Pertamina EP Drilling First Time

Target Costs Reach USD 15 Million

PT Pertamina EP conducts offshore offshore drilling at Poleng Field. The location of the well to be drilled, named Poleng N2 or CW-12H well which has the surface coordinates X: 708,283.73; Y = 9259.346.09.

"God willing, starting with prayer and good faith and support of all parties, Insyaallah start drilling activities with estimated work duration of 45 days with a target depth of 9,000 ft and estimated cost of USD 15 million," explained Director of Operations and Production of PT Pertamina EP, Chalid Said Salim.

Earlier on Wednesday (20/9), Chalid along with Asset 4 management of PT Pertamina EP did the last check on team preparedness and equipment ahead of the offshore drilling wells in Sumur Poleng N2.

"Today (Wednesday, 20/9) I am representing the management of PT Pertamina EP want to know how the condition of the team in the field, and of course the readiness of equipment to be used for offshore drilling prime in Poleng Field", said Chalid when found in Rig ENSCO 67 will be used for drilling at Poleng Field.

Chalid added that the drilling is a form of positive synergy between Upstream PT Pertamina Subsidiary, PT Pertamina EP and PT Pertamina Hulu Energi.

"This excellent synergy is mutually supportive of the implementation of this activity. Especially for PT Pertamina EP, which is the first time to conduct offshore drilling, this is a learning process for all related functions in planning, preparation and execution ", he explained.

Furthermore, Chalid explained that through drilling activities is expected to produce 700 barrels of oil per day and 1.2 million cubic feet of gas per day. In addition, the drilling also aims to add hydrocarbon absorption points in the CW area of ​​the Kujung structure.

Encountered in the same place, Didik Susilo as Asset 4 General Manager of PT Pertamina EP said that Asset 4 is one of the most complete assets because in addition to having oil field, there are also 3 Gas Production Centers CPP Gundih, CPP Donggi and CPP Matindok.

Then, continued Didik in Asset 4 there is also a field on land and offshore like the one in this Poleng Field. Poleng Field entered PT Pertamina EP approximately 4 years ago.

"It's a moment we've been waiting for a long time. After Poleng Field has been operating for 4 years with good production level, we are now preparing a bold step by drilling. Hopefully this drilling results in accordance with targets that have been calculated before even higher, "he said.

Meanwhile, Charles S Siallagan Poleng Field Manager explained that until now the team of Asset 4 Poleng Field is very optimistic with drilling preparation of the N2 Polis.

"We have prepared a special team for both technical and non technical teams for the smooth operation of this operation. We sincerely hope this drilling works well and can increase the production of PT Pertamina EP in particular and nationally in general. For that we ask for support from all parties for drilling offshore is running smoothly and zero accident, "said Charles.

IN INDONESIA

Pertamina EP Ngebor Perdana

Target Biaya Mencapai USD 15 Juta  

PT Pertamina EP melaksanakan pengeboran perdana lepas pantai (offshore) di Poleng Field. Lokasi sumur yang akan dibor, bernama Poleng N2 atau sumur CW-12H yang memiliki koordinat permukaan X : 708,283.73 ; Y = 9.259.346,09.

“Insyaallah dengan diawali doa bersama dan itikad baik serta dukungan seluruh pihak, Insyaallah mulai dilaksanakan kegiatan pemboran dengan durasi pekerjaan estimasi mencapai 45 hari dengan target kedalaman mencapai 9.000 ft dan perkiraan biaya mencapai USD 15 juta”, jelas Direktur Operasi dan Produksi PT Pertamina EP, Chalid Said Salim.

Sebelumnya, tepatnya Rabu (20/9), Chalid bersama dengan manajemen Asset 4 PT Pertamina EP lakukan pengecekan terakhir terkait kesiapan tim dan peralatan jelang tajak sumur pemboran perdana lepas pantai di Sumur Poleng N2.

“Hari ini (Rabu, 20/9) saya mewakili manajemen PT Pertamina EP ingin mengetahui bagaimana kondisi tim di lapangan, dan tentunya kesiapan peralatan yang akan digunakan untuk pemboran lepas pantai perdana di Poleng Field”, ujar Chalid saat ditemui di Rig ENSCO 67 yang akan digunakan untuk pemboran di Poleng Field.

Chalid menambahkan bahwa pemboran ini merupakan wujud sinergi positif antar Anak Perusahaan Hulu PT Pertamina yaitu PT Pertamina EP dan PT Pertamina Hulu Energi.

“Sinergi yang sangat baik ini saling mendukung terlaksananya kegiatan ini. Terutama bagi PT Pertamina EP yang baru perrtama kali melakukan pemboran lepas pantai, hal ini merupakan proses pembelajaran bagi semua fungsi terkait dalam perencanaan, persiapan dan eksekusi”, jelasnya. 

Lebih lanjut, Chalid menjelaskan bahwa melalui kegiatan pemboran ini diharapkan mampu menghasilkan 700 Barel Minyak Per Hari dan 1,2 Juta Kaki Kubik Gas Per Hari. Selain itu pemboran ini juga bertujuan untuk menambah titik serap hidrokarbon di area CW di struktur Kujung.

Ditemui ditempat yang sama, Didik Susilo selaku Asset 4 General Manager PT Pertamina EP mengatakan bahwa Asset 4 merupakan salah satu asset yang paling lengkap dikarenakan selain memiliki lapangan minyak, ada juga 3 Pusat Produksi Gas yaitu CPP Gundih, CPP Donggi dan CPP Matindok.

Kemudian, lanjut Didik di Asset 4 juga ada lapangan di darat serta di lepas pantai seperti yang ada di Poleng Field ini. Poleng Field masuk ke PT Pertamina EP kurang lebih 4 tahun yang lalu.

“Ini momen yang telah kami nantikan sejak lama. Setelah Poleng Field beroperasi kurang lebih 4 tahun dengan tingkat produksi yang cukup bagus, kini kami mempersiapkan langkah yang cukup berani dengan melaksanakan pemboran. Semoga hasil pemboran ini sesuai dengan target yang telah diperhitungkan sebelumnya bahkan lebih tinggi lagi,” ujarnya.

Sementara itu, Charles S Siallagan Poleng Field Manager menjelaskan bahwa sampai saat ini tim Asset 4 Poleng Field sangat optimis dengan persiapan pemboran Poleng N2 tersebut.

“Kami telah mempersiapkan tim khusus baik untuk tim teknis maupun non teknis demi kelancaran operasi ini. Kami sangat berharap pemboran ini berjalan lancar dan bisa menambah produksi PT Pertamina EP pada khususnya dan secara nasional pada umumnya. Untuk itu kami mohon dukungan dari seluruh pihak agar pemboran lepas pantai ini berjalan lancar dan zero accident,” papar Charles.

Duta Masyarakat, Page-16, Friday, Sept 22, 2017

PT Pertamina EP Drilling Offshore Prime

PT Pertamina EP is ready to conduct offshore drilling of Poleng Field in Gresik, East Java, managed by Pertamina EP Asset 4 business unit.

"Today I represent the management of PT Pertamina EP want to know how the condition of the team in the field, and of course the readiness of equipment to be used for drilling offshore prime in Poleng Field," said Director of Operations and Production PT Pertamina EP, Chalid Said Salim Thursday (21 / 9) yesterday.

Chalid added that his side had made final checks on team preparedness and equipment ahead of the offshore drilling well at Ned Polis Well planned to start yesterday. Meanwhile, drilling activities are estimated to reach 45 days with a target of 9,000 feet deep depth and estimated cost of 15 million US dollars or nearly equivalent to Rp 200 billion.

Whereas the well location to be drilled is named Poleng N2 or CW-12H well located in Java Sea. This drilling is a form of positive synergy among upstream subsidiaries of PT Pertamina, namely PT Pertamina EP and PT Pertamina Hulu Energi.

"This excellent synergy is mutually supportive of the implementation of this activity. Especially for PT Pertamina EP which is the first time to do offshore drilling. This is a learning process for all related functions in planning, preparation and execution, "he explained.

According to Chalid, through the drilling kegialan is expected to produce 700 barrels of oil per day and 1.2 million cubic feet of gas per day. The drilling also aims to add hydrocarbon absorption points in the CW area of ​​the Kujung structure.

Pertamina EP Asset 4 is one of the most complete assets because in addition to having oil field, there are also 3 Gas Production Centers, namely CPP Gundih, CPP Donggi, and CPP Matindok. There is also an offshore field, Poleng Field.

Meanwhile, according to General Manager of Pertamina EP Asset 4, Didik Susilo said the drilling moment of this prime long awaited. After Poleng Field has been operating for at least four years with good production levels, Pertamina EP Asset 4 is preparing a bold step by drilling.

"Hopefully the results of this drilling in accordance with targets that have been calculated previously even higher," he said.

According to him, Pertamina EP Asset 4 has prepared a special team for both technical and nontechnical teams for the smooth operation of this. He hopes the drilling runs smoothly and can increase oil and gas production of PT Pertamina EP and nationally.

"For that we ask for support from all parties for offshore drilling is running smoothly and zero accident," he concluded.

IN INDONESIA

PT Pertamina EP Bor Offshore Perdana

PT Pertamina EP siap melakukan pengeboran perdana sumur lepas pantai (offshore) Poleng Field di Gresik, Jawa Timur, yang dikelola unit usaha Pertamina EP Asset 4. 

“Hari ini saya mewakili manajemen PT Pertamina EP ingin mengetahui bagaimana kondisi tim di lapangan, dan tentunya kesiapan peralatan yang akan digunakan untuk pengeboran Iepas pantai perdana di Poleng Field,” ungkap Direktur Operasi dan Produksi PT Pertamina EP, Chalid Said Salim Kamis (21/9) kemarin.

Chalid menambahkan bahwa pihaknya telah melakukan pengecekan terakhir terkait kesiapan tim dan peralatan jelang tajak sumur pemboran perdana Iepas pantai di Sumur Poleng N2 yang direncanakan dimulai kemarin. Sementara itu kegiatan pengeboran diperkirakan mencapai 45 hari dengan target kedalaman mencapai 9.000 feet dan perkiraan biaya mencapai 15 juta dolar AS atau hampir setara dengan Rp 200 miliar. 

Sedangkan Iokasi Sumur yang akan dibor bernama Poleng N2 atau Sumur CW-12H yang berada di Laut Jawa. Pengeboran ini merupakan wujud sinergi positif antar anak perusahaan hulu PT Pertamina, yaitu PT Pertamina EP dan PT Pertamina Hulu Energi.

“Sinergi yang sangat baik ini saling mendukung terlaksananya kegiatan ini. Terutama bagi PT Pertamina EP yang baru pertama kali melakukan pengeboran lepas pantai. Hal ini merupakan proses pembelajaran bagi semua fungsi terkait dalam perencanaan, persiapan dan eksekusi,” terangnya.

Menurut Chalid, melalui kegialan pengeboran ini diharapkan mampu menghasilkan produksi 700 barel minyak per hari dan 1,2 juta kaki kubik gas per hari. Pengeboran ini juga bertujuan untuk menambah titik serap hidrokarbon di area CW di struktur Kujung.

Pertamina EP Asset 4 merupakan salah satu aset yang paling lengkap karena selain memiliki lapangan minyak, terdapat juga 3 Pusat Produksi Gas, yaitu CPP Gundih, CPP Donggi, dan CPP Matindok. Selaln itu terdapat juga lapangan lepas pantai, yaitu Poleng Field.

Sedangkan menurut General Manager Pertamina EP Asset 4, Didik Susilo mengatakan momen pengeboran perdana ini dinantikan sejak lama. Setelah Poleng Field beroperasi kurang lebih empat tahun dengan tingkat produksi yang cukup bagus, Pertamina EP Asset 4 mempersiapkan langkah yang cukup berani dengan melaksanakan pengeboran. 

“Semoga hasil pengeboran ini sesuai dengan target yang telah diperhitungkan sebelumnya bahkan lebih tinggi lagi,” ujarnya.

Menurutnya, Pertamina EP Asset 4 telah mempersiapkan tim khusus baik untuk tim teknis maupun nonteknis demi kelancaran operasi ini. Dia berharap pengeboran berjalan lancar dan bisa menambah produksi migas PT Pertamina EP maupun secara nasional. 

“Untuk itu kami mohon dukungan dari seluruh pihak agar pengeboran lepas pantai ini berjalan lancar dan zero accident,” pungkasnya.

Bhirawa, Page-5, Friday, Sept 22, 2017

Waiting for Certainty of Tuban Block

Although the management of Tuban Block Working Area (WK) by Joint Gperating Body of Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJE ended on February 28, 2018, until now there is no official standby explanation that will manage the block) Tuban Block Work Area (WK) to be submitted JOB PPEJ to the government, then on March 1, 2018 by the management government, will be handed over to Pertamina Hulu Energi (PHE).

"As far as I know, WK Block Tuban will be managed by Pertamina Hulu Energi (PHE). Whether Petrochina will join, I am not in the capacity to explain, "said Superintendent JOB PPEJ Akbar Pradima in a press release on Monday (21/08/2017).

On the other hand, General Manager of Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo confirmed that Sukowati Field will be managed by Pertamina EP Asset 4. The reason is Sukowati field as part of Pertamina EP work area.

"There is a letter from Upstream Director of Pertamina that starting March 1, 2018 Sukowati field will be managed by Pertiamina EP Asset 4," said Didik.

WK Tuban Block which is divided into East Tuban Block covers Sidoarjo Regency, Mojokerto Regency, Gresik Regency and Lamongan Regency. The West Tuban Block covers the Regencies of Tuban and Bojonegoro Regencies. At the beginning of the contract signing on 29 February 1988, WK Block Tuban covering an area of ​​7,391 km2. After three regional allowances, the current working area is about 1,478 km2.

After obtaining a mandate to manage WK Block Tuban, the discovery of the first proved reserves in April 1994. The discovery of this first Reserve was named Field Mudi. The next discovery occurred in 2001 known as Sukowati field.

Prior to the global oil price crisis, the total contribution of JOB PPEJ was 25,083 BOPD of crude oil and 25.73 MMCPD of gas (July 2014). The highest production JOB-PPEJ occurs in 2012 which could reach 48,000 barrels per day.

Now, due to the absence of new well drilling, to counter natural decline, JOB-PPEJproduction in Mudi and Sukowati Fields is controlled through well-care and innovation activities. The total number of active wells managed by JOB PPEJ at this time is 35 wells, with details of Sukowati Field 26 wells and Mudi Field 9 wells.

Because of the natural process commonly referred to as the Normal Production Decline, water production is now much larger than the oil. At Mudi well, only 18,000 to 19,000 barrels of water per day (BWPD) are produced, while oil production is around 1,100 - 1,200 BOPD.

"So is Sukowati whose water production is 19.000 - 20.000 BWPD and oil 8,700 - 8,900 BOPD," explained Senior Field Operations Superintendent Joint Operation Body of Pertamina Petrochina East java (OB PPEJ), Fauzy Mayanullah.

Petrochina Still Interested

Fauzy also said that Petrochina through its subsidiary, Petrochina International East Java Limited, is interested to re-participate in oil drilling at the border of Bojonegoro and Tuban. Currently negotiations are being held in connection with Petrochina's re-involvement in oil drilling in the Tuban block. Negotiated matters related to new cooperation opportunities and oil revenue sharing.

"We are negotiating with Pertamina for a new partnership," Fauzy said during Media Gathering JOB PPEJ in Banyuwangi, Thursday (7/9/2017).

Although, Fauzy acknowledged, in accordance with the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources in 2015, the management of the Tuban Block will be returned to Pertamina. However, Petrochina hopes to return to work with Pertamina or its subsidiaries.

"The possibility will be operated by a subsidiary of Pertamina. Due to direct entry to the upstream directorate there is Pertamina EP and Pertamina Hulu Energi, "he added.

Oil and gas production of Tuban Block is currently 4,000 barrels of oil equivalent per day (boepd). Potential reserves of 4 million barrels of oil equivalent (mmboe). Previously, the Government of East Java Province also admitted interested in managing the Tuban Block. In addition to efforts to approach the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), to manage the Upstream Oil and Gas business in Tuban Block managed by BUMD, East Java Provincial Government will also conduct economic studies.

Four district leaders, including Lamongan, Gresik, Tuban and Bojonegoro have also signed a Memorandum of Understanding (MOU) to manage the upstream oil and gas business in Tuban Block.

Furthermore, the Provincial Government of East Java together with four districts will soon develop an economic assessment of Tuban Block, which will be done by an independent consultant.

"The results of the economic assessment, will be the basis for the distribution of rights and obligations of each region or district, in the management of the Tuban Block later. For his study, it could involve SKK Migas and geologists from ITB, "said the Governor East Java Soekarwo, on Saturday (5/11/2016) ago.

Meanwhile, Head of East Java ESDM Service, Dewi Juniar Patriatni explained that East Java is the third largest oil and gas producer in Indonesia, after Riau and East Kalimantan.

"For the Tuban Block, it covers an area of ​​1,478 square kilometers, located in four districts. Namely, Lamongan, Tuban, Bojonegoro, and Gresik, "explained Dewi.

He also explained that in East Java there are 39 Cooperation Contract Contractors (KKKS) that conduct exploration, development, and production activities. Both onshore (on shore) and in the sea (off shore).

"Based on the Tuban Cooperation Oil and Gas Cooperation Contract, started on 29 February 1988 with Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB-PPEJ) operator, and KKKS Contractor will expire on February 28, 2018," he explained.

Whereas, in the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources Number 15 Year 2015 on the Management of the Oil and Gas Block Working Areas that will expire, the cooperation contract states that the management application to the minister is the fastest 10 years, and no later than two years before the contract expires!

IN INDONESIA

Menunggu Kepastian Blok Tuban

Meski pengelolaan Wilayah Kerja (WK) Blok Tuban oleh EJoint Gperating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) berakhir pada 28 Februari 2018, hingga kini belum ada penjelasan resmi siaga yang akan mengelola blok itu. Wilayah Kerja (WK) Blok Tuban yang akan diserahkan JOB PPEJ pada pemerintah, selanjutnya pada 1 Maret 2018 oleh pemerintah pengelolaannya, akan dis-erahkan kepada Pertamina Hulu Energi (PHE).

“Setahu saya, WK Blok Tuban akan dikelola oleh Pertamina Hulu Energi (PHE). Apakah Petrochina akan gabung, saya tidak dalam kapasitas menjelaskan,” kata Admin Superintendent JOB PPEJ Akbar Pradima dalam siaran pers pada Senin (21/8/2017).

Di pihak lain, General Manager Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo menegaskan, Lapangan Sukowati akan dikelola oleh Pertamina EP Asset 4. Alasannya, lapangan Sukowati sebagai bagian dari wilayah kerja Pertamina EP.

“Sudah ada surat dari Direktur Hulu Pertamina bahwa mulai 1 Maret 2018 lapangan Sukowati akan dikelola Pertamina EP Asset 4,” kata Didik.

WK Blok Tuban yang terbagi menjadi Blok Tuban Timur meliputi wilayah Kabupaten Sidoarjo, Kabupaten Mojokerto, Kabupaten Gresik dan Kabupaten Lamongan. Sementara Blok Tuban Barat meliputi Wilayah Kabupaten Tuban dan Kabupaten Bojonegoro. Pada awal penandatangan kontrak 29 Februari 1988, WK Blok Tuban seluas 7.391 km2. Setelah tiga kali penyisihan wilayah, saat ini luas wilayah kerja tinggal sekitar 1.478 km2.

Setelah mendapatkan mandat mengelola WK Blok Tuban, penemuan cadangan terbukti pertama pada April 1994. Penemuan Cadangan pertama ini diberi nama Lapangan Mudi. Penemuan selanjutnya terjadi pada 2001 yang dikenal dengan nama lapangan Sukowati.

Sebelum krisis harga minyak dunia, total kontribusi JOB PPEJ sekitar 25.083 BOPD minyak mentah (crude oil) dan 25,73 MMCPD gas (Juli 2014). Produksi tertinggi JOB PPEJ terjadi pada 2012 yang bisa mencapai 48.000 barel per hari.

Kini, akibat tiadanya pengeboran sumur baru, untuk melawan penurunan alamiah, produksi JOB di Lapangan Mudi dan Sukowati berupaya dikendalikan lewat kegiatan perawatan sumur dan inovasi. Total jumlah sumur yang aktif dikelola JOB PPEJ pada saat ini sebanyak 35 sumur, dengan rincian Lapangan Sukowati 26 sumur dan Lapangan Mudi 9 sumur.

Karena proses alamiah yang biasa disebut dengan istilah Normal Production Decline, kini produksi air jauh lebih besar daripada minyaknya. Di Sumur Mudi saja, air yang ikut diproduksi sebanyak 18.000 - 19.000 barel water per day (BWPD), sementara produksi minyak tinggal sekitar 1.100 - 1.200 BOPD.

“Begitu juga dengan Sukowati yang produksi airnya 19.000 - 20.000 BWPD dan minyak 8.700 - 8.900 BOPD,” jelas Senior Field Operations Superintendent joint Operation Body Pertamina Petrochina East java (]OB PPEJ), Fauzy Mayanullah.

Petrochina Tetap Berminat 

Fauzy juga mengatakan, Petrochina melalui anak perusahaannya, Petrochina Internasional East Java Limited, berminat untuk kembali ikut berpartisipasi dalam pengeboran minyak di perbatasan Bojonegoro dan Tuban ini. Saat ini sedang dilakukan perundingan terkait dengan keterlibatan kembali Petrochina dalam pengeboran minyak di blok Tuban. Hal-hal yang dirundingkan terkait peluang kerja sama baru dan pembagian hasil minyak.

“Kita sedang melakukan perundingan dengan Pertamina untuk kerjasama baru,” ujar Fauzy saat Media Gathering JOB PPEJ di Banyuwangi, Kamis (7/9/2017).

Meskipun, diakui Fauzy, sesuai dengan Peraturan Menteri ESDM tahun 2015, pengelolaan Blok Tuban akan dikembalikan ke Pertamina. Namun besar harapan Petrochina untuk kembali bekerja sama dengan Pertamina ataupun anak perusahaannya.

“Kemungkinan akan dioperasionalkan oleh anak perusahaan Pertamina. Karena langsung masuk ke direktorat hulu disana ada Pertamina EP dan Pertamina Hulu Energi,” tambahnya.

Produksi migas Blok Tuban saat ini 4.000 barel setara minyak per hari (boepd). Potensi cadangannya 4 juta barel setara minyak (mmboe). Sebelumnya, Pemerintah Provinsi Jawa Timur juga mengaku berminat mengelolal Blok Tuban. Selain upaya pendekatan kepada Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), agar pengelolaan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi yang ada di Blok Tuban dikelola oleh BUMD, Pemerintah Provinsi Jawa Timur juga akan melakukan kajian ekonomi.

Empat pimpinan kabupaten yang meliputi Lamongan, Gresik, Tuban dan Bojonegoro juga sudah menandatangani Nota Kesepahaman (MoU) dalam rangka pengelolaan usaha hulu minyak dan gas bumi yang ada di Blok Tuban.

Selanjutnya, Pemerintah Provinsi Jatim bersama empat kabupaten bakal segera menyusun kajian ekonomi Blok Tuban, yang bakal dilakukan oleh konsultan independen.

“Hasil dari kajian keekonomian tersebut, akan menjadi dasar pembagian hak dan kewajiban masing-masing daerah atau kabupaten, dalam pengelolaan Blok Tuban nantinya. Untuk kajian-nya, bisa melibatkan SKK Migas dan ahli geologi dari ITB,” kata Gubernur Jawa Timur Soekarwo, Sabtu (5/11/2016) lalu.

Sementara Kepala Dinas ESDM Jawa Timur saat masih dijabat Dewi Juniar Patriatni menjelaskan, bahwa Jawa Timur merupakan penghasil minyak dan gas bumi terbesar ketiga di Indonesia, setelah Riau dan Kalimantan Timur.

“Untuk Blok Tuban, meliputi kawasan seluas 1.478 kilometer persegi, yang berada di empat kabupaten. Yakni, Lamongan, Tuban, Bojonegoro, dan Gresik,” jelas Dewi.

la juga menjelaskan, di Jawa Timur terdapat 39 Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang melakukan kegiatan eksplorasi, pengembangan, maupun produksi. Baik yang berada di darat (on shore) maupun di laut (off shore).

“Berdasarkan Kontrak Kerja Sama (KKS) Migas Blok Tuban, dimulai pada 29 Februari 1988 dengan operator Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB-PPEJ), dan Kontraktor Kontrak Kerjasa Sama (KKKS) ini akan berakhir pada 28 Februari 2018,” paparnya.

Sedangkan, pada Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun 2015 tentang Pengelolaan Wilayah Kerja Blok Minyak dan Gas Bumi yang akan berakhir, kontrak kerjasamanya disebutkan bahwa permohonan pengelolaan kepada menteri paling cepat 10 tahun, dan paling lambat dua tahun sebelum kontrak berakhir!

Global Energi, Page-30-31, Wednesday, Sept 20, 2017

Exxon Stock Release Not Completed

The signing of gas sale and purchase agreement from Lapangan Jambaran-Tiung Biru awaits the process of transferring shares of participation on the project from PT ExxonMobil Cepu Limited to PT Pertamina. The natural gas field project is a merger of two fields from two different working areas.

Jambaran Field is part of Cepu and Tiung Biru field work areas and work areas of Pertamina EP Due to its non-conformity to economies of scale, PT ExxonMobil Cepu Limited decides to resign as a partner.

In the Cepu Block, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) becomes operator and controls 20.5% of participating interest, Ampolex 24.5%, Pertamina EP Cepu 45% and several regional-owned enterprises with a share of 10% participation. Meanwhile, in the Jambaran-Tiung Biru Field project, PT Pertamina EP Cepu becomes operator with 41.4% share ownership, EMCL 41, 4%, BUMD 9.2%, and the remaining 8% is owned by Pertamina EP.

The government commissioned PT Pertamina through PT Pertamina EP Cepu with the issuance of Letter of Minister of Energy and Mineral Resources No. 9/13 / MEM.M / 2017 in January 2017 to develop the Jambaran-Tiung Biru Field and complete the discussion with ExxonMobil through the business scheme.

Pertamina Finance Director Arief Budiman said that currently the process of transfer of shares of participation has entered the final stage. Previously, Pertamina had to pay $ 121 million to ExxonMobil to develop the field without partners.

He hopes that the process can be resolved soon so that gas purchase agreement (PJBG) with PT Perusahaan Listrik Negara can be signed soon.

"The PJBG is 2 months away if we are clear. Can signature if already clear, "he said before attending a hearing with Commission VII DPR, Monday (28/7).

Previously the gas price from Jambaran-Tiung Biru dropped from US $ 8 per MMBtu with a 2% escalation since 2012 or US $ 9 per MMBtu with escalation when the project generated gas in 2020 to US $ 6.7 per MMBtu flat until the gas distribution contract ended . The selling price of gas to PLN is US $ 7.6 per MMBtu which includes gas pipeline cost of US $ 0.9 per MMBtu.

IN INDONESIA

Pelepasan Saham Exxon Belum Tuntas

Penandatanganan perjanjian jual beli gas dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru menunggu proses pengalihan saham partisipasi pada proyek tersebut dari PT ExxonMobil Cepu Limited ke PT Pertamina. Proyek lapangan gas bumi merupakan penggabungan dua lapangan dari dua wilayah kerja berbeda. 

Lapangan Jambaran merupakan bagian dari wilayah kerja Cepu dan Lapangan Tiung Biru yang menjadi bagian dan wilayah kerja Pertamina EP Karena proyeknya yang tidak sesuai dengan skala keekonomian, PT ExxonMobil Cepu Limited memutuskan untuk mengundurkan diri sebagai mitra.

Pada Blok Cepu, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) menjadi operator dan menguasai saham partisipasi sebesar 20,5%, Ampolex 24,5%, Pertamina EP Cepu 45% dan beberapa badan usaha milik daerah dengan saham partisipasi 10%. Sementara itu, dalam proyek Lapangan Jambaran-Tiung Biru, PT Pertamina EP Cepu menjadi operator dengan kepemilikan saham 41,4%, EMCL 41 ,4%, BUMD 9,2%, dan sisanya sebesar 8% dikuasai oleh Pertamina EP.

Pemerintah menugaskan PT Pertamina melalui PT Pertamina EP Cepu dengan terbitnya Surat Menteri ESDM No 9/ 13/MEM.M/2017 pada Januari 2017 untuk mengembangkan Lapangan Jambaran-Tiung Biru dan menyelesaikan pembahasan dengan ExxonMobil melalui skema bisnis.

Direktur Keuangan Pertamina Arief Budiman mengatakan bahwa saat ini proses pengalihan saham partisipasi sudah masuk tahap final. Sebelumnya, disebutkan nilai yang harus dibayarkan Pertamina kepada ExxonMobil sebesar US$ 121 juta untuk mengembangkan lapangan tersebut tanpa mitra.

Dia berharap agar proses itu bisa segera diselesaikan agar perjanjian jual beli gas (PJBG) dengan PT Perusahaan Listrik Negara bisa segera diteken.

“PJBG-nya 2 bulan lagi kalau Kita sudah clear. Bisa tanda tangan kalau udah clear,” ujarnya sebelum menghadiri rapat dengar pendapat dengan Komisi VII DPR, Senin (28/7).

Sebelumnya harga gas dari Jambaran-Tiung Biru turun dari semula US$ 8 per MMBtu dengan eskalasi 2% sejak 2012 atau US$ 9 per MMBtu dengan eskalasi ketika proyek menghasilkan gas pada 2020 menjadi US$ 6,7 per MMBtu flat hingga kontrak penyaluran gas berakhir. Harga jual gas ke PLN US$ 7,6 per MMBtu yang sudah termasuk biaya penghantaran gas melalui pipa sebesar US$ 0,9 per MMBtu.

Bisnis Indonesia, Page-32, Tuesday, August 29, 2017

Tuban Block Wait Management Certainty

Although the management of Tuban Block Working Area (WK) by Joint Operating Body of Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) will end on February 28, 2018, until now there is no official explanation who will manage the block.

According to Superintendent Admin JOB PPEJ Akbar Pradima, Tuban Block Working Area which will be submitted by JOB PPEJ to the government, then on March 1, 2018 by the management government will be submitted to Pertamina Hulu Energi (PHE).

"As far as I know, the Tuban Block Working Area will be managed by Pertamina Hulu Energi (PHE). Whether Petrochina will join, I am not in the capacity to explain, "said Akbar Pradima.

On the other hand, General Manager of Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo confirmed that Sukowati Field will be managed by Pertamina EP Asset 4. The reason is Sukowati field as a part of Pertamina EP work area.

"There is a letter from Upstream Director of Pertamina that starting March 1, 2018 Sukowati field will be managed Pertamina EP Asset 4," said Didik Susilo in a meeting with 36 national media editors who conduct field trips in Tuban, Bojonegoro and Cepu.

The working area of ​​Tuban Block, which is divided into Tuban Timur Block covers Sidoarjo Regency, Mojokerto Regency, Gresik Regency and Lamongan Regency. The West Tuban Block covers the Regencies of Tuban and Bojonegoro Regencies.

At the beginning of the contract signing on 29 February 1988, the Tuban Block Working Area was 7,391 km2. After three regional allowances, the current working area is only about 1,478 km2. After obtaining a mandate to manage the Tuban Block Working Area, the discovery of the first proved reserves in April 1994.

The discovery of the first reserve is named Mudi Field. The next discovery occurred in 2001 known as the Sukowati field.

Prior to the world oil price crisis, the total contribution of JOB PPEJ was about 25,083 BOPD of crude oil (crude oil) and 25.73 MMCPD of gas (July 2014). The highest production JOB PPEJ occurs in 2012 which could reach 48,000 barrels per day.

Now, due to the absence of new well drilling, to counter natural decline, JOB production in Mudi and Sukowati Fields is managed by well care and innovation. The total number of active wells is managed by JOB PPEJ at this time as many as 35 wells, with details Sukowati Field 26 wells and Field, Mudi 9 wells.

Because of the natural process commonly referred to as the Normal Production Decline, water production is now much larger than the oil. In Mudi Field, only 18,000 to 19,000 barrels of water per day (BWPD) are produced, while oil production is only about 1,100 - 1,200 BOPD.

"So is Sukowati Field with its water production 19,000 - 20,000 BWPD and oil 8,700 - 8,900 BOPD," said Acting Field Manager JOB PPEJ, Fauzy Mayanullah.

IN INDONESIAN

Blok Tuban Tunggu Kepastian Pengelola

Meski pengelolaan Wilayah Kerja (WK) Blok Tuban oleh Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) akan berakhir 28 Februari 2018 mendatang, hingga kini belum ada penjelasan resmi siapa yang akan mengelola blok itu.

Menurut Admin Superintendent JOB PPEJ Akbar Pradima, Wilayah Kerja Blok Tuban yang akan diserahkan JOB PPEJ pada pemerintah, selanjutnya pada 1 Maret 2018 oleh pemerintah pengelolaannya akan diserahkan kepada Pertamina Hulu Energi (PHE).

“Setahu saya, Wilayah Kerja Blok Tuban akan dikelola oleh Pertamina Hulu Energi (PHE). Apakah Petrochina akan bergabung, saya tidak dalam kapasitas menjelaskan,” kata Akbar Pradima.

Di pihak lain, General Manager Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo menegaskan bahwa Lapangan Sukowati akan dikelola oleh Pertamina EP Asset 4. Alasannya, lapangan Sukowati sebagai bagian dari wilayah kerja Pertamina EP.

“Sudah ada surat dari Direktur Hulu Pertamina bahwa mulai 1 Maret 2018 lapangan Sukowati akan dikelola Pertamina EP Asset 4,” kata Didik Susilo dalam pertemuan dengan 36 editor media nasional yang melakukan kunjungan lapangan di wilayah Tuban, Bojonegoro dan Cepu.

Wilayah Kerja Blok Tuban yang terbagi menjadi Blok Tuban Timur meliputi Wilayah Kabupaten Sidoarjo, Kabupaten Mojokerto, Kabupaten Gresik dan Kabupaten Lamongan. Sementara Blok Tuban Barat meliputi Wilayah Kabupaten Tuban dan Kabupaten Bojonegoro.

Pada awal penandatangan kontrak 29 Februari 1988, Wilayah Kerja Blok Tuban seluas 7.391 km2. Setelah tiga kali penyisihan wilayah, saat ini luas wilayah kerja hanya sekitar 1.478 km2. Setelah mendapatkan mandat mengelola Wilayah Kerja Blok Tuban, penemuan cadangan terbukti pertama pada bulan April 1994.

Penemuan cadangan pertama ini diberi nama Lapangan Mudi. Penemuan selanjutnya terjadi di tahun 2001 yang dikenal dengan nama lapangan Sukowati.

Sebelum krisis harga minyak dunia, total kontribusi JOB PPEJ sekitar 25.083 BOPD minyak mentah (crude oil) dan 25,73 MMCPD gas (Juli 2014). Produksi tertinggi JOB PPEJ terjadi pada tahun 2012 yang bisa mencapai 48,000 barel per hari.

Kini, akibat tiadanya pengeboran sumur baru, untuk melawan penurunan alamiah, produksi JOB di Lapangan Mudi dan Sukowati berupaya dikendalikan lewat kegiatan perawatan sumur dan inovasi. Total jumlah sumur yang aktif dikelola JOB PPEJ pada saat ini sebanyak 35 sumur, dengan rincian Lapangan Sukowati 26 sumur dan Lapangan, Mudi 9 sumur.

Karena proses alamiah yang biasa disebut dengan istilah Normal Production Decline, kini produksi air jauh lebih besar daripada minyaknya. Di Lapangan Mudi saja air yang ikut diproduksi sebanyak 18.000 - 19.000 barel water per day (BWPD), sementara produksi minyak hanya sekitar 1.100 - 1.200 BOPD.

“Begitu juga dengan Lapangan Sukowati yang produksi airnya 19.000 - 20.000 BWPD dan minyak 8.700 - 8.900 BOPD,” kata Acting Field Manager JOB PPEJ, Fauzy Mayanullah.

Duta Masyarakat, Page-15, Friday, August 25, 2017

Tuban Block Wait Management Certainty

Although the management of the Work Area (WK) (Tuban Block by Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB-PPEJ) will end February 28, 2018, but until now there has been no official explanation who will manage the block.According to Superintendent Admin JOB PPEJ Akbar Pradima, WK Tuban Block which will be submitted by JOB PPEJ to the government, then on March 1, 2018 by the management government will be submitted to Pertamina Hulu Energi (PHE).

 "As far as I know, WK Block Tuban will be managed by Pertamina Hulu Energi (PHE). Whether Petrochina will join, I am not in the capacity to explain, "said Akbar Pradima

On the other hand, General Manager of Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo confirmed that Sukowati Field will be managed by PErtamina EP Asset 4. The reason is Sukowati field as part of Pertamina EP work area.

"There is a letter from Upstream Director of Pertamina that starting March 1, 2018 Sukowati field will be managed Pertamina EP Asset" said Didik Susilo in a meeting with 36 national media editors who conduct field trips in Tuban, Boionegoro and Cepu.

WK Tuban Block which is divided into East Tuban Block covers Sidoarjo District, Mojokerto Regency, Gresik Regency and Lamongan Regency.

The West Tuban Block covers the Regencies of Tuban and Bojonegoro Regencies. At the beginning of contract signing February 29, 1988. WK Block Tuban area of ​​7,391 km2. After three regional allowances, the current working area is only about 1,478 km2.

After obtaining a mandate to manage WK Block Tuban, the first proven reserve discovery in April 1994. The discovery of the first reserve was named Mudi Field. The next discovery occurred in 2001 known as the Sukowati field.

Prior to the global oil price crisis, the total contribution of JOB PPEJ was 25,083 BOPD of crude oil and 25.73 MMCFD of gas (July 2014). The highest production of JOB-PPEJ occurs in 2012 which can reach 48,000 barrels per day.

Now due to the absence of new well drilling, to counter natural decline, JOB-PPEJ production at Mudi and Sukowati Fields is managed by well care and innovation. The total number of active wells being managed by JOB PPEJ at this time is 35 wells, with details of Sukowati Field 26 wells and Mudi Field 9 wells.

Because of the natural process commonly referred to as the Normal Production Decline, water production is now much larger than the oil. In Well Mudi, only 18,000 to 19,000 barrels of water per day (BWPD) are produced, while oil production is only about 1,100 - 1,200 BOPD.

"So also with Sukowati whose water production is 19.000 20.000 BWPD and oil 8,700 - 8,900 BOPD," said Acting Field Manager JOB PPEJ Fauzy Mayanullah.

IN INDONESIA

Blok Tuban Tunggu Kepastian Pengelola

Meski pengelolaan Wilayah Kerja (WK) (Blok Tuban oleh Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB-PPEJ) akan berakhir 28 Februari 2018 mendatang, namun hingga kini belum ada penjelasan resmi siapa yang akan mengelola blok itu. Menurut Admin Superintendent JOB PPEJ Akbar Pradima, WK Blok Tuban yang akan diserahkan JOB PPEJ pada pemerintah, selanjutnya pada 1 Maret 2018 oleh pemerintah pengelolaannya akan diserahkan kepada Pertamina Hulu Energi (PHE).

 “Setahu saya, WK Blok Tuban akan dikelola oleh Pertamina Hulu Energi (PHE). Apakah Petrochina akan gabung, saya tidak dalam kapasitas menjelaskan,” kata Akbar Pradima 

Di pihak lain, General Manager Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo menegaskan bahwa Lapangan Sukowati akan dikelola oleh PErtamina EP Asset 4. Alasannya, lapangan Sukowati sebagai bagian dari wilayah kerja Pertamina EP.

“Sudah ada surat dari Direktur Hulu Pertamina bahwa mulai 1 Maret 2018 lapangan Sukowati akan dikelola Pertamina EP Asset" kata Didik Susilo dalam pertemuan dengan 36 editor media nasional yang melakukan kunjungan lapangan di wilayah Tuban, Boionegoro dan Cepu.

WK Blok Tuban yang terbagi menjadi Blok Tuban Timur meliputi Wilayah Kabupaten Sidoarjo, Kabupaten Mojokerto, Kabupaten Gresik dan Kabupaten Lamongan.

Sementara Blok Tuban Barat meliputi Wilayah Kabupaten Tuban dan Kabupaten Bojonegoro. Pada awal penandatangan kontrak 29 Februari 1988. WK Blok Tuban seluas 7.391 km2. Setelah tiga kali penyisihan wilayah, saat ini luas wilayah kerja hanya sekitar 1.478 km2.

Setelah mendapatkan mandat mengelola WK Blok Tuban, penemuan cadangan terbukti pertama pada bulan April 1994. Penemuan cadangan pertama ini diberi nama Lapangan Mudi. Penemuan selanjutnya terjadi di tahun 2001 yang dikenal dengan nama lapangan Sukowati. 

Sebelum krisis harga minyak dunia, total kontribusi JOB PPEJ  sekitar 25.083 BOPD minyak mentah (crude oil) dan 25,73 MMCFD gas (Juli 2014). Produksi tertinggi JOB-PPEJ terjadi pada tahun 2012 yang bisa mancapai 48,000 barel per hari.

Kini akibat tiadanya pengeboran sumur baru, untuk melawan penurunan alamiah, produksi JOB-PPEJ di Lapangan Mudi dan Sukowati berupaya dikendalikan lewat kegiatan perawatan sumur dan inovasi. Total jumlah sumur yang aktif dikelola JOB PPEJ pada saat ini sebanyak 35 sumur, dengan rincian Lapangan Sukowati 26 sumur dan Lapangan Mudi 9 sumur. 

Karena proses alamiah yang biasa disebut dengan istilah Normal Production Decline, kini produksi air jauh lebih besar daripada minyaknya. Di Sumur Mudi saja air yang ikut diproduksi sebanyak 18.000- 19.000 barel water per day ( BWPD), sementara produksi minyak hanya sekitar 1.100 - 1.200 BOPD. 

“Begitu juga dengan Sukowati yang produksi airnya 19.000 20.000 BWPD dan minyak 8.700 - 8.900 BOPD,” kata Acting Field Manager JOB PPEJ Fauzy Mayanullah.

Harian Bangsa, Page-4, Wednesday, August 23, 2017

Scramble 'Black Gold' Time in Wonocolo

The area of ​​traditional oil mines in Wonocolo Village, Kedewan Subdistrict, Bojonegoro still continues to burst to this day. Oil fields that have been more than 100 years old is still used by the local community.

After entering the village of Wonocolo, you can immediately see the traditional oil wells scattered in the hills. Well drilling is done using simple tools, such as wooden poles and diesel engines to move the pipe.

Based on data of PT Pertamina EP Asset 4 subsidiaries of PT Pertamina currently there are about 700 oil wells in Wonocolo. However, only about 40 wells are actively producing. Currently, the area of ​​the traditional oil wells produces 400 barrels per day (bpd).

Government and Public Relation Assistant Manager of PT Pertamina EP Asset IV Pandjie Galih Anoraga said that the crude oil from Wonocolo is sold to Pertamina EP Asset IV at 70% price and Indonesian Crude Price (ICP).

"Oil from Wonocolo is sold to Pertamina," he said.

With oil prices around US $ 50 per barrel, the total value of crude oil sales from Wonocolo Village is around Rp 182 million per day (assuming Rp 13,000 per US $).

About 250 old wells in the hills of the mountains Kendeng it is a relic of the Netherlands. To avoid illegal drilling activities, the Wonocolo area is now managed by Pertamina EP Asset IV. To defend the historical value of the traditional 'black gold' mining area, the government established Wonocolo as an oil and gas tourism village in 2016.

With traditional hillside views and oil drilling activities, the region can attract tourists who want to see first hand oil drilling activities with simple tools. Wonocolo transformed into a tourist village with oil-like concept of oil area in Texas, United States.

To attract more tourists, the managers of Wonocolo Village have made a crossroad for Offroad with jeep vehicles. You can Offroad to enjoy the hilly area while walking along the old wells using a jeep. In addition, visitors can also see the rock museum. Despite the low oil prices, residents in Wonocolo Village are still doing the drilling of the old well.

Oil price fluctuations are not new. Precisely the characteristic of the black liquid price is up and down. In fact, when oil was first discovered and drilled in an oil field in Pennsylvania, the US in the 19th century, the price of black liquor was US $ 30 per barrel.

However, soon the price touched US $ 1 cent per barrel. Get down drastically. At that time, the 'price war' between the producer or the driller with the oil buyer company continued to operate. Even some say the oil business is loaded with cartels. So, do not be surprised if the price of oil can be cheaper than the price of water and at other times the price could soar high into the clouds.

The traditional oil well drilling activities at Wonocolo are inversely proportional to Banyu Urip Field, Cepu Block. PT ExxonMobil Cepu Limited, as operator of Banyu Urip Field, is able to lift oil from the earth's stomach by 201,000 bph with just 35 wells. Meanwhile, oil production in Wonocolo with 700 wells only produced 400 bpd.

A very contrasting scene, between the use of advanced technology and the traditional way. The optimal management of Wonocolo Village is believed to attract more tourists. The hilly terrain, offroad tracks, traditional oil drilling activities, the history of the Dutch oil company, the rock museum and the natural beauty of Wonocolo Village will be a magnet for tourists who want to know the history of oil in Indonesia.

IN INDONESIA

Mengais Sisa ‘Emas Hitam’ di Wonocolo

Wilayah tambang minyak tradisional di Desa Wonocolo, Kecamatan Kedewan, Bojonegoro masih terus menyembur hingga saat ini. Ladang minyak yang telah berusia lebih dari 100 tahun itu masih dimanfaatkan oleh masyarakat setempat.

Setelah masuk ke wilayah Desa Wonocolo, Anda bisa langsung melihat sumur-sumur minyak tradisional yang bertebaran di perbukitan. Pengeboran sumur dilakukan dengan menggunakan alat-alat sederhana, seperti tiang-tiang dari kayu dan mesin diesel untuk menggerakkan pipa.

Berdasarkan data PT Pertamina EP Aset 4 anak usaha PT Pertamina saat ini ada sekitar 700 sumur minyak di Wonocolo. Namun, hanya sekitar 40 sumur yang aktif berproduksi. Saat ini, wilayah sumur minyak tradisional itu menghasilkan 400 barel per hari (bph).

Government dan Public Relation Assistant Manager PT Pertamina EP Asset IV Pandjie Galih Anoraga mengatakan bahwa minyak mentah dari Wonocolo tersebut dijual ke Pertamina EP Asset IV dengan harga 70% dan harga minyak Indonesia (Indonesia Crude Price/ICP). 

"Minyak dari Wonocolo dijual ke Pertamina," katanya.

Dengan harga minyak sekitar US$ 50 per barel, total nilai penjualan minyak mentah dari Desa Wonocolo sekitar Rp 182 juta per hari (dengan asumsi Rp 13.000 per US$).

Sekitar 250 sumur tua di wilayah perbukitan pegunungan Kendeng itu merupakan peninggalan Belanda. Untuk menghindari kegiatan pengeboran illegal, wilayah Wonocolo kini dikelola oleh Pertamina EP Asset IV. Untuk mempertahankan nilai sejarah wilayah penambangan ‘emas hitam’ tradisional itu, pemerintah menetapkan Wonocolo sebagai desa wisata minyak dan gas bumi pada 2016. 

Dengan pemandangan perbukitan serta aktivitas pengeboran minyak secara tradisional, wilayah itu dapat menarik para wisatawan yang ingin melihat secara langsung kegiatan pengeboran minyak dengan alat sederhana. Wonocolo diubah menjadi desa wisata minyak dan gas dengan konsep seperti kawasan minyak di Texas, Amerika Serikat.

Untuk semakin menarik wisatawan, pengelola Desa Wonocolo telah membuat jalan lintas untuk Offroad dengan kendaraan jip. Anda bisa Offroad untuk menikmati wilayah perbukitan sambil menyusuri sumur-sumur tua menggunakan jip. Selain itu, pengunjung juga bisa melihat museum bebatuan. Kendati harga minyak masih rendah, penduduk di Desa Wonocolo masih tetap melakukan kegiatan pengeboran sumur tua tersebut.

Fluktuasi harga minyak bukan hal baru. Justru ciri khas dari cairan hitam itu harga yang naik turun. Bahkan, saat pertama kali minyak ditemukan dan dibor di kawasan minyak di Pennsylvania, AS pada abad 19, harga cairan hitam pekat itu US$ 30 per barel.

Namun, tidak lama kemudian harga menyentuh US 1 sen per barel. Turun drastis. Saat itu, ‘peperangan harga’ antara produsen atau pengebor dengan perusahaan pembeli minyak terus berlanggsung. Bahkan beberapa kalangan menyebutkan bisnis minyak penuh dengan kartel. Jadi, tidak heran jika harga minyak bisa lebih murah dari harga air dan pada waktu lain harga bisa membumbung tinggi jauh ke awan.

Kegiatan pengeboran sumur minyak secara tradisional di Wonocolo berbanding terbalik dengan Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu. PT ExxonMobil Cepu Limited, sebagai operator Lapangan Banyu Urip, mampu mengangkat minyak dari perut bumi sebanyak 201.000 bph hanya dengan 35 sumur. Sementara itu, produksi minyak di Wonocolo dengan 700 sumur hanya menghasilkan 400 bph.

Sebuah pemandangan yang sangat kontras, yaitu antara pemakaian teknologi canggih dan cara tradisional. Pengelolaan Desa Wonocolo secara optimal diyakini bakal menarik wisatawan lebih banyak lagi. Wilayah perbukitan, lintasan offroad, aktivitas pengeboran minyak secara tradisional, sejarah perusahaan minyak Belanda, museum bebatuan, dan keindahan alam di Desa Wonocolo bakal menjadi magnet bagi para wisatawan yang ingin mengetahui sejarah minyak di Indonesia.

Kontan, Page-18, Wednesday, August 23, 2017