POD (PLAN OF DEVELOPMENT)
BPMIGASBPMIGASBPMIGASBPMIGAS
Sistematika
I. Tujuan
II. Dasar Hukum
III. Definisi
IV. Jenis-jenis POD
V. Penanganan POD
VI. Revisi POD
VII. Proses Persetujuan POD
VIII. Contoh Kasus (POD I, POP)
Mengembangkan lapangan / proyek baru secara ekonomi.
Menjaga Kesinambungan produksi.
Menaikkan keekonomian Wilayah Kerja / Blok.
I.I. T U J U A NT U J U A NBPMIGASSS
a. UU MIGAS No.: 22 Tahun 2001, Pasal 44 Ayat 3, perihal tugas Badan Pelaksana.
b. PSC Section I. 1.2.16 Petroleum Operations.
c. PSC Section V. 5.2.5.(e) Right and Obligations of The Parties (Contractor).
d. Manual of field development.
II. D A S A R H U K U M
Plan of Development
Rencana Pengembangan satu atau lebih lapangan migas secara terpadu (integrated) untuk mengembangkan/ memproduksikan cadangan hidrokarbon secara optimal dengan mempertimbangkan aspek teknis, ekonomis, dan
HSE.
III. D E F I N I S IIII. D E F I N I S I
IV. Jenis - Jenis POD
1. Plan of Development I– Sebelum Undang-Undang No. 22/2001, persetujuan Rencana Pengembangan
lapangan pertama dalam suatu Blok/Wilayah Kerja cukup mendapat persetujuan dari Direktur Utama Pertamina sekaligus sebagai komersialitas wilayah kerja.
– Setelah berlakunya Undang-Undang No. 22/2001; • Sesuai pasal 21, Rencana Pengembangan lapangan pertama dalam suatu
Blok/Wilayah Kerja wajib mendapatkan persetujuan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral berdasarkan pertimbangan dari BPMIGAS setelah berkonsultasi dengan Pemerintah Daerah Propinsi yang bersangkutan.
• Sesuai pasal 17, bila telah mendapatkan persetujuan POD Pertama dalam suatu wilayah kerja tidak melaksanakan kegiatannya dalam jangka waktu paling lama 5 (lima) tahun sejak berakhirnya jangka waktu eksplorasi wajib mengembalikan seluruh wilayah kerjanya kepada Menteri
Jenis – Jenis POD
• Proposal POD disampaikan kepada BPMIGAS, berdasarkan kondisi aktual dan persetujuan oleh Ka. BPMIGAS.
• Masalaku (validitas) POD adalah 2 (dua) tahun sejak persetujuan dikeluarkan. Perubahan ruang lingkup kerja (Scope of Work) atau keterlambatan pelaksanaan POD tanpa pemberitahuan persetujuan
dianggap batal (expired).
2. Plan of Development II dst:
Tujuan pengembangan satu atau lebih lapangan migas secara terpadu
(integrated) untuk mengembangkan/memproduksikan cadangan hidrokarbon
secara optimal dengan mempertimbangkan aspek teknis, ekonomis, dan HSE.
3. POP (Put On Production)
Tujuan : Memproduksikan lapangan yang memiliki cadangan relatif kecil, menggunakan fasilitas produksi disekitar dengan cara “tie in” ke existing facilities.
Jenis – Jenis POD
V. PENANGANAN POD
ISI PODISI POD
1. Geological Findings2. Reservoir Description3. Drilling Results4. Field Development Facilities5. Project Schedule6. Exploration Incentives7. Production Results8. Project Economics
1. Executive Summary2. Geological Findings3. Exploration Incentives4. Reservoir Description5. Secrec/EOR Incentives6. Field Development Scenarios7. Drilling Results8. Field Development Facilities9. Project Schedule10. Production Results11. HSE & Community Development12. Abandonment 13. Project Economics14. Conclusion
SEBELUMNYA (LAMA)SEBELUMNYA (LAMA) MENDATANG (BARU)MENDATANG (BARU)
1. Executive Summary1. Executive Summary
Ringkasan dari Rencana Pengembangan
Lapangan meliputi teknis, ekonomis, dan HSE
2. Geological Findings
Menjelaskan penemuan geologi migas hingga data geologi terakhir berdasarkan log dan analisa cutting yang digunakan untuk merevisi peta geologi.
Tinjauan geologi :
– Regional Geology: Boundary (Jika ada), Formation, faults, sedimentary type, age of corresponding formation
– Stratigraphy
– Structure : Jenis Folding, faulting, or unconformities
– Correlations : Korelasi antar sumur struktural/stratigrafi– Peta : Top & bottom structures, Net sand/carbonate Isopach,
dan direvisi sesuai data terbaru
a.a. New Field :New Field : - Pemberian insentif untuk memotivasi kontraktor tetap melakukan kegiatan eksplorasi.
Prosedur pemberian insentif sesuai “guidance” yang telah ditetapkan oleh Divisi Eksplorasi.
Perbedaan harga Old Oil dan New Oil dimaksudkan agar KPS tetap melaksanakan kegiatan eksplorasi selama masa insentif 60 bulan diberikan.
- Insentif : DMO Fee New Oil & Investment credit
b.b. Pra-Tertier Reservoir insentif (sesuai kontrak PSC)Pra-Tertier Reservoir insentif (sesuai kontrak PSC): - DMO Fee New Oil & Investment credit- Perubahan Split
3. Exploration Insentive
PROPOSAL GUIDANCE FOR DETERMINING NEW FIELD
POINTCRITERIA
EXPLORATION CONCEPT
STRATIGRAPHICPOSITION
STRUCTURAL TREND
DISTANCE FROMEXISTING FIELD
RISK
GEOLOGICALRISK
APIDEF.
LOGISTICALRISK
DISTANCE FROMEXISTING INFRASTRUCTURE
2.5 5 7.5 10TOTALPOINT
OLDEXISTING MODELIN NEAREST STR.
OLDEXISTING MODEL
IN WORKING AREA
NEWEXISTING MODEL
IN ADJACENT
NEWNO MODEL
IN ADJACENT
- FORM- MEMB.- ZONE
- FORM- MEMB.
NEW - ZONE
- FORMNEW - MEMB.NEW - ZONE
NEW - FORMNEW - MEMB.NEW - ZONE
SAMESAME CULMINATION
SEALING FAULT
SAMESEPARATE
CULMINATION
SAMEPARALELPOSITION
NEWNOT
PARALEL
< 5 KM 5 - 10 KM 10 - 25 KM > 25 KM
< 50 KM 50 - 100 KM 100 - 200 KM > 200 KM
Geological risk = 60% x total point = Logistical risk = 40% x total point =Weighted Grand Total =
> 20 NEW FIELD
15 – 20 OTHER FACTOR TO BE CONSIDERANCE
< 15 NO INCENTIVE
4. Reservoir Description
a. Reservoir Conditiona. Reservoir Condition – Initial condition :
Pi, Ti, Bgi, Rsi, Boi, Pb,
– Rock characteristic :H, Vcl, porositas, Sw, K, Cr
– Fluid properties :Bg, Bo, Bw, Rs, Viscosity (Oil & Gas)
– Driving Mechanism :Gas cap drive, solution gas drive, expansion gas drive, water drive, and combination drive.untuk production forecast dan perhitungan recovery factor.
b.b. Hydrocarbon In-placeHydrocarbon In-place Menggunakan metode volumetric, material balance, dan simulasi reservoir
4. Reservoir Description
c. Hydrocarbon ReservesCadangan dilengkapi dengan peta subsurface struktur dan Isopach.
OOIP
OGIP
Recoverable Reserve
Proved, Probable, Possible
Remaining Reserves
Khusus untuk pengembangan lapangan gas dibutuhkan informasi tentang pasar (rencana pemasaran), HOA, GSA dan sertifikasi oleh instansi independent.
4. Reservoir Description
Proved ReservesProved Reserves : : Jumlah migas yang dapat diproduksikan secara komersial pada tingkat kepastian tertentu berdasarkan ketersediaan data geologi dan keteknikan yang didukung oleh produksi aktual atau uji produksi/formasi saat itu.
ProbableProbable ReservesReserves : :Cadangan tak terbukti yang direkomendasikan kurang menjanjikan dibandingkan terhadap cadangan terbukti untuk dapat diproduksikan dengan baik berdasarkan analisis geologi dan keteknikan (P-50).
Possible ReservesPossible Reserves : :Cadangan tak terbukti yang direkomendasikan kurang menjanjikan dibandingkan terhadap cadangan mungkin untuk dapat diproduksikan, berdasarkan analisis geologi dan keteknikan (P-10).
d. Production Forecast/Incremental Production
Perkiraan produksi hidrokarbon dimasa datang dengan
menggunakan metode/asumsi yang dipakai dalam
perhitungan, antara lain :
- analisis decline
- simulasi reservoir
4. Reservoir Description
Secondary Recovery Peningkatan perolehan hidrokarbon dengan penambahan energi natural melalui injeksi fluida (water flooding dan gas flooding)
E O RSemua metoda yang menggunakan sumber energi eksternal untuk perolehan minyak yang sudah tidak dapat diproduksi secara konvensional (primary dan secondary recovery), antara lain: steam flood, chemical flood
InsentifKegiatan Secrec dan EOR akan memperoleh insentif berupa: investment credit dan DMO
5. Secrec/EOR Insentif
6. Field Development Scenarios6. Field Development ScenariosMenjelaskan mengenai skenario pengembangan lapangan yang meliputi:
• Phasing Development
• Full Development
• Development Strategy
• Production Optimization
• Local Content : penggunaan material barang dan jasa yang dipergunakan secara langsung terhadap pembangunan struktur dan infrastruktur pengembangan suatu lapangan yang berasal dari dalam negeri
• etc
Meliputi :
a. Platform/cluster/well location
onshore, offshore
b. Well design :
vertical, deviated, horizontal, radial, slim hole
c. Drilling Schedule
d. Drilling report
e. Completion
7. Drilling
8. Field Development Facilities
a.a.Primary Recovery FacilitiesPrimary Recovery Facilities1. Offshore Production Facilities
- Offshore Platform Facilities Jacket, Deck, Processing Facilities, etc. - Other Offshore Facilities Sub marine pipeline production junction facilities, Disposal Facilities, Storage etc.- Additional Facilities Civil construction, Office, Living Quarter, etc.
2. Onshore Production FacilitiesMeliputi : Processing facilities, Flow-line and storage facilities, Disposal facilities.
3. Artificial Lift Equipment
b.b.Enhanced Oil Recovery FacilitiesEnhanced Oil Recovery Facilities
9. Project Schedule
Menggambarkan rangkaian penyelesaian berbagai pekerjaan pengembangan lapangan seperti :
•Planning :Planning :- Screening study- Feasibility study- Conceptual Engineering
•Execution :Execution :- Detail Engineering- Procurement- Fabrication- Installation- Commissioning
•OperationOperation
10. Production Results
Menggambarkan kegiatan untuk mengangkat hidrokarbon dan meningkatkan produksi (bila ada) dengan tindakan :
1. Stimulasi
2. Gas Lift
3. Pumping
4. Sec.Rec.
5. Enhanced Oil Recovery
11. HSE & Community Development11. HSE & Community Development
Kajian menyeluruh terhadap dampak suatu pengembangan lapangan terhadap kesehatan, keselamatan dan lingkungan disekitar lapangan yang akan dikembangkan, pada tahap:
•Pra-konstruksi,
•konstruksi,
•operasi,
•pasca operasi
12. Abandonment & Site Restoration12. Abandonment & Site Restoration
Menjelaskan mengenai kajian teknis maupun biaya terhadap mekanisme penutupan suatu lapangan, baik di onshore maupun offshore apabila lapangan tersebut sudah tidak ekonomis lagi untuk diproduksikan dan akan ditinggalkan seterusnya.
13. Project Economics
Analisa Perhitungan keekonomian berdasarkan data terakhir: – Certified Reserves
– Production forecast
– Development cost:Investasi : Well cost, production facilities cost,
pipeline cost, compressor, platform.Operating cost : Direct production cost,
work over/stimulation, maintenance, G&A
– Insentif :
InsentifInsentif – Dalam kasus keekonomian dari kontraktor tidak mencapai MARR
(minimum Atractive Rate of Return) yang diinginkan PSC, maka dapat diberikan insentif berupa Deem Interest (Interest Cost Recovery)
– Interest Cost Recovery/ICR ialah biaya bunga terhadap investasi kapital yang besarnya: (Libor + x%)/(1-withholding tax)
– Dasar Hukum: PSC Kontrak Exhibit “C” Accounting Procedure
13. Project Economics
Indikator EkonomiIndikator Ekonomi
Pemerintah : GOI (Government Income) dan Persentase
pendapatan pemerintah terhadap Gross Revenue.Kontraktor :
Net Cashflow (NCF), Internal Rate of Return (IRR),
Net Present Value (NPV).Profit to Investment Ratio (PIR), Pay out
Time (POT)Sensitivitas Spider diagram
Berdasarkan 4 parameter : Harga (minyak & gas), biaya kapital, biaya
operasi, dan Produksi.
Gambaran Keekonomian PODNo. Keterangan Satuan
1. Produksi Minyak MBO
2. Harga Minyak US $ / BBL
3. Produksi Gas MMSCF
4. Harga Gas US $ / MMBTU
5. Gross Revenue (100%) M US $
6. Life Time Tahun
7. Investasi• Capital• Non Capital
M US $
8. Biaya Operasi M US $
9. Cost Recovery
(% Gross Revenue)
M US $
%
10. Contractor Share M US $
11. Government Share• Total Penerimaan• (% Gross Revenue)
M US $
%
12. ROR %
13. POT Tahun
14. Conclusion14. Conclusion
Merupakan Kesimpulan dari Pengembangan Lapangan
untuk pemilihan alternatif yang terbaik, ditinjau dari segi teknis maupun
ekonomis
VI. Revisi POD
POD yang telah mendapat persetujuan dapat direvisi dengan pertimbangan:
• Perubahan skenario pengembangan• Perubahan jumlah cadangan migas yang signifikan
terhadap usulan awal.• Perubahan biaya investasi
VII. PROSESVII. PROSESPERSETUJUAN PODPERSETUJUAN POD
PERTIMBANGAN
PERSETUJUAN
FLOW CHARTPERSETUJUAN POD PERTAMA
MENTERI ENERGI& SUMBER DAYA
MINERALBPMIGAS
KONSULTASI DENGANPEMDA SETEMPAT MELALUI
DITJEN MIGAS
KPS
TIDAK DISETUJUI
DEPUTIPERENCANAAN
KPS
DIVISIKAJIAN
DINAS E.L (KOORD. TIM POD)
SETUJU
TIDAK DISETUJUI
FLOW EVALUASI PODFLOW EVALUASI POD
DISKUSI TEAM POD DG KPS& HASIL EVALUASI
PRESENTASIPENDAHULUAN
PRESENTASI AKHIR
TIM POD
KAJIAN & PENGEMBANGAN
EKSPLOITASI
FUNGSITERKAIT
OPERASIONAL
FINEK &PEMASARAN
EKSPLORASI
2 minggu2 minggu 3 minggu3 minggu 2 minggu2 minggu 3 minggu3 minggu
PROSES PERSETUJUAN (DIVISI KAJIAN)
KA. BPMIGAS
KPS(FINAL POD)
DRAFT POD
Total: 10 mingguTotal: 10 minggu
KADIVKAJIAN &
PENGEMBANGAN
DEPUTI PERENCANAAN
TIM POD
KEPALABPMIGAS
DEPUTIPERENCANAAN
FLOW CHART PERSETUJUAN PODFLOW CHART PERSETUJUAN POD
Proses melalui kondisi tidak ada permasalahan prinsip (10 minggu)Proses melalui kondisi ada permasalahan yang perlu didiskusikan kelompok (12 minggu)Proses melalui kondisi ada permasalahan manajemen dan atau permasalahan non teknis (>12 minggu)
Dinas Keekonomian
Lapangan/ Divisi Kajian & Pengembangan
Deputi PerencanaanBPMIGAS
K P SK P S
Hasil Evaluasi
ProsesPersetujuan
POD
* Untuk POD I persetujuan oleh Menteri
Hasil Evaluasi
Aspek Sub Surface
Koordinator : Studi EPT Tim : EPT, EKS, Fungsi terkait
Aspek Teknis Operation
Koordinator :Keekonomian Lapangan
Tim : Operasional, EPT,Fungsi terkait
Koordinator : KeekonomianLapangan
Tim : PDA, EPT, marketingFungsi terkait
Aspek Keekonomian
Diskusi
PRESENTASI PENDAHULUAN
Diskusi
Hasil Evaluasi
Diskusi
Ka. BPMIGAS *
KA. BPMIGAS
KPS(FINAL POD)
PRESENTASI AKHIR
DRAFT POD
2 minggu2 minggu 3 minggu3 minggu 3 minggu3 minggu22 mingguminggu
Volume, Schedule, Price
HOAGSA
• Geology, ReservoirModelling
• DevelopmentProduction & Facilities(Conceptual).
Discovery
Pre POD
Study
Market
• Reserves CertificationP1, P2, P3
• Development& productionScenario(detail study)
FacilityConstruction
Design(FEED,
Benchmarking)
Economic
Facility & Construction Re- Design
SubsurfaceRe Evaluation
ApprovalEvaluation
POD
Yes
No
APPROVAL PROCESSAPPROVAL PROCESSGAS DEVELOPMENTGAS DEVELOPMENT
Terima Kasih
Top Related