Gas production from the Floating Production Unit (FPU) of Cricket Field, Muara Bakau BV Block could potentially rise to 600 MMscfd due to additional supply from the field located in the vicinity
Several gas fields that potentially deliver gas to the Cricket FPU include Merakes field, East Sepinggan Block and Gendalo field, an Indonesian Deepwater Development (IDD) project operated by Chevron. Cricket Field is operated by Eni Muara Bakau BV.
Gas production at peak and cricket field will reach 450 million standard cubic feet per day / MMscfd. However, the gas production from FPU Cricket has the potential to reach 600 MMscfd when it gets supplies from Merakes and Gendalo.
Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan said that the production of gas from the deepwater project has the potential to rise with the integration of operations of several working areas in the vicinity. Meanwhile, additional production is obtained from Merakes field in East Sepinggan Block which is also operated by Eni So that its production can reach 600 MMscfd.
Currently, Merakes field is still in the backup certification stage after completing the exploration drilling phase. He predicts, FPU Crickets will be generated as much as 800 MMscfd gas through integration with several gas fields around the facility.
"Maybe less gas production from FPU Crickets 600 MMSFD. If 800 MMSCFD, I think it should be with additional Chevron well, "he said after visiting FPU Cricket in Balikpapan, East Kalimantan, Sunday (11/6).
While visiting China recently, Jonan has discussed with CNOOC, one of the shareholders in IDD, about the use of joint facilities of IDD and FPU Cricket projects.
He considered, the development of Gendalo and Gehem (IDD) field would be better if done in an integrated manner. The reason is that the investment can be lower because there is no need to build a new production facility and the solution can be faster
"ENI has talked with us how they want to talk to Chevron, Chevron's IDD project in Makassar Strait, Cendalo, and Gehem wants the cooperation of production facilities," he said.
The additional gas production from the production facility could offset the decline in production in the Mahakam Block so that the national gas production target is maintained. Field Cricket gas production is currently in the range of 130 MMscfd.
He estimates, it took about 3 months to achieve 450 MMSCFD gas production at FPJ Cricket. The first gas production and FPU Cricket starts from May 26th. Currently, ENI is still waiting for the onshore receiving facilities (ORF) to Senipah and Liquefied Natural Gas / LNG Bontang Plant.
This is a positive stimulus for the national upstream oil and gas industry as well as supporting industries. Moreover, the cost of producing Cricket gas field is US $ 3.6 per MMscfd and about 50% of it is absorbed domestically.
FOR DOMESTICS
On the same occasion, VP Operations Eni Muara Bakau Jahnawi Tri Wasisto said that gas production of 450 MMscfd will be obtained from four to five wells. Currently there are 10 wells in Cricket Field. According to the plan, at the end of June will be sent the first cargo to Nusantara Regas. At first he mentioned 30% of Cricket gas supply sold to domestic market. But it can be optimized to about 50%.
From the planned Cricket field production of 450 MMscfd or equivalent to 3 million tonnes per year, more than 50% will be used to meet domestic needs. The gas is purchased by PT Pertamina with a volume of 1.4 million tons per year for 7 years until 2024.
ENI Muara Bakau BV since 2002 with 55% participation stake in Muara Bakau Block, while Engie E & P 33,3% and PT Saka Energi Muara Bakau 11,7%. Meanwhile, in the East Sepinggan Block, ENI controls 85% participation and Pertamina 15%. From drilling activities at Merakes 1 and Merakes 2 wells, gas reserves at Merakes are estimated at 2 trillion cubic feet / tcf with potential additional potential being evaluated.
Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi, said the additional production of his plan to offset the decline in the production of cricket gas after passing the peak production. When cricket production declines, Merakes production is targeted to enter by 2019. After that, additional Gendalo production (IDD project) is added.
"Peak production until Merakes comes in about 18 months, 2019. It starts to fall, Merakes enter. When Merakes down, hopefully Gendalo can enter, "he said.
Eni who also has a share of participation in the IDD project has discussed it with Chevron. According to him, the development of Gendalo field will be operated separately with Gehem field. With that option, Chevron is still recalculating the investment cost to develop the gas field.
IN INDONESIAN
Produksi Gas dari FPU Jangkrik Berpotensi Naik
Produksi gas dari fasilitas produksi terapung (Floating Production Unit/ FPU) Lapangan Jangkrik, Blok Muara Bakau BV berpotensi naik hingga 600 MMscfd karena ada tambahan pasokan dari lapangan yang berlokasi di sekitarnya
Beberapa lapangan gas yang berpotensi mengirim gas ke FPU Jangkrik antara lain lapangan Merakes, Blok East Sepinggan dan lapangan Gendalo, proyek Indonesian Deepwater Development (IDD) yang dioperasikan oleh Chevron. Lapangan Jangkrik dioperasikan oleh Eni Muara Bakau BV.
Produksi gas pada saat puncak dan lapangan Jangkrik akan mencapai 450 million standard cubic feet per day/MMscfd. Namun, produksi gas dari FPU Jangkrik berpotensi mencapai 600 MMscfd ketika mendapatkan pasokan dari Merakes dan Gendalo.
Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan bahwa produksi gas dari proyek laut dalam itu berpotensi naik dengan integrasi operasi beberapa wilayah kerja di sekitarnya. Sementara itu, tambahan produksi diperoleh dari lapangan Merakes di Blok East Sepinggan yang juga dioperasikan Eni Sehingga produksinya bisa mencapai 600 MMscfd.
Saat ini, lapangan Merakes masih dalam tahap sertifikasi cadangan setelah menyelesaikan tahap pengeboran eksplorasi. Dia memprediksi, FPU Jangkrik nantinya bisa dihasilkan gas sebanyak 800 MMscfd melalui integrasi dengan beberapa lapangan gas di sekitar fasilitas tersebut.
“Mungkin kurang produksi gas dari FPU Jangkrik 600 MMSFD. Kalau 800 MMSCFD, saya kira harus dengan tambahan sumurnya Chevron,” ujarnya usai mengunjungi FPU Jangkrik di Balikpapan, Kalimantan Timur, minggu (11/6).
Ketika berkunjung ke China belum lama ini, Jonan sudah membicarakan dengan CNOOC, salah satu pemilik saham di IDD, tentang penggunaan fasilitas bersama proyek IDD dan FPU Jangkrik.
Dia menilai, pengembangan lapangan Gendalo dan Gehem (IDD) akan lebih baik bila dilakukan secara terintegrasi. Alasannya investasi yang dikeluarkan bisa lebih rendah karena tidak perlu membangun fasilitas produksi yang baru dan penyelesaiannya bisa lebih cepat
“ENI sudah bicara dengan kami bagaimana mereka mau bicara dengan Chevron, proyek IDD-nya Chevron di Selat Makassar, Cendalo, dan Gehem maunya kerja sama fasilitas produksi,” katanya.
Tambahan produksi gas dari fasilitas produksi itu dapat mengimbangi penurunan produksi di Blok Mahakam sehingga target produksi gas nasional tetap terjaga. Produksi gas lapangan Jangkrik saat ini di kisaran 130 MMscfd.
Dia memperkirakan, butuh waktu sekitar 3 bulan untuk mencapai produksi gas 450 MMSCFD di FPU Jangkrik. Produksi gas pertama dan FPU Jangkrik dimulai sejak 26 Mei. Saat ini, ENI masih menunggu kesiapan fasilitas penerima darat (onshore receiving facilities/ORF ke Kilang Senipah dan Kilang gas alam cair/LNG Bontang.
Hal itu menjadi stimulus positif bagi industri hulu migas nasional juga industri penunjang. Terlebih biaya produksi gas lapangan Jangkrik US$3,6 per MMscfd dan sekitar 50% di antaranya diserap dalam negeri.
UNTUK DOMESTIK
Dalam kesempatan yang sama, VP Operations Eni Muara Bakau Jahnawi Tri Wasisto mengatakan bahwa produksi gas 450 MMscfd akan diperoleh dari empat hingga lima sumur. Saat ini terdapat 10 sumur di Lapangan Jangkrik. Rencananya, pada akhir Juni akan dikirim kargo pertama ke Nusantara Regas. Semula dia menyebut 30% pasokan gas Jangkrik dijual ke pasar domestik. Namun ternyata bisa dioptimasi menjadi sekitar 50%.
Dari produksi lapangan Jangkrik yang direncanakan sebesar 450 MMscfd atau setara 3 juta ton per tahun, lebih dari 50% akan digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik. Gas tersebut dibeli oleh PT Pertamina dengan volume 1,4 juta ton per tahun selama 7 tahun hingga 2024.
ENI Muara Bakau BV sejak 2002 dengan kepemilikan saham partisipasi sebanyak 55% di Blok Muara Bakau, sedangkan Engie E&P 33,3%, dan PT Saka Energi Muara Bakau 11,7%. Sementara itu, di Blok East Sepinggan, ENI menguasai saham partisipasi sebesar 85% dan Pertamina 15%. Dari kegiatan pengeboran di sumur Merakes 1 dan Merakes 2, cadangan gas di Merakes diestimasikan sebesar 2 trillion cubic feet/tcf dengan kemungkinan potensi tambahan yang sedang dievaluasi.
Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi, mengatakan tambahan produksi rencananya untuk mengimbangi penurunan produksi gas Jangkrik setelah melewati produksi puncak. Ketika produksi Jangkrik menurun, produksi Merakes ditargetkan mulai masuk pada 2019. Setelah itu tambahan diperoleh dari produksi Gendalo (proyek IDD).
“Produksi puncak sampai Merakes masuk sekitar 18 bulan, 2019. Ini mulai turun, Merakes masuk. Saat Merakes turun, mudah-mudahan Gendalo bisa masuk," katanya.
Eni yang juga memiliki saham partisipasi di proyek IDD telah membicarakan hal itu dengan Chevron. Menurutnya, pengembangan lapangan Gendalo nantinya akan dioperasikan secara terpisah dengan lapangan Gehem. Dengan opsi itu, Chevron masih menghitung kembali biaya investasi untuk mengembangkan lapangan gas itu.
Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, June 12, 2017
No comments:
Post a Comment