2018, Upstream Investment of Pertamina Reaches US $ 3.32 M

State-owned oil and gas company PT Pertamina has allocated up to US $ 3.32 billion for next year's upstream sector, up 21.16 percent from this year's US $ 2.74 billion. The investment budget has increased significantly since the company has started working on 100% of Mahakam block in 2018.

Senior Vice President of Strategic Planning and Operation Evaluation Pertamina Meidawati said it is not the only project that will boost the company's investment budget by 2018. Next year, many geothermal projects will start operations, namely Lumut Balai 1 and 2 and Hulu Lais. Not only that, the company also intends to add oil and gas block through acquisition.

"The largest investment of Mahakam, which is US $ 659 million. Then, there is funding for acquisition of US $ 590 million and geothermal project of US $ 183.2 million, "he said in Jakarta, Wednesday (6/12).

In Mahakam block, the company will be aggressive to drill wells. Based on data from PT Pertamina Hulu Indonesia, the development wells to be drilled in the oil and gas blocks reach 55-57 wells, and could reach 70 wells if oil prices improve to US $ 60-70 per barrel.

Not only that, the company will also re-work in 132 wells, run care for 5601 wells, and work on up to seven plans of future development (POFD).

For the acquisition budget, Upstream Director of Pertamina Syamsul Alam said that it will be used to finance the oil and gas block which is completed by next year's contract which is handed over to the company. Of the eight blocks assigned, the company has expressed readiness to work on six blocks, namely the North Sumatera Offshore Block, South East Sumatra, Tuban, Ogan Komering, Sanga-Sanga and Central.

"Maybe it's the acquisition budget for the investment cost of the block that will terminate within the next year" he said. "

While abroad, it is still looking for cooperation opportunities in the upstream oil and gas sector with Rosneft Oil Company, after canceled take two blocks offered The Northern Tip of Chayvo Field and Russkoye Field. Not only that, the company is also studying the prospects of other oil and gas abroad, namely in Africa and the Middle East.

In 2018, the company also targets to sign the Mansouri Block contract in Iran. In line with the increase in investment, the company's oil and gas production is also targeted to jump high enough in 2018. Next year, oil and gas production is targeted to reach 930 thousand barrels of oil equals per day / boepd. This figure rose 34.2% compared to oil and gas production target This year 693 thousand boepd.

The increase in production occurs both for oil and gas. Oil production is up only 19.7 percent from this year's target of 334 thousand barrels per day (bpd) this year to 400 thousand bpd in 2018. While gas production jumped 47.55 percent from the 2017 target of 2,080 million standard cubic feet per day / mmscfd to 3.069 mmscfd next year.

"The main production increase from the Mahakam Block is targeted to produce 46 thousand bpd of gas and 1,008 mmscfd of gas," said Meidawati.

Chase 1.9 Million BOEPD

Alam said that the company's oil and gas production is targeted to increase annually to reach 1.9 million boepd by 2025. The increase in production is derived from the optimization of existing assets, the acquisition of oil and gas blocks, and the acquisition of oil and gas assets in other countries.

This step is needed to minimize the difference between national oil and gas production and demand in the coming years. In the future, Pertamina targets the contribution of foreign assets to reach 33 percent of total oil and gas production in 2025. Of the target of 1.9 million boepd, overseas assets are expected to contribute 650 thousand bpd. For oil production, targeted to reach

822 thousand bpd in 2025, which is 353 thousand bpd from domestic and 469 thousand bpd from abroad.

As for gas, it is targeted to increase to 5.71 billion cubic feet per day, ie 4.23 billion cubic feet of domestic and 1.48 billion cubic feet of foreign assets.

"Our performance from 2008 to 2016, oil and gas production continues to grow. So we can prove that we can still grow, he said.

Going forward, Pertamina targets oil and gas production to grow steadily at 8% per year, while gas reserves increase by 4.4% per year. Currently, Pertamina already has oil and gas blocks in several countries. In lrak, the company owns shares in West Field Qurna 1. In Algeria, Pertamina owns 65% stake in MLN Field and 16.9% in EMK Field.

While in Malaysia, the company holds shares ownership in Block K, Kikeh Block, SN30 Block Block SK309 and Block SK311. Most recently, Pertamina controls 72.65% shares of French oil and gas company, Maurel & Prom. Maurel & Prom has oil and gas assets scattered in Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Colombia, Canada, Myanmar, Italy, and other countries. However, the main assets that have been produced are in Gabon, Nigeria and Tanzania.

IN INDONESIA

2018, Investasi Hulu Pertamina Capai US$ 3,32 M

PT Pertamina menganggarkan modal investasi untuk sektor hulu pada tahun depan mencapai US$ 3,32 miliar, naik 21 ,1 6% dibandingkan anggaran investasi tahun ini US$ 2,74 miliar. Anggaran investasi meningkat signifikan Iantaran perseroan sudah mulai menggarap Blok Mahakam 100% pada 2018.

Senior Vice President Strategic Planning and Operation Evaluation Pertamina Meidawati mengatakan bukan satu-satunya proyek yang mendongkrak anggaran investasi perseroan pada 2018. Pada tahun depan, banyak proyek panas bumi yang bakal mulai operasi, yakni Lumut Balai 1 dan 2 serta Hulu Lais.  Tidak hanya itu, perseroan juga masih berniat menambah blok migas melalui akuisisi. 

“Investasi Mahakam yang terbesar, yaitu US$ 659 juta. Kemudian, ada dana untuk akuisisi US$ 590 juta dan proyek geothermal US$ 183,2 juta,” kata dia di Jakarta, Rabu (6/12).

Di Blok Mahakam, perseroan bakal agresif melakukan pengeboran sumur. Berdasarkan data PT Pertamina Hulu Indonesia, sumur pengembangan yang akan dibor di blok migas tersebut mencapai 55-57 sumur, dan bisa mencapai 70 sumur jika harga minyak membaik menjadi US$ 60-70 per barel. 

Tidak hanya itu, perseroan juga akan melakukan kerja ulang di 132 sumur, menjalankan perawatan untuk 5601 sumur, serta menggarap hingga tujuh rencana pengembangan tahap lanjut (plan of future development/POFD).

Untuk anggaran akuisisi, Direktur Hulu Pertamina Syamsul Alam menuturkan, akan dipakai untuk mendanai blok migas yang selesai kontraknya tahun depan yang diserahkan pengelolaannya ke perseroan. Dari delapan blok yang ditugaskan, perseroan telah menyatakan siap menggarap enam blok, yakni Blok North Sumatera Offshore, South East Sumatera, Tuban, Ogan Komering, Sanga-Sanga, dan Tengah.

“Mungkin itu anggaran akuisisi biaya untuk investasi dari blok yang akan terminasi dalam tahun depan” tuturnya. " 

Sementara di luar negeri, pihaknya masih terus mencari peluang kerja sama untuk di sektor hulu migas dengan Rosneft Oil Company, setelah batal mengambil dua blok yang ditawarkan yakni Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye. Tidak hanya itu, perseroan juga sedang mempelajari prospek migas lain di luar negeri, yakni di Afrika dan timur tengah.

Pada 2018, perseroan juga menargetkan bisa menandatangani kontrak Blok Mansouri di Iran. Sejalan dengan peningkatan investasi, produksi migas perseroan juga ditargetkan melonjak cukup tinggi pada 2018. Pada tahun depan, produksi minyak dan gas bumi perusahaan ditargetkan mencapai 930 ribu barrel oil equwalent per day/ boepd. Angka tersebut naik 34,2% jika dibandingkan target produksi migas Tahun ini 693 ribu boepd.

Kenaikan produksi terjadi baik untuk minyak maupun gas. Produksi minyak memang hanya naik 19,7% dari target tahun ini 334 ribu barel per hari (bph) pada tahun ini menjadi 400 ribu bph di 2018. Sementara produksi gas melonjak 47,55% dari target 2017 sebesar 2.080 million standard cubic feet per day/ mmscfd menjadi 3.069 mmscfd pada tahun depan. 

“Kenaikan produksi utamanya dari Blok Mahakam yang ditargetkan menghasilkan minyak 46 ribu bph dan gas 1.008 mmscfd,” tutur Meidawati.

Kejar 1,9 Juta BOEPD 

Alam menuturkan, produksi migas perseroan ditargetkan terus meningkat setiap tahunnya hingga mencapai 1,9 juta boepd pada 2025. Peningkatan produksi diperoleh dari optimasi aset eksisting, pengambilalihan blok migas habis kontrak, dan akuisisi aset migas di negara lain.

Langkah ini diperlukan untuk memperkecil selisih produksi dan kebutuhan migas nasional di tahun-tahun mendatang. Ke depannya, Pertamina menargetkan kontribusi dari aset luar negeri ini bisa mencapai 33% dari total produksi migas perseroan pada 2025. Dari target 1,9 juta boepd, aset luar negeri diharapkan bisa menyumbang 650 ribu bph. Untuk produksi minyak, ditargetkan mencapai 822 ribu bph pada 2025, yakni 353 ribu bph dari dalam negeri dan 469 ribu bph dari luar negeri. 

Sementara untuk gas, ditargetkan meningkat menjadi 5,71 miliar kaki kubik per hari, yaitu 4,23 miliar kaki kubik dari domestik dan 1,48 miliar kaki kubik dari aset luar negeri.

“Performance kami dari 2008 sampai 2016, produksi migas terus tumbuh. Jadi kami bisa membuktikan bahwa kami masih bisa tumbuh, kata dia.

Ke depan, Pertamina menargetkan produksi migas tumbuh stabil sebesar 8% per tahun, sementara cadangan gas bertambah 4,4% per tahun. Saat ini, Pertamina telah memiliki blok migas di beberapa negara. Di lrak, perseroan memiliki saham di Lapangan West Qurna 1. Di Aljazair, Pertamina itu menguasai 65% saham di Lapangan MLN dan 16,9% di Lapangan EMK. 

Sementara di Malaysia, perseroan memegang kepemilikan saham di Blok K, Blok Kikeh, Blok SNR Blok SK309 dan Blok SK311. Yang terbaru, Pertamina menguasai 72,65% saham perusahaan migas Perancis, Maurel&Prom. Maurel&Prom memiliki aset migas yang tersebar di Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Kolombia, Kanada, Myanmar, Italia, dan negara lainnya. Namun, aset utamanya yang telah berproduksi yakni di Gabon, Nigeria, dan Tanzania.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Dec 7, 2017

Total EP shares in Mahakam Stay 30%

PT Pertamina claims to never send a letter to the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) which stated willing to give 39% stake to Total EP. The reason is that Pertamina still holds a letter from the Minister of EMR Sudirman Said, then, that the Total EP section in Mahakam is only 30% stake.

Just so you know, the Total EP contract in the Mahakam Block will expire on 31 December 2017 and 1 January 2018, the gas block will be managed by Pertamina. The transfer of 100% block of Mahakam block will belong to Pertamina already signed since 2015.

After the Blok-Mahakam was awarded to Pertamina, in 2016, Sudirman decided to grant 30% participating interest (PI) through a formal letter to PT Pertamina. The business to business scheme (B to B) alias is not free.

the Mahakam block

After the letter down, Pertamina immediately formed a team between Pertamina, SKK Migas and Total EP to make the transition process. Even Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam and Pertamina's President Director Dwi Soetjipto flew to France to discuss the Mahakam block, whether they wanted to manage or not. The answer then was surprising.

"When we met in France in 2016, BOD Total said it was not focused on the Mahakam block, or there was no interest in the Mahakam block anymore," said Syamsu, Wednesday (6/12).

After a while, entering 2017, Pertamina and Total EP continue to discuss the transition period. At that time Total EP only drilled about six wells in the Mahakam Block, when they should have drilled more. Nevertheless, Pertamina know. As a result, Pertamina decided to conduct further drilling in Mahakam.

"We drilled this year, but the production is done next year," he added.

Syamsu explained that the transition process is already running smoothly. Until a few months ago, Total EP in a forum expressed interest in managing the Mahakam Block if its shares increased to 39%, from the previous only 30%.

"They say it like that in the forum and have sent a letter to the ESDM Minister asking for 39% of the shares," he said.

However, Pertamina only obeys what has been written since the beginning that Total EP only gets 30% PI in the Mahakam Block.

"So it is not true that Pertamina sent a letter to the government to give additional shares to Total EP to 39%,"

he said.

Syamsu added, it does not matter if until the end of the contract runs out Total EP does not conduct transactions with Pertamina related to their participation. Because, it has prepared a fund of US $ 700 million for investment in the Mahakam Block.

"If Total EP goes in the middle of 2018, it's okay, but then we'll talk about the price, because we already have the Mahakam asset now," he explained.

IN INDONESIA

Saham Total EP di Mahakam Tetap 30%

PT Pertamina mengklaim tidak pernah mengirimkan surat kepada Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang menyatakan bersedia memberikan 39% saham ke Total EP. Dalihnya, Pertamina masih memegang surat dari Menteri ESDM Sudirman Said, saat itu, bahwa bagian Total EP di Mahakam hanya 30% saham.

Asal tahu saja, kontrak Total EP di Blok Mahakam akan habis 31 Desember 2017 dan 1 Januari 2018, blok gas itu akan dikelola Pertamina. Surat pengalihan Blok Mahakam 100% akan menjadi milik Pertamina sudah ditandatangani sejak tahun 2015 lalu.

Setelah Blok-Mahakam diberikan kepada Pertamina, tahun 2016 lalu, Sudirman memutuskan memberikan Total EP hak partisipasi atau participating interest (PI) sebesar 30% melalui surat resmi kepada PT Pertamina. Skemanya business to business (B to B) alias tidak gratis.

Setelah surat tersebut turun, Pertamina langsung membentuk tim antara Pertamina, SKK Migas dan Total EP untuk melakukan proses transisi. Bahkan Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam dan Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto terbang ke Prancis untuk mendiskusikan soal Blok Mahakam tersebut, apakah ingin ikut mengelola atau tidak. Jawaban saat itu cukup mengejutkan. 

"Waktu kami bertemu di Prancis 2016 lalu, BOD Total menyatakan tidak fokus dengan Blok Mahakam, atau tidak terlihat ketertarikan terhadap Blok Mahakam lagi," ungkap Syamsu, Rabu (6/12).

Setelah beberapa lama, memasuki tahun 2017, Pertamina dan Total EP terus mendiskusikan soal masa transisi. Saat itu Total EP hanya mengebor sekitar enam sumur di Blok Mahakam, padahal seharusnya mereka mengebor lebih banyak. Meski demikian, Pertamina maklum. Alhasil, Pertamina memutuskan melakukan pengeboran lanjutan di Mahakam. 

"Kami mengebor tahun ini, tetapi produksinya dilakukan tahun depan," imbuhnya.

Syamsu menjelasakan, proses transisi tersebut sebenarnya sudah berjalan mulus. Sampai beberapa bulan lalu ternyata Total EP dalam sebuah forum menyatakan berminat mengelola Blok Mahakam jika sahamnya ditambah menjadi 39%, dari yang sebelumnya hanya 30%. 

"Mereka bilang seperti itu di forum dan sudah mengirim surat ke Menteri ESDM meminta 39% saham itu," ujarnya.

Meski demikian, Pertamina hanya menuruti apa yang sudah tersurat sejak awal bahwa Total EP hanya mendapat 30% PI di Blok Mahakam. 

"Jadi tidak benar Pertamina mengirim Surat ke pemerintah untuk memberikan tambahan saham ke Total EP menjadi 39% itu,"

ungkap dia.

Syamsu menambahkan, tidak masalah jika sampai akhir kontrak habis Total EP tidak melakukan transaksi dengan Pertamina terkait keikutsertaan mereka. Sebab, pihaknya sudah menyiapkan dana sebesar US$ 700 juta untuk investasi di Blok Mahakam. 

"Kalau Total EP masuk di tengah-tengah 2018, tidak apa apa juga. Tapi nanti kita bicara tentang harganya, karena kami sudah punya hitungan aset Mahakam sekarang," jelas dia.

Kontan, Page-14, Thursday, Dec 7, 2017

The Elephant Nail Project Meets the Needs of the Gumbola Gas

The development of the Paku Gajah or Paku Gajah Development Project, implemented by PT Pertamina EP will meet the high demand of gas in South Sumatra (Sumbagsel). In addition, the operation of Paku Gajah is also believed to accelerate the monetization of Pertamina EP assets so that the exploration potential in Pagardewa, Karangdewa, Prabumenang, Tasim, Pemaat, South Kuang, Lavatera, and Piretrium can be produced economically.

Pertamina inaugurated the Paku Gajah Development Project in Pagar Dewa, Muara Enim, South Sumatra. Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said Pertamina is committed to contribute maximally to the country.

"With the full support of all stakeholders, the company's operating activities in searching and producing oil and gas can run smoothly and energy needs in Indonesia are met," Alam said in a press release on Wednesday (6/12).

In working on this project, Pertamina must invest US $ 145.10 million from the initial projection of US $ 147.53 million. Total production capacity of Paku Gajah is 70 million cubic feet of gas per day.

On the same occasion, Head of SKK Migas Amien Sunaryadi added that the Paku Gajah project is important to ensure the supply of gas for domestic needs. With the operation of Paku Gajah is expected to encourage the growth of South Sumatra's economy and create a multiplier effect for the community.

IN INDONESIA

Proyek Paku Gajah Penuhi Kebutuhan Gas Sumbagsel

Proyek pengembangan Paku Gajah atau Paku Gajah Development Project, yang dilaksanakan PT Pertamina EP akan memenuhi kebutuhan gas di Sumatra bagian selatan (Sumbagsel) yang sangat tinggi. Selain itu, pengoperasian Paku Gajah juga diyakini akan mempercepat monetisasi aset Pertamina EP sehingga potensi eksplorasi di struktur Pagardewa, Karangdewa, Prabumenang, Tasim,

Pemaat, Kuang Selatan, Lavatera, dan Piretrium dapat diproduksi secara ekonomis.

Pertamina meresmikan Paku Gajah Development Project di Pagar Dewa, Muara Enim, Sumatra Selatan. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, Pertamina berkomitmen memberikan kontribusi secara maksimal ke negara. 

“Dengan dukungan penuh seluruh pemangku kepentingan, maka aktivitas operasi perusahaan dalam mencari dan memproduksi migas dapat berjalan lancar dan kebutuhan energi di Indonesia terpenuhi," kata Alam dalam siaran pers, Rabu (6/12).

Dalam mengerjakan proyek ini, Pertamina harus menanamkan investasi mencapai US$ 145,10 juta dari proyeksi awal sebesar US$ 147,53 juta. Total kapasitas produksi Paku Gajah sebesar 70 juta kaki kubik gas per hari.

Dalam kesempatan yang sama, Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi menambahkan, proyek Paku Gajah penting untuk menjamin pasokan gas bagi kebutuhan domestik. Dengan beroperasinya Paku Gajah diharapkan akan mendorong tumbuhnya ekonomi Sumatra Selatan dan menciptakan multiplier effect bagi masyarakat.

Kontan, Page-14, Thursday, Dec 7, 2017

IPA: National Oil and Gas Industry Is Still Quite Challenging

Indonesian Petroleum Associaton (IPA) states, the condition of the oil and gas industry in Indonesia throughout 2017 is still quite challenging. Especially with the movement of oil prices began to slightly increase although still relatively low than the last three years. Until the end of 2017, IPA projected oil price movement will not be much experiencing changes. So do not be surprised if oil and gas operations and investment activities continue to change.

"On a global scale, oil and gas companies are also continuing to make changes to their operational activities and investment plans," IPA 2017 President Christina Verchere said at the IPA Annual General Meeting on Wednesday (6/12).

The impact has been seen from exploration activities in Indonesia which can be said to have decreased drastically with the lack of enthusiasts participating in the auction of work areas offered by the government.

"But we have to wait for the results of the work area auction that has been extended until December 31, 2017," said Christina.

IPA also highlights the implementation of the National Energy General Plan Based on the National Energy General Plan document, there are at least two activities to be done to meet future energy needs, namely exploration and enhanced oil recovery (EOR). 

IPA also hopes the Government of Indonesia can make regulations that are able to attract upstream oil and gas investment into the country.

IN INDONESIA

IPA: Industri Migas Nasional Masih Cukup Menantang

Indonesian Petroleum Associaton (IPA) menyebutkan, kondisi industri minyak dan gas bumi (migas) di Indonesia sepanjang tahun 2017 masih cukup menantang. Apalagi dengan pergerakan harga minyak yang mulai sedikit meningkat meski terbilang masih rendah daripada tiga tahun terakhir. 

    Hingga akhir tahun 2017, IPA memproyeksikan pergerakan harga minyak tidak akan banyak mengalami perubahan. Maka tidak heran jika kegiatan operasional dan investasi migas terus berubah. 

"Dalam skala global, perusahaan-perusahaan migas juga terus melakukan perubahan pada kegiatan operasional mereka dan rencana investasi," kata Presiden IPA 2017 Christina Verchere, dalam Rapat Umum Tahunan IPA, Rabu (6/12). 

Dampaknya sudah terlihat dari kegiatan eksplorasi di Indonesia yang dapat dikatakan mengalami penurunan secara drastis dengan minimnya peminat yang berpartisipasi pada lelang wilayah kerja yang ditawarkan pemerintah. 

“Namun kami harus menunggu hasil lelang wilayah kerja yang sudah diperpanjang hingga 31 Desember 2017," ujar Christina.

IPA juga menyoroti implementasi Rencana Umum Energi Nasional Berdasarkan dokumen Rencana Umum Energi Nasional, setidaknya ada dua kegiatan yang harus dilakukan untuk memenuhi kebutuhan energi di masa mendatang, yaitu eksplorasi dan enhanced oil recovery (EOR). 

     IPA pun berharap Pemerintah Indonesia dapat membuat peraturan yang mampu menarik investasi hulu migas masuk ke dalam negeri.

Kontan, Page-14, Thursday, Dec 7, 2017

Paku Gajah Facility Operates

PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina, inaugurated the operation of the Elephant Development Project (PPPG) to meet the high demand for gas in southern Sumatra.

"The operation of PPPG is also to replace the temporary leased gas production facility," said Pertamina EP President Director Nanang Abdul Manaf at the inauguration of PPPG in Muara Enim, South Sumatra, Wednesday (6/12).

Nanang said that the PPPG, managed by Pertamina EP Asset II, consists of two Gas Collecting Station (SPG), SPG Paku Gajah which has a production capacity of 45 million cubic feet per day (MMsCfd) and SPG Kuang with 25 MMscfd capacity.

The company also completed the construction of a major pipeline connecting SPG Paku Gajah to the already built Merbau CO2 Removal SPG. The length of the pipe reaches 23 km. The total investment of the Paku Gajah development project is US $ 145.10 million.

The entire facility will deliver gas to meet the needs of the consumer market of PT Perusahaan Gas Negara Tbk. and other consumers in South Sumatra. Head of SKK Migas Amien Surnaryadi when inaugurated PPPG expressed appreciation for the ability of PT Pertamina EP to reduce the investment cost of the gas facilities so that lower than previously budgeted.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the operation of PPPG as an effort to extend the life of gas reserves to avoid the national gas crisis.

Blue Tiung Field

Meanwhile, PT Rekayasa Industri (Rekind) is doing engineering, procurement and construction (EPC) work on gas processing facilities at Jambaran-Tiung Biru Field (JTB) located in Bojonegoro, East Java.

In an article entitled Rekind Garap of Jambaran-Tiung Biru Gas Facility, Tuesday edition (5/12), in paragraph two it should be written Rekind together with Japan Gas Corporation (JGC) and JGC Indonesia as stated in the EPCC GPF Contract The Blue Tiung Bamboo is officially appointed and is believed to be the main implementer of the EPC project development of the gas processing facility.

The JTB project operated by PT Pertamina EP Cepu will produce 172 MMscfd of ready-to-sell gas. The gas will be shipped through a 11.5 km gas pipeline to PT PLN through a gas pipeline of PT Pertamina Gas.

The project is scheduled to be completed within 36 months, which will also flow through the 267 km-long Gresik-Semarang pipeline with a diameter of 28 inches.

IN INDONESIA

Fasilitas Paku Gajah Beroperasi

PT Pertamina EP, anak usaha PT Pertamina, meresmikan pengoperasian Proyek Pengembangan Paku Gajah (PPPG) untuk memenuhi tingginya kebutuhan gas di Sumatra bagian selatan.

“Pengoperasian PPPG sekaligus untuk menggantikan fasilitas produksi gas sementara yang disewa sebelumnya,” kata Presiden Direktur PT Pertamina EP, Nanang Abdul Manaf saat peresmian PPPG di Muara Enim, Sumatra Selatan, Rabu (6/12).

Nanang mengatakan bahwa PPPG yang dikelola oleh Pertamina EP Asset ll, terdiri atas dua Stasiun Pengumpul Gas (SPG), yaitu SPG Paku Gajah yang memiliki kapasitas produksi 45 juta kaki kubik per hari (MMsCfd) dan SPG Kuang berkapasitas 25 MMscfd.

Perusahaan ini juga menyelesaikan pembangunan jalur pipa utama yang menghubungkan SPG Paku Gajah ke SPG Merbau CO2 Removal yang sudah dibangun. Panjang pipa tersebut mencapai 23 km. Total lnvestasi proyek pengembangan Paku Gajah mencapai US$ 145,10 juta.

Seluruh fasilltas tersebut akan mengalirkan gas untuk memenuhi kebutuhan pasar konsumen PT Perusahaan Gas Negara Tbk. maupun konsumen lainnya di Sumatra Selatan. Kepala SKK Migas Amien Surnaryadi saat meresmikan PPPG menyampaikan apresiasi atas kemampuan PT Pertamina EP menekan biaya investasi fasilitas gas itu sehingga lebih rendah dari yang dianggarkan sebelumnya.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pengoperasian PPPG sebagai upaya memperpanjang umur cadangan gas agar terhindar dari krisis gas nasional.

Lapangan TIUNG BIRU

Sementara itu, PT Rekayasa Industri (Rekind) mengerjakan pekerjaan rekayasa, pengadaan, dan konstruksi (EPC) fasilitas pengolahan gas di Lapangan Jambaran-Tiung Biru (JTB) yang berlokasi di Bojonegoro, Jawa Timur.

Dalam artikel berjudul Rekind Garap Fasilitas Gas Jambaran-Tiung Biru, edisi Selasa (5/12), dalam paragraf dua seharusnya tertulis Rekind bersama dengan Japan Gas Corporation (JGC) dan JGC lndonesia seperti tertera dalam Kontrak EPCC GPF Jambaran Tiung Biru secara resmi ditunjuk dan dipercaya sebagai pelaksana utama pembangunan proyek EPC fasilitas pemrosesan gas itu.

Proyek JTB yang dioperasikan PT Pertamina EP Cepu akan memproduksi gas siap jual sebesar 172 MMscfd, Gas tersebut akan dikirim melewati saluran pipa gas sepanjang 11,5 km kepada PT PLN melalui saluran pipa gas PT Pertamina Gas.

Proyek ini dijadwalkan akan selesai dalam waktu 36 bulan, yang nantinya juga akan mengalir melalui pipa Gresik-Semarang sepanjang 267 km dengan diameter 28 inci.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Dec 7, 2017

Pertamina Prepares US $ 3.32 Billion Fund

PT Pertamina will spend US $ 3.32 billion in 2018 for upstream oil and gas sector higher than this year's allocation of US $ 2.74 billion. Senior Vice President of Upstream Strategic Planning and Operation Evaluation Pertamina Meidawati said that the upstream investment of oil and gas in 2018 using the assumption of investment value on the Mahakam block officially switched to Pertamina starting January 1, 2018.

This investment target also rose 21.1% from US $ 2.74 billion to US $ 3.32 billion. Investment in Mahakam block, the company will spend US $ 659 million. Then, for the acquisition activities of US $ 590 million and for the development of geothermal proves such as Lumut Balai 1 and 2 also Hulu Lais with a value of US $ 183.3 million.

"[" Target] invests US $ 3,324 million, "She said when contacted Wednesday (6/12).

In line with the increase in investment, Pertamina also targets oil and gas production to rise next year compared to this year. In 2018, the company's oil and gas production is targeted to reach 950,000 barrels of oil equivalent per day / boepd or increase by 34.2% compared to the oil and gas production target of 693,000 boepd this year.

Pertamina's crude oil production in 2018 is targeted to rise 19.7 percent to 400,000 barrels per day (bpd) compared to this year's 334,000 bpd. Gas production in 2018 is targeted to rise 47.5% to 3.069 million cubic feet per day (MMscfd) compared to this year's 2,080 MMscfd.

Rising gas production in 2018, calculating the production plan of the Mahakam Block-1,008 MMscfd. In the third quarter of 2017, Pertamina's oil and gas production totaled 689,000 boepd with oil production reaching 344,000 bpd and 2.030 MMscfd gas.

The achievement is obtained from the increase of Banyu Urip Field production, Cepu Block. Subsequently, the additional production comes from the increase of Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java's share of Offshore North West Java [ONWJ] Block to 100%. Lastly, the addition of asset production in Iraq and Algeria.

"Yes, Increase in production from Mahakam block, oil 46 Mbopd [thousand barrels per day] and gas 1,008 MMscfd."

Upstream Director of Pertarnina Syamsu Alam said that the funds allocated for the acquisition of new assets will be used to manage government termination blocks. Until now, the company is still waiting for the government's decision to re-evaluate in relation to the eight working areas out of contract.

IN INDONESIA

Pertamina Siapkan Dana US$ 3,32 Miliar  

PT Pertamina akan mengeluarkan dana US$ 3,32 miliar pada 2018 untuk sektor hulu minyak dan gas bumi lebih tinggi dari alokasi tahun ini US$ 2,74 miliar. Senior Vice President Upstream Strategic Planning and Operation Evaluation Pertamina Meidawati mengatakan bahwa naiknya investasi hulu migas pada 2018 dengan menggunakan asumsi nilai investasi pada Blok Mahakam yang resmi beralih kepada Pertamina mulai 1 Januari 2018. 

Target investasi ini pun naik 21,1% dari US$ 2,74 miliar menjadi US$ 3,32 miliar. Investasi di Blok Mahakam, perseroan akan mengeluarkan dana US$ 659 juta. Kemudian, untuk kegiatan akuisisi US$ 590 juta dan untuk pengembangan provek panas bumi seperti Lumut Balai 1 dan 2 juga Hulu Lais dengan nilai US$ 183,3 juta.

“["Target] investasi US$ 3.324 juta," ujarnya saat dihubungi Rabu (6/12).

Sejalan dengan kenaikan investasi, Pertamina juga menargetkan produksi migas naik pada tahun depan dibandingkan dengan tahun ini. Pada 2018, produksi migas perseroan ditargetkan mencapai 950.000 barrel oil equivalent per day/boepd atau  naik 34,2% jika dibandingkan dengan target produksi migas tahun ini 693.000 boepd.

Produksi minyak mentah Pertamina pada 2018 ditargetkan naik 19,7% menjadi 400.000 barel per hari (bph) dibandingkan dengan tahun ini 334.000 bph. Produksi gas pada 2018 ditargetkan naik 47,5% menjadi 3.069 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dibandingkan dengan tahun ini 2.080 MMscfd.

Naiknya produksi gas perseroan pada 2018, menghitung rencana produksi Blok Mahakam-sebesar 1.008 MMscfd. Pada kuartal III/2017, realisasi produksi migas Pertamina sebesar 689.000 boepd dengan produksi minyak mencapai 344.000 bph dan gas 2.030 MMscfd. 

Pencapaian tersebut diperoleh dari naiknya produksi Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu. Kemudian, tambahan produksi berasal dari naiknya porsi kepemilikan Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java pada Blok Offshore North West Java [ONWJ) menjadi 100%. Terakhir, tambahan dari produksi aset di lrak dan Aljazair.

“Ya, Kenaikan produksi dari Blok Mahakam, minyak 46 Mbopd [ribu barel per hari] dan gas 1.008 MMscfd.“

Direktur Hulu Pertarnina Syamsu Alam mengatakan bahwa dana yang dialokasikan untuk akuisisi aset baru akan digunakan untuk mengelola blok-blok terminasi yang ditugaskan pemerintah. Hingga kini, perseroan masih menanti keputusan pemerintah yang sedang melakukan evaluasi ulang terkait dengan delapan wilayah kerja habis kontrak.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Dec 7, 2017

Beginning 2018, Pertamina Signed Mansouri Block of Iran

PT Pertamina targets the signing of Mansouri Block management contract in Iran can be done next year. Block production is expected to reach 250-300 thousand barrels per day (bpd).

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the signing plan at the beginning of next year is a request from the Iranian side. The plan is aligned with the prevailing calendar in Iran where the end of 2017 falls in April 2018 of the Indonesian version date.

"The process takes time. The end of their year (Iran) is April 2018, if we are December. Iran who requested the end of the year. Hopefully next year [contract signature], "he said in Jakarta, Monday (4/12) night.

Later, the company will work on this Mansouri Block with partners. Pertamina, will hold a 30% shareholding, a local company partner of 20%, and the rest of its partners. Currently the company is still looking for partners to be coupled.

"We've talked to other potential partners. Be in talks, "he said.

The oil and gas contract is in the form of service contract. That is, the company will get paid for every barrel of oil produced from Mansouri Block. Furthermore, the company's wage amount will be synchronized in the form of crude oil that Pertamina can bring to Indonesia. Mansouri Block production is estimated at 250-300 thousand bpd.

"What we can produce 300 thousand bpd by a few dollars, earn so much. This then we buy oil, "explained Alam.

Previously, he explained the discussion between the Pertamina Team and the Iranian side to discuss the terms and conditions in the management of oil and gas blocks. The negotiations on the acquisition of the Mansouri Block can be continued after the Iranian Government releases a new form of oil and gas contract, the Iranian Petroleum Contract. The current discussions with the Iranian side have referred to this IPC.

In the official website of the National Iranian Oil Company (NIOC), it is stated that Iran offers the form of oil and gas contracts with more incentives than the form of buy-back agreements applied in the past. Iran offers contract deals through project-by-project negotiations (tailor made models).

The page also mentions, there are five core of this new model of oil and gas contracts in Iran. The new contract allows investors to bring the oil they produce and sell it to the global market. The term of the contract is also longer, ie from the previous seven years to 20-25 years.

Furthermore, investors can negotiate directly with the Iranian side and not limited to auction results only. International investors are also required to partner with local partners who have been selected by the Government of Iran and should not have oil and gas reserves.

Finally, Iran will start its auction process of oil and gas blocks in March next year. The Iranian government is targeting to sign a new oil and gas block development contract within the next two years. The country hopes to book an investment commitment of at least US $ 100 billion needed to raise its oil production to more than 1 million barrels per day (bpd). About the auction of oil and gas blocks to be held Iran, Alam said Pertamina will not participate.

"For the other blocks, we have no plans to follow," he said

Currently, Pertamina already has oil and gas blocks in several countries. In Iraq, the company owns shares in West Qurna Field 1. In Algeria, Pertamina owns 65% of MLN and 16.9% in EMK Field. Meanwhile in Malaysia, the company holds ownership in Block K, Kikeh Block, SNR Block SK309 Block and Block SK311.

Most recently, Pertamina controls 72.65% of French oil and gas company, Maurel & Prom. Maurel & Prom has oil and gas assets scattered in Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Colombia, Canada, Myanmar, Italy, and other countries. However, the main assets that have been produced are in Gabon, Nigeria and Tanzania.

Previously, Pertamina said it would rely on oil and gas production from its overseas assets in the future, with a contribution rate of 33% of the total production of 2025 or equivalent to 650 thousand barrels of oil equivalent per day / boopd.

Acquisitions abroad are needed to minimize the difference in domestic demand and supply of oil and gas in the future. For oil production, Syamsu Alam said that it is targeted to reach 822 thousand bpd in 2025, which is 353 thousand bpd from domestic and 469 thousand bpd from abroad.

As for gas, it is targeted to increase to 5.71 billion cubic feet per day, ie 4.23 billion cubic feet of domestic and 1.48 billion cubic feet of foreign assets. In the same year, oil demand reached 1.7 million bpd and gas 9.1 billion cubic feet per day. Without acquisitions abroad, the gap between oil and gas supply and demand could be greater.

IN INDONESIA

Awal 2018, Pertamina Teken Kontrak Blok Mansouri Iran

PT Pertamina menargetkan penandatanganan kontrak pengelolaan Blok Mansouri di Iran dapat dilakukan pada tahun depan. Produksi blok ini diperkirakan bisa mencapai 250-300 ribu barel per hari (bph).

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, rencana penandatanganan pada awal tahun depan tersebut merupakan permintaan pihak Iran. Rencana itu disesuaikan dengan penanggalan yang berlaku di Iran dimana akhir tahun 2017 jatuh pada April 2018 penanggalan versi Indonesia.

“Prosesnya perlu waktu. Akhir tahunnya mereka (Iran) itu April 2018, kalau kita kan Desember. Iran yang minta akhir tahun. Semoga tahun depan [tanda tangan kontrak]," kata ia di Jakarta, Senin (4/12) malam.

Nantinya, perseroan akan menggarap Blok Mansouri ini bersama mitra. Pertamina, akan memegang kepemilikan saham 30%, mitra perusahaan lokal 20%, dan sisanya mitra lainnya. Saat ini perseroan masih mencari mitra yang akan digandeng. 

“Kami sudah bicara dengan calon mitra yang lain. Sedang dalam pembicaraan,” ujarnya.

Kontrak migas tersebut berbentuk service contract. Artinya, perseroan akan mendapat bayaran untuk setiap barel minyak yang diproduksi dari Blok Mansouri. Selanjutnya, besaran upah perseroan ini akan disetarakan dalam bentuk minyak mentah yang dapat dibawa Pertamina ke Indonesia. Produksi Blok Mansouri diperkirakan mencapai 250-300 ribu bph.

“Yang kami dapat produksi 300 ribu bph dikali sekian dolar, mendapatkan sekian. Ini kemudian kami belikan minyak," jelas Alam.

Sebelumnya, dijelaskannya diskusi antara Tim Pertamina dengan pihak Iran sampai pada pembahasan terms and condition dalam pengelolaan blok migas. Negosiasi akuisisi Blok Mansouri ini dapat dilanjutkan setelah Pemerintah Iran merilis bentuk kontrak migas baru, yakni Iranian Petroleum Contract. Pembahasan yang kini berlangsung dengan pihak Iran, telah mengacu pada IPC ini.

Dalam laman resmi National Iranian Oil Company (NIOC), disebutkan bahwa Iran menawarkan bentuk kontrak migas dengan lebih banyak insentif dibandingkan bentuk perjanjian buy-back yang diterapkan di masa lalu. Iran menawarkan kesepakatan kontrak melalui negosiasi berdasar proyek per proyek (tailor made models).

Laman itu juga menyebutkan, terdapat lima inti dari model baru kontrak migas di Iran ini. Kontrak baru ini memungkinkan investor membawa minyak yang dihasilkannya dan menjualnya ke pasar global. Jangka waktu kontrak juga lebih panjang, yakni dari sebelumnya tujuh tahun menjadi 20-25 tahun. 

Selanjutnya, investor dapat melakukan negosiasi langsung dengan pihak Iran dan tidak terbatas pada hasil lelang saja. Investor internasional juga wajib bermitra dengan mitra lokal yang telah dipilih Pemerintah Iran dan tidak boleh memiliki cadangan migas.

Terakhir, Iran akan mulai proses lelang blok migas yang dimilikinya pada Maret tahun depan. Pemerintah Iran menargetkan bisa menandatangani kontrak pengembangan blok migas baru dalam dua tahun ke depan. 

    Negara tersebut berharap bisa membukukan komitmen investasi setidaknya US$ 100 miliar yang dibutuhkan untuk menaikkan produksi miyaknya menjadi lebih dari 1 juta barel per hari (bph).  Perihal lelang blok migas yang akan digelar Iran ini, Alam mengungkapkan Pertamina tidak akan ikut berpartisipasi. 

“Untuk blok yang lain, kami belum ada rencana ikut,” katanya

Saat ini, Pertamina telah memiliki blok migas di beberapa negara. Di Irak, perseroan memiliki saham di Lapangan West Qurna 1. Di Aljazair, pertamina menguasai 65% saham di Lapangan MLN dan 16,9% di Lapangan EMK Sementara di Malaysia, perseroan memegang kepemilikan saham di Blok K, Blok Kikeh, Blok SNR Blok SK309 dan Blok SK311.

Yang terbaru, Pertamina menguasai 72,65% saham perusahaan migas Prancis, Maurel&Prom. Maurel&Prom memiliki aset migas yang tersebar di Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Kolombia, Kanada, Myanmar, Italia, dan negara lainnya. Namun, aset utamanya yang telah berproduksi yakni di Gabon, Nigeria, dan Tanzania.

Sebelumnya, Pertamina menyatakan akan mengandalkan produksi migas dari aset-asetnya di luar negeri di masa mendatang, dengan tingkat kontribusi mencapai 33% dari total produksi 2025 atau setara dengan 650 ribu barrel oil equivalent per day/boopd.

Akuisisi di luar negeri diperlukan untuk memperkecil selisih kebutuhan dan pasokan migas domestik di waktu mendatang. Untuk produksi minyak, Syamsu Alam sempat menyebutkan, ditargetkan mencapai 822 ribu bph pada 2025, yakni 353 ribu bph dari dalam negeri dan 469 ribu bph dari luar negeri. 

Sementara untuk gas, ditargetkan meningkat menjadi 5,71 miliar kaki kubik per hari, yaitu 4,23 miliar kaki kubik dari domestik dan 1,48 miliar kaki kubik dari aset luar negeri. Pada tahun yang sama, kebutuhan minyak mencapai 1,7 juta bph dan gas 9,1 miliar kaki kubik per hari. Tanpa akuisisi di luar negeri, selisih pasokan dan permintaan migas ini bisa lebih besar.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Dec 6, 2017

The Tiung Biru Blue Operation Project Operates 2020

PT Pertamina through its subsidiary PT Pertamina EP Cepu (PEPC) signed an engineering, procurement and construction (EPC) engineering contract for a gas processing facility (GPF) of the Tiung Biru Unitization Gas Development Project (JTB). The project is targeted to operate by 2020.

The signing of EPC GPF JTB contract was conducted at PEPC Office, Jakarta, Monday (4/12) between PEPC President Director Jamsaton Nababan and PT Rekayasa Industri-JGC Indonesia-JGC Corporation Consortium represented by Executive Director of PT Rekind, Jakub Tarigan.

Attending the signing include Upstream Director of PT Pertamina Syamsu Alam, Deputy of Controlling Procurement of Upstream Oil and Gas Upstream Working Unit (SKK Migas) Djoko Siswanto, and President Director of PT Pertamina EP Nanang Abdul Manaf.

Vice President Corporate Communications of PT Pertamina Adiatma Sardjito said the GPF EPC work includes preparing production facilities starting at Wellpad, flowline, gathering line and export pipeline, JTB gas purification facilities and CPF Banyu Urip sharing facility.

"With the existing planning we target the JTB project 'onstream' in the fourth quarter of 2020 and the benefits can be enjoyed by people, especially industries in East Java and Central Java that need gas," he said.

The Industrial Engineering Consortium won the EPC GPF tender for the JTB Project because it provided the lowest offer price of US $ 984 million or US $ 105 million lower than the second-ranked bidder.

JTB field is a field of unitization between Jambaran Field entering Cepu Block and Tiung Biru Field which enter the working area of ​​PT Pertamina EP with operator is PEPC. The JTB project is estimated to cost capital expenditure (capex) of USS 1.547 billion with an average production capacity of 315 million cubic feet per day (MMSCFD) for 14.8 years. JTB field has received a gas purchase commitment of 172 MMSCFD.

"The project is expected to absorb approximately 6,000 workers at the peak of its implementation," said Adiatma.

IN INDONESIA

Proyek Gas Jambaran Tiung Biru Beroperasi 2020

PT Pertamina melalui anak perusahaannya PT Pertamina EP Cepu (PEPC) menandatangani kontrak pekerjaan rekayasa, pengadaan, dan konstruksi (EPC) untuk fasilitas pemrosesan gas (GPF) Proyek Pengembangan Gas Unitisasi Jambaran Tiung Biru (JTB). Ditargetkan proyekini bisa beroperasi pada 2020.

Penandatangan kontrak EPC GPF JTB dilakukan di Kantor PEPC, Jakarta, Senin (4/12) antara Direktur Utama PEPC, Jamsaton Nababan dan Konsorsium PT Rekayasa Industri-JGC Indonesia-JGC Corporation yang diwakili Pelaksana tugas Direktur Utama PT Rekind, Jakub Tarigan.

Hadir dalam penandatanganan antara lain Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam, Deputi Pengendalian Pengadaan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas) Djoko Siswanto, dan Presiden Direktur PT Pertamina EP Nanang Abdul Manaf.

Vice President Corporate Communication PT Pertamina Adiatma Sardjito mengatakan pekerjaan EPC GPF mencakup penyiapan fasilitas produksi mulai di Wellpad, flowline, gathering line, dan export pipeline, fasilitas pemurnian gas JTB dan sharing facility CPF Banyu Urip. 

“Dengan perencanaan yang ada kami menargetkan proyek JTB ‘onstream’ pada kuartal keempat 2020 dan manfaatnya dapat dinikmati masyarakat khususnya industri di Wilayah Jawa Timur dan Jawa Tengah yang membutuhkan gas,” katanya.

Konsorsium Rekayasa Industri memenangi tender EPC GPF Proyek JTB karena memberikan harga penawaran terendah yakni US$ 984 juta atau US$ 105 juta lebih rendah dibandingkan penawaran peserta peringkat kedua.

Lapangan JTB merupakan lapangan unitisasi antara Lapangan Jambaran yang masuk Blok Cepu dan Lapangan Tiung Biru yang masuk wilayah kerja PT Pertamina EP dengan operatornya adalah PEPC. 

     Proyek JTB diperkirakan menelan belanja modal (capital expenditure/capex) USS 1,547 miliar dengan kapasitas produksi rata-rata 315 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) selama 14,8 tahun. Lapangan JTB telah mendapatkan komitrnen pembelian gas sebesar 172 MMSCFD.

“Proyek diperkirakan dapat menyerap sekitar) 6.000 tenaga kerja pada puncak pelaksanaannya,” ujar Adiatma. 

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Dec 6, 2017