Proposal Menejemen Proyek Sumatera Selatan
-
Upload
achmad-fachruz-shomim -
Category
Documents
-
view
127 -
download
7
description
Transcript of Proposal Menejemen Proyek Sumatera Selatan
-
MANAJEMEN PROYEK UNTUK DAERAH CEKUNGAN
SUMATERA SELATAN
MANAJEMEN PROYEK
Disusun untuk memenuhi tugas mata kuliah manajemen proyek
Dosen Pengampu : M. Noor Alamsyah, M. Sc
Oleh :
Galih Amirul Husna (115090700111003)
Achmad Fakhrus Shomim 115090700111004)
Rhici Sulistyowati (11500700111006)
Septiandi Akhmad P. (11500700111012)
PROGRAM STUDI GEOFISIKA
JURUSAN FISIKA
FAKULTAS MATEMATIKA
DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM
UNIVERSITAS BRAWIJAYA
2014
-
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI ............................................................................................................ 1
BAB 1 ...................................................................................................................... 4
PENDAHULUAN .................................................................................................... 4
1.1 Latar Belakang............................................................................................ 4
1.2 Rumusan Masalah ....................................................................................... 5
1.3 Batasan Masalah ......................................................................................... 5
1.4 Tujuan Penelitian ........................................................................................ 5
1.5 Manfaat Penelitian ...................................................................................... 5
BAB II ...................................................................................................................... 6
TINJAUAN PUSTAKA............................................................................................ 6
2.1 GEOLOGI REGIONAL ............................................................................. 6
2.2 SEJARAH STRUKTURAL ........................................................................ 6
2.3 TINJAUAN STRATIGRAFI ...................................................................... 7
2.4 Petrolleum System .................................................................................... 10
BAB 3 .................................................................................................................... 18
METODOLOGI ...................................................................................................... 18
3.1 Data Lapangan dan Perangkat Lunak ........................................................ 18
3.2 Alur Kerja ................................................................................................. 23
3.3 Time Line ................................................................................................. 24
3.4 Cost Planning ........................................................................................... 25
3.5 Term and Condition .................................................................................. 28
BAB 4 .................................................................................................................... 30
PENUTUP .............................................................................................................. 30
DAFTAR PUSTAKA ............................................................................................. 31
-
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1. Skema kronostragirafi Cekungan Sumatera Selatan ............................... 12
Gambar 2. Kunci elemen Strkural CSS ................................................................... 13
Gambar 3. Pre-Tersier dan Tersier Awal kondisi batuan dasar Sumatera Selatan ..... 14
Gambar 4. Interpretasi paleogeografi Miosen Awal ................................................. 15
Gambar 5. Paleogeografi Miosen Awal (Formasi Batu Raja) .................................. 16
Gambar 6. Interpretasi paleogeorafi pada transgresi maksimum dalam awal Miosen
(Setara Formasi Batu Raja) dan Miosen Tengah (Formasi Gumai) da ekstensi penutup
regional efektif ........................................................................................................ 17
-
BAB 1
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Minyak dan gas bumi adalah sumber energi yang paling dibutuhkan di
dunia. Seiring meningkatnya kebutuhan bahan bakar untuk kehidupan sehari-hari,
pengembangan teknologi dan terutama untuk industri, menyebabkan konsumsi
minyak dan gas bumi turut meningkat. Sehubungan dengan peningkatan
kebutuhan bahan bakar tersebut, eksplorasi perlu dilakukan guna memenuhi
kebutuhan akan minyak dan gas bumi.
Metode geofisika yang sering digunakan untuk eksplorasi minyak dan gas
bumi adalah Seismik Refleksi. Metode Seismik Refleksi digunakan karena dapat
memberikan gambaran struktur bawah permukaan yang lebih akurat dan
mendekati struktur bawah permukaan yang sesungguhnya dibandingkan dengan
metode geofisika lainnya. Korelasi antara data seismik refleksi dan data sumur
(well log) perlu dilakukan agar diperoleh akurasi yang tinggi dengan cara Seismik
Inversi dan Seismik Atribut. Seismik Inversi dan Seismik Atribut digunakan untuk
mengetahui sebaran reservoir dan kandungan dalam reservoir.
Seismik Inversi adalah suatu teknik untuk membuat model bawah
permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai intput dan data sumur
sebagai kontrol. Seismik Atribut adalah salah metode untuk mendapatkan
informasi dari data seismik.
Cekungan Sumatra Selatan adalah salah satu lokasi yang terbukti
menghasilkan minyak dan gas bumi di Indonesia. Ginger (2005, dalam Adi 2012)
menyatakan bahwa masih terdapat cadangan minyak bumi sebesar 200-500
MMBO di cekungan Sumatra Selatan.
-
1.2 Rumusan Masalah
Rumusan masalah yang akan dibahas dalam penelitian ini adalah:
1. Bagaimana mengetahui sebaran reservoir dari data Seismik Inversi dan
Seismik Atribut?
2. Bagaimana melakukan karakterisasi reservoir menggunakan Seismik Inversi
dan Seismik Atribut?
3. Bagaimana perbandingan hasil antara Seismik Inversi dengan Seismik
Atribut?
1.3 Batasan Masalah
Batasan masalah dari penelitian ini adalah:
1. Penelitian ini dilakukan dengan software Hampson Russel dan Petrel 2008
dalam pengolahan data.
2. Daerah penelitian difokuskan pada Cekungan Sumatra Selatan
3. Sumur yang digunakan adalah sumur MP-A, MP-B dan MP-C
4. Atribut seismik yang digunakan adalah ....
1.4 Tujuan Penelitian
Tujuan dari penelitian ini adalah:
1. Mengetahui sebaran reservoir dengan menggunakan Seismik Inversi dan
Seismik Atribut
2. Mengetahui karakteristik reservoir menggunakan Seismik Inversi dan Seismik
Atribut
3. Mengetahui perbandingan hasil antara Seismik Inversi dengan Seismik
Atribut
1.5 Manfaat Penelitian
Dari penelitian ini diharapkan dapat memberikan banyak informasi tentang
sebaran reservoir di Cekungan Sumatra Selatan serta perbandingan hasil antara
Seismik Inversi dan Seismik Atribut.
-
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 GEOLOGI REGIONAL
Cekungan Sumatera Selatan diisi oleh campuran klastik, vulkaniklastik,
dan karbonat. Lima area dugaan utama yang diteliti ditemukan masing-masing
usianya. Area-area dugaan tersebut ditemukan pada: batuan dasar retak-retak Pre-
Tersier (pre-tertiary fractured basement), fluvio-deltaic sandstones Oligosen
hingga Miosen Awal (Formasi Talang Akar). Karbonat Miosen Awal (Formasi
Batu Raja) dan Miosen Awal (Formasi Gumai), dan Shallow marine sandstones
Miosen Tengah (Formasi air Benakat.
2.2 SEJARAH STRUKTURAL
Sejarah cekungan dapat dibagi ke dalam 3 megasekuen tektonik, yaitu Syn-
Rift Megasekuen (c.40 c.29 Ma), Post Rift Megasekuen (c.29 c.5 Ma), dan
Syn-Orogenic/Inversion Megasequence (c.5 Ma sekarang).
Pada Syn Rift Megasekuen ditandai oleh: Sebagai hasil subduksi
sepanjang Palung Sumatera Barat, kerak benua di area Sumatera Selatan mengalai
sebuah kejadian ekstensional utama dari Eosen hingga Oligosen Awal.
Ekstensional ini menghasilkan beberapa half-graben yang mana geometri dan arah
dipengaruhi oleh heterogenitas dari batuan dasar. Pada awalnya, ekstensional
muncul pada arah timur-barat menghasilkan sekuen horst dan graben utara-selatan.
Sumatera Selatan telah berotasi kira-kira 15 derajat arah jarum jam sejak Miosen
menurut Hall (1995) menghasilkan arah graben utara-barat laut selatan-barat daya
pada sekarang ini.
Pada Post Rift Megasekuen, pengangkatan terjadi kira-kira 29 Ma yang
lalu, bagaimanapun juga kerak benua yang lebih tipis di bawah Cekungan
Sumatera Selatan berlanjut dengan turunya kesetimbangan lithosperic thermal.
Pada bagian dari cekungan seperti Sub-Cekungan Palembang Tengah,
megasekuen ini mencapai ketebalan-ketebalan lebih dari 13.000 kaki. Kelajuan
subsiden yang tinggi dan tingginya muka air laut relatif pada long-lived
-
transgression dari cekungan yang mana mencapai ekstensi maksimum kira-kira 16
Ma yang lalu dengan pembanjiran (flooding) seluruh cekungan.
Pada Syn-Orogenic/Inversion Megasekuen, sebuah kejadian penyebaran
daerah pegunungan (orogenic), pegunungan Barisan, terbentuk melintasi Sumatara
Selatan dari 5 Ma hingga sekarang, meskipun ada beberapa bukti untuk
pengangkatan lokal terjadi paling awal pada 10 Ma (Chalik et al, 2004). Membujur
barat laut tenggara
2.3 TINJAUAN STRATIGRAFI
Sebuah skema kronostratigrafi, digunakan untuk mengatasi keterbatasan
perbedaan litostraigrafi nomenklatur yang digunakan oleh perusahaan yang
berbeda pada Cekungan Sumatera Selatan, yang ditujukan pada gambar 1.
Batuan Dasar berumur Sebelum dan Tersier Awal
Sebuah percampuran yang kompleks dari batuan beku, metamrf dan
sedimen yang membentuk batuan dasar pada Cekungan Sumatera Selatan telah
disederhanakan menjadi beberapa potongan kearah BL-TG yang bervariasi dalam
komposisi dan umur. (gambar3). Yang tertua batuan dasar yang terdeformasi
paling kecil, dianggap sebagai bagian Lempengmikro Malaka (Malacca
Microplate), yang menjadi dasar cekungan arah utara dan arah selatan. Pada dasar
Cekungan Sumatera Selatan terdapat Batuan Granit, vulkanik dan Metamorfik
yang terdeformasi secara kuat.
Eosen Akhir Hingga Oligosen Pertengahan (Formasi Lemat dan Lahat)
Deposisi pada Cekungan Sumatera Selatan dimulai selama Eosen hingga
Oligosen Awal (De Coster, 1974). Penampang pemboran terdriri dari Tuffasius,
Sekuen klastik kasar atau cucian granit (Anggota Kikim) yang secara baik
ditumpuk oleh serpih, batulanau, batupasir, dan batu bara diendapkan di
lingkungan Lakustrin dan Marginal Lakustrin (Anggota Benakat). Potongan
penampang memotong di margin graben dan pada intra-graben tinggi hingga
ketebalan 100m pada Selatan dan Sub-cekungan Palembang Tengah.
-
Oligosen Akhir Hingga Miosen Awal (Formasi Talang Akar)
Selama syn-rift akhir hingga post-rift awal fase penururnan suhu dari
evolusi tektonik Cekungan Sumatera Selatan, menyebarkan pengendapan fluviatil
dan deposisi deltaik yang terjadi melintasi cekungan. Sebuah tren dari
proximal braid-plain kaya akan-pasir hingga distal sabuk meander miskin-
akan pasir dan sedimen overbank bertepatan dengan sedimentasi sebagai
penurunan secara berkelanjutan.
Gambar 5 adalah diagram rangkuman yang menunjukkan distribusi
lingkungan pengendapan selama waktu Oligosen, sebanding dengan Formasi
Talang Akar Bawah. (Gambar 1).
Pada Miosen paling awal, kondisi fluviatil digantikan oleh deltaik, kondisi
laut marginal dan laut dangkal hingga dalam kebanyakan diakibatkan oleh
kejadian transgresif. Gambar 4 adalah diagram rangkuman yang menunjukkan
distribusi sabuk fasies pada waktu ini, sebanding dengan Formasi Talang Akar
Atas.
Miosen Awal (Formasi Batu Raja)
Transgresi laut dilanjutkan pada Miosen Awal dengan pengendapan serpih
laut yang lebih dalam mengisi diatas area graben, keadaan laut dangkal antar
cekungan tinggi dan banyak di sisi timur cekungan. Produksi karbonat
berkembang pada waktu ini dan sama-sama menghasilkan pengendapan
batugamping di platform pada tepi cekungan, dan sebagai karang pada antar
cekungan. Reservoir karbonat dengan kualitas tinggi banyak terdapat pada sebelah
selatan cekungan, tetapi lebih langka pada Sub-cekungan Jambi hingga utara. Hal
ini disebabkan penambahan sedimen masukan arah utara dan lebih jelas eksposur
dari bioherms meningkatkan porositas sekunder untuk daerah selatan dan timur.
Gambar 5 menunjukkan distribusi fasies-fasies tersebut selama periode ini
dalam Miosen Awal.
-
Miosen Awal Hingga Tengah (Formasi Gumai)
Melanjutkan transgressi laut selama bagian akhir Miosen Awal
menghasilkan pengendapan serpih, bataulanau, dan batupasir laut (dinamai
Formasi Gumai) dengan langkanya pengendapan karbonat sepanjang bagian batas
batuan dasar. Selama puncak transgresi, pengendapan laut terbuka, serpih Gumai
glauconitic mendominasi satu cekungan menciptakan pentup yang membentang
satu regional.
Kemudian, progradation sedimen delta di seluruh cekungan terjadi dan
sedimen laut dangkal transisi dan kemudian secara bertahap digantikan oleh serpih
laut terbuka. Platform untuk daerah timur dan utara-timur didominasi masukan
sedimen, meskipun saat ini beberapa sedimen volkanoklastik sedang bersumber
dari kenampakan pulau vulkanik barat yang terisolasi.
Gambar 8 mengilustrasikan distribusi fasies ada permulaan Miosen Tengah
dan menunjukkan ekstensi maksimum pada regresi Miosen Awal. Ekstensi
maksimum pada transgresi yang terdahulu ditunukkan pada gambar 9.
Middle Miosen (Formasi Air Benakat)
Kondisi laut dalam merata pada akhir Miosen Awal secara gradual
digantikan dengan laut yang lebih dangkal dan kemudian kondisi laut tepi sebagai
hasil kelanjutan masukan sedimen dari tepi cekungan. Dengan sedkit
pengecualian pada tengah cekungan, reservoir batupasir laut dangkal kualitas
tinggi umur Miosen Tengah menyebar hingga Cekungan Sumatera Selatan. Pada
tepi cekungan, laut pinggiran hingga daratan pesisir berlaku keadaan tersebut.
Sebagai hasil dari aktivitas api (igneous) pada Pegunungan Barisan, banyak
batupasir ini memiliki konten volkaniklastik yang signifikan. Kekhususan ini
benar pada bagian barat, dimana kualitas reservoir menurun secara drastis.
Miosen Akhir (Formasi Muara Enim)
Sedimen Miosen Akhir dalam Cekungan Sumatera Selatan merekam
sebuah periode peningkatan vulkanisme dan munculnya Pegunungan Barisan, ke
arah barat, sebagai sumber utama masukan sedimen ke dalam cekungan. Pada
-
sebagian besar sumur, fluvial-deltaik dan sedimen rawa pesisir membentuk
mayoritas interval Muara Enim, dengan tidak ada bukti untuk setiap penutup
serpih laut regional luas.
Pliosen Pleistosen (Formasi Kasai )
Selama Pliosen, volkanisme utama pada Pegunungan Barisan menandai
peningkatan lebih lanjut pada komponen volkanoklastik dan regresi lebih lanjut
yang dihasilkan di kondisi kontinetal sedang didirikan secara keseluruhan pada
Sumatera Selatan. Sedimen tersebut adalah Tuff, batuserpih kontinental dan
batuserpih volkaklastik. Sedimentasi telah menjadi tidak merata pada waktu
Pleistosen, dengan mengangkat cepat dan erosi atas fitur inversi bertepatan dengan
deposisi lebih lanjut antara lipatan untuk menghasilkan morfologi struktural saat
ini.
2.4 Petrolleum System
Potensi Batuan Dasar Sebelum Tersier
Potensi batuan dasar yang baik sulit ditentukan karena tingkat kematangan
yang rendah. Terdapat tiga area yang terbukti memiliki potensi yang baik, dua di
Sub-Cekungan Jambi (PSC B Jambi Selatan dan bagian utara UEP II Jambi
Barat) dan satu di selatan Sub Cekungan Palembang (area Beringan). Faktor yang
mempengaruhi potensi dari batuan dasar adalah keefektifan reservoir, perubahan
gas oleh kandungan karbon dioksida dan batuan penutup.
Potensi Formasi Talang Akar Bawah
Formasi Talang Akar Bawah adalah lokasi utama untuk terdapatnya
minyak di utara dan berupa lajur sepanjang bagian timur dari cekungan, denga
potensi gas di bagian tengah dari cekungan. Faktor yang mempengaruhi potensi
tersebut adalah terdapatnya reservoir (batu pasir berkualitas tinggi terkonsentrasi
di bagian batas timur), migrasi dan waktu terjebaknya, serta sumber.
Potensi Formasi Batu Raja
Area yang terbukti memiliki potensi di Formasi Batu Raja terdapat di
bagian timur dan selatan dari cekungan. Faktor yang mempengaruhi potensi
-
tersebut yaitu terdapatnya reservoir (karbonat dengan dengan porositas tinggi
terkonsentrasi di timur dan selatan dari cekungan dengan suplai sedimen yang
tinggi dari utara dan kurangnya pertumbuhan porositas sekunder di bagian barat)
dan batuan penutup (yang tidak sempurna pada bagian timur dari cekungan, pada
batas batuan penutup Formasi Gumai)
Potensi Formasi Gumai
Potensi formasi gumai terletak di bagian utara dan selatan dari cekungan.
Faktor yang mempengaruhi potensi dari formasi adalah terdapatnya reservoir
(reservoir batu pasir dengan porositas tinggi terkonsentrasi di timur laut didalam
lingkungan laut dangkal dengan energi tinggi dan dekat dengan sumber sedimen
dari Lempeng Sunda) dan batuan penutup (mengontrol batas potensi bagian timur)
Potensi Formasi Air Benakat
Potensi formasi air benakat terdapat di bagian lajur tengah dari cekungan.
Faktor yang mempengaruhi potensi adalah batuan penutup, dengan sumber,
migrasi dan terdapatnya reservoir semuanya dengan resiko rendah sepanjang jalur
migrasi. Batuan petutup intraformasional terdapat dibagian paling bawah dari
formasi air benakat diatas bagian tengah dari cekungan tetapi banyak kehilangan
suksesi.
-
Gambar 1. Skema kronostragirafi Cekungan Sumatera Selatan
-
Gambar 2. Kunci elemen Strkural CSS
-
Gambar 3. Pre-Tersier dan Tersier Awal kondisi batuan dasar Sumatera Selatan
-
Gambar 4. Interpretasi paleogeografi Miosen Awal
-
Gambar 5. Paleogeografi Miosen Awal (Formasi Batu Raja)
-
Gambar 6. Interpretasi paleogeorafi pada transgresi maksimum dalam awal Miosen (Setara
Formasi Batu Raja) dan Miosen Tengah (Formasi Gumai) da ekstensi penutup
regional efektif
-
BAB 3
METODOLOGI
3.1 Data Lapangan dan Perangkat Lunak
Data-data yang diperlukan dalam penelitian ini adalah data seismik, data
log sumur dan data informasi geologi. Data seismik yang digunakan adalah data
seismik 3D dalam bentuk CDP gather dan data log sumur yang dibutuhkan adalah
semua data log sumur seperti log Gamma Ray (GR), log densitas (RhoB), log
resistivitas (Laterolog atau Induction), log sonic (DT) dan lainnya. Informasi
geologi diperlukan untuk mengetahui karakter reservoarnya. Perangkat lunak
yang digunakan yaitu Hampson Russell yang akan digunakan untuk pembuatan
sintetik seismogram, ekstraksi wavelet, dan proses inversi seismik.
Dari data-data yang ada dan dengan menggunakan perangkat lunak
tersebut diatas, maka kemudian dilakukan analisis mengenai parameter-parameter
petrofisik yang ada dalam data log sumur dan dilakukan crossplottingdengan
atribut seismiknya.
Analisis ini disebut juga sebagai analisis sensitivitas, untuk melihat
korelasi antara data sumur dengan data seismiknya. Kemudian setelah itu baru
dilakukan langkah-langkah pemodelan sehingga didapatkan karakter reservoar
ditempat yang diamati
Yang pertama dilakukan untuk melakukan penelitian ini adalah loading
datadata yang ada ke dalam workstation dengan menggunakan perangkat lunak
Hampson Russell. Data-data tersebut adalah :
1) Data Seismik
Data seismik yang digunakan adalah data seismik 3D dalam format penampang
sgy. Data seismik ini nantinya akan diekstrak atribut-atributnya seperti
ekstraksi wavelet, intercept, gradient dan scaled poissons ratio dan lain-lain.
Range seismik 3D yang digunakan disajikan dalam informasi header berikut :
-
SEGY FILE MP2014_3D_HRSOrig
Name : MP2014_3D Realized 1 Type: 3D
seismic
First inline : 1000 Last inline: 2693
First xline : 5000 Last xline: 5908
X min : 309823.17 max: 338828.49 delta:
29005.32
Y min : 9855689.21 max: 9893812.96 delta:
38123.74
Time min : -3002.00 max: 2.00 delta: 3004.00
Trace min : -3000.00 max: 0.00 delta: 3000.00
Seismic min : -10.58 max: 10.88 delta: 21.45
Amplitude min: -10.58 max : 10.88 delta: 21.45
Trace sample format : IBM floating point
Coordinate scale factor : 1.00000
Sample interval : bytes 17-18
Number of samples per trace : bytes 21-22
Trace date format : bytes 25-26
Trace header locations:
Inline number : bytes 5-8
Xline number : bytes 21-24
Coordinate scale factor : bytes 71-72
X coordinate : bytes 73-76
Y coordinate : bytes 77-80
Trace start time/depth : bytes 109-110
Number of samples per trace : bytes 115-116
Sample interval : bytes 117-118
-
2) Data Sumur Pemboran
Data sumur yang digunakan adalah Sumur MP-A, MP-B dan MP-C, dengan
informasi yang disajikan dalam tabel berikut :
Well Well Type X (m) Y (m) KB
(ft)
TD
(MDft)
Well
Marker
TVDSS
(ft)
MD
(ft)
MP-
A Vertical 331991 9870086 53 6520
U-1 5529 5582
U-2 5551 5604
M-1 5614 5667
M-2 5677 5730
M-3 5753 5806
M-4 5779 5832
L-1 5815 5868
L-2 5854 5907
L-3 5876 5929
L-4 5939 5992
S-1 6037 6090
S-2 6297 6350
MP-B Vertical 332073 9869485 46 6375
U-1 5549 5595
U-2 5572 5618
M-1 5629 5675
M-2 5712 5758
M-3 5776 5823
M-4 5806 5852
L-1 5846 5892
L-2 5869 5915
L-3 5894 5940
L-4 5981 6027
S-1 6040 6087
MP-
C Directional 331847 9867882 62 6640
U-1 5687 5830
U-2 5716 5861
M-1 5778 5927
-
M-2 5856 6010
M-3 5910 6068
M-4 5956 6117
L-1 5993 6156
L-2 6023 6188
L-3 6050 6217
L-4 6148 6321
S-1 6226 6405
Dengan data aviability sebagai berikut :
Well Mud
log
Comp.
Log Checkshot
Well
Info Wireline Petrofisika
Survei
Deviasi
Well
Data
Base
HRS
Well
Data
Base
Petrel
Project
Data
HRS
SGY
Seismic
Data
Data
Literatur
MP-A V V V V V V - V V V V V
MP-B V V V V V V - V V V V V
MP-C V V V V V V V V V V V V
Kemudian data curve tiap well tersajikan dalam tabel berikut :
Log (Amp.Units) Well
MP-A MP-B MP-C
BHC (.uS/ft) - V V
CGR (.api) V V V
CLD (.inch) - V -
CLI (.inch) V - V
CNL (.LimestonePorosity) V V V
DRH (.gm/cc) V V -
GRI (.api) V V V
GRN (.api) V V V
GRST (.api) - V -
HRL1 (.ohm-M) - V -
-
HRL2 (.ohm-M) - V -
HRL3 (.ohm-M) - V -
HRL4 (.ohm-M) - V -
HRL5 (.ohm-M) - - -
LDL (.gm/cc) V V V
LLD (.ohm-M) V - V
LLS (.ohm-M) V - V
LSS (.uS/ft) V - -
MSF (.ohm-M) V - V
PEF (.c.u.) V V V
POT (.%) V V V
RT (.ohm-M) V V V
RXO (.ohm-M) - V -
SP (.mV) V V V
THO (.ppm) V V V
TNS (.lbs) - - V
URA (.ppm) V V V
C1 (.ppm) V V -
C2 (.ppm) V V -
C5 (.ppm) V - -
IC4 (.ppm) V - -
MTI (.DegreesF) V - -
MTO (.DegreesF) V - -
MW (.lb/gal) V - -
MWO (.lb/gal) V - -
NC4 (.ppm) V - -
ROP (.ft/hr) V - -
-
RPM V - -
TG (.units) V - -
WOB (.Klbs) V - -
DHC (.gm/cc3) V V V
DMX (.gm/cc3) V V V
KWYR (.mD) V - V
KPOR (.mD) V V -
NPY - V -
POR (.fractional) V V V
SEC (.fractional) V V V
SW (.fractional) V V V
SXO (.fractional) V V V
VSH (.fractional) V V V
3.2 Alur Kerja
Pada alur kerja penelitian ini, digunakan perencanaan investasi terlebih
dahulu kemudian dilakukan pengolahan data lapangan dengan asumsi yang
dipakai dalam memodelkan reservoarnya berupa prospeksi material di daerah
proyek kerja. Masing-masing parameter dalam model ini sebenarnya mempunyai
distribusi probabilitas yang menjelaskan mengenai nilai ketidakpastian dari
parameter-parameter tersebut. Shales dideskripsikan oleh parameter-parameter
utama berupa Vp, Vs dan Densitas. Sedangkan batupasir dideskripsikan oleh
beberapa parameter-parameter petrofisik seperti modulus dan densitas fluida
(brine, oil dan gas), modulus dan densitas matrix, porositas, volume shale, saturasi
air dan ketebalan. Pada penelitian ini akan lebih memfokuskan kepada nilai
intercept dan gradien yang menunjukkan material prospek di dalam reservoarnya.
Setelah itu dilaukan analisis pendapatan dengan asumsi perencanaan
investasi awal secara implisit lalu dapat dihasilkan perencanaan kuantitif denga
-
proyeksi arus kas, Net Percent Value, Internal Rate of Return serta Profitability
Index yang akan digunakan dalam pengambilan keputusan investasi.
3.3 Time Line
Plot
Manajemen
Periode (dalam minggu)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 -
Rencana
Investasi
Pengolahan
Data HRS
Perencanaan
Investasi
Pengolahan Data
- HRS
- Petrel
Proses Kuantitatif
- Proyeksi Arus Kas
- NPV
- IRR
- PI
Keputusan
Investasi
-
Pengolahan
Data Petrel
Proyeksi
Arus Kas
NPV
IRR
PI
Keputusan
Investasi
Final
Mulai
Pengerjaan
Proyek
3.4 Cost Planning
Pekerjaan proyek oleh Al-Gafar Inc. ditentukan dari perkiraan kebutuhan
dana investasi awal sampai dengan proyek itu selesai 10 tahun kemudian. Nilai
investasi yang dilakukan atas proyek Al-Gafar Inc. ini adalah 100% equity,
antara lain:
1) Biaya Pembangunan dan Pengerjaan
(Exploration/Development/Workover Cost)
Biaya ini dikeluarkan untuk operasi pengeboran minyak dan gas bumi,
misalnya untuk pembelian atau penyewaan alat-alat berat untuk
pengeboran dan alat pendukungnya, juga untuk pemeliharaan dari alat-alat itu
selama proyek berlangsung. Dalam pengembangan wilayah kerja
cekunganSumatera Selatan, proyeksi kebutuhan dana investasi AP adalah
AS$ 3.023.837. Sebagai awal dari kegiatan eksplorasi, Al-Gafar sudah
mengeluarkan dana sebesar AS$ 102.000 untuk akuisisi data seismik yang
-
merupakan hasil joint study antara pihak pre-project, beberapa perusahaan
minyak dan gas, dan universitas. Kemudian berdasarkan perkiraan
kandungan hasil dari survey seismik tadi, untuk melakukan liftingatas seluruh
cadangan 11 TCF, diperlukan kurang lebih 78 sumur baik untuk eksplorasi
maupun untuk infill dengan nilai total AS$ 2.075.926.000 selama periode
kontrak. Sumur infill tadi diperlukan untuk Nilai Investasi Wilayah Kerja
proyek mengantisipasi penurunan cadangan gas dari wilayah kerja
cekungan Sumatera Selatan. Namun untuk project ini akan digunakan hanya
pada eksplorasi 3 sumur yaitu sumur MP-A, MP-B dan MP-C sehingga biaya
workoveruntuk ke-3 sumur itu diproyeksikan akan menghabiskan menjadi
AS$691.975.000
Sementara untuk pembangunan dan pemeliharaan fasilitas produksi
akan menyerap dana sebesar AS$ 473.894.000. Sebenarnya biaya fasilitas
ini tidak seluruhnya diserap untuk wilayah kerja Al-Gafar Inc. saja. Karena AP
akan mengoptimalkan fasilitas di TGH untuk produksi gas dari Al-Gafar Inc.,
hampir 60% dari biaya fasilitas itu akan digunakan untuk menambah
pembangunan dan pemeliharaan fasilitas di terminal TGH yang
didedikasikan untuk pengilangan gas hasil dari wilayah kerja Al-Gafar Inc.
Pengeluaran Modal :
(Dalam ribuan AS$)
Akuisisi Data 102
Pengeboran Eksplorasi 490.767
Pengeboran Infill 1.585.159
Workovers 473.915
Fasilitas 371.052
Fasilitas Sumur Infill 95.044
Fasilitas Lain 7.798
-
Total Pengeluaran Modal 3.023.837
2) Biaya Operasional (Operating Expenses)
Yang termasuk ke dalam biaya ini adalah biaya atas kegiatan
operasional proyek Al-Gafar Inc., seperti biaya pemeliharaan sumur gas,
pemeliharaan jalur pipa, dan biaya produksi gas selama proyek berlangsung.
Kemudian terdapat biaya Umum dan Administrasi (General & Administration
Expenses). Biaya ini dikeluarkan untuk hal-hal umum dan administratif yang
terjadi baik di kantor pusat maupun di wilayah kerja Al-Gafar Inc. selama
proyek berlangsung. Biaya operasi sebesar AS$ 1.052.440 paling banyak
diserap oleh bagian teknik untuk mendukung aktivitas pengeboran dan produksi
sebanyak AS$ 714.398. Pengapalan, pekerjaan subsurface, dan fungsi-
fungsi administratif lain akan menyerap dana sebesar AS$ 338.041.
Dalam hal upah tenaga kerja, terutama untuk pekerjaan yang
berhubungan dengan fasilitas-fasilitas produksi, akan terjadi tumpang
tindih pembiayaan dengan proyek TGH karena fasilitas TGH sudah
memiliki plan of development sendiri. Untuk menghindari hal yang
demikian, AP mengaplikasikan time allocation pada pekerja-pekerjanya yang
melakukan pekerjaan multi proyek.
Biaya Operasional :
(dalam ribuan AS$)
Drilling & Completion 182.684
Engineering & Construction 246.564
Operations 285.150
Land & Logistic 141.329
Subsurface 63.757
Safety & Organization Risk 31.816
-
Finance, Legal, Human Resources 58.142
Information Technology Infrastructure 35.995
Special Items 7.003
Total Beban Operasional 1.052.440
3.5 Term and Condition
Secara umum prinsip-prinsip rules of contract antara field owner dengan
perusahaan atas wilayah kerja adalah sebagai berikut :
1. Field owner bertanggung jawab atas manajemen operasi.
2. Field owner menyediakan seluruh dana dan teknologi yang dibutuhkan
dalam operasi.
3. Field owner menanggung biaya dan resiko operasional dan finansial.
4. Field owner akan memperoleh cost recovery setelah produksi komersial.
5. Hasil produksisetelah dikurangi biaya operasidibagi antara negara dan
kontraktor. Untuk hasil produksi minyak, pembagian umumnya
55% untuk field owner dan 45% untuk kontraktor. Untuk hasil
produksi gas pembagiannya adalah 65% untuk field owner dan 35% untuk
kontraktor.
6. Jangka waktu kontrak ini adalah 30 tahun.
7. Kontrak akan berakhir secara otomatis dalam hal apabila tidak dapat
menemukan cadangan minyak dan gas bumi dalam jumlah komersial
dalam kurun waktu selama-lamanya 10 tahun terhitung sejak
kontrak berlaku secara efektif.
8. Seluruh barang operasi atau peralatan yang dibeli menjadi milik field
owner setelah waktu kontrak berakhir.
9. Fields owner wajib membayar pajak penghasilan secara langsung
kepada pemerintah Indonesia. Ketentuan pajak yang berlaku adalah hukum
pajak Indonesia yang berlaku dengan memperhatikan Persetujuan
Penghindaran Pajak Berganda antara Republik Indonesia sesuai dengan
-
kebijakan field owner kepada negara sepenuhnya. Atas Pajak Pertambahan
Nilai (PPN), field owner akan menyetor sendiri PPN atas semua jasa dan
barang yang dipakai dalam operasi namun pada akhir tahun seluruhnya
akan direstitusi. Karena PPN kepada kontraktor tidak dipungut lagi karena
komponen PPN sudah termasuk dalam bagian bagi hasil yang diterima
negara.
10. Kontrak berlaku efektif setelah adanya persetujuan dari Field owner
dan tembusan pihak sebelumnya, tanpa harus mendapatkan persetujuan
lebih lanjut dari DPR.
Dalam sebuah kontrak yang dibuat, perusahaan wajib untuk memulai
aktivitasnya yang telah disusun dalam Plan of Development dalam waktu
sedikitnya 6 bulan dari tanggal dimulainya kontrak selama tiga tahun pertama
periode eksplorasi. Dalam ilustrasi perhitungan kontrak Al-Gafar Inc. akan
digunakan dasar perhitungan model standar dengan istilah komersial yang berlaku
antara lain:
1. Porsi bagi hasil field owner dengan perusahaan adalah 55% dan 45%.
2. First tranche of petroleum adalah 20% per tahun.
3. Cost recovery adalah maksimal 33% dari beban operasional yang
menghasilkan (successful effort).
4. Tidak ada investment credit untuk lapangan gas.
5. Domestic Market Obligation sebesar 25% dari hasil produksi sebelum
pajak.
6. Tarif pajak penghasilan adalah 48%.
-
BAB 4
PENUTUP
Demikian proposal penelitian ini kami susun sesuai kerangak acuan
pelaksanaan penelitian. Semoga terjadi hubungan yang baik dan menjadi kegiatan
penelitian ini sukses. Atas kerjasamanya kami ucapkan terimakasih.
Malang, 6 April 2014
Penyusun
-
DAFTAR PUSTAKA
Adi, G. P. (2012). APLIKASI INVERSI SEISMIK DAN MULTIATRIBUT SEISMIK
UNTUK MENENTUKAN DISTRIBUSI RESERVOIR PASIR TIPIS. Malang.
Ginger, D. (2005). THE PETROLEUM SYSTEMS AND FUTURE POTENTIAL OF
THE SOUTH SUMATRA BASIN. IPA.