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