DETAIL KOLEKSI

Analisis keekonomian dan penentuan skenario pengembangan lapangan S skema production sharing contract (PSC)


Oleh : Budi Setiawan

Info Katalog

Nomor Panggil : 980/TP/2018

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Mulia Ginting

Pembimbing 2 : Prayang S.

Subyek : Production - Oil;Oil technic - Research

Kata Kunci : PSC, skenario, surface, subsurface


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2018_TA_TM_071001400178_Halaman-judul.pdf 1557.07
2. 2018_TA_TM_071001400178_Bab-1.pdf 573.65
3. 2018_TA_TM_071001400178_Bab-2.pdf 1550.95
4. 2018_TA_TM_071001400178_Bab-3.pdf 981.5
5. 2018_TA_TM_071001400178_Bab-4.pdf 1158.96
6. 2018_TA_TM_071001400178_Bab-5.pdf 562.21
7. 2018_TA_TM_071001400178_Daftar-pustaka.pdf 560.45
8. 2018_TA_TM_071001400178_Lampiran.pdf 3724.77

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.

F Field development is an activity to arrange designs and scenarios to developand produce oil and gas reserves from the field by considering technology, economics,quality, law and regulations aspects and aspects of Health, Safety and EnvironmentalProtection (HSEP). Development can be carried out on a field that hasjust been found with oil and gas reserves with commercial volumes and will bedeveloped can also be carried out on fields that have been produced. In this study,will be discussed how to develop S field using Production Sharing Contract (PSC)method.Field S was first discovered in 1922. Field S is located in one of the citiesin the province of East Kalimantan. The Original Oil in Place (OOIP) S field is77,59 MMSTB and the Original Gas in Place (OGIP) is 53,22 BSCF. Cumulativeoil production until December 2016 (Np) 3,28 MMSTB and cumulative natural gasproduction of 19,8 BSCF. From this point, it was concluded that the S field reservewas still quite a lot, so it was necessary to do field development efforts.Development of the surface is assumed to be construting a new refinery toprocess the addition of oil production from the subsurface scenario. In addition tothe construction of new refinery, oil shipments to the refinery using three options,namely first with the option of shipping lifting oil from the production with truckingas far as 50 km to Sanggata city, second with a trunkline as far as 42 km to Angganacity with a pipe diameter of 8", and the third with trunkline as far as 30 km Sanggatawith a pipe diameter of 16".The purpose of this study is to find out which option from the subsurface and surfaceare the most beneficial for contractors with the calculation of Cost RecoveryContract Production Sharing (PSC) model. In this calculation using the assumptionof an oil price of 64,63 US $/bbl, the workover cost was 122 MUS$ per well, theinfill well cost was around 3000MUS$. The construction cost of the refinery is6.000MUS$, while the installation of the pipe cost 6.150MUS$ as far as 42km toAnggana and 3.900 MUS$ as far as 30 km to Sanggata.Based on previous studies conducted by PT. Pertamina EP, the developmentof S field is divided into two parts, subsurface and surface. The development in thesubsurface section was carried out in three ways, namely without conducting anyactivities(base case), developing with reconstructed of 24 workover wells, as wellas doing workover for about 24 wells and adding 31 wells of infill well. Productiondata from the study is used as input in this calculation.From all subsurface and surface scenarios, the economy is analyzed basedon the Production Sharing Contract (PSC). Each scenario is determined by ContactorTake, Government Take, IRR Contractor, NPV Contractor, Contractor Payout time (POT) and being compared one to another. Result of economic analysisshows that the 2B scenario (workover of 24 wells and the addition of infill well of31 wells, as well as the distribution of lifting from the production using flowline asfar as 42 km to Anggana) is the best scenario for the contractor. In this Scenariothe investment cost of 161.126 MUS$ will be obtained by the Contractor Cash Flowamount of 87.003 MUS$, Net Present Value Contractor (NPV) amount of 33.746MUS$, Pay out time (POT) estimated about 4,34 years, and Internal Rate of Return( IRR) value of 24,6%. Furthermore, analyzed the sensitivity of the acceptance ofthe contractor with four parameters, namely oil prices, operating costs, amount ofoil production, and the last is capital cost. The magnitude of the sensitivity in thisparameter ranges from 60% - 140%.From this analysis it can be concluded that the most influence parameter to thevalue of contractor acceptance is the amount of production and oil prices

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?