PT Pertamina Hulu Energi (PHE) sebagai Subholding Upstream Pertamina terus membuktikan kinerja cemerlang pada tahun ini. Hingga Triwulan (TW) III tahun 2024, PHE mencatatkan produksi migas sebesar 1,04 juta barel setara minyak per hari (MBOEPD).

Secara rinci, PHE memproduksi minyak sebesar 554 ribu barel minyak per hari (MBOPD) dan produksi gas 2,84 miliar standar kaki kubik per hari (BSCFD). Pencapaian produksi migas pada Triwulan III 2024 ini tidak terlepas dari implementasi teknologi yang diterapkan. Misalnya seperti Multi Stage Fracturing, Simple Surfactant Flood, Artificial Intelligence untuk program reaktivasi sumur, dan beberapa teknologi lain.

Hingga Triwulan III 2024, PHE juga mampu menyelesaikan kerja pengeboran 13 sumur eksplorasi, 585 sumur pengembangan, 769 sumur workover, dan 26.928 well service. Pencapaian kinerja Triwulan III 2024 lebih cemerlang dibandingkan periode sama tahun 2023, di mana secara keseluruhan mengalami kenaikan. Di antaranya, realisasi pengeboran sumur eksplorasi meningkat 38,5% dan sumur workover meningkat 21,7%.

PHE juga mencatatkan survei Seismik 2D sepanjang 739 km dan 3D sepanjang 2.322 km2 pada Triwulan III 2024. Pencapaian ini juga meningkat dibandingkan realisasi Triwulan III tahun 2023.

PHE akan terus berupaya menggali potensi dari berbagai aspek untuk pencapaian target yang telah ditentukan. Dari kegiatan pengeboran eksplorasi yang dilakukan Subholding Upstream Pertamina berhasil menemukan sumber daya migas big fish, yakni Astrea-1 yang berada di wilayah Rokan Hilir sebesar 40 juta barel setara minyak (MMBOE).

Sementara realisasi tambahan sumber daya 2C (contingent resources) hingga Triwulan III tahun 2024 sebesar 312 juta barel setara minyak (MMBOE). Tambahan sumber daya 2C ini terdiri dari minyak sebesar 128 juta barel minyak (MMBO) dan gas 1.067 miliar standar kaki kubik (BSCF).

Hingga Triwulan III 2024, PHE telah menemukan cadangan migas terbukti (P1) sebesar 186 juta barel setara minyak (MMBOE). Temuan cadangan P1 ini terdiri dari cadangan minyak sebesar 89 juta barel minyak (MMBO) serta cadangan gas sebesar 560 miliar standar kaki kubik (BSCF).

Dalam mendukung energi bersih, Subholding Upstream Pertamina terus berkomitmen dalam mencapai target Net Zero Emission. Salah satu programnya dengan injeksi C02 melalui teknologi CO2-EOR sebagai bagian dari Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS), yang baru-baru ini dilakukan di Lapangan Sukowati.

Implementasi teknologi CCUS diharapkan dapat mendukung pencapaian target tersebut dengan secara efektif menyimpan CO2 dan mengurangi polusi atmosfer. PHE juga berkontribusi terhadap perekonomian nasional dengan terus berupaya menaikkan Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) dari tahapan perencanaan, proses pengadaan, hingga kontrak berakhir. Hingga Triwulan III 2024, realisasi TKDN mencapai 62,94%.

Selain itu, perusahaan juga memberikan akses kepada UMKM melalui kegiatan pengadaaan barang dan jasa lewat Pasar Digital (PaDi) UMKM Indonesia. Total transaksi melalui PaDI per Triwulan III-2024 mencapai Rp 27,8 miliar.

PHE juga terus meningkatkan performa aspek Kesehatan, Keselamatan, dan Keamanan serta Lindung Lingkungan (K3LL) atau HSSE. Per Triwulan III-2024, capaian jumlah jam kerja 24.026.502 dengan total jam kerja selamat di angka 18,6 juta.

Capaian ini tidak terlepas dari upaya PHE mengelola strategi utama dalam mengelola baseline produksi, meningkatkan production growth melalui rencana kerja yang masif. Selain itu, juga meningkatkan reserve dan resource growth untuk menjaga ketahanan energi nasional dengan selalu mengedepankan aspek Environmental, Social, and Governance (ESG).

"Kami bersyukur dengan seluruh pencapaian tersebut, kami juga mengucapkan terima kasih kepada semua pemangku kepentingan yang senantiasa mendukung kegiatan operasional perusahaan sehingga dapat berjalan dengan lancar. Ini merupakan hasil kerja keras dan kolaborasi seluruh Perwira dan Mitra Kerja yang terlibat sesuai core value AKHLAK (Amanah, Kompeten, Harmonis, Loyal, Adaptif dan Kolaboratif)," ujar Direktur Utama PHE Chalid Said Salim dalam keterangan tertulis, Rabu (6/11/2024).

Pada kesempatan lainnya, Vice President Corporate Communication PT Pertamina (Persero) Fadjar Djoko Santoso mengatakan Pertamina mendorong seluruh lini bisnis meningkatkan kinerja operasional untuk mencapai target perusahaan.

"Kinerja operasional PHE mendukung target Pertamina dalam meningkatkan produksi Minyak dan Gas," tandas Fadjar.

PHE akan terus berinvestasi dalam pengelolaan operasi dan bisnis hulu migas sesuai prinsip Environmental, Social, and Governance (ESG). PHE berkomitmen pada Sepuluh Prinsip Universal atau Ten Principles dari UNGC dalam strategi dan operasionalnya, sebagai bagian penerapan aspek ESG. PHE telah terdaftar dalam United Nations Global Compact (UNGC) sebagai member sejak Juni 2022.

Mendukung aspek Governance, PHE juga senantiasa berkomitmen Zero Tolerance on Bribery dengan memastikan pencegahan atas fraud dilakukan dan memastikan perusahaan bersih dari penyuapan. Salah satunya dengan implementasi Sistem Manajemen Anti Penyuapan (SMAP) yang telah terstandarisasi ISO 37001:2016.

PHE terus mengembangkan pengelolaan operasi yang prudent dan excellent di dalam dan luar negeri secara profesional untuk mewujudkan pencapaian menjadi perusahaan minyak dan gas bumi kelas dunia yang Environmental Friendly, Social Responsible dan Good Governance.

Pertamina sebagai perusahaan pemimpin di bidang transisi energi, berkomitmen dalam mendukung target Net Zero Emission 2060 dengan terus mendorong program-program yang berdampak langsung pada capaian Sustainable Development Goals (SDGs). Seluruh upaya tersebut sejalan dengan penerapan Environmental, Social, and Governance (ESG) di seluruh lini bisnis dan operasi Pertamina.

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) bersama Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Jindi South Jambi B berhasil menemukan cadangan hidrokarbon berupa gas di Desa Bengku, Kabupaten Batanghari Provinsi Jambi.

Cadangan hidrokarbon ini ditemukan melalui kegiatan re-entry eksplorasi dan pengetasan ulang uji lapisan di sumur eksplorasi Bungin-1. Ini adalah temuan kedua yang terjadi di Sumatera Bagian Selatan, setelah sebelumnya adanya penemuan minyak di Banyu Lencir, Muara Enim Sumatera Selatan14 Oktober 2024 lalu.

Kepala Divisi Pengeboran dan Sumuran Surya Widyantoro mengatakan sumur Bungin-1 (re-entry) pertama kali ditajak pada tahun 1980 oleh CPI (Chevron Pacific Indonesia dan Gulf Oil Internasional) dengan kedalaman akhir di 10.337 ftMD.

Re-entry dilanjukan oleh KKKS Jindi South Jambi, kemudian, saat ini dilanjutkan dengan kegiatan pengetesan ulang uji lapisan di sumur eksplorasi tersebut dengan menggunakan Surface Well Test dan Slickline.

Re-entry eksplorasi sumur Bungin-1 dilakukan untuk menguji dan mengevaluasi kembali dalam jangka waktu panjang (pro long test) kandungan hidrokarbon yang terdapat pada objektif utama di formasi Pre-tertiary basement dengan melakukan re-perforasi dan menambah satu perforasi baru sehingga cadangan gas dapat diketahui.

"Sebelum dilakukan testing, Sumur Bungin-1 dilakukan buka sumbat semen dan uji integrity sumur dengan Rig Bohai#25 (750 HP) selama 63 hari," kata Surya Widyantoro dalam keterangan resminya Rabu, (22/10/2024).

Menurut Surya, Berdasarkan hasil pengetasan ulang uji lapisan, sumur Bungin-1 (re-entry) mengalirkan gas sebesar 9.45 juta kaki kubik gas per hari (MMSCFD) pada bukaan choke 48/64 inci.

Adapun status per 18 Oktober 2024 hingga hari ini, SKK Migas dan KKKS Jindi South Jambi B masih melakukan kegiatan pada sumur dengan melakukan PBU test (Pressure Build-Up Test) atau pengujian tekanan pada sumur dan rencananya.

Di luar itu kegiatan pengetesan ulang uji lapisan di sumur eksplorasi Bungin-1 (re-entry) masih akan berlangsung selama 40 hari ke depan.

Bisnis.com, JAKARTA – Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memastikan cadangan gas bumi Indonesia masih akan tersedia hingga 15 tahun ke depan, sementara cadangan minyak hanya cukup untuk 11 tahun lagi.

Direktur Direktur Perencanaan dan Pembangunan Infrastruktur Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Laode Sulaeman menuturkan bahwa saat ini posisi cadangan gas RI sebesar 35,3 triliun kaki kubik (Tcf).

“Gas [cadangan]-nya itu masih bisa 15 tahun. Nah, ini juga ditopang oleh penemuan besar yang mungkin nanti akan mencapai jumlah proven reserves [cadangan terbukti] yang masih bisa diambil,” jelasnya dalam acara Oil & Gas, Mining and Construction Indonesia Expo 2024 di Jiexpo, Jakarta, Jumat (13/9/2024).

Laode juga menuturkan, saat ini posisi cadangan minyak RI masih terjaga, di mana jumlahnya mencapai 2,41 miliar barel.

Dia memastikan, cadangan minyak bumi Indonesia itu masih akan mampu memenuhi kebutuhan minyak hingga 11 tahun ke depan.

“Kita pada hari ini masih punya cadangan oil [minyak] untuk 11 tahun atau 2,41 miliar barel. Kalau kita proyeksi saat ini kurang lebih 11 tahun,” tegasnya.

Guna memastikan cadangan gas dan minyak RI terus terjaga, Kementerian ESDM berkomitmen untuk terus melakukan eksplorasi di sejumlah lapangan prospektif di Tanah Air.

Ke depan, Kementerian ESDM bakal fokus melakukan eksplorasi pada lima potensial area eksplorasi migas yang sudah dipetakan, di antaranya Buton, Seram, Warim, Aru dan Timor yang berlokasi di bagian timur Indonesia.

“Jadi proyek-proyek ini nanti harus menjadi penopang utama di dalam proses kita ketahanan energi kita,” tegasnya.

Penemuan sumber daya gas bumi raksasa di South Andaman di Aceh dan Geng North di Kalimantan Timur membuat Indonesia memiliki hampir separuh dari cadangan gas bumi di Asia Tenggara. Hal ini membuat Indonesia menjadi salah satu negara yang diminati investor untuk berinvestasi.

Menurut lembaga riset energi internasional Rystad Energy, potensi itu harus dimanfaatkan secepatnya. Country Head Indonesia Rystad Energy, Sofwan Hadi, mengatakan dukungan berbagai pihak diperlukan agar Indonesia tidak kehilangan momentum dalam memonetisasi sumber daya tersebut untuk menciptakan ketahanan energi nasional.

"Kondisinya adalah, peluang ada, potensi sangat besar, tetapi bagaimana proyek ini bisa berjalan sehingga dapat meyakinkan investor global. Itu yang harus menjadi prioritas saat ini," kata Sofwan dalam keterangan resmi, Senin (19/8/2024).

Menurutnya, salah satu dukungan utama yang mendesak adalah menciptakan kebijakan fiskal yang tepat. Beberapa contohnya adalah insentif dan tax regime untuk memastikan nilai keekonomian proyek migas ke depan, serta keleluasaan bagi Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dengan opsi production sharing contract (PSC) gross split atau kembali ke opsi cost recovery.

"Ini bisa menjadi pilihan yang bagus untuk KKKS karena karakteristik setiap wilayah kerja berbeda dan membutuhkan PSC yang berbeda. Selain itu, insentif berdasarkan waktu (time-based incentive) juga bisa mendorong percepatan monetisasi proyek," kata Sofwan.

Di sisi lain, Sofyan mengatakan hal yang juga perlu didukung adalah penetapan harga gas domestik dan infrastruktur untuk memastikan distribusi gas. Sebab, jika harga gas domestik tidak bisa menutup transport cost alias ongkos logistik, minat investor untuk mengembangkan proyek bisa terpengaruh.

Sofwan pun mengingatkan bahwa keberadaan industri migas berperan penting untuk menjaga ketahanan dan kemandirian energi. "Sehingga keberpihakan menjadi kunci dan bersifat mendesak untuk mencapai hal tersebut," bebernya.

Menanggapi hal tersebut, Kepala Divisi Program dan Komunikasi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Hudi D. Suryodipuro, mengatakan pihaknya terus mendorong agar bisa memonetisasi berbagai proyek yang ada bisa terwujud.

Saat ini, pihaknya mencatat mencatat peningkatan realisasi produksi migas hingga 15 Agustus 2024 mencapai 1.873 ribu barel setara minyak per hari (BOEPD) atau meningkat sekitar 3,4% dibandingkan realisasi pada periode yang sama tahun 2023 yakni 1.811 ribu BOEPD. Secara bulanan, hingga pertengahan Agustus 2024, produksi minyak dan gas mencapai 1.860 ribu BOEPD atau naik sekitar 3,5% dibandingkan pada data bulanan yang sama yakni 1.797 ribu BOEPD.

Hudi menegaskan pihaknya optimistis berbagai proyek hulu migas yang selesai tahun ini akan menambah produksi minyak dan gas secara signifikan. "Selain dengan menemukan sumber-sumber baru, kami juga terus mengoptimalkan sumber-sumber yang telah beroperasi," kata Hudi.

Dia kemudian menjelaskan salah satu kontributor penambahan produksi minyak adalah proyek Banyu Urip Infill Clastic (BUIC) di blok Cepu yang mencapai 13.300 BOPD dari tujuh sumur yang dibor hingga 2025. Kontributor lain adalah optimalnya penyerapan salur gas sejak Juli 2024 serta lifting (salur gas) di 24 Juli 2024 yang menembus 5.919 juta standar kaki kubik gas per hari (MMSCFD), ini di atas target ABPN sebesar 5.785 MMSCFD.

Menurutnya, berbagai pencapaian industri hulu migas tersebut bakal menjadi langkah penting untuk mencapai tujuan ketahanan energi nasional. "Pencapaian ini menegaskan komitmen para pelaku industri hulu migas, termasuk seluruh KKKS, dalam mewujudkan ketahanan energi nasional sebagai kado bagi HUT ke-79 kemerdekaan Republik Indonesia," pungkas Hudi.

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mengatakan rencana pengembangan (POD) sumur gas Geng North di Kalimantan timur akan segera disetujui.

“Bulan ini PODnya akan disetujui. Pak Menteri ESDM sudah menargetkan ibaratnya ini sebagai kado ulang tahun kemerdekaan Indonesia,” kata Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto dalam rapat di PT Badak LNG di Bontang, Kalimantan Timur pada Selasa (13/8).

Dwi mengatakan POD ini sebelumnya telah diajukan oleh ENI pada 1 Agustus lalu. Saat ini ENI tengah mengerjakan proses onstream proyek Geng North secara paralel, mulai dari POD, keputusan akhir investasi (FID), hingga proses tender. “FID rencananya akhir tahun ini, namun paralel sudah jalan” ujarnya.

Dwi menyampaikan POD Geng North ini merupakan rencana pengembangan untuk temuan gas baru sebesar 5 triliun kaki kubik pada Oktober 2023. Dia menyebut temuan ini diluar proyek laut dalam Indonesia (IDD) yang digarap oleh ENI.

“Yang sudah ada POD adalah IDD Itu ganal, tapi Geng North itu adalah diluar IDD, karena itu dia perlu POD. Jadi baru diajukan dan mudah-mudahan di Agustus ini sudah bisa di-approve,” ucapnya.

Sebelumnya, Kementerian ESDM mengatakan telah menyetujui POD dari proyek IDD dan Geng North. Kedua proyek ini dikelola perusahaan migas Italia, ENI.

“Sumur Geng North digabung dengan proyek IDD dengan sumber daya 6,7 triliun kaki kubik ini sudah kami setujui PODnya, sehingga upaya peningkatannya sudah bisa dilakukan,” kata Menteri ESDM Arifin Tasrif dalam rapat kerja bersama Komisi VII DPR RI pada Rabu (19/6).

Arifin mengatakan dengan persetujuan ini operator proyek tersebut dapat mulai percepatan mengembangkan lapangan gas jumbo ini hingga nanti 2027.

ENI akan menyiapkan total anggaran US$ 14,8 miliar atau Rp 240 triliun (kurs Rp 16.255/US$) untuk menggarap proyek migas laut dalam IDD.

“Telah dilaksanakan revisi rencana pengembangan proyek IDD pada 2024. Target onstream proyek ini pada 2027,” kata Wakil Kepala SKK Migas Shinta Damayanti dalam Rapat Dengar Pendapat bersama Komisi VII DPR RI pada Rabu (29/5).

Proyek IDD merupakan proyek terintegrasi dari beberapa lapangan dan wilayah kerja di laut dalam Kutai Basin, dengan kedalaman mencapai 1.000 sampai 2.000 meter di bawah permukaan laut. Investasi pengembangan proyek IDD ini dibagi dalam dua macam.

Kementerian ESDM menyampaikan data terbaru bahwa Indonesia memiliki total 128 cekungan migas. Dari jumlah tersebut 68 cekungan belum pernah dieksplorasi.

Cekungan-cekungan yang belum terjamah ini menyimpan potensi cadangan minyak sebesar 2,41 miliar barel dengan masa produksi diperkirakan mencapai 11 tahun.

Sementara itu, untuk cadangan gas bumi diperkirakan mencapai 35,3 triliun kaki kubik atau trillion cubic feet (TCF), dengan masa produksi sekitar 15 tahun.

"Angka-angka ini menunjukkan potensi besar yang bisa dimanfaatkan untuk meningkatkan produksi migas dalam negeri dan mengurangi ketergantungan pada impor," ujar Sekretaris Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Maompang Harahap, dikutip dari siaran pers, Jumat (9/8).

Menurut Maompang, dari total 166 Wilayah Kerja Migas (WK Migas) yang ada, 104 sudah berada di tahap produksi, dan 62 WK Migas lainnya masih dalam tahap eksplorasi.

Ini menunjukkan bahwa eksplorasi terus berlangsung untuk menemukan cadangan baru dan memperpanjang usia produksi di lapangan-lapangan yang sudah ada.

Data menunjukkan bahwa pada periode 2027 hingga 2028, diperkirakan akan terjadi peningkatan produksi gas bumi yang signifikan, terutama berasal dari lapangan-lapangan seperti Geng North, IDD Gandang Gendalo, dan Andaman.

• Geng North: Diproyeksikan akan menghasilkan tambahan produksi sebesar 1.000 MMSCFD dengan cadangan mencapai 4,1 TCF. Lapangan ini diperkirakan akan mulai berproduksi pada 2027.
• IDD Gandang Gendalo: Dengan target produksi 4.900 MMSCFD dan cadangan 6,3 TCF, lapangan ini juga memiliki potensi besar untuk meningkatkan produksi gas nasional.
• Andaman: Meskipun masih dalam tahap eksplorasi, lapangan Andaman diperkirakan memiliki potensi produksi sebesar 527 MMSCFD dengan cadangan sekitar 10 TCF.

Meskipun prospeknya cerah, pengembangan lapangan gas baru juga dihadapkan pada sejumlah tantangan, seperti isu perizinan, ketersediaan infrastruktur, dan fluktuasi harga energi global.

Oleh karena itu, pemerintah dan perusahaan migas perlu bekerja sama seperti melakukan pengeboran eksplorasi Targeting Giant Prospect pada rata-rata 54 sumur tiap tahun dan kerjasama Migas Non Konvensional dengan big player dunia seperti EOG Resources, CNPC, dan lainnya.

"Diharapkan eksplorasi lebih lanjut di cekungan ini akan menemukan cadangan migas baru, yang akan meningkatkan produksi migas nasional dan memperpanjang masa depan industri migas Indonesia," kata Maompang.