Keep Lifting Target 800 Thousand Barrels Per Day

The rate of decline Production 20 Percent Each Year

The downward trend in oil production in Indonesia makes the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is only targeting oil production steady at 800 thousand barrels per day.

Deputy Minister Arcandra Tahar said lifting rate target is not easily maintained. Because, naturally, dwindling oil and gas reserves. In fact, the government can not rely on the production of a new block that takes years to find a backup to start production (first oil). "Holding the production figures of 800 thousand barrels per day is the biggest effort so that the rate of decline in production did not decrease drastically 'he said.

The average rate of decline in production (natural declining rate) oil and gas fields in Indonesia in 2016 reached 20.1 percent, while 29.7 percent the previous year. Arcandra convey the main obstacle to the discovery of new oil and gas reserves in Indonesia is bureaucracy. It takes years just to plan the development of oil and gas fields.

In fact, in the United States, the issuance of permits oil drilling only takes two weeks. The difficulty was making the Ministry of Energy undertake a program of short-term duration of five years to keep the oil production of not less than 800 thousand barrels per day. The program is divided into three phases. Namely, the identification of the required technology, workshop to the cooperation contract (PSC), and execution of technology in the field.

Arcandra expect short-term program can be executed in 2018. "Because, if the program is not created, Indonesia's oil production could be down 600 thousand barrels per day in 2020. In Budget 2017, the government expects oil lifting 825 thousand barrels per day (bpd) and gas lifting 1,150 thousand million standard cubic feet per day (MMSCFD).

Last year production reached 831 thousand bpd of oil and gas lifting 7939 MMSCFD. The realization of oil and gas production was larger than the target work program and budget (WP & B) SKK Migas respectively reached 817.5 thousand bpd and gas 7813

MMSCFD.

IN INDONESIAN

Target Jaga Lifting 800 Ribu Barel Per Hari

Laju Penurunan Produksi 20 Persen Tiap Tahun

Tren penurunan produksi minyak di Indonesia membuat Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) hanya menargetkan produksi minyak stabil di angka 800 ribu barel per hari.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menyatakan, target angka lifting tersebut tidak mudah dipertahankan. Sebab, secara alamiah, cadangan migas terus berkurang. Padahal, pemerintah belum bisa mengandalkan produksi dari blok baru yang membutuhkan waktu bertahun-tahun untuk menemukan cadangan hingga mulai berproduksi (first oil). ”Menahan angka produksi di 800 ribu barel per hari adalah upaya terbesar agar laju penurunan produksi ini tidak menurun drastis’ katanya.

Angka rata-rata penurunan produksi (natural declining rate) lapangan migas di Indonesia pada 2016 mencapai 20,1 persen, sedangkan tahun sebelumnya 29,7 persen. Arcandra menyampaikan, kendala utama penemuan cadangan migas baru di Indonesia adalah birokrasi. Dibutuhkan waktu bertahun-tahun hanya untuk menyusun rencana pengembangan lapangan migas. 

Padahal, di Amerika Serikat, penerbitan izin pengeboran minyak hanya membutuhkan dua pekan. Kesulitan itu membuat Kementerian ESDM melakukan program jangka pendek berdurasi lima tahun untuk menjaga agar produksi minyak tidak kurang dari 800 ribu barel per hari. Program dibagi menjadi tiga tahapan. Yakni, identifikasi teknologi yang dibutuhkan, workshop ke kontraktor kontrak kerja sama (KKKS), dan eksekusi teknologi di lapangan.

Arcandra berharap program jangka pendek tersebut bisa dijalankan pada 2018. ”Sebab, kalau program ini tidak dibuat, produksi minyak Indonesia bisa di bawah 600 ribu barel per hari pada 2020. Dalam APBN 2017, pemerintah menargetkan lifting minyak 825 ribu barel per hari (bph) dan lifting gas 1.150 ribu juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD).

Tahun lalu produksi minyak mencapai 831 ribu bph dan lifting gas 7.939 MMSCFD. Realisasi produksi migas itu lebih besar daripada target work program and budget (WP&B) SKK Migas masing-masing mencapai 817,5 ribu bph dan gas 7.813 MMSCFD.

Jawa Pos, Page-5, Saturday, Feb, 18, 2017

Breakthrough Needed to Maintain Production

OIL

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said, need a breakthrough to maintain the level of oil production in the country at the average rate of 800,000 barrels per day. Without a breakthrough, the domestic oil production will decline to around 600,000 bpd in the next few years.

"The figure decreased production of oil wells in Indonesia on average 12 percent per year. We have a program in the next five years should be applied effort to maintain production, "said Arcandra, Friday (17/2), in Jakarta.

     However, the maintenance of production can be successful if backed Special Unit Upstream Oil and Gas (SKK Migas), contractor of oil and gas blocks, and the government, one way is by the use of appropriate technology.

 "We have also requested the contractor to learn more technology choices, including what and how that should be done in an attempt to maintain the level of oil production," said Arcandra. The government is also preparing a new policy related to the maintenance of the oil production. One of the policies that have been issued is the choice of profit-sharing scheme previously embraced the concept of cost recovery (operation costs can be replaced) with oil and gas revenue sharing based on gross production (gross split).

Although no direct effect on production, the concept of gross split is believed to make more efficient performance of the contractor. The concept of gross require the contractor split the operating costs without taking into account the operation failed or succeeded.

Mapping Conditions

Lecturer at Trisakti University, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, say, need mapping on the condition of each oil field in Indonesia before determining the selection of proper oil dewatering technology. One aspect is a field that has a high success putensi.

"I agree that it does need a breakthrough effort to increase oil production in the country. Chemical injection method, which is part of the EOR (method of recovering oil advanced / enhaced oil recovery), be one way to increase production, "said Pri Agung.

One of the companies that have implemented advanced methods of recovering oil is PT Chevron Pacific Indonesia in Minas Field, Siak District, Riau. The company had to apply steam injection method in the Duri Field were able to increase production from the initial 10,000 bpd to 300,000 bpd.

Significant impact on the increase in oil production yet. However, technically, chemical injection method is very promising. In the 2012 budget is ready to sell oil production target has been set as many as 815 000 bpd. In the past year, the benchmark 2016 state budget as much as 820,000 bpd and its realization can exceed this target, reaching 820 300 bpd. Currently, the government is also optimistic that the 2017 budget target could be exceeded.

IN INDONESIAN

Diperlukan Terobosan untuk Menjaga Produksi

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar mengatakan, perlu terobosan untuk menjaga tingkat produksi minyak bumi dalam negeri pada angka rata-rata 800.000 barrel per hari. Tanpa terobosan, produksi minyak dalam negeri akan merosot menjadi sekitar 600.000 bph dalam beberapa tahun mendatang.

”Angka penurunan produksi sumur-sumur minyak di Indonesia rata-rata 12 persen per tahun. Kami punya program dalam lima tahun ke depan harus bisa diterapkan usaha untuk mempertahankan produksi,” kata Arcandra, Jumat (17/2), di Jakarta.

     Namun, usaha mempertahankan produksi bisa sukses jika didukung Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), kontraktor blok migas, dan pemerintah, salah satu caranya adalah dengan pemanfaatan teknologi tepat guna.

 ”Kami juga telah meminta kontraktor untuk mempelajari lagi pemilihan teknologi, termasuk apa dan bagaimana yang harus dilakukan dalam usaha menjaga tingkat produksi minyak,” kata Arcandra. Pemerintah juga sedang  menyiapkan kebijakan baru terkait dengan usaha mempertahankan produksi minyak tersebut. Salah satu kebijakan yang sudah dikeluarkan adalah pilihan skema bagi hasil yang sebelumnya menganut konsep cost recovery (biaya operasi yang bisa digantikan) dengan bagi hasil mi-

gas berdasar produksi bruto (gross split).

Kendati tak berpengaruh langsung pada produksi, konsep gross split diyakini membuat kinerja kontraktor lebih efisien. Konsep gross split mewajibkan kontraktor menanggung biaya operasi tanpa memperhitungkan operasi gagal atau berhasil.

Pemetaan Kondisi

Pengajar pada Universitas Trisakti, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, mengatakan, perlu pemetaan mengenai kondisi setiap lapangan minyak di Indonesia sebelum menentukan pilihan teknologi pengurasan minyak yang tepat. Salah satu aspeknya adalah lapangan yang punya putensi keberhasilan tinggi.

”Saya sepakat bahwa memang perlu usaha terobosan untuk menaikkan produksi minyak di dalam negeri. Metode injeksi kimia,

yang merupakan bagian dari EOR (metode pengurasan minyak tingkat lanjut/enhaced oil recovery), menjadi salah satu cara untuk menaikkan produksi,” tutur Pri Agung.

Salah satu perusahaan yang sudah menerapkan metode pengurasan minyak tingkat lanjut adalah PT Chevron Pasific Indonesia di Lapangan Minas, Kabupaten Siak, Riau. Perusahaan tersebut pernah menerapkan metode injeksi uap di Lapangan Duri yang mampu menaikkan produksi dari semula 10.000 bph menjadi 300.000 bph.

Dampak signifikan terhadap kenaikan produksi minyak belum ada. Namun, secara teknis, metode injeksi kimia sangat menjanjikan. Dalam APBN 2012 target produksi siap jual minyak telah di tetapkan sebanyak 815.000 bph. Pada tahun lalu, patokan APBN 2016 sebanyak 820.000 bph dan realisasinya dapat melampaui target tersebut, yakni mencapai 820.300 bph. Saat ini, pemerintah juga optimistis target APBN 2017 dapat terlampaui.

Kompas, Page-17, Saturday, Feb, 18, 2017

Terms of LNG imports in Industry Can Learn

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is developing rules on the import of liquefied natural gas or Liquefied natural gas-(LNG) for industry players. Previously the Ministry of Energy has issued rules for the import of LNG PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) and independent power producers.

Refers to Ministry of Energy and Mineral Resources N0 11/2017 on Natural Gas Utilization for Power, an import permit granted if the price of LNG is already lower 11.5% of Indonesian Crude Price (ICP).

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources, IGN Wiratmaja Puja revealed, most likely to import LNG price limits for the industry will not be much different from the rules for power plants. "Being prepared, it seems the same. What is clear, should be lower than the domestic prices," he said, Thursday (17/2).

Wiratmaja states, the average price of LNG in the country is 11.5% of the ICP for gas prices free on board (FOB). Meanwhile, if you need to import LNG, the LNG landed price should be lower than 11.5% of the ICP. "So the price of imports by 11.5%, it should be landed. The goal imports the lower the price," he explained.

In addition to regulating the price of imported LNG, the government will also set requirements for industry players who want to import LNG. One of the conditions is a must have gas infrastructure. For that reason, industry should be able to start building gas infrastructure from now.

Wiratmaja projecting, gas import regulations for this industry can not apply in the near future. Industry players need time to build gas infrastructure. Understandably, relatively vital gas infrastructure to accommodate LNG imports. "Can not import gas without having the infrastructure. Therefore, they certainly can not be immediately imported. That can quickly import, that existing," said Wiratmaja.

Director of Upstream Chemical Industry Ministry of Industry (Kemperin), Muhammad Khayam said Kemperin still coordinating with the Ministry of Energy related to gas imports. So far Kemperin and the Ministry of Energy had agreed to grant permission for the industry which will import gas. Kemperin who will file the petition.

But until the government does not discuss the industry is allowed to import gas. The government should also think about the supply of gas in the form of LNG in the country.

IN INDONESIAN

Syarat Industri Bisa impor LNG di Pelajari

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) sedang menyusun aturan mengenai impor gas alam cair atau Liquefied natural gas- (LNG) untuk pelaku industri. Sebelumnya Kementerian ESDM telah menerbitkan aturan impor LNG untuk PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) dan juga pengembang listrik swasta.

Merujuk pada Peraturan Menteri ESDM N0 11/2017 tentang Pemanfaatan Gas Bumi untuk Pembangkit Listrik, izin impor diberikan jika harga LNG sudah lebih rendah 11,5% dari Indonesia Crude Price (ICP). 

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM, IGN Wiratmaja Puja mengungkapkan, kemungkinan besar batasan harga untuk mengimpor LNG bagi industri tidak akan jauh berbeda dengan aturan untuk proyek pembangkit listrik. "Sedang disusun, tampaknya sama. Yang jelas harus lebih rendah dari harga dalam negeri," ungkapnya, Kamis (17/2).

Wiratmaja menyatakan, rata-rata harga LNG di dalam negeri memang sebesar 11,5% dari ICP untuk harga gas free on board (FOB). Sementara jika harus mengimpor LNG maka harga LNG landed harus lebih rendah dari 11,5% dari ICP. "Jadi harga impor sebesar 11,5% itu harus landed. Tujuannya impor kan menurunkan harga," jelasnya.

Selain mengatur harga impor LNG, pemerintah juga akan menetapkan syarat bagi pelaku industri yang ingin mengimpor LNG. Salah satu syaratnya adalah harus memiliki infrastruktur gas. Untuk itu, pelaku industri harus sudah bisa memulai membangun infrastruktur gas dari sekarang. 

Wiratmaja memproyeksikan, peraturan impor gas untuk industri ini tidak bisa berlaku dalam waktu dekat. Pelaku industri memerlukan waktu untuk membangun infrastruktur gas. Maklum, infrastruktur gas relatif vital untuk menampung LNG impor. "Tidak bisa orang impor gas tanpa memiliki infrastruktur. Oleh karena itu, mereka pasti tidak bisa segera impor. Yang bisa segera impor, yang eksisting," kata Wiratmaja.

Direktur Industri Kimia Hulu Kementerian Perindustrian (Kemperin), Muhammad Khayam mengatakan Kemperin masih berkoordinasi dengan Kementerian ESDM terkait impor gas. Sejauh ini Kemperin dan Kementerian ESDM sudah sepakat memberikan izin bagi industri yang akan mengimpor gas. Kemperin yang akan mengajukan permohonannya.

Namun sampai ini pemerintah belum membahas industri mana saja yang boleh mengimpor gas. Pemerintah juga harus memikirkan pasokan gas dalam bentuk LNG di dalam negeri.

Kontan, Page-14, Saturday, Feb, 18, 2017

Elijah and Sofyan Pertamina President Director Compete?

Candidates President Director of Pertamina reportedly boiled down to two names. Two names that are Elia Massa Bead Holding Director of Estates, and Sofyan Basir, President Director of PT Perusahaan Listrik Negara (PLN). Previously circulated another name besides the two names, namely Syamsu Alam, upstream director, Yeni Andayani, Acting (Acting) President Director of Pertamina, Rachmad Hardadi, Director of Mega Project Processing and Petrochemicals, and former vice president director of Pertamina Ahmad Bambang. There was also Advisor to the Minister of SOEs Budi Gunadi Sadikin.

Head of Corporate Communications at PLN I Made Suprajaka confirmed claimed not to hear about it. As for Massa Manik could not be confirmed through a telephone connection. Edwin Hidayat Abdullah, commissioner of Pertamina, said he hoped President Director of Pertamina comes from internal circles. The determination is in the hands of the President. "The president is decisive," he said.

Rini Soemarno SOE Minister was not willing to comment on the candidates met President Director of Pertamina in Indramayu, Thursday (16/2). However, Rini previously noted, it is possible director candidates mainly comes from outside Pertamina

IN INDONESIAN

Elia dan Sofyan Bersaing Jadi Dirut Pertamina?

Kandidat Direktur Utama Pertamina kabarnya mengerucut pada dua nama. Dua nama itu adalah Elia Massa Manik, Direktur Utama Holding Perkebunan, dan Sofyan Basir,  Direktur Utama PT Perusahaan Listrik Negara (PLN). Sebelumnya beredar nama lain selain dua nama itu, yakni Syamsu Alam, Direktur Hulu Pertamina, Yeni Andayani, Pelaksana Tugas (Plt) Dirut Pertamina, Rachmad Hardadi, Direktur Mega Proyek Pengolahan dan Petrokimia, dan mantan Wadirut Pertamina Ahmad Bambang. Selain itu juga ada Staf Ahli Menteri BUMN Budi Gunadi Sadikin.

     Kepala Satuan Komunikasi Korporat PLN I Made Suprajaka saat dikonfirmasi mengaku belum mendengar soal itu. Adapun Massa Manik belum bisa dikonfirmasi melalui sambungan teleponnya. Edwin Hidayat Abdullah, Komisaris Pertamina, mengatakan, dirinya berharap Direktur Utama Pertamina berasal dari kalangan internal. Penentuannya ada di tangan Presiden. "Presiden yang menentukan," katanya.

     Rini Soemarno Menteri BUMN belum bersedia berkomentar mengenai Calon Dirut Pertamina saat ditemui di Indramayu, Kamis (16/2). Namun, sebelumnya Rini pernah berujar bahwa tidak menutup kemungkinan Calon direktur utamanya berasal dari luar Pertamina

Kontan, Page-14, Saturday, Feb, 18, 2017

Develop Pertamina Balongan Refinery

PT Pertamina Persero began developing Refinery Refinery Unit (RU) VI Balongan, Indramayu, to build a facility submarine pipe line (SPL) and single point mooring (SPM). Construction of the facility in an effort to increase the capacity of national refineries.

SPL facilities and SPM can also increase the reliability of supply of crude oil to the refinery RU VI Balongan. With the facility, the effectiveness of the activities of loading / unloading and transportation costs are expected to increase crude oil can be suppressed.

Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan appreciate that Pertamina has developed to its existing refinery. "We support efforts to increase the national refining capacity," said Jonan in his speech

on the groundbreaking at the Pertamina refinery RU VI Balongan.

In addition, amenities and SPM SPL also supports operations that are environmentally friendly. "The project includes work offhore and onshore," said Acting Director of Pertamina, Yenni Andayani.

As for the offshore work included the construction SPL 32 inch diameter with a length of 15.2 kilometers and SPM capacity of 165 thousand dead weight tonnage (DWT). Meanwhile, onshore work includes construction of underground pipe diameter of 32 inches with a length of 500 meters and the construction of 1 unit of new tank capacity of 22 kiloliters. Plus, modification of existing tank mounting As well as flushing and pigging system.

According to Yenni, in the process, Pertamina set a number of partners through the procurement process in accordance with procedures in the company. Package job Engineering, Procurement, Construction, Installation, commissioning (EPCIC) be done by a consortium of PT Engineering industry (REKIND) - Intermoor, the work packages SPL undertaken by a consortium JFE Japan-Marubeni Itochu-PT Atamora Teknik Makmur, the work package coating SPL by PT Indal Steel Pipe and SPM work packages undertaken by a consortium Orwell.

"We have carried out a rigorous selection through a procurement process that is always based on good corporate governance. Therefore, we believe that you have the best parner's partners for this project, and we are optimistic that we can finish on time with a predetermined quality, "says Yenni.

Pertamina is targeting the project was completed within 23 months from the signing of the contract on October 10, 2016. The project investment reached Rp 1.79 trillion. Balongan refinery is targeted to increase the capacity of 125 thousand barrels per day to 240 thousand barrels per day

IN INDONESIAN

Pertamina Kembangkan Kilang Balongan

PT Pertamina Persero mulai mengembangkan Kilang Refinery Unit (RU) VI Balongan, Indramayu, dengan membangun fasilitas submarine pipe line (SPL) dan single point mooring (SPM). Pembangunan fasilitas itu sebagai upaya untuk meningkatkan kapasitas kilang nasional. 

Fasilitas SPL dan SPM itu juga dapat meningkatkan keandalan pasokan minyak mentah ke Kilang RU VI Balongan. Dengan adanya fasilitas itu, efektivitas kegiatan loading/unloading diharapkan meningkat dan biaya transportasi minyak mentah dapat ditekan. 

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan mengapresiasi Pertamina yang telah melakukan pengembangan terhadap kilang existing-nya. “Kami dukung upaya peningkatan kapasitas kilang nasional,” ujar Jonan dalam sambutannya pada groundbreaking di kilang Pertamina RU VI Balongan.

Selain itu, fasilitas SPL dan SPM tersebut juga mendukung kegiatan operasional yang ramah lingkungan. “Proyek tersebut meliputi pekerjaan offhore dan onshore,” ujar Plt Direktur Utama Pertamina, Yenni Andayani.

Adapun pekerjaan offshore itu antara lain meliputi pembangunan SPL berdiameter 32 inci dengan panjang 15,2 kilometer dan SPM berkapasitas 165 ribu dead weight tonnage (DWT). Sedangkan, pekerjaan onshore meliputi pembangunan pipa bawah tanah berdiameter 32 inci dengan panjang 500 meter dan pembangunan 1 unit tangki baru berkapasitas 22 ribu kiloliter. Ditambah lagi, modifikasi tangki existing Serta pemasangan flushing dan pigging system.

Menurut Yenni, dalam pengerjaannya, Pertamina menetapkan sejumlah partner melalui proses pengadaan sesuai prosedur di perusahaan. Paket pekerjaan Engineering, Procurement, Construction, Installation, Comissioning (EPCIC) di-kerjakan oleh konsorsium PT Rekayasa industry (REKIND)- Intermoor, paket pekerjaan SPL dikerjakan oleh konsorsium JFE Japan-Marubeni itochu-PT Atamora Teknik Makmur, paket pekerjaan coating SPL oleh PT Indal Steel Pipe dan paket pekerjaan SPM dikerjakan oleh konsorsium ORWELL.

“Kami telah melaksanakan seleksi yang ketat melalui proses pengadaan yang selalu berdasarkan good corporate governance. Karena itu kami yakin telah mendapatkan partner-parner terbaik untuk mengerjakan proyek ini, dan kami optimis dapat menyelesaikannya tepat waktu dengan kualitas yang telah ditetapkan,” kata Yenni.

Pertamina menargetkan pengerjaan proyek itu selesai dalam waktu 23 bulan sejak penandatanganan kontrak pada 10 Oktober 2016. Adapun investasi proyek tersebut mencapai Rp 1,79 triliun. Kilang Balongan ditargetkan mengalami peningkatan kapasitas dari 125 ribu barel per hari menjadi 240 ribu barel per hari

Republika, Page-15, Friday, Feb, 17, 2017

Imports not Sure Press Gas Prices

Policy import liquefied natural gas / LNG is not definitely going to make it drops in levels of users (end user). Because the gas imports it still has to go through many stages before it gets to the user. According to the Head of the Division of Natural Gas Commercialization SKK Migas, Sampe L Purba, there are a number of factors that led to the import does not necessarily lower the price of LNG at the user level.

Firstly because the overall price of LNG that compete worldwide. Second, in order to import LNG in it to the end user, there are stages sniping, regasification, transmission, and distribution.

He gave an example, the price of imported LNG relative depending on whether the country we have storage facilities. "In America cheap price because the available pipeline or facility," he said.

Infrastructure is very important in the distribution of LNG. He cited some technical problems may occur. "Merchandise No, buyer infrastructure does not exist or is not available, so it is a factor." Then, before the gas is already in liquid form it is shipped, there regasification process. "Then the gas is carried through the transmission line. So, it all must walk. Regasification facility was only three to four places, yet to reach all of Indonesia. "

Reflecting on it, Until the studies suggested that repeated over gas import plan for the industry. Therefore, the price is not much different from the domestic. According Until, there are other things that can be done so that the target of President Joko Widodo who want the gas price of US $ 6 per MMBTU for the industry realized. "The price can be indexed. In order for gas fell $ 6 to be landed its price taken into account. "

He added that soaring gas prices due to factors of supply chain provider to the end user. For example, in North Sumatra gas price was US $ 12 per MMBTU. "The reason that the cost of supply. So, cheapness of imports where? So I said imports are not necessarily lower the price, "he said.

Coordinating Minister for the Economy Nasution said the issue of gas imports will be one of the issues the talks during his visit to Iran at the end of this month. According to him, the government will find out the details of the price of imported gas Iran. Currently, the price of gas in Iran is around US $ 3-US $ 3.5 per MMBTU. "It was priced in Iran. If brought to here, so what? we need to count, "Nasution said.

IN INDONESIAN

Impor belum Tentu Tekan Harga Gas

Kebijakan mengimpor liquefied natural gas/LNG belum pasti bakal membuat harganya turun di level pengguna (end user). Pasalnya, impor gas itu masih harus melalui banyak tahap sebelum sampai ke pengguna. Menurut Kepala Divisi Komersialisasi Gas Bumi SKK Migas, Sampe L Purba, ada sejumlah faktor yang menyebabkan impor tidak serta merta menurunkan harga LNG pada tingkat pengguna. 

Pertama karena secara keseluruhan harga LNG itu bersaing di seluruh dunia.  Kedua, agar LNG yang diirnpor itu sampai ke end user, ada tahapan sniping, regasifikasi, transmisi, dan distribusi.

Dia mencontohkan, harga LNG impor relatif tergantung apakah negara kita memiliki fasilitas penampung. “Di Amerika harga murah karena tersedia pipa atau fasilitasnya,” ujarnya.

Infrastruktur sangat penting dalam penyaluran LNG. Ia mencontohkan beberapa persoalan teknis bisa saja terjadi. “Barangnya ada, buyer belum ada atau infrastruktur belum tersedia, jadi itu merupakan suatu faktor.” Lalu, sebelum gas yang sudah dalam bentuk cairan itu dikapalkan, ada proses regasifikasi. “Kemudian gas dibawa melalui saluran transmisi. jadi, itu semua harus berjalan. Fasilitas regasifikasi itu cuma tiga sampai empat tempat, belum menjangkau seluruh Indonesia.”

Berkaca dari hal itu, Sampe mengusulkan agar ada studi ulang atas rencana impor gas bagi industri tersebut. Sebab, harganya tidak berbeda jauh dengan domestik. Menurut Sampe, ada hal lain yang bisa dilakukan agar target Presiden Joko Widodo yang ingin harga gas US$6 per MMBTU bagi industri terwujud. “Harga itu bisa di-indeks. Supaya gas turun US$6, harus landed price-nya diperhitungkan.” 

Dia menambahkan, melambungnya harga gas akibat faktor rantai pasok dari penyedia hingga ke pengguna akhir. Contohnya, di Sumatra Utara harga gas sempat US$ 12 per MMBTU. “Penyebabnya itu biaya pasok. Jadi, murahnya impor di mana? Makanya kata saya impor tidak serta merta menurunkan harga,” kata dia. 

Menteri Koordinator Perekonomian Darmin Nasution mengatakan isu impor gas akan menjadi salah satu isu pembicaraan dalam kunjungannya ke Iran pada akhir bulan ini. Menurut dia, pemerintah akan mencari tahu detil harga gas impor Iran. Saat ini, harga gas di Iran berkisar US$3-US$3,5 per MMBTU. “Itu harga di Iran. Kalau di bawa ke sini, jadi berapa? perlu kita hitung,” kata Darmin.

Media Indonesia, Page-17, Friday, Feb, 17, 2017

Pertamina to Build Pipeline Underwater in Balongan

PT Pertamina to build facilities subsea pipelines and single point mooring (SPM) refinery in Balongan, Indramayu; West Java. Infrastructure to improve the reliability of supply of crude oil to the refinery. Both will streamline bongkar-

unloading, reducing transport crude oil, and supports operations more environmentally friendly.

Pembanguhan facility, was inaugurated by the Minister for State Owned Enterprises Rini Soemarno, Energy Minister Ignatius Jonan, as well as the task of implementing President Director of Pertamina Yenni Andayani in Balongan. "The project includes offshore work and land, "said Yenni.

Work will include the construction of offshore subsea pipeline diameter 32 inches long and 15.2 kilometers

SPM capacity of 165 dead weight tonnage (DWT). SPM is a floating facility bertambatnya a ship off the coast that also acts as a conduit of oil from the ship to the onshore facilities.

On land, Pertamina to build an underground pipeline 32 inches in diameter along the 500 meters and 1 unit of new tank capacity of 22 kiloliters. "The target, completed within 23 months from the signing of the contract October 10, 2016," said Yenni. The investment value of the project reaches Rp 1.79 trillion. Balongan is one of the oil refineries that will be developed through a mega project worth US $ 1.2 billion. This year, Balongan entered the stage of basic engineering design.

IN INDONESIAN

Pertamina Bangun Pipa Bawah Laut di Balongan

PT Pertamina membangun fasilitas pipa bawah laut dan single point mooring (SPM) di Kilang Balongan, Indramayu; Jawa Barat. Infrastruktur itu untuk meningkatkan keandalan pasokan minyak mentah ke kilang.  Keduanya akan mengefektifkan bongkar-muat, menekan biaya transportasi minyak mentah, dan mendukung operasi lebih ramah lingkungan.

Pembanguhan fasilitas, tersebut diresmikan oleh Menteri Badan Usaha Milik Negara Rini Soemarno, Menteri Energi Ignasius Jonan, serta pelaksana tugas Direktur Utama Pertamina Yenni Andayani di Balongan. “Proyek ini meliputi pekerjaan lepas pantai dan darat,” kata Yenni. 

Pekerjaan lepas pantai akan meliputi pembangunan jaringan pipa bawah laut berdiameter 32 inci sepanjang 15,2 kilometer serta SPM berkapasitas 165 dead weight tonnage (DWT). SPM merupakan fasilitas terapung tempat bertambatnya kapal di lepas pantai yang juga berfungsi sebagai penyalur minyak dari kapal ke fasilitas di darat.

Di darat, Pertamina membangun pipa bawah tanah berdiameter 32 inci sepanjang 500 meter dan 1 unit tangki baru berkapasitas 22 ribu kiloliter. “Targetnya, selesai dalam 23 bulan sejak penandatanganan kontrak 10 Oktober 2016,” kata Yenni. 

     Nilai investasi proyek mencapai Rp 1,79 triliun. Balongan merupakan salah satu kilang Pertamina yang akan dikembangkan melalui megaproyek senilai US$ 1,2 miliar. Tahun ini, Balongan memasuki tahapan basic engineering design.

Koran Tempo, Page-2, Friday, Feb, 17, 2017

SKK Migas: Indonesia Not Need to import gas

Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) said gas imports have not needed until later in 2019. Because the supply of domestic gas is still excessive and regasifikasi national infrastructure is still limited. Head of Public Relations SKK Migas Taslim Z Yunus said, from about 270 cargoes of liquefied natural gas to be produced this year, there are 32 cargo that until now there is no buyer. Not only that, some of the findings of the national oil and gas reserves also no purchase commitments from any party. "So that until 2019 it was not yet time to import, "he said

In 2019, Indonesia is predicted to experience a deficit of gas supply. Moreover, Indonesia has a new four-unit facility regasification of LNG and therefore has not reached all parts of Indonesia. Detailed to these four facilities located in Arun, Aceh with a capacity of 400 million standard cubic feet per day / MMSCFD, then in Lampung and West Java, each with a capacity of 240 MMSCFD and 400 MMSCFD, as well as in Benoa, Bali 50 MMSCFD. "Emitter near future, before any additional regasification facilities, may not be imported. Where the infrastructure, "said Taslim.

Head of the Division of Natural Gas Commercialization SKK Migas Until L Purba added, the natural gas business must be planned comprehensively ranging from the supply to the purchaser. Thus, the availability of infrastructure is very important. When you want to import LNG, there needs to be acceptance infrastructure, regasification, pipeline transmission, distribution pipes up to the buyer.

According to him, the existing regasification facility utilization is still below capacity. This is evident from the absorption of the LNG facility is still under the allocation granted by the government. However, this infrastructure is not necessarily capable of receiving LNG is imported. "Regasification facility was custom made, not all vessels can lean. There are only small ships can dock. So this concern will always be there, "he said.

Not only that, the need to ensure also projected needs that currently exist. He cautions, gas consumers do not just mention the volume of gas needed in the next few years. However, consumers also should be committed to absorb this gas supply. "Do not just ask a lot of gas supply, but could not take. His request to be credible as well, "said Sampe.

Certainty figure this requirement also affects the gas deficit forecasts are likely to occur in 2019. "It (the deficit in 2019) based on the estimates when domestic demand and production so. That is not always estimate will stay that way, "he added.

According to data from SKK Migas, the last year alone, there is a gas supply at 401.27 billion British thermal units per day (billion British thermal units per day / bbtud that can not be absorbed by domestic consumers. In fact, this figure has been contracted in gas sales agreement (GSA). While the volume of natural gas monetization constrained by infrastructure totaled 534 bbtud.

Price reduction

With regard to imports to lower gas prices in the country, Until argues, it can not be confirmed. Because the price of the national LNG is also not much different from the international market. Indonesia LNG prices pegged at around US $ 4-5 per million British units (mmbtu), while in Thailand US $ 5.7 per mmbtu, Rio de Janeiro US $ 5.65 per mmbtu, Belgium US $ 4.51 per mmbtu, and Malaysia US $ 4 per mmbtu. Though, he admitted the price of LNG in the United States is very low, at US $ 1.89 to 2.76 per mmbtu.

However, this can not be guaranteed. Because the price of gas on the final consumer in Indonesia still have to calculate the cost of shipping and taxes. "So it does not necessarily lower the price of imported LNG in the end user, because the overall price of LNG to compete worldwide," said Sampe.

Moreover, to get to the final consumer, he added, they should at regasification LNG and piped distribution and transmission. Exemplified, with domestic LNG price of about US $ 4.23 to 5.1 per mmbtu, they will be subject to shipping and storage costs US $ 0.6 per mmbtu, regasifikasi US $ 1-3 per mmbtu, the transmission of US $ 0.89 per mmbtu, and distribution of US $ 1.5 per mmbtu in midstream. "He (midstream cost component) only (low prices to consumers) that can be streamlined also, "he said. However, this cost component under the competence of SKK Migas.

IN INDONESIAN

SKK Migas : Indonesia Belum Perlu impor Gas

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan impor gas belum diperlukan sampai 2019 nanti. Pasalnya, pasokan gas domestik masih berlebih dan infrastruktur regasifikasi nasional Masih terbatas. Kepala Bagian hubungan Masyarakat SKK Migas Taslim Z Yunus mengatakan, dari sekitar 270 kargo gas alam cair yang akan diproduksi tahun ini, terdapat 32 kargo yang sampai saat ini belum ada pembelinya. Tidak hanya itu, beberapa temuan cadangan migas nasional juga belum ada komitmen pembelian dari pihak manapun. “jadi kalau sampai 2019 itu belum

waktunya untuk mengimpor,” kata dia 

Pada 2019, Indonesia diprediksi mengalami defisit pasokan gas. Apalagi, Indonesia baru memiliki empat unit fasilitas regasifikasi LNG sehingga belum menjangkau seluruh wilayah Indonesia. Rincinya ke empat fasilitas ini terletak di Arun, Aceh dengan kapasitas 400 million standard cubic feet per day/mmscfd, kemudian di Lampung dan Jawa Barat berkapasitas masing-masing 240 mmscfd dan 400 mmscfd, serta di Benoa, Bali 50 mmscfd. “DaIam waktu dekat, sebelum ada tambahan fasilitas regasifikasi, mungkin belum bisa impor. Di mana infrastrukturnya," ujar Taslim.

Kepala Divisi Komersialisasi Gas Bumi SKK Migas Sampe L Purba menambahkan, bisnis gas bumi harus direncanakan secara komprehensif mulai dari pasokan hingga pembelinya. Sehingga, faktor ketersediaan infrastruktur menjadi sangat penting. Ketika ingin mengimpor LNG, perlu ada infrastruktur penerimaan, regasifikasi, pipa transmisi, sampai pipa distribusi ke pembeli.

Menurutnya, utilisasi fasilitas regasifikasi yang ada memang masih di bawah kapasitasnya. Hal ini terlihat dari penyerapan LNG fasilitas ini yang masih di bawah alokasi yang diberikan oleh pemerintah. Akan tetapi, belum tentu infrastruktur ini mampu menerima LNG yang di impor. “fasilitas regasifikasi itu dibuat khusus, tidak semua kapal bisa bersandar. Ada yang hanya bisa sandar kapal kecil. Jadi concern ini akan selalu ada,” tutur dia.

Tidak hanya itu, perlu dipastikan juga proyeksi kebutuhan yang saat ini ada. Dia mengingatkan, konsumen gas jangan hanya menyebutkan volume gas yang diperlukan dalam beberapa tahun ke depan. Namun, konsumen juga harus memberikan komitmennya untuk menyerap pasokan gas ini. “Jangan hanya minta banyak pasokan gas, tetapi tidak bisa ambil. Permintaannya harus kredibel juga,” tegas Sampe. 

Kepastian angka kebutuhan ini juga mempengaruhi perkiraan defisit gas yang kemungkinan terjadi pada 2019. “Itu (defisit 2019) berdasarkan estimasi apabila demand domestik dan produksi sekian. Artinya tidak selamanya estimasi akan tetap seperti itu,” tambah dia.

Menurut data SKK Migas, pada tahun lalu saja, terdapat pasokan gas sebesar 401,27 miliar british thermal unit per hari (billion british thermal unit per day/bbtud yang tidak dapat diserap konsumen domestik. Padahal, angka ini sudah terkontrak dalam perjanjian jual beli gas (PJBG). Sementara volume monetisasi gas bumi yang terkendala infrastruktur tercatat mencapai 534 bbtud.

Penurunan Harga

Terkait rencana impor guna menurunkan harga gas di dalam negeri, Sampe berpendapat, hal ini belum dapat dipastikan terjadi. Pasalnya, harga LNG nasional juga tidak jauh berbeda dengan pasar internasional. Di Indonesia harga LNG dipatok sekitar US$ 4-5 per juta british unit (mmbtu), sementara di Thailand US$ 5,7 per mmbtu, Rio de Janeiro US$ 5,65 per mmbtu, Belgia US$ 4,51 per mmbtu, dan Malaysia US$ 4 per mmbtu. Walaupun, diakuinya harga LNG di Amerika Serikat sangat rendah yakni US$ 1,89-2,76 per mmbtu. 

Meski demikian, hal ini tidak bisa menjadi jaminan. Pasalnya, harga gas di konsumen akhir di Indonesia masih harus menghitung biaya pengapalan serta berbagai pajak. “Jadi tidak serta merta impor LNG turunkan harga di end user, karena secara keseluruhan harga LNG bersaing di seluruh dunia,” jelas Sampe.

Apalagi untuk sampai ke konsumen akhir, lanjutnya, LNG masih harus di regasifikasi dan dialirkan melalui pipa distribusi dan transmisi. Dicontohkannya, dengan harga LNG domestik sekitar US$ 4,23-5,1 per mmbtu, masih akan kena biaya pengapalan US$ 0,6 per mmbtu, regasitikasi US$ 1-3 per mmbtu, transmisi US$ 0,89 per mmbtu, dan distribusi US$ 1,5 per mmbtu di midstream. “Dia (komponen biaya midstream) hanya bisa (harga rendah sampai konsumen) kalau ini bisa diefisienkan juga,” ujarnya. Namun, komponen biaya ini di luar wewenang SKK Migas. 

Investor Daily, Page-9, Friday, Feb, 17, 2017

Supporting Facilities Balongan Refinery Start Build

Investment Pertamina Rp. 1.79 Trillion

PT Pertamina begin construction of the facility submarine pipe line (SPL) and single point mooring (SPM) in the refinery Pertamina Refinery Unit VI Balongan, Indramayu, West Java.

SPM is a floating facility bertambatnya a ship at sea, at the same time acts as a conduit of oil from the ship tethered to the offshore pipeline and onshore facilities or contrast. The project investment reached Rp 1.79 trillion. This groundbreaking event was attended by the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan together SOE Minister Rini Soemarno And accompanied by Acting (Plt) Director of Pertamina Yenni Andayani.

Jonan said the government is committed to realizing energy security. One of them with the development and improvement of national refining capacity. Indonesia currently has 12 refineries, where seven of them are oil refineries. Refining capacity in operation today About 800,000 barrels per day of refining capacity installed while 1.169 million barrels per day. "I appreciate Pertamina doing improvement to its existing refinery, As well as projects SPL / SPM's. We support efforts to increase the national refining capacity, either through mail-in project RDMP NGRR, "said Jonan in his speech.

Jonan explain to meet the needs of fuel oil (BBM) national, in the draft General Plan of National Energy (RUEN), the planned national refining capacity increased more than 2 million bpd in 2025. Kementeiian EMR also has issued Regulation No. Minister of Energy and Mineral Resources 35 2016 on the Development of the Private Refinery. "This regulation to accelerate and facilitate the construction of new refineries," he said.

Meanwhile Yenni explains SPL and SPM facility built as part of efforts to Pertamina to increase the reliability of supply of crude oil to the refinery RU VI Balongan. With this facility, the effectiveness of the activities of loading / unloading and transportation costs are expected to increase crude oil can be pressed for time lay tankers are more short. In addition, SPL and SPM facility is also capable to support operational activities that are environmentally friendly.

The project includes work ofhhore and onshore. Work included the construction of offshore SPL 32 inch diameter with a length of 15.2 kilometers and SPM capacity of 165 thousand dead weight tonnage (DWT). Meanwhile, onshore work included the construction of an underground pipe diameter of 32 inches with a length of 500 meters; construction of 1 unit of new tank capacity of 22 kiloliters; modification of existing tanks and the installation of flushing and pigging system.

In the process, Pertamina set a number of partners through the procurement process in accordance with procedures in the company. Package job Engineering, Procurement, Construction, Installation, commissioning (EPCIC) undertaken by a consortium of PT Engineering industry (REKIND) Intermoor; SPL work packages undertaken by a consortium JFE Japan - Marubeni Itochu - PT Atamora Teknik Makmur, coating work packages SPL by PT Indal Steel Pipe; and SPM work packages undertaken by a consortium Orwell.

By absorbing the approximately 600 workers, Pertamina is targeting this project was completed in 23 months since the signing of the contract on October 10, 2016. "We have carried out a rigorous selection through a procurement process that is always based on good corporate governance. Therefore, we believe that you have the best partners to work on this project, and we are optimistic that we can finish on time with a predetermined quality, "says Yenni.

RU VI Balongan refinery into one of the oil refineries that will be developed through mega projects Refinery Development Master Plan (RDMP) with an investment of US $ 1.2 billion. This year RDMP VI Balongan refinery RU entered the stage of Basic Engineering Design (BED) and is expected to finish in 2020 with a capacity of 125 thousand barrels per day to 240 thousand barrels per day

Mega Projects and construction of new refineries RDMP (Grass Root Refinery) aims to increase the national refining capacity to 2 million barrels per day in 2023. In addition to RU VI Balongan refinery, RDMP project conducted in RU IV Cilacap refinery, RU V Balikpapan refinery, and refineries RU II Dumai. While NGRR set in Tuban and Bontang.

IN INDONESIAN

Pertamina Investasi Rp. 1,79 Triliun

Fasilitas Penunjang Kilang Balongan Mulai di Bangun

PT Pertamina memulai pembangunan fasilitas submarine pipe line (SPL) dan single point mooring (SPM) di  Kilang Pertamina Refinery Unit VI Balongan, Indramayu, Jawa Barat.

SPM adalah fasilitas terapung tempat bertambatnya kapal di laut, sekaligus berfungsi sebagai penyalur minyak dari kapal yang bertambat ke pipa offshore, dan fasilitas onshore atau Sebaliknya. Adapun investasi proyek ini mencapai Rp 1,79 triliun. Acara groundbreaking ini dihadiri oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan bersama Menteri BUMN Rini Soemarno Serta didampingi Pelaksana Tugas (Plt) Direktur Utama Pertamina Yenni Andayani.

Jonan mengatakan pemerintah berkomitmen mewujudkan ketahanan energi. Salah satunya dengan pembangunan dan peningkatan kapasitas kilang nasional. Saat ini Indonesia memiliki 12 kilang, dimana tujuh diantaranya merupakan kilang Pertamina. Kapasitas kilang yang beroperasi saat ini Sekitar 800.000 barel per hari sedangkan kapasitas kilang terpasang 1.169.000 barel per hari. “Saya appreciate Pertamina melakukan improvement terhadap kilang existing -nya, Seperti halnya proyek SPL/SPM ini. Kami dukung upaya peningkatan kapasitas kilang nasional, baik melalui proyek

RDMP mail-in NGRR,” kata Jonan dalam sambutannya.

Jonan menerangkan untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak (BBM) nasional, dalam rancangan Rencana Umum Energi Nasional (RUEN), direncanakan kapasitas kilang nasional ditingkatkan lebih dari 2 juta bpd pada tahun 2025. Kementeiian ESDM pun telah menerbitkan Peraturan Menteri ESDM No. 35 tahun 2016 tentang Pembangunan Kilang oleh Swasta. “Regulasi ini untuk mempercepat dan memudahkan pembangunan kilang baru,” ujarnya.

Sementara itu Yenni menerangkan fasilitas SPL dan SPM dibangun Sebagai bagian dari upaya Pertamina meningkatkan keandalan pasokan minyak mentah ke Kilang RU VI Balongan. Dengan adanya fasilitas ini, efektivitas kegiatan loading/unloading diharapkan meningkat dan biaya transportasi minyak mentah dapat ditekan karena lay time kapal tanker menjadi lebih Singkat. 

Selain itu, fasilitas SPL dan SPM ini juga mumpuni untuk mendukung kegiatan operasional yang ramah lingkungan. Proyek ini meliputi pekerjaan ofhhore dan onshore. 

Pekerjaan offshore antara lain meliputi pembangunan SPL berdiameter 32 inci dengan panjang 15,2 kilometer dan SPM berkapasitas 165 ribu dead weight tonnage (DWT). Sedangkan pekerjaan onshore antara lain meliputi pembangunan pipa bawah tanah berdiameter 32 inci dengan panjang 500 meter; pembangunan 1 unit tangki baru berkapasitas 22 ribu kiloliter; modifikasi tangki eksisting, serta pemasangan flushing dan pigging system.

Dalam pengerjaannya, Pertamina menetapkan sejumlah partner melalui proses pengadaan sesuai prosedur di perusahaan. Paket pekerjaan Engineering, Procurement, Construction, Installation, Comissioning (EPCIC) dikerjakan oleh konsorsium PT Rekayasa industry (REKIND) Intermoor; paket pekerjaan SPL dikerjakan oleh konsorsium JFE Japan - Marubeni itochu - PT Atamora Teknik Makmur,  paket pekerjaan coating SPL oleh PT Indal Steel Pipe; dan paket pekerjaan SPM dikerjakan oleh konsorsium ORWELL. 

Dengan  menyerap kurang lebih 600 orang tenaga kerja, Pertamina menargetkan pengerjaan proyek ini selesai dalam 23 bulan sejak penandatangan kontrak pada 10 Oktober 2016. “Kami telah melaksanakan Seleksi yang ketat melalui proses pengadaan yang selalu berasaskan good corporate governance. Karena itu kami yakin telah mendapatkan partner-partner terbaik untuk mengerjakan proyek ini, dan kami optimis dapat menyelesaikannya tepat waktu dengan kualitas yang telah ditetapkan,” ujar Yenni. 

Kilang RU VI Balongan menjadi salah satu kilang Pertamina yang akan dikembangkan melalui mega proyek Refinery Development Master Plan (RDMP) dengan nilai investasi US$ 1,2 miliar. Tahun ini RDMP Kilang RU VI Balongan memasuki tahapan Basic Engineering Design (BED) dan diharapkan Selesai pada tahun 2020 dengan peningkatan kapasitas dari 125 ribu barel per hari menjadi 240 ribu barel per hari

Mega Proyek RDMP dan pembangunan kilang baru (Grass Root Refinery) ditargetkan akan meningkatkan kapasitas kilang nasional menjadi 2 juta barel per hari pada tahun 2023. Selain Kilang RU VI Balongan, proyek RDMP dilakukan di Kilang RU IV Cilacap, Kilang RU V Balikpapan, dan Kilang RU II Dumai. Sedangkan NGRR ditetapkan di Tuban dan Bontang.

Investor Daily, Page-9, Friday, Feb, 17, 2017

Four New Gas Project Will onstream

Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) said there will be four oil and gas projects with significant production of which started production this year. So far, the fourth construction project is still on schedule. Head of Public Relations SKK Migas Taslim Z Yunus said that in fact there are 16 oil and gas projects which will begin on stream this year. However, only four projects are significant oil and gas production. "The big (project) is still on schedule, is still on schedule," said Taslim

In the first quarter, there are two projects targeted to start production, namely Fields Madura BD by Husky Oil and Field Cikarang Tegal Pacing by PT Pertamina EP The production of each project is the 5,980 barrels per day (bpd) of oil and 100 million standard cubic feet per day / mMSCFD in Madura BD and 14 mMSCFD gas production in Cikarang Field Tegal Pacing.

Furthermore, in the third-quarter 2017 Cricket Field project is planned to operate 200 bpd and 142 MMscfd gas and gas from North East Crickets (ENI Muara Bakau) of 60 MMSCFD. Currently, production facilities, storage and offloading floating (floating production, storage, and offloading / FPSO) This project will be shipped from the Karimun Islands in March. "This March Karimun to sail away from East Kalimantan and expected production next July," he said.

In addition to these four projects, will also be two other projects that began operations in 2017. Both of these projects should start production in the last year. First, the Project Wasambo by Energy Equity Epic Sengkang with 80 MMSCFD gas production is planned on stream this year's first quarter. However, Taslim estimates this project will again retreat and will be on stream by year end. "Back again because of the downstream LNG (liquefied natural gas / LNG), from the upstream side is ready," said Taslim.

His next project is Matindok project done by Pertamina EP stream on schedule this project backwards from last year to the first quarter of 2017. The planned Matindok project will produce 65 MMSCFD gas and 800 bpd. Pertamina had called the project is late because of a problem in the execution of its gas processing facilities. This year, oil production is expected to reach 815 thousand bpd and gas 6439.4 MMSCFD.

Until last January, SKK noted national oil production has been accomplishing 825.7 thousand bpd, or 1.3% higher than the target. While gas production reached 7,821 MMSCFD, has also exceeded the target set. In addition to ensuring new projects on stream on time, to maintain oil and gas production, oil and gas SKK also planning a number of management activities wells. In January 2017, a total of four development wells have been drilled and the target as many as 223 wells. To re-work (work-over), has realized as much as 45 wells than planned as many as 907 wells. Meanwhile, realized well maintenance of the plan 57 512 1,257 wells wells.

To search for new reserves of oil and gas and Contractors SKK Cooperation Contract (PSC) run a program of seismic surveys and drilling exploration wells. In the last month, has realized a seismic survey of 40 kegiatau plan. Realized for exploration drilling two wells and 134 wells plan

IN INDONESIAN

Empat Proyek Migas Baru Bakal Onstream

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan akan ada empat proyek migas dengan produksi cukup signifikan yang mulai produksi pada tahun ini. Sejauh ini, pengerjaan keempat proyek ini masih sesuai jadwal. Kepala Bagian Hubungan Masyarakat SKK Migas Taslim Z Yunus menuturkan, sebetulnya terdapat 16 proyek migas yang akan mulai on stream pada tahun ini. Namun, hanya empat proyek saja yang produksi migasnya cukup signifikan.

“Yang besar-besar (proyeknya) masih sesuai jadwal, masih on schedule,” kata Taslim

Pada kuartal pertama ini, terdapat dua proyek yang ditargetkan mulai produksi, yakni Lapangan Madura BD oleh Husky Oil dan Lapangan Cikarang Tegal Pacing oleh PT Pertamina EP Besar produksi masing-masing proyek ini yakni 5.980 barel per hari (bph) minyak dan 100 million standard cubic feet per day/mmscfd di Madura BD dan produksi gas 14 mmscfd di Lapangan Cikarang Tegal Pacing.

Selanjutnya, pada kuartal-III 2017 direncanakan beroperasi proyek Lapangan Jangkrik 200 bph dan gas 142 Mmscfd serta gas dari Jangkrik North East (ENI Muara Bakau) sebesar 60 MMscfd. Saat ini, fasilitas produksi, penampungan, dan bongkar muat terapung (floating production, storage, and offloading/FPSO) proyek ini akan dikapalkan dari Kepulauan Karimun pada Maret nanti. “Maret ini sail away dari Karimun ke Kalimantan Timur dan diharapkan produksinya Juli nanti,” tuturnya.

Selain empat proyek ini, juga bakal ada dua proyek lain yang mulai operasi pada 2017. Kedua proyek ini seharusnya mulai produksi pada tahun lalu. Pertama, Proyek Wasambo oleh Energy Equity Epic Sengkang dengan produksi gas 80 mmscfd direncanakan on stream kuartal pertama tahun ini. Namun, Taslim memperkirakan proyek ini bakal kembali mundur dan baru dapat on stream akhir tahun. “Mundur lagi karena dari sisi downstream LNG (liquefied natural gas/ LNG), dari sisi upstream sudah siap,” jelas Taslim. 

Proyek berikutnya adalah Proyek Matindok yang dikerjakan oleh Pertamina EP Jadwal on stream proyek ini mundur dari tahun lalu menjadi kuartal pertama 2017. Proyek Matindok direncanakan akan menghasilkan gas 65 mmscfd dan 800 bph. Pertamina sempat menyebut proyek terlambat karena ada masalah dalam pengerjaan fasilitas pemrosesan gasnya. Pada tahun ini, produksi minyak ditargetkan sebesar 815 ribu bph dan gas 6.439,4 mmscfd.

Sampai Januari lalu, SKK mencatat produksi minyak nasional telah meneapai 825,7 ribu bph atau 1,3% lebih tinggi dari target. Sementara produksi gas mencapai 7.821 mmscfd, juga telah melampaui target yang ditetapkan. Selain memastikan proyek baru on stream tepat waktu, untuk mempertahankan produksi migas, SKK Migas juga merencanakan sejumlah kegiatan manajemen sumur. Pada Januari 2017, sebanyak empat sumur pengembangan telah dibor dan target sebanyak 223 sumur. Untuk kerja ulang (work over), telah terealisasi sebanyak 45 sumur dari yang direncanakan sebanyak 907 sumur. Sedangkan perawatan sumur terealisasi 1.257 sumur dari rencana 57.512 sumur.

Untuk mencari cadangan baru SKK Migas dan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) menjalankan program survei seismik dan pengeboran sumur eksplorasi. Pada bulan lalu, telah direalisasikan satu survei seismik dari rencana 40 kegiatau. Untuk pengeboran eksplorasi terealisasi dua sumur dan rencana 134 sumur

Investor Daily, Page-9,  Friday, Feb, 17, 2017