Petroleum Engineer

Tantangan 

DalamMencari Prospek 

Migas Baru 

Dewasa ini industri hulu migas tengah menghadapi tiga tantangan utama. 
Pertama, bagaimana menemukan potensi hidrokarbon pada frontier area melalui kegiatan eksplorasinya. Kedua, pemanfaatan teknologi untuk mengoptimalkan produksi di lapangan-lapangan migas yang sedang dikelola. Dan ketiga, mengembangkan temuan-temuan migas baru di area yang sudah mature. 

Sejauh ini issue yang ketiga yang paling memberikan dampak besar terhadap suplai migas dunia dalam jangka waktu dekat ini. 

Keberhasilan dalam menemukan cadangan-cadangan migas baru, khususnya di frontier area, masih merupakan barang mewah dan mahal, yang belum tentu setiap oil company mampu mendapatkannya. Seperti kata Robin Hamilton (Team Leader Shell International E&P, Hous-ton), bahwa successful frontier exploration is the industry champagne and caviar. Sementara itu, keberhasilan penemuan prospek-prospek mi-gas baru di mature area merupakan makanan pokoknya atau bread and butter. Walaupun kepuasan para eksplorasionis jauh berbeda saat menemukan cadangan baru dari frontier area dibanding dengan menemukan prospek di area yang sudah mature. 


Intellectual White Space 

Pada American Association of Petroleum Geologist (AAPG) Annual Convention, yang diselenggarakan pada akhir Maret 2007 yang baru lalu diselenggarakan di Long Beach, Cali-fornia, Robin Hamilton, bersama timnya, akan mempresentasikan sebuah kajian yang me-narik, yang akan menawarkan sebuah play methodology yang diterapkan di perusahaan tersebut. 

Presentasi ilmiah yang bertajuk Identifying New Material Hydrocarbon Plays : The Challenge and an Approach ini akan menceritakan ba-gaimana proses prospect generation yang dila-kukan oleh Shell. Menurut Hamilton, pende-katan yang digunakan tersebut antara lain bagaimana menganalogikan metode yang di-gunakan oleh perusahaan-perusahaan migas independen dalam melakukan eksploitasi di mature area. 

Yang sedikit mengejutkan adalah kesuk-sesan Shell dalam membuktikan 80 play concept-nya, yang menghasilkan rata-rata 500 MMB-OE, bukan didorong (drive) oleh teknologi saat ini, tapi lebih didominasi oleh kemampuan mengembangkan model geologi, seperti yang dikatakannya bahwa What was the critical success factor? New technology didn’t make the top of the list. By far the predominant factor across the board was the development of a new geological model. 

Dan yang lebih mengejutkan lagi adalah faktor keberuntungan merupakan kunci sukses yang kedua.. ”…..And the second was serendipity — plain luck,” kata Hamilton 

Lebih jauh Hamilton akan menjelaskan bahwa banyak play concept dihasilkan karena terinspirasi oleh operator-operator independen kecil yang melakukan kegiatan eksploitasi migas di area yang sudah mature. 

Saat beberapa tim melakukan studi untuk mengembangkan konsep-konsep baru dalam mendapatkan prospek migas baru di frontier area, besar sekali jurang pengetahuan atau gaps in knowledge yang berhubungan dengan geologi cekungan dan petroleum system. Namun demikian, justru pada area yang disebut intellectual white space inilah play concept yang baru banyak dikembangkan. Bahkan tidak hanya intellectual white space tetapi juga technical white space, karena minimnya data yang dapat digunakan untuk menganalisa geologi cekungan tersebut. 

Salah satu cara mengembangkan play concept baru adalah dengan melihat secara regional berdasarkan pemahaman teknis yang pernah ada di suatu cekungan. Kemudian melakukan analog petroleum system yang mempunyai kemiripan dengan cekungan tersebut. Cara lainnya adalah membandingkan dengan petroleum system yang dihasilkan dari data sumur yang pernah dibor. 


Pendekatan Forensik 

Pendekatan empiris yang dilakukan Shell banyak mengajukan pertanyaan-pertanyaan yang spesifik, khususnya hal-hal yang banyak tidak diketahui dalam mencari kemungkinan-ke-mungkinan yang sebelumnya tidak terlihat. Kita tidak seperti sedang menggunakan pisau saat memotong kue dalam melakukan kajian petro-leum system, melainkan dengan memaksa kita untuk selalu bertanya dan bertanya. Kuncinya adalah kecepatan dalam menyemai ide-ide baru. 

Ketika kita bicara melangkah ke target lebih dalam, maka pertanyaan yang muncul adalah ada apa di sana? Apa kendalanya? Begitu juga ketika kita mau melangkah ke shallow target atau out step, maka dengan cepat kita bisa membanding-kannya dengan konsep-konsep yang pernah di-implementasikan dalam area-area yang sudah produksi. 

Metode seperti ini lebih mendekati pende-katan forensic. Misalnya, ketika kita tahu bahwa kita sedang berada pada kondisi geologi deltaic, maka pertanyaan yang muncul adalah berapa maksimum kedalaman kita masih dapat mene-mukan porositas reservoir yang masih ekono-mis.Kadang-kadang tidak setiap langkah seperti ini akan memberikan kesuksesan yang cepat, tetapi paling tidak kita telah melakukan evaluasi yang cepat dalam menghasilkan prospek-prospek baru. 

Saat kita berada di alam play baru, itu meru-pakan situasi yang sangat mengesankan to hit the home run…… Apalagi saat kita melakukan pem-boran sumur pertama, yang merupakan ujian pertama terhadap kebenaran konsep kita. Hal yang penting di sini adalah melakukan evaluasi terhadap suatu geological play concept secara cepat. 


Pemahaman Geolog 

Steve Brachman (pemenang the best oral pre-sentation at the 2006 AAPG Annual Meeting, geologist dari perusahaan minyak Pogo Producing Co. dan saat ini President for Hous-ton Geological Society (HGS), akan mempre-sentasikan mengenai penemuan-penemuan migas pada zona baru di Northern Lafourche Parish, Lousiana sebesar 600 BCF di area yang sudah mature. Pogo bersama mitranya telah menghasilkan 13 sampai 15 prospek baru dan telah membuktikan 10 prospek yang sukses menghasilkan migas pada zona reservoir baru. 

Penemuan ini diawali dengan pemahaman geologi regional dengan menggunakan data sumur, log, seismik 2D (dua dimensi) dan data pendukung lainnya. Kriteria yang digunakan adalah fokus pada kompleksitas struktur geologi dan stratigrafi, serta sifat-sifat reservoir dari berbagai zona lapisan. Kompleksitas geologi ini juga telah mendorong untuk me-lakukan survei 3D seismik sebagai pendekatan akhirnya. 

Kemudian langkah selanjutnya adalah melakukan analog antara zona-zona produksi yang telah kita ketahui dengan potensi baru dari hasil studi, sehingga penemuan zona reservoir prospektif yang baru akan menambah peluang terhadap tambahan produksi. 

Pendekatan ketiga adalah membandingkan antara produksi dengan potensi yang telah diproyeksikan. 

Hal yang tak kalah pentingnya adalah pendekatan keekonomian saat akan melakukan survey seismik 3D, mengingat investasi yang sangat mahal, terutama saat kita mencari mitra dalam berinvestasi. Kita harus mampu me-yakinkan top management untuk melaksanakan proyek ini karena akan memberi dampak ekonomi yang signifikan. 

Pemahaman akan kondisi geologi berdasar-kan kajian data seismik 2D akan menjadi faktor kritis sebelum melakukan investasi untuk survey seismik 3D. Karena hasil survei seismik 3D merupakan penajaman dan peningkatan akurasi dari interpretasi data survei seismik 2D. 


Bagaimana di Pertamina 

Seperti yang pernah saya singgung dalam artikel Upaya Peningkatan Cadangan Migas (War-ta Pertamina, Desember 2006 ), bahwa di Direktorat Hulu, khususnya di PT Pertamina EP, telah dibentuk beberapa proyek akselerasi yang bertujuan untuk mempercepat penemuan cadangan baru, peningkatan produksi dan optimalisasi produksi dari lapangan-lapangan yang sudah mature (brown field). 

Percepatan eksplorasi up side potential di area Pondok Tengah dan shallow target di area Cepu, merupakan bentuk pencarian cadangan migas baru pada area-area yang sudah mature, dengan mengembangkan konsep-konsep geologi baru. 

Penemuan migas pada zona reservoir baru, seperti pada lapisan conglomerates Formasi Pre-Talang Akar (Pre TAF) di sumur PDT-09, merupakan bukti masih banyak peluang yang dapat dikembangkan untuk mendapatkan cadangan baru melalui intensifikasi di daerah yang sudah mature. 

Bahkan pada saat tulisan ini diketik, saya mendapat laporan hasil uji kandungan lapisan (UKL) yang pertama di sumur eksplorasi Randegan Utara (RDU)-1 telah ditemukan hid-rokarbon, yang semakin memberi keyakinan pada eksplorasionis untuk terus mengembang-kan konsep-konsep geologi baru melalui studi-studi yang lebih intensif dan terintegrasi. 

Sementara pencarian cadangan migas baru melalui intensifikasi dan pengembangan kon-sep-konsep geologi baru di area mature terus digalakkan, Pertamina EP juga tengah giat-giatnya melakukan studi pengembangan pro-yek Enhance Oil Recovery (EOR), yang diawali tahun 2007 ini dan diharapkan sudah mulai melakukan melakukan pilot project beberapa sumur pada tahun 2008. Pada tahun 2009 diperkirakan sudah dapat memberikan kon-tribusinya dan puncaknya diproyeksikan pada tahun 2012 dengan kontribusi puncaknya se-kitar 23,000 BOPD. Beberapa teknologi akan diaplikasikan dalam rangka optimalisasi pro-duksi pada lapangan-lapangan tua ini seperti Water Flooding, injeksi Polymer, dan CO2. 

Kabar gembira lainnya adalah berhasilnya Pertamina yang bermitra dengan Statoil (Nor-wegia) mendapatkan blok eksplorasi baru, yaitu Blok Karama, di offshore Kalimantan Timur. Para eksplorasionis menilai blok baru ini adalah lahan yang menantang, yang merupakan Deep Water Area, baik dari sisi operasi (kedalaman laut lebih dari 1000 m), maupun dari sisi target reservoirnya, yang umumnya merupakan sedimen laut dalam. Keberhasilan mengakuisisi blok baru ini dan dalam melakukan penemuan cadangan baru di masa depan akan menjadi-kannya champagne & caviar-nya Pertamina. 

Semoga keberhasilan-keberhasilan dalam mendapatkan cadangan baru di area mature, mengoptimalisasikan produksi di lahan-lahan brown field, serta mendapatkan new discovery di blok baru yang penuh resiko ini, merupakan jawaban tepat terhadap beberapa tantangan industri perminyakan saat sekarang, seperti yang disinggung oleh Robin Hamilton di awal tulisan ini.

MENJAGA PASOKAN KILANG-KILANG PERTAMINA. 


Bekerjanya kilang-kilang Pertamina secara optimum, salah satunya tergantung pada pasokan minyak mentah (crude oil) yang kontinyu dan selalu tersedia tepat waktu, tepat jumlah, tepat harga dan tepat kualitas. Nah, siapa yang mengetahui apa dan berapa kebutuhan optimum kilang-kilang Pertamina ini, selain orang-orang Pengolahan sendiri? 

Dengan landasan pemikiran seperti itulah, dibentuk fungsi Pengadaan Minyak Mentah dan Intermedia (Ada MM & I - P) pada Oktober 2006 lalu, di bawah Divisi Perencanaan dan Pengaadaan - Dit. Pengolahan. Fungsi tersebut dijaga oleh Ir. Priyo Utomo, kelahiran Yogya-karta, 3 Maret 1954, sebagai Manajer Pengadaan Minyak Mentah dan Intermedia. 

Tugas utama fungsi baru ini adalah mengadakan mi-nyak mentah dan intermedia yang sesuai dengan operasi kilang Pertamina. “Yang kedua, ialah security of supply dari penyediaan minyak mentah maupun intermedia, yang harus dijaga,” kata Priyo, lulusan dari UPN ”Veteran” Yogyakarta tahun 1980. 

Selain itu dua tugas lainnya ialah kelancaran proses administrasi dan pembayaran terhadap pemasok dan proses pengadaan yang fair dan menguntungkan Pertamina. 

Posisi pengadaan minyak mentah dikenal dua jenis. Pertama, pengadaan domestik, yang berhubungan dengan kontraktor production sharing (KPS) yang ada di bawah BP Migas. Pengadaan ini melalui entitlement, yaitu hak Peme-rintah yang diolah di Pertamina, maupun minyak mentah domestik yang ditawarkan kepada Pertamina melalui negosiasi. Dan yang kedua, karena shortage growth untuk minyak mentah, maka Pertamina juga mengadakan minyak mentah dari luar (impor). “Yang terakhir ini ada dua cara juga , yaitu“terms dan“spot. Terms itu merupakan kontrak berjangka yang biasanya satu tahun kepada perusahaan afiliasi Pertamina, atau langsung dari Producer. Sedangkan cara spot, yaitu dengan membeli langsung dari pasar dengan melalui proses lelang,” tutur alumnus BPST angkatan VII tahun1981 yang memulai karirnya di UP II Dumai.. Semua ini dalam rangka strategi menjaga stabilitas harga dan memperoleh kontinyuitas pasokan serta proses pengolahan yang optimum pada kilang-kilang Pertamina.” 

Dalam tugasnya ini, Priyo melihat permasalahan utamanya terletak pada komunikasi yang baik dengan fungsi-fungsi lain. “Karena kilang harus jalan terus-menerus, sementara pengadaan minyak harus kita maintain secara terus-menerus juga,” imbuhnya lagi. 

Selain minyak domestik yang harus diatur, Priyo juga harus memonitor minyak impor yang datang dari jauh, seperti dari Timur Tengah atau Nigeria. “Kita harus terus memonitor mereka saat mereka loading minyak dari tangki ke kapal, sampai posisi di mana mereka berada, agar diperoleh kepastian baik untuk keperluan kilang maupun ketepatan proses administrasi” jelas Priyo yang hobi bermain musik ini. 

Dalam pekerjaannya ini, fungsi yang dipimpinnya banyak bekerjasama dengan berbagai pihak antara lain : fungsi-fungsi internal seperti Perencanaan Operasi-P, Supply Chains BBM, Perkapalan, Keuangan, SDM dan Hukum serta unit-unit operasi setempat.”Sedangkan dengan fungsi external, kerjasama juga harus dijaga dengan baik seperti dengan BP Migas dan KKKS (dalam weekly ship coord. meeting), dan dengan para pemasok. Priyo menegaskan dalam tugasnya ini terkadang juga terdapat konflik, namun konflik tersebut harus bisa diselesaikan dengan pendekatan profesional ataupun melalui proses negosiasi. “Misalnya dari pemasok menetapkan tanggal 5. Kemudian berubah menjadi tanggal 20. Nah, itu jadi persoalan, karena perubahan tersebut akan merusak perencanaan operasi kilang. Sehingga kami harus menegosiasikan tanggal berapa yang tepat, tanpa mengganggu jalannya operasi kilang,” cerita Priyo Utomo memberikan contoh. 

Memandang kembali tugas yang saat ini dipegang, Priyo mengakui cukup berat, apalagi merintis fungsi yang sama sekali baru di Direktorat Pengolahan. “Namun berkat dukungan Manajemen Dit. Pengolahan dan dorongan atasan langsung, memotivasi saya untuk menyelesaikan setiap tugas yang diberikan pada saya, dan saya laksanakan semaksimal mungkin,” katanya sembari menceritakan awal ia harus membangun fungsi baru ini. “Untungnya saya mempunyai jaringan komunikasi yang baik dengan kawan-kawan di fungsi lain, sehingga banyak yang membantu terutama dalam tata kerja organisasi dan rekrutmen orang-orangnya. Secara operasional pun kami dibantu oleh kawan-kawan dari fungsi Niaga MM & BBM maupun SBTI, sehingga secara bertahap pekerjaan ini dapat kami kuasai sepenuhnya .“ 

Ia juga menjelaskan bahwa di fungsi Pengadaan MM/I, ia bersama jajarannya berusaha menghapus sistim komunikasi dengan hard copy, dan menggantinya melalui komunikasi elektronik lewat e-mail, ternyata lebih cepat dan efisien. ”Selain itu, sekarang kami masih membangun sistim lelang MM/I dengan system E-Proc (electric procurement),” demikian tandas Priyo yang mahir bermain saxofone dan flute dalam band keluarga bersama anak-anaknya.

Apa Itu Gas Alam ? 

Gas alam seperti juga minyak bumi merupakan senyawa 

hidrokarbon (Cn H2n+2) yang terdiri dari campuran 

beberapa macam gas hidrokarbon yang mudah terbakar dan non-hidrokarbon seperti N2, CO2 dan H2S. Umumnya gas yang terbentuk sebagian besar dari metan CH4, dan dapat juga termasuk etan C2H6 dan propan C3H8. Komposisi gas alam bervariasi, tetapi umumnya tipikal gas alam (sebelum dilakukan pemrosesan) adalah seperti pada tabel di bawah ini. 
Gas alam yang didapat dari dalam sumur di bawah bumi, biasanya ber-gabung dengan minyak bumi. Gas ini disebut sebagai gas associated. Ada juga sumur yang khusus menghasilkan gas, sehingga gas yang dihasilkan disebut gas non associated. Sekali dibawa ke atas permukaan bumi, terhadap gas dila-kukan pemisahan untuk menghilang-kan impurities seperti air, gas-gas lain, pasir dan senyawa lainnya. Beberapa gas hidrokarbon seperti propan (C3H8) dan butan (C4H10) dipisahkan dan dijual secara terpisah. Setelah diproses, gas alam yang bersih ditransmisikan ke titik-titik penggunaan melalui jaringan pipa, yang jauhnya dapat mencapai ribuan kilometer. Gas alam yang dikirim melalui pipa tersebut merupakan gas alam dalam bentuk yang murni karena hampir seluruhnya adalah metan (CH4). 

Gas alam yang dikirim tersebut merupa-kan ‘dry gas’ atau ‘gas kering’. Metan adalah molekul yang dibentuk oleh satu atom karbon dan empat atom hidrogen sebagai CH4. Gas metan mudah terbakar dimana secara kimia terjadi reaksi antara metan dan oksigen yang hasilnya berupa karbon di-oksida (CO2), air (H2O) ditambah sejumlah besar energi, sebagaimana persamaan be-rikut : 

CH4[g] + 2 O2[g] CO2[g] + 2 H2O[50] + 891 kJ 

  

Pengukuran Gas Alam 

Gas alam dapat diukur dalam sejumlah cara. Sebagai gas, ia dapat diukur melalui volume pada temperatur dan tekanan nor-mal, dinyatakan dalam cubic feet (CF), yang umumnya dipakai dalam ribuan cubic feet (MCF), jutaan cubic feet (MMCF), atau triliun cubic feet (TCF). Gas alam juga sering diukur dan dinyatakan dalam British thermal unit (BTU). Satu BTU adalah sejumlah gas alam yang akan menghasilkan energi yang cukup untuk memanaskan satu pound air dengan satu derajat pada tekanan normal. Satu cubic feet gas alam mengan-dung sekitar 1,027 BTU. Gas alam yang dikirim melalui pipa di USA, diukur dalam satuan ‘therms’ untuk penggunaan pemba-yaran. Satu ’therm’ adalah ekivalen dengan 100.000 BTU, atau sekitar 97 SCF gas alam. 

  

Konsumsi Gas Alam Dunia 

Gas alam dewasa ini telah menjadi sumber energi alternatif yang banyak digunakan oleh masyarakat dunia untuk berbagai keperluan, baik untuk perumahan, komersial maupun industri. Dari tahun ke tahun penggunaan gas alam selalu meningkat. Hal ini karena banyaknya keuntungan yang didapat dari penggunaan gas alam dibanding dengan sumber energi lain. Energi yang dihasilkan gas alam lebih efisien. Tidak seperti halnya dengan minyak bumi dan batu bara, penggunaannya jauh lebih bersih dan sangat ramah lingkungan sehingga tidak menimbulkan polusi terhadap lingkungan. Disamping itu, gas alam juga mempunyai beberapa keunggulan lain, seperti tidak berwarna, tidak berbau, tidak korosif dan tidak beracun. 

Apabila kita lihat pertumbuhan konsumsi gas alam dunia dalam 20 (dua puluh) tahun ke depan berdasarkan data dan proyeksi dari Energy Information Administration (USA) dalam International Energy Outlook tahun 2002, maka proyeksi konsumsi gas alam dunia akan mencapai 162 trilliun cubic feet (TCF) pada tahun 2020. Jumlah ini merupakan 2 (dua) kali konsumsi pada tahun 1999 yang sebesar 84 TCF. Kalau pada tahun 1999 pangsa pasar gas alam dibandingkan sumber energi lain adalah 23%, maka pada tahun 2020 diproyeksikan akan naik menjadi 28%. 

  

Cadangan Gas Alam Dunia 

Berdasarkan data dari Natural Gas Fundamentals, Institut Francais Du Petrole pada tahun 2002, cadangan terbukti (proved reserves) gas alam dunia ada sekitar 157.703 109 m3 atau 142 Gtoe (1000 m3 = 0,9 toe). Jumlah cadangan ini jika dengan tingkat konsumsi sekarang akan dapat bertahan sampai lebih dari 60 tahun. Apabila kita bandingkan dengan cadangan minyak dunia, maka berdasarkan tingkat konsumsi sekarang, minyak bumi hanya akan dapat bertahan sampai 40 tahun ke depan saja. Namun demikian, penemuan baru cadangan gas alam umumnya lebih cepat daripada tingkat konsumsinya. Pada tahun 1970, cadangan terbukti gas alam dunia hanya sekitar 35 Gtoe. Dengan asumsi konsumsi sebesar 47 Gtoe, berarti selama 30 tahun terakhir tambahan cadangan gas alam adalah sebesar 154 Gtoe. 

Dengan menggunakan metode estimasi yang konvensional, total sumber gas alam dunia dapat mencapai 450 gtoe, sedangkan apabila estimasi berdasarkan unconventional yang tingkat ketidakpastiannya lebih tinggi maka sumber gas alam dapat mencapai 650 gtoe. Cadangan gas alam tersebar di seluruh benua, dengan cadangan terbukti (proved reserves) terbesar berada pada negara-negara pecahan Uni Soviet dan Timur Tengah.

Jakarta, Monday, July 28 2008 (08:06) 
PT Pertamina (Persero) sepakat melakukan kerja sama dengan PT Pelabuhan Indonesia (Pelindo) II membangun kilang serta mengoperasikan sarana dan prasarana terminal khusus Kilang Banten Bay di Pelabuhan Internasional Bojonegara. Penandatanganan MoU tersebut dilakukan oleh Direktur Utama Pertamina Ari. H. Soemarno dengan Direktur Utama Pelindo II A. Syaifuddin, dan disaksikan oleh Menteri Negara BUMN Sofyan A. Djalil di Lantai 21 Kementerian Negara BUMN Jakarta, Rabu (16/7). Pembangunan tersebut dilakukan di sebagian lahan Hak Pengelolaan Lahan (HPL) PT Pelindo II. Maksud dan tujuan dilaksanakannya MoU adalah menyiapkan hal-hal yang berhubungan dengan penggunaan sebagian HPL tersebut, untuk pembangunan kilang, pembangunan dan pengoperasian sarana serta prasarana terminal khusus Banten Bay yang meliputi evaluasi dan kajian teknis, ekonomis, komersial dan yuridis sebagai landasan proyek tersebut. Untuk pengelolaan kilang tersebut, Pertamina akan bekerjasama dengan perusahaan minyak Iran dan Malaysia. Menurut rencana, proses pembangunan kilang minyak ini akan memakan waktu sekitar tiga tahun. Terhitung mulai tahun 2009 sampai dengan 2012. Diharapkan produksi tahap awal kilang tersebut menghasilkan sebesar 150.000 barel minyak per hari.•NDJ

Jakarta, Monday, June 01 2009 (00:05) 
Terhitung tanggal 1 Juli 2009 pukul 00.00 WIB harga BBM non-subsidi Pertamina yang terdiri dari Pertamax, Pertamax Plus dan Pertamina Dex kembali mengalami perubahan harga) sebagai berikut :Jenis BBK/ Lokasi Harga Jual SPBU 
1 Juni 2009 
(Rp) Harga Jual SPBU
15 Mei 2009
(Rp)
I. PERTAMAX PLUS
- Batam 6.100 5.900
- UPms I 6.700 6.500
- Medan Bersaing 6.600 6.400
- UPms III 6.500 6.300
- UPms IV & V 6.700 6.500
- UPms VI 6.800 6.600
II. PERTAMAX
- UPms I 6.350 6.100
- Medan Bersaing 6.250 6.000
- UPms II 6.350 6.100
- Bangka 7.450 7.200
- UPms III 5.900 5.600
- Jakarta Bersaing 5.850 5.500
- UPms IV & V 6.250 6.000
- Bali 6.350 6.150
- UPms VI 6.300 6.100
- UPms VII 6.300 6.100
-Palu 7.300 7.100
III. PERTAMINA DEX
- UPms III 6.300 6.150
- UPms IV 6.300 6.150
IV. BIOPERTAMAX
- UPms III 5.900 5.600
- Jakarta Bersaing 5.850 5.500
- UPms V 6.250 6.000
- Bali 6.350 6.150

 

Harga Jual Pertamina Dex
Harga produk Pertamina Dex sebagai berikut :
UPMS III UPMS IV 
  
 1 Juni 2009 15 Mei 2009 1 Juni 2009 15 Mei 2009 
Pertamina Dex Pertamina Dex 
Kemasan + isi: Kemasan + isi: 
Kemasan 10L 81.400 79.900 Kemasan 10L 81.400 79.900 
Kemasan 20L 161.400 158.400 Kemasan 20L 161.400 158.400 
Isi/ refil: Isi/ refil: 
Kemasan 10L 70.000 68.000 Kemasan 10L 72.000 70.000 
Kemasan 20L 140.000 136.000 Kemasan 20L 144.000 140.000