Nanang menjelaskan dari lima asset dan kemitraan, kontributor terbesar produksi minyak adalah Asset 5 di Kalimantan dengan produksi rata-rata 18.530 BOPD atau 24% dari total produksi. Sedangkan produksi gas terbesar ada di Asset 2 di Sumatera Selatan sebesar 437,4 MMSCFD atau 43% dari total produksi gas Pertamina EP. Untuk total produksi migas ada di Asset 2, yaitu 92.424 BOEPD atau sekitar 37%.
Asset 5 sebagai kontributor produksi minyak terbesar, salah satunya dari hasil pemboran pada Field Tarakan (di Struktur Sembakung) dan Field Bunyu (Struktur Bunyu). Sedangkan Asset 2 didukung oleh perbaikan kinerja kompresor di Field Prabumulih dan penambahan empat unit kompresor di Field Pendopo.
Pertamina EP juga telah merealisasikan anggaran biaya operasi (ABO) sebesar US$ 567 juta, naik 12,8% dibandingkan periode sama tahun lalu US$ 502,4 juta. Sedangkan anggaran biaya investasi (ABI) hingga akhir Juni sebesar US$ 199,4 juta, naik 5,3%.
(Baca Ekonografik: Jurus Jonan Tingkatkan Investasi Energi)
Di sisi lain, Pertamina EP juga berupaya meningkatkan cadangan migas dengan melakukan kegiatan eksplorasi. Sepanjang paruh pertama tahun ini, kegiatan eksplorasi telah dilakukan pada 7 sumur. Sebanyak tiga sumur sudah selesai eksplorasi dan empat sumur dalam pelaksanaan pemboran. Untuk seismic 2D telah dilakukan sepanjang 153 kilometer (km) dan 3D seluas 344 kilometer per segi.
“Pada semester II kami proyeksikan realisasi pemboran mencapai 13, seismic 2D sepanjang 1190 km dan 3D seluas 444 km2. Pemboran dilakukan pada beberapa area potensial seperti Akasia Maju dan Pinus Harum di Jawa Barat, Sekarwangi di Sumabgsel, dan Wolai di Sulawesi Tengah,” kata Nanang.