P Pengembangan lapangan adalah kegiatan untuk menyusun rancang bangundan skenario untuk mengembangkan dan memproduksi cadangan minyak dan gasbumi dari lapangan tersebut dengan mempertimbangkan aspek teknologi,keekonomian, kualitas, hukum dan peraturan perundang-undangan serta aspekKesehatan, Keselamatan Kerja dan Lindungan Lingkungan (K3LL).Pengembangan dapat dilakukan pada suatu lapangan yang baru ditemukan dengancadangan migas dengan volume yang komersial dan akan dikembangkan dapat jugadilakukan pada lapangan yang telah diproduksikan. Pada studi ini, akan dibahasmengenai bagaimana pengerjaan pengembangan lapangan S yang menggunakanmetode Production Sharing Contract (PSC).Lapangan S pertama kali ditemukan pada tahun 1922. Lapangan S berlokasidi salah satu kota di provinsi Kalimantan Timur. Original Oil in Place (OOIP)lapangan S adalah 77,59 MMSTB dan Original Gas in Place (OGIP) adalah 53,22BSCF. Kumulatif produksi minyak sampai Desember 2016 (Np) 3,28 MMSTB dankumulatif produksi gas bumi sebesar 19,8 BSCF. Dari hal ini disimpulkan bahwacadangan lapangan S masih cukup banyak, sehingga perlu dilakukan upayapengembangan lapangan.Berdasarkan studi yang telah dilakukan sebelumnya oleh PT. Pertamina EP,pengembangan lapangan S dibedakan menjadi dua bagian, subsurface dan surface.Pengembangan pada bagian subsurface dengan tiga cara,yaitu dengan tidakmelakukan kegiatan apapun (base case), pengembangan dengan pekerjaan sumurworkover sebanyak 24 sumur, serta pekerjaan workover sebanyak 24 sumur danpenambahan sumur infill sebanyak 31 sumur. Data produksi dari studi tersebutdigunakan sebagai input dalam perhitungan ini. Pengembangan pada bagian surfacediasumsikan akan dibangun kilang baru untuk mengolah penambahan produksiminyak dari skenario subsurface. Selain pembangunan kilang baru, pengirimanminyak ke kilang menggunakan tiga opsi yaitu pertama dengan opsi pengirimanlifting minyak hasil produksi dengan trucking sejauh 50 km ke kota Sanggata, yangkedua dengan trunkline sejauh 42 km ke kota Anggana dengan diameter pipa 8",dan yang ketiga dengan trunkline sejauh 30 km Sanggata dengan diameter pipa 16".Tujuan studi ini adalah akan mencari opsi mana dari subsurface maupunsurface yang paling menguntungkan bagi kontraktor dengan perhitungan modelProduction Sharing Contract (PSC) Cost Recovery. Pada perhitungan inimenggunakan asumsi harga minyak 64,63 US$/bbl, biaya workover adalah 122MUS$ per sumur, biaya sumur infill berkisar 3.000MUS$. Biaya pembangunan kilang sebesar 6.000MUS$, sedangkan pemasangan pipa seharga 6.150MUS$sejauh 42km ke Anggana dan 3.900MUS$ sejauh 30 km ke Sanggata.Dari keseluruhan skenario subsurface dan surface dianalisa keekonomianberdasarkan Production Sharing Contract (PSC). Masing-masing skenarioditentukan Contactor Take, Government Take, IRR Contractor , NPV Contractor ,Contractor Pay out time (POT) dan dibandingkan satu dengan yang lainnya. Hasilanalisis keekonomian menunjukkan skenario 2B (workover sebanyak 24 sumur danpenambahan sumur infill sebanyak 31 sumur, serta dengan penyaluran lifting darihasil produksi menggunakan flowline sejauh 42 km ke Anggana) merupakanskenario yang paling baik bagi kontraktor. Pada Skenario ini dengan biaya investasisebesar 161.126 MUS$ akan diperoleh Contractor Cash Flow sebesar 87.003MUS$, Net Present Value Contractor (NPV) sebesar 33.746 MUS$, Pay out time(POT) diperkirakan sekitar 4,34 tahun, dan nilai Internal Rate of Return (IRR)24,6%. Selanjutnya dianalisis sensitivitas penerimaan kontraktor dengan empatparameter yaitu harga minyak, biaya operasi, besar produksi minyak, dan yangterakhir adalah biaya capital cost. Besaran sensitivitas pada parameter ini berkisardari 60% - 140%. Dari analisis ini dapat disimpulkan bahwa parameter yang palingberpengaruh terhadap nilai penerimaan kontraktor adalah besar produksi dan hargaminyak.