Produksi Minyak Pertamina EP Naik Berkat Realisasi Produksi Sumur Bor

Nanang Abdul Manaf, Direktur Utama
Pertamina EP
Foto: Hrp

Jakarta, OG Indonesia -- Produksi minyak PT Pertamina EP hingga kuartal III 2019 mencapai 82.406 barel per hari (bph), atau 106% dibandingkan pencapaian periode sama tahun lalu sebesar 77.870 bph. Kenaikan tersebut didukung realisasi produksi sumur bor di beberapa field seperti Subang, Jatibarang, Pendopo, Prabumulih, Ramba, dan Jambi.

"Secara umum, kenaikan (produksi minyak) itu ada di Asset 2 dan Asset 3. Asset 2 ini luar biasa, tahun lalu 16.950 barrel per day, tahun ini sampai Triwulan III sebesar 17.680 (bph)," jelas Nanang Abdul Manaf, Direktur Utama Pertamina EP (PEP) di Jakarta, Rabu (23/10/2019).

"Asset 3 juga luar biasa untuk minyak. Tahun lalu (produksinya) 9.910 (bph). Tahun ini, sampai Triwulan III mencapai 13.050 barrel oil per day," sambung Nanang.

Secara keseluruhan, Nanang menambahkan, untuk kontribusi produksi minyak terbesar PEP berasal dari Asset 5 dan Asset 2, yakni masing-masing 17.820 bph dan 17.680 bph. Sedangkan untuk gas, Asset 2 dan Asset 3 menjadi kontributor produksi terbesar, yakni 397,2 MMSCFD dan 259,9 MMSCFD. 

Nanang menjelaskan, kenaikan produksi juga ditopang dari kemitraan. Selain itu, kegiatan well intervention dan optimasi sumur di beberapa field seperti Rantau, Pangkalan Susu, Ramba, Prabumulih, Pendopo, Limau, dan Tambun juga berkontribusi dalam capai positif tersebut. 

Ditegaskan olehnya, untuk mencapai target yang ditetapkan dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP), dari sisi operasi produksi, eksplorasi, dan pengembangan, PEP juga melaksanakan rencana kerja yang selalu taat pada aspek HSSE. PEP juga  fokus eksekusi program kerja bor, workover, well intervention, dan well services yang sudah direncanakan serta melakukan pengawasan secara terintegrasi proses pengadaan (RKS, Tender, Konstruksi, Commissioning), memonitor progres fisik dan biaya secara rutin.

“Kami juga melakukan sinergi antarfungsi sebagai dasar eksekusi rencana kerja, serta cost effectiveness,” katanya.

Selain itu, tambah Nanang, untuk menahan laju penurunan alamiah (natural decline) agar tidak turun tajam, PEP melakukan optimasi produksi artificial ift (melakukan optimasi Frek Up, SPM, SL, mengubah desain kedalaman pompa, dan kapasitas pompa (size up) dengan menggunakan quicklock quadrant mapping. PEP juga  melakukan pemilihan dan percepatan pengerjaan kandidat sumur dengan skala prioritas (gain produksi tertinggi). 

“Kami juga mendahulukan pengerjaan well service sumur yang off dengan produksi besar sehingga dapat mengurangi waktu off sumur dan mengurangi Low & Off sumur akibat permasalahan surface dan subsurface seperti power plant mati, kebocoran pipa, scale problem, dan yang lainnya,” papar Nanang.

Terkait kinerja keuangan, hingga akhir September 2019, PEP membukukan pendapatan sebesar US$2,2 miliar dan laba bersih US$ US$ 492,43 juta. Nanang menyebutkan, harga minyak yang lebih rendah dan beban selisih kurs menjadi faktor utama yang membuat kinerja keuangan PEP terkoreksi. Pada kuartal III 2018, PEP mencatat laba selisih kurs sebesar US$ 80,99 juta.

“Pendapatan terkoreksi karena harga minyak yang pada periode hingga kuartal III 2018 sebesar US$ 67,95 per barel turun menjadi US$ 62,01 per barel pada periode yang sama tahun ini,” ungkap Nanang.

PEP juga telah menyerap Anggaran Biaya Operasi (ABO) hingga kuartal III 2019 sebesar US$ 840,94 juta yang mencakup operation sendiri US$ 786,74 juta dan mitra operation US$ 54,20 juta atau 71% dari RKAP 2019 sebesar US$ 1,176 miliar.

Untuk penyerapan Anggaran Biaya Investasi, hingga akhir September 2019 sebesar US$ 405,84 juta atau sebesar 74% dari RKAP 2019 sebesar US$ 557,40 juta. RH