Kegiatan eksplorasi dan pengembangan lapangan panas bumi yang dilakukan dalam usaha mencari sumberdaya panas bumi, membuktikan adanya sumberdaya serta memproduksikan dan memanfaatkan fluidanya dilakukan dengan tahapan sebagai berikut :1. Eksplorasi pendahuluan atauReconnaisancesurvei2. Eksplorasi lanjut atau rinci (Pre-feasibility study)3. Pemboran Eksplorasi4. Studi kelayakan (Feasibility study)5. Perencanaan6. Pengembangan dan pembangunan7. Produksi8. PerluasanI. EKSPLORASI PENDAHULUAN (RECONNAISANCE SURVEY)Eksplorasi pendahuluan atauReconnaisance surveydilakukan untuk mencari daerah prospek panas bumi, yaitu daerah yang menunjukkan tanda-tanda adanya sumberdaya panas bumi dilihat dari kenampakan dipermukaan, serta untuk mendapatkan gambaran mengenai geologi regional di daerah tersebut.Secara garis besar pekerjaan yang dihasilkan pada tahap ini terdiri dari :1. Studi Literatur2. Survei Lapangan3. Analisa Data4. Menentukan Daerah Prospek5. Spekulasi Besar Potensi Listrik6. Menentukan Jenis Survei yang Akan Dilakukan Selanjutnya1. Studi LiteraturLangkah pertama yang dilakukan dalam usaha mencari daerah prospek panas bumi adalah mengumpulkan peta dan data dari laporan-lapaoran hasil survei yang pernah dilakukan sebelumnya di daerah yang akan diselidiki, guna mendapat gambaran mengenai geologi regional, lokasi daerah dimana terdapat manifestasi permukaan, fenomena vulkanik, geologi dan hidrologi di daerah yang sedang diselidiki dan kemudian menetapkan tempat-tempat yang akan disurvei. Waktu yang diperlukan untuk pengumpulan data sangat tergantung dari kemudahan memperoleh peta dan laporan-laporan hasil survei yang telah dilakukan sebelumnya, tetapi diperkirakan akan memerlukan waktu sekitar 1 bulan.

1. Survei LapanganSurveilapanganterdiri dari survei geologi, hidrologi dan geokomia. Luas daerah yang disurvei pada tahap ini umumnya cukup luas, yaitu sekitar 5000-20000 km2, tetapi bisa juga hanya seluas 5-20 km2(Baldi, 1990). Survei biasanya dimulai dari tempat-tempat dimana terdapat manifestasi permukaan dan di daerah sekitarnya serta di tempat-tempat lain yang telah ditetapkan berdasarkan hasil kajian interpretasi peta topografi, citra landsat dan penginderaan jauh serta dari laporan-laporan hasil survei yang pernah dilakukan sebelumnya. Pada tahap ini survei dilakukan dengan menggunakan peralatan-peralatan sederhana dan mudah dibawa.Survei lapangan dilakukan untuk mengetahui secara global formasi dan jenis batua, penyebaran batuan, struktur geologi, jenis-jenis manifestasi yang terdapat di daerah tersebut besertas karakteristiknya, mengambil sampel fluida melakukan pengukuran temperatur, pH, dan kecepatan air.Waktu yang diperlukan untuk survei lapangan sangat tergantung dari kondisi geologi dan luas daerah yang akan diselidiki, kuantitas dan kualitas data yang telah ada serta junlah orang ayng terlibat dalam penyelidikan. Survei lapangan reconnaisab\nce yang dilakukan pada satu daerah biasanya 2 minggu sampai 1 bulaln, dilanjutkan dengan survei detail selama 3-6 bulan.Di beberapa negara waktu yang diperlukan untuk survei lapangan ada yang lebih lama. Menurut Baldi (1990), bila kuantitas dam kualitas data yang telah ada cukup baik serta daerah yang akandiselidiki tidak terlaullu luas, maka survei lapanganmungkin hanya memerlukan waktu sekitar 1-2 bulan. Akan tetapi, bila data yang ada sangat terbatas dan daerah yang akan diselidiki cukup luas, maka survey lapangan dan analisis data akan memakan waktu beberapa bulan sampai satu tahun.

1. Analisis dan Interpretasi DataData dari survei sebelumnya serta dari hasil survei lapangan dianalisis untuk mendapatkan gambaran (model) mengenai regional geologi dan hidrologi di daerah tersebut. Dari kajian data geologi, hidrologi dan geokimia ditentukan daerah prospek, yaitu daerah yang menunjukkan tanda-tanda adanya sumberdaya panas bumi. Dari hasil analisis dan interpretasi data juga dapat diperkirakan jenis reservoir, temperatur reservoir, asal sumber air, dan jenis batuan reservoir.

1. Spekulasi Besar Sumberdaya PanasbumiPada tahap ini data mengenai reservoir masih sangat terbatas. Meskipun demikian, seringkali para ahli geothermal diharapkan dapat berspekulasi mengenai besarnya sumberdaya panasbumi di daerah yang diselidiki. Jenis dan temperatur reservoir dapat diperkirakan. Luas prospek pada tahapan ini dapat diperkirakan dari penyebaran manifestasi permukaan dan pelamparan struktur geologinya secara global, tetapi selama ini hanya ditentukan dengan cara statistik (rata-rata luas prospek).Pada tahap ini sudah dapat ditentukan apakah prospek yang diteliti cukup baik untuk dikembangkan selanjutnya apakah survey rinci pwerlu dilakukan atau tidak. Apabila tidak, maka daerah yang diteliti ditinggalkan.

I. EKSPLORASI LANJUT ATAU RINCI (PRE-FEASIBILITY STUDY)Tahap kedua dari kegiatan eksplorasi adalah tahap pre-feasibility study atau tahap survey lanjut. Survei yang dilakukan terdiri dari survei geologi, geokimia dan geofisika. Tujuan dari survei tersebut adalah : Mendapatkan informasi yang lebih baik mengenai kondisi geologi permukaan dan bawah permukaan Mengidentifikasi daerah yang diduga mengandung sumberdaya panasbumi.Dari hasil eksplorasi rinci dapat diketahui dengan lebih baik mengenai penyebaran batuan, struktur geologi, daerah alterasihydrothermal, geometri cadangan panas bumi, hidrologi, system panasbumi, temperatur reservoir, potensi sumberdaya serta potensi listriknya.Untuk mencapai tujuan tersebut diatas, survei umumnya dilakukan di tempat-tempat yang diusulkan dari hasil survei pendahuluan. Luas daerah yang akan disurvei tergantung dari keadaan geologi morfologi, tetapi umumnya daerah yang disurvei adalah sekitar 500-1000 km2, namun ada juga yang hanya seluas 10-100 km2.Waktu yang diperlukan sangat tergantung pada luas daerah yang diselidiki, jenis-jenis pengujian yang dilakukan serta jumlah orang yang terlibat. Bila sumberdaya siperkirakan mempunyai temperature tinggi dan mempunyai potensi untuk pembangkit listrik biasanya luas daerah yang diselidiki cukup luas, sehingga untuk menyelesaikan tahappre-feasibility study(survei lapangan, interpretasi dan analisis data, pembuatan model hingga pembuatan laporan) diperlukan waktu sekitar satu tahun.Ada dua pendapat mengenai luas daerah yang diselidiki dan waktu yang diperlukan untuk eksplorasi rinci di daerah yang sumberdayanya diperkirakan mempunyai termperatur sedang. Sekelompok orang berpendapat bahwa apabila sumberdaya mempunyai temperatur sedang, maka dengan pertimbangan ekonomi luas daerah yang diselidiki bisa lebih kecil dan didaerah tersebut cukup hanya dilakukan satu jenis survey geofisika saja. Dengan demikian waktu yang diperlukan untuk menyelesaikan tahappre-feasibility studymenjadi lebih pendek, yaitu hanya beberapa bulan saja. Sementara kelompok lain berpendapat bahwa untuk daerah panasbumi dengan tingkatan prospek lebih rendah (sedang) dan akan dikembangkan justru memerlukan survey yang lebih lengkap dan lebih teliti untuk menghindarkan terlalu banyaknya kegagalan pemboran.

1. Survei Geologi Lanjut/RinciSurvei geologi umumnya yang pertama dilakukan untuk memahami struktur geologi dan stratigrafi maka survei geologi rinci harus dilakukan di daerah yang cukup luas.Lama waktu penyelidikan tergantung pada luas daerah yang diselidiki serta jumlah orang yang terlibat dalam penyelidikan, tetpi hingga penulisan laporan biasanya diperlukan sekitar 3-6 bulan.Survei geologi ini bertujuan untuk mengetahui penyebaran batuan secara mendatar maupun secara vertikal, struktur geologi, tektonik dan sejarah geologi dalam kaitannya dengan terbentuknya suatu sistem panas bumi termasuk memperkirakan luas daerah prospek dan sumber panasnya.

1. Survei Geokimia LanjutPekerjaan yang dilakukan pada suatu survei geokimia lanjut pada dasarnya hamper sama dengan pada tahap survei pendahuluan, tetapi pada tahap ini sampel harus diambil dari semua manifestasi permukaan yang ada di daerah tersebut dan di daerah sekitarnya untuk dianalisis di tampat pengambilan sampel dan atau di laboratorium. Analisis geokimia tidak hanya dilakukan pada fluida tau gas dari manifestasi panas permukaan, tetapi juga pada daerah lainnya untuk melihat kandungan gas dan unsure-unsur tertentu yang terkadanga dalam tanah yang terbentuk karena aktivitashydrothermal. Selain itu juga perlu dibuat manifestasi permukaan, yaitu peta yang menunjukkan lokasi serta jenis semua manifestasi panas bumi di daerah tersebut.Hasil analisis kimia fluida dan isotop air dan gas dari seluruh manifestasi panas permukaan dan daerah lainnya berguna untuk memperkirakan sistem dan temperature reservoir, asal sumber air, karakterisasi fluida dan sistem hidrologi di bawah permukaan.Hasil analisis air dapat juga digunakan untuk memperkirakan problema-problema yang munkin terjdadi (korosi danscale) apabila fluida dari sumberdaya panas bumi tersebut dimanfaatkan dikemudian hari.

1. Survei GeofisikaSurvei geofisika dilakukan setelah survei geologi dan geokimia karena biayanya lebih mahal. Dari sember geologi dan geokimia diusulkan daerah-daerah mana saja yang harus disurvei geofisika. Survei geofisika dilakuakn untuk mengetahui sifat fisik batuan mulai dari permukaan hingga kedalaman beberapa kilometer di bawah permukaan. Dengan mengetahui sifat fisik batuan maka dapat diketahui daerah tempat terjadinya anomali yang dosebabkan oleh sistem panas buminya dan lebih lanjut geometri prospek serta lokasi dan bentuk batuan sumber panas dapat diperkirakan.Ada beberapa jenis survei geofisika, yaitu :1. Surveiresistivity2. Surveigravity3. Surveimagnetic4. SurveiMacro Earth Quake(MEQ)5. Survei aliran panas6. SurveiSelf PotentialPemilihan jenis survei tergantung dari keadaan geologi dan struktur di daerah yang akan diselidiki, serta batasan anggaran untuk pengukuran di lapangan dan intrepetasi data.Survei geofisika yang pertama kali dilakukan umumnya adalah surveiresistivitySchlumberger,gravitydanmagnetickarena perlatannya mudah didapat dan biayanya murah. Dari ketiga survei geofisika ini diusulkan daerah prospek panas bumi untuk disurvei lebih detail dengan metoda yang lebih mahal yaitumagnetotelluric(MT) atauControl Source Audio(CSMT) untuk melihat struktur fisik batuan dengan kedalaman yang jauh lebih dalam dari maksimum kedalaman yang dicapai oleh metodeSchlumbergeryang hanya mampu untuk mendeteksi kedalaman sampai beberapa ratus meter saja.

1. Survei GeografiSelain survei geologi, geokimia, dan geofisika, pada tahap ini biasanya dilakuakn survei geografi dan survei lainnya untuk mendapatkan informasi mengenai status lahan, distribusi kemiringan lereng, prasarana jalan, fasilitas listrik, air, kominaksi yang tersedia, jumlah dan kepadatan penduduk.

1. Analisis dan Interpretasi DataDari hasil kajian data diharapkan akan diperoleh gambaran atau model awal mengenai sistem panasbumi di daerah yang diselidiki, yang dapat digunakan sebagai dasar untuk menentukan target dan lokasi sumur eksplorasi serta membuat program pemboran.Model system panasbumi harus mengikutsertakan karakteristik litologi, stratigrafi, hidrologi, atau pola sirkulasi fluida, perkiraan sumber panas dan temperatur dalam reservoir serta sistem panas buminya. Model harus dibuat mulai dari permukaan hingga kedalaman 1 4 km. selain itu dari pengkajian data dapat diperkirakan besarnya potensi sumber daya (resources), cadangan (recoverable reserve), dan potensi listrik panas bumi di daerah yang diduga mengandung panasbumi.

I. PEMBORAN EKSPLORASIApabila dari data geologi, data geokimia, dan data geofisika yang diperoleh dari hasil survey rinci menunjukkan bahwa di daerah yang diselidiki terdapat sumberdaya panasbumi yang ekonomis untuk dikembangkan, maka tahap selanjutnya adalah tahap pemboran sumur eksplorasi. Tujuan dari pemboran sumur eksplorasi ini adalah membuktikan adanya sumberdaya panasbumi di daerah yang diselidiki dan menguji model system panasbumi yang dibuat berdasarkan data-data hasil survei rinci.Jumlah sumur eksplorasi tergantung dari besarnya luas daerah yang diduga mengandung energi panasbumi. Biasanya di dalam satu prospek dibor 3 5 sumur eksplorasi. Kedalaman sumur tergantung dari kedalaman reservoir yang diperkirakan dari data hasil survei rinci, batasan anggaran, dan teknologi yang ada, tetapi sumur eksplorasi umumnya dibor hingga kedalaman 1000 3000 meter.Menurut Cataldi (1982), tingkat keberhasilan atausuccessratiopemboran sumur panas bumi lebih tinggi daripada pemboran minyak.Successratiodari pemboran sumur panasbumi umumnya 50 70%. Ini berarti dari empat sumur eksplorasi yang dibor, ada 2 3 sumur yang menghasilkan.Setelah pemboran selesai, yaitu setelah pemboran mencapai kedalaman yang diinginkan, dilakukan pengujian sumur. Jenis jenis pengujian sumur yang dilakukan di sumur panasbumi adalah: Uji hilang air (waterlosstest) Uji permeabilitas total (grosspermeabilitytest) Uji panas (heatingmeasurement) Uji produksi (discharge/outputtest) Uji transien (transienttest)Pengujian sumur geothermal dilakukan untuk mendapatkan informasi/ data yang lebih persis mengenai :1. Jenis dan sifat fluida produksi.2. Kedalaman reservoir.3. Jenis reservoir.4. Temperatur reservoir.5. Sifat batuan reservoir.6. Laju alir massa fluida, entalpi, dan fraksi uap pada berbagai tekanan kepala sumur.7. Kapasitas produksi sumur (dalam MW).Berdasarkan hasil pemboran dan pengujian sumur harus diambil keputusan apakah perlu dibor beberapa sumur eksplorasi lain, ataukah sumur eksplorasi yang ada telah cukup untuk memberikan informasi mengenai potensi sumber daya. Apabila beberapa sumur eksplorasi mempunyai potensi cukup besar maka perlu dipelajari apakah lapangan tersebut menarik untuk dikembangkan atau tidak.

I. STUDI KELAYAKAN (FEASIBILITY STUDY)Studi kelayakan perlu dilakukan apabila ada beberapa sumur eksplorasi menghasilkan fluida panas bumi. Tujuan dari studi ini adalah untuk menilai apakah sumber daya panas bumi yang terdapat di daerah tersebut secara teknis dan ekonomis menarik untuk diproduksikan. Pada tahap ini kegiatan yang dilakukan adalah : Mengevaluasi data geologi, geokimia, geofisika, dan data sumur. Memperbaiki model sistem panas bumi. Menghitung besarnya sumber daya dan cadangan panas bumi (recoverable reserve) serta ppotensi listrik yang dapat dihasilkannya. Mengevaluasi potensi sumur serta memprekirakan kinerjanya. Menganalisa sifat fluida panas bumi dan kandungan non condensable gas serta memperkirakan sifat korosifitas air dan kemungkinan pembentukan scale. Mempelajari apakah ada permintaan energy listrik, untuk apa dan berapa banyak. Mengusukan alternative pengembangan dan kapasitas instalasi pembangkit listrik. Melakukan analisa keekonomian untuk semua alternative yang diusulkan.

I. PERENCANAANApabila dari hasil studi kelayakan disimpulkan bahwa daerah panas bumi tersebut menarik untuk dikembangkan, baik ditinjau dari aspek teknis maupun ekonomis, maka tahap selanjutnya adalah membuat perencanaan secara detail.Rencana pengembangan lapangan dan pembangkit listrik mencangkup usulan secara rinci mengenai fasilitas kepala sumur, fasilitas produksi dan injeksi di permukaan, sistem pipa alir dipermukaan, fasilitas pusat pembangkit listrik. Pada tahap ini gambar teknik perlu dibuat secara rinci, mencangkup ukuran pipa alir uap, pipa alir dua fasa, penempatan valve, perangkat pembuang kondensat dan lain-lain.

I. PEMBORANSUMUR PRODUKSI, INJEKSI DAN PEMBANGUNAN PUSAT LISTRIK TENAGA PANAS BUMIUntuk menjamin tersedia uap sebanyak yang dibutuhkan oleh pembangkit listrik yang dibutuhkan oleh pembangkit listrik diperlukan sejumlah sumur produksi. Selain itu juga diperlukan sumur untuk menginjeksikan kembali air limbah. Pemboran sumur dapat dilakukan secara bersamaan dengan tahap perencanaan pembangunan PLTP.

I. PRODUKSIUAP, PRODUKSI LISTRIK DAN PERAWATANPada tahap ini PLTP telah beroperasi sehingga kegiatan utama adalah menjaga kelangsungan:1. Produksi uapdari sumur-sumur produksi.2. Produksi listrik dari PLTP.3. Distribusi listrik ke konsumen.

I. CONTOH KEGIATAN EKSPLORASI DAN PENGEMBANGAN LAPANGAN PANASBUMI1. Lapangan Panas Bumi KamojangUsaha pencarian panas bumi Indonesia pertama kali dilakukan di daerah kawah Kamojang pada tahun 1918. Pada tahun 1962-1929, lima sumur eksplorasi dibor sampai kedalaman 66-128 meter. Sehingga sumur KMJ-3 masih memproduksikan uap panas kering dandry system. Karena pada saat itu terjadi perang, maka kegiatan pemboran tersebut dihentikan.Pada tahun 1972, direktorat vulkanologi dan pertamina, dengan bantuan pemerintah Perancis dan New Zeland, melakukan survey pendahuluan di seluruh wilayah Indonesia, Kamojang mendapat prioritas untuk survei lebih rinci. Pada bulan September 1972 ditandatangani kontrak kerjasama bilateral antara Indonesia dan New Zeland untuk pelaksanaan kegiatan eksplorasi dan eksploitasi di daerah tersebut. Survey geologi, geokomia, dan geofisika dilakukan pada daerah tersebut. Area seluas 14 km2 diduga mengandung fluida panas bumi. Lima sumur eksplorasi (KMJ6-10) kemudian dibor dengan kedalaman 535-761 meter dan menghasilkan uap kering dengan temperatur tinggi (2400C). uap tersebut kemudian dimanfaatkan sebagai pembangkit listrik Mono Blok sebesar 0.5 MW yang dimulai beroperasi pada 37 november 1978. Pemboren dilakukan lagi sampai desember 1982. 18 buah sumur dibor dengan kedalaman 935-1800 m dan menghasilkan 535 ton uap per jamSetelah menilai potensi sumur dan kualitas uap, maka disimpulkan bahwa uap air di Kamojang dapat digunakan sebagi pembangkit listrik. Kemudian dibangun PLTP Kamojang sebesar 30 MW dan mulai beroperasi tanggal 7 februari 1983. Lapangan terus dikembangkan. Unit II dan mmasing-masing sebesar 55 MW milai dioperasikan berturut-tirut tanggal 29 juli 1987 dan 13 september 1987, sehingga daya PLTP kaojang menjadi 140.25 MW. Untuk memenuhi kebutuhan listrik,dimanfaatkan 26 dari 47 sumur. Sejak pertengahan tahun 1988, engoperasian Mono Blok 0.25 MW dihentikan. Hingga saat ini jumlah daya terpasang PLTP masih sebesar 140 MW.

1. Lapangan Panas Bumi DarajatLapangan darajat terletak di jawa barat, sekitar 10 km dari lapangan kamojang pengembangan lapangan darajat dimulai pada tahun 1984 dengan ditandatanganinya kontrak operasi bersama antar pemerintah Indonesia dengan Amoseas Ltd. Sejarahnya sebagai berikut :1972 1975 : kegiatan eksplorsi rinci1976 1978 : tiga sumur eksplorasi dibor, menghasilkan uap kering, temperatur reservoir 235-247 0 C1984 : KOB1987 1988 : pemboran sumur produksiSept. 1994 : PLTP darajat (55 MW) dioperasikan

1. Lapangan Panas Bumi DiengEksplorasi Dimulai tahun 1972, dilanjutkan pemboran eksplorasi pada tahun 1977. Sejarahnya yaitu :1972 : Kegiatan eksplorasi dimulai1977 : Sumur eksplorasi pertama di bor1981 : Tiga sumur dibor menghasilkan fluida tiga fasa, uap-air. Temperaturrservoar 180-320 0 C14 mei 1984 : Pembangkit listrik mono blok 2 MW dioperasikans/d 1995 : Telah dibor 29 sumurstatus : KOB dengan Himpurna California energyLapangan di dieng ini menghasilkan fluida dua fasa (uap-air). Sampai akhir 1995 telah dibor sebanyak 29 sumur, akan tetapi belum diperoleh gambaran yang baik mengenai sistem panas bumi yang terdapat di daerah ini. Selain itu, sumur-sumur ini berproduksi mengandung H2S dan CO2 yang cukup tinggi, sehingga lapangan di daerah ini belum dikembangkan.

1. Lapangan Panas Bumi LahendongMerupakan lapangan panas bumi yang dikembangkan diluar jawa, 9 sumur yang terdiri dari 7 sumur eksplorasi dan 2 sumur eksploitasi telah dibor. Sumur ini menghasilkan fluida dua fasa (uap-air) bertemperatur tinggi dengan potensi sumur rata-rata 6 MWe. Reservoir mempunyai temperature 280-325oC. Di lapangan ini telah dibangun sebuah pembangkit listrik panas bumi binary geothermal powerplan berkapasitas 2,5 MW. Pada pembangkit ini sudu-sudu turbin pembangkit binary digerakkan oleh uap fluida organik yang dipanasi oleh fluida panas bumi melalui mesin penukar kalor (heat exchanger). Saat ini sedang dibuat rencana pengembangan lapangan lahendong untuk pembangunan pusat listrik panas bumi berkapasitas 20 MW.

I. RESIKO EKSPLORASI DAN PENGEMBANGAN LAPANGAN PANAS BUMI1. Resiko yang berkaitan dengan sumber daya, yaitu resiko yang berkaitan dengan : Kemungkinan tidak ditemukannya sumber energi panas bumi di daerah yang sedang dieksplorasi (resiko eksplorasi). Kemungkinan besarnya cadangan dan potensi litrik didaerah itu lebih kecil dari yang diperkirakan atau tidak bernilai komersial (resiko eksplorasi). kemungkinan jumlah sumur explorasi yg berhasil lebih sedikit dari yg diharapkan kemungkinan potensi sumur (well output), baik sumur explorasi lebih kecil dari yg diperkirakan semula (resiko eksplorasi) kemungkinan jumlah sumur pengembangan yg berhasil lebih sedikit dari yg diharapkan (resiko pengembangan) kemungkinan biaya eksplorasi, pengembangan lapangan dan pengembangan PLTP lebih mahal dari yg diperkirakan semula kemungkinan terjadinya problem-problem teknis, seperti korosi danscaling(resiko teknologi) dan problem2 lingkungan1. Resiko yang berkaitan dengan kemungkinan penurunan laju produksi / penurunan temperatur lebih cepat dari yang diperkirakan semula (resource degradation)2. Resiko yang berkaitan dengan kemungkinan perubahan pasar dan harga (market accessdanprice risk)3. Resiko pembangunan (construction risk)4. Resiko yang berkaitan dengan perubahan management5. Resiko yang menyangkut perubahan aspek legal dan kemungkinan perubahan kebijaksanaan pemerintahan (legaldanregulatory risk)6. Resiko yang berkaitan dengan kemungkinan perubahan bunga bank dan laju inflasi (interestdaninflation risk)7. Force majeureResiko pertama dalam proyek panas bumi (dihadapi pada waktu eksplorasi dan awal pemboran sumur eksplorasi) adalah resiko yang berkaitan dengan kemungkinan tidak ditemukannya sumber energi panas bumi di daerah yang sedang dieksplorasi atau sumber energi yang ditemukan tidak komersial.Lembaga keuangan tidak akan meminjamkan dana untuk pengembangan lapangan sebelum hasil pemboran dan pengujian sumur membuktikan bahwa di daerah tersebut terdapat sumber energi panas bumi dengan potensi ekonomi yg menjanjikan.Resiko masih tetap ada meskipun hasil eksplorasi telah membuktikan bahwa di daerah tersebut terdapat sumber panas bumi. hal ini disebabkan karena masih adanya ketidakpastian mengenai besarnya cadangan (recoverable reserve) potensi listrik dan kemampuan produksi (well output) dr sumur-sumur yang akan dibor di masa yang akan datang.Lembaga keuangan tdk akan meminjamkan dana untuk membiayai proyek yang ditawarkan sampai membuktikan bahwa di daerah tersebut terdapat cadangan energi panas bumi dengan potensi ekonomi yang menjanjikan.Apabila di daerah tersbut terdapat lapangan panas bumi yang telah berhasil dikembangkan, biasanya kepastian mengenai adanya cadangan yang memadai cukup ditunjukan oleh adanya satu atau dua sumur yang berhasil memproduksi fluida panas bumi.Tetapi apabila belum ada lapangan panas bumi yang dikembangkan di daerah tersebut, setidaknya harus sudah terbukti mampu menghasilkan fluida produksi 10-30% dari total fluida produksi yg dibutuhkan oleh PLTP.Selain itu bank juga membutuhkan bukti bahwa penginjeksian kembali fluida kedalam reservoir (setelah energinya digunakan untuk membangkitkan listrik) tidak menimbulkan permasalahan baik permasalahan teknis (operasional) maupun permasalahan lingkungan.Meskipun besar cadangan/ potensi listrik, kemampuan produksi sumur dan kapasitas injeksi telah diketahui dengan lebih pasti, tetapi resiko masih tetap ada karena masih ada ketidakpastian mengenai besarnya biaya yang diperlukan dari tahun ke tahun untuk menunjang kegiatan operasional dan menjaga jumlah pasok uap ke PLTP. Hal ini dapat menimbulkan kekhawatiran terhadap lembaga yg meminjamkan dana karena pengembalian dana yang dipinjamkan tidak sesuai dengan keuntungan yang diproyeksikan.Resiko yang berkaitan dengan permasalahan teknik seperti terjadinya korosi di dalam sumur dan di dalam pipa akan mengakibatkan berkurangnya keuntungan dan mungkin juga dapat menyebabkan ditolaknya usulan perluasan lapangan untuk meningkatkan kapasitas PLTP.Resiko lain yang berkaitan dengan sumber daya adalah kemungkinan penurunan laju dan temperatur fluida produksi (enthalpy), kenaikan tekanan injeksi, perubahan kandungan kimia fluida terhadap waktu, yang mengakibatkan berkurangnya keuntungan atau bahkan hllangnya keuntungan bila penurunan produksi teerlalu cepat. Penurunan kinerja reservoir terhadap waktu sebenarnya, dapat diramalkan dengan cara simulasi reservoir. Hasil peramanalan kinerja reservoir dapat dipercaya apabila model kalibrasi dengan menggunakan data produksi yang cukup lama, tapi jika model hanya dikalibrasi dengan data produksi yang relatif singkat maka hasil peramalan kinerja reservoir masih mengandung tingkat ketidakpastian yang tinggi.Di beberapa proyek masalah-masalah manajemen dan operasional yang tidak terduga ada yang tidak terpecahkan dengan biaya tinggi. Resiko yang disebabkan oleh hal tersebut relatif lebih sulit dinilai dibandingkan dengan resiko lain, termasuk di dalamnya permasalahan-permasalahan yang timbul akibat kelalaian manusia dan kekurangcakapan sumber daya manusia dan manajemen.Berbagai upaya telah dicoba untuk mengurangi resiko yang berkaitan dengan sumber daya, di antaranya :1. Kegiatan eksplorasi telah cukup dilakukan sebelum rencana pengembangan lapangan dibuat.2. Menentukan kriteria keuntungan yang jelas.3. Memilih proyek dengan lebih hati-hati, dengan cara melihat pengalaman pengembang sebelumnya, baik secara teknis maupun secara manajerial.4. Mengkaji rencana pengembangan secara hati-hati sebelum menandatangani perjanjian pendanaan.5. Memeriksa rencana pengembangan dan menguji rencana operasi berdasarkan skenario yang terjelek.6. Mentaati peraturan yang berkaitan dengan permasalahan lingkungan.7. Merancang dan menerapkan program sesuai dengan tujuan dan berdasarkan jadwal waktu pelaksanaan kegiatan yang telah ditetapkan.8. Melaksanakan simulasi (pemodelan) untuk meramalkan kinerja reservoir dan sumur untuk berbagai skenario pengembangan lapangan.9. Mengadakan pertemuan secara teratur untuk mengevaluasi pelaksanaan program untuk mengetahui apakah kegiatan dilaksanakan sesuai dengan rencana atau tidak.

http://migaswisnuadik.blogspot.com/2013/07/kegiatan-eksplorasi-minyak-bumi.htmlTahap Pengembangan Lapangan Migas Pengembangaan sebuah lapangan minyak dan gas di Indonesia terdiri atas tiga tahap utama, yakni tahap Exploration, Development dan Production. Eksplorasi adalah tahap awal untuk menemukan prospek atau potensi cadangan migas. Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS, yakni perusahaan migas) mendapatkan lapangan Eksplorasi dari pembelian kontrak kandidat lapangan migas yang ditawarkan pemerintah (BP Migas). Pada tahap eksplorasi ini, KKKS diberikan waktu 10 tahun untuk melakukan eksplorasi. KKKS mempunyai keharusan untuk mengeluarkan biaya investasi yang besar dimana resiko sepenuhnya ditanggung KKKS. Kewajiban KKKS untuk melakukan aktivitas eksplorasi akan dievaluasi oleh pemerintah 3 tahun pertama (komitmen pasti), 3 tahun kedua (komitmen lanjutan), dan 4 tahun terakhir (komitmen tambahan). Dalam waktu eksplorasi tersebut, KKKS bisa menyerahkan kembali prospek tersebut termasuk semua data yang didapat selama aktivitas eksplorasi kepada Pemerintah. Atau jika selambatnya 10 tahun KKKS tidak berhasil menemukan potensi lapangan migas, maka lapangan tersebut (termasuk data) wajib diserahkan kembali ke pemerintah. Dengan skema tersebut, sangat terlihat besarnya resiko KKKS dalam kegiatan eksplorasi. Biaya eksplorasi yang gagal bagi KKKS akan menjadi sunk cost dan tidak akan ditanggung oleh pemerintah.Lain ceritanya jika prospek tersebut terbukti merupakan cadangan migas (tanpa harus menunggu 10 tahun eksplorasi), maka tahap berikutnya adalah pembuatan POD (Plan of Development) lapangan /blok migas yang diajukan KKKS kepada pemeirntah (Menteri ESDM). Secara khusus, tujuan POD adalah melihat tingkat ke-ekonomi-an sebuah blok migas. Dengan disetujuinya POD, maka skema Cost Recovery mulai berlaku ( baca artikel penulis tentang cost recovery). Artinya, semua biaya eksplorasi akan diganti oleh Negara melalui skema bagi hasil PSC (Production Sharing Contract). Bagi pemerintah, POD adalah sebuah langkah kritikal pengambilan keputusan migas karena menyangkut pendapatan atau kerugian negara (akibat tidak ekonomis) di masa datang.Setelah Eksplorasi dan POD, maka tahap berikutnya Development dan Production dengan konsesi 20 tahun atau sesuai kontrak khusus. Development adalah tahap dimana KKKS melakukan kegiatan analisa lebih dalam mengenai kondisi blok migas. Misal, jika dalam eksplorasi KKKS hanya melakukan drilling 2 exploration wells untuk identifikasi potensi cadangan, maka pada development KKKS akan melakukan development drilling 3 wells untuk menganalisa lebih pasti volume reservoir. Pada tahap Development ini sekalipun cost recovery sudah diberlakukan, namun biaya masih dibiayai oleh KKKS karena cost recovery dalam PSC adalah pembagian hasil produksi, bukan pembayaran penggantian (not-reimbursable). Dalam tahap ini juga mulai dibangun fasilitas produksi yang juga menjadi tanggungan KKKS. Sehingga praktis biaya eksplorasi dan development cukup menguras kas KKKS (lihat skema).Setelah tahap development selesai (dan masih memungkinkan dilakukan revisi POD), maka tahap berikutnya adalah Production yakni melakukan eksploitasi migas. Produksi migas mulai mengalir, revenue pun mulai masuk, sehingga beban kas akibat biaya eksplorasi+development dan biaya produksi semakin berkurang. Dalam proses ini, pemerintah hanya mendapatkan FTP dan DMO sesuai dengan skema PSC. Sampai akhirnya semua biaya (termasuk biaya produksi rutin) habis cost recovery, maka pemerintah mulai mendapatkan Equity (jatah). Hal inilah yang menjadi titik impas Break Even Point (BEP) untuk pengambilan keputusan pemerintah dalam POD, sampai berapa lama pemerintah mulai penuh mendapatkan Equity sesuai skema PSC (85%).Merupakan kondisi alami blok migas mengalami penurunan produksi, sehingga revenue juga semakin turun. Padahal di sisi lain, biaya produksi semakin naik karena lapangan minyak yang semakin berumur. KKKS harus memperhitungkan batas ekonomis (economical limit), yakni batas ke-ekonomi-an sebuah blok migas menurut cost benefit KKKS. Hingga pada waktu cash positif KKKS akan cenderung turun lagi (karena produksi turun) sehingga akan melewati economical limit, maka KKKS cenderung untuk melepas atau berbagi kepemilikan blok dengan KKKS lain. Tingkat ekonomis sendiri berbeda antara KKKS satu dan lainnya, antar perusahaan migas nasional dan multinasional, karena biaya untuk memproduksi migas masing-masing akan berbeda. Namun semua perusahaan akan mendapat perlakuan yang sama di depan pemerintah dalam kontrak migas (kecuali perusahaan migas BUMN). Kebijakan pemerintah terhadap kontrak migas KKKS juga menjadi salah satu faktor economical limit bagi KKKS. Dan untuk mendukung investasi migas di tengah semakin menurunnya produksi dan cadangan migas nasional, sudah semestinya pemerintah memberikan iklim investasi yang semakin baik untuk pengembangan lapangan migas di Indonesia. http://3an.blogspot.com/2010/01/tahap-pengembangan-lapangan-migas.htmlMinyak dan gas bumi (migas) adalah sumber daya hidrokarbon yang tidak dapat diperbaharui. Untuk menemukan dan menambah cadangan migas, cara yang harus ditempuh adalah melalui kegiatan eksplorasi. Sebab, pada hakikatnya, setiap migas yang diproduksi wajib diganti dengan cadangan baru sebesar migas yang diproduksi. Ini yang dinamakanreserve replacement ratio(RRR). Namun, tentu saja kegiatan eksplorasi membutuhkan waktu dan biaya yang tidak sedikit.Eksplorasi disebut juga penjelajahan atau pencarian, merupakan tindakan mencari atau melakukan perjalanan dengan tujuan menemukan sesuatu. Dalam dunia migas, eksplorasi atau pencarian migas merupakan suatu kajian panjang yang melibatkan beberapa bidang kajian kebumian dan ilmu eksak. Untuk kajian dasar, riset dilakukan oleh para geologis, yaitu orang-orang yang menguasai ilmu kebumian. Mereka adalah orang yang bertanggung jawab atas pencarian hidrokarbon tersebut.Kajian geologi merupakan kajian regional. Jika secara regional tidak memungkinkan untuk mendapat hidrokarbon, maka tidak ada gunanya untuk diteruskan. Setelah kajian secara regional dengan menggunakan metoda geologi dilakukan, dan hasilnya mengindikasikan potensi hidrokarbon, tahap selanjutnya adalah tahapan kajian geofisika. Pada tahapan ini, metoda-metoda khusus digunakan untuk mendapatkan data yang lebih akurat guna memastikan keberadaan hidrokarbon dan kemungkinannya untuk dapat diekploitasi.Metode SeismikSalah satu metode geofisika yang dilakukan untuk mengetahui kondisi geologi di bawah permukaan adalah metode seismik. Direktur Eksplorasi dan Pengembangan Pertamina EP Doddy Priambodo memaparkan pencapaian kinerja eksplorasi yang signifikan dengan menggunakan survei seismik 3D di lapangan Akasia Bagus, Indramayu, Jawa Barat. Eksplorasi ini terluas sepanjang sejarah eksplorasi Pertamina yang menggunakan seismik 3D sepanjang 2011-2012 dengan total luas 1012 km persegi dengan durasi pekerjaan lebih cepat 3 bulan dari rencana awal dan tanpa kecelakaan kerja, ujarnya.Selain itu, Doddy juga mengatakan, pihaknya juga telah melakukan survei seismik 2Doffshore(lepas pantai) terpanjang dalam sejarah eksplorasi di lapangan Matindok, di cekungan Banggai Sulawesi dengan total panjang lintasan 3,060 km. Survei dilaksanakan selama 40 hari hingga Oktober 2012 dan tanpa kecelakaan kerja.Data-data yang dihasilkan dari pengukuran-pengukuran merupakan cerminan kondisi dan sifat-sifat batuan di dalam bumi. Ini penting sekali untuk mengetahui apakan batuan tersebut memiliki sifat-sifat sebagai batuan sumber,reservoir, batuan perangkap atau hanya batuan yang tidak penting dalam artian hidrokarbon. Setelah melakukan eksplorasi seismik, selanjutnya perlu dilakukan pengecekan data-data seismik tersebut melalui pengeboran eksplorasi.Rencana pengeboran juga melalui berbagai pertimbangan, yaitu menentukan lokasi, kedalaman akhir, latar belakang geologi, serta jenis bor yang diperlukan. Berdasarkan data Direktorat Jenderal Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, kegiatan pengeboran eksplorasi tiap tahunnya terus menunjukkan peningkatan. Pada 2010 terjadi pengboran eksplorasi atas 90 sumur dari 126 sumur yang direncanakan. Dari jumlah itu, 27 sumur teridentifikasi kandungan migas dengansuccess ratio30 persen.Jumlah pengeboran itu lebih tinggi dibandingkan 2009 yang mencapai 75 sumur dari 84 sumur yang direncanakan. Dari 75 sumur tersebut, 35 sumur teridentifikasi kandungan migas dengan success rasio 47 persen. Sedangkan pada 2008 dilakukan pengeboran pada 70 sumur dari 145 sumur yang direncanakan. Dari jumlah itu, teridentifikasi 34 sumur mengandung migas dengan success ratio 49 persen.TingkatSuccess RatioDoddy menjelaskan, status tindak lanjut sumur-sumur pengeboran eksplorasi 2008-2012 yang dilakukan dan berada di lahan milik Pertamina EP,success ratio-nya mencapai 80 persen dari 83 sumur yang dilakukan ekplorasi. Sebanyak 20 sumur dinyatakandry hole(kosong), 26 sumur produksi, 14 sumur tahap evaluasi, 9 sumur tahap pengembangan (POD/plan of development), dan sisanya 17 sumur dalam rencana produksi.Temuan eksplorasi dari tahun ke tahun sebenarnya naik. Pada 2012, Pertamina EP menemukan hasil eksplorasi sebesar 229 MMBOE (Million Barrels of Oil Equivalent). Hal ini diperlihatkan dari RRR telah mencapai 202 persen dengan cadangan terbukti yang ada sebesar 114 MMBOE, terangnya.Rencana dan Realisasi Pengeboran Eksplorasi Pertamina EP 2012Rencana Pengeboran (WP&B Original) : 25 Sumur (13 Wildcat + 11 Delineasi + 1 Reentry)Rencana Pengeboran (WP&B Revisi) : 29 Sumur (14 Wildcat + 14 Delineasi + 1 TW)Selesai : 24 Sumur (9 Wildcat + 14 Delineasi + 1TW)Ongoing : 4 Sumur (3 Wildcat + 1 Deliniasi)Temuan Cadangan Eksplorasi(INPLACE)(RECOVERABLE)

Target Temuan223 MMBO1683 BCFG513 MMBOE56 MMBO1194 BCFG262 MMBOE

Realiasi293 MMBO1046 BCFG473 MMBOE95 MMBO777 BCFG229 MMBOE

131%62%92%169%65%87%

Biaya EkplorasiKegiatan eksplorasi Pertamina EP pada 2013 menargetkan melakukan pengeboran sebanyak 28 sumur. Adapun target survei seismik 2D eksplorasi sebanyak 817 km dan survei seismik 3D adalah 1488 km persegi. Jumlah studi yang akan dilaksanakan pada 2013 adalah 6 studi. Tentu, untuk melakukannya paling tidak membutuhkan biaya yang cukup besar. Doddy juga mengatakan, Pertamina EP telah mengalokasikan anggaran sebesar US$300 juta untuk melakukan kegiatan eksplorasi migas tersebut.Berdasarkan data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas), biaya eksplorasi migas sejak 2002-2012 tercatat mencapai US$1,327 miliar. Biaya tersebut merupakan total biaya eksplorasi yang dikeluarkan oleh kontraktor kontrak kerja Sama (KKKS). Perlu diketahui, biaya tersebut tidak dimasukkan dalamcost recovery sehingga nilai tersebut menjadi tanggungan KKKS meski tidak menghasilkan cadangan migas komersial untuk dikembangkan dan tidak dapat diproduksi.Besarnya risiko kegiatan menemukan cadangan migas menjadi pertimbangan bagi perusahaan migas untuk melakukan eksplorasi. Tetapi, begitu cadangan tersebut ditemukan dan memiliki nilai komersial, tentu menjadi barang rebutan bagi siapapun. (anovianti muharti)- See more at: http://migasreview.com/peran-ahli-geologi-dalam-penemuan-cadangan-migas-melalui-eksplorasi.html#sthash.UrrfQDFI.dpufhttp://migasreview.com/peran-ahli-geologi-dalam-penemuan-cadangan-migas-melalui-eksplorasi.html