PENENTUAN JUMLAH SUMUR PRODUKSI OPTIMUM PENGEMBANGAN LAPANGAN Herry Ferdinan Agosto* Dr. Ir. Arsegianto M.Sc.** Sari Pengembangan sebuah lapangan minyak maupun gas selalu menghadapi ketidakpastian dalam menentukan jumlah cadangan dan bagaimana memproduksi lapangan tersebut secara optimum. Karena itu perlu dilakukan studi untuk memperkirakan deliverabilitas suatu reservoir di bawah pengaruh variasi parameter tingkat perolehan (recovery factor) dan keekonomian. Tujuan dari studi ini adalah untuk mengevaluasi hasil peramalan kinerja reservoir dan keekonomian lapangan dengan skenario penambahan jumlah sumur produksi optimum. Pengembangan lapangan direncanakan dengan cara penambahan beberapa sumur produksi baru untuk mendapatkan jumlah sumur optimum. Keekonomian lapangan ditentukan dengan cara membandingkan parameter Net Present Value (NPV) dari penambahan jumlah sumur produksi optimum. Hasil yang didapatkan dari studi ini adalah diperoleh model dan peramalan kinerja reservoir yang optimum berdasarkan tingkat perolehan dengan mengoptimasikan jumlah sumur dan keekonomian lapangan. Kata kunci: Simulasi reservoir, tingkat perolehan, peramalan kinerja, Net Present Value. Abstract Any development plan of oil and gas field will face uncertainty in determining reserve and optimum reservoir production scenario. Therefore, a study for determining reservoir performance under recovery factor and the economical value parameter is necessary to be conducted. The objective of this paper study is to evaluate the result of reservoir performance forecasting and the economical value of the field by adding a number of optimum production well scenario. Plan of development is planned by adding a number of new production well to get the optimum number of well. The economical value of the field is determined by comparing Net Present Value (NPV) parameter from adding a number of optimum production well. The results of this paper study are an updated reservoir model and more accurate reservoir performance forecasting according to the recovery factor by optimizing number of well and the economical value of the field. Keywords: Reservoir simulation, recovery factor, forecasting, Net Present Value. *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung **) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung I. PENDAHULUAN Pertamina E&P mengembangkan potensi gas di lapangan D yang berada di blok Matindok, Sulawesi Tengah. Pengembangan potensi gas di lapangan D dilakukan dengan menggunakan simulator numerik CMG (Computer Modelling Group). Reservoir akan berproduksi optimum selama 15 tahun dengan menggunakan constrain gas rate 14 MMscfd dan well head pressure 400 psi.
Simulasi reservoir dilakukan dengan skenario penambahan sumur produksi optimum. Dari hasil simulasi yang diperoleh, kemudian dilakukan kajian mengenai hasil peramalan kinerja reservoir yaitu faktor perolehan produksi gas dan keekonomian lapangan yaitu Net Present Value (NPV) dari penambahan jumlah sumur produksi optimum. Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
1.1 Latar Belakang Lapangan D merupakan reservoir gas kering (dry gas) dengan tekanan awal reservoir sebesar 2485 psig (tekanan reservoir di bawah tekanan gelembung gas). Studi simulasi reservoir ini dilakukan untuk mendapatkan rencana pengembangan lapangan yang optimum. Setelah menjalankan rencana pengembangan lapangan dengan asumsi waktu produksi tetap selama 15 tahun, diperlukan suatu evaluasi dengan tujuan menentukan perkiraan kinerja produksi reservoir hasil simulasi dan menganalisa keakuratan model reservoir yang digunakan dalam simulasi reservoir. Kemudian keekonomian lapangan ditentukan dengan membandingkan pengaruh parameter NPV terhadap penambahan jumlah sumur produksi optimum. Page 1
1.2 Tujuan Simulasi reservoir bertujuan untuk menemukan sebuah model reservoir yang dapat mewakilkan sifat-sifat aliran reservoir, sifat-sifat batuan dan sifat-sifat fluida reservoir yang sebenarnya. Studi ini digunakan untuk mengevaluasi hasil peramalan kinerja reservoir dengan cara penambahan jumlah sumur produksi optimum. Selain meramalkan produksi sumur, simulasi ini juga dapat menentukan keekonomian lapangan dengan cara membandingkan parameter NPV dari penambahan jumlah sumur produksi optimum. 1.3 Metodologi Penyelesaian Pengembangan lapangan direncanakan dengan cara penambahan beberapa sumur produksi optimum. Selain meramalkan produksi sumur, simulasi ini juga untuk menentukan keekonomian lapangan. Keekonomisan lapangan ditentukan dengan cara membandingkan parameter NPV dari penambahan jumlah sumur produksi optimum. 1.3.1 Tahapan Simulasi Reservoir Simulasi reservoir merupakan suatu metode pendekatan yang digunakan untuk memperkirakan kinerja reservoir selama proses produksi gas dari reservoir. Pendekatan dilakukan dengan membuat model reservoir yang menggambarkan perilaku dari sistem reservoir seperti bentuk dan kondisi reservoir serta heteroginitas dari sifat batuan dan fluida reservoir (reservoir fluids and rock properties). Reservoir dimodelkan dengan membagi reservoir menjadi blok-blok (grid) dimana bentuknya dapat disesuaikan dengan koordinat yang dipakai dan kondisinya disesuaikan dengan heterogenitas reservoir. Pembagian reservoir menjadi blok-blok bertujuan agar model yang dihasilkan dapat mewakilkan kondisi reservoir perbagian-bagian kecil dari reservoir dalam kondisi yang berbeda-beda (heterogen). 1.3.1.1 Pengumpulan Data Langkah awal dalam proses simulasi reservoir adalah pengumpulan data yang diperlukan untuk membuat model reservoir, data-data yang dibutuhkan berupa sifat-sifat fisik batuan reservoir, sifat-sifat fluida reservoir, sejarah produksi reservoir dan data tekanan reservoir selama reservoir diproduksikan. Sifat-sifat fisik batuan reservoir seperti porositas, saturasi fluida, permeabilitas, tekanan kapiler dll., didapatkan dari analisa well logging dan analisa coring, untuk sifatsifat fluida reservoir didapatkan dari analisa PVT di laboratorium. 1.3.1.2 Pemodelan Tahap pembuatan model dilakukan dengan menyesuaikan dengan kondisi reservoir dari data yang telah dikumpulkan. Model reservoir akan Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
dibagi-bagi menjadi blok-blok kecil yang menggambarkan setiap bagian dari reservoir, banyaknya jumlah blok akan mempengaruhi kemiripan model yang dibuat dengan keadaan reservoir. 1.3.1.3 Inisialisasi Proses inisialisasi dilakukan setelah model reservoir didapatkan. Tahapan ini dilakukan dengan tujuan validasi awal model reservoir yang telah dibentuk. Validasi dilakukan dengan cara membandingkan hasil perhitungan volume gas awal (Initial Gas in Place) yang diperoleh dari simulator dengan hasil perhitungan volume gas volumetrik. 1.3.1.4 Forecasting Proses terakhir dari simulasi reservoir adalah tahap peramalan. Setelah mendapatkan model reservoir yang telah divalidasi dan diselaraskan pada tahap penyelarasan, maka dapat diperkirakan kinerja reservoir ke depan dengan berbagai skenario pengembangan lapangan yang berbeda-beda. Tujuan akhir dari tahap ini adalah untuk mengevaluasi hasil peramalan kinerja reservoir dengan cara penambahan beberapa sumur produksi optimum. Selain meramalkan produksi sumur, simulasi juga untuk menentukan keekonomian lapangan berdasarkan jumlah sumur produksi optimum. II. TEORI DASAR Simulasi reservoir dilakukan dengan tujuan salah satunya adalah memprediksi kinerja reservoir, dengan menggunakan simulasi reservoir dapat diperoleh model reservoir yang menggambarkan sifat-sifat fluida dan batuan reservoir serta kelakuan aliran fluida reservoir. Selain digunakan untuk memprediksi kinerja reservoir, simulasi reservoir juga digunakan untuk memperkirakan distribusi saturasi fluida dan distribusi tekanan reservoir selama proses memproduksikan gas. 2.1 Karakteristik Reservoir Gas Kering Fluida reservoir lapangan D merupakan gas dengan komposisi metana (C1) 92-93% dan mengandung fasa berat (C7+) yang sangat kecil. Kandungan H2S dan CO2 sangat kecil sejumlah 3.8% dan nitrogen sejumlah 1%. Saat dilakukan DST tidak terdapat kondensat yang terproduksi, sehingga dapat dikatakan bahwa lapangan D adalah lapangan dengan jenis reservoir gas kering (dry gas). Komposisi gas lapangan D secara lengkap ditampilkan pada Lampiran A. 2.2 Initial Gas in Place Initial Gas in Place (IGIP) merupakan jumlah gas dalam suatu reservoir yang dihitung secara volumetris berdasarkan data geologi serta Page 2
pemboran, atau material balance berdasarkan data sifat fisik fluida dan batuan reservoir produksi serta kelakukan reservoir, atau dapat juga dengan cara perhitungan simulasi reservoir. Lapangan D memiliki volume gas awal sebesar 300.17 Bscf. 2.3 Faktor Perolehan Kemampuan produksi dari suatu reservoir dapat dinyatakan dengan besaran yang disebut faktor perolehan (recovery factor). Faktor perolehan merupakan perbandingan antara produksi gas maksimum terhadap volume gas awal reservoir, besaran ini akan sangat dipengaruhi oleh tenaga pendorong reservoir. Parameter penting yang harus diketahui untuk menentukan faktor perolehan adalah saturasi gas tersisa di reservoir (remaining gas). 2.4 Indikator Ekonomi Indikator ekonomi adalah sejumlah parameter yang digunakan untuk menilai kelayakan suatu proyek investasi secara objektif. Sehingga dengan melihat nilai indikator ekonomi secara kuantitatif dapat diambil keputusan mengenai kelayakan proyek. Indikator-indikator kelaikan proyek tersebut akan dijelaskan di bawah ini.
2.4.2 Internal Rate of Return (IRR) Internal Rate of Return (IRR) adalah harga bunga yang menyebabkan besarnya harga cash inflow sama dengan outflow bila cashflow didiskon untuk suatu waktu tertentu. IRR menunjukkan nilai relatif earning power dari modal yang diinvestasikan di proyek, yaitu discount rate yang menyebabkan NPV = 0. Harga IRR harus memenuhi persamaan berikut.
2.4.3 Pay Out Time (POT) Pay Out Time menunjukkan berapa lama modal investasi kembali. Investor selalu menginginkan dana yang ditanamkannya cepat kembali yaitu proyek yang mempunyai POT yang lebih pendek. Namun indikator POT ini mempunyai kelemahan yaitu tidak memberikan gambaran apa yang akan terjadi setelah POT tercapai. Dengan kelemahan indikator ini maka POT jarang digunakan sebagai parameter utama dalam pemilihan proyek tapi hanya sebagai pertimbangan tambahan.
2.4.1 Net Present Value (NPV) Analisa nilai uang sekarang yang bersih dari seri aliran kas masuk dan kas keluar dapat digunakan untuk menentukan kelayakan/ keekonomian suatu proyek. NPV dapat dikatakan sebagai jumlah keuntungan bersih yang dinilai pada waktu sekarang yang dihitung berdasarkan suatu harga bunga (interest rate) tertentu. NPV menunjukkan nilai absolut earning power dari modal yang diinvestasikan di proyek, yaitu total pendapatan (discounted) dikurangi total biaya (discounted) selama proyek. Apabila NPV bernilai positif, proyek layak untuk dijalankan. Namun apabila NPV bernilai negatif, maka proyek tak layak dijalankan karena akan memberikan kerugian secara ekonomis. NPV juga dapat digunakan untuk menentukan IRR, yaitu pada saat NPV = 0, berarti investasi tersebut menghasilkan internal rate of return yang sama besarnya dengan harga yang digunakan. Present Value dapat dinyatakan dengan :
III. KARAKTERISTIK RESERVOIR 3.1 Fluida Reservoir Sampel fluida reservoir yang didapatkan dari sumur eksplorasi, dianalisa dengan PVT laboratory analysis. Hasil analisa PVT selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran A. Hasil tes PVT menunjukkan bahwa kandungan metana (C1) sangat tinggi (> 90%) dan mengandung fasa berat (C7+) yang sangat kecil. Kandungan H2S dan CO2 juga sangat kecil sejumlah 3.8% dan nitrogen sejumlah 1%. Saat dilakukan DST tidak terdapat kondensat yang terproduksi, sehingga dapat dikatakan bahwa reservoir berjenis reservoir dry gas. Data yang didapatkan dari hasil PVT juga menunjukkan tekanan reservoir untuk ketiga sumur masih jauh di atas tekanan embun (Pdew = 689.479 psi).
Dimana : C = S = i = n =
3.2 Analisa Air Dari 2 sumur yang ada di lapangan D yaitu sumur DG-2 dan DG-3, dilakukan analisa properti air untuk mengetahui tipe reservoir dan memperkirakan produksi air dari sumur tersebut. Hasil analisa properti air yang dilakukan pada 2 sumur tersebut dapat dilihat pada tabel dan kurva di bawah ini.
nilai uang pada waktu sekarang nilai pada waktu n (tahun) interest rata-rata waktu (tahun)
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
Page 3
Tabel 1. Water analysis Sumur
DST
Pr (psia)
Tr (°F)
Solubility of water (lb/MMscf)
Water condensate (bbl/MMscf)
DG-2
DST-4
2532
204
360
1.03
DG-3
DST-1
2552
215
400
1.14
Tabel 2. Sifat fisik batuan Sifat fisik batuan Pr 2485 psig Tr 96.1111°F Porositas 0 - 0.41 Permeabilitas 0 - 194 mD Ketebalan formasi 0 - 875.98 ft Dari tabel di atas terlihat nilai permeabilitas lapangan D berkisar antara 0 - 194 mD. Angka ini tergolong kecil jika dibandingkan dengan reservoirreservoir minyak pada umumnya. Namun untuk reservoir gas, nilai permeabilitas tersebut tergolong sudah baik. Dikarenakan gas kering memiliki kompresibilitas yang tinggi sehingga pada batuanbatuan yang memiliki permeabilitas rendah, gas masih bisa mengalir.
Gambar 1. Estimated soluble water in DG-2
Gambar 2. Estimated soluble water in DG-3 Dari tabel dan kurva di atas, analisa properti air menunjukkan bahwa kandungan air yang terlarut di dalam gas sangat kecil. Pengujian sumur DG-2 menghasilkan air sebanyak 101 bbl/MMscf dan sumur DG-3 sebanyak 80 bbl/MMscf. Analisa properti air juga menunjukkan bahwa maksimum jumlah air terlarut dalam gas pada sumur DG-2 sebanyak 10.249 bbl/MMscf dan sumur DG-3 17.14 bbl/MMscf sehingga dapat disimpulkan bahwa dalam pengembangan lapangan D kedepannya tidak diperlukan fasilitas water treatment yang besar dikarenakan air yang terprodusikan hasil kondensasi sangat kecil.
3.3 Batuan Reservoir Lapangan D adalah lapangan yang memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang cukup besar, karena kemungkinan diakibatkan oleh tekanan overburden yang cukup kecil karena kedalaman reservoir 5643 ft (di bawah 9000 ft ss) sehingga kompaksi yang dihasilkan juga relatif kecil. Sifat fisik batuan dari lapangan D dapat dilihat pada tabel di bawah ini.
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
3.4 Analisa Pengujian Sumur Pengujian sumur (well test) dilakukan untuk menentukan sifat fisik sampel fluida yang diproduksikan dari reservoir dan laju aliran yang mengindikasikan produktivitas formasi. Hasil Drill Steam Test (DST) yang dilakukan pada lapangan D dapat dilihat pada Lampiran A. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa pada sumur DG-1 DST dilakukan pada interval perforasi di kedalaman 1609 - 1619 m dengan initial pressure 2539 psig diperoleh AOFP sebesar 82.54 MMscf/d. Pada sumur DG-2 DST dilakukan pada interval perforasi di kedalaman 1590 - 1610 m dengan initial pressure 2532 psig diperoleh AOFP sebesar 193.34 MMscf/d. Pada sumur DG-3 DST dilakukan pada interval perforasi di kedalaman 1692.7 1712.7 m dengan initial pressure 2552 psig diperoleh AOFP sebesar 138.57 MMscf/d. Permeabilitas ditentukan dengan melakukan type curve matching, dapat dilihat pada Lampiran A. IV. PEMODELAN RESERVOIR Model reservoir yang digunakan dalam simulasi reservoir mempunyai parameter sebagai berikut. • CMG IMEX Semi-Compositional Simulator • Fluid Modeling using Winprop • Isopermeability Map from Cloud Transform • 63 x 86 m each grid, 15 layer • GWC = 1712 m • WGR Constrain = 100 bbl/MMscfd • Minimum Gas Rate = 1 MMscfd/well • Maximum Gas Rate = 14 MMscfd/well • WHP Constrain = 400 psi 4.1 Gridding Model Penentukan distribusi parameter reservoir dalam suatu model dapat dibuat secara diskrit dengan cara membagi reservoir kedalam sel-sel reservoir atau grid. Masing-masing sel reservoir mewakili sebuah Page 4
sifat reservoir yang seragam. Dalam studi ini digunakan grid, untuk memodelkan reservoir yang disimulasikan, yang mempunyai ukuran 82 x 108 x 21. Jumlah grid keseluruhan akan menunjukan keakuratan distribusi parameter reservoir. Semakin banyak jumlah grid yang digunakan, maka semakin akurat model reservoir merepresentasikan keadaan reservoir yang sebenarnya. 4.2 Inisialisasi Lapangan D merupakan reservoir dry gas. Hasil perhitungan volumetrik reservoir ini memiliki volume gas awal (IGIP) sebesar 300.17 Bscf. Setelah tahap pemodelan selesai, tahap berikutnya yang harus dilakukan adalah validasi awal model reservoir. Parameter yang diubah pada proses ini adalah nilai tekanan kapiler. Volume awal gas merupakan fungsi dari porositas dan saturasi air di dalam pori batuan. Saturasi air dalam pori batuan berhubungan dengan tekanan kapiler. Dengan mengubah tekanan kapiler maka distribusi saturasi fluida di reservoir akan berubah dan akan mempengaruhi perhitungan volume gas awal. Selain tekanan kapiler, untuk menyelaraskan hasil perhitungan awal volume gas dengan hasil perhitungan volumetrik dilakukan pengubahan parameter pore volume. V. SKENARIO PENGEMBANGAN 5.1 Forecasting Dalam studi ini, tahapan penyelarasan (history matching) tidak dilakukan karena lapangan D merupakan lapangan yang belum diproduksikan sehingga data sejarah produksi tidak tersedia. Proses simulasi reservoir langsung ke tahapan berikutnya yaitu peramalan kinerja produksi (forecasting). Tujuan dari studi ini adalah untuk mengevaluasi hasil peramalan kinerja reservoir dengan cara penambahan jumlah sumur produksi optimum dengan asumsi waktu produksi tetap selama 15 tahun. Selain meramalkan kinerja produksi sumur, hasil simulasi ini juga berguna untuk menentukan keekonomian lapangan berdasarkan pengaruh paramater NPV dari penambahan jumlah sumur produksi optimum. Skenario pengembangan yang dilakukan pada simulasi reservoir yaitu : 1. Penambahan sumur produksi optimum dengan lokasi berikut. Tabel 3. Lokasi sumur Nama sumur
X
Y
Lapisan perforasi
DG-AA
56
19
1-2
DG-BB
64
33
1-2
DG-CC
34
53
1-2
DG-DD
24
37
1-2
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
DG-1
59
28
1-2
DG-2
31
44
1-2
DG-3
73
55
3
DG-4
52
39
5-6
DG-5
25
40
1-2
DG-6
27
37
1-2
DG-7
30
47
1-2
DG-8
33
50
1-2
DG-9
32
48
1-2
DG-10
29
44
1-2
Lokasi sumur-sumur tersebut dapat dilihat pemodelannya dalam simulasi yang dilakukan pada Lampiran A. Sumur-sumur baru ini disimulasikan dengan asumsi waktu produksi tetap selama 15 tahun (dari tahun 2009 sampai tahun 2024). 2. Pengaruh NPV dari penambahan jumlah sumur produksi optimum. Net Present Value (NPV) dari tiap penambahan sumur produksi ditentukan kemudian diplot terhadap penambahan sumur untuk menentukan keekonomian lapangan. Asumsi-asumsi data evaluasi ekonomi untuk lapangan D ditunjukkan oleh tabel berikut dan selebihnya dapat dilihat pada Lampiran B. Tabel 4. Data proyek lapangan D
Basic Asumption Day production Cost per well Exploration Exploitation Pipeline Price Gas Operating cost Gas Discount factor MARR Depreciation Contractor share Government share FTP Contractor tax Invesment credit DMO DMO fee
Remark 15 5000 2000 20/inch/m
year MUS$ MUS$ MUS$
4
US$/Mscf
0.5
US$/Mscf
10% 15% US$ basis Decline balance for 5 years 30% 70% 20% 44% 0% 25% 20%
Page 5
5.2 Penentuan Jumlah Sumur Produksi Optimum Dalam menentukan jumlah sumur optimum dimulai dengan menentukan tingkat perolehan dari satu sumur yang disimulasikan. Setelah itu dengan pertambahan satu sumur lagi, ditentukan pertambahan tingkat perolehannya. Hal tersebut dilakukan berulang sampai pertambahan tingkat perolehan tidak signifikan seperti terlihat pada tabel dan kurva di bawah ini. Tabel 5. Kumulatif gas terhadap penambahan sumur
Jumlah Sumur
Time 1/1/2024
Cumulative Gas (MMscf) 68438
∆Cumulative (MMscf) 0
1 2
1/1/2024
88844
20406
3
1/1/2024
154864
66020
4
1/1/2024
169289
14425
5
1/1/2024
173765
4476
6
1/1/2024
178391
4625
7
1/1/2024
178399
8
1/1/2024
178399
0
10
1/1/2024
178467
68
12
1/1/2024
178021
-446
1/1/2024
177853
-168
8
14
Gambar 3. Cumulative gas vs.time
Gambar 4. Gas rate vs. time
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
Dari hasil penambahan jumlah sumur produksi, didapatkan penambahan tingkat perolehan gas terbesar terjadi pada saat penambahan sumur produksi ketiga. Meskipun penambahan tingkat perolehan gas terbesar terjadi pada saat penambahan sumur produksi ke-3, kumulatif gas masih bisa meningkat sampai dengan penambahan 7 sumur produksi seperti terlihat pada Gambar 3. Dan pada saat penambahan 8 sumur produksi dan seterusnya, kumulatif gas tidak bertambah secara signifikan. Hal ini disebabkan karena ketika 8 sumur diproduksikan, produksi gas dari masingmasing sumur akan berkurang. Bahkan penambahan sumur ke-9 dan seterusnya, terjadi pengurangan kumulatif produksi gas. Hal ini disebabkan karena profil produksi sumur ke-9 dan seterusnya tidak produktif dan mengakibatkan distribusi gas di reservoir tidak optimum dibandingkan skenario penambahan sumur-sumur sebelumnya. Hasil simulasi pengembangan lapangan D berdasarkan penambahan jumlah sumur produksi dapat dilihat pada tabel di bawah ini. Tabel 6. Kinerja reservoir lapangan D Jumlah Sumur
Gas Rate (MMscfd)
1
17.91
Plateu Time (year) 3.14
2
35.83
1.47
3
49.76
4 5
Cumulative Gas (Bscf)
Recovery Factor (%)
68.4382
22.8
88.8439
29.6
2.6
154.864
51.6
49.76
3.14
169.289
56.4
49.76
6.34
173.765
57.9
6
49.76
7.07
178.391
59.43
7
49.76
7.1
178.399
59.43
8
49.76
7.1
178.399
59.43
10
49.76
7.32
178.467
59.45
12
49.76
7.15
178.021
59.3
14
49.76
6.94
177.853
59.25
Dari tabel di atas, dapat dilihat bahwa tingkat perolehan maksimum diperoleh pada saat penambahan 10 sumur produksi yaitu sebesar 59.45% dengan plateu time selama 7.32 tahun seperti terlihat pada Gambar 4. Setelah penambahan 12 sumur produksi dan seterusnya, tingkat perolehan mulai menurun dikarenakan berkurangnya produksi gas dari masing-masing sumur. Gambar 4 juga menjelaskan bahwa maksimum gas rate yang bisa ditampung oleh fasilitas produksi yang ada hanya sebesar 14 MMscfd. Hal ini terlihat pada produksi penambahan sumur ketiga dan seterusnya, gas rate yang dihasilkan tidak melebihi batasan tersebut. Dengan adanya batasan tersebut, maka penambahan sumur produksi tidak menambah laju alir produksi gas melainkan menambah plateu time dari produksi gas reservoir. Page 6
5.3 Analisa Ekonomi Peramalan kinerja reservoir dilakukan dengan skenario penambahan sumur produksi optimum dengan menggunakan constrain surface gas rate sebesar 14 MMscfd (= 509703 m3/day) dan well head pressure sebesar 400 psi (= 2757.9 kPa). Dengan menggunakan asumsi-asumsi data evaluasi ekonomi untuk lapangan D yang dapat dilihat pada Tabel 4, pengolahan data dapat dilakukan untuk menganalisa keekonomian lapangan dengan menggunakan cashflow berdasarkan penambahan sumur produksi dan diperoleh hasil sebagai berikut.
700000
24.31% 39.21% 48.24% 51.36% 51.04% 50.54% 49.92% 49.29%
NPVk (MUS$) 45332 123364 157851 177447 182224 183491 182127 180624
NPVp (MUS$) 201228 405370 497745 551900 568018 575131 575489 575489
48.08% 46.83% 45.65%
178221 174780 171773
577038 575924 575924
IRR (%)
600000 500000 400000 300000 200000 100000 0 0
NPVk vs Jumlah Sumur
180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2
4
6
8
10
12
4
6
8
10
12
14
Gambar 6. NPV yang didapatkan pemerintah
200000
0
2
Jumlah Sumur
Bila ditunjukkan dalam bentuk kurva didapat : NPVk
NPVp vs Jumlah Sumur
NPVp
Tabel 7. Hasil perhitungan NPV
Penambahan Sumur 1 2 3 4 5 6 7 8 10 12 14
Pada saat penambahan 7 sumur dan seterusnya, NPV mulai turun disebabkan oleh produksi puncak terjadi setelah 5 tahun produksi sehingga kontraktor wajib menyerahkan sebagian gasnya kepada pemerintah dalam ketentuan DMO yang berlaku. Dalam hal ini kontraktor dapat meminta pemerintah untuk menaikkan fee DMO, ataupun menurunkan pajak, ataupun menggeser masa pembayaran DMO, agar keuntungan yang didapat bisa meningkat, sesuai dengan kesepakatan kedua belah pihak agar pemerintah juga tidak merugi.
14
Jumlah Sumur
Gambar 5. NPV yang didapatkan kontraktor Dari tabel 7 dan Gambar 5, dapat dilihat bahwa nilai NPV maksimum yang didapatkan kontraktor diperoleh pada saat penambahan 6 sumur produksi yaitu sebesar 183491 MUS$. Saat penambahan 7 sumur dan seterusnya, terjadi penurunan NPV meskipun tidak turun secara signifikan. Besarnya NPV yang diperoleh disebabkan oleh produksi mencapai puncaknya sebelum masa pembayaran DMO atau saat 5 tahun produksi awal. Ini mengakibatkan kontraktor dapat memperoleh keuntungan maksimum dengan menjual gasnya terhadap pasar dengan harga pasar tanpa harus menjual 25% dari total produksinya. Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
Dari Tabel 7 dan Gambar 6, keuntungan terbesar yang diperoleh pemerintah didapatkan pada saat penambahan 10 sumur, yakni sebesar 577038 MUS$. Hal ini dikarenakan puncak produksi terjadi saat masa DMO sehingga keuntungan yang diperoleh pemerintah lumayan besar dikarenakan saat fee DMO produksi masih relatif kecil sehingga gas yang dijual bebas oleh perusahaan juga sedikit. Pada penambahan 12 sumur dan seterusnya, pemerintah memperoleh keuntungan relatif kecil dikarenakan puncak produksi terjadi sebelum masa DMO dan pada saat memasuki masa DMO produksi gas terus menurun sehingga kewajiban kontraktor untuk menyerahkan produksi kepada pemerintah tidak sebesar pada saat penambahan 10 sumur. IRR vs Jumlah Sumur
IRR
60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
0
2
4
6
8
10
12
14
Jumlah Sumur
Gambar 7. IRR kontraktor
Page 7
Dari Tabel 7 dan Gambar 6, IRR terbesar terjadi pada saat penambahan 4 sumur, yakni sebesar 51.36%. IRR ini bernilai positif menandakan bahwa pengembangan lapangan masih layak untuk dijalankan karena pasti memberikan keuntungan. Pada penambahan 5 sumur dan seterusnya, IRR menurun menandakan waktu pengembalian investasi awal yang lebih lama daripada penambahan 4 sumur, walaupun penambahan 5 sumur dan seterusnya ini masih layak dijalankan karena masih memberikan keuntungan. VI. KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan 1. Tingkat perolehan optimum sebesar 59.45% dengan plateu time 7.32 tahun pada saat penambahan 10 sumur produksi. 2. Peningkatan produksi gas terbesar terjadi pada saat penambahan sumur produksi ke-2 ke sumur produksi ke-3. Hal ini menunjukkan bahwa lokasi sumur ke-3 merupakan lokasi yang paling baik berdasarkan properti reservoir. 3. Penambahan jumlah sumur optimum akan meningkatkan tingkat perolehan yang mempengaruhi NPV dari kontraktor maupun pemerintah. 4. NPV optimum bagi kontraktor didapatkan pada penambahan 6 sumur produksi, yakni sebesar 183491 MUS$. 5. NPV optimum bagi pemerintah didapatkan pada penambahan 10 sumur produksi, yakni sebesar 577038 MUS$. 6. IRR optimum terjadi pada saat penambahan sumur produksi ke-4, yakni sebesar 51.36%. 7. NPV optimum dipengaruhi oleh penambahan sumur produksi dan perjanjian kontrak antara kontraktor dengan pemerintah. 6.2 Saran 1. Dilakukannya studi lebih lanjut dengan data lapangan yang lebih lengkap dan akurat. 2. Dilakukannya analisa atau penerapan evaluasi ekonomi ini pada keadaan yang sebenarnya. 3. Pemerintah dalam mengkaji kontrak kerjasama yang ditawarkan kontraktor dapat menggunakan analisa seperti yang terdapat dalam studi ini agar dapat mengambil keputusan yang terbaik yang menguntungkan baik bagi kontraktor maupun pemerintah.
akhir, Lay dan Mirza yang selalu men-support penulis untuk menyelesaikan kuliah. Audhy, Nikka, Teta, Aliend, Dean, Esco, Maxi, Cinde, Tegar, Ardhi, Dito, Anto, dll., terima kasih atas dukungannya. VIII. DAFTAR PUSTAKA 1. Arsegianto, “Ekonomi Minyak dan Gas Bumi,” Diktat Kuliah Teknik Perminyakan ITB, 2000. 2. Partowidagdo, Widjajono, “Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi,” Penerbit Program Studi Pembangunan Pasca Sarjana ITB, 2002. 3. Johnston, Daniel, “International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts,” PennWell Publishing Company, 1994. 4. Economides, Michael J. and Kenneth G. Nolte, “Reservoir Simulation, ” 2nd ed., Prentice Hall, New Jersey (1989), Chap. 11. 5. Chaudhry, Amanat U., “Gas Well Testing Handbook”, Technology & Engineering, 2003. 6. Gudmundsson, J.S., “Deliverability Model For Natural Gas”, Norwegian Institute of Technology, 1995. 7. Jasuti, David, “Analisis Pengaruh Ketersediaan Dana Terhadap Keekonomian Pengembangan Suatu Lapangan”, Institut Teknologi Bandung, 2008. 8. Panhar, M. Lutfi, “Analisis Fleksibelitas Ketentuan DMO Dalam Kontrak Kerjasama Migas ”, Institut Teknologi Bandung, 2008. 9. Gaol, Calvin L., “Evaluasi Skenario Pengembangan Lapangan X Dengan Menggunakan Simulasi Reservoir”, Institut Teknologi Bandung, 2009. 10. Yahya, Musyoffi, “Deliverabilitas Reservoir Gas Kering di Lapangan X”, Institut Teknologi Bandung, 2008.
VII. UCAPAN TERIMA KASIH Allah SWT, alm. bapak, ibu dan abang, keberadaan kalian tak tergantikan. Mas Arse sebagai dosen pembimbing tugas akhir, Mas Ucok sebagai KaProdi Teknik Perminyakan dan dosen wali. Pak Oman, pak Haryanta, pak Haryono, teh Yuti dan karyawan-karyawan di TU-TM. Calvin yang telah membantu penulis dalam menyelesaikan tugas Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
Page 8
LAMPIRAN A
Tabel 1. Hasil DST lapangan D
Tabel 2. Hydrocarbon Analysis Calculated Well Stream Compositions WELL
PRES.
DEPTH
Psia
Meter
GAS COMPOSITION, MOLE %
TEMP.
DST NO.
SG GAS o
o
API
H2S CO2
N2
C1
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7 +
F
DONGGI-1
UKL-4
2554
1707
205.0
0.636
N/A
-
2.46 1.13 92.28 1.51 1.17 0.33 0.34 0.19 0.12 0.10 0.37
DONGGI-1
UKL-5
2539
1625
205.0
0.634
N/A
0.07 2.44 1.07 92.12 1.53 1.18 0.34 0.34 0.20 0.12 0.12 0.47
DONGGI-2
DST-4
2532
1600
202.0
0.676
59.20
0.03 1.77 0.89 93.02 1.44 1.19 0.36 0.36 0.20 0.12 0.05 0.57
DONGGI-3
DST-1
2552
1715
204.0
0.627
52.00
0.06 3.18 1.34 91.26 1.63 1.26 0.34 0.34 0.17 0.10 0.06 0.26
SUKAMAJU-1
DST-2
3008
2114
246.0
0.700
50.80
-
2.98 0.31 86.11 4.85 2.13 0.62 0.95 0.39 0.28 0.29 1.09
MALEORAJA-1
DST-3
3065
2131
247.5
0.738
54.00
-
3.03 2.24 81.12 5.44 4.08 0.92 1.13 0.55 0.40 0.35 0.74
Gambar 1. Pressure Derivative Type Curve Matching DG-1; DST-5
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
Page 9
Gambar 2. Pressure Derivative Type Curve Matching DG-2; DST-4
1.00 krg vs Sg krog vs Sg
kr - relative permeability
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00 0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
Sg
Gambar 3. Normalized Gas Relative Permeability
1.00 krw vs Sw krow vs Sw
kr - relative permeability
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00 0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
Sw
Gambar 4. Normalized Water Relative Permeability
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
Page 10
Gambar 5. Model reservoir lapangan D
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
Page 11
LAMPIRAN B Model PSC (Production Sharing Contract) yang digunakan Revenue
First Trench Petroleum
Recoverable Cost Inv. Credit
Cost
Cost Rec.
Profit to be Share
Government Share
Company Share
Taxable Income
DMO
TAX
After Tax Income
Cash Flow
Rumus perhitungan untuk Cashflow Input : Tahun, Produksi, Harga Gas, Kapital, Non Kapital, Operating Cost, serta % Share Contractor dan Government. 1. Revenue = Produksi x Harga 2. Operating Cost = Biaya Produksi x Produksi 3. Depresiasi = Investasi Capital Waktu Depresiasi 4.
5. 6.
7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16.
tp 1
Unrecoveredtp = (Non Capital Investment)t t 1 Jika (Cost Recovery + Investment Credit)t-1 > (Recovery)t-1, maka (Unrecovered)t>tp = (Cost Recovery + Investment Credit + Recovery)t-1 Jika tidak, maka (Unrecovered)t>tp = 0 Jika Revenue > 0, maka Cost Recovery = Unrecovered + Depresiasi + Operating Cost + Non Capital Jika Revenue = 0, maka Cost Recovery = 0 Jika Cost Recovery > Revenue, maka Recovery = Revenue Equity = 0 Jika tidak, maka Recovery = Cost Recovery Equity = Revenue - Recovery Equity to be Split = Revenue – Recovery Contractor Share = Share/0.56 x Equity to be Split Jika (Revenue x 0.25 x share/0.56) > Contractor Share, maka DMO = Contractor Share Jika tidak, DMO = Revenue x 0.25 x share/0.56 Government Share = (1 – Contractor Share) x Equity to be Split Taxable Income = Contractor Share – DMO + fee DMO Jika Taxable Income > 0, maka Tax = Taxable Income x 0,44 Jika tidak, Tax = 0 Jika Taxable Income > 0, maka Net Contractor Income = Taxable Income - Tax Jika tidak, Tax = 0 Total Contractor Income = Net Contractor Income + Recovery Expenditure = Capital + Non Capital + Operating Cost (Contractor Cash Flow)tp = Total Contractor Income - Expenditure Government Take = Revenue – Total Contractor Income
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
Page 12
Tabel 1. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 1 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
2,001
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
14,887.50
1
59,550
200
-
1,125
7,444
11,910
-
8,569
8,569
2011
14,928.79
1
59,715
100
-
894
7,464
11,943
-
8,358
8,358
2012
14,928.79
1
59,715
-
-
695
7,464
11,943
-
8,160
8,160
2013
14,928.79
1
59,715
-
-
1,945
7,464
11,943
-
9,410
9,410
2014
14,928.79
1
59,715
-
-
35
7,464
11,943
-
7,500
7,500
2015
14,928.79
1
59,715
-
-
74
7,464
11,943
-
7,538
7,538
2016
14,873.96
1
59,496
-
-
32
7,437
11,899
-
7,469
7,469
2017
14,166.24
1
56,665
-
-
-
7,083
11,333
-
7,083
7,083
2018
13,334.67
1
53,339
-
-
-
6,667
10,668
-
6,667
6,667
2019
12,554.79
1
50,219
-
-
-
6,277
10,044
-
6,277
6,277
2020
10,950.58
1
43,802
-
-
-
5,475
8,760
-
5,475
5,475
2021
7,210.65
1
28,843
-
-
-
3,605
5,769
-
3,605
3,605
2022
6,188.79
1
24,755
-
-
-
3,094
4,951
-
3,094
3,094
2023
5,710.26
1
22,841
-
-
-
2,855
4,568
-
2,855
2,855
2024
5,373.87
1
21,495
-
-
-
2,687
4,299
-
2,687
2,687
Jumlah
179,895
719,581
6,300
33,501
6,300
89,948
143,916
42,500
94,748
94,748
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
2009
-
-
-
-
-
-
2,001
(2,001)
(39,501)
-
2010
39,071
27,311
27,311
12,017
15,294
23,863
7,644
16,219
(23,282)
35,687
2011
39,414
27,513
27,513
12,106
15,407
23,765
7,564
16,201
(7,081)
35,950
2012
39,612
27,619
27,619
12,152
15,467
23,626
7,464
16,162
9,081
36,089
2013
38,362
26,949
26,949
11,858
15,092
24,501
7,464
17,037
26,118
35,214
2014
40,273
27,973
27,973
12,308
15,665
23,164
7,464
15,700
41,818
36,551
2015
40,234
27,952
27,952
12,299
15,653
23,191
7,464
15,727
57,545
36,524
2016
40,128
27,872
27,872
12,264
15,608
23,077
7,437
15,640
73,185
36,419
2017
38,249
26,562
26,562
11,687
14,875
21,958
7,083
14,875
88,059
34,707
2018
36,004
25,002
25,002
11,001
14,001
20,669
6,667
14,001
102,061
32,670
2019
33,898
23,540
23,540
10,358
13,183
19,460
6,277
13,183
115,243
30,759
2020
29,567
20,532
20,532
9,034
11,498
16,973
5,475
11,498
126,741
26,829
2021
19,469
13,520
13,520
5,949
7,571
11,177
3,605
7,571
134,312
17,666
2022
16,710
11,604
11,604
5,106
6,498
9,593
3,094
6,498
140,811
15,163
2023
15,418
10,707
10,707
4,711
5,996
8,851
2,855
5,996
146,806
13,990
2024
14,509
10,076
10,076
4,433
5,643
8,329
2,687
5,643
152,449
13,166
Jumlah
480,917
334,732
334,732
147,282
187,450
282,198
129,749
152,449
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
437,383
Page 13
Tabel 2. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 2 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
4,002
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
29,774.96
1
119,100
200
-
1,125
14,887
23,820
-
16,012
16,012
2011
29,857.59
1
119,430
100
-
894
14,929
23,886
-
15,823
15,823
2012
29,857.59
1
119,430
-
-
695
14,929
23,886
-
15,624
15,624
2013
29,857.59
1
119,430
-
-
1,945
14,929
23,886
-
16,874
16,874
2014
29,857.59
1
119,430
-
-
35
14,929
23,886
-
14,964
14,964
2015
29,836.82
1
119,347
-
-
74
14,918
23,869
-
14,992
14,992
2016
28,992.23
1
115,969
-
-
32
14,496
23,194
-
14,528
14,528
2017
26,854.80
1
107,419
-
-
-
13,427
21,484
-
13,427
13,427
2018
24,577.84
1
98,311
-
-
-
12,289
19,662
-
12,289
12,289
2019
22,535.20
1
90,141
-
-
-
11,268
18,028
-
11,268
11,268
2020
20,614.24
1
82,457
-
-
-
10,307
16,491
-
10,307
10,307
2021
18,491.43
1
73,966
-
-
-
9,246
14,793
-
9,246
9,246
2022
16,393.47
1
65,574
-
-
-
8,197
13,115
-
8,197
8,197
2023
14,554.76
1
58,219
-
-
-
7,277
11,644
-
7,277
7,277
2024
12,914.69
1
51,659
-
-
-
6,457
10,332
-
6,457
6,457
Jumlah
364,971
1,459,883
6,300
35,502
6,300
182,485
291,977
42,500
187,285
187,285
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
2009
-
-
-
-
-
-
4,002
(4,002)
(41,502)
-
2010
79,267
55,225
55,225
24,299
30,926
46,939
15,087
31,851
(9,651)
72,161
2011
79,722
55,504
55,504
24,422
31,082
46,905
15,029
31,876
22,225
72,525
2012
79,920
55,610
55,610
24,469
31,142
46,766
14,929
31,837
54,062
72,664
2013
78,670
54,941
54,941
24,174
30,767
47,641
14,929
32,712
86,775
71,789
2014
80,580
55,964
55,964
24,624
31,340
46,304
14,929
31,375
118,150
73,126
2015
80,486
55,904
55,904
24,598
31,307
46,299
14,918
31,380
149,530
73,049
2016
78,247
54,343
54,343
23,911
30,432
44,960
14,496
30,464
179,994
71,009
2017
72,508
50,353
50,353
22,155
28,198
41,625
13,427
28,198
208,192
65,794
2018
66,360
46,083
46,083
20,277
25,807
38,096
12,289
25,807
233,998
60,216
2019
60,845
42,254
42,254
18,592
23,662
34,930
11,268
23,662
257,660
55,211
2020
55,658
38,652
38,652
17,007
21,645
31,952
10,307
21,645
279,305
50,505
2021
49,927
34,671
34,671
15,255
19,416
28,662
9,246
19,416
298,721
45,304
2022
44,262
30,738
30,738
13,525
17,213
25,410
8,197
17,213
315,934
40,164
2023
39,298
27,290
27,290
12,008
15,282
22,560
7,277
15,282
331,217
35,659
2024
34,870
24,215
24,215
10,655
13,560
20,018
6,457
13,560
344,777
31,641
Jumlah
980,621
681,749
681,749
299,969
381,779
569,065
224,287
344,777
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
890,818
Page 14
Tabel 3. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 3 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
6,003
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
44,662.35
1
178,649
200
-
1,125
22,331
35,730
-
23,456
23,456
2011
44,786.42
1
179,146
100
-
894
22,393
35,829
-
23,287
23,287
2012
44,765.68
1
179,063
-
-
695
22,383
35,813
-
23,078
23,078
2013
42,877.23
1
171,509
-
-
1,945
21,439
34,302
-
23,384
23,384
2014
38,956.23
1
155,825
-
-
35
19,478
31,165
-
19,513
19,513
2015
35,344.53
1
141,378
-
-
74
17,672
28,276
-
17,746
17,746
2016
30,911.40
1
123,646
-
-
32
15,456
24,729
-
15,487
15,487
2017
26,300.04
1
105,200
-
-
-
13,150
21,040
-
13,150
13,150
2018
22,126.86
1
88,507
-
-
-
11,063
17,701
-
11,063
11,063
2019
17,961.07
1
71,844
-
-
-
8,981
14,369
-
8,981
8,981
2020
15,477.12
1
61,908
-
-
-
7,739
12,382
-
7,739
7,739
2021
13,241.39
1
52,966
-
-
-
6,621
10,593
-
6,621
6,621
2022
11,536.58
1
46,146
-
-
-
5,768
9,229
-
5,768
5,768
2023
10,069.62
1
40,278
-
-
-
5,035
8,056
-
5,035
5,035
2024
8,890.01
1
35,560
-
-
-
4,445
7,112
-
4,445
4,445
Jumlah
407,907
1,631,626
6,300
37,503
6,300
203,953
326,325
42,500
208,753
208,753
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
2009
-
-
-
-
-
-
6,003
(6,003)
(43,503)
-
2010
119,463
83,139
83,139
36,581
46,558
70,014
22,531
47,483
3,980
108,635
2011
120,030
83,496
83,496
36,738
46,758
70,045
22,493
47,551
51,531
109,101
2012
120,172
83,563
83,563
36,768
46,795
69,874
22,383
47,491
99,022
109,189
2013
113,823
79,353
79,353
34,915
44,437
67,821
21,439
46,383
145,405
103,687
2014
105,147
73,024
73,024
32,131
40,893
60,407
19,478
40,929
186,333
95,418
2015
95,356
66,231
66,231
29,142
37,090
54,836
17,672
37,163
223,497
86,542
2016
83,429
57,942
57,942
25,494
32,447
47,935
15,456
32,479
255,976
75,711
2017
71,010
49,313
49,313
21,698
27,615
40,765
13,150
27,615
283,591
64,435
2018
59,743
41,488
41,488
18,255
23,233
34,297
11,063
23,233
306,824
54,211
2019
48,495
33,677
33,677
14,818
18,859
27,840
8,981
18,859
325,683
44,005
2020
41,788
29,020
29,020
12,769
16,251
23,990
7,739
16,251
341,934
37,919
2021
35,752
24,828
24,828
10,924
13,903
20,524
6,621
13,903
355,838
32,441
2022
31,149
21,631
21,631
9,518
12,113
17,882
5,768
12,113
367,951
28,265
2023
27,188
18,881
18,881
8,307
10,573
15,608
5,035
10,573
378,524
24,671
2024
24,003
16,669
16,669
7,334
9,335
13,780
4,445
9,335
387,859
21,781
Jumlah
1,096,548
762,253
762,253
335,391
426,862
635,615
247,756
387,859
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
996,011
Page 15
Tabel 4. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 4 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
8,004
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
49,624.75
1
198,499
200
-
1,125
24,812
39,700
-
25,937
25,937
2011
49,762.53
1
199,050
100
-
894
24,881
39,810
-
25,775
25,775
2012
49,762.53
1
199,050
-
-
695
24,881
39,810
-
25,577
25,577
2013
49,762.53
1
199,050
-
-
1,945
24,881
39,810
-
26,827
26,827
2014
49,762.53
1
199,050
-
-
35
24,881
39,810
-
24,916
24,916
2015
44,585.73
1
178,343
-
-
74
22,293
35,669
-
22,367
22,367
2016
35,622.54
1
142,490
-
-
32
17,811
28,498
-
17,843
17,843
2017
27,197.70
1
108,791
-
-
-
13,599
21,758
-
13,599
13,599
2018
20,873.35
1
83,493
-
-
-
10,437
16,699
-
10,437
10,437
2019
15,432.80
1
61,731
-
-
-
7,716
12,346
-
7,716
7,716
2020
12,374.20
1
49,497
-
-
-
6,187
9,899
-
6,187
6,187
2021
10,764.19
1
43,057
-
-
-
5,382
8,611
-
5,382
5,382
2022
9,272.13
1
37,089
-
-
-
4,636
7,418
-
4,636
4,636
2023
7,970.29
1
31,881
-
-
-
3,985
6,376
-
3,985
3,985
2024
6,778.56
1
27,114
-
-
-
3,389
5,423
-
3,389
3,389
Jumlah
439,546
1,758,185
6,300
39,504
6,300
219,773
351,637
42,500
224,573
224,573
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
2009
-
-
-
-
-
-
8,004
(8,004)
(45,504)
-
2010
132,862
92,444
92,444
40,675
51,768
77,706
25,012
52,693
7,189
120,793
2011
133,465
92,826
92,826
40,843
51,983
77,758
24,981
52,776
59,966
121,293
2012
133,664
92,932
92,932
40,890
52,042
77,619
24,881
52,737
112,703
121,431
2013
132,414
92,263
92,263
40,596
51,667
78,494
24,881
53,612
166,316
120,556
2014
134,324
93,286
93,286
41,046
52,240
77,157
24,881
52,275
218,591
121,894
2015
120,308
83,559
83,559
36,766
46,793
69,160
22,293
46,867
265,457
109,183
2016
96,149
66,775
66,775
29,381
37,394
55,237
17,811
37,426
302,883
87,253
2017
73,434
50,996
50,996
22,438
28,558
42,156
13,599
28,558
331,441
66,634
2018
56,358
39,138
39,138
17,221
21,917
32,354
10,437
21,917
353,358
51,140
2019
41,669
28,937
28,937
12,732
16,204
23,921
7,716
16,204
369,562
37,810
2020
33,410
23,202
23,202
10,209
12,993
19,180
6,187
12,993
382,555
30,317
2021
29,063
20,183
20,183
8,880
11,302
16,684
5,382
11,302
393,858
26,372
2022
25,035
17,385
17,385
7,650
9,736
14,372
4,636
9,736
403,593
22,717
2023
21,520
14,944
14,944
6,575
8,369
12,354
3,985
8,369
411,962
19,527
2024
18,302
12,710
12,710
5,592
7,117
10,507
3,389
7,117
419,080
16,607
Jumlah
1,181,975
821,578
821,578
361,494
460,084
684,657
265,577
419,080
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
1,073,529
Page 16
Tabel 5. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 5 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
10,005
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
49,624.75
1
198,499
200
-
1,125
24,812
39,700
-
25,937
25,937
2011
49,762.53
1
199,050
100
-
894
24,881
39,810
-
25,775
25,775
2012
49,762.53
1
199,050
-
-
695
24,881
39,810
-
25,577
25,577
2013
49,762.53
1
199,050
-
-
1,945
24,881
39,810
-
26,827
26,827
2014
49,762.53
1
199,050
-
-
35
24,881
39,810
-
24,916
24,916
2015
49,702.78
1
198,811
-
-
74
24,851
39,762
-
24,925
24,925
2016
41,793.30
1
167,173
-
-
32
20,897
33,435
-
20,928
20,928
2017
30,755.17
1
123,021
-
-
-
15,378
24,604
-
15,378
15,378
2018
22,806.57
1
91,226
-
-
-
11,403
18,245
-
11,403
11,403
2019
17,464.16
1
69,857
-
-
-
8,732
13,971
-
8,732
8,732
2020
13,536.87
1
54,147
-
-
-
6,768
10,829
-
6,768
6,768
2021
10,532.19
1
42,129
-
-
-
5,266
8,426
-
5,266
5,266
2022
7,274.90
1
29,100
-
-
-
3,637
5,820
-
3,637
3,637
2023
5,596.88
1
22,388
-
-
-
2,798
4,478
-
2,798
2,798
2024
4,742.91
1
18,972
-
-
-
2,371
3,794
-
2,371
2,371
Jumlah
452,881
1,811,522
6,300
41,505
6,300
226,440
362,304
42,500
231,240
231,240
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
2009
-
-
-
-
-
-
10,005
(10,005)
(47,505)
-
2010
132,862
92,444
92,444
40,675
51,768
77,706
25,012
52,693
5,188
120,793
2011
133,465
92,826
92,826
40,843
51,983
77,758
24,981
52,776
57,965
121,293
2012
133,664
92,932
92,932
40,890
52,042
77,619
24,881
52,737
110,702
121,431
2013
132,414
92,263
92,263
40,596
51,667
78,494
24,881
53,612
164,315
120,556
2014
134,324
93,286
93,286
41,046
52,240
77,157
24,881
52,275
216,590
121,894
2015
134,124
93,153
93,153
40,987
52,166
77,091
24,851
52,240
268,829
121,720
2016
112,810
78,345
78,345
34,472
43,873
64,802
20,897
43,905
312,734
102,371
2017
83,039
57,666
57,666
25,373
32,293
47,671
15,378
32,293
345,027
75,350
2018
61,578
42,762
42,762
18,815
23,947
35,350
11,403
23,947
368,974
55,876
2019
47,153
32,745
32,745
14,408
18,337
27,069
8,732
18,337
387,312
42,787
2020
36,550
25,382
25,382
11,168
14,214
20,982
6,768
14,214
401,525
33,165
2021
28,437
19,748
19,748
8,689
11,059
16,325
5,266
11,059
412,584
25,804
2022
19,642
13,640
13,640
6,002
7,639
11,276
3,637
7,639
420,223
17,824
2023
15,112
10,494
10,494
4,617
5,877
8,675
2,798
5,877
426,100
13,712
2024
12,806
8,893
8,893
3,913
4,980
7,352
2,371
4,980
431,080
11,620
Jumlah
1,217,978
846,580
846,580
372,495
474,085
705,325
274,245
431,080
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
1,106,197
Page 17
Tabel 6. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 6 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
12,006
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
49,624.75
1
198,499
200
-
1,125
24,812
39,700
-
25,937
25,937
2011
49,762.53
1
199,050
100
-
894
24,881
39,810
-
25,775
25,775
2012
49,762.53
1
199,050
-
-
695
24,881
39,810
-
25,577
25,577
2013
49,762.53
1
199,050
-
-
1,945
24,881
39,810
-
26,827
26,827
2014
49,762.53
1
199,050
-
-
35
24,881
39,810
-
24,916
24,916
2015
49,762.53
1
199,050
-
-
74
24,881
39,810
-
24,955
24,955
2016
47,821.71
1
191,287
-
-
32
23,911
38,257
-
23,942
23,942
2017
33,819.53
1
135,278
-
-
-
16,910
27,056
-
16,910
16,910
2018
23,351.14
1
93,405
-
-
-
11,676
18,681
-
11,676
11,676
2019
16,054.13
1
64,217
-
-
-
8,027
12,843
-
8,027
8,027
2020
12,366.16
1
49,465
-
-
-
6,183
9,893
-
6,183
6,183
2021
9,488.04
1
37,952
-
-
-
4,744
7,590
-
4,744
4,744
2022
7,347.83
1
29,391
-
-
-
3,674
5,878
-
3,674
3,674
2023
5,731.28
1
22,925
-
-
-
2,866
4,585
-
2,866
2,866
2024
4,556.00
1
18,224
-
-
-
2,278
3,645
-
2,278
2,278
Jumlah
458,973
1,835,893
6,300
43,506
6,300
229,487
367,179
42,500
234,287
234,287
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
2009
-
-
-
-
-
-
12,006
(12,006)
(49,506)
-
2010
132,862
92,444
92,444
40,675
51,768
77,706
25,012
52,693
3,187
120,793
2011
133,465
92,826
92,826
40,843
51,983
77,758
24,981
52,776
55,964
121,293
2012
133,664
92,932
92,932
40,890
52,042
77,619
24,881
52,737
108,701
121,431
2013
132,414
92,263
92,263
40,596
51,667
78,494
24,881
53,612
162,314
120,556
2014
134,324
93,286
93,286
41,046
52,240
77,157
24,881
52,275
214,589
121,894
2015
134,285
93,265
93,265
41,037
52,229
77,184
24,881
52,302
266,891
121,867
2016
129,087
89,649
89,649
39,445
50,203
74,146
23,911
50,235
317,126
117,141
2017
91,313
63,412
63,412
27,901
35,511
52,420
16,910
35,511
352,637
82,858
2018
63,048
43,783
43,783
19,265
24,519
36,194
11,676
24,519
377,155
57,210
2019
43,346
30,101
30,101
13,245
16,857
24,884
8,027
16,857
394,012
39,333
2020
33,389
23,187
23,187
10,202
12,984
19,168
6,183
12,984
406,997
30,297
2021
25,618
17,790
17,790
7,828
9,962
14,706
4,744
9,962
416,959
23,246
2022
19,839
13,777
13,777
6,062
7,715
11,389
3,674
7,715
424,674
18,002
2023
15,474
10,746
10,746
4,728
6,018
8,883
2,866
6,018
430,692
14,042
2024
12,301
8,543
8,543
3,759
4,784
7,062
2,278
4,784
435,476
11,162
Jumlah
1,234,428
858,003
858,003
377,521
480,482
714,768
279,293
435,476
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
1,121,124
Page 18
Tabel 7. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 7 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
14,007
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
49,624.75
1
198,499
200
-
1,125
24,812
39,700
-
25,937
25,937
2011
49,762.53
1
199,050
100
-
894
24,881
39,810
-
25,775
25,775
2012
49,762.53
1
199,050
-
-
695
24,881
39,810
-
25,577
25,577
2013
49,762.53
1
199,050
-
-
1,945
24,881
39,810
-
26,827
26,827
2014
49,762.53
1
199,050
-
-
35
24,881
39,810
-
24,916
24,916
2015
49,762.53
1
199,050
-
-
74
24,881
39,810
-
24,955
24,955
2016
48,062.12
1
192,248
-
-
32
24,031
38,450
-
24,063
24,063
2017
34,268.85
1
137,075
-
-
-
17,134
27,415
-
17,134
17,134
2018
24,014.36
1
96,057
-
-
-
12,007
19,211
-
12,007
12,007
2019
15,798.75
1
63,195
-
-
-
7,899
12,639
-
7,899
7,899
2020
12,056.19
1
48,225
-
-
-
6,028
9,645
-
6,028
6,028
2021
9,174.88
1
36,700
-
-
-
4,587
7,340
-
4,587
4,587
2022
7,099.45
1
28,398
-
-
-
3,550
5,680
-
3,550
3,550
2023
5,593.19
1
22,373
-
-
-
2,797
4,475
-
2,797
2,797
2024
4,462.37
1
17,849
-
-
-
2,231
3,570
-
2,231
2,231
Jumlah
458,968
1,835,870
6,300
45,507
6,300
229,484
367,174
42,500
234,284
234,284
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
2009
-
-
-
-
-
-
14,007
(14,007)
(51,507)
-
2010
132,862
92,444
92,444
40,675
51,768
77,706
25,012
52,693
1,186
120,793
2011
133,465
92,826
92,826
40,843
51,983
77,758
24,981
52,776
53,963
121,293
2012
133,664
92,932
92,932
40,890
52,042
77,619
24,881
52,737
106,700
121,431
2013
132,414
92,263
92,263
40,596
51,667
78,494
24,881
53,612
160,313
120,556
2014
134,324
93,286
93,286
41,046
52,240
77,157
24,881
52,275
212,588
121,894
2015
134,285
93,265
93,265
41,037
52,229
77,184
24,881
52,302
264,890
121,867
2016
129,736
90,100
90,100
39,644
50,456
74,518
24,031
50,487
315,377
117,730
2017
92,526
64,254
64,254
28,272
35,982
53,117
17,134
35,982
351,360
83,959
2018
64,839
45,027
45,027
19,812
25,215
37,222
12,007
25,215
376,575
58,835
2019
42,657
29,623
29,623
13,034
16,589
24,488
7,899
16,589
393,164
38,707
2020
32,552
22,605
22,605
9,946
12,659
18,687
6,028
12,659
405,823
29,538
2021
24,772
17,203
17,203
7,569
9,634
14,221
4,587
9,634
415,456
22,478
2022
19,169
13,311
13,311
5,857
7,454
11,004
3,550
7,454
422,911
17,394
2023
15,102
10,487
10,487
4,614
5,873
8,669
2,797
5,873
428,783
13,703
2024
12,048
8,367
8,367
3,681
4,685
6,917
2,231
4,685
433,469
10,933
Jumlah
1,234,412
857,993
857,993
377,517
480,476
714,760
281,291
433,469
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
1,121,111
Page 19
Tabel 8. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 8 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
16,008
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
49,624.75
1
198,499
200
-
1,125
24,812
39,700
-
25,937
25,937
2011
49,762.53
1
199,050
100
-
894
24,881
39,810
-
25,775
25,775
2012
49,762.53
1
199,050
-
-
695
24,881
39,810
-
25,577
25,577
2013
49,762.53
1
199,050
-
-
1,945
24,881
39,810
-
26,827
26,827
2014
49,762.53
1
199,050
-
-
35
24,881
39,810
-
24,916
24,916
2015
49,762.53
1
199,050
-
-
74
24,881
39,810
-
24,955
24,955
2016
48,062.12
1
192,248
-
-
32
24,031
38,450
-
24,063
24,063
2017
34,268.85
1
137,075
-
-
-
17,134
27,415
-
17,134
17,134
2018
24,014.36
1
96,057
-
-
-
12,007
19,211
-
12,007
12,007
2019
15,798.75
1
63,195
-
-
-
7,899
12,639
-
7,899
7,899
2020
12,056.19
1
48,225
-
-
-
6,028
9,645
-
6,028
6,028
2021
9,174.88
1
36,700
-
-
-
4,587
7,340
-
4,587
4,587
2022
7,099.45
1
28,398
-
-
-
3,550
5,680
-
3,550
3,550
2023
5,593.19
1
22,373
-
-
-
2,797
4,475
-
2,797
2,797
2024
4,462.37
1
17,849
-
-
-
2,231
3,570
-
2,231
2,231
Jumlah
458,968
1,835,870
6,300
47,508
6,300
229,484
367,174
42,500
234,284
234,284
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
2009
-
-
-
-
-
-
16,008
(16,008)
(53,508)
-
2010
132,862
92,444
92,444
40,675
51,768
77,706
25,012
52,693
(815)
120,793
2011
133,465
92,826
92,826
40,843
51,983
77,758
24,981
52,776
51,962
121,293
2012
133,664
92,932
92,932
40,890
52,042
77,619
24,881
52,737
104,699
121,431
2013
132,414
92,263
92,263
40,596
51,667
78,494
24,881
53,612
158,312
120,556
2014
134,324
93,286
93,286
41,046
52,240
77,157
24,881
52,275
210,587
121,894
2015
134,285
93,265
93,265
41,037
52,229
77,184
24,881
52,302
262,889
121,867
2016
129,736
90,100
90,100
39,644
50,456
74,518
24,031
50,487
313,376
117,730
2017
92,526
64,254
64,254
28,272
35,982
53,117
17,134
35,982
349,359
83,959
2018
64,839
45,027
45,027
19,812
25,215
37,222
12,007
25,215
374,574
58,835
2019
42,657
29,623
29,623
13,034
16,589
24,488
7,899
16,589
391,163
38,707
2020
32,552
22,605
22,605
9,946
12,659
18,687
6,028
12,659
403,822
29,538
2021
24,772
17,203
17,203
7,569
9,634
14,221
4,587
9,634
413,455
22,478
2022
19,169
13,311
13,311
5,857
7,454
11,004
3,550
7,454
420,910
17,394
2023
15,102
10,487
10,487
4,614
5,873
8,669
2,797
5,873
426,782
13,703
2024
12,048
8,367
8,367
3,681
4,685
6,917
2,231
4,685
431,468
10,933
Jumlah
1,234,412
857,993
857,993
377,517
480,476
714,760
283,292
431,468
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
1,121,111
Page 20
Tabel 9. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 10 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
20,010
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
49,624.75
1
198,499
200
-
1,125
24,812
39,700
-
25,937
25,937
2011
49,762.53
1
199,050
100
-
894
24,881
39,810
-
25,775
25,775
2012
49,762.53
1
199,050
-
-
695
24,881
39,810
-
25,577
25,577
2013
49,762.53
1
199,050
-
-
1,945
24,881
39,810
-
26,827
26,827
2014
49,762.53
1
199,050
-
-
35
24,881
39,810
-
24,916
24,916
2015
49,762.53
1
199,050
-
-
74
24,881
39,810
-
24,955
24,955
2016
49,286.64
1
197,147
-
-
32
24,643
39,429
-
24,675
24,675
2017
35,175.82
1
140,703
-
-
-
17,588
28,141
-
17,588
17,588
2018
22,573.13
1
90,293
-
-
-
11,287
18,059
-
11,287
11,287
2019
16,644.07
1
66,576
-
-
-
8,322
13,315
-
8,322
8,322
2020
12,413.15
1
49,653
-
-
-
6,207
9,931
-
6,207
6,207
2021
9,221.69
1
36,887
-
-
-
4,611
7,377
-
4,611
4,611
2022
6,919.95
1
27,680
-
-
-
3,460
5,536
-
3,460
3,460
2023
5,407.96
1
21,632
-
-
-
2,704
4,326
-
2,704
2,704
2024
4,295.10
1
17,180
-
-
-
2,148
3,436
-
2,148
2,148
Jumlah
460,375
1,841,500
6,300
51,510
6,300
230,187
368,300
42,500
234,987
234,987
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
2009
-
-
-
-
-
-
20,010
(20,010)
(57,510)
-
2010
132,862
92,444
92,444
40,675
51,768
77,706
25,012
52,693
(4,817)
120,793
2011
133,465
92,826
92,826
40,843
51,983
77,758
24,981
52,776
47,960
121,293
2012
133,664
92,932
92,932
40,890
52,042
77,619
24,881
52,737
100,697
121,431
2013
132,414
92,263
92,263
40,596
51,667
78,494
24,881
53,612
154,310
120,556
2014
134,324
93,286
93,286
41,046
52,240
77,157
24,881
52,275
206,585
121,894
2015
134,285
93,265
93,265
41,037
52,229
77,184
24,881
52,302
258,887
121,867
2016
133,042
92,395
92,395
40,654
51,741
76,416
24,643
51,773
310,660
120,730
2017
94,975
65,955
65,955
29,020
36,935
54,523
17,588
36,935
347,595
86,181
2018
60,947
42,325
42,325
18,623
23,702
34,988
11,287
23,702
371,297
55,304
2019
44,939
31,208
31,208
13,731
17,476
25,798
8,322
17,476
388,773
40,778
2020
33,515
23,275
23,275
10,241
13,034
19,240
6,207
13,034
401,807
30,412
2021
24,899
17,291
17,291
7,608
9,683
14,294
4,611
9,683
411,489
22,593
2022
18,684
12,975
12,975
5,709
7,266
10,726
3,460
7,266
418,755
16,954
2023
14,602
10,140
10,140
4,462
5,678
8,382
2,704
5,678
424,434
13,250
2024
11,597
8,053
8,053
3,543
4,510
6,657
2,148
4,510
428,944
10,523
Jumlah
1,238,212
860,632
860,632
378,678
481,954
716,941
287,997
428,944
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
1,124,559
Page 21
Tabel 10. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 12 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
24,012
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
49,624.75
1
198,499
200
-
1,125
24,812
39,700
-
25,937
25,937
2011
49,762.53
1
199,050
100
-
894
24,881
39,810
-
25,775
25,775
2012
49,762.53
1
199,050
-
-
695
24,881
39,810
-
25,577
25,577
2013
49,762.53
1
199,050
-
-
1,945
24,881
39,810
-
26,827
26,827
2014
49,762.53
1
199,050
-
-
35
24,881
39,810
-
24,916
24,916
2015
49,762.53
1
199,050
-
-
74
24,881
39,810
-
24,955
24,955
2016
48,178.45
1
192,714
-
-
32
24,089
38,543
-
24,121
24,121
2017
34,069.60
1
136,278
-
-
-
17,035
27,256
-
17,035
17,035
2018
23,390.50
1
93,562
-
-
-
11,695
18,712
-
11,695
11,695
2019
16,592.34
1
66,369
-
-
-
8,296
13,274
-
8,296
8,296
2020
12,628.04
1
50,512
-
-
-
6,314
10,102
-
6,314
6,314
2021
9,267.35
1
37,069
-
-
-
4,634
7,414
-
4,634
4,634
2022
7,159.55
1
28,638
-
-
-
3,580
5,728
-
3,580
3,580
2023
5,522.82
1
22,091
-
-
-
2,761
4,418
-
2,761
2,761
2024
4,371.02
1
17,484
-
-
-
2,186
3,497
-
2,186
2,186
Jumlah
459,617
1,838,468
6,300
55,512
6,300
229,809
367,694
42,500
234,609
234,609
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
2009
-
-
-
-
-
-
24,012
(24,012)
(61,512)
-
2010
132,862
92,444
92,444
40,675
51,768
77,706
25,012
52,693
(8,819)
120,793
2011
133,465
92,826
92,826
40,843
51,983
77,758
24,981
52,776
43,958
121,293
2012
133,664
92,932
92,932
40,890
52,042
77,619
24,881
52,737
96,695
121,431
2013
132,414
92,263
92,263
40,596
51,667
78,494
24,881
53,612
150,308
120,556
2014
134,324
93,286
93,286
41,046
52,240
77,157
24,881
52,275
202,583
121,894
2015
134,285
93,265
93,265
41,037
52,229
77,184
24,881
52,302
254,885
121,867
2016
130,050
90,318
90,318
39,740
50,578
74,699
24,089
50,610
305,495
118,015
2017
91,988
63,881
63,881
28,107
35,773
52,808
17,035
35,773
341,268
83,471
2018
63,154
43,857
43,857
19,297
24,560
36,255
11,695
24,560
365,828
57,307
2019
44,799
31,111
31,111
13,689
17,422
25,718
8,296
17,422
383,250
40,651
2020
34,096
23,678
23,678
10,418
13,259
19,573
6,314
13,259
396,509
30,939
2021
25,022
17,376
17,376
7,646
9,731
14,364
4,634
9,731
406,240
22,705
2022
19,331
13,424
13,424
5,907
7,518
11,097
3,580
7,518
413,757
17,541
2023
14,912
10,355
10,355
4,556
5,799
8,560
2,761
5,799
419,556
13,531
2024
11,802
8,196
8,196
3,606
4,590
6,775
2,186
4,590
424,146
10,709
Jumlah
1,236,166
859,211
859,211
378,053
481,158
715,766
291,621
424,146
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
1,122,702
Page 22
Tabel 11. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 14 sumur Sales Year
Revenue
Yearly
Fraction
Gas, MMscf
Gas, boe
2006
-
2007
-
2008
Investment
Depreciation
Operating cost
FTP
Unrecovered
Cost recovery
Recovery
Gas
Gas
Gas
Gas
Capital
Non-capital
Gas
Gas
Gas
1
-
-
11,000
-
-
-
-
-
-
1
-
-
15,000
-
-
-
11,000
-
-
-
1
-
6000
5,500
-
-
-
-
-
-
2009
-
1
-
-
28,014
1,500
-
-
31,500
-
-
2010
49,624.75
1
198,499
200
-
1,125
24,812
39,700
-
25,937
25,937
2011
49,762.53
1
199,050
100
-
894
24,881
39,810
-
25,775
25,775
2012
49,762.53
1
199,050
-
-
695
24,881
39,810
-
25,577
25,577
2013
49,762.53
1
199,050
-
-
1,945
24,881
39,810
-
26,827
26,827
2014
49,762.53
1
199,050
-
-
35
24,881
39,810
-
24,916
24,916
2015
49,762.53
1
199,050
-
-
74
24,881
39,810
-
24,955
24,955
2016
48,178.45
1
192,714
-
-
32
24,089
38,543
-
24,121
24,121
2017
34,069.60
1
136,278
-
-
-
17,035
27,256
-
17,035
17,035
2018
23,390.50
1
93,562
-
-
-
11,695
18,712
-
11,695
11,695
2019
16,592.34
1
66,369
-
-
-
8,296
13,274
-
8,296
8,296
2020
12,628.04
1
50,512
-
-
-
6,314
10,102
-
6,314
6,314
2021
9,267.35
1
37,069
-
-
-
4,634
7,414
-
4,634
4,634
2022
7,159.55
1
28,638
-
-
-
3,580
5,728
-
3,580
3,580
2023
5,522.82
1
22,091
-
-
-
2,761
4,418
-
2,761
2,761
2024
4,371.02
1
17,484
-
-
-
2,186
3,497
-
2,186
2,186
Jumlah
459,617
1,838,468
6,300
59,514
6,300
229,809
367,694
42,500
234,609
234,609
Equity to be Split
Contractor Share
Gas
Gas
Contractor Taxable Income
2006
-
-
-
-
-
-
11,000
(11,000)
(11,000)
-
2007
-
-
-
-
-
-
15,000
(15,000)
(26,000)
-
2008
-
-
-
-
-
-
11,500
(11,500)
(37,500)
-
Year
Government Tax
Contractor Income After Tax
Total Contractor Income
Expenditure
Contractor Cashflow
Contractor Cumulative Cashflow
Indonesia Take
2009
-
-
-
-
-
-
28,014
(28,014)
(65,514)
-
2010
132,862
92,444
92,444
40,675
51,768
77,706
25,012
52,693
(12,821)
120,793
2011
133,465
92,826
92,826
40,843
51,983
77,758
24,981
52,776
39,956
121,293
2012
133,664
92,932
92,932
40,890
52,042
77,619
24,881
52,737
92,693
121,431
2013
132,414
92,263
92,263
40,596
51,667
78,494
24,881
53,612
146,306
120,556
2014
134,324
93,286
93,286
41,046
52,240
77,157
24,881
52,275
198,581
121,894
2015
134,285
93,265
93,265
41,037
52,229
77,184
24,881
52,302
250,883
121,867
2016
130,050
90,318
90,318
39,740
50,578
74,699
24,089
50,610
301,493
118,015
2017
91,988
63,881
63,881
28,107
35,773
52,808
17,035
35,773
337,266
83,471
2018
63,154
43,857
43,857
19,297
24,560
36,255
11,695
24,560
361,826
57,307
2019
44,799
31,111
31,111
13,689
17,422
25,718
8,296
17,422
379,248
40,651
2020
34,096
23,678
23,678
10,418
13,259
19,573
6,314
13,259
392,507
30,939
2021
25,022
17,376
17,376
7,646
9,731
14,364
4,634
9,731
402,238
22,705
2022
19,331
13,424
13,424
5,907
7,518
11,097
3,580
7,518
409,755
17,541
2023
14,912
10,355
10,355
4,556
5,799
8,560
2,761
5,799
415,554
13,531
2024
11,802
8,196
8,196
3,606
4,590
6,775
2,186
4,590
420,144
10,709
Jumlah
1,236,166
859,211
859,211
378,053
481,158
715,766
295,623
420,144
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010)
1,122,702
Page 23
