Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia

Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional IATMI 2009 Bandung, 2-5 Desember 2009

Makalah Profesional _____________________________________________________________________________________________

IATMI 09 – 038 Optimasi Produksi Gas Pada Pengembangan Lapangan Gas Bumi Dengan Pendekatan Analisis Biaya Marginal Oleh Suprapto Soemardan(1), Arsegianto(2), Widodo W. Purwanto(3) ABSTRAK Cadangan gas Indonesia terhadap cadangan gas dunia yang hanya sekitar 1.4%, lokasi lapangan yang remote dan adanya kandungan pengotor yang tinggi khususnya H2S dan CO2, menyebabkan tingginya biaya pengembangan lapangan yang berakibat kurang menariknya keekonomian pengembangan lapangan, namun di satu sisi meningkatnya permintaan gas, maka optimasi pengembangan lapangan gas menjadi factor penting yang harus dilaksanakan. Suatu model perencanaan pengembangan lapangan gas yang mengintegrasikan hasil simulasi model reservoir engineering ke dalam model ekonomiproduksi melalui pendekatan analisis biaya marginal dikembangkan dalam penelitian ini sebagai cara untuk menentukan kapasitas produksi optimum dan profit maksimum. Model ini merupakan model engineering-economic yang didasarkan atas pendekatan total cost function pada perencanaan pengembangan lapangan gas dari sumur hingga ke titik akhir konsumen. Total cost function yang merupakan fungsi Capex,Opex,lama produksi, kapasitas produksi, tekanan reservoir dan tekanan sistem; merupakan fungsi utama dari model.

1. Mhs. S3 Dept. Tek. Kim UI & PT Pertamina Gas, 2. Dosen Perminyakan ITB, 3. Guru Besar Dept Tek.Kim-UI.

Dari fungsi total cost function, diturunkan menjadi marginal cost function, average cost function, total revenue function, marginal revenue function dan profit function yang kesemuanya akan menghasilkan biaya produksi gas, kapasitas produksi optimum dan profit maksimum suatu lapangan gas. Harga gas menjadi variable exogen untuk penentuan berapa besar profit yang bisa diperoleh. Model ini dicoba diaplikasikan untuk perencanaan pengembangan kelompok lapangan gas area Matindok di Sulawesi Tengah untuk memasok gas ke konsumen. Hasil analisis model ini memperlihatkan bahwa persamaan Total Cost function dari model dapat dikatakan sangat baik (R2=0,999), sehingga persamaan marginal cost, average cost, total revenue dan marginal revenue sebagai turunan dari persamaan total cost dapat digunakan untuk penentuan laju produksi optimum dan profit maksimum. Hasil analisis model memperlihatkan bahwa metode pendekatan biaya marginal sangat mungkin dapat diaplikasikan dalam memperkirakan tingkat produksi minimum, optimum dan perencanaan profit maksimum dari lapangan gas atau kelompok lapangan gas.

1.

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang Dengan semakin sulit ditemukannya lapangan gas berskala besar dan di satu sisi volume permintaan gas semakin meningkat, maka lapangan gas berskala kecil, remote dan marginal saat ini harus dapat dikembangkan untuk memenuhi kebutuhan konsumen. Keadaan demikian akan memaksa para perencana sistem energi dan para kontraktor

Gas production optimization for gas field development using marginal cost analysis approach

1

eksplorasi-produksi migas harus melakukan perencanaan yang lebih strategik dan efisien. Cadangan gas (proven) Indonesia terhadap cadangan gas dunia pada posisi 2008 hanya 10 menempati 1.4% dari cadangan gas dunia . Data Ditjen Migas 2008 juga memperlihatkan cadangan gas nasional dalam 10 tahun terakhir dalam posisi 5 yang stagnant walau tidak menunjukkan penurunan (Gambar-1). Selain itu beberapa temuan cadangan gas Indonesia belakangan ini sulit diproduksikan secara ekonomis (marginal), disebabkan antara lain: skala temuan cadangan relatif kecil, gas mengandung asam yang cukup tinggi (H2S dan CO2), lapangan berada di area dengan topografi jelek dan bahkan jauh dari pusat industri / demand12. Di sisi lain utilisasi gas secara nasional menunjukkan kecendrungan perubahan dari orientasi ekspor ke orientasi domestik5 seperti ditunjukkan pada Gambar-2. Untuk itu perencanaan pengembangan lapangan gas harus sejalan dengan strategi pengembangan untuk tujuan efisiensi. Upaya untuk dapat mengembangkan lapanganlapangan gas dengan kondisi yang kurang menarik (cadangan marginal) yaitu dengan mengefisienkan penggunaan biaya dalam pengembangan dan pengoperasian lapangan tersebut untuk tujuan maksimalisasi profit dengan cara berproduksi pada titik optimumnya. Beberapa masalah yang dapat dirumuskan dalam penelitian ini adalah: a. Selama ini penentuan alokasi besarnya volume gas yang diproduksikan dengan aman dari suatu lapangan gas selalu didasarkan atas kemampuan reservoirnya dimana interval produksi tersebut merupakan batasan minimum dan maksimum produksi9, namun tidak ada penekanan untuk mencapai target keuntungan maksimum secara total pada jangka panjang (longrun profit). b. Seringkali gas producer memacu laju produksi gas ke level laju produksi maksimumnya (pada AOFP maksimum) untuk mengejar volume penjualan yang tinggi secara sesaat dengan mengabaikan prinsip optimasi secara total dan aman dalam jangka panjang. c. Selama ini negosiasi harga oleh produsen gas dengan konsumen (calon pembeli) tidak pernah dikaitkan dengan volume gas harian dan lama tahun penjualan, padahal antara harga gas dan produksi mempunyai keterkaitan korelasi dalam konteks optimasi produksi / maksimalisasi profit. Beberapa penelitian telah dilakukan untuk mendapatkan optimasi produksi gas dengan berbagai macam metode. Selot14 mengembangkan suatu model jaringan alokasi produksi yang dapat dilihat sebagai model kontraktual dan dimasukkan dalam suatu model infrastruktur yang digabungkan Gas production optimization for gas field development using marginal cost analysis approach

ke dalam hubungan non-linear pressure-flowrate untuk sumur, pipeline, dan model fasilitas. Gambaran model diinspirasi oleh System Produksi Gas Sarawak (SGPS) di Malaysia Timur dan sekaligus dijadikan sebagai studi kasus penelitiannya. Suatu model optimasi dengan melakukan generalisasi teori ekonomi tradisional pada sistem produksi sumber daya yang dikembangkan dan digunakan pada sumur-sumur gas alam di Texas Barat dikembangkan oleh Chermak4 yang mengintegrasikan model-model reservoir engineering ke dalam model ekonomi terhadap pola produksi pada sumur gas. Chermak telah melakukan penelitian pada reservoir pasir (tight gas sand reservoir) terkait bagaimana menurunkan marginal cost dari sumur gas dengan melakukan pengaturan pola produksi berdasarkan tekanan reservoir yang sedang berjalan pada suatu titik waktu produksi dengan menggunakan model. Farsi6 melakukan penelitian tentang efisiensi biaya di sektor distribusi gas Swiss dengan menggunakan model econometric yang didasarkan atas pendekatan total cost function pada sistem distribusi gas hingga ke titik akhir konsumen. Model yang dikembangkan oleh Vladingerbroek17 disebut sebagai Hydrocarbon Field Planning Tools (HFPT) ditujukan untuk pekerjaan forecasting produksi secara rigorous yang terintegrasi dari subsurface dan surface dalam jangka menengah dan panjang, merupakan model alokasi produksi berdasarkan pengembangan dari model-model yang telah ada sebelumnya yang telah digunakan oleh SPDC (Shell Production Development Company), (digunakan untuk reporting cadangan tahunan dan untuk siklus perencanaan bisnis), Stranded Asset Model (multi-phase flow dari flow stations tanpa fasilitas Acid Gas Removal ke Central Processing Facilities), LNG supply model, Western Domestic Gas Model (sistem produksi yang terintegrasi dengan multiple gas fields yang memasok Western Africa Gas Pipeline), Eastern Domestic Gas Model (sistem produksi yang terintegrasi dengan customer lokal), dan Forcados-Yokri model (model optimisasi gas lift yang digunakan pada lapangan minyak terbesar milik SPDC).

1.2. Tujuan Penelitian Penelitian ini mempunyai tujuan untuk mendapatkan metode yang dapat digunakan dalam perencanaan sistem pengembangan lapangan gas baik satu lapangan atau multi lapangan dengan menggunakan model ekonomi-produksi melalui pendekatan analisis biaya marginal, yang dapat digunakan untuk: a. Menentukan perkiraan biaya produksi gas, volume produksi minimum & optimum lapangan dan profit maximum serta kisaran perencanaan

2

harga jual gas yang berkorelasi terhadap volume produksi dan lamanya waktu penyediaan. b. Menentukan strategi pengembangan lapangan yang paling efisien baik satu lapangan maupun multi lapangan. c. Menentukan alokasi produksi gas pada masingmasing lapangan gas pada sistem multi fields dalam rangka penyediaan gas bersama ke konsumen.

1.3. Batasan Penelitian & Aspek Novelty Dalam penelitian ini, peneliti menggunakan hasil evaluasi subsurface engineering (GGR) dan berbagai skenario gas deliverability sebagai batasan engineering serta menggunakan berbagai macam strategi pengembangan lapangan dan variabel harga gas untuk menghasilkan formula matematis empiris di dalam model. Batasan pada penelitian ini adalah: -

Pembuatan metode baru melalui model hybrid engineering-economics dari suatu sistem produksi gas untuk menentukan maksimalisasi profit dan optimasi produksi gas dalam perencanaan pengembangan lapangan gas (single atau multi fields) berdasarkan pendekatan analisis biaya marginal.

-

Menggunakan keluaran (output) dari technical model yang berhubungan dengan bidang G&G dan petroleum engineering berupa output dari model simulasi reservoir engineering dan model fasilitas produksi sebagai input untuk penyelesaian model ekonomi-produksi.

-

Mengaplikasikan model terhadap perencanaan sistem pengembangan lapangan gas multi fields di area Matindok Sulawesi Tengah yang terdiri atas 4 lapangan gas yang akan memasok gas ke calon pembeli.

Hal yang menjadi keterbaruan penelitian ini (novelty aspect) adalah bahwa model yang dibuat merupakan hybrid model untuk optimasi produksi yang mengintegrasikan output dari model subsurface engineering dan surface engineering ke dalam model ekonomi produksi melalui pendekatan analisis biaya marginal pada perencanaan sistem pengembangan lapangan gas.

2.

KONSEP OPTIMASI PRODUKSI DENGAN PENDEKATAN ANALISIS BIAYA MARGINAL

2.1 Aplikasi Optimasi Produksi Pada Pengembangan Lapangan Gas Pengertian produksi gas yang optimum adalah bilamana total cost yang ditanamkan untuk memproduksikan gas dari suatu sistem produksi (lapangan gas) menghasilkan maksimum profit. Gas production optimization for gas field development using marginal cost analysis approach

Maka pada volume produksi gas tertentu yang menghasilkan profit maksimum tersebut dikatakan sebagai titik dimana tingkat produksi dari sistem produksi berada pada titik optimumnya. Pada tahap penemuan lapangan, terdapat investasi yang ditanam untuk kegiatan penemuan (eksplorasi) dan pembangunan fasilitas produksi, demikian juga pada tingkat volume produksi mendekati kemampuan reservoir maksimumnya juga akan banyak mengeluarkan investasi terutama untuk pembelian kompresor untuk mempertahankan tekanan sistem, semakin tingginya air yang terproduksi yang akan meningkatkan investasi dan operasi untuk biaya pemisahan air dan biaya pengelolaan lingkungan, semakin tingginya kemampuan kapasitas fasilitas produksi yang akan mempermahal investasi dan sebagainya. Secara prinsip pada tingkat produksi gas yang berada diantara terendah dan tertinggi akan diperoleh volume produksi gas yang akan mengeluarkan penambahan biaya investasi dan operasi lebih rendah dibandingkan pada tingkat volume produksi terendah dan tertinggi. Pada volume produksi demikian, dikatakan berada pada tingkat optimumnya dimana akan menghasilkan profit maksimum. Dalam sektor “public good”, faktor yang menjadi konstrain utama dalam melakukan analisis investasi adalah factor pasar1,15 yang menyangkut daya beli dan kapasitas daya serap oleh masyarakat sebagai konsumennya. Dalam bisnis hulu migas, konstrain utamanya adalah selain kemampuan daya beli konsumen, keterbatasan cadangan gas dalam reservoir menjadi konstrain utama. Analisis perlu diarahkan pada skenario gas deliverability dan strategi pengembangan lapangan dalam hal mana hal ini akan berhubungan langsung dengan total cost function (TC).

2.1.1

Fixed Cost (FC), Variable Cost (VC) & Total Cost (TC)

Biaya kapital (Capital Cost) dipengaruhi oleh dua fungsi biaya yang terdiri dari Biaya Tetap (Fixed Cost) dan Biaya Tidak Tetap (Variable Cost)3. Biaya Tetap (fixed cost) dalam kegiatan upstream Oil & Gas adalah biaya-biaya yang dikeluarkan pada saat pencarian migas yang mencakup survey awal, seismik (akuisisi & processing) dan pemboran sumur eksplorasi yang tidak tergantung terhadap besarnya kapasitas produksi. Sedangkan Variable Cost merupakan biaya yang terkait langsung terhadap besarnya kapasitas produksi yang direncanakan, meliputi biaya untuk pemboran sumur pengembangan, konstruksi dan instalasi fasilitas produksi (production facility) termasuk fasilitas transportasi gas. TC = FC + VC

(2.1)

3

Biaya Produksi (Production Cost) berupa Operating Cost, Labor Cost dan Overhead cost dalam kegiatan upstream Oil & Gas umumnya dinyatakan dalam $/produksi. Setiap perusahaan akan mempunyai Labor & Overhead Cost yang berbeda tergantung atas kondisi perusahaan masing-masing. Dengan demikian Total Cost (TC) merupakan penjumlahan Fixed Cost (FC) dan Variable Cost (VC), Total Cost (TC) merupakan fungsi kuantitas produk gas (Qgas) yang dapat dikirim ke konsumen. Bila konsumen memerlukan kuantitas produksi gas sebesar Q1 (MMSCFD) selama waktu plateau (TP) yang dinyatakan dalam tahun, maka biaya total (Total Cost) yang diperlukan untuk kondisi Q1 dan TP1 adalah Total Cost pada Q1 dan TP1 (atau disimbolkan dengan TC1,1). Secara matematis dapat dituliskan dengan:

TC1,1 = f (Q1 , TP1 )

(2.2)

Bila permintaan konsumen atas kuantitas produksi adalah Q2 dimana Q2 > Q1, dan waktu plateau yang diminta tetap selama TP1, maka kondisi tersebut dapat disimbolkan dengan: TC 2,1 = f (Q2 , TP1 )

(2.2)

Bila permintaan konsumen atas kuantitas produksi adalah Qn (MMSCFD) dan waktu delivery yang diminta TP adalah t tahun, maka kondisi tersebut dapat disimbolkan dengan: TC n,t = f (Qn , TPt )

(2.3)

Pada Q yang lebih rendah, secara umum akan mendapatkan biaya rata-rata (Average Cost) = TC/Q yang tinggi karena pada Q=0 telah mempunyai Fixed Cost (FC) yang berupa biaya penemuan cadangan yang meliputi land acquisition & preparation, seismik (G&G) dan pemboran eksplorasi. Pada Q1=Q rendah terdapat biaya minimum fasilitas produksi dan pipeline. Sehingga secara umum dikatakan bahwa pada Q=0 sampai Q=rendah diperlukan Total Cost (TC) yang tinggi untuk setiap satuan Q yang terjual. Pada volume produksi (Q) yang semakin besar, secara umum diperlukan Total Cost (TC) persatuan Q akan lebih kecil daripada pada kondisi Q rendah. Pada Q semakin tinggi akan diperlukan peningkatan Total Cost (TC) persatuan Q yang lebih rendah sehingga pada Q tertentu akan diperoleh peningkatan TC yang paling kecil, dimana pada titik Q tertentu akan didapatkan (dTC/dQ)=0. Dari persamaan umum TC=f(Q), dengan pendekatan analisis regressi, salah satu bentuk persamaan yang dapat dihipotesiskan untuk fungsi TC di atas adalah: TC = α + bQ + cQ 2 + dQ 3

(2.4)

dimana; TC adalah biaya total (total cost), faktor α, b, c dan d adalah konstanta polinomial, dan Q adalah kuantitas produk. Gas production optimization for gas field development using marginal cost analysis approach

Setiap skenario gas deliverability akan mempunyai plateau time (TP) yang berbeda, sehingga pada setiap TP akan mempunyai kurva total cost (TC) tersendiri (Gambar-3a & 3b). Dengan demikian pada setiap skenario gas deliverability akan mempunyai satu persamaan TC, sehingga bila ada 5 skenario gas deliverability yang mempunyai waktu plateau 10, 15, 20, 25 dan 30 tahun (misalnya), maka akan ada 5 persamaan TC untuk setiap TP10, TP15, TP20, TP25 dan TP30.

2.1.2

Average Cost dan Marginal Cost

Biaya rata-rata (Average Cost) merupakan suatu parameter penting dalam melihat besarnya biaya 1,15 untuk setiap satuan produk yang dihasilkan atau terjual. Biaya rata-rata (average cost) disimbolkan dengan AC merupakan total biaya dibagi Q (kuantitas) yang diproduksi, sehingga biaya rata-rata, AC dapat dituliskan secara matematis adalah:

TC (2.5) Q Biaya rata-rata (AC) menunjukkan satuan biaya tiap produk Q yang dihasilkan, dimana AC minimum merupakan biaya terendah pada Q tertentu. Pada AC terendah produksi yang dihasilkan jelas biaya terendah, namun belum tentu merupakan Q optimum. AC =

Biaya Marginal (Marginal Cost) yang disimbolkan dengan MC merupakan besarnya tambahan biaya total sebagai akibat ditambahnya satu unit produk Q yang dihasilkan1,15, sehingga biaya marginal, MC dapat dituliskan secara matematis adalah: MC

=

dTC dQ

(2.6)

Secara umum grafik MC akan memotong grafik AC di titik minimumnya1,15, sehingga pada perpotongan MC=AC merupakan produksi minimum yang dianjurkan (Qmin recommended). Pada Gambar-4, titik D merupakan titik dimana Q2 merupakan kuantitas minimum produk (Q2) yang menghabiskan biaya rata-rata yang paling minimum sebesar AC1. Secara matematik, dikatakan pada titik D berlaku syarat dAC/dQ = 0.

2.1.3

Total Revenue dan Marginal Revenue

Total Revenue (TR) merupakan total pendapatan yang diperoleh dari perkalian antara harga gas (P) dengan Q (kuantitas) yang diproduksi1,15. Total Revenue merupakan fungsi Q yang dapat dituliskan secara matematis dengan: TR = PxQ

(2.7)

Harga gas (P) umumnya (dalam US$/mmbtu) umumnya merupakan formula yang dikaitkan dengan

4

harga crude oil international atau kadang dikaitkan dengan harga crude oil di suatu negara tertentu tergantung kesepakatan antara pihak penjual gas dan pihak pembeli gas, sedangkan Q adalah jumlah produk gas yang dihasilkan dalam satuan mmbtu atau MSCF.

2.2 Pola Evaluasi Pengembangan Pada Satu atau Multi Lapangan Gas

Dalam sistem ekonomi produksi adanya penambahan produksi perlu dilihat efeknya terhadap penambahan revenue. Adanya penambahan produksi selayaknya menghasilkan penambahan revenue, namun pada suatu kondisi maksimum penambahan produksi akan mulai mempunyai pengaruh pengurangan revenue. Oleh sebab itu deferensiasi total revenue terhadap setiap kenaikan produksi yang diistilahkan sebagai Marginal Revenue (MR) merupakan parameter yang sangat penting dari suatu sistm produksi. Marginal revenue (MR) dapat ditulis secara matematis:

-

MR =

dTR dQ

(2.8)

Selanjutnya dari nilai TR dan MR dapat diplot terhadap Q, sehingga akan membentuk suatu kurva TR dan MR versus Q.

2.1.4

Profit Maksimum & Produksi Optimum

Profit ( π ) merupakan ukuran paling menentukan dalam suatu sistem produksi, dimana profit merupakan selisih antara Total Revenue (TR) dan Total Cost (TC) yang disimbolkan dengan ( π ), secara matematis dapat dituliskan:

π = TR − TC

(2.9)

Secara grafik dapat digambarkan hubungan antara Profit ( π ), Total Revenue (TR) dan Total Cost (TC) pada suatu sistem pasar monopoli diregulasi (regulated monopoly) seperti pada industri gas bumi seperti terlihat pada Gambar-5. Selanjutnya persamaan profit (pers-2.9) dapat diselesaikan sebagai berikut:

dπ dTR = dQ dQ

dTC , maka dQ dπ (2.10) = MR − MC dQ Secara matematis, Profit ( π ) akan berada pada maksimumnya bila d π /dQ=0, maka Profit ( π ) akan maksimum pada posisi dimana MR=MC, dan Q (produksi gas) yang terdapat pada titik dimana profit berada pada maksimumnya adalah Q optimum, sehingga pada titik dimana MC=MR terdapat dua output yaitu Profit ( π ) maksimum dan Produksi gas (Q) optimum pada harga gas sebesar P, sehingga kondisi berikut akan berlaku: −

π maksimum atau Q optimum @ MR= MC....(2.10a)


Pada pengembangan lapangan gas, penulis melakukan cara dalam penentuan produksi gas optimum (Q opt) melalui dua cara pendekatan yaitu: Evaluasi secara individu tiap lapangan Evaluasi secara total seluruh lapangan dan dianggap sebagai satu lapangan gas yang lebih besar.

2.2.1

Evaluasi Lapangan Secara Individu

Penentuan Q optimum melalui evaluasi secara individu tiap lapangan akan mendapatkan banyak fungsi marginal cost (MC) terhadap Q, seperti diperlihatkan melalui ilustrasi pada Gambar-6. Q optimum total merupakan penjumlahan Q optimum masing-masing lapangan sehingga dapat dituliskan: TotalQopt = ∑ Qopt = Q opt1 + Q opt 2 + ..... + Q opt n (2.11)

Profit ( π ) pada masing-masing lapangan dapat ditentukan dengan mengalikan selisih harga gas (P) dan marginal cost (MC) minimum dengan volume gas (Q) yang dikirim. Sedangkan keuntungan maksimum terjadi bila Q optimumnya. Pada gambar tersebut, profit pada Q tertentu dan pada lapangan tertentu diformulasikan dengan

π = ΔxQ sehingga untuk dituliskan:

masing

(2.12) lapangan

gas

dapat

π 1 = Δ 1 xQ ; π 2 = Δ 2 xQ ; π n = Δ n xQ ;

(2.13)

π max 1 = Δ 1 xQopt1 ; dan π max n = Δ n xQopt n

(2.14)

dan

∆= P1-MC min

(2.15)

∆1=P1-MC min1; ∆2=P1-MC min2; ∆3=P1-MC min3; maka Δ n = P1 − MC min n

(2.16)

dimana; ∆

= selisih antara harga gas dan marginal cost (MC) minimum

∆n

= ∆ pada lapangan ke-n

P1

= harga gas yang disepakati

MC min

= marginal cost minimum

π dan π max= keuntungan (profit) dan keuntungan maksimum;

π maxn

= keuntungan (profit) maksimum lapangan n;

5

2.2.2

Evaluasi Multi Lapangan Sebagai satu kesatuan lapangan

Penentuan Q optimum melalui evaluasi secara total lapangan akan mendapatkan satu fungsi Marginal Cost (MC) terhadap Q, seperti diperlihatkan melalui ilustrasi pada Gambar-7. Q optimum total merupakan satu Q optimum keseluruhan lapangan dengan menganggap bahwa keseluruhan lapangan seolah-olah satu lapangan saja. Keuntungan (profit) pada keseluruhan lapangan dapat ditentukan dengan mengalikan satu nilai selisih harga gas (P) dan marginal cost (MC) minimum keseluruhan dengan volume gas (Q) yang dikirim dan keuntungan maksimum terjadi bila Q yang dikirim adalah Q optimumnya. Dari gambar-7 dapat dituliskan

π = ∆all X Q; dan π max = ∆all X Qopttot

(2.17)

∆all = P1-MC min tot

(2.18)

dimana; MC min tot = marginal cost minimum keseluruhan (total)

2.3 Komponen biaya dalam pengembangan lapangan gas Komponen biaya dalam pengembangan lapangan gas meliputi biaya studi G&G, pemboran eksplorasi, biaya sumur pengembangan, biaya fasilitas produksi dan transportasi3,11. Biaya untuk meliputi: -

pemboran

sumur

-

Biaya fasilitas transportasi gas meliputi: -

-

-

biaya engineering untuk perencanaan fasilitas transportasi gas yaitu studi perencanaan plot plan untuk pipeline, Booster Station, Pump Station, design untuk pipeline system, studi material selection, studi Cost Estimate dsb, biaya pembebasan dan penyiapan lokasi untuk transportation (pipeline) dan lokasi Booster Station, biaya procurement material yang meliputi material pipeline, booster station, pipe protection, dsb, biaya konstruksi fasilitas transportasi meliputi konstruksi fondasi dan pipe rack, konstruksi untuk Booster Station, pompa, control room, sistem control, dsb, biaya inspeksi, test, commissioning, start up, dsb.

Biaya tetap (seismik & eksplorasi) untuk masingmasing lapangan gas, biaya variable terdapat pula inputan lain untuk model ekonomi-produksi yaitu biaya langsung terhadap produksi berupa biaya operasi, biaya labor dan biaya overhead. Umumnya data biaya langsung terhadap besarnya produksi dihitung secara keseluruhan oleh “producer” sebagai biaya produksi gas per-satuan produksi (misalnya 0.35 US$/MSCF). Dengan demikian secara spesifik Total Cost (TC) dapat dituliskan sebagai:

pengembangan

biaya engineering untuk perencanaan pemboran pengembangan yaitu studi GGRPD (Geology, Geophysics, Reservoir, Production & Drilling), biaya land acquisition & preparation, biaya material sumur dan material pemboran, biaya pemboran sumur termasuk biaya sewa rig, drilling crew, tenaga ahli pemboran (Company Man, Wellsite Geologist, Material Man, Well Test Engineer, Senior Reservoir Engineer dan Senior Geologist), biaya Drilling Service, biaya General Service, biaya well testing, dsb.

Biaya untuk fasilitas produksi meliputi: -

-

separator, pompa, kompresor, dehydration unit, acid removal, storage tank, control room, sistem process control, dsb, biaya inspeksi, test, commissioning, start up, dsb.

biaya engineering untuk perencanaan fasilitas produksi yaitu studi perencanaan plot plan untuk flowline dan Block Station, design proses dan peralatan, studi material selection, studi Cost Estimate dsb, biaya pembebasan dan penyiapan lokasi fasilitas produksi, biaya procurement material yang meliputi material proses, material perpipaan (piping), dsb, biaya konstruksi fasilitas produksi meliputi konstruksi fondasi plant, konstruksi plant untuk


TC = f ( FC + WC + PFC + JFC + PC )

(2.19)

Dimana; TC merepresentasikan Total Cost. FC adalah Fixed Cost (survey awal, seismik dan pemboran eksplorasi). WC adalah Well Cost yang terdiri dari biaya pemboran sumur pengembangan dan work over. PFC adalah biaya fasilitas produksi (biaya flowline, block station, pipeline, dehydration unit, acid removal, sulfur recovery unit, compressor, booster station, gas measuring unit, dsb). JFC adalah biaya fasilitas produksi atau transportasi yang dipakai bersama (joint facility) oleh lapangan yang terlibat. JFC dihitung berdasarkan pendekatan perbandingan total gas deliverability masingmasing lapangan yang menggunakan fasilitas bersama. PC adalah biaya produksi yang meliputi biaya operasi, biaya labor dan biaya overhead.

2.4

Perencanaan Pengembangan Lapangan Gas Yang Optimum

6

Konsep optimasi produksi untuk pengembangan lapangan gas dimulai dari evaluasi reservoir, perencanaan sistem produksinya, perencanaan fasilitas produksi dan perencanaan sistem transportasinya2,8,9,13,16. Dalam implementasinya akan sangat tergantung pada strategi pengembangannya untuk memperoleh total cost minimum sehingga memperoleh kurva TC=f(Q) terbaik. Total biaya (TC) minimum dan tren kurva rendah sebagai salah satu ukuran efektifitas biaya untuk menghasilkan produksi (Q) ditentukan oleh: -

-

-

jadual pengaturan terbaik pemboran sumur pengembangan dan aktivasi sumur eks eksplorasi, ciptakan fasilitas produksi/transportasi bersama (joint facilities) bagi semua lapangan yang terlibat, pemilihan skenario gas deliverability yang mengkombinasikan antara produksi plateau (Q) dan lama waktu plateau (TP), laju produksi gas pada masing-masing lapangan telah dievaluasi berdasarkan atas batasan kemampuan reservoirnya melalui simulasi GGR, dimana laju produksi yang diminta tidak boleh lebih kecil dari Q minimumnya dan tidak boleh lebih tinggi dari Q maksimumnya. Rencanakan peralatan produksi dan proses yang sesuai dengan kebutuhan calon pembeli (tidak melebihi kebutuhan spesifikasi yang diperlukan) termasuk kapasitas dan waktu delivery (TP) yang sesuai dengan kemampuan reservoirnya. Rencanakan kombinasi strategi pengembangan sebanyak mungkin diantara lapangan-lapangan gas yang terlibat. 7

Harga gas merupakan faktor eksternal yang juga sangat menentukan optimasi pengembangan lapangan gas, karena akan berpengaruh langsung pada revenue sehingga mempengaruhi persamaan profit seperti yang ditunjukkan pada persamaan (2.7). Dewasa ini harga gas sering dikaitkan dengan harga crude oil, jenis transportasi dan bahkan dikaitkan dengan harga produk yang dihasilkan oleh gas tersebut. Salah satu contoh harga gas yang dikaitkan dengan harga minyak mentah di Jepang (Japan Crude Cocktail) dan harga LNG yang dihasilkannya.

3.

METODE PENELITIAN

Penyelesaian penelitian dapat diselesaikan melalui metode gabungan analitis dan penyelesaian secara numerik. Metode analitis digunakan untuk perencanaan pekerjaan yang mendukung pencarian total cost terendah untuk tiap strategi pengembangan. Gas deliverability yang menampilkan kuantitas produksi (Q) pada berbagai alternatif plateau time akan Gas production optimization for gas field development using marginal cost analysis approach

sangat dipengaruhi oleh jadual rencana kerja pemboran sumur, jadual rencana kerja instalasi fasilitas produksi dan seberapa besar pemakaian fasilitas bersama (joint facility). Penyelesaian numerik dapat dilakukan dengan menggunakan bantuan persamaan matematis yang dikembangkan ke dalam model ekonomi-produksi dengan pendekatan analisis biaya marginal. Model yang dibuat merupakan prinsip ekonomi-mikro dari suatu perencanaan sistem produksi secara umum yang dalam penelitian ini dicoba diaplikasikan dalam industri gas bumi khususnya pada perencanaan pengembangan lapangan gas. Hasil pekerjaan berdasarkan evaluasi dan simulasi reservoir engineering, diperlukan sebagai inputan model utama, untuk mendapatkan persamaan Total Cost (TC) sebagai fungsi Q. Penurunan (derifative) tingkat-1 dari TC terhadap Q diperlukan untuk memperoleh marginal cost (MC). Harga gas sebagai variable input diperlukan untuk mendapatkan Total Revenue (TR) sebagai fungsi Q. Penurunan (derivative) tingkat-1 dari TR diperlukan untuk memperoleh marginal revenue (MR).

3.1

Pemodelan

3.1.1

Persamaan & batasan

Model utama yang menjadi fokus dalam kajian ini adalah pengembangan dari konsep ekonomiproduksi ke arah aplikasinya untuk model perencanaan pengembangan lapangan gas bumi (single atau multi fields) dengan pendekatan analisis marginal. Sebagai inputan untuk Model menggunakan output dari hasil evaluasi dan simulasi reservoir engineering dan hasil simulasi model fasilitas produksi. Model ini merupakan suatu model kontrol yang mengasumsi generalisasi teori ekonomi mikro tradisional yang dikembangkan dan dipakai pada sistem perencanaan pengembangan lapangan gas. Secara empiris model ekonomi-produksi ini menggunakan persamaan persamaan yang dipakai dalam ilmu ekonomi mikro, seperti berikut: (1) Fungsi biaya total (TC) merupakan penjumlahan biaya tetap (fixed cost) dan biaya tidak tetap (varible cost) dari setiap tingkat produksi. TC = FC + VC. (2) Kurva TC=f(Q) dibuat pada interval Qres minimum sampai Qres maksimum. Dengan menggunakan penyelesaian regressi non linear didapatkan persamaan TC=f(Q). (3) Penurunan persamaan TC=f(Q) menjadi marginal cost (MC). MC = dTC/dQ (4) Total revenue (TR) merupakan perkalian antara harga gas terjual (P) dengan besarnya produksi gas (Q), TR = P x Q

7

(5) Penurunan total revenue (TR) terhadap produksi (Q) menjadi marginal revenue (MR). MR = dTR/dQ (6) Skenario pola produksi (production path) yang merupakan pola gas deliverability terhadap waktu plateau (TP) masing-masing lapangan gas ditetapkan berdasarkan batasan subsurface engineering, yang dikerjakan tersendiri di luar model ekonomi-produksi. Q minimum dan Q maksimum ditetapkan berdasarkan batasan subsurface engineering. Maka Q minimum < Q input < Q maksimum (7) Batasan waktu plateau (TP) ditetapkan berdasarkan periode proyek migas pada umumnya (misalnya 10 sampai 30 tahun). Maka 10 < TP < 30 (8) Fungsi TC=f(Q) sangat tergantung dari waktu plateau (TP) yang diambil, dimana setiap TP akan mempunyai persamaan TC sendiri. (9) Oleh karena TC = f (Q,TP) dan profit merupakan selisih antara total revenue dan total cost, maka fungsi profit tergantung atas waktu plateau (TP) yang disepakati. Demikian juga produksi optimum tergantung atas waktu plateau (TP) yang disepakati. Maka π =f(TC,TP) dan Qopt=f(TC,TP) (10) Pada nilai profit maksimum ( π max) yang telah diperoleh, maka skedul jadual dan besarnya biaya serta harga gas pada nilai π max menjadi input untuk perhitungan keekonomian proyek menggunakan model KKKS (PSC) Indonesia untuk lapangan gas yang akan mendapatkan nilai indikator keekonomian berupa NPV, IRR, POT, PI dan Goverment Take.

3.1.2

Pemrograman

Dalam hal bahasa program yang akan digunakan dalam penyelesaian algoritma model, dapat digunakan dari berbagai macam bahasa pemrograman, namun dalam kasus ini peneliti menggunakan kombinasi program Excell untuk menghitung total cost pada setiap besaran produksi dan diselesaikan menggunakan MATLAB untuk penyelesaian persamaan numerik yang sangat membutuhkan keakuratan tinggi. Model engineeringeconomics yang peneliti siapkan untuk penyelesaian ini diberi nama MARGINALGAS.

-

Output dari Reservoir Evaluation & Simulation akan berupa: -

-

Parameter input

Beberapa parameter input yang dibutuhkan untuk penyelesaian menggunakan model adalah: - Hasil (output) dari GGR simulation model - Hasil (output) dari model fasilitas produksi (HYSIS simulation, PIPEPHASE).


Jumlah, kedalaman dan koordinat subsurface sumur sebagai titik serap. Skenario gas deliverability berupa beberapa skenario (alternative) produksi gas (Q) terhadap waktu plateau (TP). Skenario produksi kondensat sebagai hasil kondensasi produksi gas dari setiap skenario gas deliverability. Skenario produksi air formasi sebagai hasil samping dari reservoir yang diproduksikan. Skedul pengembangan yang berupa jadual pemboran sumur dan work over sesuai skenario produksi gas (Q) yang ada. Skedul pengembangan ini akan merupakan banyak skenario (alternative) sesuai dengan banyaknya alternative gas deliverability. Pressure decline dari setiap lapangan gas dan skedul pemasangan kompresor untuk memenuhi spesifikasi tekanan yang diinginkan.

Output dari Model Fasilitas Produksi & Jaringan akan berupa: -

Dimensi (panjang, diameter nominal dan tekanan operasi) flowline dari masing-masing sumur yang akan diproduksikan. Preliminary sizing peralatan pada fasilitas produksi (Block Station) tiap lapangan gas sesuai skenario produksi gas (Q) yang ada. Preliminary sizing kompresor tiap lapangan pada tiap skenario (alternative) produksi gas (Q) yang ada. Preliminary sizing booster tekanan (kompresor jaringan) pada sistem jaringan pipeline pada tiap skenario (alternative) produksi gas. Dimensi (panjang, diameter nominal dan tekanan operasi) pipeline dari masing-masing Block Station sampai sales gate untuk tiap skenario interval volume gas yang akan dialirkan.

Output dari Kondisi Topografi berupa: -

3.2

Asumsi / pendekatan dan regulasi yang berlaku dalam kegiatan upstream migas di Indonesia

Lokasi permukaan sumur pemboran, BS, dan lokasi Booster Station Jalur flowlines, jalur pipeline dan jalan masuk lokasi sumur / BS / Booster. Luasan lahan yang dibutuhkan untuk lokasi sumur, jalur flowlines, pipeline, BS dan Booster

Beberapa asumsi / pendekatan yang umum dalam kegiatan upstream migas yang disesuaikan dengan periode perencanaan dan daerah / wilayah perencanaan, meliputi: -

biaya sumur pemboran ($/meter depth) biaya work over sumur ($/sumur) biaya instalasi flowline dan pipeline ($/inch-meter) biaya instalasi kompresor / booster ($/HP)

8

-

biaya instalasi Block Station ($/MMSCFD gas) biaya produksi gas ($/MMSCFD gas)

3.3

Indikator Output / Keluaran Model

Output dari model utama berupa: - Chart korelasi antara total cost (TC) dan produksi (Q) dari untuk berbagai skenario waktu plateau (TP). - Persamaan Total Cost (TC) = f (Q) dalam bentuk polinomial, untuk berbagai skenario waktu plateau (TP) dan nilai-nilai konstanta polinomial α, b, c dan d. - Chart korelasi antara total cost (TC), total revenue (TR) dan batas produksi minimum dan maksimum (Q) pada harga gas tertentu untuk berbagai skenario waktu plateau (TP). - Interval harga gas yang menguntungkan bagi produser pada setiap nilai Q optimum.

4.

topografi dan perkiraan satuan biaya sesuai pengalaman yang ada dan berdasarkan harga persetujuan BPMIGAS meliputi dan terdiri dari: -

-

-

STUDI KASUS

Untuk studi (penelitian) ini, penulis menggunakan kasus yang ada pada salah satu perencanaan pengembangan kelompok lapangan gas di Pertamina EP yaitu perencanaan pengembangan kelompok lapangan gas area Matindok di kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah yang terdiri atas empat lapangan gas yaitu lapangan Donggi, Minahaki, Matindok dan MaleoRaja. Secara tinjauan topografi lapangan, model fisik secara sederhana (Gambar-8) dapat dijelaskan bahwa lapangan Donggi merupakan lapangan terjauh dari posisi konsumen (buyer) sekitar 60.5 km, kemudian disusul dengan lapangan Minahaki yang berjarak sekitar 48.3 km. Kedua lapangan Donggi dan Minahaki direncanakan dalam satu kelompok sistem produksi (Block Station 1) di Donggi Station. Lapangan Matindok berada sekitar 18 km dan lapangan Maleoraja berada sekitar 8.2 km dari posisi konsumen, sehingga kedua lapangan Matindok & Maleoraja direncanakan dalam satu sistem produksi (Block Station 2) di Matindok Station. Peta model fisik perencanaan pengembangan gas (gas development planning model map) dari suatu perencanaan pengembangan lapangan gas multi fields perlu dibuat untuk memudahkan pembuatan model penyelesaian analitis. Secara umum model fisik pengembangan area Matindok dapat diilustrasikan pada Gambar-9.

5. HASIL PENELITIAN 5.1 Pengolahan hasil data subsurface & surface engineering Pengolahan data hasil output yang diperoleh dari hasil simulasi GGR, hasil uji sumur, hasil survey


-

gas deliverability, profil tekanan versus kumulatif produksi, data gas-condensate ratio, profil produksi air, perencanaan tekanan sistem (high, medium & low pressure) dan Actual Open Flow Potential (AOFP), grafik P/Z versus Q. koordinat dan konfigurasi titik-titik serap untuk sumur pengembangan masing-masing lapangan, termasuk jumlah sumur, kedalaman dan koordinat subsurfacenya. peta permukaan lapangan dan lokasi konsumen termasuk peta wilayah yang menunjukkan lokasi masing-masing lapangan (berikut skala jarak), dan rencana lokasi Block Station dan rencana lokasi calon konsumen (LNG Plant), lokasi wilayah-wilayah penting meliputi hutan lindung (kawasan cagar alam, kawasan cagar budaya, dll), hutan tanaman industri, dan kawasankawasan khusus untuk menentukan jarak flowline, pipeline dll untuk perencanaan pembebasan dan penyiapan lokasi. estimasi biaya pembuatan sumur pengembangan, estimasi biaya fasilitas produksi, estimasi biaya lainnya meliputi antara lain biaya pembebasan dan penyiapan lahan.

5.2 Komponen Biaya Total Produksi Gas Dari perhitungan komponen biaya, telah dihasilkan pula biaya total tiap lapangan untuk tiap satuan produksi gas yang akan terjual sampai ke konsumen (pembeli gas) terdiri komponen-komponen biaya investasi (capital cost) dan biaya operasi (operation cost). Capital Cost, terdiri atas biaya sunk cost merupakan biaya eksplorasi, biaya pra-pengembangan, biaya pembuatan sumur pengembangan, biaya pembuatan fasilitas produksi termasuk flowlines & trunklines, biaya pekerjaan sipil (civil work), biaya pembuatan utilities, biaya investasi kompresor booster, dan water treatment unit. Operation Cost: terdiri atas biaya produksi, pipeline gas dan biaya kompressi gas, biaya penanganan kondensat dan penanganan air terproduksi, biaya lain-lain (asuransi asset, dsb).

5.3 Biaya Total versus Produksi Gas Dari biaya total yang telah dihitung dari penjumlahan semua komponen biaya, didapatkan grafik TC($) versus Q (MMSCFD) untuk lifetime proyek 10 tahun (Gambar-10). Pada cluster MTD-MLR strategi-1, dari persamaan TC=f(Q) pada persamaan (5.1), akan diperoleh persamaan marginal cost (dTC/dQ) dan average cost (TC/Q), yaitu:

9

MC = 2233.1Q 2 − 176992Q + (11701173) ...............(5.5)

$/MSCF pada strategi-1 dan 2.81 $/MSCF pada strategi-2.

AC = 744.4Q 2 − 88496Q + (11701173) + (94988210) / Q .. ........(5.6)

Hipotesis teoritis kurva Total Cost sebagai fungsi kapasitas produksi gas sesuai dengan fakta yang ada dimana total cost terbesar terjadi pada kapasitas produksi gas yang sangat rendah dan pada kapasitas produksi gas tinggi sampai produksi maksimumnya. Hal ini disebabkan oleh adanya pembebanan biaya eksplorasi pada fase pencarian dan biaya fasilitas produksi yang terbebankan terhadap produksi pada kapasitas rendah dan adanya tambahan biaya untuk kompresor karena penurunanan tekanan reservoir, dan penambahan peralatan penanganan air produksi yang sangat besar yang terbebankan terhadap produksi pada kapasitas tinggi atau maksimum. Sedangkan pada tingkat produksi diantara rendah sampai tinggi terdapat kondisi pemakaian biaya rata-rata persatuan produksi yang terendah. Kondisi demikian menyebabkan terbentuknya kurva persamaan total cost sebagai fungsi kapasitas produksi diwakili oleh kurva berbentuk huruf S terbalik dengan persamaan polinomial pangkat 3.

Sedangkan pada cluster MTD-MLR strategi-2, dari persamaan (5.2), akan diperoleh persamaan marginal cost (dTC/dQ) dan average cost (TC/Q), yaitu: MC = 2971.7Q 2 − 237322Q + (12567520) ...............(5.7) AC = 990.5Q 2 − 118661Q + 12557520 + (91205355) / Q ... .....(5.8)

Dengan menyelesaikan dua persamaan marginal cost dan average cost secara numerik dengan memasukkan nilai Q (MMSCFD) pada masingmasing keadaan di atas, akan diperoleh titik potong masing-masing keadaan (strategi-1 dan 2) sebagaimana ditunjukkan pada Gambar-11. Selanjutnya masih menggunakan program model MARGINALGAS untuk penyelesaian persamaan Marginal Cost (dTC/dQ) dan Average Cost (TC/Q), pada cluster MTD-MLR dengan strategi pengembangan-1 akan diperoleh Q rec min = 71,8 MMSCFD dengan Total Cost sebesar US$. 754.589.370, sedangkan bila dengan strategi pengembangan-2 akan diperoleh dan Q rec min = 69,4 MMSCFD dengan Total Cost sebesar $ 722.730.828. Pada kondisi tersebut juga diperoleh informasi bahwa pada Q tersebut juga diperoleh informasi biaya produksi gas di buyer intake, yaitu sebesar 2.88 $/MSCF pada strategi-1 dan sebesar 2.85 $/MSCF pada strategi-2. Pada cluster DNG-MHK strategi-1, dengan MARGINALGAS juga akan diperoleh persamaan MC & AC, yaitu: MC = 809.4Q 2 − 57837Q + (8867945) ....................(5.9) AC = 269.8Q 2 − 28919Q + 8867945 + 186499672 / Q ....... ...(5.10)

Dan pada cluster DNG-MHK strategi-2, diperoleh persamaan MC dan AC, yaitu: MC = 1468.4Q 2 − 132962Q + (10315474) .............(5.11) AC = 489.5Q 2 − 66481Q + 10315474 + 177026018 / Q ..... ......(5.12)

Seperti halnya pada MTD-MLR, dengan menggunakan program model MARGINALGAS, pada strategi-1 akan diperoleh Q minimum = 93,3 MMSCFD pada Total Cost sebesar $ 981.262.570, sedangkan pada strategi-2, Q minimum = 90,1 MMSCFD pada Total Cost sebesar $ 925.364.710. Pada titik potong tersebut juga diperoleh biaya produksi gas pada Q minimum, yaitu pada 2.88


5.5 Produksi Optimum Maksimum

dan

Profit

5.5.1 Harga Gas (Gas Price) Pada situasi ekonomi dunia saat ini dimana harga minyak dunia diperkirakan akan berkisar pada besaran antara 50 – 70 US$/bbl, maka harga gas dengan formula harga yang disepakati sebelumnya (confidential formula) diperkirakan berkisar diantara angka 4.0 sampai 6.0 US$/MSCF.

5.5.2

Perkiraan Profit

Persamaan Profit akan berbeda tiap harga gas yang dimasukkan. Pada harga gas (P)=4,0 $/MSCF yang dimasukkan dalam persamaan (5.1) sampai (5.4) dan persamaan (2.9) akan didapatklan nilai-nilai profit tiap Q gas dan diplot dalam grafik seperti Gambar-12. Dengan menggunakan program model MARGINALGAS, misalnya harga gas 4,0 US$/MSCF diperoleh persamaan profit pada masing-masing cluster dan tiap strategi pengembangan adalah: Untuk cluster MTD-MLR (strategi-1): Pr ofit = −744.4Q 3 + 88496Q 2 + 2898826Q − 94988210 .. ........(5.13) Untuk cluster MTD-MLR (strategi-2): Pr ofit = −990.5Q 3 + 118661Q 2 + 2042479Q − 91205355 . .........(5.14) Untuk cluster DNG-MHK (strategi-1): Pr ofit = −269.8Q 3 + 28918Q 2 + 5732054Q − 186499673 . ..........(5.15) Untuk cluster DNG-MHK (strategi-2) adalah:

10

Pr ofit = −489.5Q 3 + 66481Q 2 + 4284525Q − 177026018 . ...........(5.16)

Sebagai contoh pada cluster MTD-MLR strategi-1 dengan kondisi lifetime 10 tahun dan pada harga 3.1 US$/MSCF didapatkan Q optimum pada 76 MMSCFD dimana Q maksimum reservoir pada 84 MMSCFD yang menghasilkan profit maksimum sebesar 60,052 MUS$ pada Q opt, sedangkan pada Q res max 84 MMSCFD hanya menghasilkan profit sebesar 55,806 MUS$. Namun pada kasus harga gas 3.5 US$/MSCF terlihat bahwa Q optimum sama dengan Q maksimum reservoir pada 84 MMSCFD yang menghasilkan Profit maksimum 178,446 MUS$. Secara keseluruhan untuk cluster MTD-MLR dan cluster DNG-MHK pada masing-masing strategi pengembangan, korelasi nilai Q dan profit untuk harga gas 3.0-6.0 US$/MSCF ditunjukkan pada Tabel-1. Dengan penggunaan pendekatan analisis biaya marginal, maka laju produksi optimum (Q opt) dan profit maksimum (Profit max) dari suatu pengembangan lapangan gas atau kelompok lapangan gas dapat direncanakan sejak awal pada interval harga gas yang berlaku di pasaran. Pada transaksi jual beli gas dengan harga gas tertentu pada lifetime tertentu belum tentu berlaku pada lifetime transaksi yang berbeda. Perlu dilakukan penelitian pada kasus lifetime diatas atau dibawah 10 tahun, untuk memperkirakan volume gas optimum dan harga gas minimum sebagai fungsi lifetime transaksi. Dalam studi pengembangan kelompok lapangan gas ini hanya dilakukan dalam dua strategi pengembangan (strategi-1 dan 2). Strategi pengembangan yang lain perlu dilakukan untuk melihat Q optimum yang lebih baik atau menentukan biaya produksi yang paling minimum, sehingga harga gas jual yang sangat rendah dapat diperoleh untuk mendapatkan efisiensi tertinggi dan profit yang lebih tinggi.

6.

KESIMPULAN

1. Model analisis optimasi produksi pada pengembangan lapangan gas dengan pendekatan analisis biaya marginal dapat dikatakan sebagai model hybrid engineeringeconomics yang mengintegrasikan hasil-hasil simulasi subsurface & surface engineering ke dalam model analisis sistem ekonomi-produksi. 2. Strategi yang diambil pada perencanaan pengembangan lapangan gas sangat menentukan besarnya produksi optimum dan profit maksimum, sehingga perlu dilakukan alternative strategy yang sebanyak mungkin yang akan mengakibatkan banyak evaluasi perhitungan. Dengan model pendekatan analisis biaya marginal, akan memperpendek jalur perhitungan dan evaluasi yang akan mengurangi waktu evaluasi dan sekaligus tetap terjaganya akurasi perhitungan. 3. Pada pengembangan kelompok lapangan gas (multi fields), dengan model pendekatan analisis biaya marginal, alokasi produksi optimum dan profit maksimum masing-masing lapangan dapat ditentukan dengan cepat dan akurasi tinggi. 4. Analisis pengembangan lapangan dengan model pendekatan analisis biaya marginal dapat diaplikasikan dengan hasil yang sangat baik dalam perencanaan awal untuk penentuan biaya produksi gas dan harga gas yang wajar serta perkiraan perencanaan profit. 5. Dengan model pendekatan analisis biaya marginal, penentuan tingkat kapasitas produksi optimum (Qopt) masing-masing lapangan sangat mudah terlihat dipengaruhi oleh harga yang disepakati antara penjual dan pembeli, yang dapat digunakan untuk negosiasi harga jual gas yang lebih efektif.

Tabel-1. Perkiraan besaran profit Minimum, Optimum dan Maximum pada harga gas 3.0-5.0 US$/MSCF Gas production optimization for gas field development using marginal cost analysis approach

11

Cluster MTD-MLR & DNG-MHK pada masing-masing strategi pengembangan dengan lifetime 10 tahun Tabel 1a. Cluster MTD-MLR Strategi Pengembangan-1 Harga Gas ($/MSCF)

Q rec min (MMSCFD)

Q Opt (MMSCFD)

Q res max (MMSCFD)

Profit @ Q Min (M$)

Profit @ Q Opt (M$)

Profit @ Q Max (M$)

3.0

71.8

74.0

84.0

31,774

32,390

25,146

3.1

71.8

76.0

84.0

57,986

60,052

55,806

3.3

71.8

80.0

84.0

110,410

117,771

117,126

3.5

71.8

84.0

84.0

162,834

178,446

178,446

4.0

71.8

84.0

84.0

293,895

329,638

329,638

5.0

71.8

84.0

84.0

556,016

638,346

638,346

Tabel 1b. Cluster MTD-MLR pada strategi pengembangan-2 Harga Gas ($/MSCF)

Q rec min (MMSCFD)

Q Opt (MMSCFD)

Q res max (MMSCFD)

Profit @ Q Min (M$)

Profit @ Q Opt (M$)

Profit @ Q Max (M$)

3.0

69,4

71.0

84.0

37,670

38,298

23,925

3.1

69,4

73.0

84.0

63,016

65,090

54,585

3.3

69,4

76.0

84.0

113,659

120,423

115,941

3.5

69,4

80.0

84.0

164,403

178,456

177,225

4.0

69,4

84.0

84.0

291,137

330,525

330,525

5.0

69,4

84.0

84.0

544,604

637,125

637,125

Tabel-1c. Cluster DNG-MHK pada strategi pengembangan-1 Harga Gas ($/MSCF)

Q rec min (MMSCFD)

Q Opt (MMSCFD)

Q res max (MMSCFD)

Profit @ Q Min (M$)

Profit @ Q Opt (M$)

Profit @ Q Max (M$)

3.0

93.3

97.0

120.0

40,372

41,322

13,572

3.1

93.3

100.0

120.0

74,427

77,598

57,372

3.3

93.3

107.0

120.0

142,535

154,026

144,972

3.5

93.3

113.0

120.0

210,644

234,975

232,572

4.0

93.3

120.0

120.0

380,917

451,572

451,572

5.0

93.3

120.0

120.0

721,462

889,572

889,572

Tabel-1d. Cluster DNG-MHK pada strategi pengembangan-2 Harga Gas ($/MSCF)

Q rec min (MMSCFD)

Q Opt (MMSCFD)

Q res max (MMSCFD)

Profit @ Q Min (M$)

Profit @ Q Opt (M$)

Profit @ Q Max (M$)

3.0

90.1

94.0

120.0

61,854

63,489

10,618

3.1

90.1

97.0

120.0

94,761

98,711

54,418

3.3

90.1

101.0

120.0

160,576

171,515

142,018

3.5

90.1

105.0

120.0

226,391

247,540

229,618

4.0

90.1

115.0

120.0

390,927

450,464

448,618

5.0

90.1

120.0

120.0

720,000

886,618

886,618


Indonesia Gas Production and Utilization

Indonesia Natural Gas Reserve

9,000

140,000

8,000

120,000

7,000

MMSCFD

BSCF

100,000 80,000 60,000

6,000 5,000 4,000 3,000 2,000

40,000

1,000

20,000 0

0 1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2003

2004

2005

2006

2007

Production

8,644

8,278

8,179

8,093

7,686

Proven (P1)

77,190 76,170 77,060 92,480 94,750 92,100 90,300 91,170 90,500 88,500 94,000 106,000

Domestic

3,186

3,171

3,084

3,409

3,235

Potential (P2)

58,730 61,620 59,390 65,780 75,560 76,050 86,290 86,960 97,800 97,300 93,100 59,000

Export

5,050

4,762

4,751

4,378

4,183

408

345

344

306

268

Flare/Losses

90%P1+50%P2 98,836 99,363 99,049 116,122 123,055 120,915 124,415 125,533 130,350 128,300 131,150 124,900

Gb-1. Cadangan gas Indonesia (proven & potensial) dari 1996-2007 (6)

Gb-2. Produksi dan Utilisasi gas secara nasional dari 2003-2007 (6)

G

Total Cost

COST($)

TP 30

TC

F

TP 20 TP 10

Variable Cost

TP 25

E C

TP 15

D

B A

Fixed Cost

Q0

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Quantity (Production)

Q

Gb.3a. Total Cost sebagai penjumlahan fixed cost dan variable cost sebagai fungsi produksi (Pustaka1,18)

Gb.3b. Total Cost sebagai fungsi kuantitas Q pada berbagai waktu plateau,10-30 tahun

FC

garis singgung utk menentukan AC min

B

TC, AC, AC, MC ( $ )

garis singgung utk menentukan MC min

B

MC

A AC AC1 D FC

Revenue or Cost ($/Q)

Y2 Total Revenue

A

Total Cost

Y1 Profit

C

O

Q1

Q2 Quantity of Product

Gb.4. Kurva Marginal Cost dan Average Cost yang 1,18 memotong di titik D (Pustaka )


Q1

Q2

Quantity of Product

Gb.5. Hubungan antara Total Revenue, Total Cost dan 1,18 Profit (Pustaka )

Ordinate-2

LRMC (Long Run Marginal Cost)

MC1

MC3 MC4

MC2

P=Price Line

Revenue or Cost ($/Q)

LRAC (Long Run Average Cost)

Ordinate-4

Ordinate-3

P3 P1 P2

Price, MC, AC & MR ($)

Ordinate-1

∆all=P1-Mcmin tot A

Price Line

P3 > P1 P1 P2 < P1

Average Profit = Supernormal Profit

∆1=P1-MCmin1 LRMC min

∆2=P1-MCmin2

Qopt1

∆3=P1-MCmin3

LRAC Min

∆4=P1-MCmin4

Qopt2

Qopt3

Q@ ACmin

Qopt4

Qopt @ P1

Quantity of Product

Quantity of Product

Gb.6. Hubungan antara gas price, marginal cost dan Q optimum tiap lapangan

Rec Qmin

Gb.7. Hubungan antara gas price, marginal cost dan Q optimum pada sistem integrated Entity-2

Entity-1 Well #1 Well #2

Manifold Field #1

Production Station

Manifold Field #1

Well #1 Well #2

Well #3 Well #3 Well #n Well #n Well #1 Well #2

Manifold Field #2

Production Station #1

Well #3 Well #n

Buyer Well #1 Well #2

Manifold Field #3

Well #3

Production Station #2

Well #n

Well #1 Well #2

Manifold Field #4

Well #3 Well #n

Gb.8. Gambaran secara topografi pengembangan Lapangan 15 Gas Multi Sources area Matindok (Pustaka )

Gb.9. Gas Planning Model Map untuk alternative 15 penyelesaian sistem Clustering (Pustaka )

Gb.10. Kurva TC=f(Q) cluster MTD-MLR dengan Strategi Pengembangan-1

Gb.11. Kurva Marginal Cost & Average Cost pada cluster MTD-MLR dengan Strategi Pengembangan-1


Gb.12. Kurva Total Cost, Total Revenue & Profit pada cluster MTD-MLR dengan Strategi Pengembangan-1

DAFTAR PUSTAKA 1.

Agung, I.G.N., et.al, 2008, Teori Ekonomi Mikro: Suatu Analisis Produksi Terapan, Rajawali Pers.

2.

Boucher, J., Smeers Y., 1996, Optimal development planning of gas reserve, Energy Economics 18, 2547.

3.

Centre for Economics and Management (IFP-School), 2004, Oil and Gas Exploration and Production: Reserve, costs, contracts, Institute Francais Du Petrole Publications, Paris.

9.

Kelkar, Mohan G., 1996, Production optimization for Oil and Gas using Nodal Analysis, International Training and Development.

10. OPEC, 2007, World Oil Outlook. 11. Partowidagdo, W., 2002, Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Program Pascasarjana Studi Pembangunan ITB, Bandung. 12. Pertamina EP, PPGM, 2008, Plan of Development Area Matindok-Sulawesi Tengah.

4.

Chermak, Janie M., et.al, 1999, A hybride economic – Engineering model for natural gas production, Energy Economics 21, 67-94.

5.

Ditjen Migas, 2008, Berbagai Macam Publikasi, Jakarta.

13. Roh, J. et.al, 2008, An Optimizing Method for Production Systems of Multi-reservoir Gas Fields Using the Branch System, Energy Sources, Part A: Recovery Utilization and Environmental Effects, Vol. 30, pages 10-19.

6.

Farsi, M., et.al, Cost efficiency in the Swiss gas distribution sector, Science Direct, Energy Economics, April 2006.

14. Selot, A. et.al, 2008, A Short-Term Operational Planning Model for Natural Gas Production Systems, AICHE Journal, Vol. 54, No.2.

7.

Haldenbilen, S., 2006, Fuel price determination in transporation sector using predicted energy and transport demand, Energy Policy, Vol. 34, 3078-3086.

15. Soeharno, TS. SU, 2007, Teori Mikroekonomi, Penerbit Andi Yogyakarta.

8.

Holz F., et.al, 2008, A strategic model of European gas supply (GASMOD), Energy Economics 30, 766788.


16. Van Groenendaal, W.J.H, 1998, The Economics Appraisal of Natural Gas Project, Oxford University Press. 17. Vlaardingerbroek, R., Emelle, C., 2006, Integrated Production System Modeling in SPDC, Nigeria, SPE, Shell Petroleum Development Co. of Nigeria

Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia

Recommend Documents