PT. Pertamina EP :

• Berdasarkan UU No. 22 Tahun 2001 tentang MIGAS khususnya pada Pasal 61, pada saat terbentuknya PT Pertamina (Persero) sebagai pengganti Pertamina, Badan Usaha Milik Negara tersebut wajib mengadakan kontrak Kerja Sama dengan Badan Pelaksana untuk melanjutkan Eksplorasi dan Eksploitasi pada bekas Wilayah Kuasa Pertambangan Pertamina. Selanjutnya sesuai dengan PP No. 35 Tahun 2004 khususnya pada Pasal 104 butir J dinyatakan bahwa dalam jangka waktu paling lama 2 (dua) tahun, PT Pertamina (Persero) wajib membentuk anak perusahaan dan mengadakan Kontrak Kerja Sanna dengan Badan Pelaksana Minyak dan Gas Bumi dengan angka waktu. selama 30 (tiga puluh) tahun dan dapat diperpanjang sesuai dengan peraturan perundang-undangan yang berlaku. Tepat pada 17 September 2005 PT Pertamina EP menandatangani Kontrak Kerja Sama dengan BPMIGAS. Country Direktur BP Berau, Ltd.
• Tantangan yang kami alami OptimalisasiHarga Gas, Ageing Production Facilities, Mature Field, EOR Implementation, Big Discovery, Illegal Drilling & Tapping.
• Hambatan yang kami alami Proses Perizinan, Problem Sosial, KetidakseragamanPeraturan Daerah terkait Migas , Overlapping Wilayah Kerjadengan Industri Lain.

Presiden Direktur Blok Cepu :

• Berikut merupakan capaian Blok Cepu tahun 2019 antara lain pertama, World Class Safety Performance — tanpa catatan cidera — Lebih dari 27 juta jam keselamatan kerja. Kedua, Menerima penghargaan eksternal di bidang Keselamatan Operasi, Keuangan dan Pengembangan Masyarakat. Ketiga, keandalan operasi yang luar biasa -uptime>98% . Keempat, Produksi tahunan sebesar 218.000 barrel per hari; menyumbang -29% dari total produksi minyak national; penghasil minyak mentah terbesar di Indonesia—telah memenuhi angka produksi sesuai POD awal (357 juta barrel) di akhir tahun 2019. Kelima, Kedung Keris Start Up pada November 2019, produksi -5.000 barrel per hari. Keenam, Operasi yang efisien, biaya produksi rendah -US$ 2.9 per barrel. Ketujuh, Capaian penting saat ini — Fokus yang berkelanjutan pada keselamatan & keandalan — Desain fasilitas dan spesifikasi untuk mengolah sour crude & gas — Pemeliharaan yang bersifat Pencegahan & Perbaikan; ketersediaan barang & kontrak jasa — Kompetensi pekerja dan kepatuhan terhadap prosedur — Keandalan lifting di FSO Gagak Rimang. Kedelapan, Melanjutkan semua upaya yang diperlukan untuk terus meningkatkan produksi dengan tetap memastikan operasi yang aman & andal — Proses revisi AMDAL — Manajemen reservoir yang prudent; kegiatan well work — Gas handling capacity upgrade. Kesembilan, semua capaian ini berkat dukungan dan kerja sama yang baik dengan pemerintah pusat, provinsi, dan daerah. Kesepuluh, ditemukan pada 2011; persetujuan POD pada 2016.
  
  

Presiden Direktur PT. Chevron Pacific Indonesia :

• Upaya-upaya yang dilaksanakan untuk mempertahankan laju produksi: Alih kelola WK Rokan ke SKK Migas untuk selanjutnya ke Pertamina secara aman, handal, dan lancar sehingga laju penurunan produksi dapat diminimalkan. Optimisasi kerja ulang (workover) dan perbaikan sumur dengan menggunakan teknologi digital: proses lebih efisien, hasil lebih baik, memperbaiki stimulasi terhadap sumur, optimisasi artificial lift. Duri Steamflood Meningkatkan pekerjaan stimulasi dengan uap (cyclic stimulation) dan optimisasi distribusi uap. Waterflood: memperbaiki distribusi injeksi air (water injection conformance) untuk meningkatkan respon dari reservoir. Program Comprehensive Pipeline Maintenance (CPM) untuk mempertahankan kehandalan pipa alir dan menghindari potensi penghentian produksi.

Presiden Direktur PT.Medco E&P Natuna :

• Tantangan dalam investasi sektor Migas Pada tahun 2019, Medco E&P Natuna telah melakukan pemboran sumur pengembangan dan optimisasi untuk meningkatkan produksi dan pemboran sumur eksplorasi.
• Seperti pada tahun 2019, di tahun 2020 Medco E&P Natuna akan melakukan pemboran beberapa sumur pengembangan dan eksplorasi/appraisal untuk memastikan potensi cadangan lapangan lapangan undeveloped discovery.
• Tantangan utama yang dihadapi Medco E&P Natuna adalah potensi cadangan yang semakin kecil sehingga dibutuhkan meliputi Konsep pengembangan yang tepat guna dan efisien. Mempersingkat waktu pengembangan dengan percepatan persetujuan dari Pemerintah. Pemberian insentif fiskal untuk lapangan marjinal.

Presiden Direktur PT.Pertamina Hulu Mahakam :

• Tindakan Strategis untuk Mahakam Maksimalisasi Hidrokarbon atau cadangan yang Tersedia. Unlock sumber daya meliputi Optimasi Pengembangan Lapangan-Lapangan (OPLL) Pengurangan biaya lebih jauh dibutuhkan untuk OPLL selanjutnya.
• Menemukan Cadangan Baru Dua sumur eksplorasi di 2020, yakni Tunu Deep East & South Peciko Studi bersama dengan AP lain di PHI (studi antar batas wilayah kerja).
• Pengurangan Biaya dan Value Creation Pemotongan biaya investasi dan operasi Pengaturan komersial dan kontrak yang lebih baiK Insentif & dukungan dari Pemerintah.
• Upaya Optimalisasi Produksi Baseline, Optimalisasi Bahan Bakar dan Gas Suar SIBU & Offload atau Capillary String, Velocity String.
• Intervensi Sumur Pertorasi & pembukaan zona Teknologi kontrol isu kepasiran Perforasi reservoir bertekanan tinggi.
• Sumur Baru Pemboran 127 sumur di 2019 Proyek pengembangan baru (OPLL1 — 257 sumur) dengan banyak optimalisasi tekhnis untuk mengurangi biaya pengembangan hingga 50 %.
• Sebanyak dua sumur akan eksplorasi di tahun 2020.
• Penurunan Network Pressure Penurunan Suction Pressure Kompresor Percobaan Mobile Kompresor LLP di area rawa atau Studi Multi Phase Pump.
• Optimalisasi Biaya Proyek Optimalisasi 40 Juta USD per tahun diidentifikasi untuk tahun 2020 dan seterusnya.