Mohon pencerahan, apa yang didiskusikan disini sudah termasuk pengembangan /
optimisasi field tua dan atau marginal field seperti infill, step out, dll
dsb. atau murni eksplorasi.
Dari pengalaman wellsite banyak sekali ditemui propose sumur yang
mungkin dievaluasi dilakukan dengan gegabah seperti:
1. Spacing well yang dihitung 20-25 acre spc ternyata sudah 8 acre spc
2. Offset sudah high WC, sumur tua lagi.
3. Field kecil malah > 20 th tidak dievaluasi
4. Ngebor diflank pada field tua
5. G&G&RE&PE pemain baru dll dsb.
Kemudian dirun casing penutup lobang malu.
Setelah di test high cut, kalaupun ada yang bagus paling cukup untuk
seminggu dua (istilah pasarnya jangankan biaya casing, untuk completion aja
ngak cukup). Kemudian sumur ini didiamkan karena tidak ada potensi.
Tanggung jawab siapa ya ?.
BPMIGAS kah nor KPS kah. So pasti CR tetap jalan.
Jor-joran dalam ngebor di blok2 produksi, mau tak mau cost recovery
meningkat gara2 banyak sumur kering, pada hal Sumur tetap basah Pak.
Salam
Heri F
----- Original Message -----
From: "Awang Harun Satyana" <[EMAIL PROTECTED]>
To: "Kuntadi, Nugrahanto" <[EMAIL PROTECTED]>
Cc: <[email protected]>
Sent: Thursday, November 29, 2007 2:01 PM
Subject: RE: RE: [iagi-net-l] BP MIgas usulkan Pengeboran tak masuk komitmen
explorasi
Pak Kuntadi,
E-mail Pak Kuntadi kelihatannya memang tidak sampai ke IAGI-net, tetapi di
bawah saya sertakan.
Terima kasih atas pemikirannya. Itu semua sudah kami lakukan di Divisi
Eksplorasi dan Divisi Kajian dan Pengembangan BPMIGAS. Usulan2 sumur
eksplorasi di blok2 produksi selalu kami lihat lebih cermat dan soroti dari
berbagai sisi. Tak jarang usulan dikembalikan untuk diperbaiki, ada juga
yang ditolak. Alasan semuanya ini adalah untuk meminimalisasi kegagalan.
Tentu saja sumur2 eksplorasi mengenal success ratio, kegagalan akan terus
terjadi, tetapi kita (Kontraktor dan BPMIGAS) berusaha sekeras mungkin untuk
memitigasi kemungkinan kegagalan ini. Walaupun misi Pemerintah adalah ingin
meningkatkan produksi migas, kami tak mau jor-joran dalam menyetujui sumur2
eksplorasi di blok2 produksi. Kami tak mau cost recovery meningkat gara2
banyak sumur kering.
Hal di atas tidak berarti bahwa sumur2 di blok eksplorasi tidak kami review
dengan cermat. Sama cermatnya, tetapi sifatnya jelas berbeda dengan sumur2
eksplorasi di blok produksi. Kalau sumur2 di blok eksplorasi itu gagal, ia
akan menjadi sunk cost juga yang akan mengurangi keekonomian blok eksplorasi
saat masuk ke komersialitas.
Tentang status prospek, seluruh prospek dan lead di Indonesia ada yang
mengurusnya di BPMIGAS, yaitu Sub-Dinas Evaluasi Prospek/Lead di bawah
Divisi Kajian dan Pengembangan. Sub-Dinas ini telah beberapa kali bekerja
sama dengan lembaga2 pihak ketiga (misal Lemigas) mengevaluasi status
prospek2/lead2 ini. Kami juga di Divisi Eksplorasi mempunyai studi yang
tengah berjalan bernama Portfolio Eksplorasi Indonesia. Hasil studi2 ini
a.l. akan menentukan kapan2 prospek ini, prospek itu dibor. Tahun2 ke depan,
pada saat rapat WP&B, BPMIGAS tak hanya menerima usulan2 bor dari KPS2/JOB2;
tetapi BPMIGAS juga akan menunjukkan ke KPS2/JOB2 sederetan prospek2 yang
perlu dibor di setiap KPS/JOB. Atau, menunjukkan ke KPS/JOB harus survey
seismik di sini, studi itu, dsb.
Salam,
awang
-----Original Message-----
From: Kuntadi, Nugrahanto [mailto:[EMAIL PROTECTED]
Sent: Thursday, November 29, 2007 1:28 C++
To: [email protected]
Subject: RE: RE: [iagi-net-l] BP MIgas usulkan Pengeboran tak masuk komitmen
explorasi
Tidak diragukan bahwa ungkapan "no drilling no discovery" ada betulnya.
Saya ingin memberikan ulasan berkaitan dengan pemeo di atas dimana
apabila hal itu dilakukan oleh kontraktor di dalam kerangka PSC yang
sudah berproduksi, maka BPMIGAS sebaiknya menelaah lebih dalam lagi
kepada hal-hal yang berkaitan dengan "shot-point" risk. Karena, apabila
semangat drilling campaign yang dilancarkan para kontraktor KPS yang
bersangkutan tidak disertai oleh analisa "shot-point risk" yang memadai
- maka "mirror image prospect" dari suatu perangkap struktur yang mirip
dengan sebuah lapangan yang telah sukses berproduksi - belum tentu
ketika di bor membuahkan hasil yang sama baiknya dengan lapangan
berproduksi tersebut, atau bahkan tidak mustahil gagal sama sekali.
Apabila kasusnya pemboran ini gagal, maka pemerintah menanggung sebagian
besar resiko akibat sistem "cost recovery".
Bahkan bukan mustahil ada kasus dimana sebuah kontraktor berproduksi
telah berupaya optimal melakukan usaha-usaha eksplorasi di sekitar
lapangan mereka, sekali waktu sukses, tetapi dua-tiga bahkan empat kali
waktu gagal. Ini pun perlu dicermati lagi bahwa apakah play concept
yang sedang diupayakan di sini dapat dikenali atau tidak "shot point
risk" utamanya? Bila belum dapat di mitigasi upaya mengurangi resiko
ini, maka usaha eksplorasi ini harus di jeda dulu untuk dikaji lebih
jauh, misalnya dengan reprocess data seismik atau bahkan menembak data
seismik baru (3D?) - karena bukan tidak mungkin pemboran yang dilakukan
kemudian akan berakhir dengan beberapa kegagalan lagi. Sudah selayaknya
dengan data yang cukup memadai, mitigasi "shot point risk" dapat lebih
dioptimalkan untuk mendapat hasil yang lebih baik bagi kontraktor maupun
pemerintah. Sekali lagi, saya melihat ini dari sisi fasilitas "cost
recovery" yang jangan sampai hanya dinikmati oleh kontraktor berproduksi
tetapi tidak demikian dengan pemerintah.
Di lain pihak ketika ada kontraktor yang terkesan tidak melaksanakan
upaya-upaya eksplorasi lagi di daerah yang relatif mature - hendaknya
diupayakan evaluasi berkelanjutan apakah memang sudah tidak ada
potensi?, marginalkah potensi yang tersisa?, atau memang sangat
berpotensi tetapi tidak terdeteksi oleh play concept yang dianut oleh
kontraktor bersangkutan.
Saya yakin BPMIGAS telah memikirkan hal-hal tersebut di atas, yaitu
apakah dengan membentuk sebuah "Reviewer Team" di setiap region yang
melakukan telaah berkelanjutan secara berkala terhadap beberapa
kontraktor berproduksi yang diindikasikan "tidur mengeksplor". Reviewer
Team insyaa Allah bisa diupayakan dengan outsourcing, dimana dalam
setahun hanya bertugas selama dua kwartal utk menindak-lanjuti diskusi
teknis WP&B yang hanya sekali setahun itu. BPMIGAS sangat berhak men
"challenge" kontraktor dari apa yang terdapat di dalam prospect book
tersebut, misalnya kenapa kok sudah "nangkring" di prospect book dlm 10
tahun terakhir belum di bor juga, padahal potensi cadangannya cukup
besar.
Insyaa Allah usaha-usaha optimal selama ini oleh teman-teman di BPMIGAS
dapat meningkatkan success ratio di dalam usaha usaha reserves
replacement di bidang eksplorasi, dimana mudah-mudahan senantiasa akan
diberikan kemudahan dan hasil yang baik bagi investor serta pemerintah
dan rakyat pada umumnya.
Kuntadi
NB: Mohon maaf bila email saya tidak bisa diterima via iaginet, saya
mengirimkan file ini melalui Pak Awang / Leo agar bila berkenan dapat
didiskusikan dengan teman-teman iaginet lainnya. Terima kasih Pak Awang
/ Leo.
__________________________________________________
Apakah Anda Yahoo!?
Lelah menerima spam? Surat Yahoo! memiliki perlindungan terbaik terhadap spam
http://id.mail.yahoo.com
----------------------------------------------------------------------------
JOINT CONVENTION BALI 2007
The 32nd HAGI, the 36th IAGI, and the 29th IATMI Annual Convention and
Exhibition,
Bali Convention Center, 13-16 November 2007
----------------------------------------------------------------------------
To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id
To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id
Visit IAGI Website: http://iagi.or.id
Pembayaran iuran anggota ditujukan ke:
Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta
No. Rek: 123 0085005314
Atas nama: Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI)
Bank BCA KCP. Manara Mulia
No. Rekening: 255-1088580
A/n: Shinta Damayanti
IAGI-net Archive 1: http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/
IAGI-net Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi
---------------------------------------------------------------------
DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information posted on
its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event shall IAGI be
liable for any, including but not limited to direct or indirect damages, or
damages of any kind whatsoever, resulting from loss of use, data or profits,
arising out of or in connection with the use of any information posted on IAGI
mailing list.
---------------------------------------------------------------------
