DETAIL KOLEKSI

Evaluasi keekonomian skenario pengembangan produksi pada lapangan MP menggunakan metode PSC cost recovery


Oleh : Michael Parulian Priesly

Info Katalog

Nomor Panggil : 1565/TP/2023

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2023

Pembimbing 1 : Bayu Satiyawira

Pembimbing 2 : Andry Prima

Subyek : Depreciation allowances

Kata Kunci : field development scenario, production sharing contract, cost recovery, cross revenue.

Status Posting : Published

Status : Lengkap


File Repositori
No. Nama File Hal. Link
1. 2023_TA_STP_071001800063_Halaman-Judul.pdf
2. 2023_TA_STP_071001800063_Pengesahan.pdf
3. 2023_TA_STP_071001800063_Bab-1_Pendahuluan.pdf
4. 2023_TA_STP_071001800063_Bab-3_Metodologi-Penilitian.pdf
5. 2023_TA_STP_071001800063_Bab-4_Pembahasan.pdf
6. 2023_TA_STP_071001800063_Bab-5_Kesimpulan.pdf
7. 2023_TA_STP_071001800063_Daftar-Pustaka.pdf
8. 2023_TA_STP_071001800063_Lampiran.pdf
9. 2023_TA_STP_071001800063_Bab-2_Tinjauan-Umum.pdf

P Perhitungan keekonomian merupakan hal yang utama dan pentingdalam menjalankan suatu proyek migas. Hasil analisa parameterkeekonomian pada KKS ini yang menentukan apakah suatu proyekmenguntungkan atau merugikan bagi kedua pihak, baik kontraktor dan jugapemerintah. KKS yang digunakan pada Lapangan Deta saat ini adalah CostRecovery yang diatur dalam UU No.22 Tahun 2001 tentang Minyak danGas Bumi, dimana kontrak ditanda-tangani tahun 2005 dengan panjangkontrak selama 30 tahun. Cost recovery merupakan pengembalian biayakontraktor oleh pemerintah yang digunakan untuk pengembangan suatulapangan yang berhasil. Analisa ini bertujuan untuk menentukan skenariopengembangan lapangan mana yang paling menguntungkan diantara empatskenario yang diberikan yang melibatkan workover sumur dan pemboransumur infill. Oleh karena itu analisa ini menggunakan data Lapangan MPyang merupakan lapangan migas terletak di Kalimantan dengan menghitungparameter keekonomian seperti Gross Revenue, NPV, IRR dan POT sertalebih memperhatikan pendapatan pihak kontraktor untuk membandingkanhasil akhir dari masing-masing skenario dan menentukan skenariopengembangan mana yang paling baik dan memberikan keuntungan jikadilaksanakan.Pengembangan lapangan MP memberikan 3 skenario berbeda,dimana Skenario I merupakan base case: produksi sumur eksisting,Skenario II: skenario I + 16 Work over sumur, Skenario III: skenario II + 3sumur infill. Dari analisa keekonomian memberikan hasil bahwa skenarioIII menjadi skenario dengan nilai NPV kontraktor paling besar, yaitu senilai35.797 MUSD, diantara 3 skenario lainnya. Prediksi kumulatif produksiminyak dari tahun 2022-2037 adalah 14.127.214 BBL dengan grossrevenue-nya sebesar 918.269 MUSD. Contractor take sebesar 445.180MUSD dengan cost recovery sebesar 367.517 MUSD. Nilai indikatorkeekonomian lain yaitu IRR sebesar 37% yang mana lebih besar dariMARR yang ditetapkan perusahaan yaitu 15%, dengan periode POT selama2 tahun. Sehingga dari hasil ini penulis memilih skenario III sebagaiskenario yang paling baik dan menguntungkan untuk pengembanganlapangan MP

E Economic calculation is an important thing and top priority whenrunning an oil and gas project. Calculation of economic parameters inproduction sharing contract determines if the project feasible or not, forboth sides which are contractor and government. Production SharingContract used in Deta Field right now is Cost Recovery which is regulatedin Law No. 22 of 2001 concerning Oil and Gas, which the contract signedin 2005 with 30 years of period. Cost recovery is the payback of contactor’scosts used for the successful field development by government. Thisresearch aims to determine which field development scenario has the mostprofit between four scenarios given involving workover and infill well.Therefore this research uses some data from Deta Field which is oil and gasfield located in Sumatera by calculating the economic parameters such asGross Revenue, NPV, IRR, POT and pay more attention on contractor’stake to compare the final results from each scenarios and determine whichdevelopment scenario is the best and provide benefits both for contractorand government if implemented.MP field development gives 3 different scenarios which Scenario I asbase case consists of: Production from existing wells, Scenario II consistsof: Scenario I + Workover on 16 wells, Scenario III consists of: Scenario II+ Drilling on 3 Injection wells. The result from economic analysis pointsout that Contractor’s NPV from Scenario III has the biggest value between3 different scenarios given, which value is 35.797 MUSD. Oil cumulativeproduction prediction is 14.127.214 BOPD from 2022-2037 and the grossrevenue is 918.269 MUSD. The contractor’s take is 445.180 MUSD and thecost recovery is 367.517 MUSD. Other economic indicators are IRR valueis 38,57% which is better than company’s MARR, which value is 15%, andPOT period is 2 years long. From all of this results, writer choose scenarioIII as the best and most feasible for MP field development

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?