28 December 2010 (just try to make a daily jurnal)

This morning, I woke up at 4am. I woke up earlier because I slept accidentally earlier. Instead of reading a book on bed, I slept..hohoho.. Then i found that Wawan, my barakmate, watched TV. There was a football match on TV. I decided to join him. The temperature was so cold, I took my blanket back and wore it during watching the football match. Arsenal defeated Chelsea with scores 3-1, poor Chelsea.
After watching, I took a little exercises before took a bath then had a breakfast. Having had breakfast I went to the class and had a daily lesson. In the afternoon, we watched a movie in the barak. The movie was "V for Vendetta". It tell about V, masking man, protested the England bad government by making some terrors. In the end of the movie, V successfully killed all of the bad government. He supported by all the masses. I will write about the movie in next posting.
After watching the movie, it was 5pm, I took a bath. I planned to go somewhere.
...
-I'm just newbie in writing, hope you understand me :)-

Gain vs Risk

Ini terlintas di pikiranku ketika ngobrol dengan teman kosanku. Kami bercerita tentang pengambilan keputusan terhadap beberapa opportunity yang ada. Saat itu, salah satu teman sudah diterima untuk bekerja di salah satu perusahaan, dan kami mulai membicarakan tentang alasan kenapa dia akan mengambil pekerjaan tersebut. Sudah tentu aspek keuntungaan dan kerugian yang akan diperoleh menjadi bahan pertimbangan yg utama. Namun, apakah cukup dengan hanya mempertimbangkan keuntungan (gain) keputusan sudah dapat diambil? Apakah opportunity yang memberikan keuntungan paling besar akan menjadi prioritas utama? Aku pikir tidak. Dalam setiap opportunity tersebut tentu mempunyai resiko masing-masing. Nah, pertanyaan selajutnya, apakah opportunity dengan resiko (risk) paling kecil yang akan menjadi prioritas utama? Makin bingung kan?
Ada yang bilang opportunity dengan keuntungan paling besar adalah prioritas utama. Namun, feasibility-nya akan sangat diragukan jika tidak memperhatikan faktor resiko. Bagi yang memilih resiko paling kecil walaupun keberhasilannya sangat terjamin, tetapi akan sangat gampang di-cap sebagai yang tidak berani mengambil tantangan, hidupnya akan biasa-biasa saja terus.
Sampai sekarang aku masih bingung mau ikut yang mana. Apakah pengambilan keputusan ini sangat relatif? Atau adakah formula yang pas antara gain dan risk ini?

Just curious...

Calon Professional di Bidang Perminyakan Point of View

Menjadi seorang insiniur perminyakan merupakan hal yang sangat menarik menurut saya. Walaupun untuk saat ini saya masih belum meraih gelar tersebut, tetapi membayangkannya sungguh sangat menarik. Menurut saya, profesi sebagai “Petroleum Engineer” adalah sebuah profesi yang hebat dimana kita dibebankan tanggungjawab untuk memperoleh minyak/gas bumi secara ekonomis dari dalam bumi ini.
Masuk program studi teknik perminyakan menjadi langkah awal untuk bisa menjadi seorang insiniur/professional perminyakan. Melalui kurikulum yang telah disusun di program studi ini, setiap mahasiswa mendapat pengajaran tentang ilmu-ilmu perminyakan yang meliputi beberapa ruang lingkup seperti bidang reservoir, pemboran, dan proses produksi minyak bumi.
Setelah menempuh pendidikan selama 4 tahun di program studi teknik perminyakan, saya telah memperoleh banyak ilmu. Mulai dari pengenalan akan jenis-jenis fluida reservoir, petrofisik, teknik reservoir, pemboran, sampai teknik produksi. Pada dasarnya semua ilmu yang diperoleh tersebut akan digunakan untuk meng-estimasi jumlah cadangan minyak/gas yang dapat diproduksi untuk kemudian dilakukan proses produksi. Pada tahap eksplorasi dilakukan proses pemboran untuk memperoleh data-data reservoir yang dibutuhkan dalam meng-estimasi jumlah cadangan dan potensi produksi. Pada tahap eksploitasi juga dilakukan proses pemboran untuk sumur-sumur produksi.
Saya akan mencoba menjelaskan beberapa hal yang sudah saya pelajari tentang ilmu perminyakan. Saya akan menceritakannya mulai dari proses terbentuknya minyak bumi sampai pada proses produksinya.

Minyak bumi/hidrokarbon terbentuk pada jutaan tahun yang lalu. hidrokarbon ter-generate dari bahan-bahan organic yang terendapkan pada masa itu. Proses sedimentasi akan terus terjadi sehingga bahan organic tersebut akhirnya akan berada pada kedalaman tertentu dimana kondisi tekanan dan temperature akan memungkinkan untuk meng-generate minyak bumi. Secara lengkap, minyak bumi akan terbentu pada “Petroleum System” yang terdiri dari : adanya bahan organik yang sudah matang, dapur/kitchen untuk meng-generate hidrokarbon, batuan berpori dan permeable, dan adanya trap/jebakan sebagai tempat akumulasi hidrokarbon yang ter-generate.
Setelah geologist dan geophysicist menentukan daerah kemungkinan lapangan minyak, seorang insiniur perminyakan akan memulai bekerja untuk menghitung cadangan yang ada dan potensi untuk diproduksikan. Dalam hal ini insiniur perminyakan lebih dikenal sebagi reservoir engineer. Melalui data test yang diperoleh setelah pemboran eksplorasi, geometri reservoir, karakteristik reservoir, dan jumlah cadangan dapat diketahui.
Sebelum masuk pada tahap produksi, dengan menggunakan semua data yang diperoleh melalui logging maupun test produksi, dilakukan analisa tentang metode produksi yang tepat pada lapangan tersebut. Pada tahap analisa ini ditentukan metode lifting yang tepat, jumlah sumur produksi yang akan di-bor, hingga kemungkinan untuk proses Enhanced Oil Recovery yang tepat di masa yang akan datang. Untuk menganalisa ini biasanya dilakukan proses pemodelan dan analisa reservoir (reservoir simulation).
Jika analisa telah dilakukan selanjutnya masuk ke tahap produksi. Pada tahap ini, dilakukan proses pengangkatan (lifting) se-ekonomis mungkin dengan mempertimbangkan biaya dan potensi cadangan yang dapat diproduksikan. Produksi minyak yang dapat dilakukan sangat bergantung pada kemampuan sumur yang direpresentasikan oleh Inflow Performance Relationship (IPR) minyak di masing-masing sumur. IPR sangat dipengaruhi oleh karakteristik reservoir dan hidrokarbon yang terkandung di dalamnya. Dengan pertimbangan IPR akan dilakukan produksi dengan rate tertentu untuk kemudian minyak hasil produksi ini akan dialirkan melalui flowline ke separator maupun peralatan permukaan lainnya seperti gun barrel, heater-treater, dll. Peralatan-peralatan ini digunakan untuk memurnikan hidrokarbon dari air maupun gas pengotor seperti CO2 maupun Nitrogen. Minyak yang sudah murni ini akan disimpan di dalam Stok tank sebelum dijual kemudian.
Dalam proses drilling/pemboran yang dilakukan baik dalam tahap eksplorasi maupun eksploitasi, insiniur perminyakan bertanggunjawab dalam merencanakan dan melaksanakan proses pemboran. Dengan mengetahui posisi target, maka driller harus mampu merencanakan proses dan alat dan perlengkapan yang diperlukan. Jumlah maupun spesifikasi pipa/casing yang digunakan harus dapat dikuantisasi.
Sebagaimana mempelajari fluida dalam perut bumi, ilmu perminyakan juga mempelajari yang namanya Geothermal Energy. Ini merupakan sumber energy masa depan dunia. Indonesia mempunyai cadangan panas bumi terbesar di dunia. Potensi energy panas bumi dimanfaatkan untuk membangkitkan listrik. Prinsip dari Geothermal System adalah memanfaatkan energy panas dari inti bumi untuk mengubah air menjadi uap (steam), lalu energy yang terdapat dalam steam ini digunakan untuk memutar turbin sehingga akhirnya dapat menghasilkan listrik.
Demikianlah dapat saya ceritakan sebagian kecil tentang ilmu perminyakan. Semoga bermanfaat.

Try to write something

Currently, I don't sure about what supposed to write on. It's the first time I directly write on this poor blog. I only have a few poor features in my blog, it looks less attractive. OK, I'll start to make it more attractive by write down my experience.
Lets the story begins, hehehe...
As a christian, every Sunday I go to church for worship. I don't know why, maybe this is effect of watching world cup, I'm so sleepy just before preaching time. I decide to go to toilet in order to brace up my face. This way is work up nicely in freshening me so I can follow the preaching time nicely.
The real challenge is praying time after preaching. According to me the prayer is too long. I can't control my eyes anymore, my bouncy praying was seen by my friends behind and beside me. It is so embarrassing when they poke and laugh on me after the praying time. What a embarrassing incident in a holy place. Forgive me God.

Lapangan Geothermal di Sarulla

 Sarulla berada di kecamatan Pahae jae, kabupaten Tapanuli Utara, propinsi Sumatra Utara. Di daerah ini terdapat sebuah sumber panas bumi (geothermal) dengan potensi panas yang cukup besar. Potensi panas ini jika dikonversikan ke energy listrik dapat menghasilkan hingga 330 MW.
Pada tahun 2006, MedcoEnergi    dan mitranya dalam konsorsium, Itochu Corporation dan Ormat Technologies Inc., telah mendapatkan sebuah proyek dari PLN untuk mengembangkan sebuah Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi dengan kapasitas 330 MW. Akta Penugasan proyek ini didapatkan pada tahun 2006. Pada    tahun 2007 Kyushu Electric Power Co. Inc. bergabung sebagai salah satu mitra di dalam konsorsium dan sejak saat itu Perseroan telah memulai aktiftas pengembangannya.
Pengembangan proyek terdiri dari tiga tahap dengan rencana COD, untuk unit pertama sebesar 110 MW di tahun 2012 dan unit kedua dan ketiga diselesaikan dalam tahun-tahun berikutnya.
Sepanjang tahun 2008, Perseroan telah melakukan sosialisasi proyek kepada pemerintah dan masyarakat setempat tentang beberapa hal seperti akuisisi tanah, analisa mengenai dampak lingkungan (AMDAL), kegiatan pemboran work-over.
Untuk pengembangan proyek itu sendiri, Perseroan telah melakukan survei dan pemetaan topograf wilayah kerja proyek, pengujian kondisi tanah untuk lokasi pembangkit listrik, perencanaan awal untuk konstruksi pembangkit listrik, studi potensi reservoir panas bumi, pengukuran temperatur dan tekanan sumur SIL 1-1, SIL 2-1, SIL 3-1 dan pemboran kerja ulang sumur SIL 1-2, SIL 1-3.

Pada tahun 2009, Perseroan berharap bahwa persetujuan revisi dokumen AMDAL dari Gubernur Propinsi Sumatra Utara, sebagai kewajiban dalam proyek pengembangan bias didapatkan. Selanjutnya pada tahun 2009, sesuai dengan kepatuhan terhadap Keputusan Menteri Kehutanan No. 44/Menhut-II/2005, Perseroan telah memeperoleh Ijin Lokasi kepada Badan Perencanaan Modal Daerah (Bapedalda) Kabupaten Tapanuli Utara, Propinsi Sumatera Utara, Departemen Kehutanan Republik Indonesia dan institusi daerah dan pusat lainnya yang terkait, untuk segera melakukan kegiatan pembebasan dan akuisisi tanah. Perseroan berencana melanjutkan perencanaan awal dan terperinci untuk desain dari fasilitas, survey jalur transmisi, kegiatan pengujian produksi dan persiapan pemboran sumur-sumur baru.
Pemilik Hak Partisipasi:

•Medco Energi–37,25%

•Itochu Corporation–25%

•Kyushu Electric–25%

•Ormat International–12,75%

COST RECOVERY IN INDONESIA

By : Daniel Sitompul, Petroleum Engineering, Institut Teknologi Bandung

ABSTRACT

In Indonesia, cost recovery regulation which based on Production Sharing Contract (PSC) system is ruled by Law. According to PSC system, regulation of cost recovery is agreed in the contract by government, represented by BP Migas, and contractor. Cost recovery consists of many costs that used since exploration until exploitation.

Last 3 years, Indonesian cost recovery increase boosted by many factors. Although the costs are increase but Indonesian cost recovery is lower than the average level in other countries.

INTRODUCTION

In the PSC system, all cost spent by contractor will be reimbursed if the contractor succeeds in finding and producing oil. The mechanism is carried out before the government and contractor take their shares of the out put. The cost reimbursement is called cost recovery. Cost recovery will affect the production portions of the government and contractor.

Now, as a legal law, Indonesian government use Law No. 22/2001 to rule the contract system between government and contractor in oil and natural gas activities. Cost recovery regulation is ruled too in this law.

COST RECOVERY REGULATION IN INDONESIA

Law No. 44/1960 (UU No. 44 Tahun 1960)

Indonesian upstream oil and gas industry have been developed since 100 years ago. To manage all contractors, Indonesian government made the first law in 1960. Job Contract System (JCS) was introduced in this law. In Law No. 44/1960, work contract between contractor and government was ruled, government will get 60% and contractor will get other 40% of net oil production. In this contract system there was no cost recovery regulation yet.

Law No. 14/1963 (UU No. 14 Tahun 1963)

This law was made for legalize the Work Contract System which ruled in Law No. 44/1960. Job contract between P.N. PERTAMINA with P.T. CALTEX Indonesia, California Asiatic Oil Company (CALASIATIC), Texaco Overseas Petroleum Company (TOPCO); P.N. PERMINA with P.T. STANVAC Indonesia; P.N. PERMIGAN with P.T. SHELL Indonesia was legalize by this law. Cost recovery was not regulated in this law yet so the portion of net oil production that 60% for government and other 40% for contractor was same as in Law No.44/1960.

Law No. 8/1971 (UU No. 8 Tahun 1971)

By 1971, a new law was made. A new contract system was introduced in this law. The new contract system, named Production Sharing Contract (PSC) system, was ruled by Law No. 8/1971. In this new system, the regulation of cost recovery was introduced too. According to Government Regulation No. 27/1968 and this Law, on the contract system government was represented by only one integrated state oil company which named P.N. PERTAMINA.

According to verse 14 in this Law, Government will receive:

1. 60% from net operating income of P.N. PERTAMINA.

2. 60% from net operating income of PSC between P.N. PERTAMINA and contractor.

3. 60% of Work Contract as signed in Law No. 14/1963.

The net operating income was all revenue minus general cost. In the next time this general cost would call cost recovery, so value of cost recovery will affect portion of government, P.N. PERTAMINA, and contractors.

Law No. 22/2001 (UU No. 22 Tahun 2001)

This is legal law that uses to rule oil and natural gas activities in Indonesia now. According to Law No. 22/2001 regarding Oil and Gas, upstream oil and natural gas business are executed on basis of Production Sharing Contract (PSC). This Contract signed by contractor and government. As supervisor and controller of oil and natural gas exploitation activities in Indonesia, in the PSC system Indonesian government was not represented by P.N. PERTAMINA (P.T. Pertamina) any more, but by BP MIGAS (Government Executive Agency for Upstream Oil and Gas Business Activity). Now, P.T. Pertamina act as a contractor as same as other oil company.

Oil and natural gas companies as contractors that operate under Production Sharing Contracts (PSC) are allowed to claim back all of the production costs that arose in the extraction of crude oil and natural gas. Total recovery costs are then deducted from the total sales of oil or natural gas by the PSC operators, before proceeds are shared out with the government. Under the PSC scheme, operators receive 15 percent of net oil production and about 65 percent of net gas production, while the remainder goes to the government.

Contractor are allowed to reimburse cost from one working area but forbidden to consolidate cost and taxes of one working area with those of another working area.

COST RECOVERY COMPONENTS IN UPSTREAM OIL AND NATURAL GAS BUSINESS IN INDONESIA

According to PSC system, cost included in cost recovery consist of non-capital cost in the current year and exploration, development, production operation and overhead cost, depreciation cost in the current year, depreciation cost in the previous year, and unrecovered cost.

As example, in the table below there are components of cost recovery in Indonesian upstream oil and natural gas business by year 2005 to 2006.

Components of Cost Recovery in Indonesian Upstream Oil and Natural Gas Business by year 2005-2006
No.	Item	2005	2006
1.	Current Year Operation Expenditures	5,622	5,439
	Exploration	495	451
	Development	1,428	1,315
	Production	2,994	3,048
	General and Admin	705	625
2.	Current Year Depreciation	1,420	1,720
3.	Previous Year Depreciation	206	408
4.	Unrecovered Cost	285	253
	Total Cost Recovery	7,553	7,815
	Cost Recovery, Pertamina E&P	1,864	1,893
	Cost Recovery, other PSC contractors	5,669	5,922
Source: BP Migas

INCREASE OF COST RECOVERY FOR LAST 3 YEARS IN INDONESIA

As shown in previous table, compared to 2005, cost recovery was higher in the next year. Commonly, Indonesian cost recovery for last 3 years have been increased. The increase was boosted by factors, namely:

1. Mature fields: most of the oil production fields in Indonesia are mature, already operating over 50 years. In general, more mature field means lower production and increasingly expensive cost used for operation/production. The natural decline rate of mature fields in Indonesia is above 10 percent.

2. High oil price: the high oil price increased upstream oil and natural gas activities throughout the world. The condition drives up competition to seek goods and services for the operational need of oil industry (drilling rig, steel, ship, crane barge, etc), so as to cause the price to increase drastically.

3. Small reserve fields: most of the recently developed fields have small reserves thus making the development cost unit high.

4. Unrecovered cost: when crude oil price is low, cost recovery of several working areas cannot be fully reimbursed and is thus postponed till next year. When oil price is high, as it is now, revenue is much bigger that the recovery of costs of the current year and unrecovered cost is possible. As a result, the recovery in the current year is bigger than that in the previous years.

5. Pertamina E&P: the entry of Pertamina as a PSC Contractors contributes to the increase in cost recovery, given that Pertamina E&P’s cost of oil production per barrel is bigger than the average cost of other contractors.

INDONESIAN COST RECOVERY VS OTHER COUNTRIES IN THE WORLD

The production cost of oil and gas increased not only in Indonesia but also all over the world. Compared to the cost increase in other countries, the rise in production cost in Indonesia is relatively low.

Data presented by OPEC in 2004 about cost recovery of oil in countries, such as Angola, China, The United States (Onshore), Russia, Gulf Of Mexico (GOM), and Canada show that cost recovery of oil and gas in Indonesia is lower than the average level in other countries.

CONCLUSIONS

1. Cost Recovery are all costs spent by contractor that reimbursed if the contractor succeeds in finding and producing oil before government and contractor take their shares of the out put.

2. Law series that uses to rule oil and natural gas activities in Indonesia are: Law No. 44/1960, Law No. 14/1963, Law No. 8/1971, Law No. 22/2001.

3. Now in Indonesia, According to Law No. 22/2001, upstream oil and natural gas business are executed on basis of Production Sharing Contract (PSC).

4. According to PSC system, cost included in cost recovery consist of non-capital cost in the current year and exploration, development, production operation and overhead cost, depreciation cost in the current year, depreciation cost in the previous year, and unrecovered cost.

5. The increase of cost recovery in Indonesia was boosted by factors, namely: mature field, high oil price, small reserve field, unrecovered cost of previous year, and entry of Pertamina E&P.

6. Cost recovery of oil and natural gas in Indonesia is lower than the average level in other countries.

REFERENCES

1. BPMIGAS, “2006 Annual Report,” BPMIGAS, Jakarta, 2007.

2. Sumiarso, Luluk, “Kebijakan dan Regulasi Sumber Daya Alam Minyak dan Gas Bumi,” paper presented at the Seminar Nasional Geologi ITB, Bandung, May 17th, 2008.

3. Indonesian Republic government, “Undang-undang Republik Indonesia Nomor 44 Tahun 1960,” Jakarta, 1960.

4. Indonesian Republic government, “Undang-undang Republik Indonesia Nomor 14 Tahun 1963,” Jakarta, 1963.

5. Indonesian Republic government, “Undang-undang Republik Indonesia Nomor 8 Tahun 1971 tentang Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara,” Jakarta, 1971.

6. Indonesian Repulic government, “Undang-undang Republik Indonesia Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi,” Jakarta, 2001.