Total E & P Hesitate Enter Mahakam Block

As an investor, Total. E & P Indonesie does not have a deadline back to the Mahakam Block.

Total E & P Indonesie still has not decided to re-enter the Block Mahakam. Though the management contracts owned immediately ends, ie on December 31, 2017.

Vice President of Authorization Coordination, Communication, and External Affairs Total E & P Indonesie Agus Suprijanto said his side is still conducting a deeper study to re-enter the block.

Agus admitted, despite having conducted various discussions with other stakeholders, until now there has been no final decision.

"We've had discussions with Pertamina, but there has been no decision," said Agus, Wednesday (1/11).

As an investor, according to Agus, Total E & P Indonesie has no deadline to return to Mahakam. Even in two months the contract will end. Total E &  P Indonesie does not want to rush to decide about investment in the block located in East Kalimantan. The company is still considering various aspects, related to investments that continue to be studied in order not to lose money.

"If we are invited to consider whether the location is good or not, profitable or not, and the benefits are compared to what risks, it is the investor decision. If Total still join the Mahakam, will enter as investors, invest capital, see the loss and profit," said Agus .

The Mahakam Block

Although the management time will be exhausted in two months, Agus asserted, the operation of the Mahakam Block continues normally as usual. There are currently six production fields with total production reaching about 300,000 barrels of oil equivalent per day (boepd).

As for the details, it consists of gas production of 1,300 million standard cubic feet per day (mmscfd) on target and liquid (condensate and oil) of 50,000 barrels oil per day (bopd).

"Now it can still meet the target, still as expected 1,300 mmscfd and liquid 50.000 bopd," said Agus.

Throughout this year, Total E & P Indonesie has completed drilling in seven wells. As for the drilling of wells and investment of Pertamina, until the beginning of November has been done as many as eight wells.

Pertamina has targeted, drilling as many as 14 wells in the Mahakam Block. If it is fully realized, by the end of this year there will be 21 production wells located in the Mahakam Block. Ignasius Jonan, Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM), said the 10% share or participating interest (PI) in Mahakam block will be handed over to local government (Pemda).

"So, given free hmapir, no need to spend anything," explained Jonan.

Operational decreases

In addition to the Mahakam Block, Total E & P Indonesie is also considering returning Telen Block in East Kalimantan. Because the prospect of exploration block is not satisfactory. Currently Total E & P Indonesie has completed the seismic survey in the block, so it is only complete the drilling commitment of one well. However, if less show good results then most likely will be returned.

Consequently, Total E & P lndonesie must pay a penalty of commitment.

"If the opportunity is bad, it's better to pay a penalty rather than an investment, such as drilling one US / $ 100 million well," said Agus.

The large number of Oil and Gas Blocks returned by Total E & P Indonesie has resulted in the company's operating in France. In addition to the Telen Block, the Mentawai Block, South Segari Block, and a block in Papua have been returned to the government. Meanwhile, one block away from Sebuku Block will still be continued due to production.

IN INDONESIA

Total E&P Ragu-ragu Masuk  Blok  Mahakam

Sebagai  investor, Total. E&P Indonesie tidak memiliki tenggat waktu kembali ke Blok Mahakam.

Total E&P Indonesie masih belum memutuskan kembali masuk ke -Blok Mahakam. Padahal kontrak pengelolaan yang dimiliki segera berakhir, yakni pada 31 Desember 2017.

Vice President Authorization Coordination, Communication, and External Affairs Total E&P Indonesie Agus Suprijanto mengatakan, pihaknya masih melakukan pengkajian lebih mendalam untuk kembali masuk ke blok tersebut.

Agus mengaku, meski sudah melakukan berbagai pembahasan dengan pemangku kepentingan lain, hingga kini belum ada keputusan final.

"Kami sudah pernah diskusi dengan Pertamina, tapi belum ada keputusan," kata Agus, Rabu (1/11).

Sebagai investor, menurut Agus, Total E&P Indonesie tidak memiliki tenggat waktu untuk kembali ke Mahakam. Biarpun dua bulan lagi kontraknya akan berakhir. Total E&P Indonesie tidak ingin terburu-buru memutuskan soal investasi di blok yang berada di Kalimantan Timur tersebut. Perusahaan ini masih mempertimbangkan berbagai aspek, terkait dengan investasi yang terus dikaji agar tidak merugi. 

"Kalau kami diajak pasti pertimbangannya lokasi bagus atau tidak, menguntungkan atau tidak, dan keuntungannya dibandingkan dengan risiko seperti apa. Itu adalah investor decision. Kalau Total tetap gabung Mahakam, akan masuk sebagai investor, menginvestasikan modal, melihat kerugian dan keuntungannya," jelas Agus.

Walaupun waktu pengelolaan akan habis dalam dua bulan ini, Agus menegaskan, operasional Blok Mahakam tetap berjalan normal seperti biasa. Saat ini ada enam lapangan produksi dengan total produksi mencapai sekitar 300.000 barrel oil equivalent per day (boepd).

Adapun perinciannya, terdiri dari produksi gas sebesar 1.300 million standard cubic feet per day (mmscfd) sesuai target dan likuid (kondensat dan minyak) sebesar 50.000 barrel oil per day (bopd).

"Sekarang masih bisa penuhi target. Masih sesuai harapan 1.300 mmscfd dan likuid 50.000 bopd," ujar Agus.

Sepanjang tahun ini, Total E&P Indonesie telah menyelesaikan pengeboran di tujuh sumur. Sementara untuk pengeboran sumur dan investasi Pertamina, hingga awal November sudah dilakukan sebanyak delapan sumur.

Pertamina sudah menargetkan, pengeboran sebanyak 14 sumur di Blok Mahakam. Apabila direalisasikan seluruhnya, hingga akhir tahun ini akan ada 21 sumur produksi yang berada di Blok Mahakam. Ignasius Jonan, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), mengatakan, pembagian saham atau participating interest (PI) sebesar 10% di Blok Mahakam akan diserahkan kepada pemerintah daerah (Pemda). 

"Jadi, diberi hmapir gratis, tidak perlu mengeluarkan apa-apa," terang Jonan.

Operasional berkurang

Selain Blok Mahakam, Total E&P Indonesie juga sedang mempertimbangkan untuk mengembalikan Blok Telen di Kalimantan Timur. Pasalnya prospek blok eksplorasi tersebut belum memuaskan. Saat ini Total E&P Indonesie sudah menyelesaikan survei seismik di blok tersebut, sehingga tinggal menyelesaikan komitmen pengeboran satu sumur. Namun, bila kurang menunjukan hasil yang bagus maka kemungkinan besar bakal dikembalikan.

Konsekuensinya, Total E&P lndonesie harus membayar penalti komitmen. 

"Kalau peluangnya jelek, lebih baik membayar penalti daripada investasi misalnya pengeboran satu sumur US/$ 100 juta," kata Agus.

Banyaknya Blok Migas yang dikembalikan Total E&P Indonesie, menyebabkan operasional perusahaan asal Perancis itu semakin sedikit di Indonesia. Selain Blok Telen, Blok Mentawai, Blok South Segari, dan satu blok di Papua sudah dikembalikan ke pemerintah. Sementara satu blok lagi yaitu Blok Sebuku masih akan dilanjutkan karena masih produksi.  

Kontan,  Page-14, Thursday, Nov 2, 2017

Ministry of ESDM Will Add Gas Network

The government is committed, all cities or districts in the country that have gas wells, can utilize the energy source. To realize this, the government will build a gas network in areas that have the potential of natural wealth.

Ignasius Jonan, Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) said that the gas network is now being implemented in several cities in Indonesia. Among them are Tarakan and Prabumulih. Going forward, the number of regions that can enjoy the gas network will continue to grow.

"The gas network will also be built for the city or region of gas," said Jonan, Tuesday (31/10).

Jonan denied reports the government restricted the supply of LPG gas to some areas. What is clear, in the cities rich in gas will soon be built gas network infrastructure for gas utilization can also be enjoyed by the surrounding community.

The ESDM Ministry in the near future will soon determine the locations of the gas network to be built. One projection is East Kalimantan Province. But Jonan did not specify when the pipeline plans to build the jargas in East Kalimantan.

"Tarakan City, North Kalimantan, almost all cities are already using gas network, East Kalimantan is also nominated (gas network development)," explained Jonan.

IN INDONESIA

Kementerian ESDM Akan Menambah Jaringan Gas

Pemerintah berkomitmen, seluruh kota atau kabupaten di tanah air yang memiliki sumur gas, dapat memanfaatkan sumber energi tersebut. Untuk merealisasikan hal tersebut, pemerintah akan membangun jaringan gas di wilayah-wilayah yang memiliki potensi kekayaan alam itu.

Ignasius Jonan, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mengatakan, saat ini jaringan gas sudah mulai diterapkan di beberapa kota di Indonesia. Di antaranya Tarakan dan Prabumulih. Ke depan, jumlah daerah yang dapat menikmati jaringan gas akan terus bertambah.

"Jaringan gas juga akan kami bangun untuk kota atau wilayah yang ada gasnya. Tidak fair wilayah yang memiliki sumur gas tetapi masyarakat tidak menikmati gasnya," ujar Jonan, Selasa (31/10). 

Jonan membantah kabar pemerintah membatasi pasokan gas elpiji ke beberapa wilayah. Yang jelas, di kota-kota yang kaya akan gas akan segera dibangun infrastruktur jaringan gas agar pemanfaatan gas juga bisa dinikmati masyarakat sekitar.

Kementerian ESDM dalam vvaktu dekat akan segera menentukan lokasi-lokasi jaringan gas yang akan dibangun. Salah satu proyeksi adalah Provinsi Kalimantan Timur. Namun Jonan tidak merinci kapan rencana pipeline pembangunan jargas di Kalimantan Timur itu. 

"Kota Tarakan, Kalimantan Utara itu hampir seluruh kota sudah menggunakan jaringan gas, Kalimantan Timur juga tolong nominasikan (pembangunan jaringan gas)," terang Jonan.

Kontan,  Page-14, Thursday, Nov 2, 2017

SKK Migas Provides Facilities

SKK Migas is ready to facilitate investors to enter the upstream oil and gas sector in an effort to overcome unattractive oil and gas investment since 2015. The government is continuously attracting investors to increase oil and gas investment. Moreover, the target of upstream oil and gas investment this year is US $ 12.29 billion projected will not be achieved. The target consists of investment in oil and gas exploitation activities of US $ 11.42 billion and exploration of US $ 870 million.

Based on SKK Migas data as of October 5, 2017, the realization of upstream oil and gas investment reached US $ 6.74 billion consisting of US $ 6.18 billion of exploitation activities and US $ 560 million for exploration.

Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said that the government's seriousness efforts can be seen from the activities of ESDM Minister Ignasius Jonan and Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar to the country where the establishment of a giant oil and gas company.

According to him, SKK Migas has good relationship with the Investment Coordinating Board (BKPM) so it is expected to accommodate various needs that must be fulfilled by business actors, especially related to licensing.

"Investors please come to Indonesia and SKK Migas will support you. If you need anything contact us [SKK Migas]. We have good relations with BKPM, "said Amien in the opening of Energy Industries Council (EIC) Indonesia 2017, Wednesday (1/11).

He added that SKK Migas promised to facilitate the needs of business actors so that supporting companies can be passionate because it is easier to invest. According to him, there are five major projects that have been running in Indonesia in the last 3 years and involve hundreds of supporting companies. He cited the Cricket Field operated by Eni Muara Bakau BV and Banyu Urip Field operated by ExxonMobil.

In addition, Bangka Deep water Development (IDD) project in Bangka is operated by PT Chevron Pacific Indonesia, Tangguh Train 3 Field by British Petroleum (BP), Donggi-Senoro-Matindok Field is operated by JOB Medco-Pertamina, and Madura BD Field operated by Husky-CNOOC Madura Ltd. Even the construction of the Tangguh Train 3 LNG Plant to become one of the projects has secured funding.

"This is a sign that the upstream oil and gas business in Indonesia is still very attractive because worldwide there are only two projects that are FID [final investment decision]."

Meanwhile, the electricity and metals sector dominated this year's investment trend in line with the government's commitment to develop both sectors.

Throughout January-September 2017, the realization of investment growth in the electricity and metals processing sector reached Rp 57.5 trillion and Rp 51.6 trillion, respectively.

BKPM Azhar Lubis, Deputy of Capital Investment Implementation Control, said that in the third quarter / 2017, domestic investment (PMDN) and foreign investment in electricity sector is quite high. Domestic electricity sector of Rp 8.8 trillion or 13.6% and total investment. Foreign direct investment (PMA) is at US $ 1 billion or 11.9% of the total investment.

IN INDONESIA

SKK Migas Siapkan Fasilitas

SKK Migas siap memfasilitasi investor untuk masuk ke sektor hulu minyak dan gas bumi sebagai upaya untuk mengatasi investasi migas yang tidak menarik sejak 2015. Pemerintah secara terus menerus menarik investor untuk meningkatkan investasi migas. Apalagi, target investasi hulu migas pada tahun ini US$ 12,29 miliar diproyeksikan tidak akan tercapai. Target itu terdiri atas investasi kegiatan eksploitasi migas US$ 11,42 miliar dan eksplorasi US$ 870 juta.

Dari data SKK Migas per 5 Oktober 2017, realisasi investasi hulu migas tercapai US$ 6,74 miliar yang terdiri atas US$ 6,18 miliar kegiatan eksploitasi dan US$ 560 juta untuk eksplorasi.

Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan bahwa upaya keseriusan pemerintah bisa dilihat dari kegiatan Menteri ESDM Ignasius Jonan dan Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar ke negara tempat berdirinya perusahaan migas raksasa.

Menurutnya, SKK Migas memiliki hubungan baik dengan Badan Koordinasi Penanaman Modal (BKPM) sehingga diharapkan bisa mengakomodir berbagai kebutuhan yang harus dipenuhi para pelaku usaha, khususnya terkait dengan perizinan.

“Investor silahkan datang ke Indonesia dan SKK Migas akan mendukung Anda. Jika butuh apa pun hubungi kami [SKK Migas]. Kami memiliki hubungan baik dengan BKPM,” ungkap Amien dalam pembukaan Energy Industries Council (EIC) Indonesia 2017, Rabu (1/11).

Dia menambahkan bahwa SKK Migas berjanji akan memfasilitasi kebutuhan para pelaku usaha sehingga perusahaan penunjang bisa bergairah karena dipermudah untuk berinvestasi. Menurutnya, ada lima proyek besar yang sudah berjalan di Indonesia dalam 3 tahun terakhir dan melibatkan ratusan perusahaan penunjang. Dia mencontohkan Lapangan Jangkrik yang dioperasikan oleh Eni Muara Bakau BV dan Lapangan Banyu Urip yang dioperasikan oleh ExxonMobil.

Selain itu, proyek laut dalam (lndonesia Deep water Development/IDD) Bangka dioperasikan oleh PT Chevron Pacific Indonesia, Lapangan Tangguh Train 3 oleh British Petroleum (BP), Lapangan Donggi-Senoro-Matindok dioperasikan oleh JOB Medco-Pertamina, dan Lapangan Madura BD yang dioperasikan oleh Husky-CNOOC Madura Ltd. Bahkan pembangunn Kilang LNG Tangguh Train 3 menjadi salah satu proyek sudah mendapatkan kepastian pendanaan. 

“Ini tanda hahwa bisnis hulu migas di Indonesia masih sangat menarik karena di seluruh dunia hanya ada dua proyek yang FID [keputusan final investasi].”

Sementara itu, sektor listrik dan logam semakin mendominasi tren investasi tahun ini seiring dengan komitmen pemerintah dalam pengembangan kedua sektor tersebut.

Sepanjang Januari-September 2017, realisasi pertumbuhan investasi di sektor ketenagalistrikan dan pengolahan logam mencapai masing-masing Rp 57,5 triliun dan Rp 51,6 triliun.

Deputi Pengendalian Pelaksanaan Penanaman Modal BKPM Azhar Lubis menuturkan bahwa pada kuartal III/2017, penanaman modal dalam negeri (PMDN) dan penanaman modal asing dalam sektor listrik ini cukup tinggi. PMDN sektor listrik Rp 8,8 triliun atau 13,6% dan total keseluruhan investasi. PMA sektor listrik tercatat US$ 1 miliar atau 11,9% dari total keseluruhan investasi. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Nov 2, 2017

Cricket Block Gas Production

The cricket gas field project is the result of a remarkable collaboration between the government and the private sector.

Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan, representing President Joko Widodo inaugurated the opening of the Jangkrik field gas field production facility at Onshore Receiving Facility (ORF) located in Handil Baru, Samboja, East Kalimantan.

ORF is a gas and condensate collection facility of floating production unit (FPU) of Cricket. Both are new facilities from the development of the Jangkrik gas field and become part of the development of an integrated facility under the development project of Cricket Complex operated by Eni Muara Bakau as the contractor of cooperation contract (KKKS).

The development project has created substantial chain effects such as manufacturing processing facilities that have been done in Karimun and employment. At least 1,000 jobs are absorbed during the project phase. Of that amount, 94.5% are local labor.

The production of the Cricket Complex development project off Indonesia's deep sea shore has actually been done since 29 May, faster than the estimates contained in the ESDM Strategic Plan 2015 ~ 2019.

"Thanks to Eni Musara Bakau who can do six months soon. I am appreciation. They talk a little, a lot of work, "said Jonan.

The establishment of the integrated gas facility is proof that the upstream oil and gas industry is attractive and still attractive to investors. It can encourage the development of regional and national economies. Production in Cricket Field will produce gas which will be supplied to the domestic market and export so that contribute to the fulfillment of the fulfillment of energy needs of Indonesia.

Head of Oil and Gas Special Unit Amin Sunaryadi said the results produced from the field of Jangkrik will be distributed entirely to Bontang refinery according to the agreed agreement.

"There about 2/3 will be sold to Pertamina and 1/3 to Eni Midstream. so this is the majority for the domestic, then the Midstream for the exports, "explained Amin.

Through 10 underwater wells connected to FPU Cricket, the production of cricket gas can reach 607 million cubic feet per day (mmscfd) or equal to 100 thousand barrels of oil equivalent per day (boed).

Involve the private sector

With that number, the Cricket project is considered very significant because it gives an additional 5% of total oil and gas lifting target in 2017 of 2 million barrels of oil equivalent per day. Especially for natural gas, the government is targeting a lifting of 1.15 million barrels of oil equivalent per day this year and 1.2 million oil equivalents per day next year.

The discovery of the first gas reserves occurred in 2009 at the Jangkrik-1 well. Located about 20 km from the Jangkrik field, on the same block is the North East Cricket well found in 2011 and then integrated into a field development plan (POD).

Eni Managing Director, Fabrizio Trilli, said that the Jangkrik Gas field project is the result of the extraordinary cooperation between the government and the private sector. "It's not easy at first, but with strong cooperation and trust, we can produce something big," Trilli said.

IN INDONESIA

Blok jangkrik Pacu Produksi Gas

Proyek lapangan gas jangkrik ialah hasil kerja sama yang luar biasa antara pemerintah dan swasta.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan, mewakili Presiden Joko Widodo meresmikan pembukaan fasilitas produksi gas lapangan Jangkrik di area fasilitas penerimaan darat (Onshore Receiving Facility/ORF) yang terletak di Handil Baru, Samboja, Kalimantan Timur.

ORF merupakan fasilitas penenima aliran gas dan kondensat dari floating production unit (FPU) Jangkrik. Keduanya merupakan fasilitas baru dari pengembangan lapangan gas Jangkrik dan menjadi bagian dari pengembangan fasilitas terintegrasi di bawah proyek pengembangan Kompleks jangkrik yang dioperasikan Eni Muara Bakau selaku kontraktor kontrak kerja sama (KKKS).

Proyek pengembangan itu telah menciptakan dampak berantai yang cukup besar seperti pabrikasi fasilitas pengolahan yang telah dikerjakan di Karimun dan penyerapan tenaga kerja. Setidaknya terserap 1.000 tenaga kerja selama fase proyek. Dari jumlah itu, 94,5 % ialah tenaga kerja lokal.

Produksi dari proyek pengembangan Kompleks Jangkrik di lepas pantai laut dalam Indonesia sebenarnya telah dilakukan sejak 29 Mei lalu, lebih cepat daripada perkiraan yang tercantum di dalam Rencana Strategis Kementerian ESDM 2015~2019. 

“Terima kasih kepada Eni Musara Bakau yang bisa melakukan lehih cepat enam bulan. Saya apresiasi. Mereka bicaranya sedikit, banyak kerja,” ujar Jonan.

Pendirian fasilitas gas terintegrasi itu menjadi bukti bahwa hulu minyak dan gas ialah industri yang menarik dan masih diminati investor. Hal itu dapat mendorong pengembangan perekonomian daerah dan nasional. Produksi di Iapangan Jangkrik akan menghasilkan gas yang nantinya dipasok ke pasar domestik dan ekspor sehingga memberi kontribusi yang signilikan terhadap pemenuhan kebutuhan energi Indonesia.

Kepala Satuan Kerja Khusus Migas Amin Sunaryadi mengatakan hasil yang diproduksi dari lapangan Jangkrik akan disalurkan seluruhnya ke kilang Bontang sesuai perjanjian yang telah ditetapkan.

“Di sana sekitar 2/3 akan dijual ke Pertamina dan 1/3 ke Eni Midstream. jadi ini mayoritas untuk domestik, lalu yang Midstream untuk ekpsor," terang Amin.

Melalui 10 sumur bawah laut yang terhubung ke FPU Jangkrik, produksi gas Jangkrik bisa mencapai 607 juta kaki kubik per hari (mmscfd) atau setara 100 ribu barel setara minyak per hari (boed). 

Libatkan swasta

Dengan angka sebesar itu, proyek Jangkrik dinilai sangat signifikan karena memberikan tambahan 5% dari total target lifting migas pada 2017 sebesar 2 juta barel setara minyak per hari. Khusus untuk gas bumi, pemerintah rnenargetkan lifting sebanyak 1,15 juta barel setara minyak per hari pada tahun ini dan 1,2 juta harel setara minyak per hari di tahun depan.

Penemuan cadangan gas pertama terjadi pada 2009 di sumur Jangkrik-1. Berjarak sekitar 20 km dari lapangan Jangkrik, pada blok yang sama terdapat sumur Jangkrik North East yang ditemukan pada 2011 dan kemudian diintegrasikan dalam satu rencana pengembangan lapangan (POD).

Managing Director Eni, Fabrizio Trilli, mengatakan proyek lapangan Gas Jangkrik ialah hasil kerja sama yang luar biasa antara pemerintah dan swasta. “Ini bukanlah hal yang mudah pada awalnya, tapi dengan kerja sama dan kepercayaan yang kuat, kita bisa menghasilkan sesuatu yang besar,” ujar Trilli. 

Media Indonesia, Page-18, Wednesday, Nov 1, 2017

Production of Cricket Project Gas Reaches 607 MMSCFD

Gas production from the Cricket Project in Bakau estuary block, Makassar Strait has reached 605-607 million standard cubic feet per day (mmscfd) from the initial target of 450 mmscfd. That much production is mostly to supply domestic needs.

"Production is targeted at 450 mmscfd, equivalent to approximately 75,000 barrels of oil equivalent per day (boepd), now production above 600 mmscfd," said ESDM Minister Ignasius Jonan during the inauguration of the Jangkrik field gas field facility at the Onshore Receiving Facility / ORF) owned by Eni Muara Bakau, in Handil Baru Village, Samboja District, Kutai Kartanegara Regency, East Kalimantan, on Tuesday (31/10).

ORF functions to receive gas and condensate flow from Floating Production Unit (FPU) Cricket. Both are new facilities of the Jangkrik gas field development and are part of the development of integrated facilities.]

Jonan said the completion of the Cricket Project managed by Eni Muara Bakau could be 6 months faster than planned for 4 years. While investment costs are saved 5-10%.

At the same place, Amien Sunaryadi, Head of the Oil and Gas Special Unit (SKK Migas) added that the budget savings of around 5-10% from the construction of the Jangkrik field gas production facility in the ORF area reaches about US $ 4 million.

The facility is planned to be completed in four years. However, Eni as the operator of Muara Bakau Block can finish it within 3.5 years. Eni has started production from the Jangkrik Block Complex Development Project in Makassar Strait since May 29th.

The gas produced will be supplied to the Bontang LNG plant. Then, as many as 2/3 were sold to Pertamina, and one third was distributed to Eni Midstream. The majority of gas delivered to Pertamina will be used for domestic needs, while Eni Midstream is for export purposes.

Jonan further said that the 600 mmscfd gas production from the Cricket Project adds 5% of national oil production or 100,000 boepd. "Of the total national production of 2 million boepd, 1.2 million boepd is gas. Today Eni's operations are adding 100,000 boeds or 5 percent nationwide. probably in 2019 will increase by approximately 10 percent, "he said.

This project includes North East Cricket and Cricket field located in Muara Bakau Block, Kutai Basin, in marine waters

in the Makassar Strait. Production was produced through 10 underwater wells connected to FPU Cricket.

Distribution of production from this field has been able to improve utility of the Bontang LNG facility. This improves provisioning more effective and efficient energy. Gas production from Jangkrik will supply LNG to domestic market as well as export market, so that contributed significantly to the fulfillment of Indonesia's energy hazard.

The Jangkrik Gas field development project has also created a substantial multiplier effect such as manufacturing processing facilities that have been done in Karimun, and employment. There are 1,000 more workers during the project phase with 94,596 of whom are Indonesian workforce.

ENI officially became the operator of Muara Bakau Block in 2002. The discovery of the first gas reserves occurred in 2009 at Jangkrik-1 Well. Located about 20 km from the Cricket Field on the same block is the North East Cricket well found in 2011 and then integrated into a field development plan (POD)

The Government of Indonesia approved the POD of Jangkrik Field in 2011 and North East Cricket Field in 2013. North East Cricket Field Approval covers the incorporation of the Jangkrik Field development called "Cricket Complex Project".

IN INDONESIA

Produksi Gas Proyek Jangkrik Capai 607 MMSCFD    

Produksi gas dari Proyek Jangkrik di Blok muara Bakau, Selat Makassar telah mencapai 605-607 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd) dari target awal 450 mmscfd. Produksi sebanyak itu sebagian besar untuk memasok kebutuhan domestik.

“Produksi ditargetkan 450 mmscfd atau setara kira-kira 75.000 barel setara minyak per hari (boepd), sekarang produksinya di atas 600 mmscfd,” kata Menteri ESDM Ignasius Jonan saat peresmian fasilitas produksi gas lapangan Jangkrik di area Fasilitas Penerimaan Darat (Onshore Receiving Facility/ ORF) milik Eni Muara Bakau, di Kelurahan Handil Baru, Kecamatan Samboja, Kabupaten Kutai Kartanegara, Kalimantan Timur, Selasa(31/10).

ORF berfungsi menerima aliran gas dan kondensat dari Floating Production Unit (FPU) Jangkrik. Keduanya merupakan fasilitas baru dari pengembangan lapangan gas Jangkrik dan menjadi bagian dari pengembangan fasilitas yang terintegrasi.]

Jonan menyatakan penyelesaian Proyek Jangkrik yang dikelola oleh Eni Muara Bakau ini bisa lebih cepat 6 bulan dari yang direncanakan selama 4 tahun. Sedangkan biaya investasi yang dihemat 5-10%. 

Di tempat yang sama, Kepala Satuan Kerja Khusus Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi menambahkan, penghematan anggaran sekitar 5-10% dari pembangunan fasilitas produksi gas lapangan Jangkrik di area ORF itu mencapai sekitar US$ 4 juta. 

Fasilitas itu direncanakan rampung dibangun dalam empat tahun. Namun, Eni selaku operator Blok Muara Bakau bisa menyelesaikannya dalam waktu 3,5 tahun. Eni telah memulai produksi dari Proyek Pengembangan Kompleks Blok Jangkrik di Selat Makassar sejak 29 Mei lalu.

Gas yang diproduksi itu bakal disalurkan ke kilang LNG Bontang. Kemudian, sebanyak 2/3 dijual ke Pertamina, dan sepertiga disalurkan ke Eni Midstream. Mayoritas gas yang dikirim ke Pertamina bakal digunakan untuk kebutuhan domestik, sementara Eni Midstream untuk keperluan ekspor.

Lebih lanjut Jonan mengatakan, produksi gas 600 mmscfd dari Proyek Jangkrik itu menambah 5% produksi migas nasional atau setara 100.000 boepd. “Dari total produksi nasional 2 juta boepd, sebanyak 1,2 juta boepd adalah gas. Sekarang ini pengoperasian oleh Eni itu bertambah 100.000 boed atau 5 persen secara nasional. mungkin tahun 2019 bertambah kira-kira 10 persen,” ujar dia. 

Proyek ini meliputi lapangan Jangkrik dan Jangkrik North East yang terletak di Blok Muara Bakau, Cekungan Kutai, di perairan laut dalam Selat Makassar. Produksi itu dihasilkan melalui 10 Sumur bawah laut yang terhubung dengan FPU Jangkrik. 

Penyaluran produksi dari lapangan ini telah dapat meningkatkan utilitas dari fasilitas LNG Bontang. Hal ini meningkatkan penyediaan energi yang lebih efektif dan efisien. Produksi gas dari Jangkrik akan memasok LNG ke pasar domestik dan juga pasar ekspor, sehingga memberikan kontribusi yang signifikan terhadap pemenuhan kebumhan energi Indonesia.

Proyek pengembangan Lapangan Gas Jangkrik juga telah menciptakan dampak berantai (multiplier effect) yang cukup besar seperti pabrikasi fasilitas pengolahan yang telah dikerjakan di Karimun, dan penyerapan tenaga kerja. Terdapat 1.000 lebih tenaga kerja selama fase proyek dengan 94,596 di antaranya adalah tenaga kerja Indonesia.

ENI resmi menjadi operator Blok Muara Bakau pada tahun 2002. Penemuan cadangan gas pertama terjadi pada tahun 2009 di Sumur Jangkrik-1. Berjarak sekitar 20 km dari Lapangan Jangkrik pada blok yang sama terdapat sumur Jangkrik North East yang ditemukan pada tahun 2011 dan kemudian diintegrasikan dalam satu rencana pengembangan lapangan (POD)

Pemerintah Indonesia memyetujui POD Lapangan Jangkrik pada 2011 dan Lapangan Jangkrik North East pada 2013. Persetujuan Lapangan Jangkrik North East melingkupi penggabungan pengembangan Lapangan Jangkrik yang dinamakan “Jangkrik Complex Project".

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Nov 1, 2017

Oil & Gas Profit Increases Significantly

Oil and gas giant posted a significant increase in profit during the quarter III / 2017 triggered by rising crude oil prices.

In addition to rising oil prices, contractors also increased oil and gas production, contributing to an increase in profits. French oil firm Total SA posted a 29% profit increase in the third quarter of 2017. Other giant oil and gas companies, ExxonMobil and Chevron, also posted a profit increase of 49.8% and 41.18%, respectively.

TOTAL SA

The massive oil and gas company based in France, Total SA also posted a 29% increase in profit in quarterly / 2017 to US $ 2.7 billion compared to the same period of 2016 US $ 1.9 billion.

Quoted from the official statement on Tuesday (31/10), with the achievement in the third quarter / 2017, total net profit during 2017 amounted to US $ 7.6 billion, up 33% from the achievement in the period of January to September 2016 US $ 5.7 billion .

Sales during the quarter III / 2017 amounted to US $ 43.0 billion up 15% from the same period last year US $ 37.4 billion. Meanwhile, Total sales for the first nine months of the year amounted to US $ 124.1 billion, up 15% compared to the performance in 2016 of US $ 107.4 billion. Total oil and gas production in the third quarter / 2017 reached 2.6 million barrels of oil equivalent per day (boepd), up 6% from third quarter / 2016 of 2.4 million boepd.

Production of oil 1.4 million barrels per day (bpd) or up 8% from the same period 2016 realization of 1.3 million bpd. Gas production reached 6,427 Mcfd or 2% increase from the actual production in July-September 2017 period is 6,286 Mcfd. Liquefied natural gas (LNG) production was 2.95 million tons, up 8 percent compared to 2.7 million tons in the quarter of 2016.

On the other hand, the realization of sales of processed products reached 4.17 million bpd or lower than the achievement of the same period last year 4.16 million bpd. Several things achieved Total one acquisition of Maersk oil and gas division. Danish company with a value of US $ 7.5 billion. Through the acquisition could provide additional production of 160,000 boepd.

Other than that. Total also signed an agreement with Chevron to manage seven projects in the Gulf of Mexico. With the deal, Total has the right to engage in development with a portion of the range of 25% to 40%. Downstream, Total entered the Mexican market by reintroducing 250 retail.

EXXONMOBIL

The increase in operating profit is also achieved by a giant oil and gas company from the United States. Exxon Mobil Corporation posted a 49.8% increase in net income in the third quarter of 2017 to US $ 3.97 billion compared to US $ 2.65 billion in the same period last year.

The net profit for the July-September period was US $ 3.97 billion or US $ 93 cents per share. With achievements in the third quarter / 2017, total net profit during January-September 2017 amounted to US $ 11.3 billion and revenues of US $ 192.33 billion.

Exxon Mobil CEO Darren Woods said that the increase in net profit due to better commodity prices and upstream and downstream business performance.

For net income from upstream business line, the achievement in third quarter / 2017 reached US $ 1.6 billion which means up US $ 947 million from the same period of 2016 amounted to US $ 620 million. Upstream performance contribution comes from rising commodity prices. Several activities have recorded positive outcomes, such as in Turbot, Guyana and an additional 12 offshore work areas in Brazil with competitive fiscal provisions.

Other than that. Exxon signed a production sharing contract for Block 59 located at 305 km off the coast of Suriname. Upstream oil and gas production rose 2% from 3.81 million barrels of oil equivalent per day (boepd) to 3.87 million boepd. For the downstream business line, net income reached US $ 1.53 billion, up US $ 303 million from US $ 1.23 billion in the same period of 2016. The contribution of the downstream business line was derived from the processing performance with the re-operation of the refinery after Harvey Storm.

At downstream operations, Exxon completed the acquisition of one of the largest aromatic facilities located in Singapore from Jurong Aromatics Corporation Pte. Ltd. The acquisition will contribute 3.5 million tons of aromatic production per year. For the realization of the sale of gasoline, naphtha, fuel oil, kerosene, diesel, heavy fuel and special products 5.54 million bpd. For the chemical industry side, net income amounted to US $ 1.09 billion or up US $ 79 million compared to the same period of 2016 US $ 1, 17 billion. The achievement comes from sales of US $ 6.4 million tons.

CHEVRON

The same thing happened to Chevron Corporation which recorded a profit increase in the third quarter / 2017 of 41, 18% to US $ 2.0 billion compared to the same period last year US $ 1.3 billion. Chevron's earnings include asset sales of US $ 675 million. The exchange rate effect has undermined Chevron's revenue during the quarter Ill / 2017 of US $ 12 million. Whereas in the same period last year, Chevron reap a blessing from the exchange rate up to US $ 72 million.

Meanwhile, Chevron's sales and revenues sourced from other operations in the third quarter / 2017 reached US $ 34 billion higher compared to the same period last year US $ 29 billion.

"We continue to see improvements in revenue and cash flow," said Chairman and CEO John Watson.

He explained that the improvement in cash flows was driven by increased oil and gas production. On the other hand, capital expenditure of oil and gas companies from the US was down.

"We are completing projects that have been constructed and increased production, especially at our Gorgon LNG Project in Australia and our shale and rig drilling activities in the Permian Basin."

Watson expects this pattern to continue. "Earlier this month, we announced the first LNG production from our Wheatstone LNG development in Australia."

Chevron's oil and gas production in the world during the third quarter / 2017 reached 2.72 million boepd increase compared to the same period last year 2.51 million boepd.

Meanwhile, Chevron's upstream oil and gas operations in the US suffered a loss of US $ 26 million in the third quarter of 2017, down from US $ 212 million in the same period last year. The improvement reflects Chevron's crude oil price hike.

Meanwhile, Chevron's average selling price rose to US $ 42 per barrel compared to last year's US $ 37 per barrel. The average selling price of natural gas from Chevron also rose to US $ 1.80 per thousand cubic feet (Mcf) in the third quarter of 2017 compared to the same period of 2016 of US $ 1.89 per Mcf.

IN INDONESIA

Laba Raksasa Migas Naik Signifikan

Raksasa minyak dan gas bumi mencetak kenaikan Laba yang signifikan selama kuartal III/2017 dipicu oleh kenaikan harga minyak mentah.

Selain kenaikan harga minyak, kontraktor juga menambah produksi minyak dan gas bumi sehingga turut berkontribusi terhadap peningkatan laba. Perusahaan minyak asal Prancis Total SA mencetak kenaikan laba 29% selama kuartal III/2017. Perusahaan migas raksasa lainnya, ExxonMobil dan Chevron, juga mencetak kenaikan laba masing-masing 49.8% dan 41,18%.

TOTAL SA

Perusahaan migas raksasa yang bermarkas di Prancis, Total SA juga mencatatkan kenaikan laba sebesar 29% pada kuartal lll/2017 menjadi US$2,7 miliar dibandingkan dengan periode yang sama 2016 US$ 1,9 miliar.

Dikutip dari keterangan resminya, Selasa (31 /10), dengan raihan pada kuartal III/2017, total laba bersih sepanjang 2017 sebesar US$ 7,6 miliar atau naik 33% dari capaian pada periode Januari-September 2016 US$ 5,7 miliar.

Penjualan selama kuartal III/2017 sebesar US$43,0 miliar naik 15% dari periode yang sama tahun lalu US$37,4 miliar. Sementara itu, penjualan Total selama 9 bulan pertama tahun ini senilai US$ 124.1 miliar atau naik 15% dibandingkan dengan kinerja pada 2016 US$ 107,4 miliar. Produksi migas Total pada kuartal III/2017 mencapai 2,6 juta barel setara minyak per hari (boepd) atau naik 6% dari kuartal III/2016 sebesar 2,4 juta boepd.

Produksi minyak 1,4 juta barel per hari (bph) atau naik 8% dari realisasi periode yang sama 2016 sebesar 1,3 juta bph. Produksi gas mencapai 6.427 Mcfd atau naik 2% dari realisasi produksi pada periode Juli-September 2017 yakni 6.286 Mcfd. Produksi gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) sebesar 2,95 juta ton atau naik 8% dibandingkan dengan kuartal lll/2016 sebesar 2,74 juta ton.

Di sisi Iain, realisasi penjualan produk olahan mencapai 4,17 juta bph atau lebih rendah dari capaian periode yang sama tahun lalu 4.16 juta bph. Beberapa hal dicapai Total salah satunya akuisisi divisi minyak dan gas Maersk. Perusahaan asal Denmark dengan nilai US$7,5 miliar. Melalui akuisisi tersebut bisa memberikan tambahan produksi 160.000 boepd.

Selain itu. Total juga meneken kesepakatan dengan Chevron untuk mengelola tujuh proyek di Teluk Meksiko. Dengan kesepakatan itu, Total memiliki hak untuk terlibat dalam pengembangan dengan porsi kisaran 25% hingga 40%. Di sisi hilir, Total masuk ke pasar Meksiko dengan memperkenalkan ulang 250 ritel.

EXXON MOBIL

Kenaikan laba operasi juga diraih oleh perusahaan migas raksasa asal Amerika Serikat. Exxon Mobil Corporation mencetak kenaikan laba bersih pada kuartal III/2017 sebesar 49,8% menjadi US$3,97 miliar dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu US$ 2,65 miliar.

Perolehan laba bersih periode Juli-September sebesar US$3,97 miliar atau US$93 sen per lembar saham. Dengan raihan pada kuartal III/2017, total laba bersih sepanjang Januari-September 2017 sebesar US$ 11,3 miliar dan pendapatan US$ 192.33 miliar.

CEO Exxon Mobil Darren Woods mengatakan bahwa naiknya perolehan laba bersih akibat membaiknya harga komoditas dan performa lini usaha hulu dan hilir.

Untuk laba bersih dari lini usaha hulu, capaian pada kuartal III/2017 mencapai US$ 1,6 miliar yang berarti naik US$ 947 juta dari periode yang sama 2016 sebesar US$ 620 juta. Kontribusi capaian hulu berasal dari naiknya harga komoditas. Beberapa kegiatan yang mencatatkan capaian positif yakni eksplorasi Laut dalam seperti di Turbot, Guyana dan tambahan 12 wilayah kerja lepas pantai di Brasil dengan ketentuan fiskal yang kompetitif.

Selain itu. Exxon menandatangani kontrak bagi hasil untuk Block 59 yang berlokasi di 305 km lepas pantai Suriname. Produksi migas di hulu naik 2% dari 3,81 juta barel setara minyak per hari (boepd) menjadi 3,87 juta boepd. Untuk lini usaha hilir, laba bersih mencapai US$ 1,53 miliar atau naik US$ 303 juta dari US$ 1,23 miliar pada periode yang sama 2016. Kontribusi lini usaha hilir berasal dari kinerja pengolahan dengan kembali beroperasinya kilang setelah terjadi Badai Harvey.

Pada kegiatan hilir, Exxon menuntaskan proses akuisisi salah satu fasilitas aromatik terbesar yang terletak di Singapura dari Jurong Aromatics Corporation Pte. Ltd. Akuisisi ini akan menyumbang produksi aromatik 3,5 juta ton per tahun. Untuk realisasi penjualan bahan bakar minyak jenis gasolin, nafta, minyak bakar, kerosin, diesel, heavy fuel dan produk khusus 5,54 juta bph. Untuk segi industri kimia, laba bersih sebesar US$ 1,09 miliar atau naik US$ 79 juta dibandingkan dengan periode yang sama 2016 US$ 1 ,17 miliar. Capaian tersebut berasal dari penjualan dengan volume US$6,4 juta ton.

CHEVRON

Hal serupa juga terjadi terhadap Chevron Corporation yang mencatatkan kenaikan laba pada pada kuartal III/2017 sebesar 41 ,18% menjadi US$ 2,0 miliar dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu US$ 1,3 miliar. Laba Chevron itu meliputi penjualan aset senilai US$ 675 juta. Efek nilai tukar mata uang telah menggerus pendapatan Chevron selama kuartal Ill/2017 sebesar US$ 12 juta. Padahal pada periode yang sama tahun lalu, Chevron menuai berkah dari nilai tukar hingga US$ 72 juta.

Sementara itu, penjualan dan pendapatan Chevron yang bersumber dari operasi lainnya pada kuartal III/2017 mencapai US$34 miliar lebih tinggi dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu US$ 29 miliar.

“Kami terus melihat perbaikan pendapatan dan arus kas," kata Chairman dan CEO John Watson.

Dia menjelaskan, perbaikan arus kas itu didorong oleh peningkatan produksi minyak dan gas bumi. Di sisi lain, belanja modal perusahaan migas asal AS itu turun. 

“Kami menyelesaikan proyek yang telah konstruksi dan menambah produksi, terutama di Proyek LNG Gorgon kami di Australia dan aktivitas pengeboran shale dan rig kami di Cekungan Permian."

Watson mengharapkan agar pola ini terus berlanjut. “Awal bulan ini, kita mengumumkan produksi LNG pertama dari pengembangan LNG Wheatstone kami di Australia.”

Produksi minyak dan gas bumi Chevron di dunia selama kuartal III/2017 mencapai 2,72 juta boepd naik dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu 2,51 juta boepd.

Sementara itu, operasi hulu migas Chevron di AS mengalami kerugian US$ 26 juta pada kuartal III/2017 turun dibandingkan pada periode yang sama tahun lalu US$ 212 juta. Perbaikan tersebut mencerminkan kenaikan harga minyak mentah Chevron.

Sementara itu, rerata harga jual minyak Chevron naik menjadi US$ 42 per barel naik dibandingkan dengan tahun lalu US$ 37 per barel. Rata-rata harga jual gas alam dari Chevron juga naik menjadi US$ 1,80 per seribu kaki kubik (Mcf) pada kuartal ketiga 2017 dibandingkan dengan periode yang sama 2016 sebesar US$ 1,89 per Mcf.

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, Nov 1, 2017