PENENTUAN JUMLAH SUMUR PRODUKSI OPTIMUM PENGEMBANGAN LAPANGAN

Transkripsi

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 (Semester II 2009/2010) Page 1

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 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) Pengumpulan Data Langkah awal dalam proses simulasi reservoir adalah pengumpulan data yang diperlukan untuk membuat model reservoir, data-data yang dibutuhkan berupa sifat-sifat fisik batuan reservoir, sifat-sifat fluida reservoir, sejarah produksi reservoir dan data tekanan reservoir selama reservoir diproduksikan. Sifat-sifat fisik batuan reservoir seperti porositas, saturasi fluida, permeabilitas, tekanan kapiler dll., didapatkan dari analisa well logging dan analisa coring, untuk sifatsifat fluida reservoir didapatkan dari analisa PVT di laboratorium. dibagi-bagi menjadi blok-blok kecil yang menggambarkan setiap bagian dari reservoir, banyaknya jumlah blok akan mempengaruhi kemiripan model yang dibuat dengan keadaan reservoir 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 in Place) yang diperoleh dari simulator dengan hasil perhitungan volume gas volumetrik 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 Kering Fluida reservoir lapangan D merupakan gas dengan komposisi metana (C 1 ) 92-93% dan mengandung fasa berat (C 7 +) yang sangat kecil. Kandungan H 2 S dan CO 2 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 Pemodelan Tahap pembuatan model dilakukan dengan menyesuaikan dengan kondisi reservoir dari data yang telah dikumpulkan. Model reservoir akan 2.2 Initial in Place Initial in Place (IGIP) merupakan jumlah gas dalam suatu reservoir yang dihitung secara volumetris berdasarkan data geologi serta Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 2

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 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 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) 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 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 (C 1 ) sangat tinggi (> 90%) dan mengandung fasa berat (C 7 +) yang sangat kecil. Kandungan H 2 S dan CO 2 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 (P dew = 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 (Semester II 2009/2010) Page 3

4 Sumur DST Tabel 1. Water analysis Pr (psia) Tr ( F) Solubility of water (lb/mmscf) Water condensate (bbl/mmscf) DG-2 DST DG-3 DST 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 bbl/mmscf dan sumur DG 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 F Porositas Permeabilitas md Ketebalan formasi ft Dari tabel di atas terlihat nilai permeabilitas lapangan D berkisar antara md. Angka ini tergolong kecil jika dibandingkan dengan reservoirreservoir minyak pada umumnya. Namun untuk reservoir gas, nilai permeabilitas tersebut tergolong sudah baik. Dikarenakan gas kering memiliki kompresibilitas yang tinggi sehingga pada batuanbatuan yang memiliki permeabilitas rendah, gas masih bisa mengalir. 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 m dengan initial pressure 2539 psig diperoleh AOFP sebesar MMscf/d. Pada sumur DG-2 DST dilakukan pada interval perforasi di kedalaman m dengan initial pressure 2532 psig diperoleh AOFP sebesar MMscf/d. Pada sumur DG-3 DST dilakukan pada interval perforasi di kedalaman m dengan initial pressure 2552 psig diperoleh AOFP sebesar 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 Rate = 1 MMscfd/well Maximum 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 (Semester II 2009/2010) Page 4

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 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 DG-BB DG-CC DG-DD DG DG DG DG DG DG DG DG DG DG Lokasi sumur-sumur tersebut dapat dilihat pemodelannya dalam simulasi yang dilakukan pada Lampiran A. Sumur-sumur baru ini disimulasikan dengan asumsi waktu produksi tetap selama 15 tahun (dari tahun 2009 sampai tahun 2024). 2. Pengaruh NPV dari penambahan jumlah sumur produksi optimum. Net Present Value (NPV) dari tiap penambahan sumur produksi ditentukan kemudian diplot terhadap penambahan sumur untuk menentukan keekonomian lapangan. Asumsi-asumsi data evaluasi ekonomi untuk lapangan D ditunjukkan oleh tabel berikut dan selebihnya dapat dilihat pada Lampiran B. Tabel 4. Data proyek lapangan D Basic Asumption Day production per well Remark 15 year Exploration 5000 MUS$ Exploitation 2000 MUS$ Pipeline 20/inch/m MUS$ Price 4 US$/Mscf 0.5 US$/Mscf Discount factor 10% MARR 15% US$ basis Depreciation Decline balance for 5 years share 30% share 70% FTP 20% tax 44% Invesment credit 0% DMO 25% DMO fee 20% Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 5

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 (MMscf) (MMscf) 1 1/1/ /1/ /1/ /1/ /1/ /1/ /1/ /1/ /1/ /1/ /1/ Dari hasil penambahan jumlah sumur produksi, didapatkan penambahan tingkat perolehan gas terbesar terjadi pada saat penambahan sumur produksi ketiga. Meskipun penambahan tingkat perolehan gas terbesar terjadi pada saat penambahan sumur produksi ke-3, kumulatif gas masih bisa meningkat sampai dengan penambahan 7 sumur produksi seperti terlihat pada Gambar 3. Dan pada saat penambahan 8 sumur produksi dan seterusnya, kumulatif gas tidak bertambah secara signifikan. Hal ini disebabkan karena ketika 8 sumur diproduksikan, produksi gas dari masingmasing sumur akan berkurang. Bahkan penambahan sumur ke-9 dan seterusnya, terjadi pengurangan kumulatif produksi gas. Hal ini disebabkan karena profil produksi sumur ke-9 dan seterusnya tidak produktif dan mengakibatkan distribusi gas di reservoir tidak optimum dibandingkan skenario penambahan sumur-sumur sebelumnya. Hasil simulasi pengembangan lapangan D berdasarkan penambahan jumlah sumur produksi dapat dilihat pada tabel di bawah ini. Jumlah Sumur Tabel 6. Kinerja reservoir lapangan D Rate (MMscfd) Plateu Time (year) (Bscf) Factor (%) Gambar 3. gas vs.time Gambar 4. rate vs. time 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 (Semester II 2009/2010) Page 6

7 5.3 Analisa Ekonomi Peramalan kinerja reservoir dilakukan dengan skenario penambahan sumur produksi optimum dengan menggunakan constrain surface gas rate sebesar 14 MMscfd (= m 3 /day) dan well head pressure sebesar 400 psi (= 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 NPVk NPVp IRR (%) Sumur (MUS$) (MUS$) % % % % % % % % % % % Bila ditunjukkan dalam bentuk kurva didapat : NPV k NPV k vs Jumlah Sumur Jumlah Sumur Gambar 5. NPV yang didapatkan kontraktor Dari tabel 7 dan Gambar 5, dapat dilihat bahwa nilai NPV maksimum yang didapatkan kontraktor diperoleh pada saat penambahan 6 sumur produksi yaitu sebesar MUS$. Saat penambahan 7 sumur dan seterusnya, terjadi penurunan NPV meskipun tidak turun secara signifikan. Besarnya NPV yang diperoleh disebabkan oleh produksi mencapai puncaknya sebelum masa pembayaran DMO atau saat 5 tahun produksi awal. Ini mengakibatkan kontraktor dapat memperoleh keuntungan maksimum dengan menjual gasnya terhadap pasar dengan harga pasar tanpa harus menjual 25% dari total produksinya. Pada saat penambahan 7 sumur dan seterusnya, NPV mulai turun disebabkan oleh produksi puncak terjadi setelah 5 tahun produksi sehingga kontraktor wajib menyerahkan sebagian gasnya kepada pemerintah dalam ketentuan DMO yang berlaku. Dalam hal ini kontraktor dapat meminta pemerintah untuk menaikkan fee DMO, ataupun menurunkan pajak, ataupun menggeser masa pembayaran DMO, agar keuntungan yang didapat bisa meningkat, sesuai dengan kesepakatan kedua belah pihak agar pemerintah juga tidak merugi. NPV p NPV p vs Jumlah Sumur Jumlah Sumur Gambar 6. NPV yang didapatkan pemerintah Dari Tabel 7 dan Gambar 6, keuntungan terbesar yang diperoleh pemerintah didapatkan pada saat penambahan 10 sumur, yakni sebesar MUS$. Hal ini dikarenakan puncak produksi terjadi saat masa DMO sehingga keuntungan yang diperoleh pemerintah lumayan besar dikarenakan saat fee DMO produksi masih relatif kecil sehingga gas yang dijual bebas oleh perusahaan juga sedikit. Pada penambahan 12 sumur dan seterusnya, pemerintah memperoleh keuntungan relatif kecil dikarenakan puncak produksi terjadi sebelum masa DMO dan pada saat memasuki masa DMO produksi gas terus menurun sehingga kewajiban kontraktor untuk menyerahkan produksi kepada pemerintah tidak sebesar pada saat penambahan 10 sumur. IRR 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% IRR vs Jumlah Sumur Jumlah Sumur Gambar 7. IRR kontraktor Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 7

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 MUS$. 5. NPV optimum bagi pemerintah didapatkan pada penambahan 10 sumur produksi, yakni sebesar MUS$. 6. IRR optimum terjadi pada saat penambahan sumur produksi ke-4, yakni sebesar 51.36%. 7. NPV optimum dipengaruhi oleh penambahan sumur produksi dan perjanjian kontrak antara kontraktor dengan pemerintah. 6.2 Saran 1. Dilakukannya studi lebih lanjut dengan data lapangan yang lebih lengkap dan akurat. 2. Dilakukannya analisa atau penerapan evaluasi ekonomi ini pada keadaan yang sebenarnya. 3. Pemerintah dalam mengkaji kontrak kerjasama yang ditawarkan kontraktor dapat menggunakan analisa seperti yang terdapat dalam studi ini agar dapat mengambil keputusan yang terbaik yang menguntungkan baik bagi kontraktor maupun pemerintah. akhir, Lay dan Mirza yang selalu men-support penulis untuk menyelesaikan kuliah. Audhy, Nikka, Teta, Aliend, Dean, Esco, Maxi, Cinde, Tegar, Ardhi, Dito, Anto, dll., terima kasih atas dukungannya. VIII. DAFTAR PUSTAKA 1. Arsegianto, Ekonomi Minyak dan Bumi, Diktat Kuliah Teknik Perminyakan ITB, Partowidagdo, Widjajono, Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Bumi, Penerbit Program Studi Pembangunan Pasca Sarjana ITB, Johnston, Daniel, International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts, PennWell Publishing Company, Economides, Michael J. and Kenneth G. Nolte, Reservoir Simulation, 2 nd ed., Prentice Hall, New Jersey (1989), Chap Chaudhry, Amanat U., Well Testing Handbook, Technology & Engineering, Gudmundsson, J.S., Deliverability Model For Natural, Norwegian Institute of Technology, Jasuti, David, Analisis Pengaruh Ketersediaan Dana Terhadap Keekonomian Pengembangan Suatu Lapangan, Institut Teknologi Bandung, Panhar, M. Lutfi, Analisis Fleksibelitas Ketentuan DMO Dalam Kontrak Kerjasama Migas, Institut Teknologi Bandung, Gaol, Calvin L., Evaluasi Skenario Pengembangan Lapangan X Dengan Menggunakan Simulasi Reservoir, Institut Teknologi Bandung, Yahya, Musyoffi, Deliverabilitas Reservoir Kering di Lapangan X, Institut Teknologi Bandung, VII. UCAPAN TERIMA KASIH Allah SWT, alm. bapak, ibu dan abang, keberadaan kalian tak tergantikan. Mas Arse sebagai dosen pembimbing tugas akhir, Mas Ucok sebagai KaProdi Teknik Perminyakan dan dosen wali. Pak Oman, pak Haryanta, pak Haryono, teh Yuti dan karyawan-karyawan di TU-TM. Calvin yang telah membantu penulis dalam menyelesaikan tugas Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 8

9 LAMPIRAN A Tabel 1. Hasil DST lapangan D Tabel 2. Hydrocarbon Analysis Calculated Well Stream Compositions PRES. DEPTH TEMP. WELL DST NO. SG GAS Psia Meter o F o API GAS COMPOSITION, MOLE % H 2 S CO 2 N 2 C 1 C 2 C 3 ic 4 nc 4 ic 5 nc 5 C 6 C 7 + DONGGI-1 UKL N/A DONGGI-1 UKL N/A DONGGI-2 DST DONGGI-3 DST Gambar 1. Pressure Derivative Type Curve Matching DG-1; DST-5 Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 9

10 Gambar 2. Pressure Derivative Type Curve Matching DG-2; DST krg vs Sg krog vs Sg 0.80 kr - relative permeability Sg Gambar 3. Normalized Relative Permeability 1.00 krw vs Sw krow vs Sw 0.80 kr - relative permeability Sw Gambar 4. Normalized Water Relative Permeability Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 10

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

12 LAMPIRAN B Model PSC (Production Sharing Contract) yang digunakan Revenue First Trench Petroleum Recoverable Inv. Credit Rec. Profit to be Share Share Company Share DMO TAX Cash Flow Rumus perhitungan untuk Input : Tahun, Produksi, Harga, Kapital, Non Kapital,, serta % Share dan. 1. Revenue = Produksi x Harga 2. = Biaya Produksi x Produksi 3. Depresiasi = Investasi Capital Waktu Depresiasi tp 1 4. Unrecovered tp = (Non Capital Investment) t t 1 Jika ( + Investment Credit) t-1 > () t-1, maka (Unrecovered) t>tp = ( + Investment Credit + ) t-1 Jika tidak, maka (Unrecovered) t>tp = 0 5. Jika Revenue > 0, maka = Unrecovered + Depresiasi + + Non Capital Jika Revenue = 0, maka = 0 6. Jika > Revenue, maka = Revenue Equity = 0 Jika tidak, maka = Equity = Revenue - 7. Equity to be Split = Revenue 8. Share = Share/0.56 x Equity to be Split 9. Jika (Revenue x 0.25 x share/0.56) > Share, maka DMO = Share Jika tidak, DMO = Revenue x 0.25 x share/ Share = (1 Share) x Equity to be Split 11. = Share DMO + fee DMO 12. Jika > 0, maka Tax = x 0,44 Jika tidak, Tax = Jika > 0, maka Net = - Tax Jika tidak, Tax = Total = Net Expenditure = Capital + Non Capital ( Cash Flow) tp = Total - Expenditure Take = Revenue Total Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 12

13 Tabel 1. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 1 sumur ly, MMscf Sales Revenue Investment Depreciation Fraction, boe FTP Unrecovered recovery Capital Non-capital , , , , ,001 1, , , , ,125 7,444 11,910-8,569 8, , , ,464 11,943-8,358 8, , , ,464 11,943-8,160 8, , , ,945 7,464 11,943-9,410 9, , , ,464 11,943-7,500 7, , , ,464 11,943-7,538 7, , , ,437 11,899-7,469 7, , , ,083 11,333-7,083 7, , , ,667 10,668-6,667 6, , , ,277 10,044-6,277 6, , , ,475 8,760-5,475 5, , , ,605 5,769-3,605 3, , , ,094 4,951-3,094 3, , , ,855 4,568-2,855 2, , , ,687 4,299-2,687 2,687 Jumlah 179, ,581 6,300 33,501 6,300 89, ,916 42,500 94,748 94,748 Equity to be Split Share Tax Total Expenditure Indonesia Take ,000 (11,000) (11,000) ,000 (15,000) (26,000) ,500 (11,500) (37,500) ,001 (2,001) (39,501) ,071 27,311 27,311 12,017 15,294 23,863 7,644 16,219 (23,282) 35, ,414 27,513 27,513 12,106 15,407 23,765 7,564 16,201 (7,081) 35, ,612 27,619 27,619 12,152 15,467 23,626 7,464 16,162 9,081 36, ,362 26,949 26,949 11,858 15,092 24,501 7,464 17,037 26,118 35, ,273 27,973 27,973 12,308 15,665 23,164 7,464 15,700 41,818 36, ,234 27,952 27,952 12,299 15,653 23,191 7,464 15,727 57,545 36, ,128 27,872 27,872 12,264 15,608 23,077 7,437 15,640 73,185 36, ,249 26,562 26,562 11,687 14,875 21,958 7,083 14,875 88,059 34, ,004 25,002 25,002 11,001 14,001 20,669 6,667 14, ,061 32, ,898 23,540 23,540 10,358 13,183 19,460 6,277 13, ,243 30, ,567 20,532 20,532 9,034 11,498 16,973 5,475 11, ,741 26, ,469 13,520 13,520 5,949 7,571 11,177 3,605 7, ,312 17, ,710 11,604 11,604 5,106 6,498 9,593 3,094 6, ,811 15, ,418 10,707 10,707 4,711 5,996 8,851 2,855 5, ,806 13, ,509 10,076 10,076 4,433 5,643 8,329 2,687 5, ,449 13,166 Jumlah 480, , , , , , , , ,383 Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 13

14 Tabel 2. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 2 sumur ly, MMscf Sales Revenue Investment Depreciation Fraction, boe FTP Unrecovered recovery Capital Non-capital , , , , ,002 1, , , , ,125 14,887 23,820-16,012 16, , , ,929 23,886-15,823 15, , , ,929 23,886-15,624 15, , , ,945 14,929 23,886-16,874 16, , , ,929 23,886-14,964 14, , , ,918 23,869-14,992 14, , , ,496 23,194-14,528 14, , , ,427 21,484-13,427 13, , , ,289 19,662-12,289 12, , , ,268 18,028-11,268 11, , , ,307 16,491-10,307 10, , , ,246 14,793-9,246 9, , , ,197 13,115-8,197 8, , , ,277 11,644-7,277 7, , , ,457 10,332-6,457 6,457 Jumlah 364,971 1,459,883 6,300 35,502 6, , ,977 42, , ,285 Equity to be Split Share Tax Total Expenditure Indonesia Take ,000 (11,000) (11,000) ,000 (15,000) (26,000) ,500 (11,500) (37,500) ,002 (4,002) (41,502) ,267 55,225 55,225 24,299 30,926 46,939 15,087 31,851 (9,651) 72, ,722 55,504 55,504 24,422 31,082 46,905 15,029 31,876 22,225 72, ,920 55,610 55,610 24,469 31,142 46,766 14,929 31,837 54,062 72, ,670 54,941 54,941 24,174 30,767 47,641 14,929 32,712 86,775 71, ,580 55,964 55,964 24,624 31,340 46,304 14,929 31, ,150 73, ,486 55,904 55,904 24,598 31,307 46,299 14,918 31, ,530 73, ,247 54,343 54,343 23,911 30,432 44,960 14,496 30, ,994 71, ,508 50,353 50,353 22,155 28,198 41,625 13,427 28, ,192 65, ,360 46,083 46,083 20,277 25,807 38,096 12,289 25, ,998 60, ,845 42,254 42,254 18,592 23,662 34,930 11,268 23, ,660 55, ,658 38,652 38,652 17,007 21,645 31,952 10,307 21, ,305 50, ,927 34,671 34,671 15,255 19,416 28,662 9,246 19, ,721 45, ,262 30,738 30,738 13,525 17,213 25,410 8,197 17, ,934 40, ,298 27,290 27,290 12,008 15,282 22,560 7,277 15, ,217 35, ,870 24,215 24,215 10,655 13,560 20,018 6,457 13, ,777 31,641 Jumlah 980, , , , , , , , ,818 Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 14

15 Tabel 3. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 3 sumur ly, MMscf Sales Revenue Investment Depreciation Fraction, boe FTP Unrecovered recovery Capital Non-capital , , , , ,003 1, , , , ,125 22,331 35,730-23,456 23, , , ,393 35,829-23,287 23, , , ,383 35,813-23,078 23, , , ,945 21,439 34,302-23,384 23, , , ,478 31,165-19,513 19, , , ,672 28,276-17,746 17, , , ,456 24,729-15,487 15, , , ,150 21,040-13,150 13, , , ,063 17,701-11,063 11, , , ,981 14,369-8,981 8, , , ,739 12,382-7,739 7, , , ,621 10,593-6,621 6, , , ,768 9,229-5,768 5, , , ,035 8,056-5,035 5, , , ,445 7,112-4,445 4,445 Jumlah 407,907 1,631,626 6,300 37,503 6, , ,325 42, , ,753 Equity to be Split Share Tax Total Expenditure Indonesia Take ,000 (11,000) (11,000) ,000 (15,000) (26,000) ,500 (11,500) (37,500) ,003 (6,003) (43,503) ,463 83,139 83,139 36,581 46,558 70,014 22,531 47,483 3, , ,030 83,496 83,496 36,738 46,758 70,045 22,493 47,551 51, , ,172 83,563 83,563 36,768 46,795 69,874 22,383 47,491 99, , ,823 79,353 79,353 34,915 44,437 67,821 21,439 46, , , ,147 73,024 73,024 32,131 40,893 60,407 19,478 40, ,333 95, ,356 66,231 66,231 29,142 37,090 54,836 17,672 37, ,497 86, ,429 57,942 57,942 25,494 32,447 47,935 15,456 32, ,976 75, ,010 49,313 49,313 21,698 27,615 40,765 13,150 27, ,591 64, ,743 41,488 41,488 18,255 23,233 34,297 11,063 23, ,824 54, ,495 33,677 33,677 14,818 18,859 27,840 8,981 18, ,683 44, ,788 29,020 29,020 12,769 16,251 23,990 7,739 16, ,934 37, ,752 24,828 24,828 10,924 13,903 20,524 6,621 13, ,838 32, ,149 21,631 21,631 9,518 12,113 17,882 5,768 12, ,951 28, ,188 18,881 18,881 8,307 10,573 15,608 5,035 10, ,524 24, ,003 16,669 16,669 7,334 9,335 13,780 4,445 9, ,859 21,781 Jumlah 1,096, , , , , , , , ,011 Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 15

16 Tabel 4. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 4 sumur ly, MMscf Sales Revenue Investment Depreciation Fraction, boe FTP Unrecovered recovery Capital Non-capital , , , , ,004 1, , , , ,125 24,812 39,700-25,937 25, , , ,881 39,810-25,775 25, , , ,881 39,810-25,577 25, , , ,945 24,881 39,810-26,827 26, , , ,881 39,810-24,916 24, , , ,293 35,669-22,367 22, , , ,811 28,498-17,843 17, , , ,599 21,758-13,599 13, , , ,437 16,699-10,437 10, , , ,716 12,346-7,716 7, , , ,187 9,899-6,187 6, , , ,382 8,611-5,382 5, , , ,636 7,418-4,636 4, , , ,985 6,376-3,985 3, , , ,389 5,423-3,389 3,389 Jumlah 439,546 1,758,185 6,300 39,504 6, , ,637 42, , ,573 Equity to be Split Share Tax Total Expenditure Indonesia Take ,000 (11,000) (11,000) ,000 (15,000) (26,000) ,500 (11,500) (37,500) ,004 (8,004) (45,504) ,862 92,444 92,444 40,675 51,768 77,706 25,012 52,693 7, , ,465 92,826 92,826 40,843 51,983 77,758 24,981 52,776 59, , ,664 92,932 92,932 40,890 52,042 77,619 24,881 52, , , ,414 92,263 92,263 40,596 51,667 78,494 24,881 53, , , ,324 93,286 93,286 41,046 52,240 77,157 24,881 52, , , ,308 83,559 83,559 36,766 46,793 69,160 22,293 46, , , ,149 66,775 66,775 29,381 37,394 55,237 17,811 37, ,883 87, ,434 50,996 50,996 22,438 28,558 42,156 13,599 28, ,441 66, ,358 39,138 39,138 17,221 21,917 32,354 10,437 21, ,358 51, ,669 28,937 28,937 12,732 16,204 23,921 7,716 16, ,562 37, ,410 23,202 23,202 10,209 12,993 19,180 6,187 12, ,555 30, ,063 20,183 20,183 8,880 11,302 16,684 5,382 11, ,858 26, ,035 17,385 17,385 7,650 9,736 14,372 4,636 9, ,593 22, ,520 14,944 14,944 6,575 8,369 12,354 3,985 8, ,962 19, ,302 12,710 12,710 5,592 7,117 10,507 3,389 7, ,080 16,607 Jumlah 1,181, , , , , , , ,080 1,073,529 Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 16

17 Tabel 5. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 5 sumur ly, MMscf Sales Revenue Investment Depreciation Fraction, boe FTP Unrecovered recovery Capital Non-capital , , , , ,005 1, , , , ,125 24,812 39,700-25,937 25, , , ,881 39,810-25,775 25, , , ,881 39,810-25,577 25, , , ,945 24,881 39,810-26,827 26, , , ,881 39,810-24,916 24, , , ,851 39,762-24,925 24, , , ,897 33,435-20,928 20, , , ,378 24,604-15,378 15, , , ,403 18,245-11,403 11, , , ,732 13,971-8,732 8, , , ,768 10,829-6,768 6, , , ,266 8,426-5,266 5, , , ,637 5,820-3,637 3, , , ,798 4,478-2,798 2, , , ,371 3,794-2,371 2,371 Jumlah 452,881 1,811,522 6,300 41,505 6, , ,304 42, , ,240 Equity to be Split Share Tax Total Expenditure Indonesia Take ,000 (11,000) (11,000) ,000 (15,000) (26,000) ,500 (11,500) (37,500) ,005 (10,005) (47,505) ,862 92,444 92,444 40,675 51,768 77,706 25,012 52,693 5, , ,465 92,826 92,826 40,843 51,983 77,758 24,981 52,776 57, , ,664 92,932 92,932 40,890 52,042 77,619 24,881 52, , , ,414 92,263 92,263 40,596 51,667 78,494 24,881 53, , , ,324 93,286 93,286 41,046 52,240 77,157 24,881 52, , , ,124 93,153 93,153 40,987 52,166 77,091 24,851 52, , , ,810 78,345 78,345 34,472 43,873 64,802 20,897 43, , , ,039 57,666 57,666 25,373 32,293 47,671 15,378 32, ,027 75, ,578 42,762 42,762 18,815 23,947 35,350 11,403 23, ,974 55, ,153 32,745 32,745 14,408 18,337 27,069 8,732 18, ,312 42, ,550 25,382 25,382 11,168 14,214 20,982 6,768 14, ,525 33, ,437 19,748 19,748 8,689 11,059 16,325 5,266 11, ,584 25, ,642 13,640 13,640 6,002 7,639 11,276 3,637 7, ,223 17, ,112 10,494 10,494 4,617 5,877 8,675 2,798 5, ,100 13, ,806 8,893 8,893 3,913 4,980 7,352 2,371 4, ,080 11,620 Jumlah 1,217, , , , , , , ,080 1,106,197 Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 17

18 Tabel 6. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 6 sumur ly, MMscf Sales Revenue Investment Depreciation Fraction, boe FTP Unrecovered recovery Capital Non-capital , , , , ,006 1, , , , ,125 24,812 39,700-25,937 25, , , ,881 39,810-25,775 25, , , ,881 39,810-25,577 25, , , ,945 24,881 39,810-26,827 26, , , ,881 39,810-24,916 24, , , ,881 39,810-24,955 24, , , ,911 38,257-23,942 23, , , ,910 27,056-16,910 16, , , ,676 18,681-11,676 11, , , ,027 12,843-8,027 8, , , ,183 9,893-6,183 6, , , ,744 7,590-4,744 4, , , ,674 5,878-3,674 3, , , ,866 4,585-2,866 2, , , ,278 3,645-2,278 2,278 Jumlah 458,973 1,835,893 6,300 43,506 6, , ,179 42, , ,287 Equity to be Split Share Tax Total Expenditure Indonesia Take ,000 (11,000) (11,000) ,000 (15,000) (26,000) ,500 (11,500) (37,500) ,006 (12,006) (49,506) ,862 92,444 92,444 40,675 51,768 77,706 25,012 52,693 3, , ,465 92,826 92,826 40,843 51,983 77,758 24,981 52,776 55, , ,664 92,932 92,932 40,890 52,042 77,619 24,881 52, , , ,414 92,263 92,263 40,596 51,667 78,494 24,881 53, , , ,324 93,286 93,286 41,046 52,240 77,157 24,881 52, , , ,285 93,265 93,265 41,037 52,229 77,184 24,881 52, , , ,087 89,649 89,649 39,445 50,203 74,146 23,911 50, , , ,313 63,412 63,412 27,901 35,511 52,420 16,910 35, ,637 82, ,048 43,783 43,783 19,265 24,519 36,194 11,676 24, ,155 57, ,346 30,101 30,101 13,245 16,857 24,884 8,027 16, ,012 39, ,389 23,187 23,187 10,202 12,984 19,168 6,183 12, ,997 30, ,618 17,790 17,790 7,828 9,962 14,706 4,744 9, ,959 23, ,839 13,777 13,777 6,062 7,715 11,389 3,674 7, ,674 18, ,474 10,746 10,746 4,728 6,018 8,883 2,866 6, ,692 14, ,301 8,543 8,543 3,759 4,784 7,062 2,278 4, ,476 11,162 Jumlah 1,234, , , , , , , ,476 1,121,124 Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 18

19 Tabel 7. Hasil perhitungan keekonomian penambahan 7 sumur ly, MMscf Sales Revenue Investment Depreciation Fraction, boe FTP Unrecovered recovery Capital Non-capital , , , , ,007 1, , , , ,125 24,812 39,700-25,937 25, , , ,881 39,810-25,775 25, , , ,881 39,810-25,577 25, , , ,945 24,881 39,810-26,827 26, , , ,881 39,810-24,916 24, , , ,881 39,810-24,955 24, , , ,031 38,450-24,063 24, , , ,134 27,415-17,134 17, , , ,007 19,211-12,007 12, , , ,899 12,639-7,899 7, , , ,028 9,645-6,028 6, , , ,587 7,340-4,587 4, , , ,550 5,680-3,550 3, , , ,797 4,475-2,797 2, , , ,231 3,570-2,231 2,231 Jumlah 458,968 1,835,870 6,300 45,507 6, , ,174 42, , ,284 Equity to be Split Share Tax Total Expenditure Indonesia Take ,000 (11,000) (11,000) ,000 (15,000) (26,000) ,500 (11,500) (37,500) ,007 (14,007) (51,507) ,862 92,444 92,444 40,675 51,768 77,706 25,012 52,693 1, , ,465 92,826 92,826 40,843 51,983 77,758 24,981 52,776 53, , ,664 92,932 92,932 40,890 52,042 77,619 24,881 52, , , ,414 92,263 92,263 40,596 51,667 78,494 24,881 53, , , ,324 93,286 93,286 41,046 52,240 77,157 24,881 52, , , ,285 93,265 93,265 41,037 52,229 77,184 24,881 52, , , ,736 90,100 90,100 39,644 50,456 74,518 24,031 50, , , ,526 64,254 64,254 28,272 35,982 53,117 17,134 35, ,360 83, ,839 45,027 45,027 19,812 25,215 37,222 12,007 25, ,575 58, ,657 29,623 29,623 13,034 16,589 24,488 7,899 16, ,164 38, ,552 22,605 22,605 9,946 12,659 18,687 6,028 12, ,823 29, ,772 17,203 17,203 7,569 9,634 14,221 4,587 9, ,456 22, ,169 13,311 13,311 5,857 7,454 11,004 3,550 7, ,911 17, ,102 10,487 10,487 4,614 5,873 8,669 2,797 5, ,783 13, ,048 8,367 8,367 3,681 4,685 6,917 2,231 4, ,469 10,933 Jumlah 1,234, , , , , , , ,469 1,121,111 Herry Ferdinan Agosto (Semester II 2009/2010) Page 19