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)

I. T U J U A N BPMIGAS S 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 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.

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 memiliki cadangan relatif kecil, menggunakan fasilitas produksi disekitar dengan cara “tie in” ke existing facilities.

V. PENANGANAN POD

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

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 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

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

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

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 onshore, offshore b. Well design : vertical, deviated, horizontal, radial, slim hole c. Drilling Schedule d. Drilling report e. Completion

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

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 : Stimulasi Gas Lift Pumping Sec.Rec. Enhanced Oil Recovery

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

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 Indikator Ekonomi 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 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 8. Biaya Operasi 9. Cost Recovery (% Gross Revenue) % 10. Contractor Share 11. Government Share Total Penerimaan 12. ROR 13. POT

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

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

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

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

Facility & Construction 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

Terima Kasih