SKK Migas Ensures Oil and Gas Licensing for Only Three Days

The Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) accelerates and simplifies the upstream oil and gas licensing process to only three days to ensure all oil and gas projects are completed on time. This year, there are 12 oil and gas projects targeted to start operating.

Dwi Soetjipto

Head of SKK Migas Dwi Soetjipto said oil and gas exploration and exploitation activities require several licenses involving more than one agency. Therefore, with the active support of SKK Migas, he is optimistic that there will be no more constraints on licensing in the upstream oil and gas sector and licensing can be completed sooner. 

    The acceleration of this permit can be realized by the inauguration of the One Door Services Policy (ODSP).

"So that the licensing process can be accelerated from the usual 15 days to only three days," he said after inaugurating the ODSP.

Through ODSP, the entire service contract licensing contract (KKKS) licensing process is carried out in one door and the process is also faster. SKK Migas and KKKS jointly conduct research on the completeness of each licensing requirement from various agencies that exist today. 

    Even more than that, SKK Migas will help the KKKS to be able to fulfill the documents that are required for licensing and assist the licensing arrangements in the relevant agencies.

According to Dwi, with the delay in the completion of the upstream oil and gas project due to the ODSR due to the long and time-consuming process of licensing, this will not happen again. This is important considering that if the project is completed on time, the project costs will also not increase greater than agreed upon and implementation is more efficient.

"Because any delays in the upstream oil and gas project will lead to cost escalation. The impact on the government is that state revenue is delayed and not optimal, "he stressed.

He said the ODSP service completes the operation of the Integrated Operation Center (IOC) conducted by his party at the end of last year. He is optimistic that with these two improvements, the upstream oil and gas target this year can be achieved. Because the operation of the IOC and ODSP can overcome several obstacles, including in the field of licensing and data accuracy.

"We have enough time to make improvements if there are obstacles found during the implementation of the WP&B (work plan and budget). We have data to prevent negative events that could hamper upstream oil and gas operations this year, "Dwi explained.

Going forward, he hopes that ODSP services can provide a real and optimal contribution to improving the national oil and gas investment climate. Thus, Indonesia is able to compete with other countries in the region such as Malaysia, Thailand, and Vietnam, as well as other parts of the world, considering that upstream oil and gas investments are cross-border investments.

"This is the stage we want to build transformation, according to the government's vision and the direction of the Minister (ESDM Minister Arifin Tasrif), we must always improve investment in upstream oil and gas. One of them is to pursue the dream of 1 million BPD (barrels per day), "Dwi said.

Vice President Corporate Services of INPEX Masela Ltd. Nico Muhyiddin and ExxonMobil Indonesia's Vice President of Public and Government Affairs Azi N Alam appreciated SKK Migas's steps in implementing ODSP services. - each company.

Azi N Alam

"As we know licensing so far is something that can slow down the project. This step is very appropriate, we hope the problem will be dealt with quickly and appropriately. We hope that the implementation of this program runs well so that the target can be achieved properly, "said Nico.

12 Projects

Meanwhile, SKK Migas Deputy for Operations Julius Wiratno said there were 12 oil and gas projects planned to start operating this year. One of the biggest is the Merakes Project undertaken by ENI Indonesia.

"Merakes will be operational in the fourth quarter of this year," he said.

In the Merakes Field, ENI plans to drill six underwater wells and build an underwater pipeline system that will be connected to the floating production unit / FPU Jangkrik facility in the Muara Bakau Block.

The peak production of the Merakes Field is estimated to reach 60,305 barrels of oil equivalent per day (boepd barrels equivalent). In the first quarter, Julius continued, there were four projects targeted to operate. In particular, Bukit Tua Phase-3 with an estimated production of 31.5 million cubic feet per day / mmscfd by Petronas Carigali Ketapang II Ltd, Grati Pressure Lowering 30 mmscfd by Ophir Indonesia (Sampang) Pty Ltd, Buntal-5 45 mmscfd by Medco E&P Natuna Ltd, and the Sembakung Power Plant by PT Pertamina EP.

Furthermore, four projects will operate in the second quarter. In particular, the Scissor Randu Project with an estimated production of 3 mmscfd by PT Pertamina Hulu Energi Randu Scissors, a 15 mmscfd Betung Compressor by PT Pertamina EP Malacca Strait Phase-13,000 BPD by EMP Mallacca Strait, and Meliwis 20 mmscfd by Ophir Indonesia (Madura Offshore) Pty Ltd . 

     Finally in the third quarter of 2020 there were three oil and gas projects scheduled to operate. These three projects are the 2.4 mmscfd Beauty Project by PT Sele Raya Belida, the 150 mmscfd LP-MP Compressor by PT Pertamina EP and Peciko 8A 8 mmscfd by PT Pertamina Hulu Mahakam.

In 2020, national oil and gas lifting is set at 1.95 million boepd, up slightly from last year's 1.8 million boepd. Specifically, oil production rose to 755 thousand bpd from the realization of 746 thousand bpd, and gas to 1.19 million boepd from the realization of 1.06 million boepd.

IN INDONESIA

SKK Migas Pastikan Perizinan Migas Hanya Tiga Hari

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mempercepat dan mempermudah proses perizinan hulu migas menjadi hanya tiga hari untuk memastikan seluruh proyek migas selesai tepat waktu. Pada tahun ini, terdapat 12 proyek migas yang ditargetkan mulai beroperasi.

Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto menuturkan, kegiatan eksplorasi maupun eksploitasi migas membutuhkan beberapa perizinan yang melibatkan lebih dari satu instansi. Karenanya, dengan dukungan aktif SKK Migas, dia optimistis tidak akan ada lagi kendala perizinan di hulu migas dan perizinan bisa selesai lebih cepat. Percepatan perizinan ini dapat direalisasikan dengan diresmikannya One Door Services Policy (ODSP).

“Sehingga proses perizinan bisa dipercepat dari biasanya 15 hari menjadi hanya tiga hari,” kata dia usai meresmikan ODSP.

Melalui ODSP, seluruh layanan proses perizinan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) dilaksanakan dalam satu pintu dan prosesnya juga lebih cepat. SKK Migas dan KKKS bersama-sama melakukan penelitian atas kelengkapan untuk setiap persyaratan perizinan dari berbagai instansi yang ada saat ini. Bahkan lebih dari itu, SKK Migas akan membantu KKKS untuk dapat memenuhi dokumen yang menjadi persyaratan perizinan serta mendampingi pengurusan perizinan di instansi terkait.  

Menurut Dwi, dengan adanya ODSR keterlambatan penyelesaian proyek hulu migas karena hambatan proses perizinan yang lama dan menghabiskan waktu, tidak akan terjadi lagi. Hal ini penting mengingat jika proyek selesai tepat waktu, maka biaya proyek juga tidak akan bertambah lebih besar dari yang telah disetujui dan pelaksanaan lebih efisien.

“Karena setiap keterlambatan proyek hulu migas akan menimbulkan ekskalasi biaya. Dampak bagi pemerintah adalah penerimaan negara tertunda dan tidak optimal,” tegas dia.

Layanan ODSP disebutnya melengkapi pengoperasian Integrated Operation Center (IOC) yang dilakukan pihaknya pada akhir tahun lalu. Dia optimis dengan dua perbaikan ini, target hulu migas pada tahun ini dapat tercapai. Pasalnya, beroperasinya IOC dan ODSP dapat menyelesaikan beberapa hambatan, antara lain di bidang perizinan dan akurasi data.

“Kami memiliki cukup waktu untuk melakukan perbaikan jika ada kendala yang ditemukan saat implementasi WP&B (work plan and budget/rencana kerja dan anggaran). Kami memiliki data untuk mencegah kejadian negatif yang dapat menghambat operasional hulu migas di tahun ini,” jelas Dwi.

Ke depannya, pihaknya berharap layanan ODSP dapat memberikan kontribusi yang nyata dan optimal untuk meningkatkan iklim investasi minyak dan gas nasional. Sehingga, Indonesia mampu bersaing dengan negara-negara lain di kawasan seperti Malaysia, Thailand dan Vietnam, maupun belahan dunia lainnya, mengingat investasi hulu minyak dan gas adalah investasi lintas negara.

“Ini tahapan kami ingin membangun transformasi, sesuai visi pemerintah dan arahan Pak Menteri (Menteri ESDM Arifin Tasrif) , kami harus selalu memperbaiki investasi di hulu migas. Salah satunya untuk mengejar mimpi 1 juta bph (barel per hari) ,” tutur Dwi.

Vice President Corporate Services INPEX Masela Ltd Nico Muhyiddin dan Vice President Public and Government Affairs ExxonMobil Indonesia Azi N Alam mengapresiasi langkah SKK Migas menerapkan layanan ODSP Kedua perusahaan ini sudah secara langsung merasakan manfaat ODSP ketika mengurus analisi dampak lingkungan (Amdal) proyek migas yang digarap masing-masing perusahaan.

“Seperti diketahui perizinan selama ini merupakan hal yang dapat memperlambat proyek. Langkah ini sangat tepat, harapan kami permasalahan akan ditangani dengan cepat dan tepat. Kami harapkan implementasi program ini berjalan dengan baik sehingga target yang dituju bisa dicapai dengan benar,” ujar Nico.

12 Proyek

Sementara itu, Deputi Operasi SKK Migas Julius Wiratno mengatakan, terdapat 12 proyek migas yang direncanakan mulai beroperasi pada tahun ini. Salah satu yang paling besar adalah Proyek Merakes yang dikerjakan ENI Indonesia.

“Merakes akan beroperasi pada kuartal keempat tahun ini,” ujarnya.

Di Lapangan Merakes, ENI rencananya akan mengebor enam sumur bawah laut serta membangun sistem pipa bawah laut yang akan terhubung dengan fasilitas floating production unit/FPU Jangkrik di Blok Muara Bakau. 

Puncak produksi Lapangan Merakes diperkirakan bisa mencapai 60.305 barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd). Pada kuartal pertama, Julius melanjutkan, terdapat empat proyek yang ditargetkan beroperasi. 

     Rincinya, Bukit Tua Phase-3 dengan estimasi produksi 31,5 juta kaki kubik per hari/ mmscfd oleh Petronas Carigali Ketapang II Ltd, Grati Pressure Lowering 30 mmscfd oleh Ophir Indonesia (Sampang) Pty Ltd, Buntal-5 45 mmscfd oleh Medco E&P Natuna Ltd, dan Sembakung Power Plant oleh PT Pertamina EP.

Selanjutnya, empat proyek akan beroperasi di kuartal kedua. Rincinya, Proyek Randu Gunting dengan perkiraan produksi 3 mmscfd oleh PT Pertamina Hulu Energi Randu Gunting, Kompresor Betung 15 mmscfd oleh PT Pertamina EP Malacca Strait Phase-13.000 bph oleh EMP Mallacca Strait, serta Meliwis 20 mmscfd oleh Ophir Indonesia (Madura Offshore) Pty Ltd. 

      Terakhir di kuartal ketiga 2020 terdapat tiga proyek migas yang dijadwalkan beroperasi. Ketiga proyek ini adalah Proyek Cantik 2,4 mmscfd oleh PT Sele Raya Belida, Kompresor LP-MP SKG-19 150 mmscfd oleh PT Pertamina ER serta Peciko 8A 8 mmscfd oleh PT Pertamina Hulu Mahakam.

Pada 2020, lifting migas nasional ditetapkan 1,95 juta boepd, naik sedikit dari realisasi tahun lalu 1,8 juta boepd. Rincinya, produksi minyak naik menjadi 755 ribu bph dari realisasi 746 ribu bph, serta gas menjadi 1,19 juta boepd dari realisasi 1,06 juta boepd.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Jan 16, 2020

ESDM: Indonesian Upstream Oil and Gas Investment Still Promising For Global Investors

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) considers that upstream oil and gas investment in Indonesia is still very promising for global investors.

the West Ganal Block

"Right now international companies are starting to enter Indonesia, one of which is Neptune Energy in the West Ganal oil and gas block (off the coast of the Makassar Strait)," said Director of Upstream Oil and Gas Business Development at the ESDM Ministry Mustafid Gunawan in Jakarta.

Eni Indonesia Limited

As is known, the Consortium Eni Indonesia Limited - PT Pertamina (Persero) - Neptune Energy West Ganal B.V. became the winner of the auction on the West Ganal block. He added, British Petroleum (BP) would also conduct exploration activities in open areas.

"BP is discussing discussions to conduct a survey outside the CoW, transfer of commitments is still being processed. The funds are very large, "he said.

He believes that the high interest of global investors in investing in upstream oil and gas, according to him, is not without reason. Currently, the oil and gas data has been transparent as the Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 7 of 2019 was issued concerning the Management and Utilization of Oil and Gas Data. 

     Mustafid said oil and gas investors can access and process data in accordance with Ministerial Regulations. To access the oil and gas data, oil and gas investors must register themselves as members and pay contributions.

"The fee is being determined. Throughout being a member, get data. If not, only get basic data. Many investors are hoping for data, "he said.

In 2020, Mustafid said, his party would auction 12 work areas (WK) or oil and gas blocks.

"2020, we prepare a WK auction from a technical standpoint, whether cost recovery or gross split, is applied openly depending on evaluation," he said.

He said the work area to be auctioned consisted of 10 conventional oil and gas blocks, and the rest were non-conventional. Previously, the Head of the Communication Bureau, Public Information Services and Cooperation of the Ministry of Energy and Mineral Resources Agung said the Government was optimistic that the Ministerial Regulation could invite the maximum investment in upstream oil and gas.

The government provides data access to all parties who need it with maximum access for those who are registered as members. He said being a member was entitled to get access to a data package in the Work Area offering for free as well as getting a free data package for auction winners.

"As for non-members, data access is limited to general data, basic data, processed data and interpretation data that have passed the confidentiality period.

Yesterday when this application was presented to oil and gas contractors, they recognized that the application of oil and gas data was very helpful in managing oil and gas data, "Agung said.

IN INDONESIA

ESDM: Invostasi Hulu Migas Indonesia Masih Menjanjikan bagi Investor Global

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menilai bahwa investasi hulu migas di Indonesia masih sangat menjanjikan bagi investor global.

“Sekarang ini perusahaan internasional mulai masuk ke Indonesia, salah satunya Neptune Energy di blok migas West Ganal (lepas pantai Selat Makasar),” ujar Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian ESDM Mustafid Gunawan di Jakarta.

Sebagaimana diketahui, Konsorsium Eni Indonesia Limited - PT Pertamina (Persero) - Neptune Energy West Ganal B.V. menjadi pemenang lelang di blok West Ganal itu. Ia menambahkan, British Petroleum (BP) juga bakal melakukan kegiatan eksplorasi di wilayah terbuka.

“BP sedang berdiskusi pembahasan untuk lakukan survey di luar WK, pengalihan komitmen masih diproses. Dana sangat besar sekali,” ucapnya.

Keyakinan tingginya minat investor global berinvestasi hulu migas, menurut dia, bukan tanpa alasan. Saat ini data migas telah transparan seiring telah diterbitkannya Peraturan Menteri  ESDM Nomor 7 Tahun 2019 Tentang Pengelolaan dan Pemanfaatan Data Minyak dan Gas Bumi. Mustafid mengemukakan investor migas dapat mengakses dan mengolah data sesuai ketentuan Peraturan Menteri. Untuk mengakses data migas itu, investor migas wajib mendaftarkan diri sebagai anggota dan membayar iuran.

“Sedang ditetapkan biaya iurannya. Sepanjang menjadi anggota, mendapat data. Kalau tidak, hanya mendapat data dasar. Banyak investor yang berharap data,” ucapnya.

Pada 2020, Mustafid mengatakan, pihaknya bakal melelang 12 wilayah kerja (WK) atau blok migas.

“2020, lelang WK kita siapkan skema dari sisi teknis, apakah cost recovery atau gross split, diterapkan terbuka tergatung evaluasi,” ujarnya.

Ia mengemukakan wilayah kerja yang akan dilelang itu terdiri dari 10 blok migas konvensional, dan sisanya non konvensional. Sebelumnya, Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik dan Kerja Sama Kementerian ESDM Agung Pribadi mengatakan Pemerintah optimistis dengan Peraturan Menteri itu dapat mengundang sebesar-besarnya investasi di hulu migas. 

Pemerintah memberikan akses data kepada semua pihak yang membutuhkannya dengan akses yang sebesar-besarnya bagi pihak yang terdaftar menjadi anggota. Dia mengatakan menjadi anggota berhak mendapatkan akses paket data pada penawaran Wilayah Kerja secara gratis serta mendapatkan paket data  gratis untuk pemenang lelang.

“Sedangkan bagi bukan anggota, akses data diberikan terbatas hanya untuk data umum, data dasar, data olahan dan data interpretasi yang telah melewati masa kerahasiaan.

Kemarin saat aplikasi ini dipresentasikan kepada kontraktor migas, mereka mengakui bahwa aplikasi data migas ini sangat membantu dalam melakukan pengelolaan data migas,” ujar Agung.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Jan 15, 2020

SKK Migas Accelerates Approval of Oil and Gas Block Development Plan

The Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) will accelerate the approval of the plan to develop several oil and gas blocks to achieve the oil production target of 1 million barrels per day (BPH). 

    The reason is, until the end of 2019, national oil lifting was recorded at only 735,219 bpd. Head of SKK Migas Dwi Soetjipto said, his party had begun the process of accelerating the plan of development / PoD for oil and gas blocks, both for production and exploration blocks.

Dwi Soetjipto

Some of the targeted fields have been approved by the PoD, namely Sanga-Sanga, Sakakemang, and Merakes. According to him, the operator of the Sanga-Sanga Block, PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga, has submitted a proposal for its development plan which includes drilling 755 wells. However, because the operator requested incentives from the government, the PoD agreement awaited a decision regarding the incentives.

the Sakakemang Block

"Really, it has great potential, of course, we need to calculate the economy. Minister of Energy and Mineral Resources Arifin Tasrif has provided support that we will be more flexible in seeing the level of economics, meaning that interactive changes will be possible, "explained Dwi

the Sanga-Sanga Block

At present, he still sees what incentives must be given so that the continued development of the Sanga-Sanga Block is very economical. Furthermore, he will submit the proposed incentive to the Minister of Energy and Mineral Resources. Drilling wells in the Sanga-Sanga Block are needed to boost the block's oil and gas production.

Repsol

The 755 wells have a gas potential of 1.2 trillion cubic feet and oil of 84.3 million barrels. Regarding Sakakemang Block, Dwi said, Repsol SA as the contractor's cooperation contract (KKKS) had completed the delineation process of oil and gas reserves. 

    However, the contractor is still waiting for reserve certification from the government-owned research and development agency ESDM (Energy Mineral Resources) which operates in the upstream oil and gas sector (Lemigas).

"If you have received certification, then POD can be expected to be included in this first quarter and hopefully by the end of 2021 it can be on stream," he said.

Dwi explained that the potential for Sakakemang Block gas reserves reaches 2 trillion cubic feet. However, to accelerate development, reserve certification is only carried out for a portion of the existing potential, namely 1 trillion cubic feet. For certification, all potentials still need additional drilling.

In addition to the three oil and gas blocks, SKK Migas has approved further development plans for the Mahakam Block. Earlier in its official statement, SKK Migas announced that PT Pertamina Hulu Mahakam would drill 257 wells in five fields in the Mahakam Block during the 2020-2022 period. The investment cost is the US $ 1.5 billion. 

ENI

    SKK Migas will also ensure that the approved POD goes according to plan. Regarding the Merakes Block, PoD was approved in 2018. In the PoD, ENI plans to drill six underwater wells and build an underwater pipeline system that will be connected to the floating production facility / FPU Jangkrik in the Muara Bakau Block. 

 The Merakes Field

    The Merakes Field is targeted to start operating in 2021 with a production peak estimated to reach 60,305 barrels of oil equivalent per day / boepd.

Target Lifting

To pursue the oil production target of 1 million BPD, SKK Migas also recently inaugurated the Integrated Operation Center (IOC). According to Dwi, with this system, his party can oversee the operational activities of all KKKS in Indonesia every day online. In addition, his party can provide input to KKKS before events occur that hamper oil and gas production targets. Although, not all KKKS data are integrated with this system.

"In 2020, hopefully, it can be integrated with exploitation blocks of at least 90%," he said.

In the first phase, the development of IOC has resulted in integration and supervision online and in real-time. For the next development phase, the IOC will be equipped with data management and analysis. With IOC, SKK Migas hopes that the implementation of oil and gas operations in 2020 can be even better.

"At this time the IOC has also been able to monitor the implementation of drilling work so that it will be easier to conduct supervision. So that precautions can be taken if there is potential for delays in drilling work, "Dwi said.

As is known, in 2019 oil and gas lifting in 2020 is targeted at 755 thousand BPD for oil and 1.19 million barrels of oil equivalent per day for gas. Meanwhile, referring to SKK Migas data, the realization of lifting up to 31 December 2019 was recorded at only 735,219 BPD or 94.8% of the targeted 775 thousand BPD APBN and gas at only 5,934 million cubic feet per day (mmscfd) or 84.7% of the target of 7,000 mmscfd .

   Although, in terms of the activities carried out, the realization in 2019 is better than 2018. For details, the realization of well work was recorded at 821 or rose 30%, well drilling reached 320 wells or rose 5%, and 3D seismic activity jumped 475% to 6,837 square kilometers.

Dwi explained, there are several SKK Migas strategies in increasing national oil and gas production. It will maintain existing production levels to remain high, convert resources that have been found into proven reserves that can be produced, accelerate chemical injection through advanced drainage activities (EOR), as well as exploration for major discoveries.

National oil lifting, referring to data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, had reached 861 thousand BPD in 2012. However, the realization of oil lifting continued to fall to 779 thousand BPD in 2015. Lifting oil again rose slightly in 2016 to 829 thousand BPD.


After that, the realization of oil lifting continues to fall to 804 thousand BPD in 2017 and 778 thousand BPD in 2018. While national gas lifting has continued since 2012, which once reached 1.2 million barrels of oil equivalent per day / boepd. Even in the last four years, national gas lifting has been below 1.2 million bopeds. In particular, gas lifting continues to fall to 1.19 million boepd in 2015, 1.18 million boepd in 2016, 1.14 million boepd in 2017, and 1.13 million boepd in 2019.

IN INDONESIA

SKK Migas Percepat Persetujuan Rencana Pengembangan Blok Migas

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) akan mempercepat persetujuan persetujuan rencana pengembangan beberapa blok migas untuk mencapai target produksi minyak 1 juta barel per hari (BPH). 

     Pasalnya, hingga akhir tahun 2019 lalu, lifting minyak nasional tercatat hanya sebesar 735.219 bph. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto menuturkan, pihaknya telah memulai proses percepatan plan of development/PoD blok migas, baik untuk blok produksi maupun eksplorasi. 

Beberapa lapangan yang ditargetkannya sudah mendapat persetujuan PoD ini yakni Sanga-Sanga, Sakakemang, dan Merakes. Menurut dia, operator Blok Sanga-Sanga yakni PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga, telah mengajukan proposal rencana pengembangannya yang meliputi pengeboran 755 sumur. Namun, lantaran operator meminta insentif dari pemerintah, maka persetujuan PoD menunggu keputusan terkait insentif tersebut.

“Sanga-sanga punya potensi besar, tentu saja perlu kalkulasi mengenai keekonomian itu. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arifin Tasrif sudah memberikan support bahwa kami akan lebih fleksibel di dalam melihat tingkat keekonomian, artinya perubahan insnetif akan dimungkinkan,” jelas Dwi

Saat ini, pihaknya masih melihat insentif apa yang harus diberikan agar pengembangan lanjutan Blok Sanga-Sanga ini sangat ekonomis. Selanjutnya, pihaknya akan mengajukan usulan insentif ini kepada Menteri ESDM. Pengeboran sumur di Blok Sanga-Sanga dibutuhkan untuk menggenjot produksi migas blok tersebut. 

Ke-755 sumur ini memiliki potensi gas 1,2 triliun kaki kubik dan minyak 84,3 juta barel. Terkait Blok Sakakemang, Dwi menyebutkan, Repsol SA selaku kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) blok tersebut telah merampungkan proses deliniasi cadangan migas. Namun, kontraktor masih menunggu sertifikasi cadangan dari lembaga penelitian dan pengembangan ESDM (Energi Sumber Daya Mineral) milik pemerintah yang beroperasi dalam bidang hulu Migas (Lemigas). 

“Kalau sudah mendapat sertifikasi, maka POD bisa diharapkan bisa dimasukkan di triwulan pertama ini dan diharapkan akhir 2021 bisa on stream,” tutur dia. 

Dwi sempat menjelaskan, potensi cadangan gas Blok Sakakemang mencapai 2 triliun kaki kubik. Namun, untuk mempercepat pengembangan, sertifikasi cadangan hanya dilakukan untuk sebagian potensi yang ada, yakni 1 triliun kaki kubik. Untuk sertifikasi seluruh potensi yang ada masih membutuhkan tambahan pengeboran. 

Selain ketiga blok migas tersebut, SKK Migas telah menyetujui rencana pengembangan lanjutan untuk Blok Mahakam. Sebelumnya dalam keterangan resminya, SKK Migas mengumumkan bahwa PT Pertamina Hulu Mahakam akan mengebor 257 sumur di lima lapangan di Blok Mahakam selama periode 2020-2022. 

Biaya investasi yang dikucurkan yakni sebesar US$ 1,5 miliar. SKK Migas juga akan memastikan POD yang telah disetujui berjalan sesuai rencana. Terkait Blok Merakes, PoD telah disetujui pada 2018 lalu. 

     Dalam PoD tersebut, ENI rencananya akan mengebor enam sumur bawah laut serta membangun sistem pipa bawah laut yang akan terhubung dengan fasilitas produksi terapung/FPU Jangkrik di Blok Muara Bakau. Lapangan Merakes ditargetkan mulai beroperasi pada 2021 dengan puncak produksi yang diperkirakan bisa mencapai 60.305 barel setara minyak per hari/boepd.

Target Lifting

Untuk mengejar target produksi minyak 1 juta bph, SKK Migas juga baru saja meresmikan Integrated Operation Center (IOC). Menurut Dwi, dengan sistem ini, pihaknya bisa mengawasi kegiatan operasi seluruh KKKS di Indonesia setiap hari secara online. Selain itu, pihaknya dapat memberikan masukan kepada KKKS sebelum terjadi kejadian yang menghambat target produksi migas. Walaupun, belum seluruh data KKKS terintegrasi dengan sistem ini. 

“Pada 2020 ini, mudah-mudahan bisa untuk integrasi dengan blok eksploitasi paling tidak 90%,” ujarnya. 

Pada fase pertama, pengembangan IOC telah dihasilkan integrasi dan pengawasan secara online dan real time. Untuk fase pengembangan tahap berikutnya, IOC akan dilengkapi dengan manajemen dan analisis data. Dengan IOC, SKK Migas berharap pelaksanaan kegiatan operasi migas di 2020 dapat lebih bagus lagi.

“Saat ini di IOC juga telah mampu memonitor pelaksanaan pekerjaan drilling, sehingga akan semakin memudahkan dalam melakukan pengawasan. Sehingga dapat dilakukan tindakan pencegahan jika ada potensi keterlambatan pekerjaan drilling,” ujar Dwi. 

Seperti diketahui, pada tahun 2019 lifting migas tahun 2020 ditargetkan sebesar 755 ribu bph untuk minyak dan 1,19 juta barel setara minyak per hari untuk gas. Sementara itu, mengacu data SKK Migas, realisasi lifting hingga 31 Desember 2019 tercatat hanya 735.219 bph atau 94,8% dari target APBN 775 ribu bph dan gas hanya 5.934 juta kaki kubik per hari (mmscfd) atau 84,7% dari target 7.000 mmscfd. 

Walaupun, dari sisi kegiatan yang dilakukan, realisasi di 2019 lebih baik dari 2018. Rincinya, realisasi pekerjaan kerja ulang sumur tercatat sebanyak 821 atau naik 30%, pengeboran sumur mencapai 320 sumur atau naik 5%, dan kegiatan seismik 3D melonjak 475% menjadi 6.837 kilometer persegi.

Dwi menjelaskan, ada beberapa strategi SKK Migas dalam meningkatkan produksi migas nasional. Pihaknya akan mempertahankan tingkat produksi eksisting agar tetap tinggi, mengubah sumber daya yang telah ditemukan menjadi cadangan terbukti agar bisa diproduksi, mempercepat injeksi kimia melalui kegiatan pengurasan tahap lanjut (Enhance Oil Recovery/EOR), serta eksplorasi untuk penemuan besar. 

Lifting minyak nasional, mengacu data Kementerian ESDM, sempat mencapai 861 ribu bph pada 2012. Namun, realisasi lifting minyak ini terus turun menjadi 779 ribu bph pada 2015. Lifting minyak kembali naik sedikit pada 2016 menjadi 829 ribu bph. 

Setelah itu, realisasi lifting minyak terus turun menjadi 804 ribu bph pada 2017 dan 778 ribu bph pada 2018. Sementara lifting gas nasional terus sejak 2012 yang pernah mencapai 1,2 juta barel setara minyak per hari/boepd. Bahkan dalam empat tahun terakhir, lifting gas nasional sudah di bawah 1,2 juta boped. Rincinya, lifting gas terus turun menjadi 1,19 juta boepd pada 2015, 1,18 juta boepd pada 2016, 1,14 juta boepd pada 2017, dan 1,13 juta boepd pada tahun 2019 lalu.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan 3, 2020

Next year, Pertamina Oil and Gas Production 923 BOEPD

PT Pertamina (Persero) targets oil and gas production from the oil and gas block it manages to reach 923 thousand barrels of oil equivalent per day (boepd) next year, or up slightly from this year's target of 922 thousand boepd.

Pertamina Upstream Director Dharmawan H Samsu said that the oil and gas production target next year of 923 thousand boepd consisted of oil production of 430 thousand barrels per day (BPD) and gas of 2,857 million cubic feet per har / mmscfd. 

      According to Pertamina's data, the company's oil production is recorded to rise 3.85% from this year's target of 414 thousand BPD, while gas production is down 2.92% from this year's target of 2,943 mmscfd.

"The target is planned to be obtained from the contribution of oil and gas production from Pertamina's upstream operations in the country amounting to 765 thousand boepd and 158 thousand boepd abroad," he said.

Meanwhile, until the end of this year, the company's oil and gas production is projected at 906 thousand boepd or 98.26% of the target. Specifically, the prognosis of oil production is in accordance with the target of 414 thousand BPD and 2,850 mmscfd or 96.84% of the target.

Dharmawan admitted that this year's oil and gas production was less than optimal due to rig procurement constraints. He said he must ensure that the same problem does not recur in order to pursue the 2020 oil and gas production target.

"It is heavy [with a production target of 923 thousand boepd] because we have to make sure drilling cannot be late. Yesterday we were late because there were no rigs, especially offshore rigs, "he said.

However, he is optimistic that the company's oil and gas production next year will be better. Because, only abroad, Pertamina's oil and gas production will improve. This is because Pertamina's team in Algeria has created a system so that compressor disruption that have an impact on oil and gas production performance this year do not re-occur. 

     So that the company's oil and gas production from foreign assets next year is targeted to increase 3.26% from the prognosis by the end of this year 153 thousand boepd to 158 thousand boepd. In particular, oil production is targeted to increase slightly from 105 thousand bpd to 107 thousand BPD, and gas production will increase from 276 mmscfd to 298 mmscfd.

"Next year's domestic production consists of 323 thousand bpd of oil and 2,559 mmscfd of gas," he said.

For information, the company's oil and gas block assets in the country are managed through its subsidiaries, PT Pertamina Hulu Energi (PHE), PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI), PT Pertamina EP (PEP), and PT Pertamina EP Cepu (PEPC).

Director of Pertamina Hulu Energi Meidawati added that oil production from its assets in the next year is targeted at 84 thousand BPD and 822 mmscfd of gas. To achieve this target, his party will carry out drilling for the development of 51 wells and exploration of 6 wells, as well as the workover of 50 wells.

"The challenge going forward is fluctuations in oil prices because supply is greater than demand. Then, changes to the gas or LNG market have the potential the decline in gas prices globally, "She said.

Furthermore, Pertamina EP President Director Nanang Abdul Manaf targets the production of assets under management to be stable in 2020. To be precise, Pertamina EP oil production is still targeted at 85 thousand BPD and 965 mmscfd of gas as this year. This is due to a decrease in production in some oil and gas fields, which is offset by an increase in production in other fields.

To achieve the production target, the company plans to drill 108 development wells. In addition to the development well, he also plans to drill 10 exploration wells in 2020. Not only that, but he will also start producing (on stream) a number of oil and gas projects, including the Great Bamboo Field and Akasia Bagus which gives an additional production of around 4,300 BPD.

Investment increases next year, Pertamina budgeted upstream investment of US $ 3.7 billion of the company's total investment target of US $ 7.8 billion. This investment budget is up 53.5% from this year's prognosis of US $ 2.41 billion.

the Merakes Field - Sepinggan 

According to Dharmawan, one of the increases in upstream investment is due to the development of the Merakes Field, the East Sepinggan Block will begin in 2020. In this block, for information, Pertamina through PHE has a participating interest (PI) of 15%. While the operator of this block is ENI from Italy.

IN INDONESIA

Tahun Depan, Produksi Migas Pertamina 923 BOEPD

PT Pertamina (Persero) menargetkan produksi migas dari blok migas yang dikelolanya mencapai 923 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd) pada tahun depan, atau naik sedikit dari target tahun ini sebesar 922 ribu boepd. 

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H Samsu menuturkan, target produksi migas tahun depan sebesar 923 ribu boepd tersebut terdiri dari produksi minyak 430 ribu barel per hari (bph) dan gas 2.857 juta kaki kubik per har/mmscfd. Sesuai data Pertamina, produksi minyak perseroan tercatat naik 3,85% dari target tahun ini 414 ribu bph, sementara produksi gas turun 2,92% dari target tahun ini 2.943 mmscfd.

“Target tersebut rencananya akan didapatkan dari kontribusi produksi migas dari operasi hulu Pertamina di dalam negeri sebesar 765 ribu boepd dan luar negeri 158 ribu boepd,” kata dia.

Sementara itu, hingga akhir tahun ini, produksi migas perseroan diproyeksikan sebesar 906 ribu boepd atau 98,26% dari target. Rincinya, prognosa produksi minyak sesuai target 414 ribu bph dan gas 2.850 mmscfd atau 96,84% dari target. 

Diakui Dharmawan, produksi migas tahun ini kurang optimal lantaran kendala pengadaan rig. Pihaknya harus memastikan masalah yang sama tidak terulang agar bisa mengejar target produksi migas 2020. 

“Berat [target produksi 923 ribu boepd], karena kami harus pastikan drilling tidak boleh telat. Kemarin kami telat karena rig toidak ada, terutama rig offshore,” ujar dia. 

Meski demikian, pihaknya optimistis produksi migas perseroan tahun depan akan lebih baik. Pasalnya, di luar negeri saja, produksi migas Pertamina akan membaik. Hal ini mengingat tim Pertamina di Aljazair telah membuat sistem agar gangguan kompresor yang berdampak pada kinerja produksi migas tahun ini tidak kembali terjadi. 

      Sehingga produksi migas perseroan dari aset luar negeri pada tahun depan ditargetkan naik 3,26% dari prognosa akhir tahun ini 153 ribu boepd menjadi 158 ribu boepd. Rincinya, produksi minyak ditargetkan naik sedikit dari 105 ribu bph menjadi 107 ribu bph, serta produksi gas meningkat dari 276 mmscfd menjadi 298 mmscfd.

“Untuk produksi dalam negeri pada tahun depan terdiri dari minyak 323 ribu bph dan gas 2.559 mmscfd,” kata dia. 

Sebagai  informasi, aset blok migas perseroan di dalam negeri dikelola melalui anak usahanya, PT Pertamina Hulu Energi (PHE), PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI), PT Pertamina EP (PEP), dan PT Pertamina EP Cepu (PEPC).

Direktur Utama Pertamina Hulu Energi Meidawati menambahkan, produksi minyak dari asetnya di tahun depan ditargetkan sebesar 84 ribu bph dan gas 822 mmscfd. Untuk mencapai target tersebut, pihaknya akan melaksanakan pengeboran pengembangan 51 sumur dan eksplorasi 6 sumur, serta kerja ulang (workover) 50 sumur.

“Tantangan kedepan adalah fluktuasi harga minyak karena supply lebih besar dari demandnya. Kemudian, perubahan pasar gas atau LNG berpotensi penurunan harga gas secara global,” kata Meidawati.

Selanjutnya, Presiden Direktur Pertamina EP Nanang Abdul Manaf menargetkan produksi aset yang dikelolanya bakal stabil di 2020. Tepatnya, produksi minyak Pertamina EP tetap ditargetkan sebesar 85 ribu bph dan gas 965 mmscfd seperti pada tahun ini. Hal ini karena adanya penurunan produksi di beberapa lapangan migas, yang diimbangi kenaikan produksi di lapangan lainnya. 

Untuk mencapai target produksi tersebut, pihaknya berencana mengebor 108 sumur pengembangan. Selain sumur pengembangan, pihaknya juga berencana mengebor 10 sumur eksplorasi di 2020. Tidak hanya itu, pihaknya juga akan mulai memproduksikan (on stream) beberapa proyek migas, diantaranya Lapangan Bambu Besar dan Akasia Bagus yang memberi tambahan produksi sekitar 4.300 bph. 

Investasi meningkat pada tahun depan, Pertamina menganggarkan investasi hulu sebesar US$ 3,7 miliar dari total target investasi perseroan US$ 7,8 miliar. Anggaran investasi ini naik 53,5% dari prognosa tahun ini US$ 2,41 miliar.

Menurut Dharmawan, kenaikan investasi hulu salah satunya lantaran pengembangan Lapangan Merakes, Blok East Sepinggan akan dimulai di 2020. Di blok ini, sebagasi informasi, Pertamina melalui PHE memiliki hak partisipasi (participating interest/PI) sebesar 15%. Sementara operator blok ini adalah ENI dari Italia.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Dec 3,  2019

Pertamina is Expansive in East Kalimantan & Kaltara

PT Pertamina (Persero) aggressively strengthens its upstream business lines in the eastern and northern Kalimantan regions by increasing the search for oil and gas assets.

Dharmawan Samsu, Director of Upstream Pertamina, said that the company prioritizes old assets in East Kalimantan (Kaltim) and North Kalimantan (Kaltara) to be replaced with new assets. According to him, Pertamina's seriousness in the region can be seen from its commitment to enter Merakes Field with Eni through its subsidiary, Eni East Sepinggan Limited, becoming the operator of East Sepinggan.

Eni's management rights in the block were recorded at 85%, while Pertamina through PT Pertamina Hulu Energi Sepinggan Timur amounted to 15%. This project located in the Kutai Basin, off the coast of East Kalimantan.

Meanwhile, the Merakes project is connected to the Jangkrik Field production unit which is located close together, which is about 35 kilometers in the Northeast.

"Offshore with Merakes the profile can go up, because the project is strategic. "We also have a desire for other potentials in East Kalimantan, to compensate for mature assets replaced with new ones," he said.

Pertamina's priorities in East Kalimantan are directed to the offshore interconnection of Pertamina Hulu Mahakam and Pertamina Hulu East Kalimantan (Blok East Kalimantan), expansion by cooperating with existing assets offshore, and interconnection of onshore fitting pipelines with Unit V. Refinery.

Meanwhile, in North Kalimantan (Kaltara), Pertamina focused on the success of the gas sale and purchase agreement with PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) from WK Simenggaris and the addition of gas capacity at Pertamina Hulu Energi Nunukan. In addition, Pertamina will also manage oil reserves and gas networks through Pertamina EP and the use of the Kaltara gas system with the potential for the construction of a methanole refinery with an estimated operation of 2022.

Dharmawan said that his party also invited investors to build a methanol plant in Bunyu. According to him, considering the gas found on the field which is 7 miles from Parang Field cannot be moved, ideally production facilities should be built around the area.

"If there are investors who build a methanol plant there, it can be commercialized and contribute to national gas production. All of us building itself seems too out of line [business lines], "he added.

At present, Pertamina's assets in East Kalimantan and Kaltara are PT Pertamina Hulu Mahakam with oil production of 33,000 barrels per day and gas (bpd) 794 standard cubic feet per day (mmscfd), PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga (oil 8,340 bpd / gas 91 mmscfd), PT Pertamina Hulu East Kalimantan (oil 10,600 bph / gas 59 mmscfd), Pertamina EP Asset S (oil 20,000 bpd / gas 8 mmscfd), and PT Pertamina Hulu Energi East Sepinggan.

In addition to optimizing existing assets, Dharmawan admitted that he would also aggressively add potential assets around the area.

"Everything we do is part of wealth calculated risk management," he said.

BLOK MAHAKAM

In another development, PT Pertamina Hulu Mahakam continues to improve its oil and gas production. This year, the operator of the Mahakam Block will drill 108 wells or increase from the realization in 2018 of 69 wells. PHM targets to be able to produce oil as much as 30,400 bph and 715 mmscfd in 2019. In addition, the company invests in interconnection of Pertamina's offshore pipes Hulu Mahakam and Pertamina Hulu East Kalimantan.

Pertamina's performance in the Mahakam Block was highlighted considering last year's production realization of 33,500 bpd and natural gas amounting to 794 mmscfd, Bambang Manumayoso, Managing Director of Pertamina Hulu Indonesia (PHI), said that PHM, which is part of the PHI, was the biggest contributor to oil and gas lifting, of PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga (PHSS) and PT Pertamina Hulu East Kalimantan (PHKT).

He said, the three working areas under the PHI managed to meet the set lifting targets. In fact, PHSS and PHKT can increase the amount of lifting exceeding the target.

"The PHI targets total oil and condensate production of 52,800 bpd and gas at 944 mmscfd by continuing to run more programs, drilling, work over & well services with lower costs," he said.

Meanwhile, the demand factor for the decline in prices of rig daily rental services caused PT. Pertamina Drilling Service Indonesia (PDSI) rose slightly in 2018. Over the past year, PDSI's consolidated revenue was US $ 238 million or exceeded the Company's Revised Work Plan (RKAP) target of US $ 237 million and higher than US revenues in 2017 $ 235 million.

President Director of Pertamina Drilling Service Indonesia, Budhi N. Pangaribuan, said that his company was able to maintain revenue in 2018 because it succeeded in increasing the utility and productivity of the rig.

"We were able to maintain revenue last year, one of which was because we were able to increase utility rates and rig productivity, and instead reduce the number of non-productive time [NPT]," he said.

Even though income is relatively stagnant, PDSI is able to record a net profit of US $ 18 million or 150% of the 2018 target. Related to project execution, PDSI has completed 319 wells (including exploration, exploitation, well service and workover) throughout 2018. On the operational side, PDSI is supported by the existence of nine cyber rig units with a capacity of 1000 HP-1500 HP. The cyber rig used by PDSI is a high-tech and sophisticated type of rig.

This cyber rig succeeded in completing the side track operation for jobs at the 001 Albatros White Tuban, East Java, B1 and B2 Big Bamboo (BBS) in West Java, and the Titanum 001 Aceh. PDSI has also carried out S-type drilling in the working area of ​​PEPC ADK, Cepu, East Java.

Budhi is optimistic that PDSI can maintain and even increase the company's revenue this year. In addition to being a factor of large-scale new job opportunities that are wide open, this belief was triggered by the presence of the Indonesia Drilling Training Center (IUTC).

IN INDONESIA

Pertamina Ekspansif di Kaltim & Kaltara

PT Pertamina (Persero) agresif memperkuat lini bisnis hulu di kawasan Kalimantan bagian timur dan utara dengan menambah pencarian aset minyak dan gas.

Dharmawan Samsu, Direktur Hulu Pertamina, mengatakan bahwa perseroan memprioritaskan aset-aset tua di Kalimantan Timur (Kaltim) dan Kalimantan Utara (Kaltara)untuk diganti dengan aset-aset baru. Menurutnya, keseriusan Pertamina di kawasan tersebut terlihat dari komitmennya masuk ke Lapangan Merakes bersama Eni melalui anak usahanya, Eni East Sepinggan Limited, menjadi operator East Sepinggan.

Hak kelola Eni di blok tersebut tercatat sebesar 85%, sedangkan Pertamina melalui PT Pertamina Hulu Energi Sepinggan Timur sebesar 15%. Proyek ini berada di Cekungan Kutai, lepas pantai Kalimantan Timur.

Adapun, proyek Merakes terhubung dengan unit produksi Lapangan Jangkrik yang terletak secara berdekatan, yaitu sekitar 35 kilometer di Timur Laut. 

“Di offshore dengan Merakes profilnya bisa naik, karena proyek tersebut strategis. Kami juga punya keinginan untuk potensi lain yang ada di Kalimantan Timur, untuk mengimbangi mature asset diganti dengan yang baru,” tuturnya.

Prioritas Pertamina di Kalimantan Timur diarahkan kepada interkoneksi lepas pantai Pertamina Hulu Mahakam dan Pertamina Hulu Kalimtantan Timur (Blok East Kalimantan), ekspansi dengan kerja sama kepada aset yang ada di lepas pantai, serta interkoneksi jaringan pipa pas onshore dengan Refinery Unit V.

Sementara itu, di Kalimantan Utara (Kaltara), Pertamina fokus menyukseskan perjanjian jual beli gas dengan PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dari WK Simenggaris dan penambahan kapasitas gas di Pertamina Hulu Energi Nunukan. Selain itu, Pertamina juga akan melakukan pengelolaan cadangan minyak dan jaringan gas melalui Pertamina EP dan pemanfaatan gas sistem Kaltara dengan potensi pembangunan kilang methanole dengan estimasi beroperasi 2022.

Dharmawan mengatakan bahwa pihak-nya juga mengundang investor untuk membangun pabrik metanol di Bunyu. Menurutnya, mengingat gas yang ditemukan di lapangan yang berada di 7 mil dari Lapangan Parang tersebut tidak dapat dipindahkan, idealnya dibangun fasilitas produksi di sekitar wilayah itu.

“Kalau ada investor yang membangun pabrik metanol di situ, kan dapat dikomersialkan dan berkontribusi pada produksi gas nasional. Kalau semua kami

bangun sendiri sepertinya terlalu luar [lini bisnis]," tambahnya.

Saat ini, aset-aset Pertamina yang ada di Kaltim dan Kaltara adalah PT Pertamina Hulu Mahakam dengan produksi minyak 33.000 barel per hari dan gas (bph) 794 standar kaki kubik per hari (mmscfd), PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga (minyak 8.340 bph/gas 91 mmscfd), PT Pertamina Hulu Kalimantan Timur (minyak 10.600 bph/ gas 59 mmscfd), Pertamina EP Asset S (minyak 20.000 bph/ gas 8 mmscfd), dan PT Pertamina Hulu Energi East Sepinggan.

Selain mengoptimalkan aset yang ada, Dharmawan mengaku juga akan agresif menambah aset-aset yang potensial di sekitar wilayah tersebut. “Semua yang kami lakukan itu bagian dari wealth calculated risk management,” ujarnya.

BLOK MAHAKAM

Dalam perkembangan lain, PT Pertamina Hulu Mahakam terus berbenah untuk meningkatkan produksi migasnya. Pada tahun ini, operator Blok Mahakam ini akan melakukan pengeboran di 108 sumur atau meningkat dari realisasi pada 2018 sebanyak 69 sumur. PHM menargetkan mampu memproduksi minyak sebanyak 30.400 bph dan 715 mmscfd pada 2019. Selain itu, perseroan melakukan investasi interkoneksi pipa lepas pantai (offshore) Pertamina Hulu Mahakam dan Pertamina Hulu Kalimantan Timur.

Kinerja Pertamina di Blok Mahakam disorot mengingat realisasi produksi pada tahun lalu tercatat 33.500 bph dan gas bumi sebesar 794 mmscfd, Bambang Manumayoso, Direktur Utama Pertamina Hulu Indonesia (PHI), menyampaikan bahwa PHM, yang menjadi bagian PHI, menjadi kontributor terbesar lifting migas, di atas PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga (PHSS) dan PT Pertamina Hulu Kalimantan Timur (PHKT).

Dia menuturkan, ketiga wilayah kerja dibawah PHI berhasil memenuhi target lifting yang ditetapkan. Bahkan, PHSS dan PHKT dapat meningkatkan jumlah lifting melebihi target.

“PHI menargetkan total produksi minyak dan kondensat sebesar 52.800 bph dan gas sebesar 944 mmscfd dengan terus menjalankan program ,drilling, work over & well service yang lebih banyak dengan biaya yang lebih rendah,” katanya.

Sementara itu, faktor permintaan penurunan harga jasa sewa harian rig menyebabkan pendapatan PT. Pertamina Drilling Service Indonesia (PDSI) naik sedikit pada 2018. Sepanjang tahun lalu, pendapatan konsolidasi PDSI tercatat US$238 juta atau melebihi target Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) Revisi senilai US$ 237 juta dan lebih tinggi dibandingkan dengan pendapatan pada 2017 senilai US$ 235 juta.

Direktur Utama Pertamina Drilling Service Indonesia Budhi N. Pangaribuan mengatakan, pihaknya mampu mempertahankan pendapatan pada 2018 karena berhasil meningkatkan utilitas dan produktivitas rig.

“Kami mampu mempertahankan pendapatan pada tahun lalu, salah satunya karena kami mampu meningkatkan angka utilitas dan produktivitas rig, serta sebaliknya menekan angka non-productive time [NPT],” katanya.

Kendati pendapatan terbilang stagnan, PDSI mampu mencatatkan laba bersih senilai US$18 juta atau 150% dari target 2018. Terkait dengan pengerjaan proyek, PDSI telah menyelesaikan 319 sumur (termasuk eksplorasi, eksploitasi, well service, dan workover) sepanjang 2018. Di sisi operasional, PDSI didukung oleh keberadaan sembilan unit cyber rig berkapasitas 1000 HP-1500 HP. Rig cyber yang digunakan PDSI merupakan jenis rig dengan teknologi tinggi dan canggih.

Rig cyber ini berhasil menuntaskan side track operation untuk pekerjaan di Albatros Putih-001 Tuban, Jawa Timur, Bambu Besar (BBS) B1 dan B2 di Jawa Barat, serta Titanum 001 Aceh. PDSI juga telah melakukan pengeboran berarah tipe S di wilayah kerja PEPC ADK, Cepu, Jawa Timur.

Budhi optimistis PDSI dapat mempertahankan dan bahkan meningkatkan pendapatan perseroan pada tahun ini. Selain karena faktor peluang-peluang kerja baru berskala besar yang terbuka lebar, keyakinan ini dipicu oleh kehadiran Indonesia Drilling Training Center (IUTC). 

Bisnis Indonesia, Page-24, Monday, Jan 21, 2019