panduan penyusunan dokumen pofd oktt 2013

8/13/2019 Panduan Penyusunan Dokumen POFD OKtT 2013

1/50

SATUAN KERJA KHUSUS

PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI(SKK Migas)

PRIVATE AND CONFIDENTIAL

Oktober 2013

PLAN OF DEVELOPMENT

(POD)

Dian Hestining UtamiStaf Dinas Pengembangan Lapangan

Divisi Pengkajian dan Pengembangan

Bidang Pengendalian Perencanaan


2/50

PRIVATE AND CONFIDENTIAL 2

ISI POD

1. Executive Summary

2. Geological Findings & Reviews

3. Reservoir Descriptions4. Reserves & Production Forecast

5. Drilling & Completion

6. Production Facilities

7. Field Development Scenario

8. HSE & Corporate Social Responsibility

9. Abandonment & Site Restoration Plan

10. Project Schedule & Organization

11. Local Content

12. Commercial13. Conclusion

14. Attachment

(Technical Supporting Data, MOM, Cost estimation,

spreadsheet economic)


3/50


Ringkasan dari Rencana Pengembangan Lapangan meliputi teknis,

ekonomis, dan HSE; yang antara lain mencakup:

Sejarah singkat :Wilayah Kerja, KKKS dan Mitra

Rangkuman reservoar :Inplace, Ultimate Recovery,cadangan, on stream, puncak produksi minyak & gas

Skenario pengembangan :Primary/Secondary, jumlah sumur

pengembangan maupun eksplorasi, sistim pengangkatan dan

fasilitas produksi

Ruang Lingkup POD : uraian singkat tentang seluruh kegiatanpengembangan lapangan yang akan dilakukan

Keekonomian :investasi dan indikator keekonomian

EXECUTIVE SUMMARY


4/50


GEOLOGICAL FINDINGS & REVIEWS

Menjelaskan penemuan geologi migas hingga data geologiterakhir berdasarkan log dan analisa cutting yang digunakanuntuk merevisi peta geologi.


5/50



Tinjauan geologi :

Regional Geology : Petroleum system (source rock, migration, reservoir, trapping and

seal)

Exploration activities history (hasil study eksplorasi, seismic survey

2D/3D)

Stratigraphy :

Mencakup deskripsi batuan disertai gambar dalam strata disertaidengan sequence of depositional in time, karakteristik batuan, serta

korelasi lapisan batuan pada lokasi yang berbeda


6/50



Trapping mechanism :

Jenis Folding, faulting, or unconformities serta bentukstruktur yang merupakan perangkap hidrokarbon

Correlations:

Korelasi antar sumur baik struktural/stratigrafi, termasukpeta index

Peta :

Top & bottom structures, Net sand/carbonate Isopach dandirevisi sesuai data terbaru


7/50PRIVATE AND CONFIDENTIAL 7

RESERVOIR DESCRIPTIONS

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 recoveryfactor.

*) Khusus untuk POD Gas, dilampirkan komposisi gas yang telah melalui sertifikasiLaboratorium




Hydrocarbon In-place

Merupakan awal isi Ditempat : Original Oil in Place (OOIP):

Akumulasi minyak di tempat pada keadaan awal

Original Gas in Place (OGIP):

Akumulasi Gas di tempat pada keadaan awal

Metode perhitungan menggunakan :

Volumetrik

Menghasilkan : Proven (P1), Probabale (P2), Possible (P3)

Material BalanceMenghasilkan Awal Isi Proven (P1), digunakan untuk lapangan yangsudah berproduksi




Hydrocarbon Reserves, Recovery factor dan Production Forecast

Menentukan faktor perolehan (recovery factor atau RF) dan Cadanganhidrokarbon (hydrocarbon reserves) menggunakan metode:

1. Simulasi reservoir2. Material balance;3. Decline curves analysis;4. Analitik

Cadangan/reserves adalah Volume minyak atau Gas yang dapat diproduksi

dibawah kondisi teknis dan ekonomi tertentu

Pemilihan salah satu metode di atas disesuaikan dengan kebutuhan serta

keberadaan data dan informasi saat dilakukan sertifikasi cadangan.

**Untuk estimasi POP: In Place dan cadangan berdasarkan radius sumur.

Perkiraan produksi analogi dari lapangan sekitarnya.



RESERVES & PRODUCTION FORECAST

Cadangan dan perkiraan produksi yang dicantumkan dalam POD sebagaiinput perhitungan keekonomian adalah :

POP (Put On Production) :

90% P1

POD (Plan of Development) :

Minyak = 90% P1 + 50% P2

Gas Pipa = 90% P1 + 50% P2

Gas LNG = 90% P1

POFD (Plan of Future Development) :

Minyak = 90% P1 (Sisa Cadangan) + 50% P2

Gas Pipa = 90% P1 (Sisa Cadangan) + 50% P2

Gas LNG = 90% P1 (Sisa Cadangan)




Perkiraan Profil Produksi yang di persiapkan dan tampilkan dalam diskusipre-POD dan dokumen POD adalah :

Profil Produksi dalam rerata tahunan untuk minyak, gas dan air

Profil Produksi dalam rerata bulanan untuk minyak, gas dan air

Untuk POFD dan POD Phase, Profil produksi yang ditampilkan adalah profilproduksi total dan incremental

Dalam hal pengembangan berkaitan dengan Secondary Recovery (EOR)diperlukan data spesifik :

Baseline (Disepakati SKK Migas dan KKKS)

Produksi Incremental dari Kegiatan Sec. Rec / EOR

Profil kebutuhan air untuk keperluan injeksi

Tabulasi dari data produksi dan kumulatif dari profil produksi tersebutdiatas

File dalam format excel yang disertakan dalam CD Dokumen




Tabulasi perkiraan produksi dibuat untuk rerata bulanan dan tahunan.

Tabulasi dalam minyak, liquid dan gas




Summary Inplace & Cadangan dalam Surat Persetujuan POD

Summary Perkiraan Produksi dalam Surat Persetujuan POD



DRILLING & COMPLETIONMenjelaskan semua kegiatan pemboran meliputi :

Skenario pemboran dan komplesi

Jumlah sumur dan keterangan status sumur (Sumur pengembangan, eksplorasi, step

out, dll)

Perkiraan lokasi pemboran

Well design

menjelaskan desain sumur (vertical, deviated, horizontal, radial, slim hole)

Drilling schedule

menjelaskan jadwal pemboran serta jumlah pergerakan rig yang digunakan

Drilling summary

menyajikan summary dan skema sumur yang telah dibor baik sebelum dan setelah

komplesi

Completion

menjelaskan bentuk komplesi yang disertai gambar dan informasi sumur/reservoir

terkait, termasuk parameter reservoir



DRILLING & COMPLETION

SKEMA SUMUR & SKENARIO PEMBORAN




COMPLETION




Ruang Lingkup :



Profil Sumur Sebelum Dan Sesudah Workover DST#5




Development New Wells Drillin

II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II

1 KRB-C1 Mar

2 KRB-D2 May Sept

3 KRB-D3 Aug Dec

4 KRB-D4 Oct Feb

5 KRB-A3 Jan May

6 MLD-B1(05) Sep Sept

7 MLD-B2 Jan8 KRE#A2 Sep May Mar Jan

9 KRE#B Jun Jul

10 KRB-E Feb

11 KRB-A4 Apr Aug

12 KRB-A5 Jul Nov

2015 2016 2017 2018 2019No

2011 2012 2013 2014


Drilling Schedule


21/50


PRODUCTION FACILITIESMenjelaskan secara menyeluruh skenario fasilitas produksi yang akan dibangun meliputi :

A.Primary Recovery Facilities

1. Lokasi(Offshore/onshore)

2. Overall field lay out (sumur, pipeline, processing facilities, FSO, FPSO, storage tank,jacket, deck, camp, living quarters, access road, flare, loading/unloading, disposalfacilities, artificial lift equipment, water treatment plant, water injection plant, utilities,etc)

3. Spesifikasi produk (minyak, gas, LPG, LNG) (Data-data PVT, komposisi, tekanan,flowrate, production life)

4. Field Block Diagram dan Process Flow Diagram (PFD) fasilitas produksi sesuai hasilconceptual design/engineering

5. Capacity. Penentuan kapasitas berdasarkan profil produksi (minyak, liquid dan gas)dalam rerata bulanan. Untuk POD yang memanfaatkan fasilitas produksi existing,

ditambahkan perbandingan kapasitas fasilitas existing dengan kebutuhan sesuaidengan perkiraan profil produksi.

6. Utility. Perencanaan kebutuhan daya listrik, air proses, air pendingin, rencanapengolahan limbah, dll.

7. Operation philosophy (manned/unmanned, control system, IT, and telecomunication,remote operation atau manned faciliites)


22/50


PRODUCTION FACILITIES

B. Enhanced Oil Recovery Facilities

Additional facilities:

Water Treatment & Injection Plant

Chemical Injection Facility

Field Block Diagram dan Process Flow Diagram (PFD) fasilitas produksi

Operation philosophy

C. Existing Facilities Optimization

PFD Existing facilities

Review & mitigasi potensi Bottleneck akibat adanya tambahan produksi

Equipment / unit operasi baru yang dibutuhkan

PFD Existing facilities + unit yang baru

Ruang lingkup POD hanya mencakup unit-unit baru yang akan dibangun

Seluruh fasilitas produksi yang akan dibangun kemudian dinyatakan sebagai

ruang lingkup fasilitas produksi


23/50

23PRIVATE AND CONFIDENTIAL

POD

POFD

Existing Facilities Optimization



24/50


PERBANDINGAN PROFIL FLUIDA DENGAN KAPASITAS FASILITAS EXISTING



25/50



OVERALL FIELD LAY OUT

Skema aliran minyak, gas dan air hingga titik serah atau disposal (untuk air)

dideskripsikan

FIELD DEVELOPMENT SCENARIO


26/50



Pengembangan lapangan dapat dilaksanakan dengan

Full Development

Merupakan pengembangan secara menyeluruh yang

mencakup semua potensi lapangan sampai umur

ekonomis lapangan. Phasing Development

Merupakan pengembangan yang dilakukan secara

bertahap dimana skenario pengembangan tahap

berikutnya bergantung kepada kinerja dari phasesebelumnya.



27/50


FIELD DEVELOPMENT SCENARIO Pengembangan lapangan dapat diajukan secara bertahap, dimana

harus dapat dijelaskan :

Usulan POD harus menjelaskan seluruh tahapan tersebut.

SKK Migas dapat memberikan persetujuan untuk keseluruhan

tahapan, maupun untuk masing-masing tahap secara terpisah.

Tahap pertama digunakan sebagai tahap awal untuk pengembangan

tahap selanjutnya.

Sharing fasilitas produksi

Penentuan titik serah

Alternatif konsep skenario pengembangan lapangan dengan

keuntungan serta kerugiannya. Namun demikian POD tetap

menggunakan satu skenario untuk perhitungan keekonomian (basecase)

Adanya kepastian pembeli gas untuk POD gas berupa Head ofAgreement (HOA) dan/atau GSA khusus

Skenario pengembangan lapangan dalam POD adalah skenario terbaik

hasil kajian dari beberapa opsi skenario secara teknis, keekonomian dan

HSE

HSE & CORPORATE SOCIAL RESPONSIBILITY


28/50



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

Rencana pengembangan masyarakat sekitar lokasi yang terkena dampak

pengembangan lapangan.

Didalam POD direncanakan jenis kajian lingkungan yang akan dilakukan

untuk memayungi kegiatan yang menjadi ruang lingkup POD beserta tata

waktu proses perijinan. Tata waktu dimasukkan ke dalam Project

Schedule.



29/50


No Rencana Diproduksi Status UKL-UPL Dokumen UKL-UPL Keterangan

KRE-01 Februari 2012 Ada Pengembangan Lapangan Terbatas MigasKarang Enggal (KRE), Karang Tunggal (KRT) dan

Karang Baru Barat (KBB) Indramayu Jawa Barat

Nomer surat rekomedasi UKL-UPL :22917/10.08/DMT/2008

KRE-02ST Mei 2012 Ada Pengembangan Lapangan Terbatas Migas

Karang Enggal (KRE), Karang Tunggal (KRT) dan

Karang Baru Barat (KBB) Indramayu Jawa Barat

Nomer surat rekomedasi UKL-UPL :

22917/10.08/DMT/2008

KRL-01 Juli 2012 Ada Kegiatan Pengembangan Lapangan Minyak dan

Gas Terbatas KarangDegan dan KarangLuhur di

Kabupaten Indramayu

Nomer surat rekomendasi UKL-UPL :

660.1/475/KLH tahun 2010

KRT-B Februari 2014 Belum Ada - Pembuatan UKL-UPL membutuhkan

waktu kira-kira 3-4 bulan. Hal ini

dikarenakan membutuhkan koordinasi

dan persetujuan dokumen oleh kantor

LH Kabupaten Indramayu. Rencana

pembuatan akan dimulai dari bulan

Maret 2012 (tentative )

JKL-01 Februari 2013 Belum Ada - Pembuatan UKL-UPL membutuhkan

waktu kira-kira 3-4 bulan. Hal ini

dikarenakan membutuhkan koordinasi

dan persetujuan dokumen oleh kantor

LH Kabupaten Indramayu. Rencana

pembuatan akan dimulai dari bulan

Maret 2012 (tentative )

TTM-01 November 2013 Ada Pengembangan Lapangan Terbatas Migas

Komplek KRB - MLD - TTM Kabupaten

Indramayu


3907/28.02/DMT/2005

KDG Desember 2014 Ada Kegiatan Pengembangan Lapangan Minyak dan

Gas Terbatas Karang Degan dan Karang Luhur di

Kabupaten Indramayu


660.1/475/KLH tahun 2010

Sumur dan/atau Fasilitas

Produksi yang dicover UKL UPL

1 Sumur POP


ABANDONMENT & SITE RESTORATION PLAN


30/50




31/50



32/50





33/50





34/50



PROJECT SCHEDULE & ORGANIZATION


35/50


PROJECT SCHEDULE & ORGANIZATION

Menggambarkan rangkaian penyelesaian berbagai pekerjaan pengembangan

lapangan dalam bentuk Gantchart dan milestone, seperti :

Proses Persetujuan (POD, AFE, dll)

Proses Pengadaan

Definition Engineering: FEED, basic engineering

EPCI (Detail Engineering, Procurement, Construction and Installation

First Oil/Gas Production

Jadwal proyek tersebut didahului oleh kegiatan-kegiatan:

Studi berupa : Screening study, feasibility study, conceptual design /

engineering

Head of Agreement (HOA) dan/atau GSA khusus untuk POD gas

AMDAL atau perijinan terkait lainnya

Rencana Manpower TKI dan TKA

PROJECT SCHEDULE


36/50


PROJECT SCHEDULE

PROJECT SCHEDULE


37/50


PROJECT SCHEDULE

ORGANIZATION


38/50


ORGANIZATION

LOCAL CONTENT


39/50


LOCAL CONTENT

Penjelasan mengenai rencana penggunaan barang dan jasa dalam negeri

dengan menyebutkan perkiraan persentase (%) TKDN terhadap total biaya.

KKKS wajib memaksimalkan penggunaan barang dan jasa dalam negeri sesuaidengan ketentuan pada pedoman tata kerja yang mengatur tentang TKDN.

Local Content atau Kandungan Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) diatur

melalui PTK 007. Berikut ini contoh breakdown local content dalam POD.

COMMERCIAL


40/50


COMMERCIAL

BIAYA PENGEMBANGAN LAPANGAN

Rangkuman atas biaya pada Bab 5, Bab 6, dan Bab 9, serta penjelasan biayaoperasi & sunk cost sebagai berikut :

Sunk cost / pre production cost (POD I)

Biaya pemboran dan komplesi

Biaya fasilitas produksi

Biaya ASR

Biaya operasi sesuai masa produksi dan atau biaya yang timbul dari kegiatansharing facilities (biaya operasi langsung dan tidak langsung)

COMMERCIAL


41/50


COMMERCIAL

Input Perhitungan Keekonomian :

Produksi minyak (Kondensat), Gas, LPG, LNG berdasarkan Perkiraan

Profil Produksi di Bab 4. Reserves & Production Forecast

POFD, POD Phase dan POD Secondary Recovery menggunakan

incremental produksi sebagai input keekonomian

Produksi dan biaya yang di input dalam keekonomian POD hanya

sampai dengan berakhirnya kontrak (PSC)

COMMERCIAL


42/50


COMMERCIAL

Input Perhitungan Keekonomian :

Perkiraan harga minyak minyak diambil flat dengan suatu pendekatan80% dari rata-rata data sejarah ICP selama 5 tahun terakhir. Asumsi

harga minyak dalam POD ditentukan oleh Divisi Pengendalian Program

dan Anggaran

Perkiraan harga gas: Dalam hal sudah ada GSA, gunakan harga yang sudah disepakati

dalam GSA

Dalam hal jual beli gas masih dalam tahap MOU atau HOA, harga gas

yang digunakan adalah harga minimum keekonomian

COMMERCIAL


43/50


COMMERCIAL


44/50

COMMERCIAL


45/50


COMMERCIAL

COMMERCIAL


46/50


COMMERCIALSENSITIVITY

Analisis sensitivitas penerimaan pemerintah harus dilakukan minimal

berdasarkan perubahan 4 (empat) parameter, yaitu:

Price (Oil & Gas)

Capital Expenditure

Operating Expenditure

Onstream Production (Delay Onstream)

Hasil analisis sensitifitas ditampilkan dalam bentuk spider diagram atautornado chart

COMMERCIAL


47/50


COMMERCIALSENSITIVITY

CONCLUSION


48/50


CONCLUSION

Merupakan Kesimpulan bahwa skenario Pengembangan Lapanganyang dipilih adalah skenario terbaik berdasarkan parameter-

parameter baik teknis dan keekonomian (aspek aspek POD).

ATTACHMENT


49/50


ATTACHMENT

Technical Support Data

Minutes Of Meeting (MoM)

Cover letter atau persetujuan perijinan yang telah

diperoleh

Lampiran-lampiran yang diperlukan, dll


50/50

TERIMA [email protected]

panduan penyusunan dokumen pofd oktt 2013

Documents