PENENTUAN JUMLAH SUMUR PRODUKSI OPTIMUM PENGEMBANGAN LAPANGAN

(1)

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.

(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

(3)

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.

(4)

Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 4 Tabel 1. Water analysis

Sumur DST _(psia)Pr _(°F)Tr 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

(5)

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%

(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 Gas (MMscf) Cumulative ∆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 (MMscfd) Gas Rate

Plateu Time (year)

Cumulative

Gas (Bscf) Factor (%) Recovery

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.

(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 (%) (MUS$) NPVk (MUS$) NPVp

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 didapatkankontraktor 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 didapatkanpemerintah 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 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000 200000 0 2 4 6 8 10 12 14 NPVk Jumlah Sumur NPVkvs Jumlah Sumur 0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 0 2 4 6 8 10 12 14 NPVp Jumlah Sumur NPVpvs Jumlah Sumur 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 0 2 4 6 8 10 12 14 IRR Jumlah Sumur IRR vs Jumlah Sumur

(8)

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.

(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 o

API

Psia Meter o

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

PRES. DEPTH TEMP.

(10)

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 - re la tiv e pe rm ea bi lit y 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 Sg krg vs Sg krog vs Sg 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 kr - re la tiv e pe rm ea bi lit y 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 Sw krw vs Sw krow vs Sw

(11)

Herry Ferdinan Agosto - 12203010 (Semester II 2009/2010) Page 11 Gambar 5. Model reservoir lapangan D

(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 Income TAX 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

(13)

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

(14)

Year

Cost

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

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

(15)

Year

Cost

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

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

(16)

Year

Cost

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

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

(17)

Year

Cost

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

(18)

Year

cost FTP Unrecovered Cost

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

(19)

Year

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

(20)

Year

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

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

(21)

Year

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

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