Lifting Migas Indonesia Tahun Ini Melebihi Target

Lifting minyak dan gas bumi (migas) telah melampaui target yang ditetapkan dalam Anggaran, Pendapatan, dan Belanja Negara Perubahan (APBN-P) tahun 2016. Dalam APBN-P, lifting ditargetkan sebesar 820 ribu barel per hari (BOPD) untuk minyak dan 6.438 juta kaki kubik (MMSCFD) untuk gas. Sedangkan realisasi lifting sampai bulan lalu mencapai 822 ribu BOPD untuk minyak dan 6.643 BOPD untuk gas.

Kepala Bagian Humas SKK Migas Taslim Z. Yunus mengatakan salah satu yang berkontribusi signifikan atas pencapaian lifting minyak adalah Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu. “Train B pada Proyek Banyu Urip sudah mulai berproduksi pada kapasitas penuh 185.000 BOPD semenjak Januari 2016,” ujar Taslim, Jumat (23/12/2016).

Kontributor terbesar lifting minyak lainnya adalah Blok Rokan, Pertamina EP, Mahakam, dan Offshore Northwest Java (ONWJ). Sedangkan lima kontributor terbesar untuk gas adalah Blok Mahakam, Berau, Pertamina EP, Corridor, dan Senoro-Toili.

Produksi tersebut berasal dari 67 wilayah kerja migas yang sudah berproduksi. Sebagian besar lapangan migas pada wilayah-wilayah kerja tersebut sudah dikategorikan sebagai lapangan tua (mature field) dengan produksi yang terus menurun secara alamiah. Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) yang mengerjakan wilayah kerja ini melakukan tiga program utama untuk menekan laju penurunan produksi alamiah ini, yaitu pengeboran sumur pengembangan, kerja ulang (work over), dan perawatan sumur (well service).

“Dari awal tahun sampai akhir November, Kontraktor KKS produksi telah mengerjakan 212 pengeboran sumur pengembangan, 1.055 kegiatan work over, dan 33,925 kegiatan perawatan sumur,” ujar Taslim.

Kegiatan-kegiatan tersebut berperan mengurangi laju penurunan produksi alamiah dari lapangan-lapangan tua tersebut. Sedangkan untuk benar-benar menambah cadangan dengan signifikan, satu-satunya cara adalah dengan melakukan eksplorasi dan mengembangkan sumber cadangan baru. Untuk kegiatan eksplorasi, dari Januari sampai November 2016, kontraktor telah melakukan 10 survei seismik, 11 survei nonseismik, 36 pengeboran sumur eksplorasi dan 3 re-entry sumur eksplorasi.

Dari pengeboran sumur eksplorasi yang dilakukan, 20 kegiatan sudah selesai dilakukan dengan hasil 7 sumur ditemukan migas (discovery), 7 sumur tidak ditemukan (dry), 5 sumur memiliki indikasi adanya hidrokarbon, dan 1 sumur masih dalam proses evaluasi. Sumur-sumur yang menghasilkan penemuan adalah Bambu Besar (BBS)-4 (Pertamina EP); Tiung-3 (PetroChina International Jabung Ltd.); Meliwis-1 (Santos (Madura Offshore) Pty Ltd); Lumbian-2 (Seleraya Merangin 2); AAL-4X (Santos Northwest Natuna B.V); ABG-3 (Pertamina EP); dan Sidayu-4 (Saka Indonesia Pangkah Ltd).

Pada tahun 2016 ini, SKK Migas juga telah menyetujui 28 rencana pengembangan lapangan baik dalam bentuk Plan of Development (POD) maupun Plan of Further Development (POFD). Pengembangan lapangan baru ini diharapkan akan menambah cadangan minyak sebesar 142,45 juta barel dan cadangan gas sebesar 0.645 TSCF. Pengembangan lapangan ini akan membutuhkan investasi sebesar 2,94 miliar Dolar AS dan diharapkan dapat menghasilkan penerimaan negara sebesar 6,85 miliar Dolar AS.

Taslim mengatakan kegiatan-kegiatan hulu migas tersebut, baik pada wilayah kerja eksplorasi maupun produksi, memerlukan investasi yang besar. Sampai dengan November, investasi yang sudah dikeluarkan industri hulu migas di 2016 sudah mencapai US$10.43 miliar dengan pengeluaran terbesar untuk produksi, yaitu sebesar 7.81 miliar Dolar AS.

Baca Juga: Diduga Ada Penempatan Paksa, JICT Berhenti Beroperasi

Sampai saat ini industri hulu migas masih terpengaruh rendahnya harga minyak dunia. Rata-rata harga minyak mentah Indonesia, Indonesian Crude Price (ICP), sepanjang 2016 berada pada kisaran 39,15 Dolar AS per barel. Angka ini lebih rendah dari harga ICP yang ditetapkan pada APBN-P, yaitu sebesar 40 Dolar AS per barel. Dengan kondisi harga tersebut, perkiraan penerimaan negara dari hulu migas sampai akhir tahun adalah sebesar 9,294 miliar Dolar AS atau sekitar Rp125 triliun.