Transcript - Mahasiswa ITB
BPMIGAS
POD (PLAN OF DEVELOPMENT)
Sistematika
I.
II.
III.
IV.
V.
VI.
Tujuan Dasar Hukum Definisi Jenis-jenis POD Penanganan POD Revisi POD VII. Proses Persetujuan POD VIII. Contoh Kasus (POD I, POP)
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 produksi disekitar dengan cara memiliki cadangan relatif kecil, menggunakan fasilitas “tie in” ke existing facilities .
V. PENANGANAN POD
ISI POD
SEBELUMNYA (LAMA)
1. Geological Findings 2. Reservoir Description 3. Drilling Results 4. Field Development Facilities 5. Project Schedule 6. Exploration Incentives 7. Production Results 8. Project Economics
MENDATANG (BARU)
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Executive Summary Geological Findings Exploration Incentives Reservoir Description Secrec/EOR Incentives Field Development Scenarios 7.
8.
Drilling Results 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 RISK GEOLOGICAL RISK API DEF.
LOGISTICAL RISK CRITERIA POINT EXPLORATION CONCEPT STRATIGRAPHIC POSITION STRUCTURAL TREND DISTANCE FROM EXISTING FIELD DISTANCE FROM EXISTING INFRASTRUCTURE 2.5
5 OLD EXISTING MODEL IN NEAREST STR.
- FORM - MEMB. - ZONE
SAME SAME CULMINATION SEALING FAULT OLD EXISTING MODEL IN WORKING AREA
- FORM - MEMB.
NEW - ZONE SAME SEPARATE CULMINATION < 5 KM 5 - 10 KM < 50 KM 50 - 100 KM 7.5
NEW EXISTING MODEL IN ADJACENT
- FORM
NEW - MEMB.
NEW - ZONE SAME PARALEL POSITION 10 - 25 KM 100 - 200 KM 10 NEW NO MODEL IN ADJACENT NEW - FORM NEW - MEMB.
NEW - ZONE NEW NOT PARALEL > 25 KM > 200 KM Geological risk Logistical risk = 60% x total point = = 40% x total point = Weighted Grand Total = > 20 15 – 20 < 15 NEW FIELD OTHER FACTOR TO BE CONSIDERANCE NO INCENTIVE TOTAL POINT
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 baik berdasarkan analisis geologi dan keteknikan (P-50).
menjanjikan dibandingkan terhadap cadangan terbukti untuk dapat diproduksikan dengan Possible Reserves : Cadangan tak terbukti yang direkomendasikan berdasarkan analisis geologi dan keteknikan (P-10).
kurang menjanjikan dibandingkan terhadap cadangan mungkin untuk dapat diproduksikan,
4. Reservoir Description d. Production Forecast/Incremental Production
Perkiraan produksi menggunakan hidrokarbon metode/asumsi perhitungan, antara lain : dimasa yang datang dipakai dengan dalam - 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)
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
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 b.
c. d.
e.
onshore, offshore Well design : vertical, deviated, horizontal, radial, slim hole Drilling Schedule Drilling report 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 pengembangan terhadap lapangan dampak terhadap suatu 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.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
Produksi Minyak Harga Minyak Produksi Gas Harga Gas Gross Revenue (100%) Life Time
• •
Investasi Capital Non Capital Biaya Operasi Cost Recovery (% Gross Revenue) Contractor Share
• •
Government Share Total Penerimaan (% Gross Revenue) ROR POT Keterangan Satuan MBO US $ / BBL MMSCF US $ / MMBTU M US $ Tahun M US $ M US $ M US $ % M US $ M US $ % % 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
BPMIGAS
FLOW CHART PERSETUJUAN POD PERTAMA
KONSULTASI DENGAN PEMDA SETEMPAT MELALUI DITJEN MIGAS PERTIMBANGAN MENTERI ENERGI & SUMBER DAYA MINERAL PERSETUJUAN KPS TIDAK DISETUJUI
FLOW EVALUASI POD DIVISI KAJIAN DEPUTI PERENCANAAN DINAS E.L (KOORD. TIM POD) DRAFT POD K P S 2 minggu TIM POD KAJIAN & PENGEMBANGAN EKSPLORASI EKSPLOITASI FINEK & PEMASARAN OPERASIONAL FUNGSI TERKAIT PRESENTASI PENDAHULUAN DISKUSI TEAM POD DG KPS & HASIL EVALUASI TIDAK DISETUJUI KADIV KAJIAN & PENGEMBANGAN KPS (FINAL POD) KA. BPMIGAS PRESENTASI AKHIR SETUJU PROSES PERSETUJUAN (DIVISI KAJIAN) TIM POD DEPUTI PERENCANAAN DEPUTI PERENCANAAN KEPALA BPMIGAS 3 minggu Total: 10 minggu 2 minggu 3 minggu
FLOW CHART PERSETUJUAN POD Aspek Sub Surface Koordinator : Studi EPT Tim : EPT, EKS, Fungsi terkait Dinas Keekonomian Lapangan/ Divisi Kajian & Pengembangan PRESENTASI PENDAHULUAN Aspek Teknis Operation Koordinator :Keekonomian Lapangan Tim : Operasional, EPT, Fungsi terkait 2 minggu Diskusi Hasil Evaluasi Diskusi Aspek Keekonomian Koordinator : Keekonomian Lapangan Tim : PDA, EPT, marketing Fungsi terkait Diskusi 3 minggu Hasil Evaluasi Hasil Evaluasi Deputi Perencanaan BPMIGAS DRAFT POD Ka. BPMIGAS * KPS (FINAL POD) KA. BPMIGAS PRESENTASI AKHIR Proses Persetujuan POD 2 minggu 3 minggu * Untuk POD I persetujuan oleh Menteri 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
Discovery Pre POD Study
• •
Geology, Reservoir Modelling Development Production & Facilities (Conceptual).
APPROVAL PROCESS GAS DEVELOPMENT
Market HOA GSA Volume, Schedule, Price POD
• •
Reserves Certification P1, P2, P3 Development & production Scenario (detail study) Facility Construction Design (FEED, Benchmarking) Subsurface Re Evaluation Economic Facility & Construction Re- Design Yes Approval Evaluation No