IATMI 10-012 1

Analisa Keekonomian dan Sensitivitas Berdasarkan Sistem Kontrak yang

Sesuai di JOB Pertamina-PetroChina Salawati

Disusun Oleh:

Laili Arba’ati 1), Hendra Tahulending 2), M. Afif Ikhsani 2), dan Fahmi Novalasa 2)

1) JOB Pertamina-PetroChina Salawati

2) Jurusan Teknik Perminyakan, UPN “Veteran” Yogyakarta,

Abstrak

Joint Operating Body Pertamina PetroChina

Salawati mencoba mengembangkan Lapangan Bg

yang ada di Blok Salawati Papua Barat. Dengan

menambah sumur delinea-tion dari sumur yang

sudah ada yakni Bg #1, sumur Bg #2 yang di bor

dengan kedalaman 10,690 KB (10,844 SS’) dan

diambil dari formasi x. Diharapkan dari sumur Bg #2

ini, dapat meningkatkan produktivitas minyak yang

ada di blok Salawati, Papua.

Dari lapangan ini kita akan mencoba

menganalisa aspek keteknikan dalam industri migas

agar dapat maksimal melakukan eksplorasi migas,

dan dapat diproduksikan secara optimum dan

ekonomis setelah itu menghitung analisa

keekonomian dari berbagai jenis kontrak dan

sensitivitas untuk melihat kelayakan secara

keekonomian migas

Analisa keekonomian lapangan ini

didasarkan pada sistem kontrak PSC-JOB

menggunakan excel. Akan tetapi penulis juga

menghitung dari berbagai jenis kontrak seperti

PSC-FTP dan PSC-KSO. Parameter yang

didapatkan dari perhitungan Net Cash Flow (NCF)

baik dari pihak government dan Kontraktor, adalah

Pay Out Time (POT), Net Present Value (NPV),

Internal Rate Of Return (IRR), Profit To Investment

Ratio (PIR), dan Discounted Profit To Investment

Ratio (DPIR). Setelah itu dilakukan analisa

sensitivitas dengan menggunakan spider diagram

yang berguna untuk menganalisa pengaruh

sensitivitas dari setiap parameter ekonomi yang

dihasilkan dari berbagai jenis kontrak. Pada

akhirnya, penulis akan membandingkan keuntungan

yang didapatkan dari berbagai pihak baik

Government maupun Contractor.

Pendahuluan

JOB Pertamina-PetroChina Salawati terletak di

lapangan darat selatan pulau salawati, Kabupaten

Sorong, Propinsi Papua Barat (gambar 1). Kontrak

JOB Salawati setelah ditandatangani tahun 1990

perusahaan ini berhasil menemukan minyak

pertama kali tahun 1991. Sampai tahun 2009

kumulatif produksi telah mencapai lebih dari 19.3

juta barrel minyak.

Pada akhir tahun 2007, lapangan Bg mulai dibuka

dengan dibor nya sumur Bg #1, dan mulai

berproduksi pada awal tahun 2010. Sumur Bg #1 ini

terletak di formasi X.

Dalam paper ini akan dicoba melihat analisa

keekonomian lapangan ini berdasarkan system

kontrak PSC-FTP, PSC-JOB dan PSC-FTP dengan

beberapa skenario pengembangan lapangan, salah

IATMI 10-012 2

satu cara pengembangan lapangan adalah dengan

dilakukannya pengeboran deliniasi di sumur Bg #2.

Setelah dilakukan forecast performance produksi

terhadap sumur Bg #2, dan dilakukan analisa

keekonomian terhadap semua jenis kontrak yang

berlaku di Indonesia, dari sini akan terlihat manakah

jenis kontrak yang paling sesuai dengan model

pengembangan lapangan ini.

Reservoir Lapangan Bg

Bg field pertama kali ditemukan melalui drilling dari

Sumur Bg #1 oleh JOB Pertamina - PetroChina

Salawati pada 28 Agustus – 14 Oktober 2007.

Data reservoir lapangan ini, antara sumur Bg #1

sebagai sumur eksplorasi dan Bg#2 sebagai sumur

yang diajukan sebagai sumur delineation dapat

dilihat di Table 1.

Lapangan Bg yang diprediksikan mempunyai

cadangan sebesar 7,484 MSTB ini memiliki drive

mechanism berupa water drive dan diperkirakan

memiliki Recovery factor sebesar 32 % (Tabel 2).

Case Study

Setelah dilakukan analisa performance produksi,

maka didapatkan hasil forecast dari sumur Bg #2.

Setelah itu dilakukan analisa keekonomian dengan

menghitung di berbagai jenis kontrak baik PSC-

FTP, PSC-JOB dan PSC-KSO. Jenis-jenis kontrak

tersebut akan menghasilkan indicator ekonomi yang

berbeda-beda dan akan dianalisa jenis kontrak

mana yang paling sesuai dengan pengembangan

lapangan ini. Setelah analisa keekonomian

dilakukan selanjutnya adalah melakukan analisa

sensitivitas baik NPV, ROR, POT, PIR dan DPIR.

Hasil Analisa

Dari hasil analisa performace produksi (Tabel 4 &

Grafik 1) dapat terlihat bahwa lapangan ini Bg #2

mempunyai Qoi 650 BOPD dan decline rate 0.19

Layak secara engineering untuk dikembangkan.

Dari analisa keekonomian yang telah kami lakukan

pada berbagai jenis kontrak baik PSC-FTP, PSC-

JOB dan PSC-KSO, kami mendapatkan hasil untuk

jenis kontak PSC-JOB, untuk pemerintah

mendapatkan NPV U$D 7,722,361 dan kontraktor

mendapatkan NPV sebesar U$D 3,011,817, jika

dilihat dari nilai ROR, POT, PIR dan DPIR,

lapangan tersebut juga dapat dikatakan prospek

untuk dikembangkan, hal tersebut dikarenakan dari

hasil analisa dapat terlihat Nilai ROR jauh diatas

bunga bank, dengan waktu pengembalian modal

(POT) kurang dari dua tahun serta nilai investasi

yang ditanamkan menghasilkan keuntungan 20%

dari investasi jika dihitung saat ini (Tabel 5). Dari

analisa sensitivitas terlihat bahwa parameter yang

berpengaruh dalam terhadap besarnya NPV dan

ROR yang diterima adalah besarnya ivestasi yang

ditanamkan dan besarnya ICP (Grafik 2).

Untuk jenis kontrak PSC-FTP pemerintah

mendapatkan keuntungan U$D 19,359,219 dan

kontraktor mendapatkan keuntungan sebesar U$D

2,374,388 dengan pengembalian investasi (POT)

adalah 2,5 tahun, sama seperti jenis kontrak PSC-

FTP, jika dilihat dari PIR, DPIR, POT, dan ROR nya

lapangan ini masih sangat menguntungkan baik

dilihat dari sisi pemerintah maupun sisi kontraktor.

Analisa sensitivitas pun juga terlihat bahwa

parameter yang berpengaruh dalam terhadap

besarnya NPV dan ROR yang diterima adalah

besarnya ivestasi yang ditanamkan dan besarnya

harga minyak dunia. Namun disini, jumlah investasi

jauh lebih berpengaruh dibanding parameter

lainnya. Di jenis kontrak ini, keuntungan yang

IATMI 10-012 3

didapat lebih tinggi dari jenis kontrak sebelumnya,

namun membutuhkan waktu pengembalian

investasi yang lebih lama.

Dan untuk jenis kontrak terakhir PSC-KSO

pemerintah mendapatkan keuntungan U$D

15,999,723 Pertamina mendapatkan keuntungan

sebesar U$D 6,664,485 dan contractor U$D

3,702,492, jika dilihat dari nilai ROR, POT, PIR dan

DPIR, lapangan tersebut juga dapat dikatakan

prospek untuk dikembangkan, dengan nilai ROR

29.28% dan POT 2 tahun. Dari sensitivitas pu juga

terlihat bahwa parameter yang berpengaruh dalam

terhadap besarnya NPV dan ROR yang diterima

adalah besarnya ivestasi yang ditanamkan.

Dari ketiga jenis kontrak yang kami analisa, terlihat

bahwa semua jenis kontrak menghasilkan

keuntungan yang besar, baik pihak pemerintah,

kontraktor, maupun pertamina. Dan lapangan

tersebut dapat dikatakan prospektif untuk

dikembangkan.

Baik sebagai pihak pemerintah atau pun kontraktor,

lapangan ini dapat dikatakan lebih cocok

dikembangkan dengan jenis kontrak PSC-FTP.

Akan tetapi, seperti yang dikatakan tadi, semua

jenis kontrak yang ada di Indonesia masih

menguntungkan kedua belah pihak apabila

digunakan untuk mengembangkan lapangan ini.

Kesimpulan

1. Berdasarkan analisa keteknikan bahwa Bg

#2 dengan forecast Hyperbolic Decline

Curve dengan Qoi 650 BOPD dan decline

rate 0.19. Lapangan ini layak secara

engineering untuk dikembangkan

2. Jika melihat hasil analisa keekonomian

PSC-JOB, pihak pemerintah akan

mendapatkan U$D 7,722,361 pihak

kontraktor akan medapatkan U$D

3,011,817.

3. Jika PSC-FTP, pihak Indonesia (BP Migas)

mendapatkan U$D 19,359,219 Dan

kontraktor mendapatkan U$D 2,374,388

4. Jika PSC-KSO Indonesia dapat U$D

15,999,723 Kontraktor dapat U$D

3,702,492 Pertamina dapat U$D 6,664,485

5. Rata rata parameter yang paling

sensitif/berpengaruh terhadap semua jenis

kontrak adalah investasi dan oil price.

6. Kami mengusulkan, apabila bertindak

sebagai pemerintah jenis kontrak yang

cocok adalah PSC-FTP, dan bila bertindak

sebagai kontraktor, PSC-JOB dan PSC-

FTP juga bisa dijadikan pertimbangan.

Ucapan Terima Kasih

Ucapan terima kasih kepada :

1. Bp. Afif Syaifudin selaku General Manager

JOB Pertamina-PetroChina Salawati atas

diberikannya ijin studi lapangan ini.

2. Bp. Hari K. Oetomo dari PetroChina atas

bimbingannya kepada kami.

Daftar Pustaka

1. Ahmed, Tarek., (1989) “Reservoir

Engineering Handbook”, 2nd edition, Gulf

Publishing Company.

2. Allinson, G., “Economics of Petroleum

Exploration and Production”,

Petroconsultants Australia Pty Ltd., 1992.

3. Amyx, J.W. Bass, (1960)

D.M.,Jr.,Whitting,R.L; “Petroleum Reservoir

IATMI 10-012 4

Engineering Physical Properties”; Mc.Graw

Hill Book Co.Inc.;NewYork.

4. Craft B.C., Hawkins M., (1991) ‘Applied

Petroleum Reservoir Engineering 2nd

Edition’. Prentise Hall Inc, Englewood NJ.

5. Newendrop, P.D., “Decision Analysis for

Petroleum Exploration”, Pennwell

Publishing Company, P.O. Box 1260, 1421

South Sheridan Road Tulsa, Oklahoma

USA, 1975.

6. Partowidagdo Widjajono, “ Manajemen dan

Ekonomi Minyak dan Gas Bumi”, Program

Studi Pembangunan Program Pascasarjana

ITB, Bandung, 2002.

7. Tahulending, Hendra, “Analisa Resiko dan

Keekonomian Pada Pengelolaan Lapangan

Migas”, Komprehensif, Yogyakarta, 2010.

8. Thakur, Ganesh, (1994)” Integrated

Reservoir Management”, PennWell

Publishing Company:Tulsa Oklahoma.

9. Thompson, R.S., “Oil Property Evaluation”,

Thompson-Wright Associates P.O. Box 892

Golden, Colorado 80402, 2ndEdition, 1985

IATMI 10-012 5

Gambar 1. Bg Field Location Map

Tabel 1. Komparasi Data Sumur Bg #1 dan Sumur Bg #2

No Parameter Bg #1 Bg #2

1. Wc 7.9 % 13 %

2. Φ 14.5 % 14.5 %

3. h,Ft 172 144

5. K,mD 3.72 11

6. API Degree 42 40.5

7. Skin -3.44 12.8

8. Pi,Psia 4700 4200

9. Rinv,ft 305 601

10. λ 4.41E-06 3.51E-07

11. Ω 3.84E-02 3.53E-02

12. Sw (initial) 0.325 -

BISA-1

NE. AJA-1

NE. ‘O’-1

NE.MATOA-1

EAST‘N’-1

. LOCATION

BAGONG-1

WAKAMUKWAKAMUKWAKAMUKWAKAMUK

BAGONG FIELD

LOCATION MAP

Bagong-2 (261 M, West of Bagong-1)

Bg #1

Bg #2 (261 m

from Bg #1)

IATMI 10-012 6

Tabel 2. Oil Reserve Bg #2 after 3 D Seismic

Tabel 3. Decline Curve Analysis for Bg #2 forecasting

Bg #2 Forecast

IATMI 10-012 7

NET CASH FLOW 5,049,439 USD

NPV @ 2.5% 3,011,817 USD

RATE OF RETURN 39.90%

PIR 30.60%

DISCOUNTED PIR 18.25%

PROJECT LIFE 10 YEARS

PAY OUT TIME 1.68 YEARS

GOVERNMENT NPV 7,722,361 USD

Tabel 4. PSC-JOB Economics Gambar 2. Pie Diagram Share

Grafik 2. ROR and NPV Sensitivity Graph PSC-JOB Contract System

IATMI 10-012 8

Tabel 5. PSC-FTP Economics

Gambar 3. Pie Diagram Share PSC-FTP

Grafik 3. ROR and NPV Sensitivity Graph PSC-FTP Contract System

Total NCF 5,402,388 US$ Gross Income 50,130,925 US$ NPV @ DF=12% 2,462,370 US$ ROR 22.31% Investment 16,500,000 US$ PIR 0.33 Operating Cost 3,856,225 US$ DPIR 0.15 Net Contractor Take 2,374,388 US$ POT (Pay Out Time) 2.47 Years Net Government Take 19,359,219 US$ PROJECT LIFE 15 Years Total 42,089,833 US$

IATMI 10-012 9

ECONOMIC : SUMMARY : Total NCF 6,910,492 US$ Gross Income 50,130,925 US$ NPV @ DF=12% 3,715,305 US$ ROR (Rate Of Return) 29.28% Investment 16,700,000 US$ PIR 0.41 Operating Cost 3,856,225 US$ DPIR 0.22 Net Contractor Take 3,702,492 US$ POT (Pay Out Time) 1.96 Years Net Pertamina Take 6,664,485 US$ PROJECT LIFE 15 Years Net Government Take 15,999,723 US$ Total 46,922,925

Tabel 6. PSC-KSO Economics

Gambar 4. Pie Diagram Share PSC-KSO

Grafik 3. ROR and NPV Sensitivity Graph PSC-KSO Contract System