PEP Asset 4 Aims to Increase Production in 2019

Pertamina EP (PEP) Asset 4, one of the five assets of PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina (Persero), will push for increased production this year, following the productive performance achieved throughout 2018. 

     In the 2019 Corporate Budget Work Plan, production PEP Asset 4 is projected to be 17,712 BOPD for oil and 168.91 MMSCFD of gas. While in Work Pland & Budget (WP & B), oil production is targeted at 18,478 BOPD and gas of 168.80 MMSCFD.

Agus Amperianto

"Just like last year, Sukowati will still be the mainstay of oil production. This year we project Sukowati to produce 11,838 BOPD of oil with a gas production target of 12.30 MMSCFD. As for gas, Donggi-Matindok is projected to provide the largest contribution, namely gas as big as "87.07 MMSCFD with and condensate 629 BOPD," explained General Manager of Pertamina EP Asset 4 Agus Amperianto.

To achieve this target, Agus explained, PEP Asset 4 prepared a number of work plans in the production operations sector. In addition to drilling three production wells at Cepu Field and one injection well in Sukowati Field, PEP Asset 4 also worked eight wells in Poleng Field, and 132 well intervention activities.

Sukowati Field

"We also have 150 well service activities besides maintenance on a regular basis to prevent unplanned shut down," he said.

PEP Asset 4 also budgeted capital expenditure (capex) this year of US $ 47.9 million higher than the realization of 2018 of US $ 44.9 million. The funds are allocated for drilling, workover, construction of production facilities, and fulfillment of HSSE facilities and equipment.

"For operating costs (opex), we allocate US $ 143.05 million, down from the realization of Opex 2018 of US $ 144.41 million which will be allocated to routine well maintenance costs off crude / gas handling, equipment maintenance, worker certification equipment certification and fees wages for workers, "he said.

PEP Asset 4 has five fields spread in four provinces in the country. The five fields are Cepu Field in Blora District, Central Java; Sukowati Field in Bojonegoro Regency and Poleng Field in Gresik Regency, East Java; Donggi-Matindok Field in Banggai District, Central Sulawesi; and Papua Field in Sorong Regency, West Papua. Until the end of 2018, oil production realization (SOT) averaged 14,321 barrels of oil per day (BOPD) and 179.62 million standard cubic feet of gas per day (MMSCFD).

This production achievement is higher than the initial target of 2018 oil production of 14,032 BOPD and 2017 realization of 13,096 BOPD and gas amounting to 169.93 MMSCFD in the initial projection of 2018 and 2017 realization of 143.96 MMSCFD.

"The biggest contribution last year for oil production came from Sukowati Field, an average of 7,377 BOPD and gas from Donggi-Matindok Field averaged 98.65 MMSCFD," said Agus.

According to Agus, the increase in PEP Asset 4 production in 2018 due to several factors, including the entry of Sukowati Field 4 in May 2018 and Asset 4 succeeded in improving cement bonding in the field so that Sukowati field production increased. In addition, in 2018, Papua Field and Unitization Wakamuk has been in full production, compared to 2017.

"Papua and Unitaka Waka-muk began entering Asset 4 in May 2017," said Agus.

The increase in PEP Asset 4 production was also due to the successful drilling of three wells in Tapen, namely TPN-4, 5, and 6. Starting the production of the Matindok structure which has a high Condensate Gas Ratio (CGR) helped boost oil production.

IN INDONESIAN

PEP Asset 4 Bidik Kenaikan Produksi pada 2019

Pertamina EP (PEP) Asset 4, satu dari lima Asset PT Pertamina EP anak usaha PT Pertamina (Persero), akan mendorong peningkatan produksi pad tahun ini, menyusul kinerja produktif yang telah diraih sepanjang 2018. Dalam Rencana Kerja Anggaran Perusahaan 2019, produksi PEP Asset 4 diproyeksikan 17.712 BOPD untuk minyak dan 168,91 MMSCFD gas. Sedangkan dalam Work Pland & Budget (WP&B), produksi minyak ditargetkan 18.478 BOPD dan gas 168,80 MMSCFD

“Sama seperti tahun lalu, Sukowati tetap akan jadi andalan produksi minyak. Tahun ini kami proyeksikan Sukowati memproduksi minyak 11.838 BOPD dengan target produksi gas 12,30 MMSCFD. Sedangkan untuk gas, Donggi-Matindok diproyeksikan memberi kontribusi terbesar, yaitu gas sebesar 87,07 MMSCFD dengan dan kondensat 629 BOPD,” jelas General Manager Pertamina EP Asset 4 Agus Amperianto.

Untuk mencapai target tersebut, Agus menjelaskan, PEP Asset 4 mempersiapkan sejumlah rencana kerja di sektor operasi prouksi. Selain pemboran tiga sumur produksi di Cepu Field dan satu sumur injeksi di Sukowati Field, PEP Asset 4 juga melakukan workover delapan sumur di Poleng Field, dan 132 kegiatan well intervention.

“Kami juga ada 150 kegiatan well service selain maintenance secara berkala untuk mencegah unplanned shut down,” ujarnya.

PEP Asset 4 juga menganggarkan belanja modal (capex) tahun ini sebesar US$ 47,9 juta lebih tinggi dibandingkan realisasi 2018 sebesar US$ 44,9 juta. Dana itu dialokasikan untuk biaya pemboran, workover, pembangunan fasilitas produksi, dan pemenuhan fasilitas, dan peralatan HSSE.

“Untuk biaya operasi (opex), kami alokasikan US$ 143,05 juta, turun dibandingkan realisasi opex 2018 sebesar US$ 144,41 juta yang akan dialokasikan untuk biaya operasional rutin perawatan sumur yang off handling crude/gas, perawatan peralatan, sertifikasi pekerja, sertifikasi peralatan, dan biaya upah pekerja,” ujarnya.

PEP Asset 4 memiliki lima lapangan (field) yang tersebar di empat provinsi di Tanah Air. Kelima field tersebut adalah Cepu Field di Kabupaten Blora Jawa Tengah; Sukowati Field di Kabupaten Bojonegoro dan Poleng Field di Kabupaten Gresik, Jawa Timur; Donggi-Matindok Field di Kabupaten Banggai Sulawesi Tengah; dan Papua Field di Kabupaen Sorong, Papua Barat. 

    Hingga akhir 2018, realisasi produksi (SOT) minyak rata-rata sebesar 14.321 barrel oil per day (BOPD) dan gas 179,62 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). 

Pencapaian produksi ini lebih tinggi dibandingkan target awal produksi minyak 2018 sebesar 14.032 BOPD maupun realisasi 2017 sebesar 13.096 BOPD serta gas sebesar 169,93 MMSCFD pada proyeksi awal 2018 dan realisasi 2017 sebesar 143,96 MMSCFD.

“Kontribusi terbesar produksi tahun lalu untuk minyak berasal dari Sukowati Field rata-rata 7.377 BOPD dan gas dari Donggi-Matindok Field rata-rata 98,65 MMSCFD," ujar Agus.

Menurut Agus, peningkatan produksi PEP Asset 4 pada 2018 karena beberapa faktor, antara lain masuknya Sukowati Field 4 pada Mei 2018 dan Asset 4 berhasil memperbaiki cement bonding di field tersebut sehingga produksi lapangan Sukowati meningkat. Selain itu, pada 2018, Papua Field dan Unitisasi Wakamuk sudah berproduksi penuh, dibandingkan 2017. 

“Papua dan Unitisasi Waka-muk mulai masuk Asset 4 pada Mei 2017,” ujar Agus.

Peningkatan produksi  PEP Asset 4 juga disebabkan keberhasilan pemboran tiga sumur di Tapen, yaitu TPN-4, 5, dan 6. Mulai berproduksinya struktur Matindok yang memiliki Condensate Gas Ratio (CGR) tinggi ikut mendongkrak produksi minyak.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Jan 15, 2019

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Targets 218,000 BOEPD Oil and Gas Production

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) targets oil and gas production this year to reach 218 thousand barrels of oil equivalent per day/BOEPD, up 5.8% from last year's 206 thousand boepd realization. The increase in production comes from Blok Offshore North West Java (ONWJ) and Offshore South East Sumatra (OSES).

PHE Managing Director Meidawati said, this year, the company's oil production is targeted at 79 thousand barrels per day (bpd) and gas 804 million cubic feet per day (million standard cubic feet per day / MMSCFD). PHE's oil and gas production contributes 19% each there is an oil production target of PT Pertamina (Persero) of 79 thousand bpd and 27% of the gas production target of 2,944 MMSCFD.

"Then for oil and gas, PHE contributed 218 MBOEPD, from the target of 922 thousand BOEPD or 24%," he said in Jakarta.

It prepared a number of strategies to achieve these targets. Some strategies include the effectiveness of work programs, increased oil and gas production and lifting, project supervision, gas commercialization, accelerated exploration status for reserves, preventive action for legal cases, and completion of taxation partnerships and stakeholder relations. This, according to Meidawati, is reflected in the increasing number of work plans that will be executed in 2019.

Some of these activities are drilling for Pertamina Upstream Energy, which targets 13 thousand BOEPD of oil and gas exploration in 13 wells, drilling for 45 wells development, and 47 wells.

"The increase in production comes from ONWJ Block and OSES," said Meidawati.

Comparing data from the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas), the ONWJ Block production target is set at 18 thousand boepd for gas and 33 thousand bpd for oil. The target is up from last year's realization of 15 thousand boepd for gas and 29,439 bpd for oil. While Blok OSES oil production is targeted to increase to 32 thousand bpd from 2018 realization which is 30,657 bpd.

Still based on the same data, in Blok ONWJ, PHE successfully operated the SP project in October last year. This project has an estimated peak production of 30 mmscfd. While in the year PHE targets it can operate the YY Project in ONWJ Block with oil production of 4,605 ​​bpd and 25.5 MMSCFD.

"The PHE target in 2019 is very challenging," said Meidawati.

PHE's oil and gas production target this year is higher than 2018. Last year, PHE posted oil and gas production as of 206 thousand boepd, namely oil 69 thousand bpd and gas 795 mmscfd. This 2018 achievement is very good. The realization of oil production was recorded at 99% of the target 70 thousand and 103% gas from the target of 771 mmscfd. 

    In terms of finance, PHE's net profit last year reached US $ 470 million. Meidawati said, there were many factors supporting the success of the performance achievements, including the existence of the PHE committee.

"All ranks at PHE have a commitment to work effectively and an efficient definition in this case is not just talking about saving, but the work can be completed, with optimal teaching costs efficiently. Also termination blocks managed by PHE also contribute to oil and gas production figures, "he explained.

Block Termination

According to Meidawati, PHE took over management of a number of terminated blocks in 2018. In details, OSES Block, Ogan Komering, and North Sumatera Offshore (NSO) and North Srunatera Block B (NSB). This year, the company also manages two more blocks, namely the Jambi Merang Block and Raja / Pendopo.

"In the future, the blocks will be managed using gross split schemes. This scheme is considered to be quite good because it is more efficient," he said.

He explained, the management of this termination block has its own challenges. First, the reservoir problem, given the rate of decline in the termination of oil and gas blocks is very high. 

     Second, very old production facilities. The third fact is human resources. It will reorganize the pattern of recruitment of human resources that previously managed the block to join Pertamina in accordance with the rules of the collective labor agreement (PKB) stipulated by PT Pertamina (Persero).

IN INDONESIAN

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Targetkan Produksi Migas 218 ribu BOEPD

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) menargetkan produksi migas pada tahun ini sebesar 218 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/BOEPD) , naik 5,8% dari realisasi tahun lalu 206 ribu boepd. Peningkatan produksi berasal dari Blok Offshore North West Java (ONWJ) dan Offshore South East Sumatera (OSES).

Direktur Utama PHE Meidawati mengatakan, pada tahun ini, produksi minyak perusahaan ditargetkan sebesar 79 ribu barel per hari (bph) dan gas 804 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/MMSCFD). Kontribusi produksi minyak dan gas PHE ini masing-masing sebesar 19% terdapat target produksi minyak PT Pertamina (Persero) 79 ribu bph dan 27% dari target produksi gas 2.944 MMSCFD.

“Kemudian untuk migas, PHE memberikan kontribusi 218 MBOEPD, dari target sebesar 922 ribu BOEPD atau sebesar 24%,” kata dia di Jakarta.

Pihaknya menyiapkan sejumlah strategi untuk mencapai target tersebut. Beberapa strategi diantaranya adalah efektititas program kerja, peningkatan produksi dan lifting migas, pengawasan proyek, komersialisasi gas, percepatan status eksplorasi untuk peningkatan cadangan, preventive action untuk kasus hukum, serta penyelesaian perpajakan partnership dan stakeholder relations. Hal ini, menurut Meidawati, tercermin dengan meningkatnya jumlah rencana kerja yang akan dieksekusi pada 2019. 

Beberapa kegiatan ini adalah pengeboran Pertamina Hulu Energi Targetkan Produksi Migas 218 Ribu BOEPD eksplorasi sebanyak 13 sumur, pengeboran pengembangan 45 sumur, dan kerja ulang 47 sumur. 

“Peningkatan produksi berasal dari Blok ONWJ dan OSES," tutur Meidawati.

Mengadu data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), target produksi Blok ONWJ ditetapkan sebesar 18 ribu boepd untuk gas dan 33 ribu bph untuk minyak. Target tersebut naik dari realisasi tahun lalu yang tercatat sebesar 15 ribu boepd untuk gas dan 29.439 bph untuk minyak. Sementara produksi minyak Blok OSES ditargetkan naik menjadi 32 ribu bph dari realisasi 2018 yang sebesar 30.657 bph.

Masih berdasarkan data yang sama, di Blok ONWJ, PHE berhasil mengoperasikan proyek SP pada Oktober tahun lalu. Proyek ini memiliki estimasi puncak produksi sebesar 30 mmscfd. Sementara di tahun PHE menargetkan dapat mengoperasikan Proyek YY di Blok ONWJ dengan produksi minyak 4.605 bph dan 25,5 MMSCFD.

“Target PHE di 2019 ini sangat menantang,” tutur Meidawati.

Target produksi migas PHE tahun ini tercatat lebih tinggi dari realisasi 2018. Pada tahun lalu, PHE membukukan produksi migas sebesae 206 ribu boepd, yakni minyak 69 ribu bph dan gas 795 mmscfd. Capaian 2018 ini terbilang sangat bagus. Realisasi produksi minyak tercatat 99% dari target 70 ribu dan gas 103% dari target 771 mmscfd. Dari sisi keuangan, laba bersih PHE pada tahun lalu mencapai US$ 470 juta. Dikatakan Meidawati, banyak faktor penunjang keberhasilan capaian kinerja tersebut, antara lain adanya komitrnen PHE. 

“Seluruh jajaran di PHE memiliki komitmen untuk bisa bekerja secara efektif dan Definisi efisien dalam hal ini bukan semata berbicara soal penghematan saja, melainkan pekerjaan tersebut bisa selesai, dengan biaya yang optimal ajaran efisien. Juga blok-blok terminasi yang di kelola PHE juga turut menyumbang angka produksi minyak dan gas,” jelas dia.

Blok Terminasi

Menurut Meidawati, PHE mengambil alih pengelolaan sejumlah blok terminasi pada 2018 lalu. Rincinya, Blok OSES, Ogan Komering, serta North Sumatera Offshore (NSO) dan North Srunatera Block B (NSB). Pada tahun ini, pihaknya juga kembali mengelola dua blok lagi, yakni Blok Jambi Merang dan Raja/Pendopo. 

"Ke depannya, blok-blok tersebut akan clikelola dengan menggunakan skema gross split. Skema ini dinilai cukup bagus karena lebih eisien,” tutur dia.

Dia menjelaskan, pengelolaan blok terminasi ini memiliki tantangan tersendiri. Pertama, masalah reservoir, mengingat laju penurunan produksi (decline rate) blok migas terminasi ini sangat tinggi. Kedua, fasilitas produksi yang sangat tua. Fakto ketiga, adalah sumber daya manusia. 

    Pihaknya akan mengatur kembali bagaimana pola rekruitmen sumber daya manusia yang sebelumnya mengelola blok tersebut untuk bergabung dengan Pertamina sesuai dengan aturan perjanjian kerja bersama (PKB) yang ditetapkan oleh PT Pertamina (Persero).

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Jan 15, 2019

Oil and Gas 6 Block Contracts Revised To Gross Split

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) said that there were five oil and gas companies that proposed amendments to their production contracts (PSCs) to become gross split schemes. This PSC revision is for six conventional and non-conventional oil and gas blocks.

Deputy Minister of ESDM Arcandra Tahar said, the six oil and gas blocks will be amended to become a gross split scheme until next month. In the next two weeks, the two oil and gas block contracts are targeted to be changed to gross split. Furthermore, the four oil and gas blocks will be followed again.

"Hopefully in the next two weeks there will be 38 oil and gas blocks (gross split). What has changed is six oil and gas blocks until mid-February. This year will continue to increase (gross split contract), "he said. Thus, a total of 42 oil and gas blocks will use gross split contracts in February.

The four oil and gas blocks that will be revised are the conventional oil and gas blocks. In particular, the Duyung Block is managed by Conrad Petroleum, North Arafura by Mandiri Arafura Utara Ltd, Bunga Mas by Bunga Mas International Company, and Blok Sebatik by Star Energy. 

Arcandra Tahar

     While two of them are coal bed methane (CBM) gas, namely Muralim and Tanjung Enim Blocks that are worked on by Dart Energy Arcandra, explaining that the reason oil and gas companies amend their contracts to gross split is to consider the benefits of using gross split schemes.

Some of these advantages are efficient, processes that are not complicated, simple and have more certainty, where the parameters of the distribution of incentives are clear and measurable.

"For these reasons, they transferred their contracts to gross splits," he said.

The Tanjung Enim and Muralim CBM blocks are the first two non-conventional oil and gas blocks to switch to gross splits. Arcandra said, there was no special incentive for CBM Blocks that switched to gross split schemes. The profit sharing (split) for non-conventional oil and gas blocks remains in accordance with applicable regulations.

He promised, the contract revision process to gross split would only take one month, including for the approval of its development plan (plan of development / POD).

ENI Italy

"We will approve POD and PSC such as Eni, POD and PSC, we approve (in) one month," said Arcandra.

Duyung Block is located in the West Natuna Basin. Referring to the official page, Conrad Petroleum has drilled four wells in this Mako Field, where the fourth well drilling was carried out in June 2017. 

    The Mako field is estimated to have 705 billion cubic feet of gas with upside scenarios up to 1,317 billion cubic feet. Currently Conrad is compiling this field POD. Holders of the Duyung Block participation rights are Conrad 90% and Empyrean Energy Plc 10%.

IN INDONESIAN

Kontrak 6 Blok Migas Direvisi Jadi Gross Split

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menyatakan terdapat lima perusahaan migas yang mengusulkan amendemen kontrak kerja samanya (production sharing contract/ PSC) menjadi skema bagi hasil kotor (gross split). Revisi PSC ini untuk enam blok migas konvensional dan non-konvensional.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menuturkan, enam blok migas ini akan diamendemen kontraknya menjadi skema gross split sampai bulan depan. Dalam dua pekan ke depan, kontrak dua blok migas diantaranya ditargetkan sudah berganti menjadi gross split. Selanjutnya, akan disusul kontrak empat blok migas lagi.

“Semoga dua pekan lagi menjadi 38 blok migas (gross split). Yang berubah ada enam blok migas sampai pertengahan Februari. Tahun ini akan tambah terus (kontrak gross split),” kata dia. Sehingga, total akan ada 42 blok migas yang menggunakan kontrak gross split pada Februari.

Empat blok migas yang akan direvisi kontraknya ini adalah blok migas konvensional. Rincinya, Blok Duyung yang dikelola oleh Conrad Petroleum, North Arafura oleh Mandiri Arafura Utara Ltd, Bunga Mas oleh Bunga Mas International Company, dan Blok Sebatik oleh Star Energy. 

    Sementara dua diantaranya adalah blok gas methana batu bara (coal bed methane/ CBM), yaitu Blok Muralim dan Tanjung Enim yang digarap oleh Dart Energy Arcandra menjelaskan, alasan perusahaan migas mengamendemen kontraknya menjadi gross split adalah mempertimbangkan keuntungan menggunakan skema gross split. 

Beberapa keuntungan ini adalah efisien, proses yang tidak berbelit-belit, sederhana dan lebih memiliki kepastian, dimana parameter pembagian insentif jelas dan terukur. 

“Karena alasan-alasan itu mereka mengalihkan kontraknya menjadi gross split," ujar dia.

Blok CBM Tanjung Enim dan Muralim merupakan dua blok migas non-konvensional pertama yang beralih ke gross split. Dikatakan Arcandra, tidak ada insentif khusus bagi Blok CBM yang beralih ke skema gross split. Bagi hasil (split) untuk blok migas non-konvensional tetap sesuai dengan regulasi yang berlaku.

Dia menjanjikan, proses revisi kontrak ke gross split ini hanya akan memakan waktu satu bulan, termasuk untuk persetujuan rencana pengembangannya (plan of development/ POD).

“POD dan PSC akan kami setujui seperti Eni, POD dan PSC kami setujui (dalam) satu bulan,” tutur Arcandra.

Blok Duyung berlokasi di West Natuna Basin. Mengacu laman resminya, Conrad Petroleum telah mengebor empat sumur di Lapangan Mako ini, dimana pengeboran sumur keempat dilakukan pada Juni 2017. 

    Lapangan Mako diperkirakan memiliki gas 705 miliar kaki kubik dengan upside scenario hingga 1.317 miliar kaki kubik.  Saat ini Conrad sedang menyusun POD lapangan ini. Pemegang hak partisipasi Blok Duyung adalah Conrad 90% dan Empyrean Energy Plc 10%.

Investor Daily, Page-9, Monday, Jan 14, 2019

Production of the Cepu Block Increases

Crude oil production from the Cepu Block has increased again. Previously, in 2017, the block's production reached 185 thousand barrels per day (bpd). At present, production and lifting (ready to sell) of petroleum reaches 220 bpd.

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Djoko Siswanto said the increase in production was due to the installation of Exxon-Mobil's cooler facilities as the Cepu Block operator. With improved performance, this block is arguably one of the biggest supports for Indonesia's crude oil production.

Exxon-Mobil's cooler facilities

"The Cepu block is now overtaking Chevron (Rokan Block), at the beginning of the 165 thousand barrel Plan of Development (POD), then we are trying to 185 thousand, then up to 220 thousand, that's the effort by installing cooler facilities," Djoko said.

Chevron ( the Rokan Block)

The cooler installation is believed to be able to maintain the production of the Cepu Block according to the Program and Budget Plan (WP & B) until 2020. That way, if in 2021 a decline occurs, petroleum production from there can be overcome from the production of the Kedung Keris field which will be operational later this year.

 the Banyu Urip field

Djoko explained that ExxonMobil, the first operator of the Cepu Block, found the Banyu Urip field with reserves reaching 450 million barrels. Started production in 2008 with a capacity of 20 thousand bpd in 2009. In 2011, EXxonMobile found new reserves in the Kedung Keris field and will be fully operational in the third quarter of 2019 with projected additional production of 10 thousand bpd.

Now, the Cepu Block is the mainstay of the national oil lifting shifting the Rokan Block which only produces an average of 190 thousand bpd because it is included in the mature category.

"Naturally, if oil is taken continuously, right away," said Djoko.

Meanwhile, to increase oil and gas production, the Ministry of Energy and Mineral Resources is preparing five working areas (WK) to be offered to investors in the near future. The five WKs are planned to be included in the 2019 phase I auction. 

     Djoko said, these five blocks are divided into three exploration blocks, namely the Anambas Block, the West Ganal-Makassar Strait Block, and the West Kaimana Block. While the two production blocks, namely West Kampar and Selat Panjang.

"In the 2019 work plan the range is ten. But in the first phase there are five first. Arranged in stages.

IN INDONESIAN

Produksi Blok Cepu Naik

Produksi minyak mentah dari Blok Cepu kembali meningkat. Sebelumnya, pada 2017, produksi blok ini mencapai 185 ribu barel per hari (bph). Saat ini, produksi dan lifting (siap jual) minyak bumi mencapai 220 bph.

Direktur Jenderal Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Djoko Siswanto mengatakan, peningkatan produksi ini terjadi karena pemasangan fasilitas alat pendingin (cooler) yang dilakukan Exxon-Mobil selaku operator Blok Cepu. Dengan capaian yang makin membaik, blok ini bisa dibilang sebagai salah satu penopang produksi minyak mentah Indonesia terbesar.

"Blok Cepu itu sekarang menyalip Chevron (Blok Rokan), di awal Plan of Development (POD) 165 ribu barel, lalu kami upayakan ke 185 ribu, lalu naik ke 220 ribu, itu upayanya dengan memasang fasilitas cooler," ujar Djoko.

Pemasangan cooler diyakini bisa mempertahankan procluksi Blok Cepu sesuai Rencana Program dan Anggaran (WP&B) sampai 2020. Dengan begitu, jika pada 2021 terjadi penurunan, produksi minyak bumi dari sana bisa teratasi dari produksi lapangan Kedung Keris yang akan mulai beroperasi akhir tahun ini.

Djoko menjelaskan, ExxonMobil selaku operator pertama kali Blok Cepu, menemukan lapangan Banyu Urip dengan cadangan mencapai 450 juta barel. Mulai berproduksi pada 2008 dengan kapasitas 20 ribu bph pada 2009. 

   Pada 2011, EXxonMobile menemukan cadangan baru di lapangan Kedung Keris dan akan beroperasi penuh pada kuartal III 2019 dengan proyeksi penambahan produksi sebesar 10 ribu bph.

Kini, Blok Cepu didaulat sebagai andalan utama lifting minyak nasional menggeser Blok Rokan yang hanya memproduksi rata-rata 190 ribu bph lantaran masuk dalam kategori mature. 

"Secara alamiah, kalau minyak diambil terus menerus ya abis," ungkap Djoko.

Sementara itu, untuk meningkatkan produksi minyak dan gas (migas), Kementerian ESDM sedang mempersiapkan lima wilayah kerja (WK) untuk ditawarkan kepada para investor dalam waktu dekat. Kelima WK direncanakan akan diikutsertakan dalam lelang tahap I 2019. 

     Djoko menyebut, lima blok ini terbagi dalam tiga blok eksplorasi, yaitu Blok Anambas, Blok West Ganal-Makasar Strait, dan Blok West Kaimana. Sementara dua blok eksproduksi, yaitu West Kampar dan Selat Panjang.

"Kalau dalam rencana kerja 2019 range-nya ada sepuluh. Tapi, dalam tahap I ada lima dulu. Disusun bertahap.

Republika, Page-13, Monday, Jan 14, 2019

Chevron Manages the West Seno Field Again

PT Chevron Pacific Indonesia won the West Seno field which they once managed. The government again provided the field because there were already production facilities owned by Chevron. The field entered the Rapak Block which is currently managed by the oil and gas company from the United States.

Previously, the West Seno Field entered the Makassar Strait working area which will be auctioned this year. The Director General of Oil and Gas (Director General of Oil and Gas) of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), Djoko Siswanto said, there would be five oil and gas Working Areas (WK) to be auctioned in stage l in 2019. Of the five oil and gas blocks, there were three exploration blocks and two production blocks.

the Makassar Strait

The exploration block includes WK Anambas, Makassar Strait WK which changed its name to West Ganal, and WK West Kaimana. The two production blocks consist of WK West Kampar and WK Selat Panjang. 

    At the Makassar Straits WK, according to Djoko, there will be no West Seno field. He said, the West Seno field was issued from the Makassar Strait WK and entered into the Rapak Block managed by Chevron.

"West Seno has a platform and production, later it will be replaced to Rapak Chevron, but only the production facilities," said Djoko.

Djoko also said that Chevron will continue the management of West Seno Field until 2020 which is the end of the Makassar Strait Block contract.

IN INDONESIAN

Chevron Mengelola Lagi Lapangan West Seno

PT Chevron Pacific Indonesia meraih lapangan West Seno yang dulu sempat mereka kelola. Pemerintah kembali memberikan lapangan tersebut lantaran sudah ada fasilitas produksi milik Chevron. Lapangan itu masuk Blok Rapak yang saat ini dikelola perusahaan migas asal Amerika Serikat itu.

Sebelumnya, Lapangan West Seno rmasuk ke dalam wilayah kerja Makassar Strait yang akan dilelang pada tahun ini. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Dirjen Migas) Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Djoko Siswanto mengatakan, akan ada lima Wilayah Kerja (WK) migas yang akan dilelang pada tahap l di tahun 2019. Dari lima blok migas tersebut, terdapat tiga blok eksplorasi dan dua blok produksi.

Blok ekplorasi meliputi WK Anambas, WK Makassar Strait yang berubah nama menjadi West Ganal, dan WK West Kaimana. Adapun dua blok produksi terdiri dari WK West Kampar dan WK Selat Panjang. Di WK Makassar Straits, menurut Djoko, tidak akan ada lagi lapangan West Seno. Dia bilang, lapangan West Seno dikeluarkan dari WK Makassar Strait dan masuk ke dalam Blok Rapak yang dikelola Chevron.

"West Seno ada platform dan produksi, nanti diganti ke Rapak Chevron, namun fasilitas produksinya saja," ungkap Djoko.

Djoko pun menyebutkan Chevron akan meneruskan pengelolaan Lapangan West Seno hingga tahun 2020 yang merupakan akhir kontrak Blok Makassar Strait.

Kontan, Page-14, Monday, Jan 14, 2019

Targeting Oil and Gas Cooperation in the Middle East

The government seeks to increase investment in the oil and gas subsector (oil and gas). One of them is aiming for cooperation with a number of countries in the Middle East region, namely Iraq and Azerbaijan. 

    Director of ESDM Ministry of Oil and Gas Development Program Soerjaningsih stated that the government had offered oil and gas exploration in Azerbaijan and imported crude oil.

"Iraq is also the main target of cooperation in developing the petrochemical industry, refinery construction, and oil and gas exploration in the country "through PT Pertamina (Persero)," said Soerjaningsih.

According to Soerjaningsih, Pertamina is interested in the Tuba Oil Field project in Iraq. Now it's still under discussion.

"The partnership between the two countries is still exploration or negotiation. We will discuss this later in a bilateral meeting between the two countries, "said Soerjaningsih.

Investment in the oil and gas sector abroad is not new to the Republic of Indonesia (RI). Throughout 2018 there were four main collaborations in the oil and gas sector which were successfully agreed upon. 

    First, RI-Russia and Rosneft built the GRR Tuban refinery with an investment of USD 15 billion - USD 16 billion. Then, RI-Saudi Arabia with Saudi Aramco worked on the Cilacap refinery RDMP project with an investment of USD 5.4 billion-USD 6 billion.

Next is RI-Azerbaijan. Namely, Pertamina with SOCAR in terms of crude oil imports and oil and gas field exploration. The investment value will be known after the signing of the memorandum of understanding. The fourth, RI-Bangladesh and RI-Pakistan work together to supply LNG with a receipt value of USD 14.3 billion.

"Cooperation with various countries is expected to be able to maintain the investment trend in the ESDM sector," said Soerjaningsih.

Realization of investment in the ESDM sector in 2018 reached USD 32.2 billion, equivalent to Rp 462.183 trillion. Of this amount, USD 12.5 billion represents the realization of the oil and gas subsector. 

     This gain has increased compared to 2017 with the achievement of the upstream and downstream oil and gas sector which has an investment of USD 11 billion. The 2018 oil and gas lifting only reaches 778 thousand barrels of oil per day and 1.139 million barrels of oil equivalent per day.

IN INDONESIAN

Incar Kerja Sama Migas di Timteng

Pemerintah berupaya meningkatkan investasi subsektor minyak dan gas bumi (migas). Salah satunya membidik kerja sama dengan sejumlah negara di kawasan Timur Tengah, yakni Iraq dan Azerbaijan. 

   Direktur Pembinaan Program Migas Kementerian ESDM Soerjaningsih menyatakan, pemerintah mendapat tawaran eksplorasi lapangan migas di Azerbaijan dan impor minyak mentah. 

"Iraq juga menjadi sasaran utama kerja sama dalam pengembangan industri petrokimia, pembangunan kilang, dan eksplorasi lapangan migas di negara tersebut melalui PT Pertamina (Persero)," kata Soerjaningsih.

    Menurut Soerjaningsih, Pertamina berminat pada proyek Tuba Oil Field di Iraq. Sekarang masih dalam tahap pembahasan. 

”Kemitraan kedua negara sifatnya masih penjajakan atau negosiasi. Nanti dibahas lebih lanjut dalam pertemuan bilateral antar kedua negara,” tutur Soerjaningsih.

Investasi sektor migas di luar negeri bukan hal baru bagi Republik Indonesia (RI). Sepanjang 2018 ada empat kerja sama pokok di sektor migas yang berhasil disepakati. Pertama, RI-Rusia dengan Rosneft membangun kilang GRR Tuban dengan nilai investasi USD 15 miliar - USD 16 miliar. Lalu, RI-Arab Saudi dengan Saudi Aramco mengerjakan proyek RDMP kilang Cilacap dengan investasi USD 5,4 miliar-USD 6 miliar.

Berikutnya RI-Azerbaijan. Yakni, Pertamina dengan SOCAR dalam hal impor minyak mentah dan eksplorasi lapangan migas. Nilai investasinya akan diketahui setelah penandatanganan nota kesepahaman. Yang keempat, RI-Bangladesh serta RI-Pakistan bekerja sama untuk pasokan LNG dengan nilai penerimaan USD 14,3 miliar. 

”Kerja sama dengan berbagai negara ini diharapkan mampu menjaga tren investasi sektor ESDM" kata Soerjaningsih.

Realisasi investasi di sektor ESDM pada 2018 mencapaiangka USD 32,2 miliar atau setara Rp 462,183 triliun. Dari jumlah tersebut, USD 12,5 miliar merupakan realisasi dari subsektor migas. Perolehan tersebut mengalami peningkatan jika dibandingkan 2017 dengan capaian sektor migas di hulu dan hilir yang mengantongi investasi USD 11 miliar. Adapun lifting minyak dan gas bumi 2018 hanya mencapai 778 ribu barel minyak per hari dan 1,139 juta barel setara minyak per hari.

Jaw Pos, Page-6, Monday, Jan 14, 2019

GPF Project Reaches Million Working Hours Congratulations

Jambaran-Tiung Biru (JTB) Unitization Gas Development Project managed by PT Pertamina EP Cepu (PEPC) carved out milestones at the beginning of 2019. After conducting the Project's Prime EPC Gas Processing Facility (GPF)] -TB on January 4, 2019, on January 13, 2019 PEPC appreciated the achievement of 1 million Working Hours without GPF JTB's Lost Time Injury (LTI) to the RU Consortium consisting of Industrial Engineering, JGC Corporation, and JGC Indonesia.

The award was handed over directly by the Bojonegoro Regency Government and Senior Project Manager, Firman Arif to the RJJ Project Manager, Budi Prianto at the JTB Project Site in Bandungrejo Village, Ngasem District, Bojonegoro.

"We hope that this appreciation can provide motivation and encouragement for related parties, both the RJJ Consortium, the JTB Unitization Gas Development Project workers, and PEPC workers and management, who have synergized applying the K3 norm in the GPF JTB project to reach 1 million working hours safely, "Said the Word.

The GPF JTB project has reached 1 million working hours safely from October 23, 2017 to December 1, 2018. The award ceremony was also witnessed by the Head of the Bojonegoro Industry and Labor Office (Disperinaker), Agus Supriyanto and the SKK Migas Operations Support Division, Bagus Edvantoro and all workers of the JTB Unitization Field Gas Development Project.

At present, PEPC as the sole operator has the role of maintaining the country's energy independence through the JTB Project, which is expected to provide a multiplier effect on the development of the industry in the Central Java and East Java regions.

PEPC manages the JTB Unitization Gas Development Project which is one of the National Strategic Projects (PSN) with Capex efficiency from 2.2 billion USD to 1,547 Millar USD. GPF units that reach 1 Hour of Work are targeted to produce flat gas sales. production line 192 MMSCFD.

IN INDONESIAN

Proyek GPF Capai Juta Jam Kerja Selamat

Proyek Pengembangan Gas Lapangan Unitisasi jambaran-Tiung Biru (JTB) yang dikelola oleh PT Pertamina EP Cepu (PEPC) mengukir milestones di awal tahun 2019. Setelah melakukan Pemancangan Perdana EPC Gas Processing Facility (GPF) Proyek ]-TB di tanggal 4 Januari 2019, pada tanggal 13 Januari 2019 PEPC memberikan apresiasi pencapaian 1 juta jam Kerja Selamat tanpa Lost Time Injury (LTI) GPF JTB kepada Konsorsium RU yang terdiri dari Rekayasa Industri, JGC Corporation, dan JGC Indonesia.

Penghargaan tersebut diserahkan langsung oleh Pemerintah Kabupaten Bojonegoro dan Senior Project Manager, Firman Arif kepada Project Manager RJJ, Budi Prianto bertempat di Site Proyek JTB di Desa Bandungrejo, Kecamatan Ngasem, Bojonegoro.

“Kami harapkan apresiasi ini dapat memberikan motivasi dan dorongan bagi pihak terkait, baik Konsorsium RJJ, pekerja Proyek Pengembangan Gas Lapangan Unitisasi JTB, serta pekerja dan manajemen PEPC, yang telah bersinergi menerapkan norma K3 dalam proyek GPF JTB hingga mencapai 1 juta jam kerja selamat,” ujar Firman.

Proyek GPF JTB telah mencapai 1 juta jam kerja selamat terhitung sejak 23 Oktober 2017 sampai dengan 01 Desember 2018. Seremoni penghargaan turut disaksikan oleh Kepala Dinas Perindustrian Dan Tenaga Kerja (Disperinaker) Bojonegoro, Agus Supriyanto dan Kepala Divisi Penunjang Operasi SKK Migas, Bagus Edvantoro serta seluruh pekerja Proyek Pengembangan Gas Lapangan Unitisasi JTB.

Saat ini PEPC sebagai operator tunggal mengemban peran menjaga kemandirian energi negeri melalui Proyek JTB yang nantinya diharapkan memberikan multiplier effect terhadap perkembangan industri di wilayah Jawa Tengah dan Jawa Timur.

PEPC mengelola Proyek Pengembangan Gas Lapangan Unitisasi JTB yang merupakan salah satu Proyek Strategis Nasional (PSN) dengan etisiensi Capex dari semula 2,2 Miliar USD menjadi 1,547 Millar USD.Unit GPF yang mencapai 1 jam Kerja Selamat tersebut nantinya ditargetkan untuk menghasilkan sales gas dengan rata-rata produksi 192 MMSCFD.

Investor Daily, Page-9, Monday, Jan 14, 2019

Government will auction 10 oil and gas blocks

The government plans to auction 10 oil and gas blocks this year, down compared to the 34 oil and gas blocks auctioned last year. This year's oil and gas block auction will be divided into two stages, where the first phase will be held this January.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Djoko Siswanto said, of the 10 oil and gas blocks planned to be auctioned this year, five oil and gas blocks will be offered in the first phase of the auction.

Two of these five oil and gas blocks are production blocks whose existing contracts have been terminated, namely the West Kampar Block and the Long Strait located in Riau. While the remaining three other oil and gas blocks are exploration blocks, namely Blok Anambas, West Ganal, and West Kaimana.

"[First stage auction] this month. "It was just a T & C meeting," he said.

Djoko once explained that the West Kampar Block had oil and gas reserves of 8.3 million barrels. However, in this block there are still 3 prospects and 20 leads with a potential of 4.3 billion barrels of oil equivalent. 

    He said, the block last produced oil on March 27, 2017 with a production of 112 barrels per day (bpd). However, by 2021, the block's oil production is planned to be above 1,000 bpd.

The West Kampar Block contract was first signed in 2005. Originally, this contract will expire in 2035. However, because the existing operator's performance is not good, the government has terminated the contract on August 15 2018. 

    The government auctioned the block in September last year, but there were no winners . Next, the 1,311 square kilometer Long Strait Block is located in Riau.

In the beginning, the Long Strait Block had 37.5 million barrels of oil (MMSTB) and 118.4 billion cubic feet (BCF) of gas. According to SKK Migas data, the block production is currently at 0.94 bpd for oil and 0.05 mmscfd for gas. This block contract began in 1991 and will end on August 4, 2021 later.

However, this block was finally decided to be auctioned because the existing operator of this block, namely PT Petro Selat Ltd, was declared bankrupt. While the partner holders of participation rights in this block, namely Petrochina, are also reluctant to continue their management. The government has auctioned the block twice last year.

Two other exploration blocks, namely the West Kaimana Block and Anambas, were previously auctioned by the government. West Kaimana Block was auctioned in 2016. While the Anambas Block is offered in the third phase of the 2018 auction. In the Anambas Block, there are projected resources of 260.36 billion cubic feet for gas and 26.04 billion cubic feet for condensate.

While the West Ganal Block, explained Djoko, is the Makassar Strait Block area which is then separated from the cut-out block. The Ganal Block Area is part of the Makassar Strait Block, which has no production facilities built by Chevron Indonesia Company. While West Seno Field remains a part of Makassar Strait and will be continued by Chevron.

"The Ganal West was released from Makassar Strait," he said.

Last year, the government auctioned 34 oil and gas blocks in three stages. In the first stage, of the 24 oil and gas blocks offered, the government only obtained four winners. In particular, the Citarum Block was won by PT Cogen Nusantara Energi and PT Hutama Wiranusa Energy, East Ganal Block by Eni Indonesia Ltd, East Seram by Lion Energy Ltd, and Southeast Jambi by the Talisman West Consortium Bengara BV-MOECO South Sumatra Co Ltd.

In the second phase of the auction, from the six oil and gas blocks auctioned, the government only got two winners. The two winners were Hong Kong Jindi Group Co. Ltd for the South Jambi B Block and PT Minarak Brantas Gas for the Banyumas Block. 

    In the third stage, of the four offered, the government set three governments. In particular, Pearloil (Theralite) Limited for the South Andaman Block, Consortium Talisman Jawa BV and Mitsui Oil Exploration Co Ltd for the South Sakakemang Block, and PT Pertamina (Persero) for the Maratua Block.

IN INDONESIAN

Pemerintah bakal Lelang 10 Blok Migas

Pemerintah berencana melelang 10 blok migas pada tahun ini, turun dibandingkan dengan jumlah blok migas yang dilelang pada tahun lalu sebanyak 34 blok. Lelang blok migas tahun ini akan dibagi dalam dua tahap, di mana tahap pertama akan digelar pada Januari ini.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Djoko Siswanto mengatakan, dari 10 blok migas yang direncanakan dilelang pada tahun ini, lima blok migas diantaranya akan ditawarkan dalam lelang tahap pertama.

Dua dari lima blok migas ini merupakan blok produksi yang kontrak eksistingnya telah diterminasi, yakni Blok West Kampar dan Selat Panjang yang berlokasi di Riau. Sementara sisa tiga blok migas lainnya merupakan blok eksplorasi, yaitu Blok Anambas, West Ganal, dan West Kaimana.

“[Lelang tahap pertama] bulan ini. Tadi baru saja rapat T&C,” katanya.

Djoko pernah menjelaskan, Blok West Kampar memiliki cadangan migas sebesar 8,3 juta barel. Namun, di blok ini masih terdapat 3 prospek dan 20 lead dengan potensi sebesar 4,3 miliar barel setara minyak. 

    Dikatakannya, blok ini terakhir kali memproduksi minyak pada 27 Maret 2017 dengan besaran produksi 112 barel per hari (bph). Tetapi, pada 2021, produksi minyak blok ini direncanakan bisa di atas 1.000 bph.

Kontrak Blok West Kampar pertama kali diteken pada 2005. Sedianya, kontrak ini akan berakhir pada 2035. Namun lantaran kinerja operator eksisting tidak bagus, maka pemerintah memutus kontraknya pada 15 Agustus 2018. Pemerintah telah melelang blok ini pada September tahun lalu, namun tidak ada pemenang. Berikutnya, Blok Selat Panjang dengan luas 1.311 kilometer persegi berlokasi di Riau.

Di awal, Blok Selat Panjang memiliki kandungan minyak 37,5 juta barel (milion stock tank barrels of oil/ MMSTB) dan gas 118,4 miliar kaki kubik (billions standard cubic feet/ BCF). Sesuai data SKK Migas, produksi blok tersebut saat ini sebesar 0,94 bph untuk minyak dan 0,05 mmscfd untuk gas.

Kontrak blok ini dimulai pada 1991 dan akan berakhir pada 4 Agustus 2021 nanti. 

Namun, blok ini akhirnya diputuskan untuk dilelang lantaran operator eksisting blok ini, yakni PT Petro Selat Ltd, dinyatakan bangkrut. Sementara mitra pemegang hak partisipasi di blok ini, yakni Petrochina, juga enggan melanjutkan pengelolaannya. Pemerintah telah dua kali melelang blok ini pada tahun lalu.

Dua blok eksplorasi lainnya, yakni Blok West Kaimana dan Anambas, sebelumnya juga pernah dilelang oleh pemerintah. Blok West Kaimana dilelang pada 2016 lalu. Sementara Blok Anambas ditawarkan dalam lelang tahap ketiga 2018. Di Blok Anambas, diproyeksikan terdapat sumber daya 260,36 miliar kaki kubik untuk gas dan 26,04 miliar kaki kubik untuk kondensat.

Sementara Blok West Ganal, jelas Djoko, merupakan wilayah Blok Makassar Strait yang kemudian dipisahkan dari blok tersebut (cut out). Wilayah BlokWest Ganal merupakan bagian Blok Makassar Strait yang tidak terdapat fasilitas produksi yang telah dibangun Chevron Indonesia Company. Sementara Lapangan West Seno tetap menjadi bagian Makassar Strait dan akan dilanjutkan pengelolaannya oleh Chevron. 

"West Ganal ini dikeluarkan dari Makassar Strait,” katanya.

Pada tahun lalu, pemerintah melelang 34 blok migas dalam tiga tahap. Pada tahap pertama, dari 24 blok migas yang ditawarkan, pemerintah hanya memperoleh empat pemenang. 

    Rincinya, Blok Citarum dimenangkan oleh PT Cogen Nusantara Energi dan PT Hutama Wiranusa Energi, Blok East Ganal oleh Eni Indonesia Ltd, East Seram oleh Lion Energy Ltd, dan Southeast Jambi oleh Konsorsium Talisman West Bengara BV-MOECO South Sumatra Co Ltd.

Pada lelang tahap kedua, dari enam blok migas yang dilelang, pemerintah hanya memperoleh dua pemenang. Kedua pemenang ini adalah Hong Kong Jindi Group Co Ltd untuk Blok South Jambi B dan PT Minarak Brantas Gas untuk Blok Banyumas. 

    Pada tahap ketiga, dari empat yang ditawarkan, pemerintah menetapkan tiga pemerintah. Rincinya Pearloil (Theralite) Limited untuk Blok South Andaman, Konsorsium Talisman Jawa BV dan Mitsui Oil Exploration Co Ltd untuk Blok South Sakakemang, serta PT Pertamina (Persero) untuk Blok Maratua.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Jan 12, 2019