1 / 37

POD (PLAN OF DEVELOPMENT)

BPMIGAS. POD (PLAN OF DEVELOPMENT). Sistematika. Tujuan Dasar Hukum Definisi Jenis-jenis POD Penanganan POD Revisi POD Proses Persetujuan POD Contoh Kasus (POD I, POP). S. BPMIGAS.

niel
Download Presentation

POD (PLAN OF DEVELOPMENT)

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. BPMIGAS POD (PLAN OF DEVELOPMENT)

  2. Sistematika • Tujuan • Dasar Hukum • Definisi • Jenis-jenis POD • Penanganan POD • Revisi POD • Proses Persetujuan POD • Contoh Kasus (POD I, POP)

  3. S BPMIGAS Mengembangkan lapangan / proyek baru secara ekonomi.Menjaga Kesinambungan produksi.Menaikkan keekonomian Wilayah Kerja / Blok. I.T U J U A N

  4. II.D A S A R H U K U M • UU MIGAS No.: 22 Tahun 2001, Pasal 44 Ayat 3, perihal tugas Badan Pelaksana. • PSC Section I. 1.2.16 Petroleum Operations. • PSC Section V. 5.2.5.(e) Right and Obligations of The Parties (Contractor). • Manual of field development.

  5. Plan of DevelopmentRencanaPengembangan 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 I

  6. 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

  7. 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).

  8. 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.

  9. V. PENANGANAN POD

  10. SEBELUMNYA (LAMA) MENDATANG (BARU) • Geological Findings • Reservoir Description • Drilling Results • Field Development Facilities • Project Schedule • Exploration Incentives • Production Results • Project Economics • Executive Summary • Geological Findings • Exploration Incentives • Reservoir Description • Secrec/EOR Incentives • Field Development Scenarios • Drilling Results • Field Development Facilities • Project Schedule • Production Results • HSE & Community Development • Abandonment • Project Economics • Conclusion ISI POD

  11. 1. Executive Summary Ringkasan dari Rencana Pengembangan Lapangan meliputi teknis, ekonomis, dan HSE

  12. 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

  13. 3. Exploration Insentive • 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 • Pra-Tertier Reservoir insentif (sesuai kontrak PSC): • - DMO Fee New Oil & Investment credit • - Perubahan Split

  14. RISK POINT CRITERIA 2.5 5 7.5 10 TOTAL POINT GEOLOGICAL RISK API DEF. EXPLORATION CONCEPT OLD EXISTING MODEL IN NEAREST STR. OLD EXISTING MODEL IN WORKING AREA NEW EXISTING MODEL IN ADJACENT NEW NO MODEL IN ADJACENT STRATIGRAPHIC POSITION • FORM • MEMB. • ZONE • FORM • MEMB. • NEW - ZONE • FORM • NEW - MEMB. • NEW - ZONE NEW - FORM NEW - MEMB. NEW - ZONE STRUCTURAL TREND SAME SAME CULMINATION SEALING FAULT SAME SEPARATE CULMINATION SAME PARALEL POSITION NEW NOT PARALEL DISTANCE FROM EXISTING FIELD < 5 KM 5 - 10 KM 10 - 25 KM > 25 KM LOGISTICAL RISK DISTANCE FROM EXISTING INFRASTRUCTURE < 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 PROPOSAL GUIDANCE FOR DETERMINING NEW FIELD

  15. 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

  16. 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.

  17. 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. • ProbableReserves : • 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).

  18. 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

  19. 5. Secrec/EOR Insentif • Secondary Recovery • Peningkatan perolehan hidrokarbon dengan penambahan energi natural melalui injeksi fluida (water flooding dan gas flooding) • E O R • 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

  20. 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

  21. 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

  22. 8. Field Development Facilities • 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 • Enhanced Oil Recovery Facilities

  23. 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

  24. 10. Production Results • Menggambarkan kegiatan untuk mengangkat hidrokarbon dan meningkatkan produksi (bila ada) dengan tindakan : • Stimulasi • Gas Lift • Pumping • Sec.Rec. • Enhanced Oil Recovery

  25. 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

  26. 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.

  27. 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 :

  28. 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.

  29. Gambaran Keekonomian POD

  30. 14. Conclusion Merupakan Kesimpulan dari Pengembangan Lapangan untuk pemilihan alternatif yang terbaik, ditinjau dari segi teknis maupun ekonomis

  31. 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

  32. VII. PROSESPERSETUJUAN POD

  33. FLOW CHART PERSETUJUAN POD PERTAMA KONSULTASI DENGAN PEMDA SETEMPAT MELALUI DITJEN MIGAS MENTERI ENERGI & SUMBER DAYA MINERAL BPMIGAS PERTIMBANGAN PERSETUJUAN TIDAK DISETUJUI KPS

  34. DINAS E.L (KOORD. TIM POD) FLOW EVALUASI POD TIM POD KAJIAN & PENGEMBANGAN DIVISI KAJIAN KPS (FINAL POD) EKSPLORASI KA. BPMIGAS DEPUTI PERENCANAAN PROSES PERSETUJUAN (DIVISI KAJIAN) EKSPLOITASI DISKUSI TEAM POD DG KPS & HASIL EVALUASI SETUJU PRESENTASI PENDAHULUAN PRESENTASI AKHIR FINEK & PEMASARAN TIDAK DISETUJUI TIM POD DRAFT POD KADIV KAJIAN & PENGEMBANGAN OPERASIONAL K P S DEPUTI PERENCANAAN FUNGSI TERKAIT DEPUTI PERENCANAAN KEPALA BPMIGAS 2 minggu 3 minggu 2 minggu 3 minggu Total: 10 minggu

  35. Aspek Sub Surface Koordinator : Studi EPT Tim : EPT, EKS, Fungsi terkait Hasil Evaluasi Aspek Teknis Operation Koordinator :Keekonomian Lapangan Tim : Operasional, EPT, Fungsi terkait Proses Persetujuan POD Hasil Evaluasi Aspek Keekonomian Koordinator : Keekonomian Lapangan Tim : PDA, EPT, marketing Fungsi terkait Hasil Evaluasi FLOW CHART PERSETUJUAN POD KPS (FINAL POD) Diskusi Dinas Keekonomian Lapangan/ Divisi Kajian & Pengembangan KA. BPMIGAS PRESENTASI PENDAHULUAN Diskusi PRESENTASI AKHIR Diskusi 2 minggu 3 minggu 2minggu 3 minggu Deputi Perencanaan BPMIGAS * Untuk POD I persetujuan oleh Menteri Ka. BPMIGAS * DRAFT 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) K P S

  36. APPROVAL PROCESS GAS DEVELOPMENT Market HOA GSA Discovery Yes Volume, Schedule, Price Approval Evaluation Pre POD POD • Reserves • Certification • P1, P2, P3 • Development • & production • Scenario • (detail study) Facility Construction Design (FEED, Benchmarking) Study No • Geology, • Reservoir • Modelling • Development • Production & • Facilities • (Conceptual). Economic Subsurface Re Evaluation Facility & Construction Re- Design

  37. Terima Kasih

More Related