Analisa Resiko Investasi Pemboran Minyak dan Gas Bumi

Analisa Resiko Investasi Pemboran Minyak dan Gas Bumi

Investasi dalam industri hulu minyak dan gas memiliki  sifat high risk dan high cost, dimana resiko yang dihadapi dalam investasi industri minyak dan gas diantaranya: geologi, teknis, politik, pasar.

Pemboran sebagai salah satu kegiatan penting dalam industri hulu minyak dan gas dimana rata-rata perusahaan minyak dan gas mengganggarkan biaya investasi untuk pemboran 50-70% dari total captal expenditurenya (CAPEX), Secara teknik pemboran akan menghadapi resiko kick, loss, shale problem, equipment failure, Sticking, dimana jika tidak diatasi akan mengakibatkan kerugian yang sangat besar, dalam artikel  ini akan dibahas beberapa resiko pemboran yang dikorelasikan dengan penambahan anggaran serta penurunan contractor share dengan assumsi 80% cost recovery, dengan beberapa sensitivitas resiko pemboran dengan revenue yang diperolehdiharapkan makalah ini bisa menjadi kajian awal dalam melakukan investasi pemboran minyak dan gas

Pada umumnya investasi pemboran minyak dan gas mencapai 20% capital dan 80% non capital. Pemboran minyak dan gas sebagai satu kegiatan utama dalam pengembangan lapangan tentunya harus dikelola secara baik, tujuan pemboran tidak hanya terletak pada tersedianya sumur sebagai pengahasil minyak dan gas, tetapi harus juga tertib teknis dan tertib administrasi. Perencanaan suatu pemboran berdasarkan factor HSE, Teknis, Anggaran.

Beberapa realisasi biaya pemboran secara engineer estimate melebihi dari budget (AFE) yang dianggarkan, dan inti akan mempengaruhi rencana keuntungan. Dasar perhitungan keekonomian sumur dibuat dari produksi sumur dan cost yang ditimbulkan

dengan sensitivitas pada variable harga minyak dan gas. Sensitivitas dapat dilakukan untuk beberapa parameter keekonomian sebagai analisa resiko proyek.

Analisa resiko sebelum pemboran perlu dilakukan penilaian untuk lebih memberikan nilai ekonomis sumur jika pemboran dilakukan dengan menghadapi resiko yang ada, dalam makalah ini resiko yang dilakukan adalah hole problem yang sering dijumpai saat pemboran yang menyebabkan meningkatnya biaya pemboran. Pemboran yang dievaluasi adalah pemboran yang dilakukan oleh sebuah Oil company pada Suatu  Area.

Pemetaan Hole Problem suatu Area

Pemboran yang dilakukan oleh Drilling suatu Oil company di suatu Region dalam hal ini penulis sebut saja Sumatera mempunyai range kedalaman 400 – 2750 mMD, dengan target produksi minyak 100 – 300 BOPD dan Gas 1 – 4 MMSCFD, Rig yang tersedia kapasitas 350 – 1500 HP, jumlah sumur yang dibor tahun 2008 sebanyak 21 sumur. Data realisasi pemboran tersebut menjadi  dasar perhitungan analisa resiko makalaha ini.

Pemboran di daerah bagian tersebut menembus formasi: seurela, ketapang atas, ketapang bawah, baong (BRS), Belumai, sedangkan pemboran di daerah sumbagteng dan sumbagsel menembus formasi: muara enim, Air Benakat, Gumai, Talang Akar.

Hole Problem bersifat teknis yang terjadi antara lain :

• shale
• Loss & Kick
• Depleted zone
• Loose formation.

Formasi yang dibor dan potensial problem dan action plan dapat dilihat sebagai berikut:

Kandungan H2S, CO2, dan temperature tinggi dijumpai dalam pemboran di struktur Wampu. Mud system yang digunakan untuk pemboran di daerah sumbagut adalah OBM (base fluid SF-05) dan daerah sumbagteng sumbagsel menggunakan KCL-Polymer.

Evaluasi Cost / ft Akibat Hole Problem

Beberapa parameter untuk evaluasi pemboran dapat dilakukan seperti :

• Cost /ft
• Non Productive Time (NPT)

Indikator kinerja pemboran yang digunakan dalam makalah ini menggunakan parameter cost/ft, dimana evaluasi hole problem akan dibandingkan dengan cost/ft program pemboran untuk mendapatkan koreksi terhadap total cost/ft sumur, perhitungan analisa kenaikan cos/ft 2 – 6% terhadap hole problem dapat dilihat pada tabel berikut.

Analisa Resiko Investasi Pemboran

Resiko dari proyek adalah ketidakpastian yang bersifat teknis dan non teknis yang mempengaruhi keuntungan. Penyusunan anggaran dalam pengajuan AFE tidak memasukkan contingency plan, tetapi oil company harus tetap menyediakan material dan jasa untuk mengatasi masalah (hole problem) jika terjadi. Sebagian dari resiko pemboran mungkin tidak dapat dimasukkan kedalam cost recovery, dengan adanya resiko analisa dan kemungkinan cost recovery pemboran hanya 80%.

Investor mempunyai perkiraan profit yang akan diperoleh sebelum eksekusi pemboran. Analisa resiko pemboran ini mempunyai nilai tambah dalam  pengambilan keputusan dangan memperhitungkan beberapa variable sensitivitas lain seperti oil price, harga sewa Rig, yang dapat membantu memberikan input apakah project pemboran dapat dikerjakan atau di tunda, setelah dilakukan evaluasi keekonomian sumur berdasarkan indikator IRR, NPV .

Evaluasi keekonomian sumur untuk pemboran di Region misalnya Sumatera dapat dilihat pada grafik berikut.

Tambahan input data analisa resiko yang menyebabkan bertambahnya total cost terhadap profit yang didapat (contractor share) akan memberikan pengaruh “level confidence” kepada manajemen untuk menilai suatu proyek. Perhitungan untuk analisa resiko ini menggunakan parameter untuk anggaran :

• Cost per ft = 569
• Rig cost = 24.74 USD/hp
• Qoi = 100 bopd
• Qgi = 1 mmscfd
• Kurs : 10,500 USD

Sedangkan untuk parameter teknisnya

• Total Depth = 2500 m
• Rig 1000 hp
• 4 level casing set
• Pressure rating 5000 psi
• Temperature rating < 320 F

Keuntungan dari analisa sensitivitas resiko pemboran :

• Membantu mengidentifikasi nilai yang mempengaruhi keuntungan.
• Mempersiapkan penambahan anggaran jika diperlukan.
• Memastikan proyek pemboran dapat diteruskan.

Kesimpulan

1. Analisa Resiko menyebabkan adanya koreksi cost/ft untuk tujuan sensitivitas keekonomian sumur, dari perhitungan kenaikan cost/ft dengan memasukan analisa resiko menjadi 12%-25% terhadapat usulan budget (AFE)
2. Nilai ekonomis pemboran dengan sensitivitas harga minyak untuk pemboran di area sumatera dengan memasukan analisa resiko tertinggi tercapai pada harga 40 USD/Bbl.
3. Nilai ekonomis pemboran dengan sensitivitas harga minyak untuk pemboran di area sumatera dengan memasukan analisa resiko tertinggi dan cost recovery 80% tercapai pada harga 50 USD/Bbl.

Referensi:

• Widagdo, Widjajono, 2009, “Minyak dan gas Dan Energi Di Indonesia”, Development Studies Foundation, Bandung.
• Kadir, Abdul Wahab, 2004,”Resiko Bisnis Sektor Hulu Perminyakan (Analisis Teknis Dan Finansial) Pradya Paramita, Jakarta
• Ali Sundja, Anas Hanafiah, 2009, Analisa Resiko Investasi Pemboran Minyak dan gas Area Sumatera, Makalah Profesional, IATMI