Analisis keekonomian perbandingan skenario penambahan sumur infill dan workover pada lapangan DHS mengggunakan metode PSC Cost Recovery
T ugas akhir dengan judul “Analisis Keekonomian Perbandingan Skenario Penambahan Sumur Infill dan Workover Pada Lapangan DHS Dengan Menggunakan Metode PSC Cost Recovery†berikut dalam rangka menganalisa perbandingan skenario dalam keekonomian suatu Lapangan Migas dengan menggunakan metode PSC Cost Recovery.Di Indonesia,dikenal production sharingcontract sebagai konsep bagi hasil penambangan migas.Bagi hasil antara pemerintah dan perusahaan kontraktor kerja sama migas dilakukan setelahdikurangi cost recovery.Cost recovery menjadi bagian yang tidak dapat terpisahkandari kontrak kerjasama investasi di hulu minyak dan gas bumi.Negara harus bisamengelola cost recovery secara professional agar berakibat baik bagi negara dan kontraktor migas.Maksud dan tujuan dari penulisan tugas akhir ini adalah untuk membandingkan skenario pengembangan pada lapangan migas untuk mengetahui skenario mana yang paling ekonomis dan layak untuk dikembangkan.Analisa yang dilakukan adalah dengan membandingkan 3 skenario pengembangan lapangan yang akan digunakan. Analisa yang dilakukan adalah dengan membandingkan 3 skenario pengembangan lapangan yang akan digunakan.Pengembangan lapanganDHS memberikan 3 skenario berbeda,dimana skenario 1: 5 Infill + 3 workover,Skenario II : Skenario I + 3 Infill dan Skenario III : Skenario II+2 Infill+2 workover.Hasil dari analisa keekonomian memberikan hasil bahwa skenario III menjadi skenario dengan nilai NPV kontraktor paling besar, yaitu senilai 5,442 MUSD dibandingkan 3 skenario lainnya.Prediksi kumulatif produksi minyak 2,185 MBBLdari tahun 2021-2035 adalah dengan gross revenue-nya 131,144 MUSD. Nilai indikator keekonomian lain yaitu IRR 26.21% dimana lebih besar dari MARR yang ditetapkan perusahaan yaitu 15% dengan periode POT 4.30 tahun. Selain itu, padatugas akhir ini juga melakukan analisa sensitivitas untuk mengetahui kesensitivitasan parameter keekonomian dalam mempengaruhi besar kecilnya nilai NPV dan IRR pada suatu proyek.Sehingga dari hasil ini penulis memilih skenario III sebagai skenario paling baik dan menguntungkan untuk pengembangan lapangan DHS
T he final project with the title "Comparisonal Economic Analysis Of InfillAnd Workover Addition Scenario At DHS Field Using PSC Cost Recovery Method" follows in order to analyze the scenario comparison in the economics of an Oiland Gas Field using the PSC Cost Recovery method. production sharing contractas a concept for oil and gas mining profit sharing. Profit sharing between thegovernment and oil and gas cooperation contractor companies is carried out afterdeducting cost recovery. Cost recovery is an inseparable part of investmentcooperation contracts in upstream oil and gas. The state must be able to managecosts recovery in a professional manner in order to have good results for the stateand oil and gas contractors. The purpose and objective of writing this final projectis to compare development scenarios in the oil and gas field to find out whichscenario is the most economical and feasible to develop. The action is to comparethe 3 field development scenarios that will be used. The analysis carried out is tocompare the 3 field development scenarios that will be used. The DHS fielddevelopment provides 3 different scenarios, in which scenario 1: 5 Infill + 3workovers, Scenario II: Scenario I+3 Infill and Scenario III: Scenario II+2 Infilland 2 workovers. The results of the economic analysis show that scenario III is thescenario with the largest contractor NPV value, which is 5,442 MUSD comparedto the other 3 scenarios. The cumulative prediction of oil production of 2,185 MBBLfrom 2021-2035 is with a gross revenue of 131.144 MUSD. Another economicindicator value is IRR 26.21%, which is greater than the MARR set by the company,which is 15% with a POT period of 4.30 years. In addition, this final project alsoconducts sensitivity analysis to determine the sensitivity of economic parameters ininfluencing the size of the NPV and IRR values in a project.