Plan of Development Prosedur & Materi by B3JK6W

VIEWS: 173 PAGES: 37

									         BPMIGAS




          POD
(PLAN OF DEVELOPMENT)
       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)
S
BPMIGAS
              I. T U J U A N



          Mengembangkan lapangan / proyek baru secara ekonomi.

          Menjaga Kesinambungan produksi.

          Menaikkan keekonomian Wilayah Kerja / Blok.
              II. D A S A R H U K U M


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.
III. D E F I N I S I



 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.
               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

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.

   • 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).
                Jenis – Jenis POD


3. POP (Put On Production)


  Tujuan : Memproduksikan lapangan yang memiliki
           cadangan relatif kecil, menggunakan fasilitas
           produksi disekitar dengan cara “tie in” ke
           existing facilities.
V. PENANGANAN POD
                           ISI POD
     SEBELUMNYA (LAMA)                     MENDATANG (BARU)
1.   Geological Findings            1.    Executive Summary
2.   Reservoir Description          2.    Geological Findings
3.   Drilling Results               3.    Exploration Incentives
4.   Field Development Facilities   4.    Reservoir Description
5.   Project Schedule               5.    Secrec/EOR Incentives
6.   Exploration Incentives         6.    Field Development Scenarios
7.   Production Results             7.    Drilling Results
8.   Project Economics              8.    Field Development Facilities
                                    9.    Project Schedule
                                    10.   Production Results
                                    11.   HSE & Community Development
                                    12.   Abandonment
                                    13.   Project Economics
                                    14.   Conclusion
1. 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
         3. Exploration Insentive
a. 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. Pra-Tertier Reservoir insentif (sesuai kontrak PSC):
         - DMO Fee New Oil & Investment credit
         - Perubahan Split
                PROPOSAL GUIDANCE FOR DETERMINING NEW FIELD

                           POINT                                                                                        TOTAL
   RISK                                        2.5                5                         7.5            10
             CRITERIA                                                                                                   POINT

GEOLOGICAL                                     OLD                OLD                       NEW            NEW
               EXPLORATION CONCEPT       EXISTING MODEL     EXISTING MODEL            EXISTING MODEL     NO MODEL
   RISK                                  IN NEAREST STR.   IN WORKING AREA             IN ADJACENT     IN ADJACENT

                                           - FORM              - FORM                    - FORM        NEW - FORM
                  STRATIGRAPHIC
                                           - MEMB.            - MEMB.                  NEW - MEMB.     NEW - MEMB.
                     POSITION              - ZONE            NEW - ZONE                NEW - ZONE      NEW - ZONE

                                              SAME             SAME                       SAME            NEW
                 STRUCTURAL TREND       SAME CULMINATION     SEPARATE                    PARALEL          NOT
                                          SEALING FAULT     CULMINATION                  POSITION       PARALEL

   API            DISTANCE FROM              < 5 KM            5 - 10 KM                 10 - 25 KM      > 25 KM
   DEF.           EXISTING FIELD

LOGISTICAL         DISTANCE FROM             < 50 KM          50 - 100 KM               100 - 200 KM    > 200 KM
   RISK       EXISTING INFRASTRUCTURE


                                                                       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 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. Hydrocarbon In-place
   Menggunakan metode volumetric, material balance,
   dan simulasi reservoir
              4. Reservoir Description
c. Hydrocarbon Reserves
  Cadangan 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 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.
Probable Reserves :
Cadangan tak terbukti yang direkomendasikan kurang menjanjikan
dibandingkan terhadap cadangan terbukti untuk dapat diproduksikan dengan
baik berdasarkan analisis geologi dan keteknikan (P-50).
Possible Reserves :
Cadangan tak terbukti yang direkomendasikan kurang menjanjikan
dibandingkan terhadap cadangan mungkin untuk dapat diproduksikan,
berdasarkan analisis geologi dan keteknikan (P-10).
           4. Reservoir Description

d. Production Forecast/Incremental Production
   Perkiraan produksi hidrokarbon dimasa datang dengan
   menggunakan       metode/asumsi yang  dipakai dalam
   perhitungan, antara lain :
   - analisis decline
   - simulasi reservoir
          5. Secrec/EOR Insentif
Secondary Recovery
Peningkatan perolehan hidrokarbon dengan penambahan
energi natural melalui injeksi fluida (water flooding dan gas
flooding)

EOR
Semua 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

Insentif
Kegiatan Secrec dan EOR akan memperoleh insentif berupa:
investment credit dan DMO
       6. Field Development Scenarios
Menjelaskan 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
                7. Drilling
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
       8. Field Development Facilities
a. Primary Recovery Facilities
   1. 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 Facilities
      Meliputi : Processing facilities, Flow-line and storage
      facilities, Disposal facilities.
   3. Artificial Lift Equipment

b. Enhanced Oil Recovery Facilities
           9. Project Schedule
Menggambarkan rangkaian penyelesaian berbagai
pekerjaan pengembangan lapangan seperti :
   •   Planning :
           - Screening study
           - Feasibility study
           - Conceptual Engineering
   •   Execution :
           - Detail Engineering
           - Procurement
           - Fabrication
           - Installation
           - Commissioning
   •   Operation
   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 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 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 :
                   13. Project Economics
Insentif
–   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


       Indikator 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 POD
No.                          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                           M US $
      • Capital
      • Non Capital
8.    Biaya Operasi                       M US $
9.    Cost Recovery                       M US $
      (% Gross Revenue)                   %
10.   Contractor Share                    M US $
11.   Government Share                    M US $
      • Total Penerimaan                  %
      • (% Gross Revenue)
12.   ROR                                 %
13.   POT                                 Tahun
         14. 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. PROSES
PERSETUJUAN POD
                FLOW CHART
          PERSETUJUAN POD PERTAMA

                 KONSULTASI DENGAN
               PEMDA SETEMPAT MELALUI
                    DITJEN MIGAS


                                        MENTERI ENERGI
                         PERTIMBANGAN
BPMIGAS                                 & SUMBER DAYA
                                           MINERAL


                       PERSETUJUAN


     TIDAK DISETUJUI

  KPS
            FLOW EVALUASI POD

                               TIM POD


                             KAJIAN &
                          PENGEMBANGAN
    DIVISI                                                                       KPS
   KAJIAN                                                                    (FINAL POD)

                              EKSPLORASI
                                                                             KA. BPMIGAS


   DEPUTI     DINAS E.L       EKSPLOITASI                         DISKUSI                                SETUJU      PROSES
                                             PRESENTASI                                     PRESENTASI
PERENCANAAN   (KOORD.                       PENDAHULUAN       TEAM POD DG KPS                 AKHIR               PERSETUJUAN
                                                              & HASIL EVALUASI                                    (DIVISI KAJIAN)
              TIM POD)
                                FINEK &                     TIDAK
DRAFT                         PEMASARAN                                                                              TIM POD
                                                          DISETUJUI
 POD
                                                                  KADIV
                                                                 KAJIAN &
                              OPERASIONAL                     PENGEMBANGAN
        K                                                                                                            DEPUTI
        P                                                                                                         PERENCANAAN
        S                       FUNGSI
                                                                  DEPUTI
                                TERKAIT
                                                               PERENCANAAN
                                                                                                                     KEPALA
                                                                                                                     BPMIGAS



                   2 minggu                                3 minggu              2 minggu                 3 minggu

                                                          Total: 10 minggu
        FLOW CHART PERSETUJUAN POD
                                                  Aspek Sub Surface                                       KPS
                                                Koordinator : Studi EPT                               (FINAL POD)
                                                                                Diskusi    Hasil
                                                Tim : EPT, EKS,                           Evaluasi
         Dinas                                        Fungsi terkait                                 KA. BPMIGAS
     Keekonomian
      Lapangan/             PRESENTASI            Aspek Teknis Operation
                           PENDAHULUAN
    Divisi Kajian &                             Koordinator :Keekonomian
                                                                               Diskusi                                   Proses
    Pengembangan                                             Lapangan                      Hasil          PRESENTASI
                                                                                                                       Persetujuan
                                                                                          Evaluasi
                                                Tim : Operasional, EPT,                                     AKHIR
                                                                                                                          POD
                                                      Fungsi terkait

                                                   Aspek Keekonomian
                                                Koordinator : Keekonomian
                                                              Lapangan          Diskusi    Hasil
                                                Tim : PDA, EPT, marketing                 Evaluasi
                                                      Fungsi terkait

                      2 minggu                                            3 minggu                   2 minggu          3 minggu

   Deputi Perencanaan
       BPMIGAS


DRAFT   Ka. BPMIGAS *
                                 * Untuk POD I persetujuan oleh Menteri
 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)
        KPS
                      APPROVAL PROCESS
                      GAS DEVELOPMENT

                             Market
                                              HOA
Discovery                                     GSA                                Yes
                                 Volume, Schedule, Price

         Pre POD                                                    POD        Approval
                                                                              Evaluation
                          • Reserves
 Study                      Certification              Facility                  No
                            P1, P2, P3               Construction
    • Geology,
                          • Development                Design
      Reservoir
                            & production               (FEED,
      Modelling
                            Scenario                Benchmarking)
    • Development
                            (detail study)
      Production &
      Facilities
      (Conceptual).                          Economic


                         Subsurface                 Facility & Construction
                        Re Evaluation                      Re- Design
Terima Kasih

								
To top