Presentasi sedang didownload. Silahkan tunggu

Presentasi sedang didownload. Silahkan tunggu

POD (PLAN OF DEVELOPMENT) BPMIGASBPMIGAS. Sistematika I.Tujuan II.Dasar Hukum III.Definisi IV.Jenis-jenis POD V.Penanganan POD VI.Revisi POD VII.Proses.

Presentasi serupa


Presentasi berjudul: "POD (PLAN OF DEVELOPMENT) BPMIGASBPMIGAS. Sistematika I.Tujuan II.Dasar Hukum III.Definisi IV.Jenis-jenis POD V.Penanganan POD VI.Revisi POD VII.Proses."— Transcript presentasi:

1 POD (PLAN OF DEVELOPMENT) BPMIGASBPMIGAS

2 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)

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

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

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 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.

8 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

9 V. PENANGANAN POD

10 ISI POD 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 1.Executive Summary 2.Geological Findings 3.Exploration Incentives 4.Reservoir Description 5.Secrec/EOR Incentives 6.Field Development Scenarios 7.Drilling Results 8.Field Development Facilities 9.Project Schedule 10.Production Results 11.HSE & Community Development 12.Abandonment 13.Project Economics 14.Conclusion SEBELUMNYA (LAMA) MENDATANG (BARU)

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

14 PROPOSAL GUIDANCE FOR DETERMINING NEW FIELD POINT CRITERIA EXPLORATION CONCEPT STRATIGRAPHIC POSITION STRUCTURAL TREND DISTANCE FROM EXISTING FIELD RISK GEOLOGICAL RISK API DEF. LOGISTICAL RISK DISTANCE FROM EXISTING INFRASTRUCTURE TOTAL POINT OLD EXISTING MODEL IN NEAREST STR. OLD EXISTING MODEL IN WORKING AREA NEW EXISTING MODEL IN ADJACENT NEW NO MODEL IN ADJACENT - FORM - MEMB. - ZONE - FORM - MEMB. NEW - ZONE - FORM NEW - MEMB. NEW - ZONE NEW - FORM NEW - MEMB. NEW - ZONE SAME SAME CULMINATION SEALING FAULT SAME SEPARATE CULMINATION SAME PARALEL POSITION NEW NOT PARALEL < 5 KM KM KM> 25 KM < 50 KM KM KM> 200 KM Geological risk= 60% x total point= Logistical risk= 40% x total point= Weighted Grand Total = > 20NEW FIELD 15 – 20OTHER FACTOR TO BE CONSIDERANCE < 15 NO INCENTIVE

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 : 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 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

19 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 5. Secrec/EOR Insentif

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 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

22 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

23 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

24 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

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 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 13. Project Economics Indikator Ekonomi 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.KeteranganSatuan 1.Produksi MinyakMBO 2.Harga MinyakUS $ / BBL 3.Produksi GasMMSCF 4.Harga GasUS $ / MMBTU 5.Gross Revenue (100%)M US $ 6.Life TimeTahun 7.Investasi Capital Non Capital M US $ 8.Biaya OperasiM US $ 9.Cost Recovery (% Gross Revenue) M US $ % 10.Contractor ShareM US $ 11.Government Share Total Penerimaan (% Gross Revenue) M US $ % 12.ROR% 13.POTTahun

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. PROSES PERSETUJUAN POD

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

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

35 FLOW 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 Perencanaan BPMIGAS K P S Hasil Evaluasi Proses Persetujuan 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 : Keekonomian Lapangan Tim :PDA, EPT, marketing Fungsi terkait Aspek Keekonomian Diskusi PRESENTASI PENDAHULUAN Diskusi Hasil Evaluasi Diskusi Ka. BPMIGAS * KA. BPMIGAS KPS (FINAL POD) PRESENTASI AKHIR DRAFT POD 2 minggu 3 minggu 2 minggu

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

37 Terima Kasih


Download ppt "POD (PLAN OF DEVELOPMENT) BPMIGASBPMIGAS. Sistematika I.Tujuan II.Dasar Hukum III.Definisi IV.Jenis-jenis POD V.Penanganan POD VI.Revisi POD VII.Proses."

Presentasi serupa


Iklan oleh Google