RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA
1 Kekecualian Abah West Seno ditemukan tahun 1998 di produksi 5 Agustus 2003 (5 tahun) From: yanto R.Sumantri To: iagi-net Sent: Wed, December 8, 2010 10:21:44 AM Subject: [Fwd: RE: [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?] - Kelima, sedikitnya penemuan lapangan dengan katagori giant, kalaupun ada penemuan besar, butuh waktu yang sangat lama untuk bisa mulai berproduksi, bahkan mencapai belasan tahun. Coba saja kita lihat, lapangan Cepu (Banyu Urip dibor Humpuss tahun 1998, saat ini sudah berproduksi tapi belum full capacity), Tangguh (Roabiba ditemukan tahun 1990, Wiriagar Deep dan Vorwata tahun 1995&96, baru berproduski 2009!) dan Masela (ditemukan tahun 2000, baru akan produksi tahun 2016). Senoro Toili (Senoro ditemuan tahun 1999, entah kapan akan mulai berproduksi). Mbang .dan Rekan rekan Yang Anda tuliskan diatas sangat menarik , apakah Anda tahu alasan alasan apa saja yang menyebabkan keterlambatan dari pengembangan masig masong penemuan ??? Saya kira setiap lapangan tersebut diatas mempunyai alasan yang ber-beda 2. Terima kasigh atas pencerahannya.. si Abah. PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt & Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 22-25 November 2010 - 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 or its members 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. - PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt & Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 22-25 November 2010 - 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 or its members 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. - PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt & Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 22-25 November 2010 - To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id
RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA
Dari Wood Mac: REPORT OVERVIEW - New discoveries in South East Asia have dwindled in size by over 80% in the last ten years. The average oil or gas find is now smaller than in Europe, and new discoveries have replaced only 54% of the 10.2 billion barrels of oil equivalent produced between 2005 and 2009. This proportion has fallen to 30% and less, in some key provinces such as Thailand and Indonesia. Between 50 and 60 discoveries are still being made each year across the region, but these finds are getting dramatically smaller. Few fields of any scale or importance have been discovered in the last decade, and most new developments are of discoveries which were made more than ten years ago. There is no doubt that it has been a disappointing decade for the exploration drill-bit in South East Asia. Ironically, the exploration outlook still appears positive, and poised for a period of intense activity. Over the last five years, there has been an unprecedented surge in industry interest. Active licenses have doubled, and the number of participating companies has rocketed, particularly in Indonesia. By such measures, the exploration provinces of South East Asia have never been so popular. Nevertheless, the next few years will go a long way in determining the long-term scale and shape of the more prominent oil and gas industries in the region. Many of the most prospective areas are already licensed and the current suite of drilling commitments will test many of the larger and more attractive prospects, particularly in frontier areas. Salam, Herman -Original Message- From: Winderasta, Wikan (wikanw) [mailto:wik...@chevron.com] Sent: Thursday, December 09, 2010 8:36 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA Mas Doddy, Short term: - aggressive infill: untuk tipe light oil dengan konektifitas reservoir sangat baik dan strong water drive serta acre spacing <60 acre, biasanya secara umum reservoirnya sudah depleted. Tapi kalau bisa dibuat 3D model stratigraphy detail yang memisahkan penyebaran main channel (yang sudah depleted) serta area yang memiliki kualitas reservoir lebih buruk (facies shally sand di bagian channel margin atau tidal bar) maka bisa dikembangkan terlebih dahulu infill untuk bypassed oil di bagian yang shally sand tersebut. Kalau perlu dengan sumur horizontal. Untuk langsung ke WF (water flood / injeksi air), bisa saja asal ada modal dan memenuhi kriteria (baik subsurface maupun surface) - terutama kalau memang diperlukan untuk mendukung reservoir drive dan diprediksi porsi incremental recovery-nya menjanjikan. Sekarang juga direkomendasikan satu paket WF+EOR dalam arti sikuen penerapan EOR sudah direncanakan di awal agar lebih efektif melanjutkan performa WF. Cuma yang satu paket ini kami juga belum pernah mencoba, maklum dari dulu yang terpikir cuma langsung WF saja, sedangkan EOR-nya belakangan. Long term: - Unconventional oil dan gas --> Kalau di North America, yang jagoan mengembangkan unconventional oil/gas justru mid-size kumpeni, sedangkan kumpeni besar lebih jagoan untuk mengakuisisi mid-size kumpeni yang sudah berhasil. Kalau di Indonesia sepertinya akan terbalik, yang kumpeni besar yang sepertinya memulai meskipun pelan-pelan. At least sampai 1-3 tahun mendatang komitmennya masih dalam rangkaian kegiatan eksplorasi-appraisal program di wilayah operasi kerjanya masing-masing, terutama untuk tes play concept dan penguasaan teknologi eksploitasi. Tapi siapa tahu ada mid-size kumpeni yang lebih berani? Terima kasih juga atas partisipasinya dalam Harau Field Trip. Selain tight sandstone dari Formasi Brani di Harau, juga akan menarik untuk mengamati potensi source rock gas/oil shale di Formasi Sangkarewang (yang ini ada di tempat yang lain di Sumatra Barat, perlu field trip juga lagimaaf harus dicicil paket field tripnya :) Salam, Wikan -Original Message- From: Doddy Suryanto [mailto:dod...@pttep.com] Sent: Thursday, December 09, 2010 8:13 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA Mas Wikan, Dua term yang sampeyan kemukakan cukup menarik untuk ditindaklanjuti. Short term, - aggressive infill program di mature area > andai saja konektifitas dari reservoir cukup baik, apakah spacing 100m menjadi salah satu solusi? Apakah bisa di bypass ke long term dgn melakukan WF atau EOR? Terutama untuk sumur2 dalam yang biayanya tidak kecil. Untuk sumur2 onshore yang dangkal spt di CVX mungkin bisa dilakukan karena dgn biaya yang kecil pay off juga tidak perlu reserves besar. - POD secepatnya > setuju sekalicontoh di lapangan saya apabila sumur explorasi berhasil, perlu sekitar 3 bulan untuk mendapatkan production area dan sekitar 3 bulan utk production facility construction sehingga bisa dicapai long term production. Kalau dilakukan pararel perlu waktu sekitar 4-5 bulan untuk mendapatkan produksi yang menerus. Ini untuk kasus minyak. Ga
RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA
Mas Doddy, Short term: - aggressive infill: untuk tipe light oil dengan konektifitas reservoir sangat baik dan strong water drive serta acre spacing <60 acre, biasanya secara umum reservoirnya sudah depleted. Tapi kalau bisa dibuat 3D model stratigraphy detail yang memisahkan penyebaran main channel (yang sudah depleted) serta area yang memiliki kualitas reservoir lebih buruk (facies shally sand di bagian channel margin atau tidal bar) maka bisa dikembangkan terlebih dahulu infill untuk bypassed oil di bagian yang shally sand tersebut. Kalau perlu dengan sumur horizontal. Untuk langsung ke WF (water flood / injeksi air), bisa saja asal ada modal dan memenuhi kriteria (baik subsurface maupun surface) - terutama kalau memang diperlukan untuk mendukung reservoir drive dan diprediksi porsi incremental recovery-nya menjanjikan. Sekarang juga direkomendasikan satu paket WF+EOR dalam arti sikuen penerapan EOR sudah direncanakan di awal agar lebih efektif melanjutkan performa WF. Cuma yang satu paket ini kami juga belum pernah mencoba, maklum dari dulu yang terpikir cuma langsung WF saja, sedangkan EOR-nya belakangan. Long term: - Unconventional oil dan gas --> Kalau di North America, yang jagoan mengembangkan unconventional oil/gas justru mid-size kumpeni, sedangkan kumpeni besar lebih jagoan untuk mengakuisisi mid-size kumpeni yang sudah berhasil. Kalau di Indonesia sepertinya akan terbalik, yang kumpeni besar yang sepertinya memulai meskipun pelan-pelan. At least sampai 1-3 tahun mendatang komitmennya masih dalam rangkaian kegiatan eksplorasi-appraisal program di wilayah operasi kerjanya masing-masing, terutama untuk tes play concept dan penguasaan teknologi eksploitasi. Tapi siapa tahu ada mid-size kumpeni yang lebih berani? Terima kasih juga atas partisipasinya dalam Harau Field Trip. Selain tight sandstone dari Formasi Brani di Harau, juga akan menarik untuk mengamati potensi source rock gas/oil shale di Formasi Sangkarewang (yang ini ada di tempat yang lain di Sumatra Barat, perlu field trip juga lagimaaf harus dicicil paket field tripnya :) Salam, Wikan -Original Message- From: Doddy Suryanto [mailto:dod...@pttep.com] Sent: Thursday, December 09, 2010 8:13 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA Mas Wikan, Dua term yang sampeyan kemukakan cukup menarik untuk ditindaklanjuti. Short term, - aggressive infill program di mature area > andai saja konektifitas dari reservoir cukup baik, apakah spacing 100m menjadi salah satu solusi? Apakah bisa di bypass ke long term dgn melakukan WF atau EOR? Terutama untuk sumur2 dalam yang biayanya tidak kecil. Untuk sumur2 onshore yang dangkal spt di CVX mungkin bisa dilakukan karena dgn biaya yang kecil pay off juga tidak perlu reserves besar. - POD secepatnya > setuju sekalicontoh di lapangan saya apabila sumur explorasi berhasil, perlu sekitar 3 bulan untuk mendapatkan production area dan sekitar 3 bulan utk production facility construction sehingga bisa dicapai long term production. Kalau dilakukan pararel perlu waktu sekitar 4-5 bulan untuk mendapatkan produksi yang menerus. Ini untuk kasus minyak. Gas tentu saja perlu waktu lebih seperti Mas Noor kemukakan alasannya. Long term, - EOR > setuju sekali tetapi ya kembali case by case seperti di atas. - Unconventional oil dan gas > melakukan pemboran di play ini tidak susah tetapi exploitasinya yang menjadi pertanyaan. Mungkin teknik ini perlu dilakukan kumpeni2 yang mempunyai portfolio besar sehingga teknologi yang dimiliki bisa memungkinkan untuk melakukan exploitasi play ini. Hanya saja, berapa dari kumpeni besar yang mau menuju play ini di Indonesia? Mereka umumnya masih berfikir di conventional play. Di US kumpeni2 besar ini telah lama mengexplotasi play ini terutama di daerah mid continent. - New play/frontier exploration > ini wajib.hanya saja seperti diskusi2 sebelumnya. Kebanyakan kumpeni2 menunggu hasil pemboran kumpeni lain. Field trip? Sangat setuju. Kemarin Harau Field Trip sangat berkesan buat saya. Ternyata alluvial fan play di CSB sangat menarik untuk ditindak lanjuti. Play ini merupakan analog dari play yang ada di Phitsanulok Basin di Central Plains of Thailand. Disini saya rasa spacing merupakan isu yang menarik untuk dibahas selain fracturing di reservoirnya sendiri karena sifat dari reservoirnya yang sangat tight. Salam, -doddy- -Original Message- From: Winderasta, Wikan (wikanw) [mailto:wik...@chevron.com] Sent: Thursday, 09 December, 2010 7:42 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA Dari acara simposium tetangga (IATMI) dikemukakan 2 hal menyangkut produksi minyak ke depan di negara Indonesia. Short term: mencapai produksi 990.000 bopd 2013 (GOI-BPMIGAS) dan 1 jt bopd 2012 (IATMI). Resepnya: - Aggressive infill program di mature area ~100-200 pemboran sumur baru di blok/lapangan mature. - POD/POP lapangan baru
RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA
Mas Wikan, Dua term yang sampeyan kemukakan cukup menarik untuk ditindaklanjuti. Short term, - aggressive infill program di mature area > andai saja konektifitas dari reservoir cukup baik, apakah spacing 100m menjadi salah satu solusi? Apakah bisa di bypass ke long term dgn melakukan WF atau EOR? Terutama untuk sumur2 dalam yang biayanya tidak kecil. Untuk sumur2 onshore yang dangkal spt di CVX mungkin bisa dilakukan karena dgn biaya yang kecil pay off juga tidak perlu reserves besar. - POD secepatnya > setuju sekalicontoh di lapangan saya apabila sumur explorasi berhasil, perlu sekitar 3 bulan untuk mendapatkan production area dan sekitar 3 bulan utk production facility construction sehingga bisa dicapai long term production. Kalau dilakukan pararel perlu waktu sekitar 4-5 bulan untuk mendapatkan produksi yang menerus. Ini untuk kasus minyak. Gas tentu saja perlu waktu lebih seperti Mas Noor kemukakan alasannya. Long term, - EOR > setuju sekali tetapi ya kembali case by case seperti di atas. - Unconventional oil dan gas > melakukan pemboran di play ini tidak susah tetapi exploitasinya yang menjadi pertanyaan. Mungkin teknik ini perlu dilakukan kumpeni2 yang mempunyai portfolio besar sehingga teknologi yang dimiliki bisa memungkinkan untuk melakukan exploitasi play ini. Hanya saja, berapa dari kumpeni besar yang mau menuju play ini di Indonesia? Mereka umumnya masih berfikir di conventional play. Di US kumpeni2 besar ini telah lama mengexplotasi play ini terutama di daerah mid continent. - New play/frontier exploration > ini wajib.hanya saja seperti diskusi2 sebelumnya. Kebanyakan kumpeni2 menunggu hasil pemboran kumpeni lain. Field trip? Sangat setuju. Kemarin Harau Field Trip sangat berkesan buat saya. Ternyata alluvial fan play di CSB sangat menarik untuk ditindak lanjuti. Play ini merupakan analog dari play yang ada di Phitsanulok Basin di Central Plains of Thailand. Disini saya rasa spacing merupakan isu yang menarik untuk dibahas selain fracturing di reservoirnya sendiri karena sifat dari reservoirnya yang sangat tight. Salam, -doddy- -Original Message- From: Winderasta, Wikan (wikanw) [mailto:wik...@chevron.com] Sent: Thursday, 09 December, 2010 7:42 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA Dari acara simposium tetangga (IATMI) dikemukakan 2 hal menyangkut produksi minyak ke depan di negara Indonesia. Short term: mencapai produksi 990.000 bopd 2013 (GOI-BPMIGAS) dan 1 jt bopd 2012 (IATMI). Resepnya: - Aggressive infill program di mature area ~100-200 pemboran sumur baru di blok/lapangan mature. - POD/POP lapangan baru secepatnya Long term sustainability dari target 990.000-1.000.000 bopd (hingga 2030) Resepnya: - Penerapan EOR (enhance oil recovery) untuk meningkatkan field recovery - Pengusahaan Unconventional oil/gas - Pengusahaan new play/frontier exploration Workshop mengenai Kedua topik di bawah sangat menarik terkait masa depan industri migas di Indonesia. Kalau bisa ada acara field tripnya. Salam, Wikan -Original Message- From: herman.dar...@shell.com [mailto:herman.dar...@shell.com] Sent: Wednesday, December 08, 2010 6:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA was [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?] Menyambung tulisan Noor, saya juga sempat terpikir mengenai ide baru mengenai "new play" di Indonesia. Mungkin kita bisa dikelompokkan sbb . 1. New Play di mature area: Temanya sekitar Fractured Reservoir, Tight Gas, Oil Shale, CBM dll yang berhubungan dengan Unconventional Play, Deeper Play. Topik Unconventional Oil tentunya menjadi semarak di dunia international. Untuk Asia Tenggara yang relative punya sejarah migas yang cukup lama, topic unconventional ini juga sudah perlu dipikirkan lebih jauh. 2. New Play di area baru: Daerah-daerah yang masih relatif sedikit data dan perlu lebih banyak model geologi. Yang paling mudah adalah daerah yang sudah ada data seismiknya, misalnya Gorontalo Basin, Andaman Sea (India), Fore-arc Sumatra, Fore-arc Jawa, Arafura Sea. HD -Original Message- From: noor syarifuddin [mailto:noorsyarifud...@yahoo.com] Sent: Wednesday, December 08, 2010 7:24 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [Fwd: RE: [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?] IMHO, mungkin harus dibedakan pengembangan lapangan gas dan minyak. Kalau melihat contoh di bawah ini, maka sebagian besar adalah lapangan gas yang memang proses pengembangannya sangat tergantung tersedianya pihak pembeli. Kalau untuk lapangan di area yang sudah bagus sarana pendukungnya (infrastruktur maupun pasarnya), maka saya kira akan lebih cepat lagi. Untuk kasus Cepu, saya tidak berkomentar deh...soalnya kemungkinan tidak hanya soal teknis belaka. Namun saya setuju bahwa sekarang ini semakin sulit untuk menemukan gajah-gajah lagi. Salah satu jalan yang bisa ditemp
RE: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA
Dari acara simposium tetangga (IATMI) dikemukakan 2 hal menyangkut produksi minyak ke depan di negara Indonesia. Short term: mencapai produksi 990.000 bopd 2013 (GOI-BPMIGAS) dan 1 jt bopd 2012 (IATMI). Resepnya: - Aggressive infill program di mature area ~100-200 pemboran sumur baru di blok/lapangan mature. - POD/POP lapangan baru secepatnya Long term sustainability dari target 990.000-1.000.000 bopd (hingga 2030) Resepnya: - Penerapan EOR (enhance oil recovery) untuk meningkatkan field recovery - Pengusahaan Unconventional oil/gas - Pengusahaan new play/frontier exploration Workshop mengenai Kedua topik di bawah sangat menarik terkait masa depan industri migas di Indonesia. Kalau bisa ada acara field tripnya. Salam, Wikan -Original Message- From: herman.dar...@shell.com [mailto:herman.dar...@shell.com] Sent: Wednesday, December 08, 2010 6:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA was [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?] Menyambung tulisan Noor, saya juga sempat terpikir mengenai ide baru mengenai "new play" di Indonesia. Mungkin kita bisa dikelompokkan sbb . 1. New Play di mature area: Temanya sekitar Fractured Reservoir, Tight Gas, Oil Shale, CBM dll yang berhubungan dengan Unconventional Play, Deeper Play. Topik Unconventional Oil tentunya menjadi semarak di dunia international. Untuk Asia Tenggara yang relative punya sejarah migas yang cukup lama, topic unconventional ini juga sudah perlu dipikirkan lebih jauh. 2. New Play di area baru: Daerah-daerah yang masih relatif sedikit data dan perlu lebih banyak model geologi. Yang paling mudah adalah daerah yang sudah ada data seismiknya, misalnya Gorontalo Basin, Andaman Sea (India), Fore-arc Sumatra, Fore-arc Jawa, Arafura Sea. HD -Original Message- From: noor syarifuddin [mailto:noorsyarifud...@yahoo.com] Sent: Wednesday, December 08, 2010 7:24 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [Fwd: RE: [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?] IMHO, mungkin harus dibedakan pengembangan lapangan gas dan minyak. Kalau melihat contoh di bawah ini, maka sebagian besar adalah lapangan gas yang memang proses pengembangannya sangat tergantung tersedianya pihak pembeli. Kalau untuk lapangan di area yang sudah bagus sarana pendukungnya (infrastruktur maupun pasarnya), maka saya kira akan lebih cepat lagi. Untuk kasus Cepu, saya tidak berkomentar deh...soalnya kemungkinan tidak hanya soal teknis belaka. Namun saya setuju bahwa sekarang ini semakin sulit untuk menemukan gajah-gajah lagi. Salah satu jalan yang bisa ditempuh ya mungkin harus masuk daerah baru, diantaranya Indonesia Timur dengan target yang baru dan berbeda. Hal ini yang membuat symposium semacam "Mesozoikum PS" di Bandung kemarin menjadi semakin menarik dan diperlukan untuk diteruskan dari waktu ke waktu. Mungkin yang juga bisa juga diadakan seminar tentang "Fractured reservoir" atau "Tight Gas"... salam, From: yanto R.Sumantri To: iagi-net Sent: Wed, December 8, 2010 10:21:44 AM Subject: [Fwd: RE: [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?] - Kelima, sedikitnya penemuan lapangan dengan katagori giant, kalaupun ada penemuan besar, butuh waktu yang sangat lama untuk bisa mulai berproduksi, bahkan mencapai belasan tahun. Coba saja kita lihat, lapangan Cepu (Banyu Urip dibor Humpuss tahun 1998, saat ini sudah berproduksi tapi belum full capacity), Tangguh (Roabiba ditemukan tahun 1990, Wiriagar Deep dan Vorwata tahun 1995&96, baru berproduski 2009!) dan Masela (ditemukan tahun 2000, baru akan produksi tahun 2016). Senoro Toili (Senoro ditemuan tahun 1999, entah kapan akan mulai berproduksi). Mbang .dan Rekan rekan Yang Anda tuliskan diatas sangat menarik , apakah Anda tahu alasan alasan apa saja yang menyebabkan keterlambatan dari pengembangan masig masong penemuan ??? Saya kira setiap lapangan tersebut diatas mempunyai alasan yang ber-beda 2. Terima kasigh atas pencerahannya.. si Abah. PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt & Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 22-25 November 2010 - 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 I
Re: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA was [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?]
Signature bonus... Topik ini cukup lama di diskusikan di JSC, termasuk ϑëπƍάπ rekans di MIGAS ϑäπ BPMIGAS. Sekarang ini signature bonus sepertinya menjadi semacam "setoran wajib" dari KESDM ke GOI. Dalam press release pengumuman pemenang tender blok, selalu disebut jumlah SB Чάπƍ didapat.Däπ Чάπƍ paling critical, menjadi salah satu parameter utama dalam penentuan pemenang. Sehingga untuk perusahaan Чάπƍ memang serius ingin menggarap suatu blok, ini bisa menjadi batu sandungan Чάπƍ bisa mengakibatkan blok tsb lepas dari genggaman, walaupun 3-yr commitmentnya bagus. Di area Semai, sekarang ini ada satu blok yg telah berpindah tangan ke tangan investment company ϑäπ rasanya blok tsb belum di apa apakan sampai sekarang (CMIIR). Satu hal lagi, rupanya besaran SB îτϋ ditentukan dalam rapat komite yg juga dihadiri oleh PT (ITB,Unpad,UPN, UGM,Trisakti),salah satu parameternya adalah besaran potential reserves (pak Mino, mas Agus Guntoro mohon koreksinya jika salah). Sehingga тiϑάќ heran jika tahun lalu blok di wilayah Tomini bay, minimum sig bonusnya 5 jt USD (di tender sekarang sudah turun lagi). Pertanyaannya, apakah KESDM ini mau mengumpulkan setoran "fresh money" sebanyak banyaknya atau mau meningkatkan produksi. Tentu jika boleh sih milih kedua duanya, tapi jika harus memilih? Wass YI (Maaf тiϑάќ bisa menghapus tail dibawah) Sent from my BlackBerry® powered by Sinyal Kuat INDOSAT -Original Message- From: Date: Wed, 8 Dec 2010 12:01:54 To: Reply-To: Subject: [iagi-net-l] NEW VENTURE INDONESIA was [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?] Menyambung tulisan Noor, saya juga sempat terpikir mengenai ide baru mengenai "new play" di Indonesia. Mungkin kita bisa dikelompokkan sbb . 1. New Play di mature area: Temanya sekitar Fractured Reservoir, Tight Gas, Oil Shale, CBM dll yang berhubungan dengan Unconventional Play, Deeper Play. Topik Unconventional Oil tentunya menjadi semarak di dunia international. Untuk Asia Tenggara yang relative punya sejarah migas yang cukup lama, topic unconventional ini juga sudah perlu dipikirkan lebih jauh. 2. New Play di area baru: Daerah-daerah yang masih relatif sedikit data dan perlu lebih banyak model geologi. Yang paling mudah adalah daerah yang sudah ada data seismiknya, misalnya Gorontalo Basin, Andaman Sea (India), Fore-arc Sumatra, Fore-arc Jawa, Arafura Sea. HD -Original Message- From: noor syarifuddin [mailto:noorsyarifud...@yahoo.com] Sent: Wednesday, December 08, 2010 7:24 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [Fwd: RE: [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?] IMHO, mungkin harus dibedakan pengembangan lapangan gas dan minyak. Kalau melihat contoh di bawah ini, maka sebagian besar adalah lapangan gas yang memang proses pengembangannya sangat tergantung tersedianya pihak pembeli. Kalau untuk lapangan di area yang sudah bagus sarana pendukungnya (infrastruktur maupun pasarnya), maka saya kira akan lebih cepat lagi. Untuk kasus Cepu, saya tidak berkomentar deh...soalnya kemungkinan tidak hanya soal teknis belaka. Namun saya setuju bahwa sekarang ini semakin sulit untuk menemukan gajah-gajah lagi. Salah satu jalan yang bisa ditempuh ya mungkin harus masuk daerah baru, diantaranya Indonesia Timur dengan target yang baru dan berbeda. Hal ini yang membuat symposium semacam "Mesozoikum PS" di Bandung kemarin menjadi semakin menarik dan diperlukan untuk diteruskan dari waktu ke waktu. Mungkin yang juga bisa juga diadakan seminar tentang "Fractured reservoir" atau "Tight Gas"... salam, From: yanto R.Sumantri To: iagi-net Sent: Wed, December 8, 2010 10:21:44 AM Subject: [Fwd: RE: [iagi-net-l] Pemenang Regular Tender 2010 hanya 3 blok - Migas S.O.S ?] - Kelima, sedikitnya penemuan lapangan dengan katagori giant, kalaupun ada penemuan besar, butuh waktu yang sangat lama untuk bisa mulai berproduksi, bahkan mencapai belasan tahun. Coba saja kita lihat, lapangan Cepu (Banyu Urip dibor Humpuss tahun 1998, saat ini sudah berproduksi tapi belum full capacity), Tangguh (Roabiba ditemukan tahun 1990, Wiriagar Deep dan Vorwata tahun 1995&96, baru berproduski 2009!) dan Masela (ditemukan tahun 2000, baru akan produksi tahun 2016). Senoro Toili (Senoro ditemuan tahun 1999, entah kapan akan mulai berproduksi). Mbang .dan Rekan rekan Yang Anda tuliskan diatas sangat menarik , apakah Anda tahu alasan alasan apa saja yang menyebabkan keterlambatan dari pengembangan masig masong penemuan ??? Saya kira setiap lapangan tersebut diatas mempunyai alasan yang ber-beda 2. Terima kasigh atas pencerahannya.. si Abah. PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt & Bdg), 5 departemen, banyak biro... ---
