Seringkali banyak yang bertanya-tanya bahkan mengirim email. Apakah minyak di Indonesia sudah akan habis ? Benarkan di Indonesia sudah tidak mungkin diketemukan giant field atau lapangan minyak dan gas raksasa seperti Duri, Minas, Tunu, atau Arun dan lainnya lagi ?
Tidak mudah menjawabnya, karena eksplorasi bukan sekedar di bor dan ditinggalkan kalau tidak dijumpai tanda-tanda minyak dan gas.
Dibawah ini dongeng seputar eksplorasi minyak yang secara sederhana dengan cara membandingkan kegiatan eksplorasi di Indonesia dengan tempat lain.
Kunci ekplorasi minyak ya ngebor !
Banyak cara atau metode untuk melihat sejauh mana kegiatan eksplorasi itu sudah dilakukan pada suatu daerah. Apakah masih tergolong unexplored (immature), belum dieksplorasi; ataukah daerah itu fully explored (matured) sudah jenuh di eksplorasi, ataukah daerah itu memang tidak layakdi eksplorasi dan patut ditinggalkan.
Pada umumnya setiap perusahaan migas akan mencapai titik kulminasi riset atau berpikirnya ketika akan melakukan pengeboran. Ya, pengeboran dilakukan untuk menguji apakah riset-riset sebelumnya memiliki peluang (chance) yang bagus untuk memperoleh migas dibawah sana.
Diatas itu peta yang menunjukkan peta suatu daerah. Apa yang anda lihat ?
Yups itu peta Amrik, tetapi warna biru itu apa, hayo ? Kalau saya detailkan gambarnya maka yang anda lihat adalah seperti dibawah ini :
Titik-titik kecil itu adalah lokasi pengeboran yang ada di Amerika dan Canada. Ya titik-titik itu adalah titik pengeboran migas yang ada disana. Berapa jumlah sumurnya ?
Jutaan !!!
Kepikiran kan lo??????????????
Kedua peta ini dibuat dalam skala peta yang sama. Coba tengok bagaimana distribusi sumur-sumur yang ada di Indonesia dibandingkan dengan America dan Canada. Mungkin mata kita akan kesulitan melihatnya.
Okeylah sekarang mudah saja kita bandingkan Gulf of Mexico dengan salah satu tempat di Indonesia.
kalo diliat-liat ternyata indonesia cuma memiliki sekitar 0,01 % dari total sumur yang diproduksi di Amerika, dibandingkan olehj negara penghasil minyak. maka indonesia sangat perlu eksplorasi tingkat lanjut.
inilah tugas anak bangsa untuk generasi selanjutnya, dimulai dari sekarang!!!!!!!
Kamis, 21 Januari 2010
Minyak di Indonesia sudah jenuh di-ekplorasi ?
Rabu, 20 Januari 2010
Kilang minyak Unggulan Anak Bangsa
Pak Radesmon selaku Head of Brand and Communication Lubricant Business Unit Pertamina menyampaikan kepada pers, bahwa PT Pertamina saat ini mempunyai kilang Oli tercanggih di Asia Pasifik. Selaku kontraktor yang membangun pabrik tersebut, tentu rekan-rekan insinyur di PT Rekayasa Industri sangat berterima kasih atas apresiasi pihak Pertamina terhadap pabrik yang kami bangun. Pabrik tersebut dapat memproduksi 65 formula minyak pelumas yang dipersyaratkan oleh PT Pertamina dengan kapasitas 32.000 ton per bulan.
Terus terang banyak insinyur muda di perusahaan kami yang berupaya keras untuk menyelesaikan proyek tersebut sebagai hadiah Kemerdekaan RI yang ke-63. Selain ingin menyelesaikan proyek dengan sukses, mereka tidak ingin hanya memakai peralatan-peralatan asing, tapi juga telah berjuang keras untuk memakai produk-produk hasil karya putra-putri bangsa. Berikut ini adalah beberapa produk industri teknologi tinggi, dengan kualitas bagus dan relatif murah yang diterapkan di proyek tersebut dengan sukses :
· Boiler dari PT NW Industries (Foto dikiri) – fabrikasi peralatannya dibuat di Bekasi
Alat pemurni air laut dengan teknologi Reverse Osmosis (RO) yang diproduksi oleh PT Envitech Perkasa. Foto dikanan adalah unit pengolah air laut menjadi air tawar (bersih) yang compact dan relatif murah karya fabrikasi PT Envitech di Jakarta.
· Tapi yang paling spektakuler adalah alat packaging untuk kaleng minyak pelumas yang dibuat oleh PT Kuroma Engineering. Ini bukan perusahaan Jepang tapi perusahaan nasional yang ada di Sidoardjo. Perusahaan ini berisikan insinyur-insinyur Indonesia yang inovatif dan membuat karya-karya mesin packaging serta mesin-mesin lain dengan teknologi yang sangat luar biasa canggihnya.
Namun kami juga harus jujur, untuk mesin pencampur minyak pelumas yang bisa meramu 65 jenis formula tersebut, kami masih membeli teknologinya dari ABB-Cellier Perancis. Insya Allah pada tahun-tahun mendatang, para insinyur di perusahaan kami dengan dibantu banyak pihak di Indonesia akan mampu membuat peralatan ini secara mandiri. Amien
Demikian berita liputan kami dan mudah-mudahan informasi diatas bermanfaat bagi rekan-rekan di berbagai industri untuk lebih memakai produk-produk teknologi tinggi hasil karya bangsa sendiri yang semakin bagus dan relatif lebih murah. Alhamdulilah berkat kerja keras banyak putra-putri Indonesia, maka PT Pertamina saat ini bisa mengeksport minyak pelumas ke Australia, Taiwan dan Belgia, hasil produksi dari pabrik karya Insinyur Indonesia.
Selasa, 19 Januari 2010
WELL COMPLETION
Dalam operasi pemboran, well completion dilakukan pada tahap akhir. Setelah selesai melakukan pemboran, biasanya kita akan mengukur kondisi formasi sumur di bawah permukaan dengan wireline logging atau dengan Drill Stem Test. Apabila sumur bernilai ekonomis, maka kita bias melanjutkan well completion. Namun bila tidak ekonomis, maka sumur akan ditutup atau diabaikan dengan plug (bias juga dengan cement retainer). Jenis-jenis well completion adalah:
Open Hole Completion
Open Hole completion merupakan jenis well completion dimana pemasangan casing hanya diatas zona produktif sehingga formasi produktif dibiarkan tetap terbuka tanpa casing kebawahnya. Sehingga formasi produktif secara terbuka diproduksikan ke permukaan.
Keuntungan Open Hole Completion:
- Biaya murah dan sederahana
- Mudah bila ingin dilakukan Logging kembali
- Mudah untuk memperdalam sumur
- Tidak memerlukan biaya perforasi
Kerugian Open Hole Completion:
- Biaya perawatan mahal (perlu sand clean-up rutin)
- Sukar melakukan stimulasi pada zona yang berproduksi
- Tidak dapat melakukan seleksi zona produksi
- Batuan pada formasi harus Consolidated
Source: www.oil-gas.state.co.us
Cased Hole Completion
Cased Hole Completion merupakan jenis completion yang menggunakan casing secara keseluruhan hingga menutupi zona formasi produktif lalu dilakukan perforasi untuk memproduksikannya.
Keuntungan Cased Hole Completion:
- Bisa melakukan multiple completion
- Zona produktif antar lapisan tidak saling berkomunikasi sehingga memudahkan perhitungan flowrate tiap lapisan
- Lebih teliti dalam penentuan kedalaman subsurface equipment. Karena wireline logging dilakukan sebelum produksi.
- Sangat baik untuk diterapkan pada formasi produktif sandstone.
Kerugian Cased Hole Completion:
- Penambahan Biaya terhadap Casing, Cementing & Perforasi
- Kerusakan formasi akibat perforasi bisa mengakibatkan terhambatnya aliran produksi dan menurunkan produktivitas sumur.
- Efek cementing kurang baik dapat mengganggu stabilitas formasi
- Well deepening akan menggunakan diameter yang lebih kecil.
Source: www.virtualsciencefair.org
Liner Completion
Liner Completion merupakan jenis completion yang menggunakan casing yang digabungkan dengan liner pada zona formasi produktif. Penggunaan liner dikarenakan kedalaman formasi produktif dari casing tidak terlalu jauh (± 100 meter). Apabila pemasangan casing dimulai dari permukaan hingga kedalaman formasi yang dituju, maka pemasangan Liner dimulai dari beberapa meter dari zona terbawah casing. Kegunaan Liner yang utama adalah menjaga stabilitas lubang bor di subsurface. Liner completion terbagi 2, yaitu Screen Liner completion (penggunaan dengan liner pada umumnya) & Cemented Perforated Liner Completion (liner completion yang disemen dan dilakukan perforasi). Keuntungan Liner Completion adalah mengurangi biaya casing. Keuntungan lainnya hampir sama dengan Cased hole completion. (by.ADW)
Ada Apa Sih Dengan Blok Cepu ?
Blok Cepu adalah sebuah daerah di Cepu, Kabupaten Blora, Provinsi Jawa Tengah yang terkenal karena persediaan minyak buminya yang melimpah. Kota Cepu sendiri berada pada koordinat 7°08′55.95″S, 111°35′21.44″E. Sebenarnya penambangan minyak bumi di Cepu telah berlangsung sejak zaman penjajahan, yaitu oleh perusahaan asing BPM.
Sebelum penemuan terbaru cadangan minyak yang cukup besar di daerah Cepu dan sekitarnya yaitu di Kabupaten Bojonegoro dan Tuban, ladang minyak Cepu hanya difungsikan sebagai wahana pendidikan bidang perminyakan yaitu dengan adanya Akademi Migas atau Sekolah Tinggi Energi dan Mineral di Cepu.Rencana pengolahannya yang akan diberikan kepada ExxonMobil mengundang banyak kontroversi. DPR mendukung pengolahannya diberikan kepada Pertamina.
Dengan telah ditandatangani MOU yang dikukuhkan dengan perjanjian kerjasama operasi (JOA) antara Pemerintah Indonesia dengan pihak ExxonMobil selanjutnya melalui anak perusahaan PT Pertamina yaitu Pertamina EP Cepu dan anak perusahaan ExxonMobil, Mobil Cepu dan Ampolex Cepu, akan dilaksanakan kerja sama operasi pengembangan Blok Cepu. Adapun pembagian hasilnya, 45 persen untuk Pertamina, 45% untuk ExxonMobil dan 10% untuk badan usaha milik daerah dengan asumsi untuk harga minyak mentah sama atau di atas 45 dolar AS per barelnya.
Direncanakan bila telah mulai beroperasi Blok Cepu (akhir 2008) akan menghasilkan 170.000 barel minyak per hari. Sedangkan penghasilan seluruh negara sekitar 1 juta barel per hari.
Blok Cepu diperkirakan mengandung minyak antara 600 juta – 1,4 miliar barel dan gas bumi sekitar 1,7 – 2 Triliun kaki kubik. Selain lapangan Banyu Urip, lapangan produksi lainnya adalah Alas Dara/Kemuning, Jambaran, Sukowati, Cendana dan Alas Tua.
Sumber : http://cepu.wordpress.com/2006/08/24/ada-apa-sih-dengan-blok-cepu/
EOR STEAM FLUIDS
EOR merupakan teknik lanjutan untuk mengangkat minyak jika berbagai teknik dasar sudah dilakukan tetapi hasilnya tidak seperti yang diharapkan atau tidak ekonomis. Ada tiga macam teknik EOR yang umum :
Teknik termal : menginjeksikan fluida bertemperatur tinggi ke dalam formasi untuk menurunkan viskositas minyak sehingga mudah mengalir. Dengan menginjeksikan fluida tersebut, juga diharapkan tekanan reservoir akan naik dan minyak akan terdorong ke arah sumur produksi.
Proses miscible : menginjeksikan fluida pendorong yang akan bercampur dengan minyak untuk lalu diproduksi. Fluida yang digunakan misalnya larutan hidrokarbon, gas hidrokarbon, CO2 ataupun gas nitrogen.
Logging
Mengapa pengerjaan logging dilakukan ?
Logging adalah teknik untuk mengambil data-data dari formasi dan lubang sumur dengan menggunakan instrumen khusus. Pekerjaan yang dapat dilakukan meliputi pengukuran data-data properti elektrikal (resistivitas dan konduktivitas pada berbagai frekuensi), data nuklir secara aktif dan pasif, ukuran lubang sumur, pengambilan sampel fluida formasi, pengukuran tekanan formasi, pengambilan material formasi (coring) dari dinding sumur, dsb.
Logging tool (peralatan utama logging, berbentuk pipa pejal berisi alat pengirim dan sensor penerima sinyal) diturunkan ke dalam sumur melalui tali baja berisi kabel listrik ke kedalaman yang diinginkan. Biasanya pengukuran dilakukan pada saat logging tool ini ditarik ke atas. Logging tool akan mengirim sesuatu “sinyal” (gelombang suara, arus listrik, tegangan listrik, medan magnet, partikel nuklir, dsb.) ke dalam formasi lewat dinding sumur. Sinyal tersebut akan dipantulkan oleh berbagai macam material di dalam formasi dan juga material dinding sumur. Pantulan sinyal kemudian ditangkap oleh sensor penerima di dalam logging tool lalu dikonversi menjadi data digital dan ditransmisikan lewat kabel logging ke unit di permukaan. Sinyal digital tersebut lalu diolah oleh seperangkat komputer menjadi berbagai macam grafik dan tabulasi data yang diprint pada continuos paper yang dinamakan log. Kemudian log tersebut akan diintepretasikan dan dievaluasi oleh geologis dan ahli geofisika. Hasilnya sangat penting untuk pengambilan keputusan baik pada saat pemboran ataupun untuk tahap produksi nanti.
Logging-While-Drilling (LWD) adalah pengerjaan logging yang dilakukan bersamaan pada saat membor. Alatnya dipasang di dekat mata bor. Data dikirimkan melalui pulsa tekanan lewat lumpur pemboran ke sensor di permukaan. Setelah diolah lewat serangkaian komputer, hasilnya juga berupa grafik log di atas kertas. LWD berguna untuk memberi informasi formasi (resistivitas, porositas, sonic dan gamma-ray) sedini mungkin pada saat pemboran.
Mud logging adalah pekerjaan mengumpulkan, menganalisis dan merekam semua informasi dari partikel solid, cairan dan gas yang terbawa ke permukaan oleh lumpur pada saat pemboran. Tujuan utamanya adalah untuk mengetahui berbagai parameter pemboran dan formasi sumur yang sedang dibor.
Senin, 18 Januari 2010
Terbentuknya Hidrokarbon, Petroleum System
Istilah hidrokarbon sering kita jumpai antara lain pada saat ‘mengutak-atik’ pembahasan tentang migas.
Definisi hidrokarbon, dapat kita cerna dari statement berikut ini:
“Minyak bumi merupakan campuran rumit dari ratusan rantai hidrokarbon, yang umumnya tersusun atas 85% karbon (C) dan 15% hidrogen (H), serta bahan organik dalam jumlah kecuil dan mengandung oksigen (O), Sulfur (S) atau Nitrogen (N)”.
Dari beberapa referensi, 3 faktor utama dalam pembentukan hidrokarbon (minyak-gasbumi) – dalam konteks petroleum system – adalah:
>> Ada bebatuan sumber (Source Rock) yang secara geologis memungkinkan terjadinya pembentukan minyak dan gas bumi.
>> Ada perpindahan (migrasi) hidrokarbon dari bebatuan asal menuju ke “bebatuan reservoir “ (reservoir rock), umumnya sandstone atau limestone yang berpori-pori dan ukurannya cukup untuk menampung hidrokarbon tersebut.
>> Ada jebakan geologis. Struktur geologis kulit bumi yang tidak teratur bentuknya, akibat pergerakan dari bumi sendiri (misalnya gempa bumi dan erupsi gunung api) dan erosi oleh air dan angin secara terus-menerus, dapat menciptakan suatu “ruangan” bawah tanah yang menjadi jebakan hidrokarbon. Kalau jebakan ini dilingkupi oleh lapisan yang impermiable, maka hidrokarbon tadi akan diam di tempat dan tidak bisa bergerak kemana-mana lagi atau merembes keluar. Lapisan impermeable tersebut biasa disebut sebagai batuan penutup (Seals/Caps Rock).
Analisis keadaan geologi lainnya, adanya batuan reservoir, merupakan tempat hidrokarbon terakumulasi. Batuan tersebut memiliki syarat utama, yakni: permeabelitas yang baik dan porositas yang tinggi. Temperatur bawah tanah, yang semakin dalam semakin tinggi, juga merupakan faktor penting lainnya dalam pembentukan hidrokarbon. Hidrokarbon kebanyakan ditemukan pada suhu moderat (dari 107° C ke 177° C). (Referensi : Buku Pintar MIGAS INDONESIA, dll)
http://asyafe.wordpress.com/2008/07/24/terbentuknya-hidrokarbon-petroleum-system/
PIPA : ISOLASI
1. Pendahuluan
Tujuan utama isolasi pipa adalah untuk mempertahankan panas. Temperatur fluida di dalam pipa perlu dijaga agar lebih tinggi daripada ambien dengan alasan sebagai berikut :
· mencegah pembentukan hidrat gas
· mencegah pembentukan wax atau aspal
· memelihara sifat aliran fluida
· meningkatkan cool-down time setelah shut down
· memenuhi kebutuhan operasional lainnya
Pada pipa liquefied gas, seperti LNG, isolasi diperlukan untuk menjaga agar temperatur fluida tetap dingin sehingga tetap berada dalam bentuk cair.
2. Isolator
Polypropylene, polyethylene, dan polyurethane merupakan tiga material dasar yang digunakan secara luas untuk isolasi pipa. Konduktivitas termalnya disajikan pada tabel berikut.
| Material | Konduktivitas Termal | |
| (BTU/hr-ft-oF) | W/m-K | |
| Polypropylene | 0,13 | 0,22 |
| Polyethylene | 0,20 | 0,35 |
| Polyurethane | 0,07 | 0,12 |
Ketiga material dasar ini digunakan dalam bentuk yang berbeda-beda sehingga menghasilkan konduktivitas termal keseluruhan yang berbeda pula. 3-layer polypropylene memiliki konduktivitas termal 0,13 BTU/hr-ft-oF, sementara 4-layer polypropylene 0,10 BTU/hr-ft-oF. Polypropylene padatan memiliki konduktivitas termal yang lebih tinggi dibandingkan polypropylene foam. Polymer syntactic polyurethane memiliki konduktivitas termal 0,07 BTU/hr-ft-oF, sedangkan glass syntactic polyurethane 0,09 BTU/hr-ft-oF.
Karena konduktivitas termalnya rendah, polyurethane foam banyak digunakan untuk isolasi pipa bawah laut. Sifat fisika polyurethane foam mencakup densitas, konduktivitas termal, compressive strength, closed cell content, leachable halides, flammability, tensile strength, tensile modulus, dan water absorption.
3. Pipe-in-Pipe Insulation
Dalam kondisi tertentu, sistem isolasi pipe-in-pipe lebih dipilih dibandingkan sistem single-pipe konvensional. Isolasi pipe-in-pipe diperlukan untuk memproduksi fluida dari reservoir bertekanan tinggi/bertemperatur tinggi (di atas 150oC) di laut dalam. Anulus di antara pipa dapat diisi dengan material isolasi yang tipenya berbeda-beda, seperti foam, serbuk, gel, dan gas inert atau vacuum.
4. Kebutuhan Isolasi
Kebutuhan isolasi pipa bervariasi untuk tiap field. Analisis flow assurance memberi arahan untuk penentuan kebutuhan minimum isolasi pipa di suatu field. Analisis mencakup :
· Flash analysis untuk menentukan temperatur pembentukan hidrat pada tekanan operasi.
· Global thermal hydraulics analysis untuk menentukan koefisien perpindahan panas pada setiap lokasi perpipaan.
· Local heat transfer analysis untuk menentukan tipe dan ketebalan isolasi yang digunakan pada suatu lokasi.
· Local transient heat transfer analysis di lokasi khusus untuk menentukan kurva cool down dan waktu untuk mencapai temperatur kritis yang diperbolehkan di setiap lokasi.
Isolasi Kering
Ada dua jenis isolasi pipa, yaitu isolasi kering dan isolasi basah. Isolasi kering memerlukan penghalang (barrier) luar untuk mencegah water ingress (pipe-in-pipe). Tipe yang umum adalah :
. Closed cell polyurethane foam (CCPUF)
. Open cell polyurethane foam (OCPUF)
. Poly-isocyanurate foam (PIF)
. Extruded Polystyrene
. Fiberglass
. Mineral Wool
. Vacuum Insulation Panels (VIP)
Isolasi Basah
Isolasi basah tidak memerlukan penghalang (barrier) luar untuk mencegah water ingress, atau keberadaan water ingress diabaikan karena tidak menurunkan sifat isolator. Tipe yang umum adalah :
. Polyurethane
. Polypropylene
. Syntactic Polyurethane
. Syntactic Polypropylene
. Multi-layered
. dan lain-lain
Minggu, 17 Januari 2010
Coal Bed Methane jawaban kebutuhan energi
Jumlah cadangan energi fosil yang kian menyusut, memaksa manusia terus-terusan mencari kemungkinan energi lain. Beberapa pasokan energi alternatif kemudian ditemukan dan coba dikembangkan. Nama-nama seperti biodiesel, biofuel, biogaz, sepertinya kini tak asing ditelinga. Namun bagaimana dengan Coal Bed Methane (CBM) atau gas metana batubara, yang disinyalir menjadi satu alternatif lain untuk pasokan energi pengganti Gas Alam Cair (LNG).
CBM dalam dunia pertambangan didefinisikan sebagai gas metana yang terbentuk dari aktivitas mikrobial (biogenic) atau panas (thermogenic) selama terjadinya proses pembentukan batubara. Biasanya gas ini ditemukan terperangkap di dalam lapisan batu bara. Kumpulan gas yang terperangkap ini akan sangat berbahaya dalam proses penambangan, karena dapat menimbulkan terjadinya ledakan dan kebakaran pada tambang. Oleh karena itu adanya perkembangan teknologi untuk mengeksploitasi CBM sebagai sumber energi amat dihargai. Karena selain mengurangi resiko penambangan batubara, juga dapat digunakan sebagai salah satu sumber energi baru. Di Indonesia sendiri, penelitian mengenai CBM telah dimulai sejak tujuh tahun silam. Dalam penelitian tersebut kemudian dihasilkan penemuan potensi CBM di 11 titik cekungan di pulau Sumatra, Kalimantan dan Sulawesi. Diantaranya berada di daerah Sumatera Tengah, Ombilin, Sumatera Selatan, Bengkulu, Jatibarang, Tarakan Utara, Berau, Kutai, Barito, Pasir dan Asam-asam serta Sulawesi Tenggara. Dari kesebelas titik pemasok potensial CBM tersebut, ditemukan sejumlah 453 TCF (Trilion Cubic Feet - Triliun Kaki Kubik). Hal ini menurut Purnomo Yusgiantoro, selaku Menteri Pertambangan dan Energi merupakan hal yang menggembirakan. Mengingat cadangan gas konvensional yang kita miliki sampai saat ini hanya sekitar 195 TCF saja. Hingga sejauh ini belum dapat ditentukan, berapa kisaran biaya produksi CBM. Namun seperti diketahui pada awal operasi produksi, CBM memang akan membutuhkan biaya yang relatif besar. Hal ini dikarenakan karakteristik depositnya berbeda dengan deposit gas alam konvensional. Tapi umumnya puncak produksi CBM baru bisa dicapai setelah masa operasional dalam kurun waktu lima hingga tahun, sedangkan gas alam dari tambang konvensional puncak produksi bisa dicapai pada tahun pertama.
Pada tahap operasional selanjutnya diperkirakan, biaya produksi CBM lebih murah US $ 0,03 per juta kaki kubik dibanding biaya produksi gas alam. Disamping masalah teknis produksi, serta investasi penambangan CBM di Indonesia. Sekarang ini penambangan CBM masih terganjal kendala mengenai pengaturan kontrak cakupan wilayah eksplorasi. Ini dimaksudkan agar kawasan operasi tidak tumpang tindih dan saling merugikan dengan penambangan batubara. Namun sejauh ini para ahli Badan Litbang Energi dan Sumber Daya Mineral, BP Migas, dan Lemigas sama-sama berpendapat optimis, bahwa penambangan CBM bisa menjadi sumber energi alternatif yang cukup signifikan di masa mendatang. Bahkan diproyeksikan untuk masa 20-30 tahun yang akan datang, mengingat semakin langkanya penemuan baru penambangan BBM. Hingga baru-baru ini, sebagai bagian dari upaya pengeksplorasian CBM di Indonesia, sedang dilakukan pengeboran satu sumur di Sumatera Selatan, yang berada di sekitar Prabumulih. Yang kemudian oleh Kepala Litbang Departemen Energi, Wimpy S. Tjetjep memperlihatkan potensi yang lebih baik dari pada lapangan penghasil gas serupa milik Rusia. Ditargetkan dalam tahun ini juga akan kembali dilakukan pengeboran dua sumur serupa. Sebab untuk mengetahui adanya kepastian cadangan CBM, perlu dilakukan pengeboran di lima sumur yang lain. Sayangnya hingga sekarang, proses penelitian terhadap nilai potensial gas ini masih terhalang masalah pendanaan, yang tampaknya akan coba ditutupi melalui cara pencarian investor yang berminat.
Sumber : http://lout-de-chevalier.blogspot.com/2009/05/coal-bed-methane-jawaban-kebutuhan.html
Aplikasi Res-2D untuk survei minerba dan energi
Metoda Res-2D merupakan salah satu cara untuk mengetahui kondisi bawah permukaan, baik untuk mengetahui distribusi vertikal ataupun lateral mineral dan batubara.
Biaya untuk survei ini akan lebih murah dibandingkan dengan pemboran yang memerlukan jumlah pemboran yang banyak. Metoda ini dilakukan dengan menginjeksikan arus ke dalam bumi melalui lektroda besi, Besar kuat arus dan beda potensial yang terjadi saat injeksi dicatat dan dapat ditentukan nilai rho. Nilai rho sangat dipengaruhi oleh sifat fisis batuan ataupun fluida dan gas yang berada di bawah permukaan bumi. Oleh karena itu nilai rhodapat digunakan untuk menafsirkan keberadaan batubara, mineral di bawah permukaan bumi, baik sebaran, tebal; dan pada akhirnya dapat digunakan untuk menghitung cadangannya. telah dilakukan beberapa survei Res 2D di beberapa lokasi tambang batubara, prospek CBM,
Model resistivity
Ini adalah contoh aplikasi Res2D untuk identifikasi sebaran batubara; masih banyak lagi contoh lain akan menyusul dilain kesempatan
Barambai Mengandung Gas Alam !
Barambai, Barito, Kalimantan Selatan, bersamaan dengan munculnya semburan gas, mungkin akan segera diketahui. Hal ini bisa dibaca di websitenya BPMIGAS.
Nah, jadi jangan terlalu takut dengan semburan. Ada kalanya semburan itu justru “hadiah” dari alam.
PEMERINTAH AKAN TAWARKAN POTENSI GAS BARAMBAI KE INVESTOR
JAKARTA – Pemerintah berencana menawarkan potensi gas Kampung Bali, Desa Kolam Kanan, Kecamatan Barambai, Kabupaten Barito Kuala Provinsi Kalimantan Selatan, kepada investor. Potensi gas tersebut terdeteksi bersamaan dengan semburan lumpur dari sebuah lubang pemboran air tanah dengan kedalaman 138 meter pada 22 November lalu.
Dirjen Migas, Luluk Sumiyarso seperti dikutib Investor daily mengatakan, pihaknya tengah meneliti status potensi gas di wilayah itu. “Kalau itu masuk wilayah terbuka, investor bisa mengajukan joint study dan nanti akan kami tender. Investor tersebut memperoleh privilege,” kata Luluk.
Sementara itu, Kepala Badan Geologi DESDM Bambang Dwiyanto mengatakan, semburan lumpur dan gas dari lubang pemboran air tanah di Barito Kuala tidak berbahaya bagi kehidupan. Namun masyarakat diminta tidak beraktivitas di sekitar semburan gas. “Dari hasil analisa konsentrasi unsur gas yang keluar tidak berbahaya karena masih di bawah ambang batas yang membahayakan kesehatan,” tuturnya.
Bambang menambahkan, lubang semburan itu mengeluarkan gas yang bertekanan kuat dan mengeluarkan lumpur dalam jumlah kecil. Suhu lumpur yang keluar sekitar 26 derajat Celcius masih dalam kisaran normal.
Komposisi gas di atas lubang semburan, lanjut Bambang, terdiri atas gas metana 22,2-26,6%, karbondioksida 0,45-0,75 % dan nitrogen sekitar 80%. Gas metana dan karbondioksida kemungkinan berasal dari jebakan hidrokarbon di bawah permukaan.Apakah ini tanda-tanda bagus ?
Ya tentusaja ini “pertanda” bagus, mungkin saja benar. Tetapi bukan berarti pasti ada gasnya. masih banyak yang harus diuji. Diuji kandungan serta komposisinya, diuji seberapa besar jumlahnya, diuji dengan test produksi, dan baru akhirnya diuji keeonomiannya.
Bisa saja itu gas methane dari jebakan gas, bisa jadi juga CBM (Coal Bed Methane) . Perlu penelitian lebih lanjut.
Nah sekarang aku gantian bertanya …. kalau ternyata nantinya yang di porong juga merupakan pertanda bagus, siapakah yang berhak memperoleh atau mengelolanya ?. Perlu diingat saat ini yang membeli tanah itu bukan dengan uang Pemerintah. Lah apa Lapindo lagi ? Bisa jadi, … tapi aku ngga akan kaget kalau nanti ada yang serta merta menggunakan teori konspirasi … waaak …
Jangan suudzon lah yaw
FIELD PROCESSING OF CRUDE OIL
Pemrosesan Gas
Pemrosesan gas dimulai dengan treating, jika diperlukan, untuk menyisihkan acid gas – hidrogen sulfida dan karbon dioksida. Kedua gas ini sangat korosif jika ada air. Hidrogen sulfida juga bersifat toksik. Peraturan lingkungan membatasi pelepasan hidrogen sulfida ke lingkungan dalam jumlah signifikan. Konversi ke bentuk elemen sulfur menjadi hal yang penting.
Gas sweetening umumnya menggunakan larutan kimia, sehingga proses sweetening mendahului proses dehidrasi. Proses dehidrasi bermaksud untuk mencegah pembentukan gas hidrat. Keberadaan gas hidrat dapat menyumbat peralatan proses dan pipa pada tekanan tinggi dan temperatur di atas 32oF (0oC).
Gas yang mengandung liquefiable hydrocarbons (etana, propana, dan senyawa yang lebih berat) dapat menghasilkan kondensat (NGL, natural gas liquid) pada proses kompresi atau pendinginan. Keberadaan kondensat dapat menyebabkan masalah pada perpipaan atau proses selanjutnya. Penyisihan kondensat biasanya dilakukan di field processing untuk mencapai spesifikasi dew-point gas dan agar lebih ekonomis. Selanjutnya kondensat distabilkan dengan menyisihkan komponen gas-gas terlarut.
Pemrosesan Crude Oil
Setelah penyisihan free water, crude oil biasanya masih mengandung emulsified water. Treating, sering juga disebut dehidrasi, diperlukan untuk mereduksi kandungan air hingga nilai yang diinginkan untuk pengangkutan atau dijual. Proses dehidrasi biasanya merupakan kombinasi dari 4 metode, yaitu waktu tinggal (residence time), penambahan bahan kimia, panas, dan listrik statis.
Hidrogen sulfida dalam crude oil dibatasi karena akan menyebabkan masalah dalam penanganan dan pengangkutan. Hidrogen sulfida mempunyai sifat toksik dan korosif.
Stabilisasi crude oil bertujuan untuk menurunkan tekanan uap hingga nilai yang memungkinkan crude oil aman untuk ditangani dan diangkut. Kontrol tekanan uap diperoleh dengan pemisahan bertahap (stage separation), reboiled distillation, atau kombinasi keduanya.
Pemrosesan Air
Air terproduksi merupakan limbah. Air terproduksi perlu diolah agar memenuhi kelayakan lingkungan.
Langkah pertama dalam pengolahan air adalah penyisihan minyak. Emulsi minyak-dalam-air cukup sulit dibersihkan karena ukuran partikelnya kecil. Padatan (suspended solid) juga biasanya berada dalam air terproduksi. Jenis peralatan untuk menyisihkan minyak dan padatan mencakup :
- Oil skimmer tank
- Coalescer plate
- Air flotation tank
- Hydrocyclone
- Unit filtrasi
Sebelum direinjeksi, air terproduksi biasanya difiltrasi, di-deaerasi jika diperlukan, dan diberi biocide. Tujuan utamanya adalah menghindari penyumbatan reservoir (reservoir plugging).
Air laut sering digunakan sebagai air injeksi untuk reservoir pressure maintenance karena keberlimpahannya. Air laut diberi biocide untuk membunuh mikroorganisme, kemudian difiltrasi. Oksigen terlarut disisihkan dengan bahan kimia, gas atau vacuum stripping, atau reaksi katalitik dengan hidrogen. Langkah ini bertujuan untuk mereduksi korosivitas dan mencegah pertumbuhan bakteri aerob di sumur bor. Selanjutnya air disterilisasi dengan radiasi ultraviolet atau injeksi biocide tambahan untuk membunuh bakteri dan mikroorganisme lainnya. Mikroorganisme dapat menyebabkan korosi, penyumbatan pipa dan batuan formasi reservoir, serta dapat menghasilkan H2S dalam formasi. Scale inhibitor juga ditambahkan ke dalam air sebelum diinjeksikan ke dalam formasi.
Penanganan Pasir
Pasir dan padatan lainnya berkumpul di lokasi di mana kecepatan dan turbulensi aliran fluida rendah, seperti di dasar tangki atau di coalescer plate. Pasir disisihkan dengan peralatan jetting nozzle, centrifugal cone desander, atau lainnya. Pada pasir melekat minyak atau emulsi sehingga diperlukan pembersihan sebelum pasir dibuang.
Instalasi Rig
Pertama tentunya para investor yakni perusahaan pengeboran (Oil Drilling Company) akan melongok bola kristal alias meramal kemungkinan proyek pengeboran pada masa mendatang. Sebuah perkerjaan yang membutuhkan kerja mirip intel sebab selalu balapan karung dengan pihak kompetisi.
Lalu bila memang sudah ada lampu hijau, dibuat sebuah maket agar para awam dan orang kaya yang tidak mau dipusingkan dengan gambar teknik akan mudah untuk memvisualisasikannya.
Dan seperti tampak pada gambar di bawah ini adalah saat pengerjaan sebuah rig. Biasanya dibangun badan atau kotak besi untuk ruang akomodasi. Atau orang bilang “hull” kapal.
Kemudian meningkat pembuatan kolom-kolom rig yang separuhnya akan terendam kedalam laut namun tidak sampai menyentuh dasar laut (melayang) sehingga dari sini datang nama “semi submersible“
Untuk perbandingan antara sedang Rig Pengeboran (kiri) yang sedang dibangun dan yang sudah siap tempur (kanan).
Kisah penemuan rig jenis ini sangat sederhana, pernah saya ceritakan sebelumnya. Mereka membuat miniatur, lalu diapungkan disebuah kolam renang tetangga karena mereka belum setenar sekarang. Bahkan karyanya diejek, disingkirkan karena terlalu berbahaya. Penemunya harus kesana kemari mencari dana untuk mewujudkan cita-citanya. Sekarang semuanya berubah drastis. Dunia masih bisa bersinar karena kapal pengeboran mampu menjelajah ketengah laut sementara orang lain masih tidak memikirkannya.
Sabtu, 16 Januari 2010
SBY Resmikan Proyek Lapangan Gas
Presiden Susilo Bambang Yudhoyono (SBY) akan meresmikan Proyek Lapangan Gas Sisi dan Nubi di daerah Senipah di Tenggarong, Kalimantan, di Kantor TOTAL T&T INDONESIE. Adapun proyek tersebut memiliki cadangan gas sebesar kurang lebih 250 miliar bmo, serta dapat diproduksi lebih dari satu dasawarsa.
Lapangan gas Sisi ditemukan tahun 1986 dan lapangan Nubi ditemukan tahun 1982, masing-masing terletak di lepas pantai berjarak 25 KM dari Selat Mahakam untuk Lapangan gas Sisi, sedangkan Nubi terletak 30 km sebelah tenggara lapangan Tunu.
ni merupakan lapangan Sisi Mini yang dimiliki TOTAL 47,9 persen, INPEX 47,9 dan Pertamina 4,2 persen. Lapangan ini memiliki 17 sumur yang telah dibor pada 1992 dan 1997 serta mulai produksi 20 November 2007.
Selain itu, pihak TOTAL juga membangun pipa bawah laut yang hasil produksinya akan dikirim ke Bontang. Dan kondensat, yang akan dikirim ke Balikpapan.
Di samping itu, SBY rencananya juga akan meresmikan proyek infrastruktur Departemen SDM dan Pekerjaan Umum provinsi Kalimantan Timur. Termasuk menyerahkan bantuan langsung masyarakat mandiri.
Acara tersebut dihadiri oleh Dirut PLN, Menteri Koordinator Kesra, Menteri PU, Menteri SDM dan pejabat sementara Gubernur Kalimantan Timur Tarmizi Karim
Mekanisme Pendorong Reservoir
Terjadinya gerakan atau aliran minyak/gas kedalam lubang bor disebabkan karena adanya tenaga dorong dari dalam reservoir. Hal tersebut mungkin disebabkan oleh satu atau kombinasi dari beberapa macam jenis tenaga pendorong yang ada.
Fase awal dari produksi ini disebut fase produksi primer (primary production). Mekanisme pendorong reservoir ini dibagi empat : Dissolved/Solution Gas Drive, Gas Cap Drive, Water Drive dan Combination Drive.
1. Solution/Dissolved Gas Drive
Solution/Dissolved Gas Drive dapat terjadi bila hidrokarbon yang berwujud cairan ketika dalam reservoir berubah menjadi gas sewaktu di produksi. Gas yang terbentuk ini akan mendorong minyak kedalam lubang bor. Pada mekanisme ini tekanan reservoir akan turun drastis, sehingga pompa ataupun alat pembantu lainnya harus digunakan pada tahap awal produksi. Minyak yang dapat diambil dari reservoir (oil recovery) dengan mekanisme ini adalah 5 – 30%.
2. Gas-Cap Drive
Gas-Cap drive terjadi bila terdapat gas cap diatas minyak dalam reservoir. Penurunan tekanan menyebabkan berkembangnya gas cap yang mendorong minyak kedalam lubang bor. Penampilan reservoir dalam gas-cap drivehampir sama dengan pada dissolved-gas drive, hanya turunnya tekanan tidak drastis karena adanya gas cap yang menghasilkan sejumlah energi. Oil recovery 20-40%.
3. Water Drive
Air dalam reservoir biasanya berada dibawah tekanan fluida yang sebanding dengan kedalaman dibawah permukaan tanah. Makin dalam letak air itu, makin tinggi tekanannya. Water drive terjadi bila terdapat air dalam jumlah banyak pada reservoir yang dapat mendorong minyak kedalam lubang sumur. Air langsung akan mengisi ruang yang ditinggalkan minyak. Tekanan dalam reservoir akan tetap tinggi selama penggantian minyak dengan air terjadi dalam jumlah yang sama. Oil recovery dapat mencapai 50%.
4. Combination Drive
Combination drive adalah mekanisme pendorong yang mempunyai satu atau lebih untuk mendorong fluida minyak ke lubang bor, antara lain Gas-cap drive dengan water drive.
PENGEBORAN
Di kegiatan industri migas upstream terdapat dua operasi utama yang dapat menimbulkan dampak pada lingkungan, yaitu pengeboran dan produksi. Keduanya menghasilkan limbah dalam volume yang signifikan. Pengelolaan lingkungan memerlukan pemahaman mengenai limbah-limbah ini dan bagaimana mereka dihasilkan.
Pengeboran (drilling) merupakan proses pembuatan lubang ke dalam tanah agar hidrokarbon yang berada di bawah tanah mengalir ke permukaan. Limbah yang dihasilkan selama pengeboran adalah batu (cutting) yang disisihkan untuk membuat lubang, fluida untuk mengangkat cutting ke permukaan, dan bahan-bahan lain yang ditambahkan ke fluida untuk mengatur sifat fluida agar sesuai dengan kondisi batuan yang akan dibor.
Produksi merupakan proses di mana hidrokarbon yang mengalir ke permukaan diolah dan digunakan. Air sering ada bersama-sama hidrokarbon. Air mengandung banyak kontaminan, mencakup hidrokarbon (terlarut dan tersuspensi) serta materi organik (seperti padatan terlarut dan tersuspensi). Sejumlah chemical juga digunakan selama produksi untuk memastikan operasi berjalan efisien.
Selama kegiatan pengeboran dan produksi, sejumlah polutan diemisikan ke udara. Sumber utama polutan adalah emisi dari combustion engine. Sumber lainnya relatif sedikit, seperti fugitive emission dan aktivitas remediasi.
PENGEBORAN
Proses pengeboran sumur minyak dan gas menghasilkan berbagai jenis limbah. Ada yang merupakan hasil samping alamiah (seperti cutting), ada juga yang berasal dari materi yang digunakan untuk mengebor sumur (seperti drilling fluid dan zat aditif).
1. Sekilas Proses Pengeboran
Sebagian besar sumur minyak dan gas dibor dengan menekankan drill bit ke batuan dan memutarnya hingga batuan hancur. Rig dan sistem pengeboran didesain untuk mengontrol bagaimana drill bit menekan batuan, bagaimana cutting disisihkan dari sumur dengan drilling fluid, dan bagaimana memisahkan cutting dari drilling fluid sehingga drilling fluid dapat digunakan kembali.
Dampak primer dari kegiatan pengeboran adalah cutting dan drillling fluid untuk mengangkat cutting dari sumur. Dampak sekundernya adalah emisi dari internal combustion engine untuk menggerakkan rig.
Selama pengeboran, fluida diinjeksikan ke drill string dan melalui lubang kecil pada drill bit. Drill bit dan lubangnya didesain agar fluida dapat membersihkan cutting dari bit. Fluida, dengan cutting yang tersuspensi di dalamnya, mengalir kembali ke permukaan melalui anulus di antara drill string dan formasi. Di permukaan, cutting dipisahkan dari fluida. Cutting kemudian ditempatkan di pit untuk pengolahan lebih lanjut dan dibuang. Sedangkan fluida diinjeksikan kembali ke drill string.
Fluida dasar (base fluid) yang umum digunakan pada proses pengeboran adalah air, lalu minyak, udara, natural gas, dan foam. Jika base fluid-nya cair (baik oil-based maupun water-based), disebut mud (lumpur). Penggunaan water-based drilling fluid sekitar 85% di seluruh dunia.
Selama proses pengeboran, sebagian mud kemungkinan masuk (lost) ke formasi di bawah tanah yang permeabel. Untuk memastikan ketersediaan mud, tambahan mud disediakan di permukaan, ditempatkan di mud pit. Ukuran mud pit bervariasi, bergantung pada kedalaman sumur. Luasnya bisa mencapai 1 acre (+ 0,4 ha) dengan kedalaman hingga 3 m. Tangki baja bisa juga digunakan untuk mud pit, khususnya untuk operasi di offshore. Pit juga digunakan untuk menyimpan persediaan air, limbah cair, cutting, rigwash, dan runoff air hujan.
Jumat, 15 Januari 2010
Sarat terbentuknya batuan sedimen Batuan silisiklastik dan karbonat
Batuan silisiklastik dan karbonat memiliki perbedaan yang sangat kontradiktif
dalam hal perilaku hidrolika, sejarah diagenesa, dan terutama adalah lingkungan
pembentukan. Batuan karbonat memiliki syarat-syarat tertentu untuk dapat tumbuh
dan berkembang dalam suatu lingkungan, dimana syarat-syarat ini sangat
bertentangan dengan kondisi pembentukan batuan sedimen silisiklastik sehingga kita
sering berasumsi bahwa adalah hal yang tak mungkin bila batuan sedimen silisiklastik
berada pada lingkungan yang sama dengan batuan karbonat.
Namun kedua batuan ini dapat berada pada lingkungan pengendapan yang
sama. Kenyataan membuktikan, bahwa walau tidak dalam jumlah yang melimpah, di
beberapa tempat sering kita temukan batuan sedimen campuran silisiklastik dan
karbonat. Contoh deskripsi lapangan dari batuan ini adalah batupasir gampingan,
batugamping pasiran, napal, dan lainnya. Percampuran kedua batuan ini terutama
berada pada lingkungan paparan samudera dan dapat terjadi melalui 4 proses yang
dapat berkerja sendiri-sendiri maupun secara bersamaan, yaitu 1) punctuated mixing,
2) facies mixing, 3) in situ mixing, dan 4) source mixing.
Punctuated mixing adalah percampuran yang disebabkan oleh badai dengan
intensitas tinggi sehingga dapat membawa material silisiklastik untuk diendapkan di
lingkungan karbonat, maupun sebaliknya. Facies mixing adalah percampuran yang
mengikuti Hukum Walther yang mengatakan bahwa perubahan stratigrafi secara
vertikal juga akan tercermin secara lateral. Sehingga bila dalam penampang vertikal
ditemui perubahan bergradasi dari batuan karbonat menjadi silisiklastik, maka secara
lateral juga akan ditemui perubahan yang bersifat demikian. In situ mixing adalah
percampuran akibat akumulasi organisme karbonat di dalam lingkungan silisiklastik.
Sedangkan source mixing adalah percampuran akibat carbonate terrane yang
mengalami pengangkatan kemudian tererosi dan memberikan suplai materialnya ke
lingkungan silisiklastik.
Beberapa peneliti sudah mencoba untuk memberi penamaan terhadap jenis
batuan ini, seperti Folk (1959, 1962), Leighton & Pendexter (1961), Pettijohn (1975),
William et. al (1982), dan yang lebih spesifik lagi adalah Mount (1985). Masingmasing
klasifikasi tersebut memiliki kelebihan dan kekurangan sendiri-sendiri.
Bahkan analisa optik kuantitatif pun telah dilakukan guna mendapatkan informasi
geologi lebih lanjut, seperti genesa dan studi provenance.
Sebagai contoh adalah kasus batuan sedimen campuran silisiklastik dan
karbonat yang terdapat di Menorca, Spanyol. Pada daerah ini tersingkap terrigeneous
dolomite yang berumur Miosen di wilayah Pantai Migjorn. Dari hasil analisa optik
kuantitatif diketahui bahwa butir dolomite pada terrigeneous dolomite tersebut bersifat
extrabasinal. Dua batuan sumber yang mungkin menghasilkan butiran dolomite
tersebut berada pada blok Tramuntana di sebelah utara Pantai Migjorn, yaitu Formasi
Muschelkalk yang berumur Triassic dan dolostone yang berumur Jurassic. Keduanya
memiliki kenampakan petrografis yang sama dengan terrigeneous dolomite Miosen,
namun dari analisa melalui microprobe electron diketahui bahwa dolostone Triassic
bersifat ferroan, dolostone Jurassic bersifat nonferroan, demian juga dengan
terrigeneous dolomite Miosen. Dengan demikian dapat disimpulkan bahwa sumber
detrital dolomite berasal dari dolostone Jurassic dan terjadi secara source mixing.
