Target 700 Barrels of Oil per Day

Wells of Poleng in Madura Strait Start Drilling

PT Pertamina EP declared a N2 pole well in an offshore Madura Strait water refinery, drilling its prime on Thursday (21/9).

PT Pertamina EP's Operations and Production Director Chalid Said Salim, along with Asset 4 PT Pertamina EP management, has made final checks on team preparedness and equipment ahead of drilling wells on Wednesday (20/9).

"want to make sure the team conditions on the ground, and of course the readiness of the ground," Chalid said.

The location of the well to be drilled, named Poleng N2 or Well CW-12H which has the surface coordinate X: 708,283.73; Y: 9259.346.09. It is estimated that the duration of workmanship reaches 45 days with a target depth of 9,000 ft and estimated cost of 15 million US dollars (US). This drilling is a synergy between PT Pertamina's upstream subsidiaries, PT Pertamina EP and PT Peitamina Hulu Energi.

"This excellent synergy supports the implementation of activities, especially for PT Pertamina EP, which is the first time to drill offshore," said Chalid.

Drilling results are targeted to produce 700 barrels of oil per day and 1.2 million cubic feet of gas per day. In addition, the drilling also aims to add hydrocarbon absorption points in the CW area of ​​the Kujung structure.

Didik Susilo, Asset 4 General Manager of PT Pertamina EP said that Asset 4 is one of the most complete assets because in addition to having oil field, there are also three gas production centers CPP Gundih, CPP Donggi and CPP Matindok.

"Then in Asset 4 there is also a field on land as well as offshore as it is in Poleng Field.Pengeng Field entered PT Pertamina EP about four years ago," explained Didik.

"Hopefully this drilling results in accordance with targets that have been calculated previously even higher," added Didik.

Charles S Siallagan, Poleng Field Manager explains the Asset 4 Poleng Field team is optimistic with the drilling of Poleng N.

"We expect this drilling to run smoothly and can increase the production of PT Pertamtna EP in particular and nationally in general, "Charles said.

IN INDONESIA

Target 700 Barel Minyak per Hari

Sumur Poleng di Selat Madura Mulai Pengeboran

PT Pertamina EP menyatakan sumur poleng N2 di kilang lepas pantai perairan Selat Madura, melakukan pengeboran perdana pada Kamis (21/9).

Direktur Operasi dan Produksi PT Pertamina EP, Chalid Said Salim, bersama manajemen Asset 4 PT Pertamina EP telah melakukan pengecekan terakhir terkait kesiapan tim dan peralatan jelang pengeboran Sumur, Rabu (20/9).   

"ingin memastikan kondisi tim di lapangan, dan tentunya kesiapan peraratan," kata Chalid.

Lokasi sumur yang akan dibor, bernama Poleng N2 atau Sumur CW-12H yang memiliki koordinat permukaan X : 708,283.73 ; Y: 9.259.346,09. Diperkirakan durasi pengerjaan mencapai 45 hari dengan target kedalaman mencapai 9.000 ft dan estimasi biaya mencapai 15 juta dolar Amerika Serikat (AS). Pengeboran ini merupakan wujud sinergi antar anak perusahaan hulu PT Pertamina yaitu PT Pertamina EP dan PT Peitamina Hulu Energi. 

"Sinergi yang sangat baik ini saling mendukung terlaksananya kegiatan terutama bagi PT Pertamina EP yang baru pertama kali melakukan pemboran lepas pantai," jelas Chalid.

Hasil pengeboran ditargetkan mampu menghasilkan 700 barel minyak per hari dan 1,2 juta kaki kubik gas per hari. Selain itu pemboran ini juga bertujuan untuk menambah titik serap hidrokarbon di area CW di struktur Kujung.

Didik Susilo, Asset 4 General Manager PT Pertamina EP mengatakan bahwa Asset 4 merupakan salah satu aset yang paling lengkap dikarenakan selain memiliki lapangan minyak, ada juga tiga pusat produksi gas yaitu CPP Gundih, CPP Donggi dan CPP Matindok.

"Kemudian di Asset 4 juga ada lapangan di darat serta di lepas pantai seperti yang ada di Poleng Field ini. Poleng Field masuk ke PT Pertamina EP kurang lebih empat tahun yang lalu," jelas Didik. 

"Semoga hasil pemboran ini sesuai dengan target yang telah diperhitungkan sebelumnya bahkan lebih tinggi lagi," tambah Didik.

Charles S Siallagan, Poleng Field Manager menjelaskan tim Asset 4 Poleng Field optimistis dengan pemboran Poleng N. 

"Kami berharap pemboran ini berjalan lancar dan bisa menambah produksi PT Pertamtna EP pada khususnya dan secara nasional pada umumnya," kata Charles.

Surya, Page-3, Friday, Sept 22, 2017

Industrial Engineering Form Consortium of Gas Pipes

Downstream Regulatory Agency (BPH) Migas decided PT Rekayasa Industri still working on the Cirebon-Semarang gas pipeline project. In the construction of the gas pipeline, Fanshurullah Asa, Head of the Downstream Oil and Gas Regulatory Agency (BPH Migas), said that Industrial Engineering will cooperate with PT Pertamina Gas (Pertagas), West Java BUMD and Central Java BUMD.

The four business entities will form a consortium of Cirebon-Semarang gas pipeline construction. Until now the consortium has just entered the process of feasibility study and design.

"As per commitment, early July they are groundbreaking," Fanshurullah said

Members of the BPH Migas Committee, Jugi Prajogio previously also mentioned Rekind will also hold LNG infrastructure investor, Itochu in the construction of the Cirebon-Semarang gas pipeline project. Meanwhile, gas supply will come from Eni Jangkrik LNG.

The Cirebon-Semarang gas pipeline project has been neglected for almost 11 years because there is no gas allocation and gas buyers. The construction of the gas pipeline is planned to be built along 255 km. The total investment value reaches approximately US $ 400 million.

Fanshurullah stated, BPH Migas will appoint a project management consultant who will oversee day to day progress of PT Rekayasa Industri.

"Begin the feasibility study and investment stage until EPC," he said.

The cost of this consultant will be included in the investment cost. The consultant fund will be charged to the investment cost.

IN INDONESIA

Rekayasa Industri Bentuk Konsorsium Pipa Gas

Badan Pengatur Hilir (BPH) Migas memutuskan PT Rekayasa Industri tetap mengerjakan proyek pipa gas Cirebon-Semarang. Dalam pembangunan pipa gas tersebut, Fanshurullah Asa, Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) mengatakan, Rekayasa Industri akan bekerja sama dengan PT Pertamina Gas (Pertagas), BUMD Jawa Barat dan BUMD Jawa Tengah.

Keempat badan usaha tersebut akan membentuk konsorsium pembangunan pipa gas Cirebon-Semarang. Hingga saat ini konsorsium baru saja masuk dalam proses feasibility study dan desain. 

"Sesuai komitmen, awal Juli mereka groundbreaking," kata Fanshurullah

Anggota Komite BPH Migas, Jugi Prajogio sebelumnya juga menyebut Rekind juga akan menggandeng investor infrastruktur LNG, yaitu Itochu dalam pembangunan proyek pipa gas Cirebon-Semarang. Sementara pasokan gas akan berasal dari LNG Eni Jangkrik.

Proyek pembangunan pipa gas Cirebon-Semarang sudah terbengkalai selama hampir 11 tahun karena tidak ada alokasi gas dan pembeli gas. Padahal pembangunan ruas pipa gas ini menurut rencana dibangun sepanjang 255 km. Total nilai investasi mencapai sekitar US$ 400 juta. 

Fanshurullah menyatakan, BPH Migas akan menunjuk project management consultan yang akan mengawasi day to day progres PT Rekayasa Industri. 

"Mulai tahap feasibility study dan investasi sampai EPC," ujarnya. 

Biaya konsultan ini akan masuk dalam biaya investasi. Dana konsultan nantinya akan dibebankan ke biaya investasi.

Kontan, Page-18, Friday, Sept 22, 2017

The Project Operates After 30 Years

Husky-CNOOC Madura Limited began supplying natural gas for industrial and power plant needs in East Java. BD Field gas project, Madura Strait Working Area, East Java, started production in July 2012 30 years since the gas source was discovered.

The BDL gas field project was inaugurated by Vice Minister of Energy and Mineral Resources (EMR) Arcandra Tahar, Babu (20/9), on the float of the Karapan Fleet Sterling III (FPSO) facility in the Madura Strait. Also present at the inauguration were General Manager Husky-CNOOC Madura Limited (HCML) Huang Chunlin and Sampang Regent Fadhilah Budiono.

Arcandra said the production of natural gas from BD Field is focused on supporting the needs of industries and power plants in East Java.

"Indonesia has yet to find another major source of oil and gas so it must optimize its small resources," said Arcandra.

Arcandra rate, the break between the time of discovery and the start of operations up to 30 years occurred, among others, due to inefficient licensing process. That experience should be learning. The local government is expected to cut the licensing process so that upstream oil and gas projects can be operated soon. Local governments are also asked not to issue non-value-added regulations for the upstream oil and gas industry.

The acceleration of upstream oil and gas project permit is needed because Indonesia is still dependent on oil and natural gas. The portion of oil and gas is still 69 percent in the primary energy mix.

"While the development and utilization of new and renewable energy has not been optimal," said Arcandra.

Chunlin, in his speech said, the project has the potential to produce gas of 100 million standard cubic feet per day (MMSCFD). However, to date, they have just produced 40 MMSCFD sold to PT Perusahaan Gas Negara Tbk since July 26, 2017. Natural gas purchased PGN for 7 US dollars per million metric british thermal unit (MMBTU).

After processing, natural gas is supplied to the HCML gas measurement station in Semare village, Pasuruan regency, East Java. Gas is piped through a 52 kilometer long undersea pipeline from the FPSO.

IN INDONESIA

Proyek Beroperasi Setelah 30 Tahun

Husky-CNOOC Madura Limited mulai memasok gas bumi untuk kebutuhan industri dan pembangkit listrik di Jawa Timur. Proyek gas bumi Lapangan BD, Wilayah Kerja Selat Madura, Jawa Timur, itu mulai berproduksi pada Juli 2012 30 tahun sejak sumber gas ditemukan. 

Proyek gas bumi Lapangan BD itu diresmikan Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar, Babu (20/9), di kapal fasilitas produksi, penyimpanan, dan pengangkutan terapung (FPSO) Karapan Armada Sterling III di Selat Madura. Turut hadir dalam peresmian di antaranya General Manager Husky-CNOOC Madura Limited (HCML) Huang Chunlin dan Bupati Sampang Fadhilah Budiono.

Arcandra mengatakan, produksi gas bumi dari Lapangan BD difokuskan untuk menunjang kebutuhan industri serta pembangkit listrik di Jawa Timur.

”Indonesia belum menemukan sumber migas lain yang besar sehingga harus mengoptimalkan sumber yang kecil,” ujar Arcandra.

Arcandra menilai, jeda antara waktu penemuan dan dimulainya operasi hingga 30 tahun terjadi antara lain karena proses perizinan yang tidak efisien. Pengalaman itu harus menjadi pembelajaran. Pemerintah daerah diharapkan memangkas proses perizinan sehingga proyek hulu migas bisa segera beroperasi. Pemerintah daerah juga diminta untuk tidak mengeluarkan peraturan yang tidak memiliki nilai tambah untuk industri hulu migas.

Percepatan izin proyek hulu migas dibutuhkan karena Indonesia masih bergantung pada minyak dan gas bumi. Porsi migas masih 69 persen dalam bauran energi primer. 

”Sementara pengembangan dan pemanfaatan energi baru dan terbarukan belum optimal,” kata Arcandra.

Chunlin, dalam sambutannya menyampaikan, proyek tersebut berpotensi memproduksi gas sebesar 100 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). Namun, hingga saat ini, mereka baru saja memproduksi 40 MMSCFD yang dijual kepada PT Perusahaan Gas Negara Tbk sejak 26 Juli 2017. Gas bumi dibeli PGN dengan harga 7 dollar AS per juta metrik british thermal unit (MMBTU).

Seusai diproses, gas bumi disalurkan ke stasiun pengukuran gas milik HCML di Desa Semare, Kabupaten Pasuruan, Jawa Timur. Gas disalurkan melalui pipa bawah laut sepanjang 52 kilometer dari FPSO.

Kompas, Page-18, Friday, Sept 22, 2017

Exxon Increases Production from Banyu Urip Field

US oil and gas company, ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), successfully increased production capacity from Banyu Urip field in Cepu Block. Currently its capacity reaches 200 thousand barrels per day (bpd). That figure is equivalent to 25 percent of the total national oil production of about 800 nbs bph, "explained EMCL Field External Affairs Manager Dave A. Seta.

Therefore, EMCL is the largest contractor of oil and gas cooperation contract for Java, Bali and Nusa Tenggara region; Oil production from the Banyu Urip field was previously only 185 thousand bpd. However, since last July, the number increased to 200 thousand bpd. Banyu Urip Field has produced 30 million barrels per year.

Seeing the potential of Banyu Urip field production that can still be improved, EMCL plans to raise more production to reach an average of 201,600 bpd. The increase of Banyu Urip field production is good news in the middle of the stagnation of production of oil and gas ready for sale (lifting) in Indonesia

IN INDONESIA

Exxon Naikkan Produksi dari Lapangan Banyu Urip

Perusahaan minyak dan gas asal Amerika Serikat, ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), berhasil meningkatkan kapasitas produksi dari lapangan Banyu Urip di Blok Cepu. Saat ini kapasitasnya mencapai 200 ribu barel per hari (bph). Angka itu setara dengan 25 persen dari total produksi minyak nasional sekitar 800 nbu bph," terang Field External Affairs Manager EMCL Dave A. Seta. 

Dengan demikian, EMCL adalah kontraktor kontrak kerja sama migas terbesar untuk wilayah Jawa, Bali, dan Nusa Tenggara; Produksi minyak dari lapangan Banyu Urip sebelumnya hanya 185 ribu bph. Namun, sejak Juli lalu, jumlahnya meningkat menjadi 200 ribu bph. Lapangan Banyu Urip telah memproduksi 30 juta barel per tahun.

Melihat potensi produksi lapangan Banyu Urip yang masih bisa ditingkatkan, EMCL berencana menaikkan lagi produksinya sehingga mencapai rata-rata 201.600 bph. Kenaikan produksi lapangan Banyu Urip tersebut merupakan kabar gembira di tengah stagnasi produksi rninyak dan gas siap jual (lifting) di Indonesia

Jawa Pos, Page-5, Friday, Sept 22, 2017

Seven Oil and Gas Blocks Will Use Gross Split

Enhance the Profit Sharing Scheme

The government will perfect the gross split scheme in oil and gas sharing contracts. Vice President of Oil and Gas Operations Division, Elan Biantoro, explained that the policy has been applied to Pertamina Hulu Energi Offshore Cooperation Contractor North West Java (PHE ONWJ) whose contract period was extended in mid-January 2017.

"Until 2019, on seven other oil and gas blocks will be enacted gross split rule" he said after the Upper Industrial General Lecture Oil and Gas at STEM Akamigas Cepu, Blora, Central Java, Wednesday (20/9).

The oil and gas block is Tuban Block which is currently managed by JOB PPEJ and will end its contract period in February 2018. Furthermore, there is Sanga-Sanga Block in East Kalimantan which is currently managed by Pertamina and will be renewed in August 2018.

Then, there is also Makassar Strait Block. Then there is East Kalimantan Block managed by Chevron Indonesia and will end its contract period in October 2018. There is also Ogan Komering Block managed by JOB Pertamina Talisman, Jambi Merang Block managed by JOB PHE Jambi Merang and Salawati Block in Papua. According to Elan, PHE ONWJ is indeed a pilot proect. From there, various improvements are made in the profit-sharing system.

"As time goes by, that PHE ONWJ feels the count is unsuitable, so the discussion and finally set there must be some revisions in the rule," he explained. The revision, among other things, the addition of split and changes in the determination of the ministerial discretion scale.

He acknowledged, at the beginning of the gross split distribution mechanism, many KKKS feel unsuitable. However, after the revision, many are interested. This is evident from the number of KKKS forms that have been entered to date.

"In fact, last year there were very few or even none, they were interested because there was a split increase and the minister's discretionary requirement was expanded," he said, because the minister's prior discretion was only 5 percent, but now it can be more than that.

He said the policy for the gross split is issued because the state revenue in the last two years is so minimal. In fact, revenues are often smaller than the cost recovery or operating costs that the government pays.

"Although the government has reduced the operating costs to be paid, the income decline is much greater," he explained.

Regarding the amount of profit sharing stated in Ministerial Regulation No. 8/2017, for oil, the state gets 53 percent share and contractor 47 percent. Then for gas, the state part is 58 percent and contractors 42 percent.

"It's just a benchmark In the process of negotiation, the possibility of intervention and abuse of authority will occur and the impact takes decades in accordance with the contract period," said Elan.

To that end, the state needs to conduct strict supervision so that state revenues, both from taxes or the share of oil and gas, can be saved.

On the other hand, the Head of Representative Office of SKK Migas Java, Bali and Nusa Tenggara Ali Masyhar explained that the newly discovered gas utilization in Rembang Regency will be directed to local industry interests. It has received the preparation of development plan (POD) of PT Pertamina Hulu Energi Randugunting. In the proposal, the contractor expects to produce in 2018.

"Now POD is still in evaluation, its Deal after POD is approved," he said.

Currently the government of Rembang Regency is also preparing BUMDs to participate in maximizing the benefits of the discovery of the gas, but not yet predicted the involvement of the BUMD.

"Currently, 100 percent of the field is still managed by Pertamina," he said.

IN INDONESIA

Tujuh Blok Migas Akan Pakai Gross Split

Sempurnakan Skema Bagi Hasil

Pemerintah akan menyempurnakan skema gross split dalam kontrak bagi hasil migas. Vice President Bidang Operasi SKK Migas Elan Biantoro menjelaskan, kebijakan itu telah diterapkan pada Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java (PHE ONWJ) yang masa kontraknya diperpanjang pada pertengahan Januari 2017.

”Hingga 2019, pada tujuh blok migas lain akan diberlakukan aturan gross split" kataanya setelah acara Kuliah Umum Industri Hulu Migas di STEM Akamigas Cepu, Blora, Jawa Tengah, Rabu (20/9).

Blok migas tersebut adalah Blok Tuban yang saat ini dikelola oleh JOB PPEJ dan akan berakhir masa kontraknya pada Februari 2018. Selanjutnya, ada Blok Sanga-Sanga di Kalimantan Timur yang saat ini dikelola oleh Pertamina dan akan diperpanjang masa kontraknya pada Agustus 2018. 

Kemudian, juga terdapat Blok Makassar Strait. Lalu, ada pula Blok East Kalimantan yang dikelola oleh Chevron Indonesia dan akan berakhir masa kontraknya pada Oktober 2018. Juga ada Blok Ogan Komering yang dikelola JOB Pertamina Talisman, Blok Jambi Merang yang dikelola JOB PHE Jambi Merang, dan Blok Salawati di Papua. Menurut Elan, PHE ONWJ tersebut memang menjadi pilot proect. Dari situ, terus dilakukan berbagai penyempurnaan dalam sistem bagi hasil. 

"Seiring berjalannya waktu, bahwa PHE ONWJ merasa hitungannya tidak cocok. Maka, dilakukan pembahasan dan akhirnya ditetapkan harus ada beberapa revisi dalam aturan itu" jelasnya. Revisi tersebut, antara lain, penambahan split dan perubahan ketetapan besaran diskresi menteri.

Dia mengakui, saat awal diberlakukan mekanisme pembagian gross split, banyak KKKS yang merasa tidak cocok. Tetapi, setelah ada revisi, banyak yang mulai tertarik. Hal tersebut terlihat dari banyaknya formulir KKKS yang masuk sampai saat ini. 

"Padahal, tahun lalu sangat sedikit atau bahkan tidak ada. Mereka merasa tertarik karena ada penambahan split dan ketentuan diskresi menteri diperluas,” ungkapnya. Sebab, sebelumnya diskresi menteri yang diberikan hanya 5 persen. Tetapi, sekarang yang diberikan bisa lebih dari itu.

Dia menyatakan, kebijakan bagi hasil gross split dikeluarkan karena penerimaan negara dalam dua tahun terakhir begitu minim. Bahkan, penerimaannya sering lebih kecil ketimbang cost recovery atau biaya operasi yang harus dibayar pemerintah. 

"Walaupun pemerintah telah menekan biaya operasi yang harus dibayar, penurunan pendapatan jauh lebih besar,” jelasnya.

Mengenai besaran bagi hasil yang tertulis dalam Peraturan Menteri No 8/2017, untuk minyak, negara mendapat bagian 53 persen dan kontraktor 47 persen. Lalu untuk gas, bagian negara adalah 58 persen dan kontraktor 42 persen. 

"ltu hanyalah patokan. Dalam proses negosiasi, kemungkinan intervensi dan penyalahgunaan kewenangan akan terjadi dan dampaknya berlangsung puluhan tahun sesuai dengan jangka waktu kontrak," kata Elan.

Untuk itu, negara perlu melakukan pengawasan yang ketat agar penerimaan negara, baik dari pajak maupun bagi hasil migas, bisa diselamatkan.

Di sisi lain, Kepala Perwakilan SKK Migas Jawa, Bali, dan Nusa Tenggara Ali Masyhar menjelaskan, pemanfaatan gas yang baru ditemukan di Kabupaten Rembang akan diarahkan untuk kepentingan industri lokal. Pihaknya telah menerima penyusunan rencana pengembangan (plan of development/ POD) PT Pertamina Hulu Energi Randugunting. Dalam proposalnya, kontraktor memperkirakan dapat berproduksi pada 2018. 

"Sekarang POD masih dalam evaluasi. Deal-nya setelah POD disetujui,” ujarnya.

Saat ini pemerintah Kabupaten Rembang juga sedang mempersiapkan BUMD untuk turut terlihat dalam memaksimalkan manfaat penemuan gas tersebut, tetapi belum dapat diperkirakan proses keterlibatan BUMD itu. 

"Saat ini lapangan 100 persen masih dikelola Pertamina" ucapnya.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, Sept 21, 2017

Drill Prime Well Poleng

PT Pertamina EP today (21/9) began to drill prime Poleng wells located in the eastern Java Sea. Drilling is estimated to be 45 days long with a target of 9,000 feet depth.

Director of Operations and Production of PT Pertamina EP Chalid Said Salim said the USD 15 million project is expected to contribute positively to oil and gas production in East Java. The drilling is estimated to produce 700 barrels of oil per day and 1.2 million cubic feet of gas per day.

"Drilling is also aimed at adding hydrocarbon absorption points in the CW area in the Kujung structure," he said yesterday (20/9).

Location The well to be drilled is named Poleng N2 or CW-12H well. The drilling is a synergy of two Pertamina subsidiaries namely Pertamina EP and Pertamina Hulu Energi. Field Manager of Poleng Charles S. Siallagan added, Asset 4 Poleng Field team has reviewed the personal readiness and drilling equipment.

IN INDONESIA

Bor Perdana Sumur Poleng

PT Pertamina EP hari ini (21/9) mulai melakukan pengeboran perdana Sumur Poleng yang berada di Laut Jawa bagian timur. Pengeboran diperkirakan berdurasi 45 hari dengan target kedalaman 9.000 kaki. 

Direktur Operasi dan Produksi PT Pertamina EP Chalid Said Salim menuturkan, proyek senilai USD 15 juta itu diharapkan mampu memberikan kontribusi positif terhadap produksi minyak dan gas di Jatim. Pengeboran tersebut diestimasi mampu menghasilkan 700 barel minyak per hari dan 1,2 juta kaki kubik gas per hari. 

"Pengeboran ilu juga bertujuan menambah titik serap ‘hidrokarbon di area CW di struktur Kujung,” katanya kemarin (20/9).

Lokasi Sumur yang akan dibor bernama Poleng N2 atau sumur CW-12H. Pengeboran tersebut merupakan sinergi dua anak usaha Pertamina yakni Pertamina EP dan Pertamina Hulu Energi. Field Manager Poleng Charles S. Siallagan menambahkan, tim Asset 4 Poleng Field telah memeriksa ulang kesiapan personal dan peralatan pengeboran.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, Sept 21, 2017

Perform Initial Offshore Drilling in Java Sea

PT Pertamina EP conducted the final check of team readiness and equipment ahead of the offshore drilling wells in Sumur Poleng N2, yesterday (21/09). The check was conducted by Pertamina EP Operations and Production Director, Chalid Said Salim together with Asset 4 PT Pertamina EP management.

"I am representing the management of PT Pertamina EP to know how the condition of the team in the field, and of course the readiness of equipment to be used for offshore drilling prime in Poleng Field," said Chalid while reviewing Rig ENSCO 67 that will be used for drilling at Poleng Field.

Drilled well locations, Chalid added; named Poleng N2 or Well CW-12H having surface co-ordinate X: 708,283.73; Y: 9259.346.09. "Drilling activities with estimated work duration of 45 days with a target of 9,000 ft depth and estimated cost of USD 15 Million", explains Chalid.

Furthermore, Chalid said, this drilling is a form of positive synergy between Upstream Subsidiary PT Pertamina PT Pertamina EP and PT Pertamina Hulu Energi.

"Through this drilling activity is expected to produce 700 barrels of oil per day and 1.2 Iuta Leg Cubic Gas Per Day. In addition, the drilling also aims to add hydrocarbon absorption point in the CW area in the Kujung structure, "he explained.

In the same place, Asset 4 General Manager of PT Pertamina EP Didik Susilo said, Asset 4 is one of the most complete assets because in addition to having an oil field, there are also 3 Gas Production Centers CPP Gundih, CPP Donggi and CPP Matindok.

Then, continued Didik in Asset 4 there is also a field on land and offshore like the one in this Poleng Field. Poleng Field entered PT Pertamina EP approximately 4 years ago.

"This is a moment that we have been waiting for for a long time, after Poleng Field has been operating for 4 years with good production level, hopefully this drilling result will be in accordance with previously calculated target even higher", he said.

IN INDONESIA

Lakukan Pemboran Offshore Perdana di Laut Jawa

PT Pertamina EP lakukan pengecekan terakhir kesiapan tim dan peralatan jelang tajak sumur pemboran perdana lepas pantai di Sumur Poleng N2, kemarin (21/09). Pengecekan dilakukan Direktur Operasi dan Produksi Pertamina EP, Chalid Said Salim bersama dengan manajemen Asset 4 PT Pertamina EP.

”Saya mewakili manajemen PT Pertamina EP ingin mengetahui bagaimana kondisi tim di lapangan, dan tentunya kesiapan peralatan yang akan digunakan untuk pemboran lepas pantai perdana di Poleng Field,” ujar Chalid saat meninjau Rig ENSCO 67 yang akan digunakan untuk pemboran di Poleng Field tersebut.

Lokasi sumur yang dibor, tambah Chalid; bernama Poleng N2 atau Sumur CW-12H yang memiliki koordinat permukaan X : 708,283.73 ; Y:9.259.346,09. “Kegiatan pemboran dengan durasi pekerjaan estimasi mencapai 45 hari dengan target kedalaman mencapai 9.000 ft dan perkiraan biaya mencapai USD 15 Juta", jelas Chalid.

Lebih lanjut, Chalid mengatakan, pemboran ini merupakan wujud sinergi positif antar Anak Perusahaan Hulu PT Pertamina yaitu PT Pertamina EP dan PT Pertamina Hulu Energi. 

“Melalui kegiatan pemboran ini diharapkan mampu menghasilkan 700 Barel Minyak Per Hari dan 1,2 Iuta Kaki Kubik Gas Per Hari. Selain itu pemboran ini juga bertujuan untuk menambah titik serap hidrokarbon di area CW di struktur Kujung,” terangnya.

Di tempat yang sama, Asset 4 General Manager PT Pertamina EP Didik Susilo mengatakan, Asset 4 merupakan salah satu asset yang paling lengkap dikarenakan selain memiliki lapangan minyak, ada juga 3 Pusat Produksi Gas yaitu CPP Gundih, CPP Donggi dan CPP Matindok.

Kemudian, lanjut Didik di Asset 4 juga ada lapangan di darat serta di lepas pantai seperti yang ada di Poleng Field ini. Poleng Field masuk ke PT Pertamina EP kurang lebih 4 tahun yang lalu.

"Ini momen yang telah kami nantikan sejak lama. Setelah Poleng Field beroperasi kurang lebih 4 tahun dengan tingkat produksi yang cukup bagus. Semoga hasil pemboran ini sesuai dengan target yang telah diperhitungkan sebelumnya bahkan lebih tinggi lagi", ujarnya.

Harian Bangsa, Page-4, Friday, Sept 22, 2017

Pertamina EP Drilling First Time

Target Costs Reach USD 15 Million

PT Pertamina EP conducts offshore offshore drilling at Poleng Field. The location of the well to be drilled, named Poleng N2 or CW-12H well which has the surface coordinates X: 708,283.73; Y = 9259.346.09.

"God willing, starting with prayer and good faith and support of all parties, Insyaallah start drilling activities with estimated work duration of 45 days with a target depth of 9,000 ft and estimated cost of USD 15 million," explained Director of Operations and Production of PT Pertamina EP, Chalid Said Salim.

Earlier on Wednesday (20/9), Chalid along with Asset 4 management of PT Pertamina EP did the last check on team preparedness and equipment ahead of the offshore drilling wells in Sumur Poleng N2.

"Today (Wednesday, 20/9) I am representing the management of PT Pertamina EP want to know how the condition of the team in the field, and of course the readiness of equipment to be used for offshore drilling prime in Poleng Field", said Chalid when found in Rig ENSCO 67 will be used for drilling at Poleng Field.

Chalid added that the drilling is a form of positive synergy between Upstream PT Pertamina Subsidiary, PT Pertamina EP and PT Pertamina Hulu Energi.

"This excellent synergy is mutually supportive of the implementation of this activity. Especially for PT Pertamina EP, which is the first time to conduct offshore drilling, this is a learning process for all related functions in planning, preparation and execution ", he explained.

Furthermore, Chalid explained that through drilling activities is expected to produce 700 barrels of oil per day and 1.2 million cubic feet of gas per day. In addition, the drilling also aims to add hydrocarbon absorption points in the CW area of ​​the Kujung structure.

Encountered in the same place, Didik Susilo as Asset 4 General Manager of PT Pertamina EP said that Asset 4 is one of the most complete assets because in addition to having oil field, there are also 3 Gas Production Centers CPP Gundih, CPP Donggi and CPP Matindok.

Then, continued Didik in Asset 4 there is also a field on land and offshore like the one in this Poleng Field. Poleng Field entered PT Pertamina EP approximately 4 years ago.

"It's a moment we've been waiting for a long time. After Poleng Field has been operating for 4 years with good production level, we are now preparing a bold step by drilling. Hopefully this drilling results in accordance with targets that have been calculated before even higher, "he said.

Meanwhile, Charles S Siallagan Poleng Field Manager explained that until now the team of Asset 4 Poleng Field is very optimistic with drilling preparation of the N2 Polis.

"We have prepared a special team for both technical and non technical teams for the smooth operation of this operation. We sincerely hope this drilling works well and can increase the production of PT Pertamina EP in particular and nationally in general. For that we ask for support from all parties for drilling offshore is running smoothly and zero accident, "said Charles.

IN INDONESIA

Pertamina EP Ngebor Perdana

Target Biaya Mencapai USD 15 Juta  

PT Pertamina EP melaksanakan pengeboran perdana lepas pantai (offshore) di Poleng Field. Lokasi sumur yang akan dibor, bernama Poleng N2 atau sumur CW-12H yang memiliki koordinat permukaan X : 708,283.73 ; Y = 9.259.346,09.

“Insyaallah dengan diawali doa bersama dan itikad baik serta dukungan seluruh pihak, Insyaallah mulai dilaksanakan kegiatan pemboran dengan durasi pekerjaan estimasi mencapai 45 hari dengan target kedalaman mencapai 9.000 ft dan perkiraan biaya mencapai USD 15 juta”, jelas Direktur Operasi dan Produksi PT Pertamina EP, Chalid Said Salim.

Sebelumnya, tepatnya Rabu (20/9), Chalid bersama dengan manajemen Asset 4 PT Pertamina EP lakukan pengecekan terakhir terkait kesiapan tim dan peralatan jelang tajak sumur pemboran perdana lepas pantai di Sumur Poleng N2.

“Hari ini (Rabu, 20/9) saya mewakili manajemen PT Pertamina EP ingin mengetahui bagaimana kondisi tim di lapangan, dan tentunya kesiapan peralatan yang akan digunakan untuk pemboran lepas pantai perdana di Poleng Field”, ujar Chalid saat ditemui di Rig ENSCO 67 yang akan digunakan untuk pemboran di Poleng Field.

Chalid menambahkan bahwa pemboran ini merupakan wujud sinergi positif antar Anak Perusahaan Hulu PT Pertamina yaitu PT Pertamina EP dan PT Pertamina Hulu Energi.

“Sinergi yang sangat baik ini saling mendukung terlaksananya kegiatan ini. Terutama bagi PT Pertamina EP yang baru perrtama kali melakukan pemboran lepas pantai, hal ini merupakan proses pembelajaran bagi semua fungsi terkait dalam perencanaan, persiapan dan eksekusi”, jelasnya. 

Lebih lanjut, Chalid menjelaskan bahwa melalui kegiatan pemboran ini diharapkan mampu menghasilkan 700 Barel Minyak Per Hari dan 1,2 Juta Kaki Kubik Gas Per Hari. Selain itu pemboran ini juga bertujuan untuk menambah titik serap hidrokarbon di area CW di struktur Kujung.

Ditemui ditempat yang sama, Didik Susilo selaku Asset 4 General Manager PT Pertamina EP mengatakan bahwa Asset 4 merupakan salah satu asset yang paling lengkap dikarenakan selain memiliki lapangan minyak, ada juga 3 Pusat Produksi Gas yaitu CPP Gundih, CPP Donggi dan CPP Matindok.

Kemudian, lanjut Didik di Asset 4 juga ada lapangan di darat serta di lepas pantai seperti yang ada di Poleng Field ini. Poleng Field masuk ke PT Pertamina EP kurang lebih 4 tahun yang lalu.

“Ini momen yang telah kami nantikan sejak lama. Setelah Poleng Field beroperasi kurang lebih 4 tahun dengan tingkat produksi yang cukup bagus, kini kami mempersiapkan langkah yang cukup berani dengan melaksanakan pemboran. Semoga hasil pemboran ini sesuai dengan target yang telah diperhitungkan sebelumnya bahkan lebih tinggi lagi,” ujarnya.

Sementara itu, Charles S Siallagan Poleng Field Manager menjelaskan bahwa sampai saat ini tim Asset 4 Poleng Field sangat optimis dengan persiapan pemboran Poleng N2 tersebut.

“Kami telah mempersiapkan tim khusus baik untuk tim teknis maupun non teknis demi kelancaran operasi ini. Kami sangat berharap pemboran ini berjalan lancar dan bisa menambah produksi PT Pertamina EP pada khususnya dan secara nasional pada umumnya. Untuk itu kami mohon dukungan dari seluruh pihak agar pemboran lepas pantai ini berjalan lancar dan zero accident,” papar Charles.

Duta Masyarakat, Page-16, Friday, Sept 22, 2017

Pertamina Returns East Kalimantan Block

PT Pertamina returned East Kalimantan Block after in January 2017 was assigned to manage the offshore working area after the expiration of the contract in 2018 by using a gross split share contract.

     Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said that the company has expressed its attitude not to manage the block, East Kalimantan after the contract expires even though the government has reset the provisions in gross split.

According to him, the main consideration to release the working area is now operated by Chevron Indonesia Company because the company chose to focus on managing the work area assigned to Pertamina. Previously, the government assigned Pertamina to manage eight working areas that will expire its contract.

"We talked about it," he said

Initially, Pertamina complained about the cost burden for post-mining activities or Abandonment and Site Restoration (ASR) East Kalimantan Block. The amount of burden that became one of the calculation of economic development of the field on a new contract.

The reason is that the current contract with the East Kalimantan Production Sharing Contract (PSC) scheme has not included the obligation for the current contractor to set aside funds to conduct post-mining activities.

If to manage seven other blocks Pertamina proposes some additional conditions, the East Kalimantan Block Pertamina proposes an extension of time to review. In May 2017, Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan once mentioned that if it can not be managed, Pertamina can return the block to the government to offer to other companies that may still be interested.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar also convey the same thing in July 2017. However, at that time, Pertamina is still reviewing the development of the East Kalimantan Block with the burden to be borne by the company.

IMMEDIATELY OFFERED

The government, now immediately offered the bloc after Pertamina declared an attitude not to get involved in the management of the block whose cooperation contract was signed on January 11, 1991.

"We have already discussed and I think ESDM plans to offer to interested investors soon."

East Kalimantan Block itself is still managed by Chevron Indonesia Company until October 2018. However, in early 2016, Chevron has stated it will not continue management in the Working Area after the contract expires.

From Pertamina data, East Kalimantan Block production in 2016 is 36,500 barrels of oil equivalent per day (barrel oil equivalent per day / boepd). The 6,177 square kilometer block holds 213 million reserves of oil equivalent in 2015.

According to Syamsu, although Pertamina and Chevron do not want to manage East Kalimantan Block after 2018, there are still some companies interested if East Kalimantan Block offered by the government.

"The information is pretty much interested," he said.

IN INDONESIA

Pertamina Kembalikan Blok East Kalimantan

PT Pertamina mengembalikan Blok East Kalimantan setelah pada Januari 2017 mendapat penugasan untuk mengelola Wilayah kerja di lepas pantai itu pasca berakhirnya kontrak pada 2018 dengan menggunakan kontrak bagi hasil kotor atau gross split.

    Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya telah menyampaikan sikap perseroan untuk tidak mengelola Blok ,East Kalimantan setelah kontrak berakhir meskipun pemerintah telah mengatur ulang ketentuan dalam gross split.

Menurutnya, pertimbangan utama melepas Wilayah kerja yang kini dioperasikan Chevron Indonesia Company itu karena perseroan memilih untuk fokus mengelola wilayah kerja yang ditugaskan kepada Pertamina. Sebelumnya, pemerintah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan Wilayah Kerja yang akan habis masa kontraknya. 

“Sudah kami bicarakan,” ujarnya 

Semula, Pertamina mengeluhkan tentang beban biaya untuk melakukan kegiatan pascatambang atau Abandonment and Site Restoration (ASR) Blok East Kalimantan. Besarnya beban itu menjadi salah satu perhitungan keekonomian pengembangan lapangan pada kontrak baru. 

Pasalnya, pada kontrak yang kini berjalan dengan skema kontrak bagi hasil [production sharing contract/PSC) East Kalimantan belum mencantumkan kewajiban bagi kontraktor saat ini untuk menyisihkan dana untuk melakukan kegiatan pasca tambang.

Bila untuk mengelola tujuh blok lainnya Pertamina mengusulkan beberapa kondisi tambahan, pada Blok East Kalimantan Pertamina mengusulkan perpanjangan waktu untuk mengkaji. Pada Mei 2017, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan pernah menyebutkan bahwa bila memang tidak bisa dikelola, Pertamina bisa mengembalikan blok itu agar pemerintah menawarkan kepada perusahaan lain yang mungkin masih berminat.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar pun menyampaikan hal yang sama pada Juli 2017. Namun, saat itu, Pertamina masih melakukan pengkajian pengembangan Blok East Kalimantan dengan beban yang harus ditanggung perseroan.

SEGERA DITAWARKAN

Pemerintah, kini segera menawarkan blok tersebut setelah Pertamina menyatakan sikap untuk tidak terlibat dalam pengelolaan blok yang kontrak kerja samanya ditandatangani pada 11 Januari 1991 itu.

“Kami sudah diskusikan dan saya kira ESDM segera berencana untuk menawarkan ke investor yang berminat.”

Blok East Kalimantan sendiri kini masih dikelola Chevron Indonesia Company hingga Oktober 2018. Kendati demikian, pada awal 2016, Chevron telah menyatakan tidak akan melanjutkan pengelolaan di Wilayah kerja itu setelah kontrak berakhir.

Dari data Pertamina, produksi Blok East Kalimantan pada 2016 sebesar 36.500 barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/boepd). Blok seluas 6.177 kilometer persegi itu menyimpan cadangan sebanyak 213 juta setara minyak pada 2015.

Menurut Syamsu, meskipun Pertamina dan Chevron tidak mau mengelola Blok East Kalimantan setelah 2018, masih terdapat beberapa perusahaan yang berminat bila Blok East Kalimantan ditawarkan pemerintah. 

“Informasinya cukup banyak yang berminat,” katanya.

Bisnis Indonesia, Page-28, Friday, Sept 22, 2017

PT Pertamina EP Drilling Offshore Prime

PT Pertamina EP is ready to conduct offshore drilling of Poleng Field in Gresik, East Java, managed by Pertamina EP Asset 4 business unit.

"Today I represent the management of PT Pertamina EP want to know how the condition of the team in the field, and of course the readiness of equipment to be used for drilling offshore prime in Poleng Field," said Director of Operations and Production PT Pertamina EP, Chalid Said Salim Thursday (21 / 9) yesterday.

Chalid added that his side had made final checks on team preparedness and equipment ahead of the offshore drilling well at Ned Polis Well planned to start yesterday. Meanwhile, drilling activities are estimated to reach 45 days with a target of 9,000 feet deep depth and estimated cost of 15 million US dollars or nearly equivalent to Rp 200 billion.

Whereas the well location to be drilled is named Poleng N2 or CW-12H well located in Java Sea. This drilling is a form of positive synergy among upstream subsidiaries of PT Pertamina, namely PT Pertamina EP and PT Pertamina Hulu Energi.

"This excellent synergy is mutually supportive of the implementation of this activity. Especially for PT Pertamina EP which is the first time to do offshore drilling. This is a learning process for all related functions in planning, preparation and execution, "he explained.

According to Chalid, through the drilling kegialan is expected to produce 700 barrels of oil per day and 1.2 million cubic feet of gas per day. The drilling also aims to add hydrocarbon absorption points in the CW area of ​​the Kujung structure.

Pertamina EP Asset 4 is one of the most complete assets because in addition to having oil field, there are also 3 Gas Production Centers, namely CPP Gundih, CPP Donggi, and CPP Matindok. There is also an offshore field, Poleng Field.

Meanwhile, according to General Manager of Pertamina EP Asset 4, Didik Susilo said the drilling moment of this prime long awaited. After Poleng Field has been operating for at least four years with good production levels, Pertamina EP Asset 4 is preparing a bold step by drilling.

"Hopefully the results of this drilling in accordance with targets that have been calculated previously even higher," he said.

According to him, Pertamina EP Asset 4 has prepared a special team for both technical and nontechnical teams for the smooth operation of this. He hopes the drilling runs smoothly and can increase oil and gas production of PT Pertamina EP and nationally.

"For that we ask for support from all parties for offshore drilling is running smoothly and zero accident," he concluded.

IN INDONESIA

PT Pertamina EP Bor Offshore Perdana

PT Pertamina EP siap melakukan pengeboran perdana sumur lepas pantai (offshore) Poleng Field di Gresik, Jawa Timur, yang dikelola unit usaha Pertamina EP Asset 4. 

“Hari ini saya mewakili manajemen PT Pertamina EP ingin mengetahui bagaimana kondisi tim di lapangan, dan tentunya kesiapan peralatan yang akan digunakan untuk pengeboran Iepas pantai perdana di Poleng Field,” ungkap Direktur Operasi dan Produksi PT Pertamina EP, Chalid Said Salim Kamis (21/9) kemarin.

Chalid menambahkan bahwa pihaknya telah melakukan pengecekan terakhir terkait kesiapan tim dan peralatan jelang tajak sumur pemboran perdana Iepas pantai di Sumur Poleng N2 yang direncanakan dimulai kemarin. Sementara itu kegiatan pengeboran diperkirakan mencapai 45 hari dengan target kedalaman mencapai 9.000 feet dan perkiraan biaya mencapai 15 juta dolar AS atau hampir setara dengan Rp 200 miliar. 

Sedangkan Iokasi Sumur yang akan dibor bernama Poleng N2 atau Sumur CW-12H yang berada di Laut Jawa. Pengeboran ini merupakan wujud sinergi positif antar anak perusahaan hulu PT Pertamina, yaitu PT Pertamina EP dan PT Pertamina Hulu Energi.

“Sinergi yang sangat baik ini saling mendukung terlaksananya kegiatan ini. Terutama bagi PT Pertamina EP yang baru pertama kali melakukan pengeboran lepas pantai. Hal ini merupakan proses pembelajaran bagi semua fungsi terkait dalam perencanaan, persiapan dan eksekusi,” terangnya.

Menurut Chalid, melalui kegialan pengeboran ini diharapkan mampu menghasilkan produksi 700 barel minyak per hari dan 1,2 juta kaki kubik gas per hari. Pengeboran ini juga bertujuan untuk menambah titik serap hidrokarbon di area CW di struktur Kujung.

Pertamina EP Asset 4 merupakan salah satu aset yang paling lengkap karena selain memiliki lapangan minyak, terdapat juga 3 Pusat Produksi Gas, yaitu CPP Gundih, CPP Donggi, dan CPP Matindok. Selaln itu terdapat juga lapangan lepas pantai, yaitu Poleng Field.

Sedangkan menurut General Manager Pertamina EP Asset 4, Didik Susilo mengatakan momen pengeboran perdana ini dinantikan sejak lama. Setelah Poleng Field beroperasi kurang lebih empat tahun dengan tingkat produksi yang cukup bagus, Pertamina EP Asset 4 mempersiapkan langkah yang cukup berani dengan melaksanakan pengeboran. 

“Semoga hasil pengeboran ini sesuai dengan target yang telah diperhitungkan sebelumnya bahkan lebih tinggi lagi,” ujarnya.

Menurutnya, Pertamina EP Asset 4 telah mempersiapkan tim khusus baik untuk tim teknis maupun nonteknis demi kelancaran operasi ini. Dia berharap pengeboran berjalan lancar dan bisa menambah produksi migas PT Pertamina EP maupun secara nasional. 

“Untuk itu kami mohon dukungan dari seluruh pihak agar pengeboran lepas pantai ini berjalan lancar dan zero accident,” pungkasnya.

Bhirawa, Page-5, Friday, Sept 22, 2017