penentuan jumlah sumur produksi optimum … · analisa well logging dan analisa coring, untuk...
TRANSCRIPT
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 1
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.
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.
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 2
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 sifat-sifat 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
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
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 3
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. 2.4.1 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 :
Dimana : C = nilai uang pada waktu sekarang S = nilai pada waktu n (tahun) i = interest rata-rata n = waktu (tahun)
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. 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). 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.
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 4
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
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.
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 reservoir-reservoir minyak pada umumnya. Namun untuk reservoir gas, nilai permeabilitas tersebut tergolong sudah baik. Dikarenakan gas kering memiliki kompresibilitas yang tinggi sehingga pada batuan-batuan yang memiliki permeabilitas rendah, gas masih bisa mengalir. 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
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 5
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
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 Remark
Day production 15 year
Cost per well Exploration 5000 MUS$ Exploitation 2000 MUS$
Pipeline 20/inch/m MUS$ Price Gas 4 US$/Mscf
Operating cost Gas 0.5 US$/Mscf
Discount factor 10%
MARR 15% US$ basis
Depreciation Decline balance for 5 years
Contractor share 30%
Government share 70%
FTP 20% Contractor
tax 44%
Invesment credit 0%
DMO 25% DMO fee 20%
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 6
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 Cumulative
Gas (MMscf) ∆Cumulative
(MMscf)
1 1/1/2024 68438 0
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
8 1/1/2024 178399 0
10 1/1/2024 178467 68
12 1/1/2024 178021 -446
14 1/1/2024 177853 -168
Gambar 3. Cumulative gas vs.time
Gambar 4. Gas rate vs. time
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 masing-masing 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)
Plateu Time (year)
Cumulative Gas (Bscf)
Recovery Factor (%)
1 17.91 3.14 68.4382 22.8
2 35.83 1.47 88.8439 29.6
3 49.76 2.6 154.864 51.6
4 49.76 3.14 169.289 56.4
5 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.
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 7
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.
Tabel 7. Hasil perhitungan NPV
Penambahan Sumur IRR (%) NPVk
(MUS$) NPVp
(MUS$) 1 24.31% 45332 201228 2 39.21% 123364 405370 3 48.24% 157851 497745 4 51.36% 177447 551900 5 51.04% 182224 568018 6 50.54% 183491 575131 7 49.92% 182127 575489 8 49.29% 180624 575489 10 48.08% 178221 577038 12 46.83% 174780 575924 14 45.65% 171773 575924
Bila ditunjukkan dalam bentuk kurva didapat :
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$. Saat penambahan 7 sumur dan seterusnya, terjadi penurunan NPV meskipun tidak turun secara signifikan. Besarnya NPV yang diperoleh disebabkan oleh produksi mencapai puncaknya sebelum masa pembayaran DMO atau saat 5 tahun produksi awal. Ini mengakibatkan kontraktor dapat memperoleh keuntungan maksimum dengan menjual gasnya terhadap pasar dengan harga pasar tanpa harus menjual 25% dari total produksinya.
Pada saat penambahan 7 sumur dan seterusnya, NPV mulai turun disebabkan oleh produksi puncak terjadi setelah 5 tahun produksi sehingga kontraktor wajib menyerahkan sebagian gasnya kepada pemerintah dalam ketentuan DMO yang berlaku. Dalam hal ini kontraktor dapat meminta pemerintah untuk menaikkan fee DMO, ataupun menurunkan pajak, ataupun menggeser masa pembayaran DMO, agar keuntungan yang didapat bisa meningkat, sesuai dengan kesepakatan kedua belah pihak agar pemerintah juga tidak merugi.
Gambar 6. NPV yang didapatkan pemerintah
Dari Tabel 7 dan Gambar 6, keuntungan terbesar yang diperoleh pemerintah didapatkan pada saat penambahan 10 sumur, yakni sebesar 577038 MUS$. 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.
Gambar 7. IRR kontraktor
020000400006000080000
100000120000140000160000180000200000
0 2 4 6 8 10 12 14
NPVk
Jumlah Sumur
NPVk vs Jumlah Sumur
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
0 2 4 6 8 10 12 14
NPVp
Jumlah Sumur
NPVp vs Jumlah Sumur
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
0 2 4 6 8 10 12 14
IRR
Jumlah Sumur
IRR vs Jumlah Sumur
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 8
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.
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
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.
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 9
LAMPIRAN A
Tabel 1. Hasil DST lapangan D
Tabel 2. Hydrocarbon Analysis Calculated Well Stream Compositions
Gambar 1. Pressure Derivative Type Curve Matching DG-1; DST-5
GAS COMPOSITION, MOLE %
WELL DST NO. SG GAS oAPI
Psia Meter oF
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
PRES. DEPTH TEMP.
H2S CO2 N2 C1 C2 nC5 C6 C7+C3 iC4 nC4 iC5
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 10
Gambar 2. Pressure Derivative Type Curve Matching DG-2; DST-4
Gambar 3. Normalized Gas Relative Permeability
Gambar 4. Normalized Water Relative Permeability
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
kr -
rela
tive
perm
eabi
lity
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00Sg
krg vs Sg
krog vs Sg
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
kr -
rela
tive
perm
eabi
lity
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00Sw
krw vs Sw
krow vs Sw
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 11
Gambar 5. Model reservoir lapangan D
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 12
LAMPIRAN B Model PSC (Production Sharing Contract) yang digunakan
Revenue
Profit to be Share
Company Share
Government Share
Cash Flow
Taxable Income
DMO
After Tax IncomeTAX
First Trench
Petroleum
Recoverable Cost
Inv. Credit Cost Rec.Cost
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. Unrecoveredtp = (Non Capital Investment)t 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
5. Jika Revenue > 0, maka Cost Recovery = Unrecovered + Depresiasi + Operating Cost + Non Capital Jika Revenue = 0, maka Cost Recovery = 0
6. Jika Cost Recovery > Revenue, maka Recovery = Revenue Equity = 0 Jika tidak, maka Recovery = Cost Recovery Equity = Revenue - Recovery
7. Equity to be Split = Revenue – Recovery 8. Contractor Share = Share/0.56 x Equity to be Split 9. 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 10. Government Share = (1 – Contractor Share) x Equity to be Split 11. Taxable Income = Contractor Share – DMO + fee DMO 12. Jika Taxable Income > 0, maka Tax = Taxable Income x 0,44
Jika tidak, Tax = 0 13. Jika Taxable Income > 0, maka Net Contractor Income = Taxable Income - Tax Jika tidak, Tax = 0 14. Total Contractor Income = Net Contractor Income + Recovery 15. Expenditure = Capital + Non Capital + Operating Cost 16. (Contractor Cash Flow)tp = Total Contractor Income - Expenditure Government Take = Revenue – Total Contractor Income
1
1
tp
t
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 13
Tabel 1. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 1 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
437,383
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 14
Tabel 2. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 2 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
890,818
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 15
Tabel 3. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 3 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
996,011
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 16
Tabel 4. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 4 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
1,073,529
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 17
Tabel 5. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 5 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
1,106,197
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 18
Tabel 6. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 6 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
1,121,124
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 19
Tabel 7. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 7 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
1,121,111
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 20
Tabel 8. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 8 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
1,121,111
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 21
Tabel 9. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 10 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
1,124,559
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 22
Tabel 10. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 12 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
1,122,702
Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 23
Tabel 11. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 14 sumur
Year
Sales Revenue Investment Depreciation Operating
cost FTP Unrecovered
Cost
recovery Recovery
Yearly Fraction Gas Capital Non-capital Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Gas, MMscf Gas, boe
2006 - 1 - - 11,000 - - - - - -
2007 - 1 - - 15,000 - - - 11,000 - -
2008 - 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
Year
Equity to be Split Contractor Share Contractor
Taxable
Income
Government
Tax
Contractor
Income
After Tax
Total
Contractor
Income
Expenditure Contractor
Cashflow
Contractor
Cumulative
Cashflow
Indonesia
Take Gas Gas
2006 - - - - - - 11,000 (11,000) (11,000) -
2007 - - - - - - 15,000 (15,000) (26,000) -
2008 - - - - - - 11,500 (11,500) (37,500) -
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
1,122,702