The Infestation of Perpetual Oil and Gas Projects and IDD was Trimmed

SKK Migas predicts Abadi project investment of US $ 16 billion and IDD Phase II of US $ 5 billion

The government continues to encourage the development of jumbo-scale oil and gas projects to increase national oil and gas production. There are at least four large-scale oil and gas projects included in the National Strategic Project.

The four projects are the Masela Block Eternal Field project, the Indonesia Deep Water Development (IDD) project by Chevron, the Tangguh Train III project, and the Jambaran Tiung Baru Project (JTB) by Pertamina EP Cepu (PEPC). 

     The Masela Block Eternal Field Project managed by Inpex Corporation this year is targeted to complete the revision of the plan of development (POD) I. Then the project can complete public consultation for EIA and process it to the Ministry of Environment and Forestry (KLHK).

Senior Manager of Communication & Relations of Inpex Masela, Mohammad Berly also said that the target of Inpex this year was to complete the revision of POD I.

"The POD I Inpex target was drafted this year," he said.

Dwi Soetjipto

Head of SKK Migas, Dwi Soetjipto, also mentioned that in the past two weeks SKK Migas, Inpex and experts will discuss the technical issues of developing the Masela Block. The target is that at the end of January or early February the revision of the Masela Block POD I will be submitted to the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM).

"Hopefully by the end of January or at the beginning of February, SKK Migas will be able to submit recommendations," he said.

Although the calculation of the cost of developing the Masela Block is not final, SKK Migas has estimated the development of the Masela Block, which is US $ 16 billion. This amount is lower than the previous estimate of US $ 22 billion. Regarding the lower cost of developing the Masela Block, Inpex only mentions the process is still ongoing.

"Technical studies are still ongoing," added Berly.

the Masela Block

The Masela Block Project is targeted to begin production at. second quarter 2027. Estimated peak production from Abadi Field is 9.5 million tons per year and 150 mmscfd. 

     In addition to the Masela Block Eternal Field project, the government projects that IDD project investment managed by PT Chevron Pacific Indonesia can be lower than the initial estimate. Referring to SKK Migas data, the estimated cost of developing the Phase 11 IDD project is US $ 5 billion.

The estimated cost is 50% lower than the initial estimate of US $ 10 billion. But the Corporate Communications Manager of Chevron Pacific Indonesia, Danya. Dewanti did not comment on the cost reduction.

The IDD Phase II project this year is targeted to enter the front end engineering design (FEED) process. This project is targeted to enter the contract award stage for the development of Gendalo-Gehem Field. 

    In addition to the two projects, the investment in the Tangguh Train 3 project managed by BP Indonesia has also been cut in 2016 to US $ 8 billion US $ 10 billion from the initial estimate of US $ 12 billion.

IN INDONESIAN

Infestasi Proyek Migas Abadi dan IDD Dipangkas

    SKK Migas memprediksikan investasi proyek Abadi US$ 16 miliar dan IDD Tahap II US$ 5 miliar

Pemerintah terus mendorong pengembangan proyek migas skala jumbo demi meningkatkan produksi migas nasional. Setidaknya ada empat proyek migas skala besar yang masuk dalam Proyek Strategis Nasional.

Keempat proyek itu adalah proyek Lapangan Abadi Blok Masela, proyek Indonesia Deep Water Development (IDD) oleh Chevron, proyek Tangguh Train III, dan Proyek Jambaran Tiung Baru (JTB) oleh Pertamina EP Cepu (PEPC). 

     Proyek Lapangan Abadi Blok Masela yang dikelola Inpex Corporation tahun ini ditargetkan menyelesaikan revisi rencana pengembangan atau plan of development (POD) I. Kemudian proyek itu bisa menyelesaikan konsultasi publik untuk Amdal dan memprosesnya ke Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan (KLHK).

Senior Manager Communication & Relations Inpex Masela, Mohammad Berly juga mengatakan, target Inpex tahun ini memang menyelesaikan revisi POD I. 

"Target Inpex POD I dineqisi tahun ini," ungkap dia.

Kepala SKK Migas, Dwi Soetjipto juga menyebutkan dalam dua minggu ini SKK Migas, Inpex dan para ahli akan membahas masalah teknis pengembangan Blok Masela. Targetnya pada akhir Januari atau awal Februari revisi POD I Blok Masela diserahkan ke Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM). 

"Semoga di akhir Januari atau paling lambat awal Februari, SKK Migas sudah bisa menyampaikan rekomendasi," ujar dia.

Meski perhitungan biaya pengembangan Blok Masela belum final, SKK Migas telah memiliki estimasi pengembangan proyek Blok Masela yaitu sebesar US$ 16 miliar. 

     Jumlah tersebut lebih rendah dari estimasi sebelumnya sebesar US$ 22 miliar. Soal biaya pengembangan Blok Masela yang lebih rendah, Inpex hanya menyebutkan prosesnya masih berlangsung.

“Kajian teknis masih berlangsung," imbuh Berly.

Proyek Blok Masela ditargetkan mulai berproduksi pada. kuartal II 2027. Estimasi produksi puncak dari Lapangan Abadi sebesar 9,5 juta ton per tahun dan 150 mmscfd. Selain proyek Lapangan Abadi Blok Masela, pemerintah memproyeksikan investasi proyek IDD yang dikelola PT Chevron Pacific Indonesia bisa lebih rendah daripada estimasi awal. Mengacu data SKK Migas, estimasi biaya pengembangan proyek IDD Tahap 11 senilai US$ 5 miliar.

Estimasi biaya itu lebih rendah 50% dari estimasi awal US$ 10 miliar. Namun Manager Corporate Communications Chevron Pacific Indonesia, Danya. Dewanti tidak berkomentar terkait pemangkasan biaya tersebut.

Proyek IDD Tahap II pada tahun ini ditargetkan masuk proses front end engineering design (FEED). Proyek ini ditargetkan masuk tahap pemberian kontrak (contract award) untuk pengembangan Lapangan Gendalo-Gehem. Selain dua proyek itu, investasi proyek Tangguh Train 3 yang dikelola BP Indonesia juga telah dipangkas pada 2016 menjadi US$ 8 miliar US$ 10 miliar dari estimasi awal US$ 12 miliar. 

Kontan, Page-14, Wednesday, Jan 16, 2019

Pertamina Receives 2.5 million Barrels from the Rokan Block

PT Pertamina (Persero) purchased the initial lifting of crude oil from PT Chevron Pacific Indonesia in the Rokan Block. This oil will be processed at Pertamina's domestic oil refinery. At the initial stage, namely during the period January to June 2019, the estimated volume is estimated at 2.5 million barrels per month.

the Rokan Block

PT Pertamina's Managing Director, Nicke Widyawati, explained that Pertamina would try to absorb as much as possible the KKKS's crude oil to meet domestic refinery needs so that it could reduce crude oil imports.

Nicke Widyawati

"We thank Chevron Pacific for achieving this agreement. The relationship and collaboration of B to B between the two parties is expected to be increasingly tight, "Nicke said.

The management of Chevron Pacific Indonesia also welcomed the collaboration with Pertamina.

"With this cooperation, we formally apply the regulation on the sale of crude oil to contractors for domestic needs," said Albert Simanjuntak, President Director of PT Chevron Pacific Indonesia.

In addition to Chevron Pacific, Pertamina has reached an agreement with other oil and gas contractors so that it can reduce imports of crude oil and condensate by around 115,000 barrels per day to 250,000 barrels per day. Pertamina imports crude oil and condensate at around 342,000 barrels per day.

IN INDONESIAN

Pertamina Terima 2,5 juta Barel dari Blok Rokan

PT Pertamina (Persero) membeli lifting perdana minyak mentah (crude oil) bagian PT Chevron Pacific Indonesia di Blok Rokan. Minyak ini akan diolah di kilang minyak dalam negeri milik Pertamina. Pada tahap awal, yakni selama periode Januari hingga Juni 2019, estimasi volumenya diperkirakan mencapai 2,5 juta barel per bulan.

Direktur Utama PT Pertamina, Nicke Widyawati menjeIaskan Pertamina akan berupaya menyerap semaksimal mungkin minyak mentah bagian KKKS untuk memenuhi kebutuhan kilang dalam negeri sehingga dapat mengurangi impor minyak mentah.

“Kami mengucapkan terima kasih kepada Chevron Pacific karena tercapainya kesepakatan ini. Hubungan dan kerjasama B to B antar kedua belah pihak diharapkan semakin erat,” ujar Nicke.

Manajemen Chevron Pacific Indonesia juga menyambut baik kerjasama dengan Pertamina. 

"Dengan adanya kerja sama ini, maka kami secara resmi menerapkan peraturan penjualan minyak mentah bagian kontraktor untuk kebutuhan domestik,” kata Albert Simanjuntak, Presiden Direktur PT Chevron Pacific Indonesia.

Selain dengan Chevron Pacific, Pertamina telah mencapai kesepakatan dengan kontraktor migas lainnya sehingga dapat mengurangi impor minyak mentah dan kondensat sekitar 115.000 barel per hari menjadi 250.000 barel per hari. Pertamina mengimpor minyak mentah dan kondensat sekitar 342.000 barel per hari.

Kontan, Page-14, wednesday, Jan 16, 2019

Pertamina Began to Buy from the Contractor

PT Pertamina (Persero) realized the first crude oil purchase from a domestic contractor, PT Chevron Pacific Indonesia. Based on the agreement of the two parties, Pertamina bought crude oil produced by the Rokan Block in Riau which is managed by Chevron as much as 2.5 million barrels per month. This scheme is considered to save foreign exchange significantly.

the Rokan Block in Riau

The first shipment was made on Tuesday (1/15/2019) in Dumai, Riau. Crude oil is transported by the Griya Cirebon tanker which is then sent to Pertamina's Balikpapan refinery. Some of the oil from the Rokan Block is also sent to the Pertamina refinery in Dumai through a pipeline.

The initial stage of buying and selling will last until June 2019. The type of oil sent is Sumatra Light Crude and Crude Spines. Buying and selling is regulated in the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 42 of 2018 concerning Priorities for Utilizing Petroleum for Fulfilling Domestic Needs.

"Every month, we import 10.5 million barrels of crude oil. So, purchasing 2.5 million barrels per month significantly reduces imports, "said Pertamina Vice President of Support and Export Operation Agus Wicaksono on the sidelines of the initial delivery ceremony.

Agus said the price of buying and selling oil refers to the Indonesian oil price (ICP) determined by the government. However, there is still a business to business scheme between Pertamina and Chevron. He ensured, as a whole, that buying oil allotments of contract contractors (KKKS) in the country were still cheaper than imports.

"We are also exploring oil purchases from other KKKS parts. Basically, this scheme benefits Pertamina, "Agus said.

Senior Vice President of Operational of PT Chevron Pacific Indonesia Wahyu Budiarto added, basically KKKS are free to sell crude oil which is their part to anyone. Generally to the international market.

"Based on last year's realization, 209,400 barrels per day of oil from the Rokan Block could be produced," Wahyu said.

The purchase of KKKS's oil rations by Pertamina is one of the ways the government suppresses the trade deficit due to the high imports of oil and fuel oil (BBM). The deficit is getting deeper as fuel consumption rises and the rupiah exchange rate against the US dollar weakens.

IN INDONESIAN

Pertamina Mulai Beli dari Kontraktor

PT Pertamina (Persero) merealisasikan pembelian minyak mentah pertama dari kontraktor kontrak kerja sama di dalam negeri, yaitu PT Chevron Pacific Indonesia. Berdasarkan perjanjian kedua pihak, Pertamina membeli minyak mentah produksi Blok Rokan di Riau yang dikelola Chevron sebanyak 2,5 juta barel per bulan. Skema ini dinilai menghemat devisa secara signifikan.

Pengiriman perdana dilakukan pada Selasa (15/1/2019) di Dumai, Riau. Minyak mentah diangkut dengan kapal tanker Griya Cirebon yang selanjutnya dikirim ke kilang Balikpapan milik Pertamina. Sebagian minyak dari Blok Rokan juga dikirim ke kilang Pertamina di Dumai melalui pipa.

Tahap awal jual-beli akan berlangsung sampai dengan Juni 2019. Jenis minyak yang dikirim adalah Sumatera Light Crude dan Duri Crude. Jual-beli diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 42 Tahun 2018 tentang Prioritas Pemanfaatan Minyak Bumi untuk Pemenuhan Kebutuhan Dalam Negeri.

”Setiap bulan, kami mengimpor 10,5 juta barel minyak mentah. Jadi, pembelian 2,5 juta barel per bulan signifikan mengurangi impor,” ujar Vice President Support and Export Operation Pertamina Agus Wicaksono di sela-sela seremoni pengiriman perdana itu.

Agus mengatakan, harga jual-beli minyak itu mengacu pada harga minyak Indonesia (ICP) yang ditentukan pemerintah. Namun, masih ada skema business to business antara Pertamina dan Chevron. Ia memastikan, secara keseluruhan, membeli minyak jatah kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) di dalam negeri masih lebih murah ketimbang impor.

”Kami juga sedang menjajaki pembelian minyak bagian KKKS lainnya. Pada dasarnya, skema ini menguntungkan Pertamina,” ucap Agus.

Senior Vice President Operational PT Chevron Pacific Indonesia Wahyu Budiarto menambahkan, pada dasarnya KKKS bebas menjual minyak mentah yang menjadi bagian mereka kepada siapa saja. Umumnya ke pasar internasional. 

”Berdasarkan realisasi tahun lalu, minyak dari Blok Rokan bisa diproduksikan 209.400 barel per hari,” kata Wahyu.

Pembelian jatah minyak KKKS oleh Pertamina adalah salah satu cara pemerintah menekan defisit perdagangan akibat tingginya impor minyak dan bahan bakar minyak (BBM). Defisit semakin dalam saat konsumsi BBM naik dan nilai tukar rupiah terhadap dollar AS melemah.

Kompas, Page-14, wednesday, Jan 16, 2019

Pertamina Begins to Buy Chevron Oil

PT Pertamina (Persero) began to buy crude oil from the Rokan Block which is a ration or profit sharing from PT Chevron Pacific Indonesia. So far, Chevron has exported crude oil which is the profit share of the United States oil and gas company.

Pertamina began to buy (lifting) crude oil from Chevron's part in the Rokan Block which will be processed at the refinery owned by the government-owned company. The President Director of PT Pertamina (Persero) Nicke Widyawati said that the company would optimize the purchase of crude oil which became a share of the contractor of the cooperation contract to meet domestic needs.

Nicke Widyawati 

The purchase of the contractor's ration oil will directly reduce imports so that it can reduce the use of foreign exchange. In the oil and gas production sharing contract, the government and the contractor get the production share. So far, the oil revenue sharing which has become the contractor's quota is always exported. In fact, domestic oil refineries still lack supply of crude oil.

At present, Pertamina still imports crude oil and condensate at around 342,000 barrels per day (bpd) to meet the needs of oil refineries. In addition to crude oil, Pertamina also imports fuel oil because the capacity of domestic refineries is only around 800,000 bpd, while national needs reach 1.6 million bpd.

Therefore, the value of oil and gas imports throughout 2018 reached US $ 29.8 billion or grew by around 22.59% and US $ 24.31 billion in the previous year. Based on BPS data, the increase in oil and gas imports was caused by an increase in imports of all oil and gas components, namely crude oil US $ 2.09 billion (29.7%), oil products US $ 3.05 billion (21.02%), and US natural gas $ 340.3 million (12.49%).

According to him, since the issuance of Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 42/2018 regarding Priorities for Utilizing Petroleum for Domestic Needs at the beginning of September 2018, an agreement was reached between Pertamina and several contractors. One of the contractors is PT Chevron Pacific Indonesia, operator of the Rokan Block in Riau.

the Rokan Block in Riau.

"Relations to and cooperation with B to B [on a business basis] between the two parties [Chevron and Pertamina] are expected to be even stronger," he said.

Government policies that prioritize the use of domestically produced crude oil to be processed at domestic refineries can cut oil imports and maintain national energy security. Pertamina carries out the initial transportation (lifting) of crude oil from the Rokan Block.

Crude oil is Sumatran Light Crude (SLC) and Thorn Crude (DC) produced by the Rokan Block, according to Pertamina's refinery configuration. In the initial phase, namely the period January - June 2019, the estimated volume of oil purchases from Chevron by Pertamina is estimated at 2.5 million barrels per month.

According to Nicke, with the purchase of crude oil from Blok Rokan, Pertamina will send SLC and DC oil to the Kasim Refinery in Sorong, West Papua.

"We are referring to the government's direction and have submitted a proposal stating that interest in all KKKS [cooperation contract contractors] to buy their crude oil rations. Purchases are based on business principles. "

Alben Simanjuntak, President Director of PT Chevron Pacific Indonesia, welcomed the cooperation with Pertamina.

"With the collaboration we formally apply the regulation on the sale of crude oil to contractors for domestic needs."

Director General of Oil and Gas, ESDM Ministry Djoko Siswanto hopes that this cooperation can be developed by Pertamina and other oil and gas contractors.

"This is a big example, that production from Block Rokan as the largest oil producer in Indonesia, can be increased the use of oil to be processed in domestic refineries."

IN INDONESIAN

Pertamina Mulai Beli Minyak Chevron

PT Pertamina (Persero) mulai membeli minyak mentah dari Blok Rokan yang merupakan jatah atau bagi hasil dari PT Chevron Pacific Indonesia.

Selama ini, Chevron mengekspor minyak mentah yang menjadi bagi hasil perusahaan minyak dan gas bumi asal Amerika Serikat itu.

Pertamina mulai membeli (lifting) minyak mentah bagian Chevron di Blok Rokan yang akan diolah di kilang milik perusahaan milik pemerintah tersebut. Direktur Utama PT Pertamina (Persero) Nicke Widyawati mengatakan bahwa perseroan akan mengoptimalkan pembelian  minyak mentah yang menjadi jatah (bagi hasil) kontraktor kontrak kerja sama untuk memenuhi kebutuhan di dalam negeri.

Pembelian minyak jatah kontraktor tersebut secara langsung akan mengurangi impor sehingga dapat mengurangi penggunaan devisa negara. Dalam kontrak bagi hasil migas, pemerintah dan kontraktor mendapatkan bagi hasil produksi. Selama ini, bagi hasil minyak yang menjadi jatah kontraktor selalu diekspor. Padahal, kilang minyak domestik masih kekurangan suplai minyak mentah.

Saat ini, Pertamina masih mengimpor minyak mentah dan kondensat sekitar 342.000 barel per hari (bph) untuk memenuhi kebutuhan kilang minyak. Selain minyak mentah, Pertamina juga mengimpor bahan bakar minyak (BBM) karena kapasitas kilang domestik hanya sekitar 800.000 bph, sedangkan kebutuhan nasional mencapai 1,6 juta bph.

Oleh karena itu, nilai impor minyak dan gas bumi sepanjang 2018 mencapai US$29,8 miliar atau tumbuh sekitar 22,59 % dan tahun sebelumnya US$ 24,31 miliar. Berdasarkan data BPS, peningkatan impor migas disebabkan oleh naiknya impor seluruh komponen migas, yaitu minyak mentah US$ 2,09 miliar (29,7%), hasil minyak US$ 3,05 miliar (21,02%), dan gas bumi US$ 340,3 juta (12,49%).

Menurutnya, sejak terbitnya Peraturan Menteri ESDM No. 42/2018 tentang Prioritas Pemanfaatan Minyak Bumi untuk Kebutuhan Dalam Negeri pada awal September 2018, telah tercapai kesepakatan antara Pertamina dan beberapa kontraktor. Salah satu kontraktor itu adalah PT Chevron Pacific Indonesia, operator Blok Rokan di Riau. 

“Hubungan dan kerja sama B to B [secara bisnis] antar kedua belah pihak [Chevron dan Pertamina] diharapkan semakin erat,” katanya.

Kebijakan pemerintah yang memprioritaskan penggunaan minyak mentah yang dihasilkan di dalam negeri untuk diolah di kilang domestik dapat memangkas impor minyak dan menjaga ketahanan energi nasional. Pertamina melakukan pengangkutan (lifting) perdana minyak mentah dari Blok Rokan.

Minyak mentah jenis Sumatran Light Crude (SLC) dan Duri Crude (DC) yang dihasikan oleh Blok Rokan, sesuai dengan konfigurasi kilang milik Pertamina. Pada tahap awal, yaitu periode Januari - Juni 2019, estimasi volume pembelian minyak dari Chevron oleh Pertamina diperkirakan mencapai 2,5 juta barel per bulan.

Menurut Nicke, dengan pembelian minyak mentah dari Blok Rokan, Pertamina akan mengirimkan minyak SLC dan DC ke Kilang Kasim di Sorong, Papua Barat. 

“Kami mengacu pada arahan pemerintah dan telah menyampaikan proposal menyatakan bahwa minat kepada seluruh KKKS [kontraktor kontrak kerja sama] untuk membeli jatah minyak mentah mereka. Pembelian dilakukan berdasarkan prinsip secara bisnis.”

Alben Simanjuntak, Presiden Direktur PT Chevron Pacific Indonesia, menyambut baik kerja sama dengan Pertamina tersebut.

“Dengan adanya kerja sama kami secara resmi menerapkan peraturan penjualan minyak mentah bagian kontraktor untuk kebutuhan domestik.”

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, Kementerian ESDM Djoko Siswanto berharap agar kerja sama ini dapat dikembangkan Pertamina dan kontraktor migas lainnya.

“Ini menjadi contoh besar, bahwa produksi dari Blok Rokan sebagai penghasil minyak terbesar di Indonesia, bisa ditingkatkan pemanfaatan minyaknya untuk diolah di kilang dalam negeri.”

Bisnis Indonesia, Page-24, wednesday, Jan 16, 2019

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