View
78
Download
4
Category
Preview:
DESCRIPTION
IATMI
Citation preview
5/20/2018 IATMI 10-009
1/13
IATMI/TP10-007 1
TECHNICAL PAPER
SIMPOSIUM NASIONAL & KONGRES XI IATMI 2010
IATMI/TP 10-007
STUDI KELAYAKAN PENGEMBANGAN LAPANGAN GAS "X"
RESERVOIR JURASSIC DENGAN SISTEM PSC
Ivon Pheres Qadafie
Universitas TrisaktiKampus A, Jalan Kyai Tapa 1 Grogol
Jakarta Barat, 11440, Indonesiae-mail : nboh_pq@yahoo.com
Abst rak
Lapangan X merupakan lapangan yang memiliki cadangan gas pada lapisan reservoirJurassic dengan OGIP (Original Gas In Place) sebesar 2,782 TSCF. Karena memiliki potensi yang
besar dimana merupakan salah satu lapangan dari Blok lapangan gas terbesar di Indonesia, makaperlu untuk dilakukan pengembangan lapangan sesuai dengan pasal 21 UU No. 22 Tahun 2001mengenai rencana pengembangan lapangan pertama dalam suatu blok / wilayah yang harusmendapatkan persetujuan dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (MESDM). Makalah inimembahas geological findings, reservoir description, field development scenario, production forecastresults, dan project economics. Dalam proses pengembangan lapangan, bahasan tersebut diatasdapat digunakan sebagai acuan dalam mengembangkan lapangan gas X.
Studi ini bertujuan untuk menganalisa beberapa pengaruh perubahan indikator keekonomianyang digunakan untuk menilai kelayakan dan pengoptimalan pengembangan suatu lapangan gas Xyang menggunakan sistem kontrak bagi hasil Production Sharing Contractatau PSC.
Langkah pertama yang dilakukan dalam mengembangkan lapangan X adalah exploration
and appraisal history dari lapangan gas X. Kemudian mengumpulkan data-data dari parameterreservoir seperti analisa PVT dan Well Test untuk menghitung OGIP. Dari parameter yang adatersebut dengan bantuan software IPM versi 6.4 dibuat model GAP untuk mengembangkan rencana
5/20/2018 IATMI 10-009
2/13
IATMI/TP10-007 2
skenario lapangan yang sebelumnya telah dibuat model MBal dan Prosper terlebih dahulu.Selanjutnya dari model GAP tersebut dilakukan running forecast production dari masing-masingrencana skenario pengembangan dengan field rate 100 MMSCFD, 350 MMSCFD, 700 MMSCFDdengan ukuran tubing 3,5 dan 7 dan ukuran pipeline 16 dan 24. Jumlah sumur yang direncanakansebanyak 1 10 sumur. Hasil running forecast production dari GAP model akan menghasilkanproduksi gas dan kondensat yang berbeda sesuai skenario yang direncanakan.
Dari hasil perkiraan produksi kemudian dipilih skenario terbaik yaitu skenario 4 untukmengoptimalkan dan mengembangkan lapangan gas X. Skenario 4 ini memiliki jumlah produksi gassebesar 2,379,526 MMSCF, dimana kontraktor memerlukan biaya untuk investasi sebesar US$611,221,000. Kemudian dikaji dan dianalisa cash flow keekonomian dari skenario 4 diperoleh NCFUS$ 1,963,942,800 dan NPV @10% sebesar US$ 982,578,500. Dan Internal Rate of Return (IRR)sebesar 66.61%, Pay Out Time (POT) 0.41 tahun, serta Profit to Investment Ratio (PIR) sebesar 3.21.
Pendahuluan
Industri pertambangan minyak dan gas bumi memegang peranan sangat penting bagiperekonomian di Indonesia oleh karena pengaruhnya bagi hajat hidup orang banyak. Hal ini ditunjang
oleh kebutuhan energi dunia saat ini yang sangat besar, oleh karena itu perlu adanya pencarian danpengembangan lapangan migas baru. Indonesia memiliki lapangan migas yang tersebar diseluruhnusantara, dengan produksi minyak rata-rata per hari 958.179 barrel serta cadangan minyak dankondensat yang terbukti sebesar 3.7 miliar barrel (1.1 % cadangan dunia) dan gas bumi terbuktisebesar 112 TCF (1.2 % cadangan dunia) berdasar data BPMIGAS pada tahun 2008. Angka inimenunjukkan Indonesia tergolong negara yang tidak memiliki cadangan migas yang besar/kaya.
Banyak perusahaan migas asing yang beroperasi di Indonesia (IOC), diantaranya adalahExxon Mobil, Chevron, BP, Total, Conoco Phillips, dll. Indonesia sendiri mempunyai perusahaanminyak negara (NOC) yaitu Pertamina, yang dengan diberlakukannya Undang-Undang Migas Tahun2001 no.22, tugasnya hanya menjadi perusahaan migas biasa dengan tidak lagi menjadi pengawasdalam industri migas Indonesia yang sekarang menjadi tugas BP Migas.
Setelah berlakunya UU No. 22 Tahun 2001 sesuai pasal 21, rencana pengembanganlapangan pertama dalam suatu blok/wilayah kerja wajib mendapatkan persetujuan Menteri Energi danSumber Daya Mineral, dengan terlebih dahulu diteliti oleh BP Migas. Tujuan Pengembanganlapangan adalah untuk mendapatkan keuntungan dari jumlah minyak dan gas yang diproduksi dandioptimalkan dengan mempercepat waktu pengurasannya sehingga dengan harga minyak dan gasyang tinggi akan lebih memberikan keuntungan.
Production Sharing Contract( PSC ) adalah sistem kontrak yang paling sering digunakan diIndonesia untuk menentukan pembagian hasil migas antara negara dan kontraktor. Sistem ini telahdigunakan sejak tahun 1966 dan telah mengalami beberapa kali perubahan sampai dengansekarang. Dengan sistem ini, pembagian antara negara dan kontraktor dibagi setelah pendapatankotor (Gross Revenue) dikurangi dengan cost recovery yang merupakan biaya yang dikembalikankepada kontraktor melalui hasil produksi sebagai pengeluaran kontaktor selama masa eksplorasi dan
produksi.
Penulisan ini akan dikaji data dan perhitungan pada pengembangan lapangan X yang terdiridari geological findings, reservoir description, field development scenario, production forecast resultsyang dibantu dengan software IPM versi 6.4, dan project economic. Titik kajian menyangkut antaralain : cadangan hidrokarbon, perkiraan produksi serta analisa keekonomian, NPV, POT, IRR, PIR danmenganalisa sensitivitas terhadap perubahan harga gas, terhadap faktor investasi dan faktor produksiyang menggunakan analisa cashflow dengan menggunakan metode PSC dengan FTP. Untukmenganalisa keekonomisannya dapat dilakukan dengan melihat pada indikator-indikator ekonomi,yang akhirnya apabila indikator tersebut dinilai cukup baik maka kelangsungan pengembangan darilapangan tersebut dapat dilanjutkan.
Tinjauan Umum Lapangan X
Lapangan X merupakan bagian dari suatu Blok lapangan gas yang terletak di daerahIndonesia timur Provinsi Papua (Gambar 1). Lapangan mencakup wilayah seluas 205 km
2sepanjang
5/20/2018 IATMI 10-009
3/13
IATMI/TP10-007 3
garis pantai utara dengan kira-kira 50% dari wilayahnya lapangan onshore. Struktur lapangan inimemanjang dari barat ke timur dan selatan sepanjang 25 km (NW-SE) dan 12 km lebarnya (NE-SW).Ada dua reservoir utama di lapangan ini: Aalenian sandstone dan Bajocian-Bathonian (Roabiba)sandstone, dimana kedua reservoir ini biasa disebut dengan reservoir Jurassic.
Lapangan X ditemukan pada tahun 1994 dengan pengeboran onshore pada sumur X-1
yang dibuktikan pada reservoir Aalenian terdapat dry gas pada saat test produksi. Sumur X-2 diborpada kuartal terakhir tahun 1995 dengan memperluas area ke selatan, menunjukkan keberadaanreservoir Bathonian / Bajocian (Roabiba) dengan reservoir produktif yang tebal dan dikonfirmasisebagai akumulasi gas raksasa. Sumur X-3 diuji dengan baik disisi barat dari struktur, yangmenunjukkan kedalaman area utama terakumulasinya gas pada lapangan X. Sumur X-4 dibor diselatan lapangan, membuktikan perluasan lapangan di selatan. Sumur X-5 dibor di sepanjang sisitimur dari struktur untuk menguji batas bawah terakumulasinya gas. Ini ditemukan Jurassic akuifer,yang memberikan akuifer pressure, water sampels, dan depth control. Sumur X-6, 7 dan 8 dinilaisejauh reservoir di bagian utara dari lapangan X di daerah-daerah daratan dengan kualitas dataseismik yang tidak memuaskan. Penilaian delapan sumur dari lapangan X telah menunjukkan kunciyang signifikan untuk kemudian diteliti dan dikembangkan.
Aalenian fluvial sampai ke laut dangkal dengan variable ketebalan reservoirnya berbeda-
beda. Bajocian-Bathonian (Roabiba) paralic sampai ke laut dangkal dimana interval reservoir tidaksama di utara dari lapangan karena subcrop, namun ketebalan reservoirnya lebih dari dari 200 ft diselatan. Porositas Aalenian dan Bajocian-Bathonian (Roabiba) sekitar 9-16% dan permeabilitas rata-rata adalah 247 mD, cukup untuk mendukung laju aliran tinggi yang baik (> 200 MMSCFD).Lapangan X pada reservoir Jurassic tergolong reservoir dry gas dengan rasio kondensat rata-rata2.5 BBL / MMSCF dan kandungan CO2sebesar 14%.
Gambar 1 Peta Lokasi Lapangan X
Stratigrafi dan Depositional Environment
Stratigrafi dari daerah Kepala Burung di Papua dapat dibagi menjadi dua bagian, yaitu bagianPre-Oligosen dan Oligosen ke bagian terakhir. Pre-Oligosen bagian memiliki kesamaan dengan
lithological di daerah-daerah sekitarnya, seperti Misool, Seram dan Arafura (Gambar 2). Selama
Lapangan X
5/20/2018 IATMI 10-009
4/13
IATMI/TP10-007 4
Oligosen untuk periode terakhir, cekungan evolusi adalah jauh lebih kompleks dan Bintuni Basinmemiliki stratigrafi berbeda dengan sekitarnya.
Gambar 2 Stratigrafi dari Lapangan X di Papua
Deskrips i Reservoir Lapangan X
Ada dua reservoir utama di Lapangan X, Aalenian dan Bajocian-Bathonian (Roabiba).
Hidrokarbon juga telah diuji dalam pada bagian Late Cretaceous. Berikut dijelaskan deskripsi geologidari stratigrafi di bawah ini.
Aalenian sandstone
Aalenian sandstone ini ditafsirkan menjadi deposit dari fluvial deposisi, berdasarkan strukturdepositional, jejak fosil dan analisis fasies. Bagian ditafsirkan untuk prograde dari utara ke selatan (kedalam basin), meskipun hal ini tidak dapat digambarkan pada seismik. Rencana Pengembanganpada Aalenian bagian bervariasi dalam ketebalan di lapangan, sebagian karena hubungansubcropping di utara, meskipun mungkin juga sebagai respons terhadap topografi di unconformity dibagian atas bagian Permian. Reservoir ini biasanya bervariasi antara 20 dan 45 ft di pusat danbagian utara lapangan, meskipun secara dramatis menebal ke selatan dan timur di sumur X-4 dan 5di mana mencapai ketebalan lebih dari 100 ft. Dari studi dan penelitian Wireline log menunjukkan
kehadiran shales tipis dalam bagian Aalenian, ini ditafsirkan di dalam saluran energi yang rendahuntuk mengalir, yang terakhir mungkin cukup besar terus-menerus di seluruh bagian dari lapangandan karena itu dapat bertindak sebagai inhibitor. Aalenian sandstone yang overlain oleh serpih airpayau ditunjukkan oleh sekumpulan fosil jejak Terrebelina sp. Serpih ini dapat bertindak sebagaipenghalang untuk mengalir selama produksi.
Peta isopach Aalenian sedimen menunjukkan bahwa batu pasir yang diendapkan pada arahbarat daya ke barat untuk pencelupan shelf. Geometri dari sistem menunjukkan bahwa batu kecilyang penuh depresi. Aalenian pasir yang ditemukan di semua bidang sumur X menipis meskipunjelas di sisi utara lapangan. Bagian paling tebal dari Aalenian telah ditemukan di lapangan Xmencapai 105 ft di sumur X-4 dan 119 ft di sumur X-5. Total ketebalan reservoir dikontrol olehtopografi pada saat pengendapan dengan batu pasir infilling di lows. Porositas rata-rata variasi antarasumur yang menembus Aalenian sandstone antara 9-16% dengan permeabilitas rata-ratanya
sebesar 183 mD.
5/20/2018 IATMI 10-009
5/13
IATMI/TP10-007 5
Bajocian-Bathonian (Roabiba) sandstone
Bajocian-Bathonian (Roabiba) sandstone ini ditafsirkan sebagai endapan laut dangkal paralicdan prosesnya berdasarkan struktur depositional, jejak fosil dan analisis fasies. Depositional fasiesmeliputi saluran, bar dan pulau penghalang deposito yang kurang interbedded dengan kualitas tinggishoreface batu pasir. Bajocian-Bathonian (Roabiba) bervariasi dalam ketebalan di lapangan,
sebagian karena hubungan subcropping di utara, meskipun mungkin juga sebagai respons terhadaptopografi di unconformity di bagian atas bagian Aalenian. Tidak ada Aalenian ditemui dalam sumur X-1, 7 dan 8 di utara lapangan. Serupa dengan bagian Aalenian, Bajocian-Bathonian (Roabiba) adalahbagian paling tebal dalam sumur X-4 baik di bagian selatan lapangan. Bagian ini tipis di sumur X-3baik di sebelah barat lapangan tempat 13 ft dari net pay, hal ini mungkin sebagai respon untukmengangkat pada Horst Permian blok di daerah ini.
Dari studi dan penelitian Wireline log menunjukkan adanya batu pasir kualitas rendah dantipis shales dalam Bajocian-Bathonian (Roabiba), ini ditafsirkan akan disimpan di bawah shelfshoreface dan dapat terus-menerus di seluruh bagian yang cukup besar dari lapangan sebagaiinhibitor. Porositas rata-rata antara sumur yang menembus Bajocian-Bathonian (Roabiba) bagiankisaran 11-14% dengan pola yang tidak sistematis variasinya. Permeabilitas rata-ratanya sebesar260 mD.
Tabel 1 OGIP Lapangan X
Reservoir Datum(ftSS)
Res.Press.(psia)
Res.Temp.(F)
Eg(SCF/CF)
GWC(ftSS)
Area(Acres)
HAvg(%)
avg(%)
SwAvg(%)
OGIP(TCF)
Aalenian 8,735 4,074 228 218 9,175 35,979 25.3 13 26 0.832
MainRoabiba
8,735 4,074 228 218 9,175 24,209 82.8 12.4 17.4 1.95
Total : 2.782
Data Lapangan X :
Spesific Gravity : 0.72
Water Salinity : 5,000 ppm
Ri : 2,907 ft
re : 4,500 ft
rw : 0.35 ft
MD : 11,700 ft
TVD : 8,735 ft
Well Head Pressure : 1500 psig
Absolute Open Flow (AOF) : 1,937.29 MMSCF/Day
Bottom Perforation Depth : 8,700 ft
Top Perforation Depth : 8,500 ft
Delta Pressure Drop : 1,100 psi
Well Stream Composition
CO2 : 14.13 %
5/20/2018 IATMI 10-009
6/13
IATMI/TP10-007 6
N2 : 0.67 %
H2S : 0 %
C1 : 83.12 %
C2 : 1.39 %C3 : 0.27 %
iso-C4 : 0.05 %
n-C4 : 0.06 %
iso-C5 : 0.03 %
n-C5 : 0.02 %
C6 : 0.03 %
Benzene : 0.03 %
C7+ : 0.2 %
Data diatas diperoleh dari data-data dari parameter reservoir seperti analisa PVT dan WellTest, kemudian dapat dihitung besarnya OGIP. Besarnya OGIP dari lapangan X setelah dihitungbesarnya 2.782 TCF. Kemudian dari data tersebut diatas digunakan untuk input ke software IPM(Integrated Production Modelling) versi 6.4 untuk kemudian dibuat MBal, Prosper , dan model GAPdari rencana skenario pengembangan lapangan X.
Skenario Pengembangan Lapangan X
Selanjutnya dari model GAP tersebut dilakukan running forecast production dari masing-masing rencana skenario pengembangan dengan field rate 100 MMSCFD, 350 MMSCFD, 700MMSCFD dengan ukuran tubing 3,5 dan 7 dan ukuran pipeline 16 dan 24. Jumlah sumur yangdirencanakan sebanyak 1 10 sumur. Dibawah ini adalah tabel rencana pengembangan darilapangan X disertai gambar GAP model dari skenario kedelapan dari pengembangan lapanganyang dipilih untuk direncanakan.
Tabel 2 Rencana Skenario Pengembangan Lapangan X
No Field Rate (MMSCF/Day) Tubing dan P/L Well
1. 100 3.5 dan 16 1
2. 350 3.5 dan 16 3
3. 700 7 dan 16 5
4. 700 7 dan 24 7
Hasil Perkiraan Produksi
Berikut adalah hasil dari perkiraan produksi gas dan kondensat dari lapangan X yang telah
dipilih dari skenario yang ditentukan sebelumnya dengan me-running produksi menggunakan IPMsoftware pada GAP model selama 15 tahun, kemudian hasil produksi ini dengan Microsoft exceldibuat gambar grafik produksi gas.
5/20/2018 IATMI 10-009
7/13
IATMI/TP10-007 7
Gambar 3 Perkiraan Produks i Skenario 1
Gambar 4 Perkiraan Produksi Skenario 2
Gambar 5 Perkiraan Produksi Skenario 3
Gambar 6 Perkiraan Produksi Skenario 4
Total produksi skenario 1 sebesar 971 BSCF, skenario 2 sebesar 1.7 TSCF, skenario 3sebesar 2.1 TSCF, dan skenario 4 sebesar 2.4 TSCF. Tanpa menilai keekonomian terlebih dahuluskenario 4 dapat dipilih untuk dikembangkan hal ini berdasarkan total hasil produksi yang lebih besardibanding skenario lainnya, selain itu plateau pada skenario 4 ini lebih lama waktunya daripadaskenario lain.
Kondisi dalam kontrak gas sangat berbeda dengan minyak, hal ini dapat dilihat dari prosespenjualan dan transportasi yang berbeda dimana proses penjualan gas sebelum diproduksikan perluadanya pembeli dari kontrak tersebut. Dalam hal ini terdapat 3 pembeli dari produksi lapangan X,yakni dari Korea, China, dan Mexico. Dimana kebutuhan pasokan akan gas selama 15 tahun totalmencapai 11.87 mmtpa.
Project Economics
Beberapa skenario pengembangan terhadap lapangan gas ini telah dibuat untuk kemudiandianalisa lebih lanjut dengan menitikberatkan kepada faktor keekonomiannya. Dari prediksi lajuproduksi untuk masing-masing skenario pengembangan tersebut telah dilakukan perhitungankeekonomian berdasarkan aturan penerapan sistem PSC. Adapun indikator keekonomian yangdigunakan dalam perhitungan dalam menilai kelayakan dari suatu proyek pengembangan lapangan
gas ini antara lain Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Profit to Investment Ratio(PIR), cash flow kontraktor, serta pendapatan antara kontraktor dan pemerintah.
0
20000
40000
60000
80000
100000
Prod. Gas
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
Prod. Gas
0
50000100000
150000
200000
250000
300000
Prod. Gas
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
Prod. Gas
5/20/2018 IATMI 10-009
8/13
IATMI/TP10-007 9
Tabel 3 Data Biaya Pengembangan Lapangan (MM US$)
Skenario Tangible
Drilling
Total
Facilities
Costs
Flowline Intangible
Drilling
Seismic Production
Related
Opex.
(15thn)
Abandonment
Provision
Total
Investasi
1
2
3
4
13.79
36.19
61.18
83.58
9.31
27.93
46.55
65.17
24
24
24
36
32.03
96.10
160.16
224.22
8
8
8
8
21.9
65.7
109.5
153.3
5.85
17.55
29.25
40.95
114.88
275.47
438.64
611.22
Gambar 7 Contoh Model GAP Dari Skenario 4
Dari hasil-hasil evaluasi sebelumnya dapat dibuat suatu pilihan dengan terlebih dahulumelakukan perbandingan dari hasil-hasil evaluasi yang ada. Dari hasil penjabaran, sebetulnya semuaskenario cukup menarik (NPV positif, IRR > DF, PIR > 1) untuk dijalankan, hanya saja untuk skenario1 cukup beresiko karena apabila sumur tersebut tidak dapat berproduksi seperti yang direncanakanmaka tidak ada sumur lagi yang bisa diandalkan dan selain itu dalam kontrak PSC diharapkanadanya suatu usaha yang menguntungkan dalam mengembangkan lapangan. Selain itu skenario 1tidak mencukupi kebutuhan akan pasokan gas dari pembeli karena secara total hanya mampumemproduksi gas sebesar 6.9 mmtpa kepada pembeli. Sedangkan skenario 2 memiliki total pasokan
gas 12.2 mmtpa, skenario 3 sebesar 15.3 mmtpa, dan skenario 4 17.03 mmtpa. Oleh karena ituskenario 1 ini tidak akan dibahas lebih lanjut dan hanya akan dibahas tiga skenario yang lain.
ORF
ORF Junction
XJurassic
XA01
XA02
XA03
XA04
XA05
XA Junction
XB01
XB02
XB03
XB04
XB05
X EXP
XB Junction
XA FLXB PL
XA PL
5/20/2018 IATMI 10-009
9/13
IATMI/TP10-007 10
Tabel 4 Terms and Condi tions
CONTRACT YEARS 30
GAS PRICE, US$/MSCF 3
CONTRACTOR SHARE, BEFORE TAX 57.69% AFTER TAX 30%
GOVERNMENT SHARE BEFORE TAX 42.31% AFTER TAX 70%
GOVERNMENT TAX 48%
FTP 20%
INVESTMENT CREDIT 15.78%
DMO REQUIREMENT 0%
GAS OPERATING COST, US$/SCF 0.95
GAS CALORIE CONTENT (BTU/SCF) 1000.00
Tabel 5 Skenario Cash Flow Skenario 2
GAS PRODUCTION, MMSCF 1,704,177
GROSS REVENUES, US$ 5,112,532,035
INVESTMENT, US$ 275,470,800
OPERATING COST, US$ 1,618,968
MARR 12%
CONTRACTOR NCF, US$ 1,453,691,882
NPV @10%, US$ 670,509,312
IRR, % 71.25%
POT, YEARS 0.52
PIR (C) 5.28
GOVERNMENT NCF, US$ 3,381,750,385
NPV @10%, US$ 1,634,043,324
Tabel 6 Skenario Cash Flow Skenario 3
GAS PRODUCTION, MMSCF 2,143,647
GROSS REVENUES, US$ 6,430,940,340
INVESTMENT, US$ 438,641,000
OPERATING COST, US$ 2,036,464
MARR 12%
CONTRACTOR NCF, US$ 1,801,652,036
NPV @10%, US$ 907,068,395
IRR, % 75%
POT, YEARS 0.36
PIR (C) 4.11
GOVERNMENT NCF, US$ 4,188,610,839
NPV @10%, US$ 2,186,930,677
5/20/2018 IATMI 10-009
10/13
IATMI/TP10-007 11
Tabel 7 Skenario Cash Flow Skenario 4
GAS PRODUCTION, MMSCF 2,379,526
GROSS REVENUES, US$ 7,138,578,165
INVESTMENT, US$ 611,221,000
OPERATING COST, US$ 2,260,550
MARR 12%
CONTRACTOR NCF, US$ 1,963,942,800
NPV @10%, US$ 982,578,500
IRR, % 66.61%
POT, YEARS 0.41
PIR (C) 3.21
GOVERNMENT NCF, US$ 4,561,153,815
NPV @10%, US$ 2,390,877,250
Karena dari ketiga diatas terdapat pertentangan parameter keekonomian, maka perludilakukan analisa incremental untuk mengetahui skenario terbaik yang layak untuk dikembangkan.Analisa incremental yang digunakan adalah analisa incremental IRR, dimana syaratnya :
Jika IRR > MARR, maka dipilih investasi yang lebih besar Jika IRR < MARR, maka dipilih investasi yang lebih kecil
Hal yang pertama dilakukan adalah dengan menyusun alternative dari investasi terkecil ke besar,dimana MARR yang diberikan sebesar 12 %. Di bawah ini adalah tabel dalam menentukan skenarioyang akan dipilih.
Tabel 8 Perbandingan Investasi, NPV, dan IRR (MM US$)
Skenario 2 3 4
Investasi 275,470,800 438,641,000 611,221,000
NPV @ 15 tahun 670,509,312 907,068,395 982,578,500
IRR 71.25% 75% 66.61%
Tabel 9 Analisa Incremental IRR (MM US$)
Skenario 3-2 4-3
investasi 163,170,200 172,580,000
NPV @ 15 tahun 236,559,083 75,510,105
IRR 84% 36%
Keputusan Skenario 3 Skenario 4
Berdasarkan analisa incremental ternyata skenario 4 yang lebih baik untuk dipilih dalammengembangkan lapangan X karena lebih baik dibandingkan skenario yang lain. Sehingga dapat
disimpulkan bahwa skenario 4, yaitu skenario dengan pola 7 sumur produksi dengan OD tubing 7dan ukuran P/L 24 yang akan dipilih untuk kemudian dijalankan sesuai dengan penerapan kontrakPSC. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada tabel 10 di bawah ini.
5/20/2018 IATMI 10-009
11/13
IATMI/TP10-007 12
Tabel 10 Perbandingan Hasil Evaluasi Antar Skenario
KETERANGAN SKENARIO
1
SKENARIO
2
SKENARIO
3
SKENARIO
4
Gas Production (MMSCF) 970,798 1,704,177 2,143,647 2,379,526
CONTRACTOR
Investasi (US$) 114,880,800 275,470,800 438,641,000 611,221,000
NCF (US$) 840,612,434 1,453,691,882 1,801,652,036 1,963,942,80
NPV (US$) 367,508,897 670,509,312 907,068,395 982,578,500
IRR (%) 68.72% 71.25% 75% 66.61%
PIR 7.32 5.28 4.11 3.21
POT (Years) 0.73 0.52 0.36 0.41
PEMERINTAH
NCF (US$) 1,955,978,508 3,381,750,385 4,188,610,839 4,561,153,815
NPV (US$) 886,929,474 1,634,043,324 2,186,930,677 2,390,877,250
Analisa sensitivity dilakukan terhadap skenario 4 yang merupakan skenario pengembanganyang paling tepat untuk lapangan X ini. Secara visual analisa sensitivitas ini dapat dilihat padagambar 8 di bawah ini.
Gambar 8 Grafik Sensiti vity Skenario 4
Investment factor, production factor, price, dan operating cost ternyata juga berpengaruhterhadap perubahan nilai IRR. Analisa sensitivity menunjukkan bahwa production factor dan gas priceberbanding lurus terhadap IRR, sedangkan investment factor dan operating cost berbanding terbalikterhadap IRR. Dengan demikian dapat disimpulkan pula bahwa skenario yang paling ideal untukmenaikkan IRR adalah kenaikan pada production factor yang disertai dengan penurunan investmentfactornya.
Selain itu dengan mengetahui batas minimum IRR yang diinginkan oleh kontraktor, maka
dapat diketahui batas aman untuk masing-masing production factor, investment factor, gas price, danjuga operating cost bagi kontraktor tersebut.
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
0,00% 50,00% 100,00% 150,00%
IRR(%)
Pencapaian (%)
SENSITIVITAS investment
gas production
gas price
gas operating
cost
ROR PROJECT 66.61 %
5/20/2018 IATMI 10-009
12/13
IATMI/TP10-007 13
Khusus untuk kontraktor ini batas minimum IRR yang digunakan adalah 12 %. Oleh karenaitu apabila investment factor, production factor, price, ataupun operating cost menyebabkan IRR lebihkecil dari 12 % maka akan dapat dipastikan bahwa kontraktor akan merugi. Besarnya uang yangharus disediakan oleh investor dapat dilihat dari titik minimum kurva cash flow, yaitu US$403,997,996 (lihat gambar 9). Disertai juga hasil perkiraan produksi pada skenario 4 secara lengkappada tabel 11 di bawah ini.
Gambar 9 Grafik Kurva Cash Flow
Tabel 11 Hasil Perkiraan Produksi Skenario 4
Date Gas Rate
MMSCF
2010201120122013
2014201520162017
2018
201920202021202220232024
Total :
0135,592.70210,598.91279,413.34
281,248.93281,037.96281,050.37232,465.22
168,103.67
123,882.10102,647.22
85,335.9175,336.2766,446.2556,367.24
2,379,526.00
Kesimpulan
1. Lapangan X memiliki cadangan gas yang relatif besar yaitu 2,782 TSCF.2. Lapangan X terdiri dari reservoir Aalenian dan Bajocian-Bathonian (Roabiba) sandstone dan
termasuk dalam jenis reservoir dry gas.
-1.000.000.000
-500.000.000
0
500.000.000
1.000.000.000
1.500.000.000
2.000.000.000
2.500.000.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Cum.
CashFlow,US$
Kurva Cash Flow
5/20/2018 IATMI 10-009
13/13
IATMI/TP10-007 14
3. Skenario pengembangan lapangan yang telah ditentukan akan dianalisa dengan IPM softwareversi 6.4, kemudian dipilih skenario pengembangan terbaik dengan menganalisa keekonomiandan sensitivitasnya yang layak dan paling optimal untuk dikembangkan dengan mengacu padasistem PSC.
4. Karena memiliki permeabilitas yang besar dan laju produksi yang tinggi, maka skenario yang dipilihadalah skenario 4 yang memiliki rate 700 MMSCFD dengan 7 sumur dan ukuran tubing OD 7 dan
ukuran pipeline 24. Hal ini mengacu pada perkiraan produksi yang kemudian dianalisa produksigas dengan indikator keekonomian menggunakan analisa incremental yang lebih menguntungkandibanding dengan skenario yang lain, yakni memiliki IRR sebesar 66.61%, POT 0.41 tahun danNPV @10% US$ 982,578,500 dan Net Cash Flow (NCF) sebesar US$ 1,963,943. Dan PIRsebesar 3.21.
5. Dengan melihat analisa sensitivitas IRR terhadap perubahan produksi harga gas, investasi sertaoperating expenditurenya ternyata keekonomian lapangan X lebih sensitive terhadap perubahanharga produksi dan harga operating expenditure, karena itu penanganan dari kedua faktor tersebutsangat penting diperhatikan.
6. Analisa sensitivity menunjukkan bahwa production factor dan gas price berbanding lurus terhadapIRR, sedangkan investment factor dan operating cost berbanding terbalik terhadap IRR. Dengandemikian dapat disimpulkan pula bahwa skenario yang paling ideal untuk menaikkan IRR adalahkenaikan pada production factor yang disertai dengan penurunan investment factornya.
Daftar Pustaka
1. BP Migas, POD Guidance, 2003.2. Bradley, Howard B, Petroleum Engineering Hand Book, SPE, TX, USA, 1992.3. Brohet, Erick J.L, et al,.Petroleum Economics, Agustus, 1994.4. Craft, B.C, and Hawkins, M.F, Applied Petroleum Reservoir Engineering, Practice Hall, USA,
1991.5. Irham, Syamsul, Bahan Kuliah Pengelolaan Lapangan, Diktat, Universitas Trisakti, Jakarta, 2000.6. LAPI ITB : Pembuatan StandarisasiPOD (Plan of Development) Pertamina Hulu : Laporan Akhir,
Bandung, 2003.7. Perkins, T. W. and Levsey, A. R. 1993. Geology of the Jurassic gas Discoveries in Bintuni Bay,
Western Papua Province, Proc. IPA 20than. Conv. P. 793-830.
8. R. Sumantri, Bahan Kuliah POD (Plan of Development), Diktat, Universitas Trisakti, Jakarta,2005.
9. Soemosoediro, Maroeno et all, Dasar Pengelolaan Lapangan, Teknik Perminyakan, FakultasTeknologi Mineral, Universitas Trisakti, Jakarta, 1991.
10. Wahab, Abdul, Abdul Kadir, Resiko Bisnis Sektor Hulu Perminyakan, PT Pradnya Paramita,Jakarta, 2004.
11. Wahyono, Kuswo, Oil And Gas Field Project Planning Development, BP Migas, Lustrum V FTM,Universitas Trisakti, Jakarta, 2005.
12. Yosef Parlindungan, Sistem Fiskal Perminyakan Alternatif Yang Dapat Diterapkan di Indonesia,Tugas Akhir, Universitas Trisakti, Jakarta, 2008.
13. Zulfikri, Doddy Abdassah and Bugi Umar Seno Adji : Correction of the Non-Darcy for Completionaffects : Impact on the Prediction of tangguh LNG Gas Well Deliverability, SPE 68667, SPE asiaPacific Conference, 2001.
Acknowledgement
1. Bapak Ir. Sugiatmo Kasmungin, PhD selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan, FakultasTeknologi Kebumian dan Energi, Universitas Trisakti.
2. Bapak Ngurah Kresnawan, Vice President Communication & External Affairs BP Indonesia.3. Bapak Dharmawan Samsu, Senior Manager Exploration BP Indonesia.4. Bapak Frans Silitonga selaku Pembimbing Tugas Akhir di kantor BP Indonesia.5. Bapak Achmadi T. Kasim, Tangguh Subsurface Manager BP Indonesia.6. Bapak Ir. Syamsul Irham, MT selaku Pembimbing Tugas Akhir di kampus Trisakti.
7. Ibu Ir. Onnie Ridaliani, MT dosen Teknik Perminyakan Universitas Trisakti.8. Serta semua pihak yang membantu selama Tugas Akhir dan persiapan Technical Paper yang tidakdapat penulis tuliskan satu persatu.
Recommended