Government Still Optimistic to Reach Target

The government is optimistic that the target of oil and gas production ready Sell or lifting on this year will be reached after realization of last year slightly.

    Based on the 2017 state budget, targeted oil lifting this year's 815 000 barrels per day bpd). However, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) and the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) agreed to raise the target to 825,000 bpd. Meanwhile, the realization of oil lifting in the past year reached 820 300 bpd, slightly above the target of 820,000 bpd. Lifting gas in 2016 realized 1.18 million barrels of oil equivalent per day higher and the target of 1.15 million barrels of oil equivalent per day.

    Classified government is optimistic in the midst of the Environmental Impact Assessment (EIA) of the additional production of Banyu Urip, Cepu has not been approved. Head of the Special Unit of Upstream Oil and Cas Earth (SKK Migas) Amien Sunaryadi optimistic oil lifting target this year is 825,000 barrels per day can be achieved.

    Target of lifting the government and oil and gas this year SKK 825,000 bpd, 10,000 bpd higher than the state budget in 2017 as many as 815 000 bpd. Associated with the oil lifting target this year, Amien explained, has been set assuming in January 2017, the Banyu Urip, Cepu has attained a revised environmental impact assessment (EIA) of the Ministry of Environment and Forests (KLHK).

    The EIA is needed to increase the production capacity of Banyu Urip. Until At present, the addition of Banyu Urip field production towards 200,000 bpd could not be started. "If the additional production] Cepu, still waiting for the EIA. The EIA has not been out to the 200,000 bpd.

    He asserted, SKK Migas has prepared another field that will also sustain its oil production target this year SKK Migas Based on the data, some contractors have a target lifting higher than specified in the Budget 2017. Chevron Pacific Indonesia (operator of Block Rokan) enhancing lifting oil 5,000 bpd to 233 908 bpd.

    Chevron to drill 130 wells, 89 rework, and maintenance activities 14 684 wells this year. Total E & P lndonesie (operator of the Mahakam block) add a production target of 3,000 bpd to 55,852 bpd coming from Pertamina Hulu Mahakam assumption that early investing to restrain the rate of decline in production.

    In 2017, the activities carried out in Mahakanm total reached 25 drilling wells, rework 158, and 6820 well maintenance activities. PT Pertamina EP (operator of oil and gas blocks in several locations in Indonesia) raising the oil lifting target of 2,000 bpd to 86,214 bpd assuming a development plan to be operational and additional activities.

    In 2017, Pertamina EP is to drill 62 wells, 200 rework, and maintenance activities 29 510 wells. Meanwhile, PT Penamina EP targeted the oil and gas production this year is 264,000 barrels of oil equivalent per day (BOEPD). In 2017, we get a production target of approximately 264,000 barrels of oil equivalent per han. Or if at the breakdown, the production target of 85,000 barrels of oil per day and the remaining gas, "says VP of Legal Relations of PT Pertamina EP D Yodi Priyatna.

IN INDONESIAN

Pemerintah  Masih Optimis Capai Target

Pemerintah optimistis target produksi minyak dan gas bumi siap Jual atau lifting pada Tahun ini akan tercapai setelah realisasi pada tahun lalu sedikit.

    Berdasarkan APBN 2017, lifting minyak tahun ini ditargetkan 815.000 barel per hari Bph). Namun, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) sepakat untuk menaikkan target menjadi 825.000 bph. Sementara itu, realisasi lifting minyak pada tahun lalu mencapai 820.300 bph sedikit di atas target 820.000 bph. Lifting gas pada 2016 terealisasi 1,18 juta barel setara minyak per hari lebih tinggi dan target 1,15 juta barel setara minyak per hari.

    Pemerintah tergolong optimistis di tengah Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (Amdal) atas penambahan produksi Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu belum disetujui. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Cas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi optimistis target lifting minyak pada tahun ini 825.000 barel per hari dapat tercapai.

    Target lifting pemerintah dan SKK Migas pada tahun ini 825.000 bph, 10.000 bph lebih tinggi dari APBN 2017 sebanyak 815.000 bph.  Terkait dengan target lifting minyak tahun ini, Amien menjelaskan, telah ditetapkan dengan asumsi pada Januari 2017, Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu telah memeroleh revisi analisis mengenai dampak lingkungan (Amdal) dari Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan (KLHK).

    Amdal tersebut dibutuhkan untuk meningkatkan kapasitas produksi Banyu Urip. Hingga Saat ini, penambahan produksi Lapangan Banyu Urip menuju 200.000 bph belum bisa dimulai. “Kalau penambahan produksi] Cepu, masih menunggu Amdal. Amdal belum keluar untuk yang 200.000 bph.

    Dia menegaskan, SKK Migas telah mempersiapkan lapangan lain yang juga akan menopang target produksi minyak pada tahun ini, Berdasarkan data SKK Migas, beberapa kontraktor memiliki target lifting yang lebih tinggi dari yang ditetapkan pada APBN 2017. Chevron Pacific Indonesia (operator Blok Rokan) meningkatkan lifting minyak 5.000 bph menjadi 233.908 bph.

    Chevron akan melakukan pengeboran 130 sumur, 89 kerja ulang, dan perawatan sumur 14.684 kegiatan pada tahun ini. Total E&P lndonesie (operator Blok Mahakam) menambah target produksi minyak 3.000 bph menjadi 55.852 bph yang berasal dari asumsi Pertamina Hulu Mahakam yang lebih awal melakukan investasi untuk menahan laju penurunan produksi.

    Pada 2017, kegiatan yang dilakukan Total di Mahakanm mencapai 25 pengeboran sumur, 158 kerja ulang, dan perawatan sumur 6.820 kegiatan. PT Penamina EP (operator blok migas di beberapa lokasi di Indonesia) menaikkan target lifting minyak 2.000 bph menjadi 86.214 bph dengan asumsi sejumlah rencana pengembangan akan beroperasi dan tambahan kegiatan.

    Pada 2017, Pertamina EP akan melakukan pengeboran 62 sumur, 200 kerja ulang, dan perawatan sumur 29.510 kegiatan. Sementara itu, PT Penamina EP menargetkan produksi migas pada tahun ini 264.000 barel setara minyak per hari (BOEPD). Pada 2017, kami mendapatkan target produksi sekitar 264.000 barel setara minyak per han. Atau bila di breakdown, target produksi minyak 85.000 barel per hari dan sisanya gas,” ujar VP Legal Relation PT Pertamina EP D Yodi Priyatna.

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, Jan, 4, 2017

From Loss To Be Lucky

    Oil and gas industry is often seen as a business with large capital and high risk. Therefore, not many locally-owned enterprises (enterprises) that are seriously working on this line of business. In fact, President Joko Widodo has committed to give the right of participation of 10% to the regions in accordance with legislative provisions if any production sharing contracts (production sharing contract / PSC) of oil and gas that has expired.

    Thus, enterprises are expected to not only ready and terms of capital, but also able to manage the oil and gas business line to provide its contribution to the regional economy. One strategy that could be a model for enterprises is Petrogras PT Jatim Utama which is precisely to diversify the business to expand so that the stronger regional companies in the energy sector, especially oil and gas.

    President Director of PT Petrogas Jatim Utama Leo Herlambang express right of participation in the management of oil and gas blocks for, producing areas should be seen as a foothold for business enterprises can make the leap. Initially, Petrogas Jatim rely participation rights / PI. Of the seven block located in East Java, the enterprises currently has stakes in two oil and gas blocks, namely Madura Offshore Block Cepu and respectively 2.24% and 5%.

    However, if you rely on PI, the enterprises just be players who seek a safe in the oil and gas business. According to him, enterprises also need to take risks in order to earn a better return. I no longer make the PI as a base. To search for revenue must be from outside the PI. PI remain, outside PI enables us to move forward. Alhamdullilah in the upstream business already, now downstream, "he said.

    Line of business in the downstream sector has actually been established since 2013 with the establishment of its subsidiary PT Petrogas Jatim Downstream (PJH). Kids of this effort has focused on various areas downstream, including city gas and gas transportation. Leo who had entered as Managing Director Petrogas Jatim the end of 2015, removing the gas fields of the city as well as disable the waste management area because it is considered to have too much risk.

    For the transportation of gas, it has been licensed as a gas trader to transport wet gas. from Bukit Tua field PF Generation Java to Bali (PJB) via the pipeline 21 kilometers However, the decision does not mean that performance in downstream decline. During his leadership, downstream industries owned Petrogas Jatim has become increasingly stronger.

    It projected, by 2020 there will be a decrease in gas production from the field is that there needs to be an effort to find the source of gas that will be supplied to CHD. Therefore, the acquisition of PT Delta Artha Nusantara Bahari (dabn) that has the focus as a business entity port, used to support the business lines downstream oil and gas company. Dabn operate the Port of Gresik and Probolinggo.

    It took Australian company PT Indonesia to build Australasia LNG storage and regasification facility at the Port of Probolinggo with an investment of US $ / 168 million. Leo said, with the operation of the facility, then the pipeline infrastructure is planned to be connected with the East Java gas pipeline that stretches not far from the location of projects.

    It is expected that gas supply for CHD can be met by 2020. The plan, in addition to supplying industry sectors including power generation, the future gas and this facility will also be used for domestic gas network and transport in East Java. Acquisition of dabn also would infuse the total revenue this year is targeted to penetrate more and Rp 1 trillion.

    In the next year, is expected to total revenue of more than USD 2 trillion. Leo ensure the company's performance throughout 2016 posted revenue of more than Rp 450 billion. The performance is arguably shot, after in 2015 the company suffered losses. "Our estimates, profits rose 253% and CBP [the work plan and budget. Companies from a loss into a profit. Could be the prototype of oil and gas enterprises. "According to him, in 2015, as many as 96% to 98% of company revenue was sustained from the upstream business lines through Pl especially from the Cepu Block.

    However, last year, the performance of the downstream portion of the revenue has jumped by 40%, while the upstream business line accounted for 55% of the revenue portion. However, it still does not overlook the performance in upstream oil and gas business line. In fact, it was optimistic welcomed the upstream oil and gas company's performance this year with a target oil production from Banyu Urip field in the Cepu by 200,000 barrels per day and rising world oil prices this year are expected to be stable at US $ 54 per barrel.

IN INDONESIAN

Dari Rugi Jadi Untung

    Industri minyak dan gas bumi kerap dipandang sebagai bisnis dengan modal besar dan penuh risiko. Karena itu, tak banyak badan usaha milik daerah (BUMD) yang serius menggarap lini bisnis ini. Padahal, Presiden Joko Widodo telah berkomitmen untuk memberikan hak partisipasi sebesar 10% kepada daerah sesuai dengan ketentuan perundangan apabila ada kontrak bagi hasil (production sharing contract/PSC) minyak dan gas bumi yang telah habis masanya.

    Dengan demikian, BUMD diharapkan tak hanya siap dan sisi modal, tetapi juga mampu mengelola lini bisnis migas untuk memberikan sumbangsihnya bagi perekonomian di daerah. Salah satu strategi yang bisa menjadi model bagi BUMD adalah PT Petrogras Jatim Utama yang justru melakukan diversifikasi usaha untuk melakukan ekspansi agar perusahaan daerah semakin kuat di sektor energi, khususnya minyak dan gas bumi.

    Presiden Direktur PT Petrogas Jatim Utama Leo Herlambang mengungkapkan hak partisipasi dalam pengelolaan blok migas bagi , daerah penghasil sebaiknya dilihat sebagai pijakan untuk BUMD bisa melakukan lompatan bisnis. Awalnya, Petrogas Jatim hanya mengandalkan hak partisipasi/PI. Dari tujuh blok migas yang berlokasi di wilayah Jawa Timur, BUMD tersebut saat ini baru memiliki saham di dua blok migas, yakni blok Cepu dan Madura Offshore masing-masing 2,24% dan 5%.

    Akan tetapi, jika hanya mengandalkan PI, maka BUMD hanya menjadi pemain yang mencari aman dalam bisnis migas. Menurutnya, BUMD juga perlu mengambil risiko agar memperoleh laba yang lebih baik. Saya tidak lagi membuat PI itu sebagai dasar. Untuk mencari revenue harus dari luar PI. PI tetap ada, di luar PI membuat kita bisa maju. Alhamdullilah di bisnis hulu sudah, sekarang di hilir,” katanya.

    Lini bisnis di sektor hilir migas sebenarnya sudah dibentuk sejak 2013 melalui pembentukan anak usaha PT Petrogas Jatim Hilir (PJH). Anak usaha ini memiliki  fokus di berbagai bidang hilir migas, termasuk gas kota dan pengangkutan gas. Leo yang baru masuk sebagai Dirut Petrogas Jatim pada akhir 2015, melepas bidang gas kota serta menonaktifkan bidang pengelolaan limbah karena dinilai memiliki risiko yang terlalu besar.

    Untuk bidang pengangkutan gas, pihaknya telah memiliki izin sebagai trader gas untuk mengangkut gas basah. dari lapangan Bukit Tua ke PF Pembangkitan Jawa Bali (PJB) melalui pipa sepanjang 21 kilometer Namun demikian, keputusan tersebut bukan berarti kinerja di bidang hilir migas menurun. Selama kepemimpinannya, industri hilir yang dimiliki Petrogas Jatim justru menjadi semakin kuat.

    Pihaknya memproyeksikan, pada 2020 akan ada penurunan produksi gas dari lapangan itu sehingga perlu ada upaya untuk mencari sumber gas yang bakal dipasok ke PJB. Oleh karena itu, akuisisi atas PT Delta Artha Bahari Nusantara (DABN) yang memiliki fokus sebagai badan usaha pelabuhan, digunakan untuk menopang lini bisnis industri hilir migas perseroan. DABN mengoperasikan Pelabuhan Gresik dan Probolinggo.

    Pihaknya menggandeng perusahaan asal Australia yakni PT Australasia LNG Indonesia untuk membangun fasilitas penyimpanan dan regasifikasi di Pelabuhan Probolinggo dengan nilai investasi US$/168 juta. Leo mengungkapkan, dengan beroperasinya fasilitas tersebut, maka infrastruktur pipa rencananya akan dihubungkan dengan jaringan pipa gas Jawa Timur yang terbentang tak jauh dari lokasi-proyek.

    Dengan demikian, diharapkan pasokan gas untuk PJB bisa dipenuhi pada 2020. Rencananya, selain untuk memasok sektor industri termasuk pembangkit listrik, ke depannya gas dan fasilitas ini juga akan dimanfaatkan untuk jaringan gas rumah tangga dan transportasi di Jawa Timur. Akuisisi atas DABN juga bakal menjadi suntikan total pendapatan pada tahun ini yang ditargetkan bisa tembus lebih dan Rp 1 Triliun.

    Pada tahun depan, diharapkan total pendapatan bisa lebih dari Rp 2 Triliun. Leo memastikan kinerja perseroan sepanjang 2016 membukukan  pendapatan lebih dari Rp 450 miliar. Kinerja tersebut bisa dibilang melesat, setelah pada 2015 perusahaan mengalami kerugian. “Estimasi kami, keuntungan naik 253% dan RKAP [rencana kerja dan anggaran perusahaan. Perusahaan dari rugi menjadi untung. Bisa menjadi prototipe BUMD migas.” Menurutnya, pada 2015, sebanyak 96% hingga 98% pendapatan perusahaan masih ditopang dari lini bisnis hulu melalui Pl khususnya dari Blok Cepu.

    Namun, pada tahun lalu, kinerja hilir migas justru melesat dengan porsi pendapatan sebesar 40%, sedangkan lini bisnis hulu menyumbang porsi 55% pendapatan. Namun, pihaknya tetap tidak mengabaikan kinerja di lini bisnis hulu migas. Bahkan, pihaknya optimistis menyambut kinerja hulu migas perseroan pada tahun ini dengan target produksi minyak dari lapangan Banyu Urip di Blok Cepu sebesar 200.000 barel per hari dan membaiknya harga minyak dunia pada tahun ini yang diharapkan bisa stabil di level US$ 54 per barel.

Bisnis Indonesia, Page-10, Wednesday,Jan,4,2017

Looking for Best Scheme

    Since last year, PT Jatim Utama Pertagas be one of the most profitable enterprises and the potential for the East Java provincial government. What is the process to eventually lead Petrogas Jatim? I actually did not know about petroleum. The governor of East Java [Soekarwo] asked me to sign. I asked if ready. I am ready to answer.

    I remember, at that time the governor again waiting for Mr. Ignatius Jonan inaugurated the Port of Probolinggo. While waiting, he called me. At first I did not think would go into Petrogas. Previously, I led PT Delta Artha Bahari Nusantara  (DABN) who was willing to die.

    Governor Soekarwo grateful because it could revive dabn, then offers to manage others. The choice to Petrogas. Thank God, when we targeted deposit revenue (PAD) worth Rp 3.8 billion, we could be deposited Rp 5.1 billion. Last December I lead even a year, there is much of a leap that we do. We will no longer be a company to play it safe, we began to take risks in order to get more profit.

    When you first join, what are the problems you mapped? Petrogas is one of the big enterprises outside the bank. When I entered, I found some things I need to fix. However, it does not mean that before I'm ugly.

    In the dynamics of the business, maybe in this period need someone like 'this', then in the other periods need someone like 'that'. Managing director before an expert on oil and gas, so the foundation stone of which was nice. I chose to move faster, to fast it takes egality, soul fighters, to take risks, to be resilient or able to adapt to the environment. We can not continue to live in a comfort zone.

    My style is probably not suitable for eight or 10 years. At present, we need people who have the competence, capacity, and integrity. How do you react when you join Petrogas employees? Employees may be uncomfortable initially. I apply the efficiency and cultural changes. For example, I did not have to wait for Garuda Indonesia ticket if you want to Jakarta. For me, what was important ticket to Jakarta.

    In the process of looking for a profit, in my opinion, to what style but do not have the money, the better the goal is reached. Hotel too. I use an ordinary hotel, is it only for sleeping and working again tomorrow. I'm the type of workers. It turned out to make lifestyle changes, we can reduce a lot of costs. If the budget is 100%, we might have to trim only 60% to 70% because of the way we were changing.

    Actually, oil companies must be ready to change since 2008/2009 for their shale gas and others, can no longer if the oil and gas sector should be a high salary, the style should be like this. Now this is how much oil and gas employees were laid off? I am more important sustainable company and not a lot of money can then be closed, will together be able to severance.

    Moreover, our local enterprises, if a loss, so the question. So I think it depends on the company of its leader. The main factor ilu company leadership, if the leader can set an example so that the bottom will follow. Petrogas Jatim has participating interests in seven oil and gas blocks, but only two that have been worked out. As oil and gas enterprises, how Petrogas Jatim prepare funding when it should be entered in five other blocks? First, we have to look for alternative financing facility.

    In the capital structure of the existing short-term debt, medium-term, to equity. Well, if on the equity side, since we took over dabn, East Java provincial government increased its investment of Rp 253 billion in 2016, but the form of assets. It was brave of equity began to strengthen. Second, and the best practice during 2016, we have a good track record for profit.

    Thirdly, we ever get a loan from the bank. Fourth, we already have banking facilities worth US $ 23 million, nearly USD 300 billion, and it's not easy to be non-banking enterprises that facility. That is, we can make loans to financial institutions for investment.

    One was for Blok Tuban involving four districts and one province. Yesterday, all had agreed to take over the block, Petrogas Jatim find back-up funding, may also block the other. We had no partner for financial institutions. They ask for terms. Petrogas Jatim have oil, cash flow, that which we take for granted

    In my opinion, it should be managed by a company who understand technically and commercially, to match. I several times to Singapore, there are financial institutions that want to refinance our US $ 300 million. We ask only US $ 150, but they do not want. So, we are looking for the best scheme for companies

IN INDONESIAN

Mencari Skema Terbaik

    Sejak setahun terakhir, PT Pertagas Jatim Utama menjadi salah satu BUMD yang paling menguntungkan dan potensial bagi pemprov Jatim. Bagaimana prosesnya sampai akhirnya memimpin Petrogas Jatim? Saya sebenarnya tidak paham tentang minyak bumi. Pak Gubernur Jatim [Soekarwo] meminta saya untuk masuk. Saya ditanya apakah siap. Saya jawab siap.

    Saya masih ingat, saat itu Pak Gubernur lagi menunggu Pak Ignatius Jonan meresmikan Pelabuhan Probolinggo. Sambil menunggu, beliau memanggil saya. Semula saya tidak berpikir bakal masuk ke Petrogas. Sebelumnya, saya memimpin PT Delta Artha Bahari Nusantara (DABN) yang tadinya mau mati.

    Gubernur Soekarwo berterima kasih karena bisa menghidupkan kembali DABN, lalu menawarkan untuk mengelola yang lain. Pilihannya ke Petrogas. Alhamdulillah, saat kami ditargetkan setoran Pendapatan Asli Daerah (PAD) senilai Rp 3,8 miliar, kami bisa setor Rp 5,1 miliar. Desember lalu genap setahun saya memimpin, ada banyak lompatan yang kami lakukan. Kami tidak lagi menjadi perusahaan yang bermain aman, kami mulai mengambil risiko supaya mendapat lebih banyak keuntungan.

    Saat pertama kali bergabung, apa saja masalah yang anda petakan? Petrogas merupakan salah satu BUMD besar di luar bank. Ketika saya masuk, saya mendapati beberapa hal yang perlu saya perbaiki. Namun, itu tidak berarti yang sebelum saya jelek.

    Dalam dinamika bisnis, mungkin pada periode ini butuh orang seperti ‘ini’, kemudian pada periode lain butuh orang seperti ‘itu'. Direktur utama sebelumnya seorang ahli migas, jadi peletak dasar yang bagus. Saya memilih untuk bergerak lebih cepat, untuk cepat itu butuh egality, jiwa petarung, mengambil risiko, harus lentur atau bisa beradaptasi dengan lingkungan. Kami tidak bisa hidup dalam zona nyaman terus.

    Gaya saya ini mungkin tidak cocok untuk delapan atau 10 tahun lagi. Saat ini, kami butuh orang yang memiliki kompetensi, kapasitas, dan integritas. Bagaimana reaksi karyawan Petrogas ketika Anda bergabung? Karyawan mungkin tidak nyaman awalnya. Saya menerapkan efisiensi dan perubahan budaya. Misal, saya tidak tunggu harus tiket Garuda Indonesia jika ingin ke Jakarta. Bagi saya, tiket apa saja yang penting bisa ke Jakarta.

    Dalam proses mencari laba, menurut saya, untuk apa gaya tapi gak punya uang, lebih baik tujuannya tercapai. Hotel juga demikian. Saya pakai hotel yang biasa saja, kan hanya untuk tidur lalu besok kerja lagi. Saya tipe pekerja. Ternyata dengan mengubah gaya hidup, kami bisa mengurangi banyak biaya. Kalau anggarannya 100%, mungkin bisa kami pangkas hanya 60% sampai dengan 70% karena cara kami yang berubah.

    Sebenarnya perusahaan migas harus sudah siap untuk berubah sejak 2008/2009 karena adanya shale gas dan lainnya, tidak bisa lagi kalau di bidang migas harus gaji tinggi, gaya harus seperti ini. Sekarang ini berapa banyak karyawan migas yang di-PHK? Saya lebih penting sustainable company, bukan dapat uang banyak lalu ditutup, nanti bareng-bareng dapat pesangon.

Apalagi kami BUMD, kalau rugi, jadi pertanyaan . Jadi menurut saya perusahaan itu tergantung leader-nya. Faktor utama perusahaan ilu leadership, kalau leader bisa memberi contoh maka yang bawah akan mengikuti. Petrogas Jatim memiliki participating interest di tujuh blok migas, namun baru dua yang sudah digarap. Sebagai BUMD migas, bagaimana Petrogas Jatim mempersiapkan pendanaan ketika harus masuk di lima blok lainnya? Pertama, kami harus mencari alternatif fasilitas pembiayaan.

    Dalam struktur permodalan, ada utang jangka pendek, jangka menengah, hingga ekuitas. Nah, kalau dari sisi ekuitas, karena kami mengambil alih DABN, Pemprov Jatim menambah setoran modal Rp 253 miliar pada 2016, tapi bentuknya aset. Itu berani ekuitas mulai menguat. Kedua, dan sisi best practice selama 2016, kami memiliki track record bagus untuk laba.

    Ketiga, kami pernah mendapatkan pinjaman dana dari bank. Keempat, kami sudah memiliki fasilitas perbankan senilai US$ 23 juta, hampir Rp 300 miliar, dan itu tidak mudah BUMD non perbankan untuk dapat fasilitas itu. Artinya, kami bisa melakukan pinjaman kepada lembaga keuangan untuk melakukan investasi.

    Salah satunya untuk Blok Tuban yang melibatkan empat kabupaten dan satu provinsi. Kemarin, semua sudah sepakat untuk mengambil alih blok itu, Petrogas Jatim cari back up pendanaan, mungkin juga blok lainnya. Kami sudah ada mitra untuk lembaga finansial. Mereka meminta syarat. Petrogas Jatim punya minyak, cash flow, itu yang kami jadikan jaminan

      Menurut saya, memang perusahaan ini harus dikelola oleh yang paham secara teknis dan komersial, supaya cocok. Saya beberapa kali ke Singapura, ada lembaga keuangan yang mau membiayai kami US$ 300 juta. Kami minta hanya US$ 150, tapi mereka tidak mau. Jadi, kami mencari skema yang terbaik untuk perusahaan

Bisnis Indonesia, Page-10, Wednesday,Jan,4,2017

Kedinding wells will be reactivated

    Pertamina Exploration and Production (EP) 4 Field Asset Cepu plan to reactivation of some wells that are in the working area (WKP) Kedinding, Nglaho Village, District Kedungtuban. This reactivation is to increase the supply of oil production Kedinding Territory there are some wells that we will reactivation, "said Field Manager of Pertamina EP Cepu Agus Asset 4 Amperianto.

    Phase reactivation of wells, according to him, Pertamina stage of mapping and site surveys. Seen some point in the well location in pairs marker sign and given numbers as well, be said yellow ribbons on a small pole, there have been several well prepared. In fact, one of the basic drill in Kedinding been built and hardened. To sign had been installed was well prepared plan that will do a survey or location.

    Even so, in the region there was a well Kedinding active and inactive. Inactive This will be reactivated. However, he has not confirmed the time of reactivation. Because, still ripening process mapping survey. But there was definitely a work plan of the region.

IN INDONESIAN

Sumur Kedinding Akan Direaktivasi

    Pertamina Eksplorasi dan Produksi (EP) Asset 4 Field Cepu berencana akan reaktivasi beberapa sumur yang berada di wilayah kerja pertambangan (WKP) Kedinding, Desa Nglaho, Kecamatan Kedungtuban. Reaktivasi ini untuk menambah pasokan produksi minyak Wilayah Kedinding ada beberapa sumur yang akan kita reaktivasi,” kata Field Manager Pertamina EP Asset 4 Cepu Agus Amperianto.

    Tahap reaktivasi sumur, menurut dia, saat ini Pertamina tahap pemetaan dan survei lokasi. Terlihat beberapa titik di lokasi sumur di pasang tanda patok dan diberi angka serta, pita kuning dikatkan pada tiang kecil, sudah ada beberapa sumur yang disiapkan. Bahkan, salah satu landasan bor di Kedinding telah dibangun dan dikeraskan. Untuk tanda yang telah dipasang itu rencana sumur yang disiapkan atau yang akan dilakukan survei lokasinya.

    Meski begitu, di wilayah Kedinding ada sumur yang aktif dan tidak aktif. Yang tidak aktif inilah yang akan direaktivasi. Namun, dia belum memastikan waktu reaktivasi. Sebab, masih proses survei pematangan pemetaan. Tapi, yang pasti ada rencana mengerjakan wilayah tersebut.

Radar Bojonegoro, Page-29, Tuesday, Jan,3,2017

Lifting the Oil and Gas Production and 2016 Exceeds Target

    The realization of oil and gas production is expected to reach 114% of the target of 2016. During 2016, the average production of 831 MBOPD petroleum and natural gas production reached 1,418 MBOEPD. Total oil and gas production amounted to 2,249 MBOEPD or 114% of the target in the State Budget Amendment (APBN-P) in 2016 amounted to 1,970 MBOEPD, "said Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan.

    Lifting of oil and gas reached 2,000 MBOEPD or higher than the target of 2016 amounted to 1,970 MBOEPD. Lifting of petroleum and natural gas 820.3 1181.5 mhopd MBOEPD or 102% of the target. In the revised budget for 2016 is targeted MBOPD 820 and 1,150 MBOEPD oil to gas.

    My appreciation for the hard work of all parties. Production and lifting of oil and gas that exceeds the target occurred amid low world oil prices. Realized oil prices Indonesia or the Indonesian Crude Price (ICP) until the end of 2016 was estimated at US $ 39.5 per barrel price assumption in the state budget in 2016 of US $ 40 per barrel.

    Minister of Energy and Mineral Resources said the government always encourages the investment climate in the oil and gas sub-sector to become more passionate. One of them is to do a revision of Regulation No. 79 of 2010 related to cost recovery. In the last 2 years, the oil and gas industry experience the challenge of low oil prices that have an impact on the activities of exploration, especially oil and gas.

    Revision of Government Regulation is expected to make oil and gas exploration activity increased. The government prepared a scheme of gross oil and gas production sharing contract split. Gross profit sharing scheme with a fixed split gas composed encourage the strengthening of the domestic industry

IN INDONESIAN

Produksi dan Lifting Migas 2016 Melebihi Target

    Realisasi produksi minyak dan gas bumi diperkirakan mencapai 114% dari target 2016. Sepanjang 2016, rata-rata produksi minyak bumi sebesar 831 mbopd dan produksi gas bumi mencapai 1.418 mboepd. Total produksi migas sebesar 2.249 mboepd atau 114% dari target pada Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara Perubahan (APBNP) 2016 sebesar 1.970 mboepd,” ujar Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan.

Lifting migas mencapai 2.000 mboepd atau lebih tinggi daripada target 2016 sebesar 1.970 mboepd. Lifting minyak bumi sebesar 820,3 mhopd dan gas bumi 1.181,5 mboepd atau 102% dari target. Dalam APBNP 2016 ditargetkan 820 mbopd untuk minyak dan 1.150 mboepd untuk gas.

    Apresiasi saya untuk kerja keras seluruh pihak. Produksi dan lifting migas yang melebihi target tersebut terjadi di tengah rendahnya harga minyak dunia. Realisasi harga minyak Indonesia atau Indonesian Crude Price (ICP) hingga akhir 2016 diperkirakan US$ 39,5 per barel dengan asumsi harga di APBN-P 2016 US$ 40 per barel.

    Menteri ESDM menjelaskan pemerintah senantiasa mendorong iklim investasi di subsektor migas agar menjadi lebih bergairah. Salah satunya ialah dengan melakukan revisi atas PP Nomor 79 Tahun 2010 terkait dengan cost recovery. Dalam 2 tahun terakhir, industri migas mengalami tantangan rendahnya harga minyak sehingga berdampak pada aktivitas migas khususnya eksplorasi.

    Revisi Peraturan Pemerintah tersebut diharapkan dapat membuat aktivitas eksplorasi migas meningkat. Pemerintah menyiapkan skema kontrak bagi hasil migas gross split. Skema bagi hasil gross split migas disusun dengan tetap mendorong penguatan industri di dalam negeri

Media Indonesia, Page-18, Tuesday, Jan,3,2017

Two More Industries to Get Gas Price Cuts

    The government aims  to lower gas prices for the ceramics and sheet glass industries this year, adding to three other industries previously set for reduced tariffs. Last year President Joko Widodo ordered his Cabinet to slash down gas prices to below US$ 6 per mmbt) for 10 industries and one industrial zone starting from January. However, Energy and Mineral Resources Ministerial Regulation No. 40/2016, issued last December, only stipulates the reduced rate at around $6 per mmbtu for the petrochemical, fertilizer and steel industries starting from Jan. 1. 

Even so, lndustry Minister Airlangga Hartarto said that discussions on price cuts for the ceramics and sheet glass industries would commence in January. Both of them have strategic potential. ln terms of ceramics, the raw materials can be found in Indonesia and this makes our competitiveness strong. Similarly sheet glass can be used as part of photovoltaics, which contributes to renewable energy" Airlangga recently said.

    The minister' also pointed out that the strong competitive edge of both industries will enable them to cope with technology changes. For more than a decade, South-east Asia’s largest economy has struggled with dei ndustrialization. The domestic manufacturing industry expanded by 4.25 percent last year, lower than the economic growth of4.79 percent. ln its heyday before the 1997-1998 financial crisis, the industry outpaced the economic expansion.

    Expensive energy prices have been touted by business players as one of the factors hampering industrial activities and high productivity which the government has long tried to address.  At $8 to $16 per mmbtu, gas prices in Indonesia are among the highest in Southeast Asia, beating those of its neighbors at between $3.50 and $ 7.50 per mmbtu. The high prices have forced many factories in North Sumatra and East Java to close down and 20,000 workers have been laid off since 2000, according to the Association of Gas Consuming Companies (Apigas).

    The government has made some headway by passing the ministerial regulation. Although President J okowi cited 10 sectors and one industrial zone, a presidential regulation issued last May only required that gas prices be cut for seven industries, namely fertilizer, petrochemical, oleochemical, steel, ceramics, glass and rubber gloves. Energy and Mineral Resources Minister Ignasius Jonan said the government would focus on pushing down prices for the remaining four industries and was currently discussing how best to move forward.)

    We have many things to consider if we want to cut prices: should we cut tax and non-tax revenues? If we cut the prices, how would that affect our agreements with oil and gas contractors?” he said. The average selling price at the up-stream level is $5.90 per mmbtu, comprising several components, namely capital and operational expenditures, the contractors share and the non-tax and tax revenue for the state.

    Lowering the upstream gas prices to $ 3.82 per mmbtu is possible if the government is willing to remove both the non-tax and tax revenue components, but at the cost of losing $ 1.2 billion in revenues per year. Nevertheless, the lndustry Ministry has estimated that the economic benefits of lowering gas prices can amount to Rp 32 trllion (82.38 billion) if the prices were cut to $ 4 per mmbtu, with additional distribution and transportation costs of $ 1.50 to $ 2. ReforMiner Institute researcher Pri Agung Rakhmanto said current price cuts were still insignificant as it only applied to three industries as opposed to the seven listed in the presidential regulation.

IN INDONESIAN

Lebih dari Dua Industries Mendapatkan Pemotongan Gas Harga

    Pemerintah bertujuan untuk menurunkan harga gas untuk keramik dan lembar industri kaca tahun ini, menambah tiga industri lainnya yang sebelumnya ditetapkan untuk tarif berkurang. Tahun lalu Presiden Joko Widodo memerintahkan kabinetnya untuk memangkas bawah harga gas hingga di bawah US $ 6 per mmbt) untuk 10 industri dan satu zona industri mulai dari Januari. Namun, Energi dan Peraturan Menteri Sumber Daya Mineral Nomor 40/2016, yang dikeluarkan Desember lalu, hanya mengatur tingkat penurunan sekitar $ 6 per mmbtu untuk industri petrokimia, pupuk dan baja mulai dari 1 Januari

    Meski begitu, Menteri lndustri Airlangga Hartarto mengatakan bahwa diskusi tentang pemotongan harga untuk keramik dan industri kaca lembaran akan dimulai pada bulan Januari. Keduanya memiliki potensi strategis. Dalam hal keramik, bahan baku dapat ditemukan di Indonesia dan ini membuat daya saing yang kuat. Demikian pula lembar kaca dapat digunakan sebagai bagian dari photovoltaics, yang memberikan kontribusi untuk energi terbarukan "baru-baru ini mengatakan Airlangga.

    Menteri  juga menunjukkan bahwa keunggulan kompetitif yang kuat dari kedua industri akan memungkinkan mereka untuk mengatasi perubahan teknologi. Selama lebih dari satu dekade, ekonomi terbesar di Asia Tenggara telah berjuang dengan dei ndustrialization. Industri manufaktur dalam negeri diperluas dengan 4,25 persen tahun lalu, lebih rendah dari pertumbuhan ekonomi of4.79 persen. Pada masa jayanya sebelum krisis keuangan 1997-1998, industri melampaui ekspansi ekonomi.

    Harga energi yang mahal telah disebut-sebut oleh pelaku bisnis sebagai salah satu faktor yang menghambat kegiatan industri dan produktivitas yang tinggi dimana pemerintah telah lama berusaha untuk mengatasi. Pada $ 8 sampai $ 16 per mmbtu, harga gas di Indonesia termasuk yang tertinggi di Asia Tenggara, mengalahkan orang-orang dari negara-negara tetangganya di antara $ 3,50 dan $ 7,50 per mmbtu. Harga tinggi telah memaksa banyak pabrik di Sumatera Utara dan Jawa Timur untuk menutup dan 20.000 pekerja telah di-PHK sejak tahun 2000, menurut Asosiasi Gas Mengkonsumsi Perusahaan (Apigas).

    Pemerintah telah membuat beberapa kemajuan dengan melewati peraturan menteri. Meskipun Presiden Jokowi dikutip 10 sektor dan satu zona industri, peraturan presiden dikeluarkan Mei lalu hanya diperlukan bahwa harga gas akan dipotong selama tujuh industri, yaitu pupuk, petrokimia, oleokimia, baja, keramik, kaca dan sarung tangan karet. Energi dan Mineral Menteri Sumber Daya Ignasius Jonan mengatakan, pemerintah akan fokus pada menekan harga untuk empat industri yang tersisa dan saat ini sedang membahas bagaimana bestto bergerak maju.)

    Kami memiliki banyak hal yang perlu dipertimbangkan jika kita ingin memotong harga: kita harus memotong pajak dan non-pajak pendapatan? Jika kita memotong harga, bagaimana yang akan mempengaruhi perjanjian kami dengan kontraktor minyak dan gas? "Katanya. Harga jual rata-rata di tingkat up-stream adalah $ 5.90 per mmbtu, terdiri dari beberapa komponen, yaitu modal dan belanja operasional, pangsa kontraktor dan non-pajak dan pajak pendapatan untuk negara.

    Menurunkan harga gas hulu ke $ 3,82 per mmbtu mungkin jika pemerintah bersedia untuk menghapus kedua non-pajak dan komponen penerimaan pajak, tetapi pada biaya kehilangan $ 1,2 miliar pada pendapatan per tahun. Namun demikian, Kementerian lndustri memperkirakan bahwa beneflts ekonomi menurunkan harga gas bisa mencapai trllion Rp 32 (82,38 B) jika harga dipotong menjadi $ 4 per mmbtu, dengan tambahan biaya distribusi dan transportasi dari $ 1,50 sampai $ 2. ReforMiner peneliti Institute Pri Agung Rakhmanto mengatakan pemotongan harga saat masih signifikan karena hanya diterapkan pada tiga industri yang bertentangan dengan tujuh tercantum dalam peraturan presiden.

Jakarta Post, Page-13, Tuesday, Jan,3,2017

Pertamina Starts Drilling of the Nunukan Block

    PT Pertamina, through its subsidiary, PT Pertamina Hulu Energi, began drilling wells in Block Nunukan, off the coast of North Borneo. This block is targeted to start producing oil in 2019 later. Exploration Director of Pertamina Hulu Energi Rudy Ryacudu said trowel or drilling activity is the result of learning during exploration within two years. Trowel needs to be done to prove the success.

    In addition to hopes of success, I also hope that the workers put safety procedures when working, so that the workers could return to the family safely. These wells drilled wells the Parang-1 in the waters Bunyu Island is located nine kilometers (km) from the coast Bunyu. The well is estimated to have oil resources of more than 50 million barrels (million barrels of oil / MMBO) and gas at 750 billion cubic feet (billion cubic Beet gas / BCFG).

   General Manager PHE Nunukan Company (PHENC) Alfian Husein asserted, the team that runs the drilling should follow the applicable safety rules and there should be no short-cut the process of operation. This operation is expected to reach the target of Operation Excellent effective, efficient, and zero accident, and produce oil and gas as predicted.

    Parang-1 Well Drilling is planned to reach a target depth (TD) of 10,400 feet. Drilling is expected to take approximately 48 days plus the time to plan some formation test (DST), which will require a longer time is about 40-50 days. The use of jack up drilling rig Raniworo with a capacity of 2000 horse power (horse power / HP) which is operated by PT Apexindo.

    Earlier, Director of PHE Mount Sardjono Hadi said Nunukan Block, North Borneo planned already started producing oil in 2019. This block is targeted to produce oil bare 2000-2800] per day (bpd) of gas 60 million cubic feet per day / MMSCFD. The plan, Pertamina Hulu Energi will develop two fields at once in the block, namely Badik Field and West Badik.

    The Company will drill eight wells and building three offshore platforms. In addition, Pertamina Hulu Energi will also build underwater pipelines and construction of onshore receiving facility on the island Bunyu. The plan is the production of gas from Badik and West Badik priority is to meet local needs. To be managed by Pertamina's oil is shipped together with the oil Pertamina EP and Pertamina EP Bunyu Sembakung, to be processed in Balikpapan refinery.

IN INDONESIAN

Pertamina Mulai Pengeboran Blok Nunukan

    PT Pertamina melalui anak usahanya, PT Pertamina Hulu Energi, mulai pengeboran sumur di Blok Nunukan, lepas pantai Kalimantan Utara. Blok ini ditargetkan mulai memproduksi migas pada 2019 nanti. Direktur Ekplorasi Pertamina Hulu Energi Rudy Ryacudu mengatakan, kegiatan tajak atau pengeboran sumur ini merupakan hasil pembelajaran selama eksplorasi dalam dua tahun. Tajak perlu dilakukan untuk membuktikan keberhasilan tersebut.

    Selain berharap keberhasilan, saya juga berharap para pekerja mengutamakan safety prosedur saat bekerja, sehingga para pekerja bisa kembali ke keluarga dengan selamat. Sumur yang dibor ini yakni Sumur Parang-1 di perairan Pulau Bunyu yang berada sembilan kilometer (km) dari pantai Bunyu. Sumur ini diperkirakan memiliki sumber daya minyak lebih dari 50 juta barel (million barrel oil/MMBO) dan gas di atas 750 miliar kaki kubik (billion cubic Beet gas/ BCFG).

    General Manager PHE Nunukan Company (PHENC) Alfian Husein menegaskan, tim yang menjalankan pengeboran harus mengikuti aturan keselamatan yang berlaku dan tidak boleh ada short cut proses operasi. Operasi ini diharapkan mencapai target Operation Excellent yang efektif, efisien, dan zero accident, serta menghasilkan minyak dan gas seperti yang diperkirakan.

    Pengeboran Sumur Parang-1 direncanakan mencapai target kedalaman (TD) 10.400 kaki. Pengeboran diperkirakan akan memakan Waktu sekitar 48 hari ditambah untuk rencana beberapa test formasi (DST) yang akan memerlukan Waktu sekitar 40-50 hari lagi. Pengeboran ini menggunakan jack up Rig Raniworo dengan kapasitas 2000 kekuatan kuda (horse power/HP) yang dioperasikan oleh PT Apexindo.

    Sebelumnya, Direktur Utama PHE Gunung Sardjono Hadi menuturkan Blok Nunukan, Kalimantan Utara direncanakan sudah mulai memproduksi migas pada 2019. Blok ini ditargetkan memproduksi minyak 2.000-2.800 bare] per hari (bph) dari gas 60 juta kaki kubik per hari/mmscfd. Rencananya, Pertamina Hulu Energi akan mengembangkan dua lapangan sekaligus di blok tersebut, yakni Lapangan Badik dan West Badik.

    Perusahaan akan mengebor delapan sumur dan membangun tiga anjungan lepas pantai. Selain itu, Pertamina Hulu Energi juga akan membangun pipa bawah laut dan pembangunan fasilitas penerima darat di Pulau Bunyu. Rencananya produksi gas dari Lapangan Badik dan West Badik diprioritaskan untuk memenuhi kebutuhan lokal. Untuk minyaknya akan dikelola Pertamina untuk dikapalkan bersama minyak Pertamina EP Bunyu dan Pertamina EP Sembakung, untuk diolah di Kilang Balikpapan.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Jan,3,2017

Started in 2017, Pertamina EP Drilling Two New Wells

    PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina to demonstrate its commitment to achieve energy security Indonesia to drill two new oil and gas wells on January 1 yesterday. Two of these wells namely, exploration wells Puspa 03 or PPA-003 in the district of Muara Jambi, Jambi and development wells OGN-A5 in Ogan Ilir, South Sumatra Province.

    New Discovery Exploration Project Director of PT Pertamina EP Nana Abdul Manaf said drilling at two locations is the company's commitment to support Indonesia's energy security. Through this drilling, Pertamina EP seeks to increase reserves and raise oil and gas production.

    On the one hand we are looking through the exploration drilling of oil and gas reserves, while drilling development to support the fulfillment of targets PT Pertamina EP's oil production amounted to 83 865 barrels per day (bpd) and 1,042 MMSCFD gas. Nana added, in addition to drilling wells Puspa 03, there is drilling one exploration well again in Jambi is running, the Well Point Setia 001 in Batang Hari.

    Drilling of these wells have been started since October of last year with a target processing time of about four months. In 2016 then, it has completed the drilling of five exploration wells where one well completion stage entrance and two wells still being worked on. With the realization of finding oil and gas reserves in 2016 amounted to 113 million barrels of oil equivalent or 103% above the target of 110 million barrels of oil equivalent.

    This year, it targets the drilling of seven exploration wells, which is spread over an area of ​​Sumatra of four wells, two wells area of ​​Java, and Kalimantan area of ​​the wells. Production Operation Director of PT Pertamina EP Personal Mahagunabangsa said, it has prepared a work plan to achieve the production target in 2017.

    Pertamina EP is planned to be drilled development wells of 54 wells, re-work (work-over) 186 wells, 731 jobs well intervention and well services 2,899 jobs. Control Deputy Business Support Unit Special Operations Executive Oil and Gas (SKK Migas) Rudianto Rimbono appreciate the commitment of Pertamina EP to participate in the realization of the national oil production target of 820 thousand bpd. One of them is with a trowel well OGN-5.

    I think it shows a real commitment in fulfilling national production target of 820 thousand bpd. Hopefully, this spirit can be kept until the end of 2017 and the targets set can be achieved.

IN INDONESIAN

 Memulai 2017, Pertamina EP Bor Dua Sumur Baru

    PT Pertamina EP anak perusahaan PT Pertamina menunjukkan komitmennya untuk mewujudkan ketahanan energi Indonesia dengan mengebor dua sumur migas baru pada 1 Januari kemarin. Dua sumur ini yakni, sumur eksplorasi Puspa 03 atau PPA-003 di Kabupaten Muaro Jambi, Provinsi Jambi dan sumur pengembangan OGN-A5 di Kabupaten Ogan Ilir, Provinsi Sumatera Selatan.

    Exploration New Discovery Project Director PT Pertamina EP Nanang Abdul Manaf mengatakan, pengeboran di dua lokasi ini merupakan wujud komitmen perseroan dalam mendukung ketahanan energi Indonesia. Melalui pengeboran ini, Pertamina EP berupaya menambah cadangan sekaligus menaikkan produksi migas.

    Di satu sisi melalui pengeboran eksplorasi kami mencari cadangan migas, sementara pengeboran pengembangan untuk mendukung pemenuhan target produksi minyak PT Pertamina EP sebesar 83.865 barel per hari (bph) dan gas 1.042 MMSCFD. Nanang menambahkan, selain pengeboran sumur Puspa 03, terdapat pengeboran satu sumur eksplorasi lagi di Jambi yang sedang berjalan, yaitu Sumur Point Setia 001 di Kabupaten Batang Hari.

    Pengeboran sumur ini telah dimulai sejak Oktober tahun lalu dengan target waktu pengerjaan sekitar empat bulan. Pada 2016 lalu, pihaknya telah merampungkan pengeboran lima sumur eksplorasi dimana satu sumur masuk tahap komplesi dan dua sumur masih dikerjakan. Dengan realisasi temuan cadangan migas pada 2016 sebesar 113 juta barel setara minyak atau 103% diatas target sebesar 110 juta barel setara minyak.

    Pada tahun ini, pihaknya menargetkan pengeboran tujuh sumur eksplorasi, yang tersebar di area Sumatera empat sumur, area Jawa dua sumur, dan area Kalimantan satu sumur. Production Operation Director PT Pertamina EP Pribadi Mahagunabangsa menuturkan, pihaknya telah menyiapkan rencana kerja untuk mengejar target produksi 2017.

    Pertamina EP rencananya bakal mengebor sumur pengembangan sebanyak 54 sumur, kerja ulang (work over) 186 sumur, well intervention 731 pekerjaan, dan well services 2.899 pekerjaan. Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Rudianto Rimbono mengapresiasi komitmen Pertamina EP untuk turut merealisasikan target produksi minyak nasional 820 ribu bph. Salah satunya yakni dengan tajak Sumur OGN-5.

    Menurut saya hal ini menunjukkan komitmen nyata dalam upaya pemenuhan target produksi nasional sebesar 820 ribu bph. Semoga semangat ini bisa dijaga terus sampai akhir tahun 2017 dan target yang sudah ditetapkan bisa tercapai.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Jan,3,2017

Production Targetkan Tambahan

    In the midst of the turmoil in world oil prices that have occurred since the end of 2014, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) continued to show its commitment to support the national energy sovereignty. The trick with the drilling program several development and exploration wells.

    The first well drilling from Platform PHE 12 PHE 12-A1 wells trowel (spud in) on December 23, 2016 using Jack Up Rig `Ensco` 67." Drilling PHE 12-A1 is starting the production phase in POD Integration as well as being early the reopening of drilling in Block WMO after nearly two years of stalled as a result of falling oil prices up to a level of US $ 40 / barrel. Although the weather is less friendly, until now the trowel activities run smoothly, "said President Director of PT Pertamina Hulu Energi (PHE) R. Mount Sardjono Hadi last weekend.

    Mount Sardjono added that the drilling program will be continued in the same pavilion at the well-A3 and PHE 12 PHE 12-A2 wells. The rig is scheduled to move to the bridge and proceed to the PHE 24 PHE exploration wells N-7-1 as the last wells on the program in 2016 - 2017. The WMO will use environmentally friendly drilling mud or in this case the Water Based Mud System.

    Estimated drilling costs amounting to US $ 19,528,966 with an estimated completion time of approximately 60 days. Met at the drilling site; General Manager WMO, Sri Budiyani-added, well PHE 12 ~ A1 is expected to reach the geologic strata Kujung and Ngimbang. To reach the target layer and Ngimbang Kunjung, Sri Budiyani Further, this drilling program using a casing measuring 30 "x 20 x 16" x 13-3 / 8 "x 9-5 / 8" x 7 ".

    This well was the well directed (directional driIling) which will reach a maximum inclination of 53 degrees to the final depth (TD / Total Dept h) 10,235 feet Measured Depth / 8081 feet True Vertical Depth, "he said. Drilling and PHE 12- A1 is expected to generate initial production reached 1,500 BOPD. While drilling PHE 12-A3 with an initial production of 1,000 BOPD targeted oil and PHE 12-A2 wells with initial production target of 1,000 BOPD of oil.

    Appropriate target SKK Migas, in February 2017 the field of integrated EPC-1 is expected to produce 1,500 barrels of oil per day, then increased to 3,100 barrels of oil per day in August 2017. The additional production of about 3,100 barrels per day is very important to stabilize production WMO block the average natural decrease reached 50% - 60% per year.

    In the last two years, WMO seeks to overcome the pressure of natural production decline is very high through optimization activities on existing wells. Although without drilling new wells, but production in 2016 could still be above the target given by the government through SKK Migas, approximately 103% of the target after nearly two years of just doing optimization, now PHE WMO start-drilling new wells.

    WMO as Cooperation Contract (PSC), which works under the supervision and control of SKK Migas is also hoping to increase the production of gas from drilling three new wells. Additional gas production from three wells were each approximately 650 mscfd, 655 and 412 mscfd mscfd. Added, the paving of -12 PHE is part of the first phase of the integrated field development project is limited (EPCI-1).

    The paving of PHE-12, in conjunction with the installation of offshore platforms PHE-24, which has also been installed at 60 miles off the coast of Madura. Two of these production facilities is moored about 55-70 meters above sea surface. Integrated oil and gas field production facility is also equipped with a Central Processing Platform 2 (CPP2) built by PT Gunanusa Utama Fabricators in Cilegon.

    The third facility was connected to the subsea pipeline with a length of about 19.5 km, to distribute the oil and gas production from the field PHE 12 and PHE-24 (integrated). As described, according to the direction SKK Migas drilling program this time, Tim Drilling PHE WMO will make breakthroughs to achieve operating targets that are safe, effective, and efficient.

    Such programs related to the technical process optimization limit for the day of surgery and Green Drilling Mud related criteria for the use of materials that are environmentally friendly drilling mud. Also made a breakthrough in the Technical and Safety Behavior Competency associated with the selection of the contractor personalized to fit the necessary technical competence, and Self-Assessment Audit related to the implementation of a fixed drilling and operations refer to the technical provisions applicable in internal PHE and in the oil and gas industry.

    Through these breakthroughs, PHE WMO determined to be able to complete this drilling program are safe, according to the time frame planned, economical and produce oil and gas production in line with expectations

IN ENGLISH

TargetkanTambahan Produksi
    Di tengah-tengah gejolak harga minyak dunia yang terjadi sejak akhir 2014, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) tetap menunjukkan komitmennya untuk mendukung kedaulatan energi nasional. Caranya dengan program pemboran beberapa sumur pengembangan dan eksplorasi.

    Pemboran sumur pertama dari Platform PHE 12, sumur PHE 12-A1 tajak (spud in) pada tanggal 23 Desember 2016 dengan menggunakan Rig Jack Up `Ensco` 67. “Pengeboran sumur PHE 12-A1 ini mengawali fase produksi di POD Integrasi serta menjadi awal beroperasinya kembali pemboran di Blok WMO setelah hampir 2 tahun terhenti sebagai dampak jatuhnya harga minyak hingga ke level AS$ 40/barel. Meski cuaca kurang bersahabat, hingga kini kegiatan tajak berjalan lancar,” kata President Director PT Pertamina Hulu Energi (PHE) R. Gunung Sardjono Hadi akhir pekan lalu.

    Gunung Sardjono menambahkan, program pemboran akan dilanjutkan di anjungan yang sama pada sumur PHE 12-A3 dan Sumur PHE 12-A2. Rig dijadwalkan akan berpindah ke anjungan PHE 24 dan dilanjutkan ke sumur eksplorasi PHE N-7-1 sebagai sumur terakhir pada program 2016 - 2017. PHE WMO akan menggunakan lumpur pemboran yang ramah lingkungan atau dalam hal ini Water Based Mud System.

    Perkiraan biaya pemboran sebesar AS$ 19.528.966 dengan estimasi waktu penyelesaian sekitar 60 hari. Ditemui di lokasi pengeboran; General Manager PHE WMO, Sri Budiyani-menambahkan, sumur PHE 12~A1 ditargetkan mencapai lapisan geologi Kujung dan Ngimbang. Untuk bisa mencapai target lapisan Kunjung dan Ngimbang, lanjut Sri Budiyani, pengeboran ini menggunakan casing program berukuran-30” x 20 x 16” x 13-3/8” x 9-5/8” x 7”.

    Sumur ini merupakan sumur berarah (directional driIling)yang akan mencapai inklinasi maksimal sebesar 53 derajat pada kedalaman terakhir (TD/Total Dept h)10.235 kaki Measured Depth/8.081 kaki True Vertical Depth,” katanya. Dan pengeboran sumur PHE 12- A1 diharapkan bisa menghasilkan produksi awal yang mencapai 1.500-BOPD. Sementara sumur pengeboran PHE 12-A3 dengan produksi awal minyak ditarget sebesar 1.000 BOPD dan sumur PHE 12-A2 dengan target produksi awal minyak sebesar 1.000 BOPD.

    Sesuai terget SKK Migas, pada bulan Februari 2017 lapangan terintegrasi EPC-1 diharapkan bisa memproduksi 1.500 barel minyak per hari, lantas meningkat hingga 3.100 barel minyak per hari pada Agustus 2017. Tambahan produksi sekitar 3.100 barel per hari ini sangat penting untuk menstabilkan produksi Blok WMO yang rata-rata penurunan alamiahnya mencapai 50% - 60% per tahun.

    Dalam dua tahun terakhir ini, PHE WMO berupaya mengatasi tekanan penurunan produksi alamiah yang sangat tinggi lewat kegiatan optimasi pada sumur-sumur yang ada. Meski tanpa pengeboran sumur baru, tetapi produksi pada tahun 2016 masih bisa diatas target yang diberikan pemerintah melaui SKK Migas, sekitar 103% dari target setelah nyaris 2 tahun hanya melakukan optimasi, kini PHE WMO mulai-melakukan pengeboran sumur baru.

    PHE WMO sebagai Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS) yang bekerja di bawah pengawasan dan pengendalian SKK Migas ini juga berharap bisa menambah produksi gas dari pengeboran tiga sumur baru ini. Tambahan produksi gas dari tiga sumur itu masing masing sekitar 650 mscfd, 655 Mscfd dan 412 mscfd. Ditambahkan, pembangunan anjungan PHE -12 ini merupakan bagian dari tahap pertama proyek pengembangan lapangan terintegrasi terbatas (EPCI-1).

    Pembangunan anjungan PHE-12, berbarengan dengan instalasi anjungan lepas pantai PHE-24 yang juga sudah terpasang di 60 mil lepas pantai Madura. Dua fasilitas produksi tersebut ditambatkan sekitar 55-70 meter di atas permukaan laut. Fasilitas produksi migas lapangan terintegrasi ini juga dilengkapi dengan Central Processing Platform 2 (CPP2) yang dibangun PT Gunanusa Utama Fabricators di Cilegon.

    Ketiga fasilitas itu dikoneksikan dengan pipa bawah laut dengan panjang sekitar 19,5 km, untuk menyalurkan produksi minyak dan gas bumi dari lapangan PHE-12 dan PHE-24 (terintegrasi). Dipaparkan, sesuai arahan SKK Migas pada program pemboran kali ini, Tim Drilling PHE WMO akan melakukan terobosan-terobosan untuk mencapai target operasi yang aman, efektif, dan efisien.

    Program-program tersebut terkait dengan proses technical limit untuk optimisasi hari operasi dan Green Mud Drilling terkait kriteria penggunaan material lumpur pemboran yang ramah lingkungan. Juga dilakukan terobosan pada Safety Behavior Technical and Competency terkait dengan seleksi personal kontraktor agar sesuai dengan kompetensi teknis yang diperlukan, dan Self-Assessment Audit terkait dengan pelaksanaan pemboran yang tetap mengacu ketentuan teknis dan operasi yang berlaku di internal PHE dan di industri migas.

    Melalui terobosan-terobosan tersebut, PHE WMO bertekad untuk dapat menyelesaikan program pemboran ini secara aman, sesuai dengan tata waktu yang direncanakan, ekonomis dan menghasilkan produksi minyak dan gas bumi sesuai dengan harapan
Duta Masyarakat, Page-15, Tuesday, Jan,3,2017

Pertamina EP to Boost Production

    PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina engaged in the exploration and production sectors of the oil and gas, will boost production this year to reach the target that was raised by the government. Pertamina EP increase oil production targets ready for sale or lifting Pertamina EP this year to 86 214 barrels per day (bpd) compared with the initial target of 84 214 bpd.

    Not only Pertamina, cooperation contracts (PSC) also raised its target of lifting more. Because the government raised oil lifting target in 2017 of 815 000 bpd in Budget 2017 to 825,000 bpd, up 10,000 bpd. Based on data from SKK Migas, some contractors to raise lifting this year include Chevron Pacific Indonesia (Block Rokan) rose 5,000 bpd to 233,908 bpd, Total E & P Indonesie (Mahakam block) rose 3,000 bpd to 55,852 bpd, ConocoPhillips (Block B South Natuna) increases 1,000 bpd to 18,400 bpd, and other contractors rose 2,000 bpd 117 997 bpd.

    Production Operation Director of Pertamina EP, Personal Mahagunabangsa said, the company will conduct a number of activities to enhance oil production. In 2017, Pertamina EP will drill 54 development wells, re-work on 186 wells, 731 wells to intervention activities and well maintenance activities as much as 2,899.

    New Discovery Exploration Project Director Pertamina EP Nana Abdul Manaf said, this year there are seven exploration wells to be drilled in Sumatra namely four points, two points in Java, and one in Kalimantan. In fact, Puspa well drilling 03 wells in Muaro and OGN-A5 in Ogan Ilir has started since Sunday (1/1). This year there are seven targets its drilling exploration wells.

    Earlier, Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan said that the realization of oil lifting in 2016 exceeded the target of 820 300 bpd and gas 1.18 million barrels of oil equivalent per day. Lifting target in APBN-P 2016 as much as 820,000 bpd of oil and gas of 1.15 million barrels of oil equivalent per day. Jonan appreciate these achievements because amid low oil prices.

    Because the oil price realization Indonesia or Indonesian crude price (ICP) until the end of 2016 is estimated at US $ 39.5 per barrel with the assumption in the state budget in 2016 of US $ 40 per barrel. Pertamina is committed to encouraging the development of gas infrastructure in the country. Because the construction of gas infrastructure will support the rapid growth of national economy.

    Especially at this time, most of the field of oil and gas (oil) which have been in production in Indonesia are in remote areas and lack of facilities. "As an archipelagic country, Indonesia needs a lot of infrastructure to facilitate the distribution of gas. Therefore, Pertamina is committed to continue to develop gas infrastructure in the country in order to encourage improvement of the national economic growth, "said Wianda Pusponegoro, Vice President Corporate Communications of Pertamina.

IN INDONESIAN

Pertamina EP Genjot Produksi

    PT Pertamina EP, anak perusahaan PT Pertamina yang bergerak di sektor produksi dan eksplorasi minyak dan gas bumi, bakal menggenjot produksi tahun ini untuk mencapai target yang dinaikkan oleh pemerintah. Pertamina EP menaikkan target produksi minyak siap jual atau lifting Pertamina EP pada tahun ini menjadi 86.214 barel per hari (bph) dibandingkan dengan target awal 84.214 bph.

    Tidak hanya Pertamina, kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) lainnya juga menaikkan target lifting. Pasalnya, pemerintah menaikkan target lifting minyak 2017 dari 815.000 bph dalam APBN 2017 menjadi 825.000 bph atau naik 10.000 bph. Berdasarkan data SKK Migas, beberapa kontraktor menaikkan lifting pada tahun ini antara lain Chevron Pacific Indonesia (Blok Rokan) naik 5.000 bph menjadi 233.908 bph, Total E&P Indonesie (Blok Mahakam) naik 3.000 bph menjadi 55.852 bph, ConocoPhillips (Blok B South Natuna) bertambah 1.000 bph menjadi 18.400 bph, dan kontraktor lainnya naik 2.000 bph 117.997 bph.

    Production Operation Director Pertamina EP, Pribadi Mahagunabangsa mengatakan, perseroan akan melakukan sejumlah kegiatan untuk meningkatkan produksi minyak. Pada 2017, Pertamina EP akan mengebor 54 sumur pengembangan, kerja ulang atas 186 sumur, intervensi sumur untuk 731 kegiatan, dan perawatan sumur sebanyak 2.899 kegiatan.

    Exploration New Discovery Project Director Pertamina EP Nanang Abdul Manaf mengatakan, tahun ini terdapat tujuh sumur eksplorasi yang akan dibor yakni empat titik di Sumatra, dua titik di Jawa, dan satu unit di Kalimantan. Bahkan, pengeboran sumur Puspa 03 di Muaro Jambi dan sumur OGN-A5 di Ogan Ilir telah dimulai sejak Minggu (1 /1). Tahun ini target pengeborannya terdapat 7 sumur eksplorasi.

    Sebelumnya, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan, realisasi lifting migas 2016 melampaui target yakni 820.300 bph dan gas 1,18 juta barel setara minyak per hari. Target lifting dalam APBN-P 2016 sebanyak 820.000 bph minyak dan gas 1,15 juta barel setara minyak per hari. Jonan mengapresiasi capaian tersebut karena di tengah rendahnya harga minyak.

    Pasalnya, realisasi harga minyak Indonesia atau Indonesian crude price (ICP) hingga akhir 2016 diperkirakan sekitar US$39,5 per barel dengan asurnsi di APBN-P 2016 US$40 per barel. Pertamina berkomitmen untuk mendorong pembangunan infrastruktur gas di Tanah Air. Pasalnya, pembangunan infrastruktur gas bakal menunjang pertumbuhan ekonomi nasional yang pesat.

    Apalagi saat ini, sebagian besar lapangan minyak dan gas (migas) yang telah berproduksi di Indonesia berada di daerah terpencil serta minim fasilitas. “Sebagai negara kepulauan, Indonesia butuh banyak infrastruktur untuk mempermudah distribusi gas. Karena itu, Pertamina berkomitmen terus mengembangan infrastruktur gas di Tanah Air demi mendorong peningkatan pertumbuhan ekonomi nasional,” ujar Wianda Pusponegoro, Vice President Corporate Communication Pertamina.

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, Jan,3,2017