Pertamina Take the Field of Geo Cepu Indonesia

PT Pertamina EP Asset 4 Cepu Field, a subsidiary of PT Pertamina operating in the provinces of Central Java and East Java continues to increase oil and gas production. One of his efforts is to increase the field production of PT Geo Cepu Indonesia's former joint operation contract which is currently in bankruptcy.

After PT Geo Cepu Indonesia went bankrupt, the former KSO field was abandoned since last August. That is why PT Pertamina EP Asset 4 Cepu Field takes over management in September 2017.

"Since the abandonment of KSO Geo Cepu Indonesia in August 2017, the production of only 200 barrels per day and alhamdulillah in the period of October 2017 we have reached above 700 barrels per day," said Heru Irianto, Manager of PT Pertamina EP Asset 4 Cepu Field, Thursday (26/10).

To increase production in the field, Pertamina perform several stages. Scale priority on the largest potential gain of production for treatment, then by turning on the wells that died. In addition, Pertamina cooperates with mining communities to restore wells or state assets previously managed by the population. The year-end target of this field production is 1,080 barrels per day.

"We hope, the result is greater than the target," he said.

Starting from October 24, 2017, Cepu Field's total production realization is above 2,200 barrels per day or about 115% of the average Cepu Field oil production target of 1,862 bph. Gas production, meanwhile, reached 68.7 million cubic feet of gas per day (mmscfd) with a gas sales rate of 42.5 mmscfd.

IN INDONESIA

Pertamina Ambil Lapangan Geo Cepu Indonesia

PT Pertamina EP Asset 4 Cepu Field, anak usaha PT Pertamina yang beroperasi di Provinsi Jawa Tengah dan Jawa Timur terus meningkatkan produksi migas. Salah satu upayanya adalah meningkatkan produksi lapangan eks kerjasama operasi (KSO) PT Geo Cepu Indonesia yang saat ini dalam pailit. 

Setelah PT Geo Cepu Indonesia pailit, lapangan eks KSO itu terbengkalai sejak Agustus lalu. Itu sebabnya PT Pertamina EP Asset 4 Cepu Field mengambilalih pengelolaan pada September 2017. 

"Sejak ditinggalkan KSO Geo Cepu Indonesia di bulan Agustus 2017, produksi eksisting hanya 200 barel per hari dan alhamdulillah pada periode bulan Oktober 2017 kita sudah mencapai di atas 700 barel per hari," ujar Heru Irianto, Manajer PT Pertamina EP Asset 4 Cepu Field, Kamis (26/10). 

Untuk meningkatkan produksi di lapangan tersebut, Pertamina melakukan beberapa tahapan. Skala prioritas pada potensi terbesar gain produksi untuk perawatan, kemudian dengan menghidupkan sumur-sumur yang mati. Selain itu Pertamina bekerjasama dengan masyarakat penambang untuk mengembalikan sumur-sumur atau aset-aset negara yang sebelumnya dikelola penduduk. Target akhir tahun produksi lapangan ini sebesar 1.080 barel per hari. 

"Kami berharap, hasilnya lebih besar dari target tersebut," katanya. 

Terhitung sejak 24 Oktober 2017, total realisasi produksi Cepu Field di atas 2.200 barel per hari atau sekitar 115% dari target rata-rata produksi minyak Cepu Field setahun sebesar 1.862 bph. Sementara produksi gas, mencapai 68,7 juta kaki kubik gas per hari (mmscfd) dengan tingkat penjualan gas terserap 42,5 mmscfd.

Kontan, Page-14, Friday, October 27, 2017

Mansouri Block Acquisition Targeted To Be Completed This Year

PT Pertamina aims to complete the acquisition of a block of oil and gas in Iran, the Mansouri Block this year. The company is currently negotiating the economic factors of this oil and gas block with the Iranian side.

Pertamina will follow an auction held by the Iranian government to be the manager of two blocks at once, Field Ab-Teymour and Mansouri. Both fields are estimated to have oil reserves of up to 5 billion barrels.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said, for now, it will focus on completing Mansouri Field acquisition. However, this does not mean that the company is not interested in managing the Ab-Teymour Field. However, the company is still waiting for a response from the Iranian side.

"Ab-Teymour depends on the Iranian Government. But again, we will focus first in Mansouri, "he said in Jakarta, Wednesday (25/10).

He explained that Pertamina's team is currently in Iran for a discussion. Talks with the Iranians have come to the discussion of terms and conditions in the management of oil and gas blocks. If all parties have agreed, then this Mansouri Block contract can be signed. It is optimistic that the acquisition of Mansouri Block can be completed this year.

"Hopefully can be (close / completed) this year," said Alam.

The negotiations on the acquisition of the Mansouri Block can be continued after Iran's government releases a new form of oil and gas contract, the Iranian Petroleum Contract (IPC). According to Alam, the discussions that now take place with the Iranian side have referred to this IPC and already concerning the economy.

In the official website of the National Iranian Oil Company (NICC), 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 the 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 duration of the contract is also longer, ie from previously seven years to 20-25 years.

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

Finally, Iran will begin 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 boost its oil output 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.

Oil and Gas Blocks in Russia In addition to Iran, Pertamina was originally to take two oil and gas blocks in Russia, namely The Northern Tip of Chayvo Field and Russkoye Field. However, the acquisition is canceled because it is not economical anymore. Whereas Pertamina has potential get 35,000 bpd of oil and reserve 200 million barrels of oil equivalent.

Alam said, the acquisition is no longer economical because of taxes imposed by the government on this acquisition. "So we say that for this (oil block), we may have difficulty in closing. So please if they want to do business with others, "he said.

However, instead of these two blocks, it will still look for other oil and gas blocks in Russia. However, he admitted that no oil and gas fields have been identified. It will discuss with Russian oil and gas company Rosneft to find oil and gas field where Pertamina can enter.

In the next year, it will continue the process of adding oil and gas blocks in Iran and Russia. Even Iran has offered another block to Pertamina. Not only that, the company is also studying oil and gas prospects in other countries, namely in Africa and the Middle East. Africa is the choice one of them based on the political conditions in the continent. However, it has not confirmed whether there will be a new oil and gas block that will be acquired next year.

"We want to try Africa and the Middle East," he said.

When Pertamina has oil and gas blocks in several countries. In Iraq, the company owns a stake in West Qurna Field 1. In Algeria, the state-owned oil and gas company holds 65% stake in MLN Field and 16.9% in EMK Field. Meanwhile in Malaysia, the company holds shares ownership in Block K, Kik'eh Block, SN30 Block Block SK309, 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 target of 33 percent of the total production of 2025 or equivalent to 650 thousand barrels of oil equivalent per day / boepd. Acquisition abroad is needed to minimize the difference in demand, and domestic supply of oil and gas in the future.

For oil production, Alam said, 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

Akuisisi Blok Mansouri Ditargetkan Rampung Tahun Ini

PT Pertamina menargetkan dapat menyelesaikan akuisisi satu blok migas di Iran, yakni Blok Mansouri, pada tahun ini. Saat ini perseroan sedang menegosiasikan faktor keekonomian blok migas ini dengan pihak Iran.

Pertamina akan mengikuti lelang yang digelar oleh pemerintah Iran untuk menjadi pengelola dua blok sekaligus, Lapangan Ab-Teymour dan Mansouri. Kedua lapangan ini diperkirakan memiliki cadangan minyak mencapai 5 miliar barel.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, untuk saat ini, pihaknya akan fokus merampungkan akuisisi Lapangan Mansouri. Meski demikian, hal ini bukan berarti perseroan tidak berminat mengelola Lapangan Ab-Teymour. Hanya saja, perseroan masih menunggu respons dari pihak Iran.

“Ab-Teymour tergantung Pemerintah Iran. Tetapi sekali lagi, kami akan fokus dulu di Mansouri,” kata dia di Jakarta, Rabu (25/ 10).

Dia menjelaskan, Tim Pertamina saat ini sedang berada di Iran untuk berdiskusi. Pembicaraan dengan pihak Iran sudah sampai pada pembahasan terms and condition dalam pengelolaan blok migas. Jika seluruh pihak sudah sepakat, maka kontrak Blok Mansouri ini bisa diteken. Pihaknya optimistis akuisisi Blok Mansouri bisa selesai tahun ini. 

“Semoga bisa (close/selesai) tahun ini,” tutur Alam.

Negosiasi akuisisi Blok Mansouri ini dapat dilanjutkan setelah pemerintah lran merilis bentuk kontrak migas baru, yakni Iranian Petroleum Contract (IPC). Menurut Alam, pembahasan yang kini berIangsung dengan pihak Iran telah mengacu pada IPC ini dan sudah menyangkut keekonomian.

Dalam laman resmi National Iranian Oil Company (NICC), 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. 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 bakal mulai proses lelang blok migas yang dimilikinya pada Maret tahun depan. Pemerintah Iran menargetkan bisa meneken kontrak pengembangan blok migas baru dalam dua tahun ke depan.

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

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

Blok Migas di Rusia Selain di Iran, Pertamina sedianya mengambil dua blok migas di Rusia, yakni Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye. Namun, akuisisi batal dilakukan lantaran tidak ekonomis lagi. Padahal Pertamina berpotensi

mendapatkan minyak 35 ribu bph dan cadangan 200 juta barel setara minyak.

Alam sempat mengatakan, akuisisi tidak lagi ekonomis dilakukan lantaran pajak yang dikenakan oleh pemerintah atas akuisisi ini. “Jadi kami sampaikan bahwa untuk (blok migas) yang ini, mungkin kami kesulitan melakukan closing. Sehingga silakan kalau mereka mau melakukan bisnis dengan yang lain,” kata dia.

Meski demikian, sebagai ganti dua blok ini, pihaknya masih akan mencari blok migas lain di Rusia. Namun, diakuinya belum ada lapangan migas yang diidentifikasi. Pihaknya akan diskusi dengan perusahaan migas Rusia, Rosneft, untuk mencari lapangan migas di mana Pertamina bisa masuk.

Pada tahun depan, pihaknya akan melanjutkan proses penambahan blok migas di Iran dan Rusia. Bahkan Iran telah menawarkan satu blok lagi ke Pertamina. Tidak hanya itu, perseroan juga sedang mempelajari prospek migas di negara lain, yakni di Afrika dan Timur Tengah. Afrika menjadi pilihan salah satunya berdasarkan kondisi politik di benua tersebut. Tetapi, pihaknya belum memastikan apakah akan ada blok migas baru yang akan diakuisisi pada tahun depan. 

“Kami mau coba Afrika dan Middle East,” ujarnya.

Saat Pertamina telah memiliki blok migas di beberapa negara. Di Irak, perseroan memiliki saham di Lapangan West Qurna 1. Di Aljazair, perusahaan migas milik negara ini menguasai 65% saham di Lapangan MLN dan 16,9% di Lapangan EMK. Sementara di Malaysia, perseroan memegang kepemilikan saham di Blok K, Blok Kik’eh, 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 target kontribusi mencapai 33% dari total produksi 2025 atau setara dengan 650 ribu barrel oil equivalent per day/boepd. Akuisisi di luar negeri diperlukan untuk memperkecil selisih kebutuhan, dan pasokan migas domestik di masa mendatang.

Untuk produksi minyak, 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, Thursday, October 26, 2017

2018, Pertamina EP Prepare Capex US $ 700 Million

PT Pertamina EP is preparing a capital expenditure (capex) of US $ 700 million or approximately Rp 9.45 trillion (exchange rate of Rp 13,500 per US dollar) next year. The amount of this capex increased compared to the year 2017 which amounted to US $ 636 million.

Next year we will be more aggressive. Our seismic survey is improving, "said Pertamina EP president Nanang Abdul Manaf at Kualasimpang, Aceh Tamiang, Wednesday (25/10).

According to him, the decline in world oil prices does not make Pertamina EP retain exploration and production activities. Next year, the subsidiary of PT Pertamina will increase the number of development wells to 70 wells from only 52 wells in 2017. While oil production is targeted 83 thousand barrels from 14 production wells.

"The 2018 production target will increase slightly compared to the 2017 target of 78 thousand barrels," he said.

Nanang hopes that next year's production increase can be accompanied by rising oil prices in global markets.

"We hope that the minimum price of oil could reach US $ 50 per barrel," he said.

According to him, direct production costs currently reach US $ 16 per barrel.

"In addition to other costs, the cost of production could reach US $ 22-23 per barrel," he said.

Overseas Production

In the meantime, Pertamina EP Asset I Field Rantau, operational unit of PT Pertamina EP, cooperating contract contractor (KKKS) under the coordination and supervision of SKK Migas, recorded oil and gas production that exceeded the target in the company's budget work plan (RKAP) 2017.

Richard Muthalib, Field Manager of Rantau Pertamina EP Asset I, said that up to October 18, 2017, Pertamina Field Rantau oil production reached 2,495 barrels per day, or 107.6 percent of the target of 2,319 barrels per day. While the realization of gas production reached 3.91 mmscfd or 142.7% of the target in RKAP of 2.74 mmscfd.

"Oil from Overseas is delivered to the Balikpapan refinery and the Cilacp refinery," Richard said.

Meanwhile, the status of the active well up to October 18 is 144 wells, consisting of 105 production wells, namely five natural well spray wells, 1 well well well, eight well gas lift gas, and 17 electricity wells submercible pump.

In addition, there are beam pump / pump jack 59 wells, and hydraulic pumping unit 15 wells.

"The remaining 38 injection wells, five injection pressure maintenance wells from 33 EOR injection wells," said Richard.

IN INDONESIA

2018, Pertamina EP Siapkan Capex US$ 700 Juta

PT Pertamina EP menyiapkan belanja modal atau capital expencfture (capex) sebesar US$ 700 juta atau sekitar Rp 9,45 triliun (kurs Rp 13.500 per dolar AS) pada tahun depan. Jumlah capex ini meningkat dibandingkan tahun 2017 yang sebesar US$ 636 juta.

Tahun depan kami akan lebih agresif. Survei seismik kita tingkatkan,” ujar Dirut Pertamina EP Nanang Abdul Manaf di Kualasimpang, Aceh Tamiang, Rabu (25/10).

Menurut dia, turunnya harga minyak dunia tidak membuat Pertamina EP menahan kegiatan eksplorasi dan produksi. Pada tahun depan, anak usaha PT Pertamina ini akan meningkatkan jumlah sumur pengembangan menjadi 70 sumur dari sebelumnya hanya 52 sumur pada 2017. Sedangkan produksi minyak ditargetkan 83 ribu barel dari 14 sumur produksi. 

“Target produksi 2018 ini meningkat sedikit dibandingkan target 2017 sebesar 78 ribu barel,” ujar dia.

Nanang berharap peningkatan produksi tahun depan bisa di iringi dengan kenaikan harga minyak di pasar global. 

“Harapan kita harga minyak minimal bisa mencapai US$ 50 per barel,” ujarnya.

Menurut dia, ongkos produksi langsung saat ini mencapai US$ 16 per barel. 

“Ditambah biaya-biaya lainnya, ongkos produksinya bisa mencapai US$ 22-23 per barel,” ucapnya.

Produksi Rantau

Sementara itu, Pertamina EP Asset I Field Rantau, unit operasional PT Pertamina EP kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) dibawah koordinasi dan supervisi SKK Migas mencatatkan produksi minyak dan gas yang melewati target dalam rencana kerja anggaran perusahaan (RKAP) 2017.

Richard Muthalib, Field Manager Rantau Pertamina EP Asset I, mengatakan, hingga 18 Oktober 2017, produksi minyak Pertamina Field Rantau mencapai 2.495 barel per hari, atau 107,6% dari sasaran sebesar 2.319 barel per hari. Sedangkan realisasi produksi gas mencapai 3,91 mmscfd atau 142,7% dari target dalam RKAP sebesar 2,74 mmscfd.

“Minyak dari Rantau dikirim ke kilang Balikpapan dan kilang Cilacp,” ujar Richard.

Sementara itu, status sumur aktif sampai dengan 18 Oktober adalah 144 sumur, terdiri atas 105 sumur produksi, yaitu sumur sembur alam lima sumur, sumur gas 1 sumur, gas lift delapan sumur, dan electric submercible pump 17 sumur.

Selain itu, terdapat beam pump/pump jack 59 sumur, dan hydraulic pumping unit 15 sumur. 

“Sisanya 38 sumur injeksi, yaitu lima sumur injeksi pressure maintenance dari 33 sumur injeksi EOR,” ujar Richard.

Investor Daily, Page-9, Thursday, October 26, 2017

PGN Gas Distribution Pipeline Project in Dumai Reaches 40%

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) again committed to expanding the natural gas network in various regions. One of them is natural gas distribution pipeline project in Dumai, Riau Province along 56 kilometers. The project is targeted to complete and deliver gas by the end of 2018.

"The gas distribution pipeline project in Dumai has already begun, and its progress has now reached 40 percent," said PGN Infrastructure and Technology Director Dilo Seno Widagdo, in Jakarta, Wednesday (25/10).

Dilo said the development of natural gas distribution pipeline in Dumai aims to serve the needs of natural gas in Dumai City Region. The customers are both from the industrial, commercial, and household sectors.

PGN is targeting a number of potential customers in the Dumai region, such as Pelintung Industrial Estate, Pelindo, and Lubuk Gaung Industrial Estate.

"Also a number of industries in the field of oleochemicals," said Dilo.

Dilo said the pipeline development process has started several months ago. "The gas distribution pipeline project in Dumai has already started its construction. Because we have completed with permission, "added Dilo.

According Dilo, because the construction of the distribution pipeline has begun, the possibility of the project can be completed on time. For Lubuk Gaung section is targeted to be completed by the end of December 2017. Meanwhile, section of Simpang Belitung is completed in mid 2018.

"So we expect to be on target along with the completion of Duri-Dumai gas transmission pipeline project along 67 km in October 2018," he said.

Not only in Dumai, PGN is also currently developing West Natuna Transmission System (WNTS) transmission pipeline infrastructure to Pemping Island, Riau Islands Province. PGN also develops natural gas pipeline in Muara Karang-Muara Bekasi along 42 km. PGN is also still in the process of building a natural gas distribution pipeline network in Pasuruan, Mojokerto.

Currently, PGN has built and operated a natural gas pipeline infrastructure of 7,270 km or 80 percent of Indonesia's downstream gas pipeline. Despite continuing to build an infrastructure project for natural gas network, PGN does not burden the State Budget (APBN).

Of the infrastructure, PGN is delivering gas to 1,652 industrial customers and power plants, 1,929 commercial or hotel customers, restaurants, and restaurants, small businesses. PGN also supplies gas to 204,000 household customers. This PGN customer is spread over 19 cities in 12 provinces.

IN INDONESIA

Proyek Pipa Distribusi Gas Bumi PGN di Dumai Capai 40%

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) kembali berkomitmen memperluas jaringan gas bumi di berbagai daerah. Salah satunya proyek pipa distribusi gas bumi di Dumai, Provinsi Riau sepanjang 56 kilometer. Proyek ini ditargetkan selesai dan mengalirkan gas pada akhir 2018.

“Proyek pipa distribusi gas bumi di Dumai sudah dimulai, bahkan progresnya saat ini sudah mencapai 40%,” kata Direktur Infrastruktur dan Teknologi PGN Dilo Seno Widagdo, di Jakarta, Rabu (25/10).

Dilo mengatakan, pembangunan pipa distribusi gas bumi di Dumai ini bertujuan untuk melayani kebutuhan gas bumi di Wilayah Kota Dumai. Para pelanggan tersebut baik dari sektor industri, komersial, maupun rumah tangga.

PGN membidik sejumlah potensi calon pelanggan di wilayah Dumai, seperti Kawasan Industri Pelintung, Pelindo, dan Kawasan Industri Lubuk Gaung.

“juga sejumlah industri di bidang oleochemical,” ujar Dilo.

Dilo mengatakan, proses pembangunan pipa distribusi ini sudah dimulai beberapa bulan lalu. “Proyek pipa distribusi gas di Dumai sudah dimulai konstruksinya. Karena kami sudah melengkapi dengan izin,” tambah Dilo.

Menurut Dilo, karena pembangunan pipa distribusi sudah dimulai, kemungkinan proyek bisa selesai tepat waktu. Untuk seksi Lubuk Gaung ditargetkan selesai pada akhir Desember 2017. Sementara itu, seksi Simpang Belitung selesai pada pertengahan 2018.

“Jadi kami harapkan bisa on target bersamaan dengan selesainya proyek pipa transmisi gas bumi Duri-Dumai sepanjang 67 km pada Oktober 2018,” ujarnya.

Tidak hanya di Dumai, saat ini PGN juga sedang mengembangkan infrastruktur pipa transmisi gas bumi West Natuna Transmission System (WNTS) ke Pulau Pemping, Provinsi Kepulauan Riau. PGN juga mengembangkan pipa gas bumi di Muara Karang-Muara Bekasi sepanjang 42 km. PGN juga masih dalam proses membangun jaringan pipa distribusi gas bumi di Pasuruan, Mojokerto.

Saat ini, PGN telah membangun dan mengoperasikan infrastruktur pipa-gas bumi sepanjang 7.270 km atau setara 80 persen pipa gas bumi hilir seluruh Indonesia. Meski terus membangun proyek infrastruktur jaringan gas bumi, PGN tidak membebani Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN).

Dari infrastruktur tersebut, PGN mengalirkan gas ke 1.652 pelanggan industri dan pembangkit listrik, 1.929 pelanggan komersial atau hotel, restoran, dan rumah makan, usaha kecil. PGN juga mengalirkan gas ke 204.000 pelanggan rumah tangga. Pelanggan PGN ini tersebar di 19 kota di 12 provinsi.

Investor Daily, Page-9, Thursday, October 26, 2017

Pertamina Contract Negotiation Block Mansouri

PT Pertamina is negotiating on the Mansouri Block management contract in Iran after it has issued an Iranian Petroleum Contract (IPC) contract.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the team is currently discussing terms and conditions (T & C) in a cooperation contract with the National Iranian Oil Company (NIOC) on the possibility of mastery of the Mansouri Block.

The Iranian government through the National Iranian Oil Company (NIOC) is offering Pertamina a proposal to manage two oil fields: Ab-Teymour and Mansouri in a memorandum of understanding signed in 2016.

"For Iran, the Pertamina team is currently there and talking about T & C. If everything has been agreed, after that there will be a signing, "he said when contacted on Wednesday (25/10).

Previously mentioned that to get the two fields, Pertamina compete with other companies such as Lukoil from Russia. Meanwhile, Ab-Teymour and Mansouri's total reserves are estimated at 5 billion barrels.

Both fields are in production stage, which is 48,000 barrels per day (bpd) for Ab-Teymour Square and 54,000 bpd for Mansouri Field. However, the company will only focus on Mansouri first. The reason, the opportunity to get Ab-Teymour, must wait 'green light' or permission from the Government of Iran. Quoted and the official website of NIOC, Iran will auction off 50 working areas with a profit sharing system.

The main point in the contract is, as quoted from the page of Herbert Smith Freehills an international law firm, Iran uses a system of cost recovery in which the cost incurred investors will be returned.

For the exploration period, 4 years is set with 2 year extension. Meanwhile, for the development and production stage is set 20 years.

The government will set production targets, but will provide incentives for investors who can maximize field management. However, it remains unclear whether investors can book reserves in the managed Work Area. Meanwhile, the contractual cooperation contracts, referring to the page because Iran wants to achieve the target of investment of US $ 150 billion that must enter During the next 5 years.

"Depends and the Government of Iran. But again we focus on Mansouri, "he said.

IN INDONESIA

Pertamina Negosiasi Kontrak Blok Mansouri

PT Pertamina sedang melakukan negosiasi tentang kontrak pengelolaan Blok Mansouri di Iran setelah negara itu mengeluarkan kontrak bagi hasil minyak (Iranian Petroleum Contract/IPC).

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan bahwa saat ini timnya sedang melakukan pembahasan syarat-syarat dan ketentuan (terms&conditions/T&C) dalam kontrak kerja sama dengan National Iranian Oil Company (NIOC) tentang peluang penguasaan Blok Mansouri.

Pemerintah Iran melalui National Iranian Oil Company (NIOC) menawarkan agar Pertamina memasukkan proposal untuk mengelola dua lapangan minyak yakni Ab-Teymour dan Mansouri dalam nota kesepahaman (MOU) yang diteken pada 2016.

“Untuk Iran, saat ini tim Pertamina sedang di sana dan membicarakan mengenai T&C. Kalau semuanya sudah sepakat, setelah itu nanti ada penandatanganan," ujarnya Saat dihubungi, Rabu (25/10).

Sebelumnya disebutkan bahwa untuk mendapatkan dua lapangan tersebut, Pertamina bersaing dengan perusahaan lain salah satunya Lukoil asal Rusia. Adapun, total cadangan Iapangan Ab-Teymour dan Mansouri diperkirakan mencapai 5 miliar barel.

Kedua lapangan tersebut dalam tahap produksi, yakni 48.000 barel per hari (bph) untuk Lapangan Ab-Teymour dan 54.000 bph untuk Lapangan Mansouri. Namun, perseroan hanya akan fokus pada Mansouri lebih dulu. Pasalnya, peluang mendapatkan Ab-Teymour, harus menanti 'lampu hijau' atau ijin dari Pemerintah Iran. Dikutip dan laman resmi NIOC, Iran akan melelang 50 Wilayah kerja dengan sistem kontrak bagi hasil.

Poin utama dalam kontrak kerja sama tersebut, seperti dikutip dari laman Herbert Smith Freehills sebuah firma hukum internasional, Iran menggunakan sistem cost recovery di mana biaya yang dikeluarkan investor akan dikembalikan.

Untuk masa eksplorasi, ditetapkan 4 tahun dengan perpanjangan 2 tahun. Sementara itu, untuk tahap pengembangan dan produksi ditetapkan 20 tahun.

Pemerintah akan menetapkan target produksi, tetapi akan disiapkan insentif bagi investor yang bisa memaksimalkan pengelolaan lapangan. Namun, masih belum jelas apakah investor bisa membukukan cadangan pada Wilayah kerja yang dikelola. Adapun, pembahan kontrak kerja sama, mengacu pada laman itu dikarenakan Iran ingin mencapai target investasi sebesar US$ 150 miliar yang harus masuk Selama 5 tahun ke depan.

“Tergantung dan Pemerintah Iran. Tapi sekali lagi kita fokus di Mansouri,” katanya. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, October 26, 2017

PEP Prepares US $ 700 Million

PT Pertamina Exploration and Production will allocate US $ 700 million of capital expenditure in 2018 to support oil and gas exploration and exploitation activities in a number of areas.

This year, Pertamina EP (PEP), a subsidiary of PT Pertamina, has a capital expenditure prognosis of approximately US $ 636 million. Actual absorption of capital expenditures up to September 2017 reached 68%.

CEO of PT Pertamina EP Nanang Abdul Manaf said that in 2018 the company will be more aggressive to conduct various exploration activities and oil and gas exploitation. This is in line with the number of approved wells, which are 70 development wells, about 14 exploration wells and some seismic activities such as Klamono Field, Tanjung, Pendopo and Jirak (Musi Banyu Asin, South Sumatra).

"For 2015 [capital expenditure] capex, we have not changed about US $ 700 million. This year from a prognosis of US $ 636 million, up to September accounted for 68%, as we are aggressive in the months leading up to the end of the year such as adding rigs and increased activity. We are optimistic for next year, "said Nanang, on the inauguration of Rumah Tuntong Information House, in Kuala Simpang, Aceh Tamiang District, Wednesday (25/10).

He expects that the world oil price can rise above US $ 50 per barrel so that it supports the company to develop various activities to increase oil and gas production, one of Pertamina EP's enhanced oil refovery (EOR) method, said Nanang, currently faced with challenges to increase production more efficiently, the age of the oil and gas field is relatively mature enough. Rantau Field, for example, was discovered in 1940 and is still production. Similarly, Tanjung Field, Teak Goods and others.

"Our production costs that if direct US $ 16 per barrel. However, if the operation cost of US $ 22-US $ 23 per barrel. We want to be more efficient so that we are currently working with universities such as ITB, IPB, and UGM to make production more efficient, "said Nanang.

Until the end of the year, according to Nanang, the company's oil production is estimated at 78,000 barrels per day (bpd) and 778 million cubic feet per day (MMscfd). Nanang targets PEP oil production next year to increase, at 83,000 bpd of oil in accordance with the company's budget work plan (RKAP) 2018 and about 790 MMscfd for gas.

RANTAU FIELD

Separately, Field Manager of Pertamina EP Asset I Richard Muthalib said that oil and gas production from Rantau Field as of October 18, 2017 has exceeded the target in the 2017 RKAP.

"The oil production of Penamina Field Rantau reaches 2,495 barrels per day, or 107.6% of the target of 2,319 barrels per day. Actual gas production reached 3.91 MMscfd or 142.7% of the target in RKAP of 2.74 MMscfd, "said Richard.

Furthermore, Nanang explained that the overall oil production of the company is currently relatively down slightly ranging from 69,000-70,000 bpd. However, the decline is more influenced by the production of partnerships (Pertamina EP partners) that face a number of factors.

"For example Sukowati field, it's 80% Pertamina EP and 20% by JOB-PPEJ. Last January, our 80% share was still 11,000 barrels, now living 6,500 barrels. "

Associated with gas production, since June 2017 Pertamina EP production, has reached above 1 billion cubic feet. this is underpinned by production from Matindok which is steady at 45 MMscfd, plus production from Musi up around 15-20 MMscfd with the installation of a new compressor.

"So we are arguably a gas player because gas production is more dominant than oil. Now Pertamina EP 2/3 production or income is already from gas. Sales are now around 780s MMscfd sold to a number of industries such as fertilizer, steel, petrochemicals and electricity to PLN. "

Pertamina EP hopes that in the future oil and gas production will increase significantly due to new fields. In relation to the environmental conservation program, Pertamina EP again realize its commitment by inaugurating Tuntong Information House (RI) in Pusung Kapal Village, Seruway Sub-district, Aceh Tamiang District.

The Tuntong Laut conservation program (Batagur Borneoensis) is a test of the success of cross-agency and community, between Pertamina EP, Ministry of Environment and Forestry, represented by the Natural Resources Coordinating Board (BKSDA), Aceh Tamiang Regency, Yayasan Satucita Lestari Indonesia (YSLI) and the community.

"" Tuntonglaut [a kind of turtle] which is one of the native species of Indonesia that is under threat of its sustainability. The inauguration of this Tuntong Laut Information House is a commitment in the protection of marine tuntong species that are now experiencing a population decline and are almost extinct. "

Therefore, it is necessary to prevent, overcome, and destroy the destruction caused by human, natural, invasive species, pests and diseases.

IN INDONESIA

PEP Siapkan US$ 700 Juta

PT Pertamina Eksplorasi dan Produksi akan mengalokasikan belanja modal sekitar US$ 700  juta pada 2018 untuk mendukung kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi di sejumlah wilayah kerjanya. 

Pada tahun ini, Pertamina EP (PEP), anak usaha PT Pertamina, memiliki prognosa belanja modal sekitar US$ 636 juta. Realisasi penyerapan belanja modal hingga September 2017 mencapai 68%.

CEO PT Pertamina EP Nanang Abdul Manaf mengatakan bahwa pada 2018 perusahaan akan lebih agresif melakukan berbagai kegiatan eksplorasi dan eksploitasi migas. Hal ini seiring dengan jumlah sumur yang sudah disetujui, yaitu 70 sumur pengembangan, sekitar 14 sumur eksplorasi dan melanjutkan beberapa kegiatan seismik seperti di Lapangan Klamono, Tanjung, Pendopo dan Jirak (Musi Banyu Asin, Sumatra Selatan).

“Untuk capex [belanja modal] 2018, kami tidak berubah sekitar US$ 700-an juta. Tahun ini dari prognosa US$ 636 juta, hingga September terserap 68%, karena kami agresif pada beberapa bulan menjelang akhir tahun seperti menambah rig dan aktivitas meningkat. Kami optimistis untuk tahun depan,” kata Nanang, pada rangkaian kegiatan Peresmian Rumah Informasi Tuntong, di Kuala Simpang, Kabupaten Aceh Tamiang, Rabu (25/10).

Dia mengharapkan bahwa harga minyak dunia dapat menguat di atas US$ 50 per barel sehingga mendukung perusahaan untuk mengembangkan berbagai kegiatan guna meningkatkan produksi migas, salah satunya metode enhanced oil refovery (EOR) Pertamina EP, ujar Nanang, saat ini dihadapkan pada tantangan untuk meningkatkan produksi dengan lebih efisien, mengingai usia lapangan migas yang relatif cukup matang. 

    Lapangan Rantau misalnya, ditemukan pada 1940 dan sampai sekarang masih produksi. Demikian pula dengan Lapangan Tanjung, Jati Barang dan lainnya.

“Biaya produksi kami itu kalau direct US$ 16 per barel. Namun, kalau operation cost sebesar US$ 22-US$ 23 per barel. Kami ingin lebih efisien lagi sehingga saat ini bekerja sama dengan perguruan tinggi seperti ITB, IPB, dan UGM agar produksi menjadi lebih efisien," jelas Nanang.

Hingga akhir tahun menurut Nanang, produksi minyak perseroan diperkirakan di kisaran 78.000 barel per hari (bph) dan gas 778 juta kaki kubik per hari (MMscfd). Nanang menargetkan produksi migas PEP pada tahun depan dapat meningkat, yakni 83.000 bph minyak sesuai dengan rencana kerja anggaran perusahaan (RKAP) 2018 dan sekitar 790 MMscfd untuk gas.

LAPANGAN RANTAU

Dalam kesempatan terpisah, Field Manager Rantau Pertamina EP Asset I Richard Muthalib mengatakan bahwa produksi migas dari Lapangan Rantau per 18 Oktober 2017 telah melampaui target dalam RKAP 2017.

“Produksi minyak Penamina Field Rantau mencapai 2.495 barel per hari, atau 107,6% dari sasaran sebesar 2.319 barel per hari. Realisasi produksi gas mencapai 3,91 MMscfd atau 142,7% dari target dalam RKAP sebesar 2,74 MMscfd,” kata Richard.

Lebih lanjut, Nanang menjelaskan bahwa secara keseluruhan produksi minyak perusahaan saat ini relatif turun sedikit berkisar 69.000-70.000 bph. Namun, penurunan tersebut lebih dipengaruhi produksi dari kemitraan (mitra Pertamina EP) yang menghadapi sejumlah faktor.

“Misalnya lapangan Sukowati, itu 80% Pertamina EP dan 20% oleh JOB-PPEJ. Januari lalu, bagian kami 80% itu masih 11.000 barel, sekarang tinggal 6.500 barel."

Terkait dengan produksi gas, sejak Juni 2017 produksi Pertamina EP, sudah mencapai di atas 1 miliar kaki kubik. ini ditopang oleh produksi dari Matindok yang stabil di angka 45 MMscfd, ditambah produksi dari Musi naik sekitar 15-20 MMscfd dengan dipasangnya kompresor baru.

“Jadi kami boleh dibilang gas player karena produksi gas lebih dominan daripada minyak. Sekarang produksi atau pendapatan Pertamina EP 2/3 sudah dari gas. Penjualannya sekarang sekitar 780an MMscfd yang dijual ke sejumlah industri seperti pupuk, baja, petrokimia dan listrik ke PLN.”

Pertamina EP berharap agar ke depannya produksi migas akan meningkat lebih signifikan karena adanya lapangan-lapangan baru. Terkait dengan program konservasi lingkungan, Pertamina EP kembali mewujudkan komitmennya dengan meresmikan Rumah Informasi Tuntong (RI) di Desa Pusung Kapal, Kecamatan Seruway, Kabupaten Aceh Tamiang.

Program pelestarian Tuntong Laut (Batagur Borneoensis) ini merupakan bukti keberhasilan lintas instansi dan masyarakat, yaitu antara Pertamina EP, Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan yang dalam hal ini diwakili Badan Koordinator Sumber Daya Alam (BKSDA), Pemerintah Kabupaten Aceh Tamiang, Yayasan Satucita Lestari Indonesia (YSLI) dan masyarakat.

“”Tuntonglaut [sejenis kura-kura] yang merupakan salah spesies asli Indonesia yang sedang terancam kelestariannya. Peresmian Rumah Informasi Tuntong laut ini merupakan suatu komitmen dalam upaya perlindungan spesies tuntong laut yang saat ini sudah mengalami penurunan populasi dan hampir punah.”

Untuk itu, perlu upaya pencegahan, penanggulangan, dan pembatasana kerusakan yang disebabkan oleh manusia, alam, spesies invasif, hama dan penyakit. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, October 26, 2017

Pertamina EP Production Reaches 77,500 Barrels

PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina in the upstream oil and gas sector until mid-October 2017, produces 77,500 barrels of oil per day (BoPD) and gas 1,000 million standard cubic feet per day (MMSCFD).

Exploration & New Discovery Project Director of Pertamina EP Achmad Alfian Husein said the company's oil and gas production is still below the target of the Company's Work Plan and Budget (RKAP) 2017. Pertamina EP's oil production target by the end of this year reaches more than 80,000 BOPD.

"Target RKAP more than 80,000 BOPD, most until the end of the year around 77,500-78.000 BOPD, but our goal how to produce a proper," said Alfian after providing assistance Pertamina EP CSR in Forest Protection Mount Malabar, District Bandung, West Java.

The achievement of oil production is indeed lower than the realization in the same period of the previous year. Nevertheless, he ensured that Pertamina EP's oil production decline is still below 5% compared to the realization as per October 2016.

Alfian explained that the decline in oil production due to the difficulty of finding new wells and lifting oil. Therefore, Pertamina EP continues to explore new wells so that the company's future operations will run smoothly and more efficiently.

"We have acceleration to produce exploration findings in Big Bamboo, Karawang, and Jati Asri, Subang, from its 2018 target can be executed in second semester / 2017 for the production of riasional" he said.

Meanwhile, in the corporate social responsibility activities, Pertamina EP conducted nature conservation activities through the release of five Java Owa to the Gunung Malabar Protected Forest. This action coincides with International Gibbon Day.

"We are committed to supporting nature conservation activities such as the rehabilitation of the Java Owa, this support is done like funding for the Java Owa reintroduction program," he said.

Besides supported by Pertamina EP Asset 3 Subang Field, this nature conservation activity is also supported by cooperation of Owa Jawa Foundation, Ministry of Environment and Forestry (KLHK), Balai Besar Gede Pangrango National Park (BBTNGGP), Center for Natural Resources Conservation (BBKSDA) West Java, Perum Perhutani, Conservation international Indonesia, and Silvery Gibbon Project.

Director General of Natural Resources Conservation and Ecosystem of the Ministry of Environment and Forestry Wiratno said, currently the population of the Java Javan is threatened with extinction because the population in Java Island only left no more than 5%. He hopes this wild animal release could increase Owajawa's population.

IN INDONESIA

Produksi Pertamina EP Capai 77.500 Barel

PT Pertamina EP anak usaha PT Pertamina di sektor hulu minyak dan gas hingga pertengahan Oktober 2017 memproduksi minyak sebesaar 77.500 barel per hari (BoPD) dan gas 1.000 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD).

Exploration & New Discovery Project Director Pertamina EP Achmad Alfian Husein mengatakan, produksi minyak dan gas perseroan masih dibawah target Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) 2017. Target produksi minyak Pertamina EP hingga akhir tahun ini mencapai lebih dari 80.000 BOPD.

"Target RKAP lebih dari 80.000 BOPD, paling sampai akhir tahun sekitar 77.500-78.000 BOPD, tetapi tujuan kita bagaimana memproduksi secara proper,” kata Alfian seusai memberi bantuan CSR Pertamina EP di Hutan Lindung Gunung Malabar, Kabupaten Bandung, Jawa Barat.

Pencapaian produksi minyak tersebut memang lebih rendah dibandingkan dengan realisasi pada periode sama tahun sebelumnya. Meski demikian, dia memastikan penurunan produksi minyak Pertamina EP masih di bawah 5% dibandingkan dengan realisasi per Oktober 2016.

Alfian menjelaskan, menurunnya produksi minyak perseroan disebabkan sulitnya mencari sumur-sumur baru dan mengangkat minyak. Karena itu, Pertamina EP terus melakukan eksplorasi sumur baru sehingga kedepan operasional perusahaan tetap berjalan lancar dan lebih efisien.

”Kita ada percepatan menghasilkan temuan eksplorasi di Bambu Besar, Karawang, dan Jati Asri, Subang, dari targetnya 2018 bisa dieksekusi pada semester II/2017 untuk produksi riasional" ujarnya.

Sementara dalam kegiatan tanggungjawab sosial perusahaan, Pertamina EP melakukan kegiatan konservasi alam melalui pelepasan lima Owa Jawa ke Hutan Lindung Gunung Malabar. Aksi ini bertepatan dengan International Gibbon Day (Hari Owa internasional). 

"Kami berkomitmen mendukung kegiatan pelestarian alam seperti rehabilitasi Owa Jawa, dukungan ini dilakukan seperti pendanaan untuk program reintroduksi Owa Jawa," ujarnya.

Selain didukung Pertamina EP Asset 3 Subang Field, kegiatan konservasi alam ini juga berkat kerja sama Yayasan Owa Jawa, Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan (KLHK), Balai Besar Taman Nasional Gunung Gede Pangrango (BBTNGGP), Balai Besar Konservasi Sumber Daya Alam (BBKSDA) Jawa Barat, Perum Perhutani, Conservation international Indonesia, dan Silvery Gibbon Project.

Direktur Jenderal Konservasi Sumber Daya Alam dan Ekosistem kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan Wiratno mengatakan, saat ini populasi Owa Jawa terancam punah karena populasinya di Pulau Jawa hanya tersisa tidak lebih dari 5%. Dia berharap pelepasan liar satwa ini bisa meningkatkan populasi Owajawa.

Media Indonesia, Page-18, Wednesday, October 25, 2017