Pemerintah Pastikan Insentif 10% untuk EOR dalam Skema Gross Split
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memastikan pemberian insentif untuk program tingkat lanjut Enhanced Oil Recovery (EOR) untuk menggenjot produksi minyak di sumur tua dalam skema bagi hasil gross split. Insentifnya berupa tambahan bagi hasil, bagi Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang menerapkan program EOR.
“Yang bener EOR itu sesuai Permen gross split dapat 10%, lihat aja di Permen gross split,” kata Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Djoko Siswanto, di Jakarta, Selasa (13/3).
Pemberian insentif ini dijelaskan dalam Peraturan Menteri ESDM Nomor 8 Tahun 2017. Pasal 5 aturan tersebut menyebutkan dalam pelaksanaan kontrak bagi hasil gross split ditetapkan besaran bagi hasil awal (base split) yakni 57% bagian negara sementara 43% bagian kontraktor untuk minyak bumi dan 52% bagian negara dan 48% bagian kontraktor untuk gas bumi. Tambahan bagi hasil untuk program EOR diberikan sebesar 5%.
(Baca: Aturan Terbit, Kontrak Migas Gross Split Bertabur Insentif)
Sementara itu, dalam Permen ESDM 52/2017 tentang Perubahan Atas Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017, menyebutkan komponen split bagian kontraktor yang melakukan kegiatan EOR dinaikkan menjadi 10%. Permen ini juga menjelaskan kegiatan EOR untuk melepas minyak yang melekat pada batuan reservoir.
Ada beberapa cara yang dilakukan dalam kegiatan ini, misalnya teknologi steam flooding, CO2, bioteknologi, vibrasi, dan elektromagnetik. Lalu ada teknologi injeksi bahan kimia, peledakan reservoir, dan perekahan nonkonvensional.
Pertamina EP Kembangkan Inovasi untuk Meningkatkan Produksi
Terkait insentif ini, Direktur Pengembangan PT Pertamina EP John H. Simamora mengatakan KKKS perlu mendapatkan insentif agar mau melakukan program EOR. Tingginya risiko EOR, membuat investor memerlukan kepastian dan mempertimbangkan skala keekonomian sebelum melakukan upaya produksi dengan teknologi tersebut.
Mahalnya biaya EOR menjadi salah satu pertimbangan utama bagi Perusahaan untuk penerapannya. “Tentunya dengan adanya insentif tertentu dapat memberikan dorongan kepada investor untuk melakukan kegiatan EOR," ujarnya. (Baca: Tingkatkan Produksi, Pertamina EP Genjot Program EOR di 9 Lokasi)
Dia juga mengklarifikasi pernyataan sebelumnya mengenai adanya kekhawatiran sistem bagi hasil gross split dapat menghambat EOR. John menyampaikan bahwa yang dimaksud adalah terkait dengan iklim investasi.
Saat ini, Pertamina EP sedang melakukan kegiatan EOR dan program lainnya untuk mengejar peningkatan produksi. John mengatakan perusahaannya berencana mengusulkan tiga proyek waterflood yaitu pada Struktur Tempino, Kenali Asam, dan Bajubang.
Harapannya, keputusan final (Final Investment Decision) program tersebut dapat terealisasi tahun ini juga. Upaya lainnya yang dilakukan oleh Pertamina EP adalah memperbanyak jumlah proyek pemboran, memperbanyak workover yang berkualitas, dan meningkatkan jumlah sumur produksi.
Pertamina EP memang mempunyai beberapa inovasi seperti monobore, coiled tubing drilling, casing drilling, dan well log cement. Proses perbaikan yang Pertamina EP lakukan untuk meningkatkan produksi migas adalah memperbanyak identifikasi peluang penambahan cadangan dan produksi.
(Baca: Pertamina Klaim Jadi KKKS Pertama yang Terapkan Full Scale EOR)
Pada dasarnya, pengembangan lapangan minyak akan melalui tiga tahapan yaitu primary, secondary, dan tertiary. Saat ini, lapangan-lapangan Pertamina EP telah melalui proses primary dan menuju proses secondary dan tertiary.
Dengan nilai remaining reserves masih cukup besar, implementasi pattern waterflood dan EOR akan mengoptimalkan produksi minyak hingga 8.21 BSTB. Terdapat lima proyek secondary (waterflood) yang sedang berjalan yaitu Struktur Jirak, Ramba, Tanjung, Belimbing, dan Rantau dengan total investasi sebesar US$ 776 juta.
Salah satu alternatif penambahan cadangan melalui teknologi EOR tersebut. Pertamina EP telah memulai chemical EOR berupa polymer di Lapangan Tanjung. Teknologi injeksi polimer ini merupakan teknologi yang terbukti dan diimplentasi lebih dari 30 tahun di berbagai lapangan minyak di dunia.
Perkiraan produksi kumulatif minyak diharapkan 245 MMSTB melalui waterflood tadi dengan puncak produksi 60 ribu bopd pada 2026. Sedangkan tahap tertiary akan menghasilkan produksi kumulatif 133 MMSTB dengan puncak produksi sebesar 30 ribu bopd pada 2030.
