Eksplorasi PT Pertamina EP menemukan titik sumur gas baru bernama Julang Emas di Banggai, Sulteng. Sumur yang sedang uji produksi ini masih menunggu hasil akhir untuk mengetahui potensi terbukti. Meski demikian, temuan ini menambah potensi pengembangan di tengah rencana produksi hingga 12 miliar standar kaki kubik per hari atau BSCFD pada 2030. Pada Minggu (31/3) tim eksplorasi dari Pertamina EP melakukan uji produksi di titik sumur Julang Emas (JLE)-001 di Desa Benteng, Kecamatan Moilong, Banggai, Sulteng. Salah satu tahapan pengujian tersebut adalah dengan uji nyala (firing test) sumur.

 

”Hari ini kami melakukan uji produksi di kedalaman 2.395 meter. Sejauh ini, dari firing test yang dilakukan, hasilnya bagus dan menggembirakan. Namun, tentu terkait potensi dan kapasitas produksi nantinya setelah melalui uji yang lengkap,” kata Teddy Kusuma, testing specialist, saat mengawasi uji tersebut, di Banggai.

Uji coba kandungan lapisan sumur gas berlangsung empat jam. Tes kembali dilanjutkan empat jam berselang selama tiga hari ke depan. Henry Prasetya, drilling supervisor di sumur Julang Emas mengatakan,

”Kami bersyukur dengan temuan ini karena terlihat hasil yang baik. Ini temuan pertama di tahun ini, di mana waktu pengeboran juga lebih cepat dari target 80 hari yang ditentukan”. (Yoga)

Lepasnya embargo yang diberikan Amerika Serikat kepada Venezuela tidak langsung membuat minyak bumi dari aset PT Pertamina (Persero) di negara tersebut bisa diangkut ke Tanah Air. Kesiapan fasilitas pengolahan minyak di dalam negeri jadi pekerjaan rumah baru yang mesti segera selesai. PT Pertamina Hulu Energi sebagai sub holding upstream Pertamina mengaku masih berdiskusi mengenai rencana teknis pengangkutan minyak dari lapangan minyak dan gas bumi (migas) di Venezuela. Alasannya, minyak yang diproduksi dari wilayah tersebut merupakan minyak berat dengan kadar sulfur tinggi. Hal itu menjadi tantangan tersendiri bagi kilang milik PT Kilang Pertamina Indonesia untuk mengolahnya, karena ada perbedaan antara spesifikasi fasilitas pengolahan dan jenis minyak yang bakal dibawa. “Ada yang menjadi pertimbangan, karena minyak di sana itu minyak berat, API degree sekitar 13, yang kedua yang jadi pembatasan adalah sulfur content,” kata Direktur Utama Pertamina Hulu Energi Chalid Said Salim saat rapat dengar pendapat (RDP) dengan Komisi VII DPR, pekan lalu. Chalid menjelaskan, terdapat pembatasan sulfur content yang bisa diolah di kilang-kilang milik Kilang Pertamina Internasional, yakni maksimal 0,2%. Sementara itu, sulfur content minyak berat aset perseroan di Venezuela itu lebih dari 1%. Pertamina Hulu Energi (PHE) tercatat memiliki aset di Blok Urdaneta Westfield, Venezuela, lewat pengendalian bersama operasi (PBO) dengan Petroregional del Lago Mixed Company. PHE mengimpit hak partisipasi sebanyak 32%, bekerja sama dengan mitra lokal Petroleos de Venezuela S.A., PDVSA Social. Dari aset tersebut, PHE juga baru saja menarik dividen senilai US$300 juta yang sempat tertahan selama 4 tahun terakhir, karena embargo AS terhadap negara tersebut. 

Meski pengolahan minyak dari Venezuela masih jadi persoalan, Ketua Komisi VII DPR Sugeng Suparwoto meminta PHE untuk menambah investasi pengembangan, eksplorasi, dan akuisisi lapangan minyak di Venezuela. Hal tersebut untuk mengompensasi realisasi lifting nasional terus susut beberapa tahun terakhir. Adapun, realisasi lifting minyak hingga akhir 2023 berada di level 605.500 barel minyak per hari (bopd) atau 92% dari target APBN yang saat itu ditetapkan 660.000 bopd. Sementara itu, realisasi salur gas hingga akhir 2023 berada di level 5.378 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd) atau 87% dari target tahun lalu 6.160 MMscfd. Hanya saja, investasi yang dikeluarkan untuk menahan laju penurunan produksi relatif mahal. “Di Rokan ini terlalu mahal, bayangkan produksinya 160.000 barel, tetapi fluida yang dikeluarkan itu 10.000 barel, itu yang jadi mahal, karena itu perlu listrik buat flooding uapnya,” tuturnya. Di sisi lain, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif telah menandatangani Memorandum of Understanding (MoU) dengan Menteri Perminyakan Venezuela Pedo Rafael Tellechea terkait dengan peluang kerja sama bidang migas di Venezuela. Dengan payung perjanjian tersebut, Pertamina, sebagai BUMN milik Indonesia di sektor energi, melalui Pertamina International EP (PIEP) diharapkan bisa menjajaki peluang dalam mengakuisisi blok-blok migas baru Venezuela. Hal itu juga untuk menguatkan eksistensi PIEP yang telah berinvestasi di Venezuela melalui perusahaan Maurel et Prom (M&P). Menteri Perminyakan Venezuela Pedo Rafael Tellechea, yang juga menjabat sebagai Presiden Petroleos de Venezuela (PDVSA), menggarisbawahi bahwa perjanjian strategis itu akan meningkatkan prospek negara Amerika Selatan tersebut di pasar Asia. Duta Besar Indonesia untuk Venezuela Imam Edy Mulyono menekankan bahwa Venezuela merupakan mitra penting Indonesia.

Pertamina Hulu Energi atau PHE menargetkan lifting minyak dan gas (migas) tahun ini 742.000 barel setara minyak per hari (boepd) lebih tinggi 14.000 boepd dari realisasi 2023 di level 728.000 boepd. Dirut PHE Chalid Said Salim mengatakan, kegiatan pengeboran sumur eksplorasi dan pengembangan yang dilakukan perusahaan tahun ini bakal menjadi penopang capaian target tersebut. “Eksplorasi kami di daerah timur Indonesia cukup agresif, ada temuan di Sulawesi yang cukup strategis. Kami mengejar tambahan lifting,” katanya, Rabu (27/3). Dari target tersebut, lifting minyak bumi tahun ini bisa ditingkatkan menjadi 420.000 barrel oil per day (bopd) dari 415.000 bopd pada 2023. Salur gas 2024 juga dibidik lebih tinggi menjadi 1.863 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd) dari 1.810 MMscfd pada 2023.

Selain menemukan cadangan baru, PHE bakal mengoptimalkan pengembangan GQX Complex dan Lapangan Zulu di Wilayah Kerja Offshore Northwest Java (ONWJ). “GQX Complex sedang berproses untuk PoD, sehingga bisa cepat pengembangan lanjutannya,” jelasnya. Percepatan Optimasi Wilayah Kerja ONWJ mendapat perhatian pemerintah, setelah Menteri ESDM Arifin Tasrif meminta Pertamina fokus mengembangkan dua prospek migas di ONWJ. Arifin juga meminta PHE ONWJ meningkatkan kinerjanya, khususnya terkait dengan persiapan infrastruktur  proyek  pengembangan  dan  optimalisasi  pemanfaatan  floating storage and off loading, mengingat besarnya  potensi kedua lapangan tersebut. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan, potensi minyak yang terpetakan dari prospek itu mencapai 60 juta barel. (Yoga)

Upaya agresif dilakukan pemerintah dan kontraktor kontrak kerja sama untuk bisa mencapai target produksi 1 juta barel minyak per hari dan 12 miliar kaki kubik gas per hari pada 2030. Langkah percepatan dan optimasi lapangan minyak dan gas bumi pun menjadi salah satu solusi. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) meminta Pertamina Hulu Energi mengoptimalkan potensi Wilayah Kerja Offshore North West Java agar bisa berkontribusi lebih baik dalam pencapaian lifting nasional. Meski sudah tergolong blok minyak dan gas bumi (migas) tua karena sudah beroperasi sejak 1966, ONWJ hingga kini masih berproduksi. Bahkan, wilayah kerja itu diyakini masih memiliki potensi yang bisa dioptimalkan, yakni Lapangan Zulu yang pertama kali ditemukan pada 1974, dan Lapangan GQX Complex. Menteri ESDM Arifin Tasrif mengatakan bahwa pemerintah dan Pertamina Hulu Energi telah sepakat untuk mempercepat pengembangan Lapangan GQX Complex agar bisa kembali berproduksi. Arifin menjelaskan bahwa pengembangan GQX Complex harus dilakukan dengan mempertimbangkan efisiensi waktu yang baik, karena potensinya cukup besar. Selain itu, kontraktor kontrak kerja sama juga mempercepat proyek pengembangan dan optimalisasi pemanfaatan floating storage and offloading (FSO). Sebagai catatan, sepanjang tahun lalu Wilayah Kerja ONWJ memproduksi 26.580 barel minyak per hari (bopd), lebih rendah dari target yang ditetapkan dalam APBN yang sebesar 29.000 bopd. “Hingga 17 Maret 2024, realisasi produksi minyak ONWJ sebanyak 25.773 bopd, sedangkan realisasi produksi gas sebesar 73,5 MMscfd. Untuk salur gas terealisasi sebesar 50,4 MMscfd dari target APBN 40 MMSCFD,” kata Pjs General Manager Pertamina Hulu Energi ONWJ Wirdan Arifin.Wilayah Kerja ONWJ sendiri memiliki area operasi lepas pantai yang luas di perairan utara Jawa Barat seluas 8.300 kilometer persegi dari Kepulauan Seribu hingga Cirebon.

Dari Wilayah Kerja South Andaman, Mubadala Energy (South Andaman) RSC Ltd. agresif melakukan kegiatan eksplorasi setelah berhasil mengebor Sumur Eksplorasi Tangkulo-1 yang terletak pada 166 kilometer timur laut Kota Banda Aceh, dan 67 kilometer utara Kota Lhokseumawe, Provinsi Aceh. “Sumur Tangkulo-1 menjadi sumur eksplorasi ke-2 yang dibor oleh Mubadala Energy di South Andaman pada tahun ini, setelah sebelumnya mereka juga melakukan tajak Sumur Eksplorasi Layaran-2 pada 18 Maret 2024,” kata Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Hudi D. Suryodipuro. Founder & Advisor ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto berpendapat bahwa pemerintah mesti mempermudah dan memfasilitasi upaya eksplorasi lanjutan agar Mubadala Energy bisa membuktikan cadangan gas dari Blok South Andaman. Pada perkembangan lain, realisasi penerimaan negara bukan pajak (PNBP) sektor migas dan nonmigas sampai dengan pertengahan Maret 2024 anjlok seiring dengan tren penurunan harga komoditas. Menteri Keuangan Sri Mulyani Indrawati menyampaikan bahwa realisasi penerimaan negara dari sektor sumber daya alam (SDA) migas mencapai Rp17,8 triliun sampai dengan 15 Maret 2024. Jumlah itu turun 20,1% dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu sebesar Rp22,3 triliun. Kementerian Keuangan mencatat realisasi harga minyak mentah Indonesia per Januari 2024 berada di level US$77,12 per barel. Angka ini di bawah asumsi APBN 2024 yang dipatok sebesar US$82 per barel. Sementara itu, lifting minyak per Februari 2024 tercatat baru mencapai 575.600 bopd, masih di bawah target APBN 2024 sebesar 635.000 bopd.

Kementerian Perindustrian (Kemenperin) menekankan pentingnya kepastian berlanjutnya program Harga Gas Bumi Tertentu (HGBT). Total nilai HGBT yang dikeluarkan termasuk untuk listrik  dari 2021 hingga 2023 sebesar Rp51,04 Triliun. Sedangkan nilai tambahnya bagai perekonomian nasional sebesar Rp157,20 Triliun. Direktur Jenderal Industri Logam, Mesin, Alat, transportasi, dan Elektronika Kementerian Perindustrian (Dirgen ILMATE Kemenperin) Taufiek Bawazier mengatakan, nilai tambah yang dihasilkan tersebut meningkat hampir tiga kali lipat  dari yang dikeluarkan pemerintah. Ini artinya manfaat dan mulitplier effect-nya sangat besar bagi eskpor, pendapatan pajak, pengurangan subsidi pupuk dan investasi. (Yetede)

Chief Executive Officer (CEO) Saudi Aramco Amin Naser mengatakan bahwa transaksi energi di dunia telah gagal. Dan menurut dia, para pembuat kebijakan di seluruh dunia harus meninggalkan  fantasi untuk menghentikan penggunaan minyak dan gas (migas) secara bertahap. Naser meyakini bahwa pemintaan akan bahan bakar fosil terus meningkat di tahun-tahun mendatang. "Di dunia nyata, strategi transisi saat ini terlihat gagal di sebagian besar bidang karena terbentur lima realitas yang sulit. Sangat perlu mengatur ulang strategi transisi dan usulan saya adalah  kita harus meninggalkan fantasi untuk menghentikan penggunaan minyak dan gas secara ertahap, dan sebagai gantinya berinvestasi di sektor  ini secara memadai  yang mencerminkan asumsi permintaan yang realistis," ujar Naser. (Yetede)

Harga minyak kian memanas hingga mencapai level tertinggi sejak Oktober 2023. Berdasarkan data Bloomberg, harga minyak WTI berada di level US$ 82,89 per barel pada Selasa (19/3), menguat 0,2% secara harian. Sejak awal 2024 atau year to date (ytd), harga minyak sudah naik sekitar 17%. Ke depan harga minyak diperkirakan masih potensial melanjutkan penguatan. Presiden Komisioner HFX International Berjangka, Sutopo Widodo mencermati, kenaikan harga minyak saat ini didukung oleh ekspor minyak mentah dari Irak dan Arab Saudi yang menurun. Serta indikasi kuatnya permintaan dan pertumbuhan ekonomi di China dan Amerika Serikat (AS). Selain itu, tingginya jumlah pengolahan minyak di negara-negara besar di Asia semakin meningkatkan optimisme di sektor energi. Data Biro Statistik Nasional China juga menunjukkan produksi minyak mentah meningkat 3% yoy menjadi 35,1 juta ton antara bulan Januari dan Februari tahun ini. Analis Deu Calion Futures (DCFX), Andrew Fischer Harga minyak dunia memproyeksi, harga minyak masih bisa lanjutkan kenaikan. Pasokan dari Arab Saudi dan Rusia cenderung berkurang, sementara Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak (OPEC) membatasi produksi untuk menjaga harga tetap stabil.

Otoritas hulu minyak dan gas bumi nasional mengajukan syarat kepada Pertamina Hulu Energi jika ingin usulan perubahan skema kontrak berjalan mulus. Komitmen kerja pasti yang telah disepakati sebelumnya harus dipenuhi oleh kontraktor kontrak kerja sama.n Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyebut komitmen kerja pasti sebagai syarat yang perlu diselesaikan apabila kontraktor kontrak kerja sama, seperti Pertamina Hulu Energi mengajukan usulan terkait dengan pengelolaan lapangan migas, termasuk mengubah skema kontrak dari gross split menjadi cost recovery. “Mereka ada komitmen kerja pasti, itu harus diselesaikan dulu. Kalau ada rencana berubah ke cost recovery, itu baru dimungkinkan,” kata Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto, saat ditemui, Senin (18/3). Pertamina Hulu Energi memang sudah resmi mengajukan permohonan perubahan skema kontrak bagi hasil dari gross split menjadi cost recovery di empat blok migas yang dikelolanya awal tahun ini.

Keempat blok yang diajukan untuk migrasi itu adalah Blok Offshore Southeast Sumatra (OSES), Offshore North West Java (ONWJ), Attaka, dan Tuban East Java. Dorongan yang sama diberikan oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), di mana otoritas energi nasional itu meminta Pertamina Hulu Energi untuk melakukan eksplorasi dan eksploitasi lanjutan di aset ONWJ. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan bahwa Blok ONWJ masih berpotensi menyimpan sumber daya minyak yang relatif besar. Akan tetapi, potensi tersebut masih perlu dibuktikan lebih lanjut, seperti yang sudah terpetakan di Lapangan. Upaya tersebut, dibutuhkan pemerintah untuk mencapai target 1 juta barel minyak per hari dan 12 miliar standar kaki kubik gas per hari dalam rencana jangka panjang atau long term plan yang belakangan diproyeksi mundur dari target semula pada 2030. Pasalnya, SKK Migas telah meminta untuk memundurkan target long term plan tersebut paling lambat 3 tahun lebih molor dari target awal karena pandemi Covid-19, sehingga membuat sejumlah rencana pengembangan lapangan mesti berlarut-larut dari jadwal awal yang telah disepakati bersama dengan KKKS. Benny Lubiantara, Deputi Eksplorasi, Pengembangan, dan Manajemen Wilayah SKK Migas, juga telah meminta Pertamina Hulu Energi untuk menjelaskan kenapa baru sekarang mengajukan perpindahan skema kontrak untuk empat wilayah kerja sekaligus. Sementara itu, Founder & Advisor ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto menyarankan pemerintah untuk menerima sejumlah proposal migrasi skema kontrak dari gross split menjadi cost recovery yang diajukan oleh Pertamina Hulu Energi.

Melemahnya daya ungkit lifting minyak dan gas atau migas 2023 kembali mencuat ke permukaan. Pencapaian lifting dalam hal ini minyak mentah yang meleset dari target pemerintah, tentu saja berdampak pada lonjakan impor komoditas energi yang berujung pada membengkaknya beban yang ditanggung Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN). Berdasarkan data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), lifting minyak per 31 Desember 2023 berada di level 612.000 barel per hari (bopd). Pencapaian itu lebih rendah dibandingkan dengan target APBN 2023 yang ditetapkan sebesar 660.000 bopd. Rendahnya realisasi lifting minyak mentah ini disebabkan oleh tertundanya sejumlah proyek, seiring dengan peristiwa penghentian operasional atau uplanned shutdown. Beberapa penghentian operasional itu dipicu antara lain bencana tanah longsor di Lapangan Kedung Keris milik ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), kendala Train-1 dari kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) bp, kebocoran pipa atau power outgage di PT Pertamina Hulu Energi Offshore Southeast Sumatra (PHE OSES), dan kebocoran pipa di PHE Offshore North West Java (ONWJ). Dari sisi operasional, belum tercapainya target lifting minyak mentah menjadi pekerjaan rumah yang mendesak untuk segera diselesaikan. Merespons penurunan tersebut, SKK Migas melakukan pembenahan salah satunya dengan mengoptimalkan perangkat digital dalam pengawasan kegiatan hulu migas. Seakan ingin mengejar ketertinggalan pada 2023, pemerintah pun mengalokasikan perhatian pada sejumlah program eksplorasi dan penanaman modal jumbo untuk 2024. Investasi pada tahun ini diklaim melampaui capaian tahun sebelumnya. Tingginya angka investasi menjadi penanda komitmen pemerintah yang bergandengan tangan dengan perusahaan migas untuk mengawal industri migas pada tahun ini dapat mencapai target APBN. Di tengah euforia pemanfaatan energi ramah lingkungan kerja keras menjaga kelangsungan proyek migas agar tetap berada dalam jalurnya tidak dapat dilepaskan dari target ambisius produksi migas 2030. Pada tahun tersebut, pemerintah memang menargetkan produksi minyak mentah sebesar 1 juta bopd, dan 12 bilion standar cubic feet per day (BSCFD).

Minat kontraktor kontrak kerja sama atau KKKS untuk kembali ke skema kontrak bagi hasil cost recovery menjadi penanda awal bahwa industri hulu minyak dan gas bumi atau migas nasional masih memiliki tingkat risiko yang tinggi. Namun, otoritas hulu migas nasional berkomitmen untuk menjaga rentang sasaran plafon cost recovery sebesar US$8,3 miliar. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menganggarkan dana cost recovery atau pengembalian biaya kontraktor seluruhnya sebesar US$8,3 miliar setara dengan Rp129,23 triliun (asumsi kurs Rp15.570 per dolar AS) tahun ini. Alokasi cost recovery itu lebih tinggi dari realisasi cost recoveryyang diberikan pemerintah kepada kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) sepanjang 2023 di angka US$7,7 miliar atau sekitar Rp119,88 triliun. Kendati demikian alokasi cost recovery pada tahun ini tidak bergeser dari target 2023 di angka yang sama, US$8,3 miliar. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan anggaran cost recovery tahun ini diharapkan tidak bergeser dari pagu yang telah ditetapkan pemerintah. Kendati, kata Tjip sapaan karibnya, sejumlah KKKS telah mengajukan peralihan skema kontrak bagi hasil dari gross split menjadi cost recovery saat ini. “Ada beberapa KKKS yang akan mengusulkan perubahan dari gross split ke cost recovery tetapi tetap kita akan targetkan untuk tidak melampui budget yang diberikan sebesar US$8,3 miliar,” kata Tjip saat rapat dengar pendapat (RDP) dengan Komisi VII, Jakarta, Rabu (13/3). Adapun komponen utama cost recovery itu berkisar pada biaya kegiatan produksi mencapai US$4,1 miliar, eksplorasi dan pengembangan US$2,3 miliar, depresiasi mencapai US$1,1 miliar, biaya administrasi mencapai US$0,6 miliar, investment credit sekitar US$0,1 miliar dan sisanya terkait dengan unrecovered costs. Apalagi, kata dia, beberapa KKKS ingin bermigrasi ke skema pengambalian biaya kontraktor tersebut. 

Sementara itu, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mencatat sebagian lapangan migas tidak dapat dikembangkan lantaran terkendala urusan keekonomian. Kendala investasi itu disebabkan karena kontrak bagi hasil atau production cost sharing (PSC) yang dinilai tidak menguntungkan bagi KKKS. Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian ESDM Noor Arifi n Muhammad mengatakan, lebih dari lima PSC terpaksa jalan di tempat lantaran terganjal isu keekonomian tersebut. ementerian ESDM mencatat sebagian lapangan yang mengalami kesulitan itu berasal dari portofolio milik PT Pertamina Hulu Energi, termasuk di dalamnya PT Pertamina Hulu Rokan. PT Pertamina Hulu Energi (PHE) tercatat mengajukan permohonan perubahan skema kontrak bagi hasil dari gross split menjadi cost recovery di empat blok migas garapan mereka awal tahun ini. Keempat blok yang diajukan untuk migrasi menjadi cost recovery itu a.l Blok Offshore Southeast Sumatra (OSES), Offshore North West Java (ONWJ), Attaka, dan Tuban East Java. Direktur Utama PHE Chalid Said Salim mengatakan permohonan pengajuan pindah skema kontrak itu sudah didiskusikan bersama dengan pemerintah tahun lalu. Hanya saja, kata Chalid, proposal resmi baru disampaikan awal tahun ini. Sementara itu, PetroChina International Jabung Ltd. menilai positif perpanjangan kontrak wilayah kerja (WK) Jabung sampai dengan 2043 yang telah menggunakan skema kontrak kerja sama cost recovery. Skema kontrak cost recovery itu dianggap dapat meningkatkan investasi PetroChina di Jabung, yang telah dioperasikan sejak 2002 lalu. Komitmen itu disampaikan General Manager Jabung Wang Heping, saat rapat dengar pendapat (RDP) dengan Komisi VII dan SKK Migas di DPR, Jakarta, Rabu (13/3). Lewat skema cost recovery itu, manajemen PetroChina menargetkan dapat menarik investasi yang lebih masif dari kantor pusat mereka di Beijing untuk mengembangkan WK Jabung.