POD (PLAN OF DEVELOPMENT)

1
POD (PLAN OF DEVELOPMENT)
BPMIGAS
2
Sistematika

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

3
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 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 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
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
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. 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).
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, GA
• 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
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 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
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
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
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
3 minggu
2 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 (gt12
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
Facility Construction Re- Design
Subsurface Re Evaluation
37
Terima Kasih