HOLOPIS.COM, JAKARTA – PT Pertamina Hulu Indonesia mencatat kinerja positif pada triwulan I 2026 dengan realisasi produksi minyak dan gas yang melampaui target perusahaan. Keberhasilan itu ditopang sejumlah faktor.
Deretan faktor itu antara lain penerapan inovasi teknologi, optimalisasi sumur migas, hingga percepatan proyek strategis di wilayah Kalimantan.
Sebagai bagian dari Subholding Upstream PT Pertamina (Persero), PHI berhasil memproduksi minyak sebesar 60,44 ribu barel minyak per hari (mbopd) dan gas sebesar 619 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd). Capaian itu setara dengan 120 persen target produksi minyak dan 105 persen target produksi gas tahun 2026.
Direktur Utama PHI Sunaryanto menjelaskan perusahaan terus memperkuat investasi eksplorasi dan eksploitasi guna menjaga keberlanjutan produksi migas nasional.
”Di PHI, kami terus berinvestasi dalam kegiatan eksplorasi dan eksploitasi demi keberlanjutan produksi migas dalam mendukung pencapaian target produksi nasional dan ketahanan energi Indonesia,” kata Sunaryanto dalam keterangannya, Minggu (17/5/2026).
Dia mengatakan keberhasilan PHI mempertahankan produksi di tengah tantangan lapangan migas yang sudah mature tidak lepas dari penerapan inovasi dan penguatan keandalan fasilitas produksi.
Menurutnya, penerapan inovasi dan teknologi merupakan langkah strategis dalam menahan laju penurunan produksi.
“Meningkatkan recovery rate, dan mempertahankan tingkat produksi lapangan-lapangan migas yang sudah mature di wilayah Kalimantan,” jelasnya.
Selain pengembangan teknologi, PHI juga melakukan pemeliharaan, perbaikan, dan reaktivasi sumur untuk meningkatkan produktivitas sekaligus memperpanjang usia lapangan migas.
”Berkat inovasi, kolaborasi lintasfungsi, dan sinergi yang terbentuk menjadikan proyek-proyek utama PHI dalam rencana kerja tahun 2026 dapat mencatatkan hasil seperti yang diharapkan,” ujarnya.
Adapun salah satu inovasi yang diterapkan adalah metode High Pour Point Oil (HPPO) di Lapangan Handil yang dikelola PT Pertamina Hulu Mahakam, serta di Lapangan Mutiara dan Pamaguan yang dikelola PT Pertamina Hulu Sanga Sanga.
Teknologi itu diterapkan untuk mengatasi tantangan minyak dengan kandungan lilin atau parafin tinggi yang berpotensi membeku saat proses distribusi. Dengan penggunaan pelarut khusus, minyak tetap cair sehingga aliran produksi dapat berjalan optimal dan berkelanjutan.
PHM juga berhasil mengoptimalkan produksi dari sumur emulsi di Lapangan Tunu melalui penerapan teknologi tambahan.
Sementara itu, PHSS menerapkan inovasi Permanent Coiled Tubing Gas Lift (PCTGL) pada sumur workover di Lapangan Louise, Samboja, dan Mutiara. Teknologi ini bekerja dengan menyuntikkan gas bertekanan ke dalam pipa sumur untuk membantu minyak terangkat ke permukaan secara lebih efisien.
Inovasi tersebut dinilai berhasil meningkatkan produktivitas sumur sekaligus mendukung pencapaian target produksi triwulan I 2026.
Kontribusi produksi minyak juga datang dari PT Pertamina Hulu Kalimantan Timur melalui Lapangan Kerindingan, Lapangan Sapi, dan pengembangan sumur sisipan baru di lepas pantai Kalimantan Timur.
Selain fokus pada teknologi, PHI juga perkuat program pemeliharaan lapangan. Salah satunya melalui Program Handil Rejuvenation di Lapangan Handil yang berhasil meningkatkan produksi sekitar lima persen dibanding sebelum program dijalankan.
Di sektor gas, pencapaian produksi turut ditopang keberhasilan onstream platform kedua dan ketiga Proyek Sisi Nubi AOI yang dikelola PHM pada akhir Februari dan Maret 2026.
Produksi gas juga mendapat dukungan dari kegiatan well service di Lapangan Tunu, workover di Lapangan Santan, serta optimalisasi sumur di Lapangan Nilam dan Mutiara.
Tak hanya mencatat kinerja produksi yang tinggi, PHI juga mempertahankan performa keselamatan kerja dengan nihil fatalitas atau zero fatality, mencatatkan 57,36 juta jam kerja selamat serta zero Lost Time Incident (LTI).
PHI saat ini mengelola operasi dan bisnis hulu migas Regional-3 Kalimantan yang mencakup Zona-8, Zona-9, dan Zona-10 bersama anak perusahaan dan afiliasi, serta bekerja sama dengan SKK Migas.
