5

Universitas Islam Riau

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Penentuan Cadangan

Cadangan dapat didefinisikan sebagai perkiraan jumlah minyak mentah, gas

alam, gas kondensat, fasa cair yang diperoleh dari gas alam, dan material lainnya

(misalnya sulfur), yang dianggap bernilai komersial untuk diambil dari akumulasi di

dalam reservoir menggunakan teknologi yang ada pada suatu saat dalam keadaan

ekonomi dan dengan peraturan pemerintah yang berlaku pada saat yang sama. Salah

satu metode yang dapat digunakan untuk menghitung cadangan minyak (OOIP) dan

cadangan gas (OGIP) dengan menggunakan persamaan volumetrik. Metode ini

digunakan jika terdapat data geologi, data log, dan data core dengan persamaan

sebagai berikut (Permadi, A.K., 2004):

1. Original Oil In Place (OOIP), jumlah total minyak mula-mula yang

terdapat didalam suatu reservoir sebelum reservoir tersebut diproduksikan

dengan persamaan:

STB ………………………………..………..…… (1)

2. Original Gas In Place (OGIP), jumlah total gas mula-mula yang terdapat

didalam suatu reservoir sebelum reservoir tersebut diproduksikan dengan

persamaan:

SCF ………………………………..………..…… (2)

2.2 Kerja Ulang Sumur (Workover)

Kerja ulang sumur adalah suatu kegiatan untuk meningkatan produktivitas

dengan cara memperbaiki problem atau memperbaiki kerusakan sumur sehingga

diperoleh kembali laju produktivitas yang optimum. Sebelum melakukan suatu

operasi kerja ulang sumur, ada beberapa faktor yang harus dipertimbangkan, yaitu:

6

Universitas Islam Riau

1. Harus diyakini benar bahwa cadangan minyaknya masih cukup besar

sehingga untuk tujuan pengurasan reservoirnya perlu mengadakan

rehabilitasi sumur-sumur produksi tersebut.

2. Masih belum tercapainya laju produksi optimum, sehingga perlu diselidiki

faktor-faktor penyebabnya agar dapat ditentukan jenis operasi kerja

ulangnya.

3. Terproduksinya material yang tidak diinginkan, produksi air dan atau gas

yang berlebihan sehingga menyebabkan rusaknya peralatan dan

perlengkapan lainnya.

Workover memiliki beberapa kegiatan, salah satunya adalah metode water shut-

off (WSO).

2.3 Water Shut Off (WSO)

Salah satu kerja ulang sumur, yaitu water shut off merupakan bentuk kerja

ulang sumur di suatu sumur produksi dengan tujuan meminimalkan jumlah air yang

akan diproduksikan dengan meminimalkan kehilangan produksi minyak. Semakin

banyak jumlah air yang diproduksikan ke permukaan maka semakin banyak usaha

dan biaya yang dikeluarkan untuk mengelolanya (Noordin, F. M, et al. 2009).

WSO merupakan penutupan interval perforasi pada zona yang dianggap tidak

lagi produktif yang disebabkan kenaikan water oil contact. Beberapa cara yang

dilakukan yaitu dengan pemasangan packer, serta melakukan squeeze cementing.

Operasi ini dilakukan pada zona–zona yang kadar airnya tinggi (high water cut) yang

disebabkan oleh masalah reservoir seperti water coning, water fingering, kerusakan

mekanisme lubang sumur seperti kerusakan bonding cement dan kebocoran pada

casing atau packer (Noordin, F. M, et al. 2009).

2.3.1 Metode Kerja Ulang Water Shut Off

Adapun cara atau metode dari kerja ulang ini bisa dikategorikan menjadi tiga:

mechanical, cementing, dan chemical (Guowen, 2017).

7

Universitas Islam Riau

a. Mechanical

Metode mechanical yaitu teknik pengisolasian suatu zona yang telah wet dan

tidak ekonomis lagi untuk diproduksikan dengan menggunakan packer. Teknik ini

efektif dan biasa dipergunakan pada jenis komplesi sumur cased hole. Adapun jenis

packer yang digunakan adalah lockset packer (LSP), cup packer assembly (CPA),

casing iron bridge plug (CIBP), dan sebagainya. Pada metode ini tidak bisa dilakukan

untuk sumur dengan temperatur yang tinggi (Team Oil, 2012).

Gambar 2.1 Pengisolasian Zona dengan Bridge Plug

(Team Oil, 2012).

b. Cementing

Metode cementing adalah teknik pengisolasian atau memblok suatu zona yang

tidak dikehendaki (zona air) dengan menggunakan semen. Teknik ini dapat

digunakan di cased hole dan open hole (Team Oil, 2002).

8

Universitas Islam Riau

Gambar 2.2 Plugback dengan Semen (Team Oil, 2012).

2.4 Penggunaan Packer

Packer berasal dari kata “PACK” yang artinya membungkus. Tetapi yang

dimaksudkan di sini adalah memisahkan atau mengisolasi. Packer merupakan suatu

alat mekanis yang ditempatkan di dalam sumur untuk memisahkan atau mengisolasi

zona atau interval yang tidak ekonomis atau packer dapat didefinisikan sebagai

peralatan bawah permukaan yang digunakan untuk menyekat antara tubing dan

casing, serta mencegah aliran vertikal di sepanjang annulus casing tubing di atas zona

produksi (Heriot, 1999). Dalam industri perminyakan dan gas bumi berarti bahan atau

alat yang di set untuk menciptakan kondisi pembatas (sealing) antara tubing dengan

casing, atau drill pipe dengan casing (Baker Oil, 1981).

2.4.1 Fungsi Packer

Adapun fungsi dari packer yaitu sebagai berikut:

1. Memisahkan atau mengisolasi zona–zona pada interval (perforasi)

tertentu.

9

Universitas Islam Riau

2. Mempertahankan fluida reservoir dan menjaga tekanan casing.

3. Membungkus lubang perforasi selama squeeze cementing.

4. Mengisolasi casing atau liner yang bocor.

5. Menutup secara sementara satu interval dengan interval lain yang sedang

di produksi.

6. Untuk melakukan multiple completion pada suatu sumur.

2.4.2 Jenis – Jenis Packer Secara Umum

Packer merupakan salah satu peralatan produksi yang diperlukan pada sumur

produksi, di mana pada saat pemasangan di pengaruhi oleh tekanan fluida reservoir

dan temperatur yang berada di dalam atau di luar pipa produksi yang dapat

berpengaruh terhadap rangkaian pipa produksi, khususnya packer. Tekanan yang

terjadi pada pemasangan packer dapat mengakibatkan karet–karet (seal) dan

memperkuat kedudukan antara tubing produksi dengan dinding pipa selubung.

Terdapat dua jenis packer yang dapat digunakaan untuk melakukan

penyelesaian dan kerja ulang sumur serta dapat digunakan pada metode WSO untuk

menutup zona yang memiliki produksi air yang tinggi (high water cut) (Heriot, 1999).

Dapat diklasifikasikan sebagai berikut:

a. Drillable Packer (Permanent Packer)

Drillable packer adalah packer yang tetap, dengan kata lain packer tidak bisa

digeser ke atas maupun ke bawah, jika packer tersebut telah ditempatkan di lubang

sumur dan harus di bor untuk mengeluarkannya atau melepaskannya (Slagle, 1968).

Packer ini dimasukkan kedalam sumur dengan wireline atau dengan tubing. Tubing

dapat dilepas atau ditarik dari packer dan meninggalkan packer di casing, kemudian

tubing dapat diturunkan kembali dan bersatu dengan packer. Permanent Packer

disebut juga dengan Production Packer. Production Packer berfungsi untuk

menyekat annulus tubing dengan casing pada zona produktif. Production Packer

setelah dirangkaikan dengan tubing, kemudian dimasukkan ke dalam lubang sumur

sampai ke formasi produktif.

10

Universitas Islam Riau

Terdapat tiga macam proses pada saat pengesetan permanen packer (Heriot,

1999) yaitu:

1. Pada tipe wireline packer, pemasangan packer dilakukan dengan wireline

unit, dimana dengan memasukkan wireline tool akan memasang packer

dalam casing produksi.

2. Pada tipe tubing set packer, pemasangan pada rangkaian pipa tubing dapat

dilakukan dengan putaran dan pergerakan tubing.

3. Pada tipe hydraulic set packer, pemasangan dilakukan secara hidrolik atau

dengan memberikan tekanan fluida.

Fungsi dari Permanent Packer adalah:

1. Untuk menahan tekanan fluida yang lebih besar dari tekanan sebesar

10.000 Psi dan temperatur sebesar 300F.

2. Dapat dipergunakan pada rangkaian pipa produksi pada sumur dangkal

dan permanen packer dilapisi dengan bahan anti korosi.

Jenis dari packer ini adalah:

1. Packer CIBP (Case Iron Bridge Plug)

Merupakan jenis packer yang tidak dapat dibuka atau diambil kembali tetapi

harus dihancurkan dengan operasi penggilingan (milling) atau dengan cara dibor

(drillable).

Keuntungan dari packer CIBP adalah:

a. Di rekomendasi untuk temperatur dan tekanan tinggi (10.000 psi dan

300°F).

b. Direkomendasi untuk temporary dan permanent abandonment.

c. Lebih efisien.

d. Pada saat pemasangan, packer ini sangat tahan terhadap pergerakkan

kearah yang lainnya.

11

Universitas Islam Riau

Gambar 2.4 CIBP (Team Oil, 2012).

b. Retrievable Packer

Retrievable packer adalah packer yang mudah untuk dicabut atau digeser

kedudukannya. Prinsip dari packer ini adalah biasanya didudukan dan dilepaskan

kapan saja diinginkan (Heriot, 1999). Packer ini diturunkan bersamaan dengan

tubing. Setelah di set, packer ini dilepas atau diambil dari sumur bersamaan dengan

tubing. Salah satu jenis Retrievable Packer adalah Cup Packer Assembly (CPA).

1. Cup Packer Assembly

Cup packer assembly adalah suatu alat yang berfungsi untuk menyekat suatu

formasi yang sudah tidak produktif lagi. Keuntungan alat ini adalah lebih fleksibel

dan sangat efektif digunakan pada sumur yang berproduksi dari banyak lapisan

(comingle). Alat ini dapat menyekat zona yang tidak produktif secara selektif dan

mudah dibuka kembali jika memang diinginkan perubahan dari konfigurasinya.

Kelebihan dari cup packer adalah teknologi tepat guna yang sesuai dengan sumur

sumur minyak yang sudah bertekanan rendah.

12

Universitas Islam Riau

Gambar 2.5 Cup Packer (Team Oil, 2012).

2.5 Secondary Cementing

Secondary cementing yaitu proses penyemenan yang dilakukan untuk

menutup kembali zona produksi yang diperforasi ataupun memperbaiki proses

penyemenan pada saat primary cementing yang tidak berhasil (Rubiandini, 2010).

Secondary cementing dapat dibagi menjadi tiga bagian, yaitu: Squeeze Cementing,

Re-cementing dan Plug-back Cementing.

a. Squeeze Cementing

Squeeze cementing secara umum dideskripsikan sebagai proses memasukkan

bubur semen ke dalam lubang pada casing atau lubang belakang casing. Operasi ini

biasanya dilakukan selama proses pemboran dan komplesi suatu sumur, atau untuk

memperbaiki sumur pada waktu yang akan datang. Squeeze cementing dibutuhkan

untuk beberapa alasan, tetapi yang paling penting digunakan adalah untuk

memisahkan produksi zona hidrokarbon dari formasi-formasi yang memproduksi

fluida lain. Faktor kunci pada pekerjaan squeeze cementing adalah menempatkan

semen pada titik yang diinginkan atau titik yang dibutuhkan untuk mencapai tujuan

(Slagle, 1968).

13

Universitas Islam Riau

Squeeze cementing dilakukan untuk:

1. Menutup formasi yang sudah tidak lagi produktif

2. Menutup zona lost circulation

3. Memperbaiki kebocoran yang terjadi di casing

b. Re-cementing

Re-cementing dilakukan untuk menyempurnakan primary cementing yang

gagal dan untuk memperluas perlindungan casing di atas top semen.

c. Plug-back Cementing

Plug-back cementing dilakukan untuk:

1. Menutup atau meninggalkan sumur

2. Menutup zona air di bawah zona minyak agar water oil ratio berkurang

pada open hole completion.

2.5.1 Tujuan Squeeze Cementing

Squeeze cementing merupakan bagian terpenting dari pekerjaan ulang sumur

yang bertujuan untuk menutup lubang perforasi yang sudah ada dan untuk

memperbaiki bonding cement yang buruk (George, 1988). Volume bubur semen yang

digunakan biasanya jauh lebih kecil dibandingkan pada saat penyemenan primer.

Namun demikian tidak jarang pemakaian bubur semen yang mencapai beberapa kali

lipat dari perhitungan semula. Hal ini terjadi karena loss circulation misalnya.

Adapun tujuan utama dari squeeze cementing adalah sebagai berikut:

1. Memperbaiki primary cementing

2. Menurunkan water oil ratio, water gas ratio atau gas oil ratio

3. Memblok zona yang tidak diinginkan

4. Menutup formasi yang sudah tidak produktif lagi

5. Memperbaiki kebocoran yang terjadi di casing

2.5.2 Teknik-Teknik Squeeze Cementing

a. Brandenhead Squeeze

14

Universitas Islam Riau

Metode ini ialah menggunakan teknik penempatan bubur semen ke depan

lubang perforasi dengan memompakan bubur semen melalui rangkaian atau string.

Ujung rangkaian yang digunakan untuk memompakan bubur semen ini diletakkan

dibawah lubang perforasi yang paling dalam atau paling bawah (bottom perforation).

Setelah bubur semen ditempatkan di tempat yang direncanakan, rangkaian diangkat

atau dicabut sampai ujung rangkaian ini melewati lubang perforasi yang paling atas

(top perforation). Kemudian langkah selanjutnya melakukan penekanan bubur semen

kedalam lubang perforasi tadi sesuai dengan batasan-batasan tekanan yang telah

ditentukan atau dihitung sebelumnya. Sisa bubur semen yang masih didalam casing

bisa disirkulasikan keluar dari lubang atau dibiarkan tetap tinggal di dalam lubang,

dimana kemudian dilakukan pembersihan dengan cara dibor. Metode bradenhead

squeeze ini paling sering dipakai didalam operasi penyemenan. Dalam operasi

lapangan, metode penyemenan bradenhead lebih dikenal dengan nama open ended

squeeze.

Gambar 2.6 Bradenhead Squeeze (Nelson, 1990).

b. Packer Squeeze

Teknik penyemenan ini dilakukan dengan cara menggunakan packer yang

dapat diambil kembali (retrievable packer) atau bisa juga dengan menggunakan

sebuah semen retainer. Packer yang akan dipasang memisah interval yang akan di

squeeze dengan bagian casing diatasnya (Slagle, 1968). Dalam teknik squeeze ini

15

Universitas Islam Riau

bubur semen di tempatkan di dekat atau di sekitar lubang perforasi kemudian

diteruskan dengan pekerjaan squeeze baik dengan cara running squeeze maupun

dengan cara hesitation squeeze. Seandainya terjadinya problem di saat melakukan

squeeze di mana pekerjaan ini tidak dapat diteruskan, dengan menggunakan bubur

semen akan dapat disirkulasikan keluar dari lubang dengan melakukan sirkulasi

terbalik (reverse circulation) sebelum bubur semen tersebut mengeras (Nelson,

1990).

Packer squeeze biasanya dipakai bilamana:

a. Perkiraan tekanan squeeze akan melebihi kekuatan casing.

b. Casing sudah tua dan biasanya ada kebocoran diatas perforasi yang

akan di squeeze.

c. Terdapat perforasi atau casing bocor yang pernah diperbaiki diatas

perforasi yang akan di squeeze.

Gambar 2.7 Packer Squeeze (Nelson, 1990).

2.6 Sistem Kontrak Kerjasama Bagi Hasil Migas

Sistem Production Sharing Contract (PSC) merupakan pengganti dari sistem

Kontrak Karya (Contract of Work) yang tidak sesuai dengan amanat UUD 1945.

Manajemen perusahaan dan kegiatan operasi minyak dan gas bumi pada sistem PSC

berada di tangan Pemerintah.

16

Universitas Islam Riau

Pelaksanaan Kontrak Production Sharing antara pertamina dan kontraktor

adalah sebagai tindak lanjut dari pasal 12 Undang- undang No. 8 tahun 1971. Pada

kontrak Production sharing hak pengelolaan migas tetap berada di tangan pemerintah

walaupun pengusahaannya bisa dilakukan oleh kontraktor. Disini kontraktor

mengajukan usulan pengembangan lapangan untuk disetujui oleh pemerintah

(Widjajono, 2002).

Keuntungan adalah fungsi produksi (cadangan), harga biaya, dan pajak.

Pengetahuan tentang penentuan besaran-besaran tersebut wajib diketahui. Industri

migas adalah industri yang beresiko, pengetahuan untuk mengakomodasikan resiko

dalam perhitungan keuntungan juga perlu diketahui. Dalam perencanaan suatu

pekerjaan yang akan dilakukan terdapat beberapa hal yang harus dipertimbangakan

yaitu perencanaan pembiayaan, perkiraan produksi, serta perhitungan keuntungan

berdasarkan harga tertentu dan aturan perpajakan yang berlaku.

Diagram alir kontrak PSC Standar yang saat ini digunakan di Indonesia dapat

dilihat pada Gambar 2.8. Biaya - biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor, akan diganti

oleh Pemerintah, melalui cost recovery.

17

Universitas Islam Riau

Gambar 2.8 Diagram alir PSC generasi VI

(Lubiantara B, Ekonomi Migas Indonesia, 2012)

Indikator ekonomi akan menentukan seberapa cepat dan seberapa besarnya

keuntungan yang akan diperoleh dari suatu investasi yang akan ditanamkan.

Kemudian membandingkannya dengan alternatif investasi yang lain, sehingga didapat

gambaran apakah melanjutkan investasi atau mengalihkannya ke investasi yang lain

(Widjajono, 2002). Pada industri minyak dan gas bumi, ada beberapa indikator

ekonomi yang utama, yaitu:

a. NPV (Net Present Value)

Nilai tunai bersih yang diperkirakan akan diperoleh dari suatu investasi (Net

Cash Flow) selama proyk berlangsung, yaitu jumlah pendapatan dikurangi total biaya

selama proyek. Suatu proyek dikatakan menguntungkan jika nilai NPV yang

diperoleh adalah positif, jika nilai NPV suatu proyek adalah negative maka dapat

dikatakan proyek tersebut mengalami kerugian.

b. Cash Flow

Cash flow adalah gambaran aliran dana masuk (cash in flow) dan dana keluar

(cash out flow) pada periode waktu tertentu. Bentuk cash flow dapat berbentuk

sederhana dan dapat pula sangat komplek dengan perhitungan financial yang detail.

Net cash flow adalah aliran dana masuk (cash in flow atau cash received)

dikurangi aliran dana keluar (cash out flow atau cash expended) pada periode waktu

tertentu (Widjajono, 2002). Pengertian ini dapat ditulis dalam bentuk hubungan

matematika sebagai berikut:

Net cash flow = cash received – cash expended ……………….…………….……. (3)

c. MARR (Minimum Attractive Rate of Return)

MARR (Minimum Attractive Rate Of Return) adalah tingkat pengembalian

minimum yang diinginkan. MARR tergantung pada lingkungan, jenis kegiatan,

18

Universitas Islam Riau

tujuan dan kebijakan organisasi, dan tingkat risiko dari masing-masing proyek

(Widjajono, 2002).

MARR = Biaya modal + Profit Margin + risk premium ………………………….. (4)

d. ROR (Rate of Return)

Rate Of Return (ROR) adalah bunga yang membuat nilai saat ini dari

perolehan bersih sama dengan nilai saat ini dari investasi. Suatu proyek dianggap

layak apabila ROR lebih besar daripada cost of capital (bunga bank) atau MARR.

e. MARR (Minimum Attractive Rate of Return)

MARR (Minimum Attractive Rate Of Return) adalah tingkat pengembalian

minimum yang diinginkan. MARR tergantung pada lingkungan, jenis kegiatan,

tujuan dan kebijakan organisasi, dan tingkat risiko dari masing-masing proyek.

MARR = Biaya modal + Profit Margin + risk premium ................................. …….(5)

f. POT (Pay Out Time)

Pay Out Time adalah suatu periode yang diperlukan untuk dapat menutup

kembali pengeluaran investasi dengan menggunakan aliran kas netto (net cashflow).

Net cash flow adalah jumlah uang yang masuk dikurangi uang keluar, net cashflow

negatif artinya defisit (cash-out lebih besar dari cash-in). Dengan demikian pay out

time dari suatu investasi menggambarkan panjangnya waktu yang diperlukan agar

dana yang tertanam pada suatu investasi dapat diperoleh kembali seluruhnya (Larry,

2010).

2.6.1 Istilah- Istilah Keekonomian

Pada prinsipnya perhitungan keekonomian eksplorasi dan produksi sumber

daya migas tergantung pada:

a. Profil produksi migas yang akan dihasilkan.

b. Biaya yang telah atau akan dikeluarkan.

c. Harga migas per satuan volume.

19

Universitas Islam Riau

d. Sistem perhitungan keekonomian yang dipakai.

Penerimaan pemerintah hanya dipungut pemerintah apabila revenue

(pendapatan) melebihi recovery (pengembalian dari biaya). Recovery ditentukan

berdasarkan besaran yang paling kecil antara revenue dan cost recovery. Istilah –

istilah keekonomian migas adalah:

a. Cost Recovery

Cost recovery adalah jumlah dari non-capital (NC), depresiasi capital (D),

operating cost (OC) dan unrecovery cost (UC) tahun sebelumnya. Cost recovery

dapat diperoleh kembali dengan mengambil bagian dari gross revenue maka

kekurangan tersebut dapat diambil dari gross revenue tahun berikutnya. Kekurangan

ini disebut unrecovery cost.

CR = NC + D + OC + UC …………………….......................................……….. (6)

Cost recovery adalah pengeluaran kontraktor yang dikembalikan kepada

kontraktor apabila wilayah kerja telah dinyatakan komersial. Apabila tidak komersial,

cost recovery ini menjadi tanggungan dan resiko kontraktor.

b. Operating Cost

Operating cost adalah biaya operasi harian dan biaya perawatan yang

dikeluarkan untuk memproduksi dan menjaga kelangsungan operasinya.

c. Investasi

Investasi merupakan besarnya biaya / modal yang ditanamkan dalam suatu

proyek. Investasi atau penanaman modal dilakukan dengan suatu alasan untuk

meningkatkan aktiva bagi perusahaan.

d. Capital Cost

Capital cost adalah nilai uang (biaya) dari suatu modal yang berwujud

(tangible), meliputi bangunan-bangunan, peralatan pemboran produksi, mesin-mesin,

fasilitas produksi, konstruksi dan alat transportasi yang mengalami depresiasi nilai

karena waktu pemakaian.

20

Universitas Islam Riau

e. Non-Capital Cost

Non capital cost merupakan biaya yang terjadi pada operasi selama tahun

berjalan yang terdiri dari biaya operasi tahun berjalan, termasuk didalamnya adalah

biaya untuk memperoleh hak pengelolaan operasi perminyakan, biaya pekerja,

material, survey seismic dan biaya tak berwujud.

f. Depresiasi

Depresiasi adalah penurunan nilai fisik barang dengan berlalunya waktu dan

penggunaan. Depresiasi dapat dianggap sebagai pengeluaran, tetapi dalam

perhitungan ekonomi yang dilakukan, depresiasi dimasukkan dalam cost recovery.

g. Domestic Market Obligation (DMO)

DMO merupakan kewajiban Kontraktor menyerahkan sebagian minyak yang

dihasilkan kepada Pemerintah untuk memenuhi kebutuhan BBM dalam negeri.