Pertamina Immediately Operates Rokan

From 72 wells, Pertamina will drill 20 wells.

PT Pertamina (Persero) will begin drilling in the Rokan Block in Riau Province in the third quarter of 2020. The government requests the current Rokan Block operators and future operators to coordinate well. Pertamina Upstream Director Dharmawan Samsu explained, this acceleration step needed to be done to maintain the production of the Rokan Block.

the Rokan Block Chevron Indonesia

"This is very important because we need to make sure in 2020 we can really do the drilling," Dharmawan said.

Chevron

To do the drilling, there are several conditions agreed upon between the prospective new operators, namely Pertamina and the old operators. namely Chevron. This is to maintain investment in the transition period. Darmawan explained naturally the reserves in the reservoir will continue to decline. To overcome this, Pertamina needs to drill. The plan is, to begin with, Pertamina will drill 20 wells.

"Yes, these are steps that need to be taken apart from the need to maintain wells, maintain compression, and maintain production stability," Dharmawan said.

To get to the drilling schedule in the third quarter, Dharmawan explained, in the first half of this year, Pertamina needed to make preparations for procurement. These include long lead items such as rig readiness and wheel heads (wells to be drilled).

"In the first semester, we focus on providing goods for drilling. We want to ensure that the rig and crew are ready," Dharmawan said.

With this drilling plan, Darmawan said, it was possible that there would be a revision of the company's Work and Budget Plan (RKP & B). These changes will be discussed with the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas), including production and investment targets.

"SKK Migas is very supportive and conducive. They ensure that all initiatives to maintain production will be supported," Darmawan said.

In the WP&B 2020 SKK Migas, Rokan Block oil production is targeted at 161 thousand barrels per day (BPH). In 2018, this block can still produce 210 thousand BPD, the second largest after Cepu Block oil production.

Arifin Tasrif

ESDM Minister Arifin Tasrif said Pertamina planned to drill 20 wells in the Rokan Block by 2020. In total, 72 wells were planned. Even so, Arifin did not specify the investment value to be spent by the government oil and gas company in the Rokan Block.

"Of the 72 targets, at least 20 can be implemented next year. It could be faster," Arifin said when meet at the BPH Migas Building.

Arifin has also asked Pertamina to be more proactive in order to smooth the transition process in the Rokan Block to run smoothly. He appealed to Chevron as the current manager not to close down when Pertamina entered before the Chevron contract in the Rokan Block expires in 2021. Therefore, Arifin hopes that discussions between Pertamina and Chevron regarding the transition in the Rokan Block can soon be completed in the near future.

"Chevron reports every week, there are matters relating to regulations and contractual rights," Arifin said.

Since it was first discovered in 1941 to date, the Rokan Block has produced approximately 4.5 billion barrels of oil. It is estimated that the Rokan Block currently still holds 500 million to 1.5 billion barrels of oil.

As for 2020, SKK Migas set a production target in the Rokan Block of only 161 thousand bopd, down from this year's target of 190 thousand bopd. That is because there is no activity that will be carried out by Chevron in the Rokan Block in 2021.

IN INDONESIA

Pertamina Segera Operasikan Rokan

Dari 72 sumur, Pertamina akan mengebor 20 sumur.

PT Pertamina (Persero) akan mulai melakukan pengeboran di Blok Rokan di Provinsi Riau pada kuartal III tahun 2020 ini. Pemerintah meminta operator Blok Rokan saat ini dan operator ke depan dapat berkoordinasi dengan baik. Direktur Hulu Pertamina Dharmawan Samsu menjelaskan, langkah percepatan ini perlu dilakukan untuk menjaga produksi Blok Rokan. 

"Ini penting sekali karena kami perlu meyakinkan pada 2020 kami betul-betul bisa melakukan pengeboran," ujar Dharmawan.

Untuk melakukan pengeboran, ada beberapa ketentuan yang disepakati antara calon operator baru, yakni Pertamina dengan operator lama. yakni Chevron. Hal ini untuk menjaga lnvestasi di masa transisi. Darmawan menjelaskan secara alamiah cadangan dalam reservoar akan tetap mengalami penurunan. Untuk bisa mengatasi hal tersebut, Pertamina perlu melakukan pengeboran. Rencananya, untuk awalan, Pertamina akan mengebor 20 sumur.

"Ya ini langkah-langkah yang perlu dilakukan selain perlu melakukan perawatan sumur, menjaga kompresi, dan menjaga stabilan produksi," ujar Dharmawan.

Untuk menuju jadwal pengeboran pada kuartal tiga tersebut, Dharmawan menjelaskan, pada semester pertama tahun ini, Pertamina perlu melakukan persiapan pengadaan. Pengadaan tersebut antara lain adalah long lead item seperti kesiapan rig dan wheel head (kepala sumur untuk bisa dibor).

"Semester satu kami fokus melakukan penyediaan barang untuk pengeboran. Kami mau memastikan rig dan kru siap," ujar Dharmawan.

Dengan rencana pengeboran ini, Darmawan mengatakan, tidak menutup kemungkinan bakal ada revisi Rencana Kerja dan Anggaran (RKP&B) perusahaan. Perubahan-perubahan ini akan dibicarakan dengan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), termasuk target produksi dan investasi.

"SKK Migas sangat suportif dan kondusif. Mereka memastikan semua inisiatif menjaga produksi akan didukung," ujar Darmawan.

Dalam WP&B 2020 SKK Migas, produksi minyak Blok Rokan ditargetkan sebanyak 161 ribu barel per hari (BPH). Pada 2018, blok ini masih bisa produksi 210 ribu bph atau kedua terbesar setelah produksi minyak Blok Cepu. 

Menteri ESDM Arifin Tasrif mengatakan, Pertamina berencana melakukan pengeboran sumur di Blok Rokan sebanyak 20 sumur pada 2020. Secara total, target yang dicanangkan sebanyak 72 sumur. Meski begitu, Arifin tidak memerinci nilai investasi yang akan dikeluarkan oleh perusahaan minyak dan gas mili pemerintah tersebut di Blok Rokan.

"Dari 72 target, paling tidak 20 itu bisa terlaksana di tahun depan. Bisa lebih cepatlah," kata Arifin saat ditemui di Gedung BPH Migas.

Arifin pun sudah meminta Pertamina untuk lebih proaktif guna memuluskan proses transisi di Blok Rokan berlangsung lancar. Ia mengimbau Chevron selaku pengelola saat ini agar tidak menutup diri ketika Pertamina masuk sebelum kontrak Chevron di Blok Rokan berakhir pada 2021. Maka itu, Arifin berharap, agar diskusi antara Pertamina dan Chevron terkait transisi di Blok Rokan dapat segera rampung dalam waktu dekat. 

"Tiap minggu Chevron sudah lapor, ada hal-hal yang terkait regulasi maupun hak-hak kontraktual," ujar Arifin.

Sejak ditemukan pertama kali pada 1941 sampai saat ini, Blok Rokan telah menghasilkan kurang lebih 4,5 miliar barel minyak. Diperkirakan saat ini Blok Rokan masih menyimpan 500 juta hingga 1,5 miliar barel minyak. 

Adapun pada tahun 2020, SKK Migas mematok target produksi di Blok Rokan hanya sebesar 161 ribu bopd atau turun dibandingkan target tahun ini yang sebesar 190 ribu bopd. Hal tersebut karena tidak ada aktivitas apa pun yang bakal dilaksanakan Chevron di Blok Rokan pada tahun 2021.

Republika, Page-5, Saturday, Jan 4, 2020.

In the third quarter, Pertamina is targeting to work on the Rokan Block

PT Pertamina (Persero) is targeting to participate in spending funds to work on the Rokan Block starting the third quarter of 2020. The reason is, until now, Pertamina is still discussing with PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) related to the participation in working on the Rokan Block during the transfer period.

the Rokan Block Chevron

Pertamina Upstream Director Dharmawan H Samsu said discussions with Chevron had stopped for two weeks at the end of last year. However, he will continue this discussion on Monday (6 / January).

The discussion progress has been fixed on Pertamina's participation in working on the Rokan Block this year. However, he admitted, Pertamina had not been able to get involved in investing in the Rokan Block in the first half of 2020. Because, it requires time to provide the goods needed for drilling, such as rigs and wellheads, as well as the crew who will carry out this activity.

"We need to make sure the rig is ready, prepare the crew, ensure that long lead items such as the wellhead are prepared. So drilling in the third quarter, "he said in Jakarta.

Dharmawan explained that the agreement relating to the transfer of management of the Rokan Block was very important for Pertamina. This is because, in order to carry out well drilling, there are a number of prerequisites that must be agreed by the two oil and gas companies. Pertamina also needs to maintain investment in the transition period so that oil and gas production from the Rokan Block does not drop dramatically.

"The reservoir will naturally come down. To counter this decline, we are drilling, in addition to efforts to maintain the well, maintain compression, "he said.

Regarding the number of wells to be drilled, his party has not confirmed it yet. However, he estimates that at least 20 new development wells will be drilled to maintain the level of oil and gas production and curb the rate of decline in natural production. The number of wells drilled can still change.

"There could be more [wells drilled], but we cannot determine more yet. This drilled 20 wells so that production did not go down, "Dharmawan explained.

If he becomes involved in investing in the Rokan Block, Dharmawan claims that he does not know whether the work plan and budget (WP & B) The Rokan Block must be revised. It will continue to discuss with the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) related to this matter.

"SKK Migas is very supportive and conducive, all initiatives that maintain oil and gas production will definitely be supported," he said.

Previously, SKK Migas Head Dwi Soetjipto revealed that the Rokan Block oil production target in 2020 was set at only 161 thousand barrels per day (BPD). This target is down 15.26% from this year's production target of 190 thousand BPD.

Because Chevron reduced its operational activities following the end of the Rokan Block / PSC cooperation contract in 2021. The WP&B Block Rokan, he said, only included Chevron's planned activities, not Pertamina. He hopes that Pertamina can immediately participate in working on the Rokan Block.

"It is hoped that Pertamina can enter to conduct drilling, it is hoped that it can improve what is included in WP&B," Dwi said.

During its heyday in 1973, Rokan Block's oil production nearly touched 1 million BPD. However, oil and gas block production continues to fall over time. In 2011, the Rokan Block still produced around 356.98 thousand BPD of oil or contributed 39.56% of the total national oil production at that time 902.35 BPD.

However, referring to SKK Migas data, at the end of September 2019, the oil lifting of this block was only 192,193 BPD or 25.8% of the total national oil lifting of 744,700 BPD. The government has set Pertamina as the operator of the Rokan Block after the current contract will expire in 2021. 

    However, the Rokan Block PSC contract for the period after 2021, was just signed by Pertamina in May 2019. The transition process for the management of the Rokan Block has just taken place after the contract just signed.

Referring to this new contract, Pertamina has a definite work commitment (KKP) for the first five years in the Rokan Block worth the US $ 500 million or around Rp 7.2 trillion. Some of the activities to be funded by the CTF include an EOR study of US $ 4 million, drilling of 11 exploration wells of US $ 69.8 million, drilling of five Telisa wells of US $ 18.1 million, stage-1 CEOR 7 pattern of US $ 247 million, and stage-1 steam flood Kulin or Rantau Bais US $ 88.6 million.

IN INDONESIA

Kuartal III, Pertamina Targetkan Ikut Garap Blok Rokan

PT Pertamina (Persero) menargetkan dapat ikut serta mengeluarkan dana untuk menggarap Blok Rokan mulai kuartal ketiga 2020 ini. Pasalnya, hingga kini, Pertamina masih berdiskusi dengan PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) terkait keikutsertaan menggarap Blok Rokan di masa alih kelola. 

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H Samsu menuturkan, diskusi dengan Chevron sempat berhenti selama dua pekan pada akhir tahun lalu. Namun, pihaknya akan melanjutkan diskusi ini pada Senin (6/January). 

Progres diskusi telah fix pada keikutsertaan Pertamina menggarap Blok Rokan pada tahun ini. Meski demikian, diakuinya, Pertamina belum dapat ikut terlibat berinvestasi di Blok Rokan pada semester pertama 2020 ini. 

   Pasalnya, pihaknya membutuhkan waktu untuk menyediakan barang yang dibutuhan untuk pengeboran, seperti rig, dan kepala sumur, serta kru yang akan melaksanakan kegiatan ini.

“Kami perlu memastikan rig siap, menyiapkan kru, memastikan bahwa long lead item seperti well head disiapkan. Jadi pengeboran pada kuartal tiga,” kata dia di Jakarta.

Dharmawan menjelaskan, kesepakatan terkait masa alih kelola Blok rokan sangat penting bagi Pertamina. Hal ini lantaran agar dapat melaksanakan pengeboran sumur, terdapat beberapa prasyarat yang harus disepakati oleh kedua perusahaan migas. Pertamina juga perlu menjaga investasi di masa transisi agar produksi migas dari Blok Rokan tidak turun drastis.

“Reservoir itu akan secara alamiah turun. Untuk mengcounter penurunan ini, kami melakukan pengeboran, di samping upaya-upaya merawat sumur, menjaga kompresi,” ujarnya.

Terkait jumlah sumur yang akan dibor, pihaknya belum ada memastikannya. Namun, pihaknya memperkirakan setidaknya dibutuhkan pengeboran 20 sumur pengembangan baru untuk menjaga level produksi migas dan menahan laju penurunan produksi alamiahnya. Jumlah sumur yang dibor ini masih dapat berubah.

“Bisa lebih banyak lagi [sumur yang dibor], tetapi kami belum bisa menentukan lebih banyaknya. Ini  mengebor 20 sumur agar produksi tidak turun,” jelas Dharmawan.

Jika jadi ikut terlibat berinvestasi di Blok Rokan, Dharmawan mengaku tidak mengetahui apakah rencana kerja dan belanja (work plan and budget/WP&B)

Blok Rokan harus direvisi. Pihaknya akan terus berdiskusi dengan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) terkait hal ini. 

“SKK Migas sangat suportif dan kondusif, semua inisiatif yang menjaga produksi migas pasti akan didukung,” tutur dia.

Sebelumnya, Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengungkapkan, target produksi minyak Blok Rokan pada 2020 ini ditetapkan hanya 161 ribu barel per hari (bph). Target ini turun 15,26% dari target produksi tahun ini sebesar 190 ribu bph. 

Pasalnya, Chevron mengurangi aktifitas operasinya menyusul berakhirnya kontrak kerja sama/PSC Blok Rokan pada 2021. WP&B Blok Rokan disebutnya hanya memasukkan rencana kegiatan Chevron, belum Pertamina. Pihaknya berharap Pertamina bisa segera ikut serta menggarap Blok Rokan. 

“Diharapkan Pertamina bisa masuk untuk melakukan drilling, diharapkan bisa memperbaiki apa yang masuk dalam WP&B,” ujar Dwi.

Pada masa kejayaannya di 1973, produksi minyak Blok Rokan hampir menyentuh 1 juta bph. Namun, produksi blok migas ini terus turun seiring berjalannya waktu. Di 2011, Blok Rokan masih menghasilkan minyak sekitar 356,98 ribu bph atau berkontribusi 39,56% dari total produksi minyak nasional saat itu 902,35 bph. 

Namun mengacu data SKK Migas, di akhir September 2019 lalu, lifting minyak blok ini hanya192.193 bph atau 25,8% dari total lifting minyak nasional 744.700 bph. Pemerintah telah menetapkan Pertamina sebagai operator Blok Rokan pasca kontrak yang saat ini berlaku akan berakhir pada 2021. 

    Namun, kontrak PSC Blok Rokan untuk periode setelah 2021, baru saja ditandatangani oleh Pertamina pada Mei tahun 2019. Proses transisi pengelolaan Blok Rokan baru saja berlangsung pasca kontrak baru ditandatangani. 

Mengacu kontrak baru ini, Pertamina memiliki komitmen kerja pasti (KKP) untuk lima tahun pertama di Blok Rokan senilai US$ 500 juta atau sekitar Rp 7,2 triliun. Beberapa kegiatan yang akan didanai dengan KKP ini yakni studi EOR senilai US$ 4 juta, pengeboran 11 sumur eksplorasi US$ 69,8 juta, pengeboran lima sumur Telisa US$ 18,1 juta, stage-1 CEOR 7 pattern US$ 247 juta, dan stage-1 steam flood Kulin atau Rantau Bais US$ 88,6 juta.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Jan 4, 2020.

Pertamina awaits disbursement of incentives

PT Pertamina (Persero) is waiting for the government to provide incentives in managing the three terminated oil and gas blocks, while making savings to further improve the economics of the project.

Pertamina Upstream Director Dharmawan H. Samsu said there were two ways that could be done to improve the economics of the project. First, from Pertamina's body by reducing the economic constraints of the project through efficiency. Second, get incentives from the government. Efficiency that can be done by Pertamina is through rigless.

the Mahakam Block

Rigless or drilling without rigs is nothing new at Pertamina. Rigless is done during well completion, aka preparation or refining of wells to be produced as well as when cleaning wells from sedimentation or scaling. Massive rigless activities are carried out in the Mahakam Block and the Sanga Sanga Block.

 the Sanga Sanga Block

Currently it also proposes incentives to the government in managing three termination block working areas, including the Mahakam Block managed by Pertamina Hulu Mahakam (PHM) and the Sanga Sanga Block by Pertamina Hulu Sanga Sanga (PHSS).

the East Kalimantan-Attaka Block

The third working area is the East Kalimantan-Attaka Block, which is managed by Pertamina Hulu East Kalimantan (PHKT). Submission of incentives in the East Kalimantan-Attaka Block has not been made because it is still in the evaluation stage of the submission proposal. 

   In the three blocks, Pertamina carries out field development (OPLL) operations to increase oil and gas production. Moreover, the three oil and gas blocks have a very old production age.

Total E&P Indonesia

For example, the Mahakam Block has more than 40 years of age. Previously, the Mahakam Block was managed by Total E&P Indonesia. At present, the Mahakam Block has been managed by Pertamina Hulu Migas (PHM) by being able to maintain production of 740 MMscfd (million metric standard cubic feet per day) of 120 wells since September 2019. 

Previously, the block's production was below the realized figure. According to him, the increase in production was obtained from drilling new wells and the production from the reservoir obtained was greater than projected.

In an effort to maintain this production, PHM has proposed drilling 257 new wells with a potential resource of 279 billion cubic feet / Bcf and 9 million barrels of oil / MMBO.

INCENTIVE FORM

Even though the well drilling has been approved by SKK Migas, Pertamina still gets incentives to improve the economics of the project. These incentives can be in the form of additional revenue sharing from the government or leasing relief for state assets. From the company side, Pertamina will also reduce the limits to the economy. 

Meanwhile, Pertamina is also targeting to drill exploratory wells in the Mahakam Block in the Third Quarter / 2020 or around July 2020. Drilling is carried out in Tunu Field and South Peciko.

"There is such a thing as a commercial breakthrough. Look, for example, Pertamina feels that this is not economical. Come to the government, this can be economical if given this kind of incentive. The government will fair, this can not be per project, "he said.

Pertamina also proposed an incentive to drill 755 new wells in the Sanga Sanga Block. Until now, the government has not yet issued approval for drilling in 755 wells. Pertamina is targeting to drill 755 wells in the Sanga Sanga Block this year.

"It has been proposed [incentives to the government] if I'm not mistaken 2 weeks ago," he said.

According to him, Pertamina will also propose drilling new wells in the East Kalimantan-Attaka Block. At present, Pertamina is still evaluating the proposal to drill a new well in the block.

"We want to do it intensively and aggressively for all termination blocks, including ONWJ [Offshore North West Java]," he said.

Dharmawan explained that the three blocks were prioritized first because they had enormous oil and gas potential. Pertamina sought to continue to extend the life of the fields in the three blocks. Pertamina Hulu Mahakam General Manager John Anis said that his party would continue to do so saving one of them by reducing the cost of drilling wells. One of them is rigless because it is able to reduce material prices while speeding up the processing time.

Previously, the Special Task Force (SKK) for Upstream Oil and Gas Business Activities (Oil and Gas) claimed to be boosting the development of a number of oil and gas fields in three blocks in 2020, following the Mahakam Block whose proposal had been approved. The field development is to boost the production of lifting 1 million barrels per day (BPH) in 2030 and lifting natural gas by 12,000 MMscfd.

the Merakes Field

SKK Migas Head Dwi Soetjipto said field development was boosted in three working areas namely the Sanga Sanga Block in East Kalimantan, the Sakakemang Block in Musi Banyuasin, South Sumatra, and the Merakes Field in the East Sepinggan Block, South Sumatra. 

Fahmy Radhi

UGM Energy Economist Fahmy Radhi said the flexibility provided by the government through the Ministry of Energy and Mineral Resources regarding production sharing contracts will encourage the development of oil and gas fields.

IN INDONESIA

Pertamina Tunggu Kucuran Insentif

PT Pertamina (Persero) menanti pemberian insentif dari pemerintah dalam mengelola tiga blok minyak dan gas bumi terminasi, sembari melakukan penghematan guna makin meningkatkan keekonomian proyek.

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H. Samsu mengatakan ada dua cara yang dapat dilakukan untuk meningkatkan keekonomian proyek. Pertama, dari tubuh Pertamina dengan menurunkan batasan keekonomian proyek melalui efisiensi. Kedua, mendapatkan insentif dari pemerintah. Efisiensi yang dapat dilakukan Pertamina salah satunya melalui rigless. 

Rigless atau melakukan pengeboran tanpa rig bukan merupakan hal baru di Pertamina. Rigless dilakukan saat well completion alias persiapan atau penyempumaan sumur untuk diproduksikan maupun saat pembersihan sumur dari endapan atau scalling. Aktivitas rigless masif dilakukan di Blok Mahakam maupun Blok Sanga Sanga.

Saat ini pihaknya juga mengajukan insentif ke pemerintah dalam mengelola tiga wilayah kerja blok terminasi, termasuk di dalamnya Blok Mahakam yang dikelola oleh Pertamina Hulu Mahakam (PHM) dan Blok Sanga Sanga oleh Pertamina Hulu Sanga Sanga (PHSS). 

Wilayah kerja ketiga adalah Blok East Kalimantan-Attaka yang dikelola oleh Pertamina Hulu Kalimantan Timur (PHKT). Pengajuan insentif di Blok East Kalimantan-Attaka belum dilakukan karena masih dalam tahap evaluasi proposal pengajuan. 

    Di ketiga blok tersebut, Pertamina melakukan operasi pengembangan lapangan lapangan (OPLL) untuk meningkatkan produksi migas. Terlebih, ketiga blok migas tadi telah memiliki usia produksi yang sangat tua.

Sebagai contoh, Blok Mahakam telah memiliki usia lebih dari 40 tahun. Sebelumnya, Blok Mahakam dikelola oleh Total E&P Indonesia. Saat ini, Blok Mahakam telah dikelola Pertamina Hulu Migas (PHM) dengan mampu mempertahankan produksi sebesar 740 MMscfd (million metric standard cubic feet per day) dari 120 sumur Sejak September 2019. 

Sebelumnya, produksi blok tersebut berda di bawah angka realisasi tersebut. Menurutnya, peningkatan produksi ini didapat dari pengeboran sumur baru dan produksi dari reservoir yang didapat lebih besar dari proyeksi.

Dalam upaya mempertahankan produksi tersebut, PHM telah mengajukan pengeboran 257 sumur baru dengan potensi sumber daya sebanyak 279 miliar kaki kubik/Bcf dan 9 million barrels of oil/MMBO.

BENTUK INSENTIF

Meskipun pengeboran sumur telah disetujui SKK Migas, Pertamina tetap mendapatkan insentif untuk meningkatkan keekonomian proyek. Insentif tersebut dapat berupa bagi hasil tambahan dari pemerintah maupun keringanan sewa aset negara. Dari sisi perseroan, Pertamina juga akan menurunkan batasan ke ekonomian. 

Sementara itu, Pertamina juga menarget untuk melakukan pengeboran sumur eksplorasi di Blok Mahakam pada Kuartal III/2020 atau sekitar Juli 2020. Pengeboran dilakukan di Tunu Field dan South Peciko.

“Ada yang namanya commercial breakthrough. Begini, misalnya Pertamina merasa ini tidak ekonomis jangan diam saja. Datanglah ke pemerintah, Ini bisa ekonomis, kalau dikasih insentif semacam ini. Pemerintah akan fair ini bisa, ini tidak bisa per proyek,” katanya.

Pertamina juga mengajukan insentif ke pengeboran 755 sumur baru di Blok Sanga Sanga. Hingga saat ini persetujuan belum dikeluarkan pemerintah terhadap pengeboran di 755 sumur tersebut. Pertamina menargetkan pengeboran 755 sumur di Blok Sanga Sanga dapat dilakukan pada tahun ini. 

“Sudah diajukan [insentif ke pemerintah], kalau tidak salah 2 minggu yang lalu," katanya.

Menurutnya, Pertamina juga akan mengajukan pengeboran sumur baru di Blok East Kalimantan-Attaka. Saat ini, Pertamina masih melakukan evaluasi pada proposal pengeboran sumur baru di blok tersebut.

“Kami mau melakukan secara intensif dan agresif untuk semua blok terminasi, temiasuk ONWJ [Offshore North West Java],” katanya.

Dharmawan menjelaskan ketiga blok tersebut diutamakan terlebih dahulu karena memiliki potensi migas yang sangat besar Pertamina berupaya untuk terus memperpanjang umur lapangan di ketiga blok tersebut. 

General Manager Pertamina Hulu Mahakam John Anis mengatakan pihaknya akan terus melakukan penghematan salah satunya dengan menurunkan biaya pengeboran sumur. Salah satunya dengan rigless karena mampu menurunkan harga material sekaligus mempercepat waktu pengerjaan.

Sebelumnya, Satuan Kerja Khusus (SKK) Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (Migas) mengaku akan menggenjot pengembangan sejumlah lapangan migas di tiga blok pada 2020, menyusul Blok Mahakam yang proposalnya telah disetujui. Pengembangan lapangan tersebut untuk menggenjot produksi lifting 1 juta barel per hari (BPH) pada 2030 dan lifting gas bumi sebesar 12.000 MMscfd.

Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan pengembangan lapangan digenjot di tiga Wilayah kerja yakni Blok Sanga Sanga di Kalimantan Timur, Blok Sakakemang di Musi Banyuasin, Sumatra Selatan, dan Lapangan Merakes di Blok East Sepinggan, Sumatra Selatan. 

Ekonom Energi UGM Fahmy Radhi mengatakan fleksibilitas yang diberikan pemerintah melalui Kementerian ESDM mengenai kontrak bagi hasil akan mendorong pengembangan lapangan migas.

Bisnis Indonesia, Page-10, Saturday, Jan 4, 2020

SKK Migas Accelerates Approval of Oil and Gas Block Development Plan

The Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) will accelerate the approval of the plan to develop several oil and gas blocks to achieve the oil production target of 1 million barrels per day (BPH). 

    The reason is, until the end of 2019, national oil lifting was recorded at only 735,219 bpd. Head of SKK Migas Dwi Soetjipto said, his party had begun the process of accelerating the plan of development / PoD for oil and gas blocks, both for production and exploration blocks.

Dwi Soetjipto

Some of the targeted fields have been approved by the PoD, namely Sanga-Sanga, Sakakemang, and Merakes. According to him, the operator of the Sanga-Sanga Block, PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga, has submitted a proposal for its development plan which includes drilling 755 wells. However, because the operator requested incentives from the government, the PoD agreement awaited a decision regarding the incentives.

the Sakakemang Block

"Really, it has great potential, of course, we need to calculate the economy. Minister of Energy and Mineral Resources Arifin Tasrif has provided support that we will be more flexible in seeing the level of economics, meaning that interactive changes will be possible, "explained Dwi

the Sanga-Sanga Block

At present, he still sees what incentives must be given so that the continued development of the Sanga-Sanga Block is very economical. Furthermore, he will submit the proposed incentive to the Minister of Energy and Mineral Resources. Drilling wells in the Sanga-Sanga Block are needed to boost the block's oil and gas production.

Repsol

The 755 wells have a gas potential of 1.2 trillion cubic feet and oil of 84.3 million barrels. Regarding Sakakemang Block, Dwi said, Repsol SA as the contractor's cooperation contract (KKKS) had completed the delineation process of oil and gas reserves. 

    However, the contractor is still waiting for reserve certification from the government-owned research and development agency ESDM (Energy Mineral Resources) which operates in the upstream oil and gas sector (Lemigas).

"If you have received certification, then POD can be expected to be included in this first quarter and hopefully by the end of 2021 it can be on stream," he said.

Dwi explained that the potential for Sakakemang Block gas reserves reaches 2 trillion cubic feet. However, to accelerate development, reserve certification is only carried out for a portion of the existing potential, namely 1 trillion cubic feet. For certification, all potentials still need additional drilling.

In addition to the three oil and gas blocks, SKK Migas has approved further development plans for the Mahakam Block. Earlier in its official statement, SKK Migas announced that PT Pertamina Hulu Mahakam would drill 257 wells in five fields in the Mahakam Block during the 2020-2022 period. The investment cost is the US $ 1.5 billion. 

ENI

    SKK Migas will also ensure that the approved POD goes according to plan. Regarding the Merakes Block, PoD was approved in 2018. In the PoD, ENI plans to drill six underwater wells and build an underwater pipeline system that will be connected to the floating production facility / FPU Jangkrik in the Muara Bakau Block. 

 The Merakes Field

    The Merakes Field is targeted to start operating in 2021 with a production peak estimated to reach 60,305 barrels of oil equivalent per day / boepd.

Target Lifting

To pursue the oil production target of 1 million BPD, SKK Migas also recently inaugurated the Integrated Operation Center (IOC). According to Dwi, with this system, his party can oversee the operational activities of all KKKS in Indonesia every day online. In addition, his party can provide input to KKKS before events occur that hamper oil and gas production targets. Although, not all KKKS data are integrated with this system.

"In 2020, hopefully, it can be integrated with exploitation blocks of at least 90%," he said.

In the first phase, the development of IOC has resulted in integration and supervision online and in real-time. For the next development phase, the IOC will be equipped with data management and analysis. With IOC, SKK Migas hopes that the implementation of oil and gas operations in 2020 can be even better.

"At this time the IOC has also been able to monitor the implementation of drilling work so that it will be easier to conduct supervision. So that precautions can be taken if there is potential for delays in drilling work, "Dwi said.

As is known, in 2019 oil and gas lifting in 2020 is targeted at 755 thousand BPD for oil and 1.19 million barrels of oil equivalent per day for gas. Meanwhile, referring to SKK Migas data, the realization of lifting up to 31 December 2019 was recorded at only 735,219 BPD or 94.8% of the targeted 775 thousand BPD APBN and gas at only 5,934 million cubic feet per day (mmscfd) or 84.7% of the target of 7,000 mmscfd .

   Although, in terms of the activities carried out, the realization in 2019 is better than 2018. For details, the realization of well work was recorded at 821 or rose 30%, well drilling reached 320 wells or rose 5%, and 3D seismic activity jumped 475% to 6,837 square kilometers.

Dwi explained, there are several SKK Migas strategies in increasing national oil and gas production. It will maintain existing production levels to remain high, convert resources that have been found into proven reserves that can be produced, accelerate chemical injection through advanced drainage activities (EOR), as well as exploration for major discoveries.

National oil lifting, referring to data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, had reached 861 thousand BPD in 2012. However, the realization of oil lifting continued to fall to 779 thousand BPD in 2015. Lifting oil again rose slightly in 2016 to 829 thousand BPD.


After that, the realization of oil lifting continues to fall to 804 thousand BPD in 2017 and 778 thousand BPD in 2018. While national gas lifting has continued since 2012, which once reached 1.2 million barrels of oil equivalent per day / boepd. Even in the last four years, national gas lifting has been below 1.2 million bopeds. In particular, gas lifting continues to fall to 1.19 million boepd in 2015, 1.18 million boepd in 2016, 1.14 million boepd in 2017, and 1.13 million boepd in 2019.

IN INDONESIA

SKK Migas Percepat Persetujuan Rencana Pengembangan Blok Migas

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) akan mempercepat persetujuan persetujuan rencana pengembangan beberapa blok migas untuk mencapai target produksi minyak 1 juta barel per hari (BPH). 

     Pasalnya, hingga akhir tahun 2019 lalu, lifting minyak nasional tercatat hanya sebesar 735.219 bph. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto menuturkan, pihaknya telah memulai proses percepatan plan of development/PoD blok migas, baik untuk blok produksi maupun eksplorasi. 

Beberapa lapangan yang ditargetkannya sudah mendapat persetujuan PoD ini yakni Sanga-Sanga, Sakakemang, dan Merakes. Menurut dia, operator Blok Sanga-Sanga yakni PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga, telah mengajukan proposal rencana pengembangannya yang meliputi pengeboran 755 sumur. Namun, lantaran operator meminta insentif dari pemerintah, maka persetujuan PoD menunggu keputusan terkait insentif tersebut.

“Sanga-sanga punya potensi besar, tentu saja perlu kalkulasi mengenai keekonomian itu. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arifin Tasrif sudah memberikan support bahwa kami akan lebih fleksibel di dalam melihat tingkat keekonomian, artinya perubahan insnetif akan dimungkinkan,” jelas Dwi

Saat ini, pihaknya masih melihat insentif apa yang harus diberikan agar pengembangan lanjutan Blok Sanga-Sanga ini sangat ekonomis. Selanjutnya, pihaknya akan mengajukan usulan insentif ini kepada Menteri ESDM. Pengeboran sumur di Blok Sanga-Sanga dibutuhkan untuk menggenjot produksi migas blok tersebut. 

Ke-755 sumur ini memiliki potensi gas 1,2 triliun kaki kubik dan minyak 84,3 juta barel. Terkait Blok Sakakemang, Dwi menyebutkan, Repsol SA selaku kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) blok tersebut telah merampungkan proses deliniasi cadangan migas. Namun, kontraktor masih menunggu sertifikasi cadangan dari lembaga penelitian dan pengembangan ESDM (Energi Sumber Daya Mineral) milik pemerintah yang beroperasi dalam bidang hulu Migas (Lemigas). 

“Kalau sudah mendapat sertifikasi, maka POD bisa diharapkan bisa dimasukkan di triwulan pertama ini dan diharapkan akhir 2021 bisa on stream,” tutur dia. 

Dwi sempat menjelaskan, potensi cadangan gas Blok Sakakemang mencapai 2 triliun kaki kubik. Namun, untuk mempercepat pengembangan, sertifikasi cadangan hanya dilakukan untuk sebagian potensi yang ada, yakni 1 triliun kaki kubik. Untuk sertifikasi seluruh potensi yang ada masih membutuhkan tambahan pengeboran. 

Selain ketiga blok migas tersebut, SKK Migas telah menyetujui rencana pengembangan lanjutan untuk Blok Mahakam. Sebelumnya dalam keterangan resminya, SKK Migas mengumumkan bahwa PT Pertamina Hulu Mahakam akan mengebor 257 sumur di lima lapangan di Blok Mahakam selama periode 2020-2022. 

Biaya investasi yang dikucurkan yakni sebesar US$ 1,5 miliar. SKK Migas juga akan memastikan POD yang telah disetujui berjalan sesuai rencana. Terkait Blok Merakes, PoD telah disetujui pada 2018 lalu. 

     Dalam PoD tersebut, ENI rencananya akan mengebor enam sumur bawah laut serta membangun sistem pipa bawah laut yang akan terhubung dengan fasilitas produksi terapung/FPU Jangkrik di Blok Muara Bakau. Lapangan Merakes ditargetkan mulai beroperasi pada 2021 dengan puncak produksi yang diperkirakan bisa mencapai 60.305 barel setara minyak per hari/boepd.

Target Lifting

Untuk mengejar target produksi minyak 1 juta bph, SKK Migas juga baru saja meresmikan Integrated Operation Center (IOC). Menurut Dwi, dengan sistem ini, pihaknya bisa mengawasi kegiatan operasi seluruh KKKS di Indonesia setiap hari secara online. Selain itu, pihaknya dapat memberikan masukan kepada KKKS sebelum terjadi kejadian yang menghambat target produksi migas. Walaupun, belum seluruh data KKKS terintegrasi dengan sistem ini. 

“Pada 2020 ini, mudah-mudahan bisa untuk integrasi dengan blok eksploitasi paling tidak 90%,” ujarnya. 

Pada fase pertama, pengembangan IOC telah dihasilkan integrasi dan pengawasan secara online dan real time. Untuk fase pengembangan tahap berikutnya, IOC akan dilengkapi dengan manajemen dan analisis data. Dengan IOC, SKK Migas berharap pelaksanaan kegiatan operasi migas di 2020 dapat lebih bagus lagi.

“Saat ini di IOC juga telah mampu memonitor pelaksanaan pekerjaan drilling, sehingga akan semakin memudahkan dalam melakukan pengawasan. Sehingga dapat dilakukan tindakan pencegahan jika ada potensi keterlambatan pekerjaan drilling,” ujar Dwi. 

Seperti diketahui, pada tahun 2019 lifting migas tahun 2020 ditargetkan sebesar 755 ribu bph untuk minyak dan 1,19 juta barel setara minyak per hari untuk gas. Sementara itu, mengacu data SKK Migas, realisasi lifting hingga 31 Desember 2019 tercatat hanya 735.219 bph atau 94,8% dari target APBN 775 ribu bph dan gas hanya 5.934 juta kaki kubik per hari (mmscfd) atau 84,7% dari target 7.000 mmscfd. 

Walaupun, dari sisi kegiatan yang dilakukan, realisasi di 2019 lebih baik dari 2018. Rincinya, realisasi pekerjaan kerja ulang sumur tercatat sebanyak 821 atau naik 30%, pengeboran sumur mencapai 320 sumur atau naik 5%, dan kegiatan seismik 3D melonjak 475% menjadi 6.837 kilometer persegi.

Dwi menjelaskan, ada beberapa strategi SKK Migas dalam meningkatkan produksi migas nasional. Pihaknya akan mempertahankan tingkat produksi eksisting agar tetap tinggi, mengubah sumber daya yang telah ditemukan menjadi cadangan terbukti agar bisa diproduksi, mempercepat injeksi kimia melalui kegiatan pengurasan tahap lanjut (Enhance Oil Recovery/EOR), serta eksplorasi untuk penemuan besar. 

Lifting minyak nasional, mengacu data Kementerian ESDM, sempat mencapai 861 ribu bph pada 2012. Namun, realisasi lifting minyak ini terus turun menjadi 779 ribu bph pada 2015. Lifting minyak kembali naik sedikit pada 2016 menjadi 829 ribu bph. 

Setelah itu, realisasi lifting minyak terus turun menjadi 804 ribu bph pada 2017 dan 778 ribu bph pada 2018. Sementara lifting gas nasional terus sejak 2012 yang pernah mencapai 1,2 juta barel setara minyak per hari/boepd. Bahkan dalam empat tahun terakhir, lifting gas nasional sudah di bawah 1,2 juta boped. Rincinya, lifting gas terus turun menjadi 1,19 juta boepd pada 2015, 1,18 juta boepd pada 2016, 1,14 juta boepd pada 2017, dan 1,13 juta boepd pada tahun 2019 lalu.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan 3, 2020

Tanjung Enim Block Development Plan Approved Soon

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) will approve the development plan / PoD Tanjung Enim coal methane gas block / CBM in January 2020. If realized, this CBM block will be the first to reach the POD stage in Indonesia. 

    Acting Director-General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, Djoko Siswanto, said that the completion of the Tanjung Enim Block POD had been hampered by economic problems in the project and gas prices. However, these two problems are expected to be completed soon. Thus, the Tanjung Enim Block POD can be immediately approved.

"So it is the first CBM block in Indonesia that can be signed by its first POD. Hopefully in 2020 [POD is approved] in January, "he said.

He explained, Tanjung Enim CBM Block was managed by an oil and gas company from Australia Nu Energy Gas Limited through its affiliate, Dart Energy (Tanjung Enim) Pte Ltd. Gas from the unconventional oil and gas block will later be taken by PT Pertamina Gas (Pertagas) to be distributed to end consumers. In the initial stage, gas block production is around 25 million cubic feet per day / mmscfd.

"The first is in Indonesia, the first production of 25 mmscfd. If this is successful, it can be expanded to hundreds of MMSCFD, "said Djoko.

Even though it is an unconventional oil and gas block, Djoko said that the price of gas from the Tanjung Enim Block is actually below the average price of gas in the national upstream, which is around the US $ 5 per million British thermal unit / mmbtu. 

    Because, in the process of preparing PoD, his party encourages contractors to carry out efficiency by using technology. PoD to be approved includes a number of activities that will be carried out by the contractor in developing the Tanjung Enim Block. One of them is drilling production wells.

"There are 209 wells in the PoD," added Djoko.

In its official website, Nu Energy states that the Tanjung Enim Block has a strategic location. The reason is, this block is located in two cities whose economy and industry are growing, namely Prabumulih and Palembang. In addition, this block is close to infrastructure owned by PT Bukit Asam Tbk and PT Pertamina (Persero), as well as from gas pipelines to Java and Singapore. The unconventional oil and gas block 1C reserves of 75 billion cubic feet.

At present, Nu Energy is running a five-point pilot production test. Nu Energy has also obtained approval from the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) to prepare the POD area north of the Tanjung Enim Block. From exploration activities, Nu Energy has obtained data from the drilling of 13 CBM wells, 27 coal mining wells, five conventional oil and gas wells, and 55 seismic lines.

IN INDONESIA

Rencana Pengembangan Blok Tanjung Enim Segera Disetujui

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) akan memberikan persetujuan rencana pengembangan/PoD blok gas metana batubara/CBM Tanjung Enim pada Januari 2020. Jika terealisasi, blok CBM ini akan jadi yang pertama kali mencapai tahap POD di Indonesia. 

     Pelaksana Tugas Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Djoko Siswanto mengatakan, penyelesaian POD Blok Tanjung Enim ini sempat terkendala masalah keekonomian proyek dan harga gas. Namun, kedua masalah ini diharapkan bisa segera rampung. Dengan demikian, POD Blok Tanjung Enim ini bisa segera disetujui. 

“Jadi Blok CBM pertama di Indonesia yang dapat ditandatangani POD pertamanya. Mudah-mudahan tahun 2020 [POD disetujui] di bulan Januari,” kata dia.

Dia menjelaskan, Blok CBM Tanjung Enim dikelola oleh perusahaan migas dari Australia Nu Energy Gas Limited melalui afiliasinya, Dart Energy (Tanjung Enim) Pte Ltd. Gas dari blok migas non-konvensional ini nantinya bakal diambil oleh PT Pertamina Gas (Pertagas) untuk didistribusikan ke konsumen akhir. Pada tahap awal, produksi gas blok ini sekitar 25 juta kaki kubik per hari/mmscfd. 

“Pertama ini di Indonesia, produksi 25 mmscfd dulu. Kalau ini berhasil, bisa dikembangkan lagi hingga ratusan mmscfd,” ujar Djoko.

Meski merupakan blok migas non-konvensional, Djoko menyebutkan bahwa harga gas dari Blok Tanjung Enim justru di bawah rata-rata harga gas di hulu nasional, yakni sekitar US$ 5 per juta british thermal unit/ mmbtu. 

     Pasalnya, dalam proses penyusunan PoD, pihaknya mendorong kontraktor untuk melakukan efisiensi dengan menggunakan teknologi. PoD yang akan disetujui meliputi sejumlah kegiatan yang akan dilakukan kontraktor dalam mengembangkan Blok Tanjung Enim. Salah satunya yakni pengeboran sumur produksi. 

“Ada 209 sumur di PoD-nya,” tambah Djoko.

Dalam laman resminya, Nu Energy menyatakan bahwa Blok Tanjung Enim memiliki lokasi strategis. Pasalnya, blok ini terletak dari dua kota yang perekonomian dan industrinya sedang tumbuh, yakni Prabumulih dan Palembang. 

    Selain itu, blok ini dekat dengan infrastruktur milik PT Bukit Asam Tbk dan PT Pertamina (Persero), sekaligus dari pipa gas ke Jawa dan Singapura. Cadangan 1C blok migas non-konvensional ini sebesar 75 miliar kaki kubik. 

Saat ini, Nu Energy sedang menjalankan lima titik tes pilot produksi. Nu Energy juga telah memperoleh persetujuan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) untuk menyusun POD area utara dari Blok Tanjung Enim. 

    Dari kegiatan eksplorasi, Nu Energy telah memperoleh data dari pengeboran 13 sumur CBM, 27 sumur tambang batu bara, dan lima sumur migas konvensional, serta 55 jalur seismik.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan 3, 2020