Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Pada tahun 2000 lapangan NA di temukan. Kecenderungan lapangan ini
adalah berupa produksi gas dimana lapangan ini hanya memiliki 1 sumur eksplorasi
dengan durasi selama 1 bulan. Memiliki ketebalan reservoir 1.500 m dan memiliki
jenis batuan Sandstone. Lapangan NA ini terletak di lepas pantai (offshore) Natuna
Sea Block A Area III. Untuk mengembangkan lapangan ini di butuhkan daya tarik
investor untuk berinvestasi pada lapangan NA.
Masalah utama bagi perusahaan migas nasional baik swasta maupun BUMN
untuk mengusahakan lapangan migas yang baru adalah dana untuk investasi.
Sehingga diperlukan perhitungan kelayakan investasi yang cukup matang seperti
menghitung Internal Rate of Return, Net Present Value, serta Pay Out Time
Prinsip-prinsip umum yang ada pada PSC adalah kontrol atau kendali
manajemen dipegang oleh negara, kontrak ini didasarkan pada pembagian produksi
(Production Sharing), yang telah dikurangi oleh biaya-biaya (cost recovery), negara
diharuskan untuk mengganti biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor.
Indonesia telah melakukan beberapa perubahan pada sistem kontrak PSC
Cost Recovery yang mana dalam skema yang terakhir terdapat First Tranche
Petroleum (FTP) sebesar 20% yang diberlakukan untuk menjamin adanya
pendapatan awal pemerintah sebelum dikenakan Cost Recovery. Pada indikator
keekonomian PSC cost recovery pada lapangan NA mendapatkan nilai Internal
Rate of Return (IRR) sebesar 14.18%, dengan nilai Net Present Value (NPV)
sebesar 15 MMUSD, dengan Payout Time (POT) selama 7,46 tahun.

In 2000 the NA field was discovered. The trend in this field is in the form of
gas production where this field only has 1 exploration well with a duration of 1
month. It has a reservoir thickness of 1,500 m and has a type of sandstone rock. The
NA field is located offshore (offshore) Natuna Sea Block 'A' Area III. To develop
this field, it is necessary to attract investors to invest in the NA field.
The main problem for national oil and gas companies, both private and stateowned companies, in seeking new oil and gas fields is funding for investment. So it
is necessary to calculate the feasibility of a fairly mature investment such as
calculating the Internal Rate of Return, Net Present Value, and Pay Out Time
The general principles that exist in the PSC are the control or management
control held by the state, this contract is based on production sharing, which has
been reduced by costs (cost recovery), the state is required to reimburse the costs
incurred by the contractor.
Indonesia has made several changes to the PSC Cost Recovery contract system,
where in the last scheme there is First Tranche Petroleum (FTP) of 20% which is
implemented to ensure initial government revenue before being subject to Cost
Recovery. In the PSC cost recovery economic indicator in the NA field, the Internal
Rate of Return (IRR) value was 14.18%, with a Net Present Value (NPV) of 15
MMUSD, with a Payout Time (POT) of 7.46 years