakat yang masih untuk tidak belum puas diperjualbelikan,  Mengkerdilkan industri dianjurkan berkolaborasi migas nasional dengan Pertamina

Masa transisi 5 tahun

Kesinambungan produksi sangat terjamin Kemungkinan selama 5 tahun cadangan akan diproduksikan besar-besaran untuk mempertahankan target


Thank You

ALUMNI TEKNIK PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG (ATM-ITB) PENGELOLAAN BLOK MAHAKAM SETELAH KONTRAK 50 TAHUN BERAKHIR

Recommend Documents