PHE WMO Luncurkan Anjungan Baru dari Cilegon

Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) meresmikan persiapan peluncuran anjungan (platform) PHE-24 dari Cilegon, Selasa (20/9). Setelah diluncurkan, anjungan PHE-24 akan menempuh 6 hari perjalanan laut untuk ditambatkan di 50 mil lepas pantai Bangkalan, Pulau Madura.

Peluncuran anjungan PHE-24 merupakan bagian terintegrasi dari proyek EPCI-1, dan pengembangan lapangan (terintegrasi) PHE-12 dan PHE-24 di Wilayah Kerja (WK) PHE WMO yang berlokasi di sebelah Barat Daya Pulau Madura, Jawa Timur dengan luas area 1.666,26 km2.

PHE WMO selanjutnya akan meluncurkan anjungan PHE-12 pada akhir September 2016 dan anjungan deck CPP-2 pada pertengahan Oktober 2016. Ketiga fasilitas produksi ini akan ditambatkan sekitar 55-70 meter di atas permukaan laut. Keseluruhan proses penambatan dan pemasangan ketiga anjungan tersebut diharapkan selesai akhir November 2016. Sejak dimulai hingga berita ini diturunkan, kegiatan EPCI-1 mencatat sekitar 2.5 juta jam-kerja selamat (Nihil Lost Time Incident).

Melengkapi fasilitas produksi tersebut, PHE WMO mulai melaksanakan penggelaran pipa bawah laut dengan panjang secara keseluruhan sekitar 19,5 km. Pipa bawah laut akan dipergunakan menyalurkan produksi migas dari lapangan PHE-12 dan PHE-24 (terintegrasi).

Proyek EPCI-1 diharapkan selesai pada Februari 2017, dan mulai memproduksi minyak sekitar 1.000 BOPD, dengan puncak produksi sebesar 2.900 BOPD pada Mei 2017. Sementara, sumur gas pada proyek EPCI-1 diperkirakan dapat memproduksi gas sebesar 10 MMSCFD pada Juni 2017, dan mencapai puncaknya 14,1 MMSCFD pada Juli 2017.

Puncak produksi migas pada proyek EPCI-1 tersebut sesuai dengan target yang ditetapkan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). Target produksi minyak dan gas bumi PHE WMO tahun 2016 masing-masing sebesar 9.300 BOPD dan 102,6 MMSCFD.

Rampungnya proyek EPCI-1, akan ditindaklanjuti dengan pelaksanaan proyek EPCI-2 pada awal tahun 2018. Proyek EPCI-2 terdiri dari anjungan PHE-48 dan PHE-7.

MedcoEnergi dan ConocoPhillips Menandatangani Perjanjian Jual Beli PSC South Natuna Sea Block B

Medco Energi Internasional (MedcoEnergi) menandatangani Perjanjian Jual Beli (Sale and Purchase Agreement/SPA) untuk mengakuisisi dua anak perusahaan ConocoPhilips (COP), yaitu ConocoPhillips Indonesia Inc. Ltd. (CIIL) dan ConocoPhillips Singapore Operations Pte. Ltd. (CSOP), Senin (19/9). Melalui SPA yang diharapkan selesai pada kuartal keempat 2016 tersebut, MedcoEnergi akan menguasai 40% kepemilikannya.

CIIL adalah operator Production Sharing Contract (PSC) South Natuna Sea Block B (SNSB) dan operator West Natuna Transportation System (WNTS). Sedangkan, CSOP mengoperasikan Onshore Receiving Facility (ORF) di Singapura. Infrastruktur WNTS beserta jaringan pipa gas Malaysia memegang peran penting dalam mengkomersialisasikan temuan-temuan minyak dan gas (migas) dan aktivitas eksplorasi yang sedang berlangsung di kawasan Natuna.

Direktur Utama MedcoEnergi Hilmi Panigoro menegaskan, “Sebagai perusahaan minyak dan gas swasta nasional, kami terus mencari kesempatan untuk terus meningkatkan kontribusi MedcoEnergi terhadap perekonomian Indonesia.”

Senada, CEO MedcoEnergi Roberto Lorato mengatakan, “Setelah efektif, akuisisi ini akan memberikan tambahan cadangan migas yang signifikan dan menambahkan produksi tahunan Perseroan lebih dari 35%”.

Pemerintah Susun Peraturan Pengelolaan Migas di Laut Dalam dan Lapangan Marginal

Pemerintah mengambil langkah strategis untuk meningkatkan minat investor berinvestasi pada sektor hulu minyak dan gas bumi (migas) di Indonesia. Langkah ini diimplementasikan melalui penyusunan peraturan mengenai pengelolaan migas di laut dalam dan lapangan marginal. Demikian disampaikan Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Dirjen Migas) Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) IGN Wiratmaja Puja saat berdiskusi dengan para awak media di Gedung Migas pasa akhir pekan lalu

Wirat mengatakan, penyusunan aturan pengelolaan migas laut dalam ini dilakukan sebagai upaya mendukung pengembangan migas di laut dalam. Beberapa aspek yang sedang dibahas dalam aturan itu, antara lain perpanjangan masa kontrak serta bagi hasil yang lebih menarik.

Untuk meningkatkan daya tarik pengembangan migas di laut dalam, Wirat menyebutkan, Pemerintah sebaiknya dapat menurunkan porsi bagi hasilnya. Apabila porsi bagi hasilnya lebih rendah dibandingkan pengembangan migas di darat, maka diharapkan investor menjadi lebih tertarik untuk berinvestasi.

Berlandas pada beberapa hasil kajian yang dilakukan lembaga-lembaga internasional, konsep investasi migas di Indonesia harus dibuat lebih menarik. Sebagai contoh, beberapa negara sahabat telah menetapkan rata-rata tingkat pengembalian atau Internal Rate of Return (IRR) hingga 25%. Saat ini Indonesia masih menetapkan IRR pengelolaan migas di laut dalam yang relatif cukup rendah, yaitu sebesar 5% sebagaimana yang diterapkan di Lapangan Jangkrik yang dikelola ENI. Sebagai informasi, rendahnya penetapan IRR pada Lapangan Jangkrik merupakan dampak dari masalah teknis dan adminitratif yang dipicu perubahan harga migas dalam kurun waktu yang berbeda.

Paralel, peraturan pengelolaan migas di laut dalam dan lapangan marginal ini juga akan membahas mengenai perpanjangan masa kontrak kerja sama. Dewasa ini, Pemerintah Indonesia menetapkan masa kontrak pengelolan migas di laut dalam selama 30 tahun. Kurun waktu tersebut telah mencakup masa eksplorasi hingga masa eksploitasi.

“Saat ini, kita sedang mempertimbangkan periode eksplorasi yang optimum berapa, eksploitasi berapa,” ujar Wirat.

Sebagai perbandingan, beberapa negara di Afrika, menetapkan masa kontrak hingga 50 tahun. Kurun waktu yang relatif lebih panjang tersebut berdampak signifikan terhadap minat para investor untuk melakukan investasi migas di negara-negara benua Afrika tersebut.