Analisa perhitungan keekonomian perbandingan PSC cost recovery skenario pengembangan lapangan Deta dengan metode penambahan sumur infilll dan workover

DETAIL KOLEKSI

Analisa perhitungan keekonomian perbandingan PSC cost recovery skenario pengembangan lapangan Deta dengan metode penambahan sumur infilll dan workover

0.0

Oleh : Dea Paramitha Tantra

Info Katalog

Nomor Panggil : 1412/TP/2022

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2022

Pembimbing 1 : Bayu Satiyawira

Pembimbing 2 : Andry Prima

Subyek : Depreciation allowances

Kata Kunci : field development scenario, production sharing contract, cost recovery, gross revenue, NPV, IRRr

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2022_TA_STP_071001800031_Halaman-judul.pdf	12
2.	2022_TA_STP_071001800031_Pengesahan.pdf	4
3.	2022_TA_STP_071001800031_Bab-1_Pendahuluan.pdf	4
4.	2022_TA_STP_071001800031_Bab-2_Tinjauan-literatur.pdf	15
5.	2022_TA_STP_071001800031_Bab-3_Kerangka-konsep.pdf	18
6.	2022_TA_STP_071001800031_Bab-4_Metode.pdf	54
7.	2022_TA_STP_071001800031_Bab-5_Kesimpulan.pdf	6
8.	2022_TA_STP_071001800031_Daftar-pustaka.pdf	2
9.	2022_TA_STP_071001800031_Lampiran.pdf	93

Abstrak
Abstract

P Perhitungan keekonomian merupakan hal yang utama dan penting dalammenjalankan suatu proyek migas. Hasil analisa parameter keekonomian pada KKSini yang menentukan apakah suatu proyek menguntungkan atau merugikan bagikedua pihak, baik kontraktor dan juga pemerintah. KKS yang digunakan padaLapangan Deta saat ini adalah Cost Recovery yang diatur dalam UU No.22 Tahun2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, dimana kontrak ditanda-tangani tahun 2005dengan panjang kontrak selama 30 tahun. Cost recovery merupakan pengembalianbiaya kontraktor 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 pemboran sumurinfill. Oleh karena itu analisa ini menggunakan data Lapangan Deta yangmerupakan lapangan migas terletak di Sumatera dengan menghitung parameterkeekonomian seperti Gross Revenue, NPV, IRR dan POT serta lebihmemperhatikan pendapatan pihak kontraktor untuk membandingkan hasil akhirdari masing-masing skenario dan menentukan skenario pengembangan mana yangpaling baik dan memberikan keuntungan jika dilaksanakan.Pengembangan lapangan Deta memberikan 4 skenario berbeda, dimanaSkenario I merupakan base case: produksi sumur eksisting + workover 3 sumureksisting, Skenario II: skenario I + pemboran 18 sumur infill baru, Skenario III:skenario II + 13 sumur di workover dan Skenario IV: skenario III + pemboran 5sumur baru untuk injeksi + 1 sumur di convert menjadi sumur injeksi. Dari analisakeekonomian memberikan hasil bahwa skenario IV menjadi skenario dengan nilaiNPV kontraktor paling besar, yaitu senilai 53.118 MUSD, diantara 4 skenariolainnya. Prediksi kumulatif produksi minyak dari tahun 2021-2035 adalah9.377.453 barrel dengan gross revenue-nya sebesar 557.889 MUSD. Contractortake sebesar 135.612 MUSD dengan cost recovery sebesar 218.859 MUSD. Nilaiindikator keekonomian lain yaitu IRR sebesar 38,57% yang mana lebih besar dariMARR yang ditetapkan perusahaan yaitu 10%, dengan periode POT selama 3,95tahun. Sehingga dari hasil ini penulis memilih skenario IV sebagai skenario yangpaling baik dan menguntungkan untuk pengembangan lapangan Deta.

E Economic calculation is an important thing and top priority when running anoil and gas project. Calculation of economic parameters in production sharingcontract determines if the project feasible or not, for both sides which arecontractor and government. Production Sharing Contract used in Deta Field rightnow is Cost Recovery which is regulated in Law No. 22 of 2001 concerning Oil andGas, which the contract signed in 2005 with 30 years of period. Cost recovery isthe payback of contactorâ€™s costs used for the successful field development bygovernment. This research aims to determine which field development scenario hasthe most profit between four scenarios given involving workover and infill well.Therefore this research uses some data from Deta Field which is oil and gas fieldlocated in Sumatera by calculating the economic parameters such as GrossRevenue, NPV, IRR, POT and pay more attention on contractorâ€™s take to comparethe final results from each scenarios and determine which development scenario isthe best and provide benefits both for contractor and government if implemented.Deta field development gives 4 different scenarios which Scenario I as basecase consists of: Production from existing wells + Workover on 3 existing wells,Scenario II consists of: Scenario I + Drilling on 18 infill wells, Scenario III consistsof: Scenario II + Workover on 13 wells and the last scenario IV consists of:Scenario III + Drilling on 5 injection wells + Convert 1 well to injection well. Theresult from economic analysis points out that Contractorâ€™s NPV from Scenario IVhas the biggest value between 4 different scenarios given, which value is 53.118MUSD. Oil cumulative production prediction is 9.377.453 barrel from 2021-2035and the gross revenue is 557.889 MUSD. The contractorâ€™s take is 135.612 MUSDand the cost recovery is 218.859 MUSD. Other economic indicators are IRR valueis 38,57% which is better than companyâ€™s MARR, which value is 10%, and POTperiod is 3,95 years long. From all of this results, writer choose scenario IV as thebest and most feasible for Deta field development.