Pengukuran Kinerja Perusahaan dengan Menggunakan Pendekatan Balanced Scorecard – Analytical Network Process (ANP) di PT. Chevron Pacific Indonesia
BAB II
GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN
2.1.
Sejarah PT. Chevron Pacific Indonesia
Berdirinya PT. Chevron Pacific Indonesia diawali dari eksplorasi minyak
di Pulau Sumatera, Jawa Timur, dan Kalimantan Timur pada tahun 1924 yang
dipimpin oleh Emerson M. Butterworth. PT. CPI berawal pada bulan Maret 1924,
saat dilakukannya upaya pencarian minyak oleh tim geologi Chevron
Corporation, saat itu bernama Standard Oil Company of California (SOCAL)
yang berlokasi di Sumatera Tengah, Kalimantan dan khususnya di daerah Aceh.
Usaha yang dilakukan oleh tim eksplorasi SOCAL tersebut, pernah terhenti
karena Indonesia pada waktu itu masih berada di bawah penjajahan Hindia
Belanda. Namun usaha eksplorasi tersebut tidak berhenti total karena pada bulan
Juni 1930 pemerintah Hindia Belanda memberi izin pengeboran minyak kepada
SOCAL, dengan menunjuk SOCAL sebagai „minority partner‟ dari suatu
perusahaan yang didirikan oleh pemerintahan Hindia Belanda dengan nama „N.V.
Nederlandsche Pacific Petroleum Maatschappij‟ (NPPM).
Pada tahun 1935, terjadi suatu perkembangan baru yang sangat penting
dalam sejarah keberadaan PT. Chevron Pacific Indonesia. Pada tahun tersebut,
SOCAL mendapat tawaran dari pemerintah Hindia Belanda untuk mengeksplorasi
minyak di kawasan Sumatera Tengah dengan tanah seluas ± 600.000 hektar.
Tawaran pemerintah Hindia Belanda itu tetap diterima pihak SOCAL walaupun
kandungan potensial minyak di Sumatera Tengah belum banyak dieksplorasi dan
Universitas Sumatera Utara
masih dianggap kurang memberikan harapan bagi pemerintah Hindia Belanda.
Disamping itu daerah yang ditawarkan merupakan daerah yang sebenarnya tidak
dikehendaki oleh SOCAL, tetapi kegiatan eksplorasi tetap dijalankan pada daerah
tersebut. SOCAL bekerja sama dengan perusahaan minyak Amerika lain yaitu
TEXACO (Texas Oil Company) untuk mengeksplorasi wilayah itu. Pada bulan
Juli 1936, SOCAL dan TEXACO mendirikan perusahaan minyak bernama
CALTEX (California Texas Petroleum Corporation), bersamaan dengan
ditemukannya cadangan minyak bumi pertama kali di Sebanga.
Hasil penelitian kegiatan geofisika yang dilakukan sekitar tahun 1936 –
1937 mengindikasikan bahwa prospek minyak yang lebih besar terletak di daerah
selatan, sehingga atas permintaan Chevron daerah kerjanya diubah seperti
sekarang yaitu berbentuk Kangguru menghadap ke barat. Pekerjaan eksplorasi
yang pertama mencakup penelitian geologis beserta pengeboran sumur dan
penelitian seismik. Penelitian seismik dilakukan tahun 1937–1941 dengan
melakukan pengeboran pada lokasi–lokasi yang terpencar pada kedalaman 26.208
feet (7.862,4 m). Kegiatan eksplorasi untuk pertama kali dilakukan pada bulan
April 1939 di daerah lapangan Kubu I.
Pada bulan Agustus 1940 ditemukan lapangan minyak bumi di Sebanga
merupakan penemuan pertama di daerah Riau. Pada bulan November 1940
ditemukan lagi lapangan minyak baru di daerah Rantau Bais dan pada bulan
Maret 1941 di daerah Duri. Pada tahun 1942 Mercu Bor siap dipasang di lapangan
minyak di Minas I, akan tetapi karena pecahnya Perang Dunia Kedua (PD II) di
Universitas Sumatera Utara
Indonesia maka kegiatan pemasangan Mercu Bor tersebut terhenti. Kegiatan
eksplorasi pada tahun selanjutnya dilakukan oleh Jepang.
Setelah berakhirnya perang, kegiatan eksplorasi dipusatkan bagi
pengembangan lapangan Minas. Pada tahun 1950, Pemerintah Republik Indonesia
mulai mempelajari dan menyusun suatu undang–undang yang berkaitan dengan
pertambangan. Dari hasil undang–undang pertambangan yang telah dibentuk,
maka pada bulan Januari 1951 Pemerintah Republik Indonesia memberi izin atas
berdirinya ‟Caltex Pacific Oil Company‟ (CPOC) untuk melanjutkan kegiatan
SOCAL.
Setelah setahun CPOC memproduksi minyak bumi di lapangan Minas
maka pada tanggal 20 April 1952 diadakanlah pengapalan pertama Minas ‟Crude‟
dari Perawang menyusuri sungai Siak menuju Pakning di Selat Malaka. Hasil dari
ekspor tersebut antara lain adalah pengembangan lapangan Duri, pembangunan
jalan dan pemasangan ‟shippingline‟ (pipa saluran) yang mempunyai diameter 60
dan 70 cm sepanjang 120 km dari Minas melintasi rawa sampai ke Dumai,
mencakup pula pembangunan ‟gathering station‟ (stasiun pengumpul) dan stasiun
pompa pusat serta kompleks perumahan dan perbengkelan di Duri dan Dumai.
Menjelang tahun 1958, produksi minyak Chevron telah mencapai 200.000
BOPD. Upaya menasionalisasikan perusahaan minyak asing di Indonesia diatur
dalam Undang-Undang No. 44 tahun 1960. Berdasarkan UU tersebut ditetapkan
bahwa semua kegiatan penambangan minyak dan gas bumi di Indonesia hanya
dilakukan oleh perusahaan tambang minyak nasional (PERTAMINA). Pada tahun
Universitas Sumatera Utara
1963, Chevron menjadi badan hukum di Indonesia dengan kepemilikan saham
terdiri atas 50% SOCAL dan 50% TEXACO Inc.
Ladang minyak Duri memberikan sumbangan sebesar 8% dan 42% total
produksi minyak Indonesia. PT. CPI pernah mengalami penurunan produksi sejak
tahun 1964. Penurunan produksi dari ladang minyak Duri sangat memprihatinkan,
karena hal ini sangat berpengaruh pada ‟economic life expectancy‟ dari
perusahaan. Untuk mengatasi masalah tersebut PT. CPI menciptakan proyek
injeksi uap di ladang minyak Duri. Proyek ini diresmikan oleh Presiden Soeharto
pada bulan Maret 1991. Injeksi uap ini merupakan teknologi perminyakan
generasi ketiga dari PT. CPI yang mutakhir dan dapat mempermudah penyedotan
minyak dari perut bumi. Dengan menerapkan teknologi baru tersebut, PT. CPI
mengharapkan produksi minyak dari ladang minyak Duri dapat dilipatgandakan.
Rancangan injeksi uap ini diterapkan secara efektif pada ladang minyak
dengan pola yang bervariasi, diantaranya pola tujuh titik (‟inverted 7– spot‟),
yaitu satu sumur injeksi untuk enam sumur produksi, pola lima titik (‟inverted 5–
spot‟) dan pola sembilan titik (‟inverted 9-spot‟). Pada tahun 1960, pemerintah
Indonesia memberlakukan undang–undang No. 44 tahun 1960 mengenai
pengaturan dana pembagian wilayah kerja CPOC, yaitu seluruh wilayah konsesi
NPPM (Rokan I Block dan Rokan III Block seluas 9.030 km2) dikembalikan oleh
Chevron pada pemerintah RI, tetapi pelaksanaan operasi wilayah tetap dikerjakan
oleh Chevron yang pada tahun 1963 menjadi badan hukum dengan nama PT.
Chevron Pacific Indonesia (PT. CPI), dimana 100% sahamnya tetap dimiliki
secara patungan oleh Chevron (nama baru dari SOCAL) dan TEXACO Inc.
Universitas Sumatera Utara
Pada bulan September 1963, diadakanlah “Perjanjian Karya” yang
ditandatangani antar perusahaan negara dan perusahaan asing yang termasuk
didalamnya PT. CPI dan Pertamina. Isi perjanjian tersebut menyatakan bahwa
wilayah PT. CPI adalah wilayah Kangguru seluas 9.030 km2. Perjanjian yang
diadakan pertama kali yaitu pada tahun 1963 untuk jangka waktu selama 30 tahun
dengan menyatakan wilayah kerja PT. CPI meliputi wilayah Blok A, B, C dan D
seluas 12.328 km2. Setelah memperoleh tambahan daerah seluas 4.300 km2, maka
pada tahun 1968 sebagian wilayah Blok A dan D serta keseluruhan wilayah Blok
C (seluruhnya 32,6% dari daerah asal) diserahkan kembali ke pemerintah
Indonesia, sedangkan pengembalian daerah–daerah berikutnya dilakukan pada
tahun 1973 dan 1978.
Penandatanganan dua perjanjian C & T yang berdasarkan kontrak bagi
hasil (CPS) dilakukan pada tanggal 7 Agustus 1971 yaitu ‟Coastal Plain
Pekanbaru Block‟ seluas 21.975 km2 dan pada bulan Januari 1975 yaitu ‟Mount
Front Kuantan Block‟ seluas 6.865 km2. Wilayah kerja sebelumnya yang dikenal
dengan sebutan ”Kanggaroo Block” seluas 9.030 km2 diperpanjang masa
operasinya sampai 8 Agustus 2001. Rasio pembagian untuk kontrak bagi hasil
yang disepakati sampai saat ini antara Pertamina dan PT. CPI adalah 88% dan
12% ditambah dengan ketentuan khusus berupa fleksibilitas bagi PT. CPI untuk
hal-hal tertentu.
Dibandingkan dengan 52 kontraktor minyak lainnya, PT. CPI merupakan
kontraktor minyak yang terbesar. Produksi minyak mentah PT. CPI mencapai
65,8% pada tahun 1974 dan menurun menjadi 46,5% pada tahun 1990. Meskipun
Universitas Sumatera Utara
terjadi penurunan produksi PT. CPI tetap menguasai pangsa produksi sebesar
75%, berbeda dengan Pertamina dan Unocal yang mengalami penurunan produksi
besar-besaran.
Setelah dilakukan pengembalian beberapa daerah dari wilayah kerja secara
bertahap, sekarang ‟Coastal Plain Pekanbaru Block‟ hanya seluas 9.996 km2.
Tahun 1979 hingga tahun 1991 dilakukan penambahan kontrak–kontrak baru oleh
PT. CPI yaitu sebagai berikut :
1.
‟Joint Venture‟ dengan Pertamina pada tahun 1976 yaitu meliputi daerah
‟Jambi Selatan Block D‟ seluas 5.826 km2 dan dikembalikan keseluruhannya
pada tahun 1988.
2.
Kontrak Bagi Hasil (CPS) untuk wilayah ‟Singkarak Block‟ pada tahun 1981
seluas 7.163 km2 di daerah Sumatera Barat dan wilayah pantai Daerah
Istimewa Aceh, yang kemudian dikembalikan pada bulan Mei 1986.
3.
Kontrak bagi hasil „Nias Block‟ pada tahun 1981 seluas 16.166 km2.
4.
Perpanjangan perjanjian karya menjadi bentuk kontrak bagi hasil (CPS)
untuk wilayah „Siak Block‟ selama 20 tahun terhitung mulai tanggal 28
November 1993 dengan luas wilayah kerja 8.314 km2 .
5.
Kontrak Bagi Hasil (CPS) untuk wilayah „Langsa Block‟ pada tahun 1981
seluas 7.080 km2 di Selat Malaka.
Pada tanggal 10 Oktober 2001, dua buah kekuatan besar Chevron dan
Texaco yang selama ini dikenal sebagai pemilik saham yang terpisah bersatu,
maka didirikanlah sebuah perusahaan Chevron Texaco. Sejak saat itu manajemen
Chevron juga ikut berubah menjadi IndoAsia Business Unit (IBU). Setelah
Universitas Sumatera Utara
mengakuisisi Unocal pada 10 Agustus 2004, pada tanggal 9 Mei 2005 nama
Chevron Texaco Corp. berubah kembali menjadi Chevron Corp. Pada 16
September 2005, PT. Caltex Pacific Indonesia pun mengubah namanya menjadi
PT. Chevron Pacific Indonesia. Baik Chevron Pacific Indonesia maupun Caltex
Pacific Indonesia memiliki singkatan yang sama, yaitu CPI. Digram sejarah PT.
Chevron Pacific Indonesia Dapat dilihat pada Gambar 2.1.
1200
1 MM BOPD in
May ‘73
MBOPD
BBO
10.5 BBO
(2004)
1100
12
1000
500
5
6
2
1
7 SW
PT CALTEX
PACIFIC
INDONESIA
TERTIARYRE
9
COVERY
8
CP
IC
7
CPP
6
Duri
Discovered
5
Major fields : Bangko,
Petani, Bekasap, Pematang,
Kotabatak, etc..
Duri started
production
400
Minas
Discovered
300
7
UM
.P
RO
D.
First Minas
Oil Shipped
(15 MBOPD)
SOCAL & TEXACO
Established
CALTEX
600
3
10
8
9 NE
4
9
800
700
11
13
10
Geological Survey
SOCAL team arrived in
Sumatra
900
11
12
S CU
MINA
MNS
4 BBO
(1997)
M
200
Duri
Production
32 MBOPD
100
4
OD.
. PR
3
2
DSF Project
dedicated
1
0
2010
2000
1990
1967
1963
1952
1954
1941
1944
1936
1924
0
Gambar 2.1. Sejarah PT. Chevron Pacific Indonesia (CPI)
Sumber : Data PT. CPI, 2015
2.2.
Wilayah Operasi PT.Chevron Pacific Indonesia
Daerah kerja PT. CPI yang memiliki daerah eksplorasi seluas 9.030 km2
dikenal dengan nama “Kanggaroo Block” terletak di Kabupaten Bengkalis. Selain
mengerjakan daerah sendiri, PT. CPI juga bertindak sebagai operator bagi
Calasiatic/Chevron dan Topco/Texaco (C&T) perusahaan dimiliki oleh Chevron
dan Texaco.
Universitas Sumatera Utara
Area operasi PT. CPI saat ini terdiri dari lapangan Duri yang satu-satunya
wilayah yang memproduksi minyak beart (heavy oil) sebanyak kurang lebih
200.000 BOPD, dan area operasi minyak ringan yang terdiri dari Sumatera bagian
utara yang meliputi Bangko, Balam, Bekasap, Petani, dan sumatera bagian selatan
yang meliputi minas, Libo, Petapahan, yang secara keseluruhan memproduksi
minyak ringan sebanyak kurang lebih 250.000 BOPD. Untuk lebih jelasnya dapat
dilihat pada Gambar 2.2.
MALAYS
INDONES
RUP AT
IS LAND
N
B A NG K O
S IAK BL OC K
SI
AK
BL
O
CK
K s
DUM
(CPP)
BE NGK AL IS
IS LAND
COASTAL PLAIN
( CPP )
S IAK BL OCK
ROKAN BL OCK
D UR I
PADANG
IS LAND
RANGS ANG
IS L AND
BE KAS AP
L IB O
MO
UN
TA
(M
I
FKNFR
) ON
T
TEB ING TINGGI
IS LAND
COASTAL PLAIN
( CPP )
K O T AB AT AK
MIN A S
(CPP)
PE KANBARU
( CPP )
Z AMR UD
PEKANBA
INDE X MAP
L EGEND
ROKANBLOCK
SIAK BLOCK
CPP BLOCK
MFK BLOCK
Area
Producing
Production
Contract
Name
Fields
1999 (BOPD)
Expiration
Rokan Block
76
672,407
08 / 2021
Siak Block
4
2,613
11 / 2013
CPP Block
25
70,150
08 / 2001
MFK Block
1
737
01 / 2005
TOTAL
106
745,907
KUANTAN
( MF K )
Gambar 2.2. Peta Daerah Operasi PT. Chevron Pacific Indonesia
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Berdasarkan luas operasi dan kondisi geografis yang ada serta
pertimbangan efisiensi dalam pengoperasian, maka PT. CPI membagi lokasi
daerah operasi menjadi 6 distrik yaitu :
Universitas Sumatera Utara
1.
Distrik Jakarta, Merupakan kantor pusat tempat kedudukan President &
Chairman of The Managing Board untuk wilayah Indonesia.
2.
Distrik Rumbai, Merupakan kantor pusat yang menangani berbagai kegiatan
untuk seluruh wilayah Sumatera.
3.
Distrik Minas, merupakan daerah operasi produksi minyak (sekitar 30 km
dari Distrik Rumbai). Daerah eksplorasi ini disebut Sumatera Light South
(SLS), yang memiliki 800 well masih aktif, dengan 6 Gathering Station
(GS).
4.
Distrik Duri, merupakan daerah operasi produksi minyak (sekitar 112 km
dari Distrik Rumbai). Daerah eksplorasi ini disebut Sumatera Light North
(SLN) dapat dilihat pada Gambar 2.3 dan terdapat Duri Steam-Flood.
Universitas Sumatera Utara
Gambar 2.3. Wilayah Operasi (Sumatera Ligth North ) PT.CPI
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Universitas Sumatera Utara
5.
Distrik Dumai, merupakan pelabuhan tempat pemasaran/pengapalan minyak
mentah untuk diekspor (sekitar 184 km dari distrik Rumbai).
6.
Distrik Operasi Bekasap, merupakan daerah eksplorasi minyak.
Saat ini wilayah operasi yang tersisa berdasarkan konsensi terbaru adalah
blok Rokan dan blok Siak. Untuk perluasan ladang minyak Duri dilakukan dalam
13 area yang dimulai dengan membangun konstruksi area pertama pada tahun
1981. Saat ini, PT. CPI telah berhasil mengoperasikan area 1 sampai area 10
sedangkan untuk area 11, 12, dan 13 masih dalam tahap pengembangan.
Pembangunan juga mencakup fasilitas pendukung utama seperti stasiun
pengumpul minyak dan stasiun pembangkit uap, sampai saat ini telah ada 5
stasiun pengumpul (CGS) yaitu CGS 1, 3, 4, 5, dan 10.
2.3.
Visi dan Misi, Nilai Dasar dan Strategi PT. Chevron Pacific Indonesia
2.3.1. Visi Misi
Pada bulan Januari 1992, diadakan sarasehan dengan melibatkan semua
jajaran manajemen PT. Chevron Pacific Indonesia yang bertujuan mematangkan
visi, misi dan nilai-nilai yang dirumuskan secara tegas dan tertulis.
Adapun visi PT. CPI, yaitu :
“To Be the Indonesian Energy Company most admired for its People,
Partnership, and Performance.”
Visi inilah yang menjadi gerak langkah PT. CPI untuk berkiprah dalam
pembangunan nasional di Indonesia. Visi ini tidaklah lengkap tanpa didukung
oleh suatu misi. Misi dari PT. CPI, yaitu :
Universitas Sumatera Utara
1.
As a Business Partner with GOI, CPI will add value by Effectively Exploring
for and Developing Hydrocarbons for the Benefit of Indonesia and CPI‟s
Shareholders.
2.
CPI
will
Independently
Pursue
Other
Energy
Related
Business
Opportunities by Leveraging its Resources to Assure Continued Value
Addition and Growth.
Misi ini merupakan tujuan yang ingin dicapai oleh perusahaan yang
diharapkan akan membangun pemahaman yang sama bagi setiap pihak yang
bekerja atau berinteraksi dengannya.
Enam nilai pokok yang harus dijunjung tinggi segenap pimpinan dan
karyawan PT. Chevron Pacific Indonesia adalah :
1.
Memenuhi semua perundangan dan peraturan yang berlaku.
2.
Menjunjung standar etika yang paling tinggi.
3.
Memberlakukan karyawan sebagai sumber daya yang paling berharga.
4.
Memelihara lingkungan yang sehat dan aman bagi karyawan, kontraktor dan
keluarganya.
5.
Menjaga
kelestarian
lingkungan
dan
mendukung
pengembangan
masyarakat.
6.
Menjadikan peningkatan mutu yang berkesinambungan sebagai falsafah
hidup.
Universitas Sumatera Utara
2.3.2. Nilai-Nilai Pokok PT. Chevron Pacific Indonesia
Nilai-nilai yang dianut oleh PT. Chevron Pacific Indonesia antara lain:
1.
Integritas
PT. Chevron Pacific Indonesia dalam melaksanakan operasinya bersikap
jujur, dan selalu berusaha konsisten dengan ucapannya.
2.
Kepercayaan
PT.
Chevron
Pacific
Indonesia
mempunyai
prinsip
untuk
saling
mempercayai, menghormati, mendukung dan berusaha untuk mendapatkan
kepercayaan diri dari rekan sekerja dan mitra usaha.
3.
Keragaman
PT. Chevron Pacific Indonesia belajar menjunjung tinggi ideologi dan
budaya dimana PT. Chevron Pacific Indonesia bekerja dan menghormati
perbedaan yang ada.
4.
Kemitraan
PT. Chevron Pacific Indonesia memiliki tekad yang konsisten untuk menjadi
mitra usaha yang baik bagi pemerintah, perusahaan lain, pelangganpelanggan PT. CPI, masyarakat dan sesama rekan kerja.
5.
Kinerja yang unggul
PT. Chevron Pacific Indonesia memiliki tekad untuk stay ahead (tetap
unggul) dalam setiap hal yang dilakukan, dan berupaya keras untuk terus
memperbaiki diri.
Universitas Sumatera Utara
6.
Tanggung jawab
PT. Chevron Pacific Indonesia bertanggung jawab, baik secara perorangan
maupun sebagai kelompok untuk setiap hal yang dikerjakan maupun untuk
setiap tindakan yang dilakukan.
7.
Pertumbuhan
PT. Chevron Pacific Indonesia menyukai perubahan yang mendukung
pembaharuan dan kemajuan, serta berusaha mencari dan mengejar
kesempatan. Seiring berjalannya waktu PT. CPI akan selalu inovatif dalam
bekerja.
8.
Perlindungan terhadap manusia dan lingkungan
PT. Chevron Pacific Indonesia memberikan perlindungan keselamatan kerja
dan kesehatan, baik terhadap manusia maupun lingkungan.
2.3.3. Rencana Strategi Perusahaan
Rencana Strategi PT. Chevron Pacific Indonesia menjabarkan visi PT.
Chevron Pacific Indonesia menjadi tindakan. Rencana strategis tersebut
menyelaraskan dan mengintegrasikan organisasi PT. Chevron Pacific Indonesia,
menumbuhkan keyakinan, dan membedakan PT. Chevron Pacific Indonesia dari
para pesaing.
1.
Strategi Bisnis Utama
Strategi
bisnis
utama
PT.
Chevron
Pacific
Indonesia
adalah
mengembangkan posisi terintegrasi di wilayah-wilayah yang sedang tumbuh
di dunia.
Universitas Sumatera Utara
2.
Operasi Hulu Global
Memiliki pertumbuhan yang menguntungkan dalam kegiatan bisnis inti dan
membangun posisi legendaris yang baru.
3.
Operasi Gas Global
Mengomersialkan kepemilikan sumber gas PT. Chevron Pacific Indonesia
dan mengembangkan bisnis gas global yang berdampak tinggi.
4.
Operasi Hilir Global
Meningkatkan penghasilan dari bisnis inti dan pertumbuhan selektif dengan
fokus pada penciptaan nilai yang terintegrasi.
5.
Energi Yang Terbarukan
Berinvestasi pada teknologi bagi energi yang terbarukan dan merebut posisi
menguntungkan pada sumber daya penting energi yang terbarukan.
6.
Strategi Keberhasilan
Tiga Strategi Keberhasilan yang diterapkan di semua bidang kegiatan
perusahaan:
a. Berinvestasi pada Sumber Daya Manusia untuk mencapai tujuan
strategis.
b. Meningkatkan Pemanfaatan Teknologi untuk mencapai kinerja yang
unggul dan pertumbuhan yang tinggi.
c. Meningkatkan Kemampuan Organisasi (4+1) untuk menghasilkan
kinerja kelas dunia dalam bidang keunggulan operasi, pengurangan
biaya, pengelolaan aset/kapital, dan peningkatan keuntungan.
Universitas Sumatera Utara
Hal-hal pokok yang melandasi dan selaras dengan bisnis utama dan
strategi keberhasilan kami adalah rencana-rencana yang lebih rinci, taktik, dan
ukuran keberhasilan yang membimbing PT. Chevron Pacific Indonesia mencapai
sukses dalam setiap kegiatan bisnis yang jalankan. Rencana-rencana rinci tersebut
secara rutin terus diuji terhadap pesaing lain dan diperbarui agar selalu bisa
mencapai kinerja kompetitif yang berkelanjutan.
2.4.
Struktur Organisasi PT. Chevron Pacific Indonesia
Struktur Organisasi perusahaan yang dipakai PT. Chevron Pacific
Indonesia sedikit terlihat unik. Awalnya menggunakan struktur organisasi
perusahaan yang berlaku dikebanyakan perusaan, yaitu Line and Staff
Organization. Tetapi selanjutnya pada era globalisasi sekarang, PT. CPI dituntut
untuk menyesuaikan diri agar dapat bersaing dengan kompetitif.
Untuk menjawab tantangan tersebut, manejemen PT. CPI mengadakan
restrukturisasi organisasi sehingga mulai tanggal 11 Maret 1995 berubah kesistem
Strategic Business Unit (SBU) yang bersifat team kerja sesuai proses pekerjaan.
Dalam SBU ini dibentuk unit-unit yang terdiri dari tenaga kerja yang memiliki
disiplin ilmu dan keahlian tertentu. Dalam unit ini setiap anggota diarahkan pada
kerjasama team sebagai suatu kelompok kerja.
PT. CPI dipimpin oleh seorang President & Chairm of The Managing
Board yang berkedudukan di Jakarta. Dewan direksi lainnya adalah Executive
Vice President & Managing Director yang akan membawahi beberapa bagian
seperti Senior Vice President Sumatera , Publik Affairs Sumatera , Coorporate
Universitas Sumatera Utara
services, Coorporate Human Resource, Coorporate QI, Planing Budget
andInternal Audit.
Dengan Manajeman sistem SBU ini, otonomi tiap unit menjadi semakin
besar (desentralisasi), sehingga diharapkan effektifitas dan effisiensi perusahan
dengan semboyan “Our Journey To World Class Company” ini semakin tinggi.
Hal ini sangat perlu mengingat tingkat persaingan dan biaya produksi yang
semakin tinggi, sementara harga minyak dan cadangan minyak bumi semakin
menurun dan sulit di eksploitasi.
SBU yang terbentuk ada tujuh bagian, empat diantaranya bertanggung
jawab untuk mengembangkan dan mengelola ladang minyak di Riau (unit
produksi), yaitu:
1.
SBU Duri, merupakan penghasil minyak terbesar PT. CPI, yang memiliki
sistem injeksi uap terbesar di dunia. Wilayah operasinya meliputi lapangan
minyak Duri dan Kulin.
2.
SBU Minas, merupakan daerah lapangan minyak dengan kadar belerang
sangat rendah dan dikenal dengan Minas Crude. Minyak jenis ini sangat
digemari negara-negara industri yang mengimpor Sumatera Light Crude.
Wilayah operasinya meliputi lapangan Minas.
3.
SBU Bekasap (yang mengelola ladang bagian utara), dengan wilayah
operasinya meliputi area Petani, Bekasap, Bangko dan Balam.
4.
SBU Rumbai (yang mengelola ladang bagian selatan), dengan wilayah
operasi meliputi area Petapahan, Libo, Zamrud, dan Pedada. Untuk Area
Zamrud dan Pedada terhitung mulai Agustus 2002 Explorasinya telah
Universitas Sumatera Utara
diserahkan kepada Pemda Propinsi Riau yang dikelola oleh PT. Bumi Siak
Pusako (PT. BSP).
5.
SBU Exploration ang IT Support (merupakan SBU pendukung yang
bertanggung jawab terhadap eksplorasi di bagian tengah dan lepas pantai
barat Sumatera, operasi pengeboran, kontrak-kontrak jasa berskala besar,
pengembangan teknologi).
6.
SBU Support Operation (bertanggung jawab atas transportasi dan pengisian
minyak, pembangkit tenaga listrik, operasi perbaikan, dan jasa-jasa
transportasi angkutan darat dan laut).
7.
SBU Public Affairs (bertanggung jawab atas pengadaan barang-barang
umum, pembelian berkala tahunan, pengamanan, jasa perjalanan udara dan
kesehatan).
Dengan sistem SBU ini, sistem manajemennya memiliki level-level
tertentu dengan setiap SBU dipimpin oleh seorang Vice President yang dibantu
oleh beberapa manager. Manager dibantu oleh beberapa tim manager dan
dibawah tim manager terdapat beberapa orang tim leader .
Pada
tahun
2002
yang
lalu
PT.
CPI
kembali
merubah
struktur manajemennya menjadi IndoAsia Business Unit (IBU) sebagai hasil
merger antara Chevron dan Texaco dimana bentuk strukturnya hampir sama
dengan sistem SBU dan perubahan hanya terdapat pada sistem pemegang saham.
Struktur organisasi PT. CPI khususya Tim Gas Production System dapat dilihat
pada Gambar 2.4.
Universitas Sumatera Utara
Gambar 2.4. Struktur Organisasi di PT.CPI Khususya Facility Engineering
SLN Operation
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Chevron di Indonesia berkantor pusat di Senayan, Jakarta. Secara
garis besar struktur organisasi Chevron di Indonesia ini terbagi atas 3, yaitu :
1.
Chevron
Kalimantan
Operation,
berlokasi
di Kalimantan
Timur,
Balikpapan. Produksi berupa minyak dan gas.
2.
Chevron Geothermal, berlokasi di Drajad dan Gunung Salak. Produksi
berupa panas bumi sebagai pembangkit listrik.
3.
Chevron Pasific
Indonesia,
berlokasi di Duri, Rumbai, Sumatera,
menghasilkan minyak dan gas.
CICo dipimpin oleh seorang Managing Director , yang dibantu oleh
Executive Secretary yang
membawahi
seluruh
kegiatan
di Jakarta yang
berkoordinasi dengan Kalimantan, Sumatera dan Geothermal.
Universitas Sumatera Utara
Struktur organisasi CiCo Jakarta dapat dilihat pada Gambar 2.5.
Gambar 2.5. Struktur Organisasi Chevron IBU
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Pada
struktur
organisasi
Chevron IndoAsia Business Unit diatas
dipimpin oleh Managing Director , Shellebarger , Jeffreye dan
dibantu
oleh
Executive Assistant, Setiowati K.W Harjadi yang membawahi 10 departemen
dan President Director PT. CPI. Departemen
tersebut
antara
lain
Law
Department, IBU Policy, Government & Public Affair , Planning & Technology,
Business Services, Operation East Kalimantan, Commercial, Exploration,
Finance, GPO Executive, dan Corporate Internal Audit.
Berikut ini struktur organisasi PT. CPI khususnya Tim Contract &
Category Management dapat dilihat pada Gambar 2.6.
Universitas Sumatera Utara
Gambar 2.6. Struktur Organisasi CCM
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Di dalam CCM, terdapat tujuh kategori yang memiliki tanggung jawab
masing-masing, diantaranya yaitu :
1.
Capital Project (CPP)
CPP bertanggung jawab untuk mengelola dan memenuhi kebutuhan yang
berhubungan dengan kontrak-kontrak yang besar.
2.
Drilling & Completion (D&C)
D&C bertanggung jawab untuk memenuhi kebutuhan dalam operasi
pengeboran, seperti jasa pembuatan sumur, pompa, proses penyemenan, dll.
3.
Business Analyst & Technology Assesment
Business Analyst & Tech Assesment bertanggung jawab untuk membantu
manajer CCM dalam manajemen biaya dan penciptaan nilai, membantu
Universitas Sumatera Utara
manajer CCM dalam pengembangan atau pengelolaan rencana kategori dan
portfolio kontrak.
4.
Professional & Suport Service
Professional & Suport Service bertanggung jawab untuk untuk pengadaan
kontrak pekerja pihak ketiga.
5.
Quality Assurance/ Supplier Qualification/ Tender Process
a.
Quality Assurance (QA)
Quality Assurance bertanggung jawab untuk memastikan bahwa
barang-barang yang masuk sudah sesuai dengan spesifikasi yang
diinginkan user . Selain itu, tim penjaminan kualitas mempunyai
wewenang untuk menerima dan mereject barang yang tidak sesuai
dengan spesifikasi yang diinginkan user .
b.
Supplier Qualification (SQ)
Supplier
Qualification
bertanggung jawab untuk memfasilitasi
kualifikasi dari pemasok, seperti kapabilitas teknis dari supplier dan
memenuhi dengan spesifikasi kontrak.
c.
Tender Process (TP)
Tender Process bertanggung jawab untuk mengelola dokumen kontrak
dan sertifikat penjaminan dan asuransi, mengkoordinasikan semua
proses lelang dan administrasi, mengaudit arsip kontrak untuk
kelengkapan.
Universitas Sumatera Utara
6.
Logistics & Infrastructure
Logistics & Infrastructure bertanggung jawab untuk memenuhi semua
kebutuhan dalam operasi atau urusan logistik, seperti jasa akomodasi,
catering, perjalanan, penerbangan, pemeliharaan gedung, dll.
7.
Productions Operation & Equipment
Productions Operation & Equipment bertanggung jawab untuk pengadaan
barang barang perlengkapan yang dibutuhkan pada saat operasi.
2.5.
Kegiatan Operasi PT. Chevron Pacific Indonesia
Kegiatan operasi PT. Chevron Pacific Indonesia (CPI) Duri meliputi 3
tahap kegiatan, antara lain :
1.
Kegiatan Eksplorasi, yaitu suatu kegiatan untuk menemukan indikasi adanya
minyak di dalam perut bumi hingga dilakukan pengeboran.
2.
Kegiatan Eksploitasi, yaitu suatu kegiatan untuk mengambil minyak di
dalam perut bumi.
3.
Kegiatan Produksi, yaitu pengolahan minyak dari perut bumi berawal dari
well production hingga shipping line menuju tangki penyimpanan di Dumai.
Minyak mentah yang disalurkan ke Dumai harus memenuhi standar yang
telah ditentukan (kadar pasir dan air kurang dari 1 %).
Universitas Sumatera Utara
2.5.1. Eksplorasi
Pekerjaan eksplorasi yang pertama mencakup penelitian geologi beserta
pengeboran sumur dan penelitian seismik. Setelah hak untuk mengeksplorasi
diperoleh dari NPPM pada tahun 1936, aktivitas seismik dilakukan secara intensif
di Riau. Kegiatan eksplorasi ini dimulai dari daerah sepanjang sungai Rokan. Dari
pengamatan tahun 1936 dan1937, diyakini bahwa potensi minyak ditemukan di
daerah yang lebih keselatan. Eksplorasi pertama baru dilakukan pada tahun 1937,
dan pada tahun 1941 sudah mencapai kedalaman total 7.868,4 m.
Pengeboran dilanjutkan pada tahun 1938 didaerah Kubu, tetapi tidak ada
indikasi minyak akan ditemukan. Selang waktu antara tahun 1938 – 1944 ada
sembilan sumur yang berhasil ditemukan, yaitu sumur gas di Sebanga dan sumursumur minyak di Duri dan Minas. Penemuan sumur di Minas ini merupakan batu
loncatan dalam eksplorasi minyak di Sumatera Tengah, yang merangsang orang
untuk berusaha melakukan aktivitas-aktivitas eksplorasi di daerah baru ini.
Sebanga merupakan bukti bahwa Sumatera Tengah bukanlah “daerah kering”,
seperti yang dianggap banyak orang. Daerah Explorasi perusahaan dapat dilihat
pada Gambar 2.7.
Universitas Sumatera Utara
Gambar 2.7. Daerah Explorasi PT. CPI
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Setelah Perang Dunia II, PT. CPI kembali melanjutkan program eksplorasi
disamping
mengembangkan
Minas.
Enam
sumur
pengembangan
dapat
diselesaikan pada tahun 1950, dan data juga menunjukkan bahwa Minas juga
merupakan lapangan minyak yang sangat besar. Riset geologis dan pemetaan
permukaan dilakukan diseluruh daerah operasi pada tahun 1951, yang diikuti
dengan pengeboran dan observasi geologis empat tahun kemudian. Pada tahun
1958, PT.CPI mulai menggunakan helikopter untuk membantu bisnis minyaknya
di Indonesia. Penggunaan Helikopter ini menunjang peningkatan suplai dan
transportasi untuk sumber daya manusia yang melakukan observasi-observasi
geologis. Pada tahun 1990, pengeboran yang dilakukan telah menghasilkan 119
Universitas Sumatera Utara
penemuan sumur minyak dan gas, untuk produksi minyak telah menghasilkan 7
miliyar barrel.
Masa eksplorasi merupakan suatu masa pencarian minyak mentah
berdasarkan data yang sudah ada. Tahap eksplorasi dibagi atas dua metode, yaitu
metode geologi (geological method) dan metode geofisika (geophysical method) :
1.
2.
Metode geologi, terdiri atas :
a.
Areal Mapping.
b.
Field Geological Method .
c.
Surface Geological Method.
d.
Palaentological Method.
Metode geofisika, terdiri atas :
a.
Magnetic Method.
b.
Gravity Method.
c.
Seismic Method.
2.5.2. Eksploitasi
Eksploitasi adalah kegiatan pengambilan minyak dari temuan sumur –
sumur hasil kegiatan eksplorasi. Minyak yang dapat diproduksi adalah minyak
yang memiliki driving force atau driving mechanism sehingga minyak dapat
mengalir dari reservoir ke dalam well bore. Driving mechanism ini terdiri atas
dissolved gas drive, gas cap drive dan water drive. Masa produksi dapat dibagi
menjadi tiga tahap, yaitu :
Universitas Sumatera Utara
1.
Primary recovery
Pada awal produksi suatu reservoir, produksi minyak dan gas bumi terjadi
dengan bantuan energi alamiah (natural flow) yaitu produksi yang terjadi
karena daya dorong tenaga alam dan atau dapat pula karena pengangkatan
buatan (artificial lift) atau dengan bantuan pompa.
2.
a.
Flowing production (Produksi normal).
b.
Artificial lift production.
Secondary recovery (EOR)
Tekanan reservoir semakin lama akan semakin berkurang. Apabila tekanan
reservoir sudah tidak efektif lagi untuk mendorong fluida masuk ke dalam
sumur produksi, maka saat itu sumur tersebut membutuhkan energi
tambahan. Cara secondary recovery yang digunakan ada 2 macam, yaitu :
3.
a.
Injeksi Air / Water injection (water flooding).
b.
Injeksi Uap Air / Steam injection (steam flooding).
Tertiary recovery (EOR)
Terkadang primary dan secondary recovery tidak efektif lagi, padahal
minyak masih cukup banyak terkandung di dalam reservoir dan tersimpan di
celah-celah batuan atau terikat pada batuan. Untuk melarutkan dan
melepaskan hidrokarbon dari ikatannya dengan batuan maka digunakan zat
kimia. Bahan kimia yang biasa digunakan antara lain polimer berat,
surfactant, dan caustic.
Setelah langkah ketiga ini, maka minyak yang tertinggal dalam reservoir
sudah tidak ekonomis lagi untuk diproduksi sehingga sumur tersebut harus ditutup
Universitas Sumatera Utara
(end of field / abandonment). Untuk pengeboran terdiri dari tiga tahap, yaitu ;
Wildcat well, Development Drilling, Delineation Drilling.
2.5.3. Kegiatan Produksi
Setelah 17 tahun berproduksi, pada tanggal 4 Mei 1969 lapangan Minas
berhasil mencapai jumlah produksi akumulatif satu miliar dan menjadi lapangan
raksasa pertama di Asia sebelah Timur Iran dan ke -22 terbesar di dunia. Kegiatan
produksi adalah kegiatan pengambilan minyak dari temuan sumur-sumur hasil
kegiatan eksplorasi dengan menyalurkan melalui pipa-pipa. Hingga tahun 1990,
produksi akumulatif PT. CPI telah melebihi tujuh milyar barrel yang berasal dari
3237 sumur dan tersebar di sembilan puluh enam lapangan. Lapangan Minas
memberikan sumbangan terbesar. Lapangan minyak Minas menghasilkan Minas
Crude yang sangat digemari oleh negara-negara industri karena mengandung
kadar belerang yang rendah, sedangkan lapangan Duri menghasilkan minyak yang
dikenal dengan nama Sumatera Light Crude. Sampai tahun 1990, PT. CPI dewasa
ini menggunakan mercu bor untuk pengeboran eksplorasi dan pengembangan.
Untuk meningkatkan dan mempertahankan laju produksi maka tahun 1970
dan 1974 dilakukan program penyuntikan air (water flooding) masing-masing
dilapangan Minas dan lapangan Kota batak yang dilakukan secara peripheral.
Sementara itu dikembangkan pula metoda-metoda lain yang dikenal
dengan nama Enchanced Oil Recovery (EOR) pada tahun 1981, dengan
dimulainya menerapkan penyuntikan uap panas (steam flood) di seluruh lapangan
Duri atau Duri Steam Flood (DSF) yang telah dilakukan secara terpola. Proyek ini
Universitas Sumatera Utara
diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 3 Maret 1990 yang merupakan
proyek sejenis terbesar di dunia dengan menggunakan teknologi maju dan
pertama di Indonesia.
Ladang minyak Duri terletak di kabupaten Bengkalis kurang lebih 120 km
arah utara tahun 1941 dan berproduksi tahun 1958. Area yang produktif dari
ladang ini adalah sepanjang 18 km dan lebar 8 km tak jauh dari kompleks
perumahan CPI Duri. Pengembangan ladang Duri dilakukan dalam 13 area yang
dimulai dengan membangun konstruksi area pertama pada tahun 1981. Dalam
sepuluh tahun belakangan ini sudah dikembangkan delapan area. Pembangunan
juga mencakup fasilitas pendukung utama seperti Stasiun Pengumpul Minyak dan
Stasiun Pembangkit Uap.
Prediksi formasi minyak adalah dari minyak Miocene dan terkumpul
dalam tiga zone utama yang diduga berisi minyak komersil yaitu : Rindu, Pertama
dan Kedua. Sebuah area kecil dari ladang di bawah puncak juga berisi pasir yaitu
Baji, Jaga dan Dalam. Ketebalan rata-rata formasi 140 kaki dan kedalamannya
dari 340- 680 kaki. Pasirnya tidak mempunyai konsolidasi yang tinggi dengan
permeabilitas sekitar 2 darcies.
Simulasi Huff & Puff steam yang digunakan sejak pertengahan 1960 untuk
mempertinggi produksi minyak dengan mengurangi viskositas (kekentalan
minyak). Di tahun 1989 sebuah penelitian diadakan untuk membuktikan apakah
11 5/8 acre pola 7 titik adalah ukuran geometri pada pola ideal untuk
mengembangkan ladang yang mempunyai ketebalan pasir lebih dari 100 kaki
Universitas Sumatera Utara
dan15 ½ acre menggunakan pola 5 titik yang ideal untuk mengembangkan ladang
dimana ketebalan pasir antara 70 - 100 kaki.
Injeksi uap di area-1 dimulai tahun 1985, area-3 tahun 1988, area-4 tahun
1990 dan area-5 tahun 1992. Area percobaan steam flood adalah area-2 yang zona
pengujian original adalah di Kedua dengan dirubah ke penggenangan air panas
dan injeksi uap air dan dimulai pada lapisan yang paling atas pertama.
Tabel 2.1. Sejarah Proyek Injeksi Steam mulai dari First Production
tahun 1958 - 1999.
Kegiatan
Tahun
Discovery
1941
First production
1958
Water injection pilot
1960
First cyclic steaming
1967
Steam injection pilot and caustic study
1975
Simulation reservoir study
1981
Steam injection area 01
1985
Steam injection area 02
1986
Steam injection area 03
1988
Steam injection area 04
1990
Steam injection area 05
1992
Steam injection area 06
1994
Steam injection area 07
1996
Steam injection area 08
1997
Steam injection area 09
1999
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Universitas Sumatera Utara
Penggenangan air panas (hot water flood) di Kedua diakhiri tahun 1990
dengan reaksi atau respon yang jelek. Diakhir tahun 1990 minyak Duri Steam
Flood melebihi produksi minyak dari California Steam Flood field, Kern River
dan Belridge yang membuat proyek Duri menjadi ladang dari Steam Flood dunia.
Proyek Duri Steam Flood memiliki tujuan untuk memaksimalkan produksi
minyak mentah di ladang Duri untuk kemudian dijual ke pasaran melalui
pelabuhan yang ada di Dumai. area kota Pekanbaru, ibukota Propinsi Riau.
Ladang Duri ini ditemukan Menurut penelitian, ladang Duri memiliki 6,5 milyar
barrel minyak.
Di ladang minyak Duri ini dengan metode normal dapat diangkat 5-20%
dari total persediaan minyak mentah di Duri, sedangkan metode injeksi uap
(Steam Flood) dapat menghasilkan 50-70% minyak mentah.
2.5.3.1. Operasi Duri Steam Flood
Perjalanan minyak bumi sejak mulai diangkat dari perut bumi hingga
diekspor cukup panjang dan berliku-liku. Dengan sistem injeksi uap, proses
penambangan minyak mentah harus didukung berbagai fasilitas utama, seperti
Unit Stasiun Penguji, Stasiun Pengumpul Minyak, Stasiun Uap Selubung, Stasiun
Pembangkit Uap dan fasilitas pengolahan air. Semua fasilitas ini mempunyai
rangkaian hubungan yang erat antara satu dengan yang lain :
1.
Sumur Produksi (Production Well)
Sumur produksi adalah hasil pengeboran yang didalamnya terdapat
kandungan minyak mentah. Untuk mengangkat minyak mentah dari lapisan
Universitas Sumatera Utara
reservoir ke atas permukaan diperlukan pompa-pompa. Di ladang minyak
Duri, semua pompa angguk ini paling ekonomis, pompa angguk ini juga
paling cocok digunakan di ladang minyak Duri mengingat dangkalnya
lapisan reservoir, masalah pasir lepas dan kekentalan minyak mentah yang
dimiliki Duri.
2.
Stasiun Penguji Sumur (Well Test Station)
Stasiun ini menguji debit campuran minyak dan air yang keluar dari setiap
sumur produksi. Melalui pengujian ini maka dapat direkam di area mana
yang produksinya mulai melemah sehingga langkah-langkah perbaikan
dapat dilakukan sedini mungkin.
3.
Stasiun Pengumpul Uap Selubung (CVC Station)
Terdiri dari bejana untuk memisahkan uap dari cairan serta fasilitas kipas
pendingin, karena uap hasil keluaran proses penambangan masih
mengandung senyawa hidrokarbon (minyak bumi).
4.
Stasiun Pengumpul Minyak (Central Gathering Station (CGS)
Setelah diangkat ke permukaan bumi dari sumur-sumur produksi, minyak
bumi belum siap untuk diekspor karena masih mengandung air, gas dan
komponen lain yang terbawa saat produksi. Minyak sebelum dikirim k
Dumai terlebih dahulu disalurkan ke Stasiun Pengumpul. Di tempat ini
ketiga unsur minyak, gas dan air terproduksi dipisahkan dengan proses
sederhana.
Universitas Sumatera Utara
5.
Fasilitas Pengolahan Air (Water Treatment Plant)
Air yang berasal dari Stasiun Pengumpul dikirim ke Fasilitas Pengolahan
Air. Tambahan air yang lain didapat dari sungai Rangau. Fasilitas ini
memiliki tujuan untuk memurnikan air, yaitu dengan cara pemberian gas
(aerotion), penyaringan dan ion exchange. Melalui proses aeration pada air
maka minyak yang terdapat pada air akan berbusa di permukaan sehingga
dapat dipindahkan dengan cara skimming. Sedangkan untuk menghilangkan
sisa minyak dan bahan-bahan lainnya (kimia dan pasir) dilakukan
penyaringan. Ion Exchanger adalah proses dimana air itu dilembutkan.
Bahan-bahan kimia yang terlarut di air akan membentuk ion yang akan
dipindahkan saat air mengalir melalui ion exchanger (water softener ).
Setelah air dilembutkan kemudian dikirim ke Pembangkit Uap untuk
dijadikan uap.
6.
Stasiun Pembangkit Uap (Steam Generator )
Berfungsi untuk memanaskan air bersih hasil pengolahan Fasilitas
Pengolahan Air sehingga menjadi uap air (steam). Dalam prosesnya, air
dialirkan ke dalam pipa-pipa terpasang pada tabung-tabung bagian dalam
Unit Pembangkit Uap. Disinilah pipa air dipanaskan dalam suhu tinggi yang
berasal dari semburan api tabung pembangkit uap. Uap yang diproduksi oleh
stasiun bertekanan 800 psi dan suhu 550 derajat Fahrenheit langsung dikirim
ke sumur-sumur injeksi dengan sistem satu sumur injeksi uap dikelilingi
oleh empat, enam atau delapan sumur produksi, tergantung dari kondisi
geologis lapisan batuan. Sebagai penahan panas agar temperatur uap tidak
Universitas Sumatera Utara
turun selama di perjalanan maka pipa sumur injeksi selalu dibalut lapisan
isolasi berwarna perak.
7.
Sumur Injeksi (Injection well)
Uap yang dihasilkan oleh stasiun Pembangkit Uap ini dimasukkan kedalam
reservoir. Dengan cara ini uap yang diinjeksikan akan menggiring butiranbutiran minyak ke dalam sumur produksi. Kalau butiran minyak berkurang
maka kekentalannya akan berkurang juga, berarti tugas pompa angguk
bertambah ringan.
2.5.3.2. Penyaluran Minyak
Penyaluraan minyak mentah melalui jaringan pipa dari pusat produksi
umumnya bukan merupakan masalah dalam dunia perminyakan. Biasanya minyak
mentah dapat mengalir bebas didalam pipa pada suhu normal. Begitu pula
pengalaman PT.CPI dalam menyalurkan minyak yang telah dikeluarkan dari
sumur-sumur produksi ke stasiun-stasiun pengumpul untuk selanjutnya akan
dialirkan ke tangki-tangki penyimpanan di dermaga sebelum diekspor ke pasar
Internasional.
Tetapi permasalahan baru timbul bila minyak yang disalurkan tersebut
mengandung hidrokarbon berat (minyak kental). Keadaan inilah yang terjadi
ketika PT.CPI menangani penyaluran minyak dari lapangan-lapangan Beruk
Zamrud dan Waduk Libo. Minyak mentah dari Beruk Zamrud bertitik cair 470C
(1160F), sedangkan titik cair minyak mentah waduk Libo adalah 40,50C (1050F).
Universitas Sumatera Utara
Minyak yang keluar dari perut bumi tersebut dalam keadaan panas dan
menggelegak, akan tetapi temperatur tersebut akan segera turun setelah tiba
distasiun pengumpul.
2.5.3.3. Produk
Minyak mentah yang diproduksi oleh PT. CPI terdiri atas dua jenis, yaitu:
1.
Sumatera Light Crude Oil
Sumatera Light Crude Oil mempunyai kadar belerang yang rendah, API
yang tinggi sehingga lebih encer.
2.
Heavy Crude Oil atau Duri Crude Oil
Jenis minyak mentah ini hanya terdapat di lapangan minyak Duri yang
memiliki API rendah yaitu < 20.
Adapun produk lain yang dihasilkan, yaitu :
a.
Gas
Gas yang dihasilkan tidak untuk dijual, tapi digunakan sebagai bahan
bakar pembangkit listrik (PLTG) untuk memenuhi kebutuhan sendiri.
b.
Air
Air yang dihasilkan diolah dan digunakan untuk dijadikan steam untuk
diinjeksikan pada sumur injeksi, ataupun sebagai umpan dalam proses
pemisahan, dan juga untuk melalukan proses pencucian peralatan atau
tangki-tangki yang digunakan.
Universitas Sumatera Utara
2.5.3.4. Gas Plant System
Gas Plant adalah fasilitas produksi yang digunakan untuk memisahkan
gas dari uap air sehingga menghasilkan gas yang kering (dry gas) dan mempunyai
tekanan yang tinggi untuk dikirim ke fasilitas berikutnya (customer ). Penggunaan
utama gas alam adalah sebagai bahan bakar seperti bahan bakar pembangkit
listrik. Faktor-faktor seperti spesific gravity (SG), gross heating value (GHV)
sangat menentukan nilai jual dari gas alam tersebut. Nilai SG dan GHV sendiri
juga bergantung pada sumbernya (well) Semakin tinggi nilai GHV, maka nilai jual
dari gas jual dari gas alam tersebut akan semakin tinggi. Sementara harga specific
gravity (SG) berbanding lurus dengan nilai gross heating value (GHV), dimana
semakin besar SG nya, mutu gas alam tersebut juga akan semakin baik, begitu
pula sebaliknya.
Minyak dan gas dari beberapa sumber juga mengandung hidrogen sulfida
(H2S). Dalam standar kesehatan konsentrasi maksimum yang diizinkan dari
hidrogen sulfida di atmosfer adalah 0,01 mg/L. Produk pembakaran dari hidogen
sulfida yang sangat berbahaya adalah belerang dioksida (SO3), dengan konsentrasi
yang diizinkan dalam udara adalah 0,02 mg/L. Hidrogen sulfida dalam gas dan
dapat menyebabkan korosi pada peralatan, terutama jika gas tersebut juga
mengandung oksigen, karbon dioksida. Gas domestik seharusnya tidak lebih dari
2 gram hidrogen sulfida per 100 m3 gas pada suhu dan tekanan normal. Gas alam
dengan kandungan hidrogen sulfida dalam jumlah yang signifikan dinamakan
sour gas dan sering disebut juga sebagai "acid gas" yang berarti gas asam. Gas
jenis ini selain menyebabkan ledakan juga dapat menyebabkan tercekiknya
Universitas Sumatera Utara
pernafasan bahkan bisa menyebabkan kematian, karena dapat mengurangi
kandungan oksigen di udara dalam jumlah-jumlah tertentu. Gas alam yang telah
diproses dan siap untuk dipasarkan disebut sweet gas yang berarti gas bersih yang
bebas dari gas asam, yang bersifat tidak berasa dan tidak berbau.
Dalam proses pencairan gas alam, natural gas atau associated gas yang
diproduksi mengandung H2O, H2S, dan CO2, sebagai impurities dalam
pemrosesan gas. Maka kandungan impurities tersebut harus dihilangkan atau
minimal dikurangi prosentase kandungannya, sehingga dehydration menjadi tahap
awal proses pengolahan gas.
Proses dehydration secara umum bertujuan:
1.
Mencegah terjadinya free-water yang dapat membentuk hidrat pada bagian
pendinginan.
2.
Mencegah terjadinya korosi, akibat asam yang terbentuk dari free-water dan
H2S.
3.
Mencapai suatu kualitas gas yang diinginkan kandungan air pada suatu gas
tergantung dari temperatur, tekanan, komposisi gas, salinitas. Hidrat berfasa
solid terbentuk dari proses pengkristalan terhadap hidrokarbon ringan yang
mengandung air (free-water ). Hidrat ini dapat menutupi filter, menyumbat
tube, dan mengakibatkan jatuh tekanan (pressure drop).
Variabel-variabel kecepatan pembentukan hidrat:
1.
Tekanan. Makin tinggi tekanan makin cepat terbentuk hidrat.
2.
Temperatur. Makin rendah temperature makin cepat terbentuk hidrat.
Universitas Sumatera Utara
3.
Derajat agitasi. Adanya proses pengadukan mempercepat pembentukan
hidrat.
4.
Adanya tempat untuk terbentuknya kristal (misalnya elbow, bekas las, dll).
Adanya tonjolan akan memicu terbentuknya hidrat pertama kali. Hidrat
pada mulanya terbentuk ditempat yang tidak halus, misalnya pada bekas las pipa,
kemudian hidrat makin menumpuk di tempat tersebut dan akhirnya dapat
menyumbat pipa. Pembentukan hidrat dapat dicegah dengan cara mengurangi
kandungan uap air dalam unit dehidrator atau menginjeksikan glikol atau
methanol untuk mengikat air pada aliran gas.
Ada beberapa teknik dehidrasi antara lain :
1.
Absorbsi, menggunakan liquid dessicant, seperti glycol.
2.
Adsorpsi, menggunakan solid dessicant, seperti alumina dessicant.
Pemilihan proses dehidrasi adalah berdasarkan dew point yang diharapkan
dari proses tersebut dan nilai ekonomis.
Dew point dari glycol dehydration tergantung laju sirkulasi TEG dan
jumlah tahap kesetimbangan. Pada umumnya glycol dehydration dapat mencapai
dew point ±70°F. Glycol yang keluar dari proses dehydration (rich glycol) perlu di
regenerasi agar glycol tersebut dapat digunakan kembali (lean glycol). Proses
regenerasi glycol dilakukan dengan pemanasan sehingga air yang diikat glycol
menguap. Melalui regenerasi, dapat diperoleh glycol dengan kemurnian mencapai
98%. Design yang ekonomis adalah 2,5 gal TEG/lb H2O.
Universitas Sumatera Utara
Untuk Solid Desiccant Dehydration, dehidrasi tipe ini membutuhkan
minimum 2 tower , yang digunakan untuk proses adsorpsi dan proses regenerasi.
Proses regenerasi terjadi sebelum dessicant jenuh oleh air.
Terdapat 3 jenis solid dessicant yang sering dipakai, yaitu:
1.
Silica Gel, dapat mencapai dew point - 70°F s.d. -80°F.
2.
Allumina Desiccant, digunakan untuk proses dehidrasi gas mencapai dew
point 1000°F. Biasanya digunakan pada plant pengolahan LPG seperti di
LEX Plant.
3.
Molecular Sieve, merupakan dessicant dengan kemampuan menyerap air
terbesar, dew point yang dicapai lebih kecil dari –260°F, lebih mahal dari
tipe yang lain. Molecular sieve biasa digunakan pada plant pengolahan
LNG.
Proses dehidrasi di LEX Plant dilakukan di dalam unit dehydrator yang
terdiri dari 3 buah tower . Feed Gas Dehydrator V-41 A/B/C merupakan unit
untuk menghilangkan kandungan uap air dari feed gas menggunakan media
penyerap (adsorbent) alumina desiccant. Dehydrator ini berjalan dengan tiga
siklus operasi yaitu Lead, Guard, dan Regeneration yang diatur dengan Program
Cycle Controller (PCC) yang menggerakkan posisi buka tutup 34 valve yang
mengatur aliran feed gas maupun regeneration gas. Sepuluh valve berkorelasi
langsung dengan operasi masing-masing tower V-41 A/B/C, 3 valve (KV
25,26,27) untuk mengendalikan aliran dari regeneration gas pada siklus
pemanasan maupun pendinginan dan valve terakhir (KV 84) mengatur aliran Hot
Oil menuju Regeneration Gas Heater E-41. Sistem dehidrator ini terdiri dari :
Universitas Sumatera Utara
1.
Feed Gas Dehydrator (V-41 A/B/C), merupakan tempat terjadinya proses
penyerapan moisture yang ada dalam gas umpan. Pada unit ini terdapat
alumina desiccant sebagai media penyerap air (adsorbent). Sistem ini
dilengkapi dengan 34 valve untuk mengatur siklus operasi dari tower
tersebut yang diatur dengan Program Cycle Controller (PCC) yang dapat
dioperasikan secara otomatis maupun semi otomatis.
2.
Regeneration Gas Heater (E-41), suatu unit Heat Exchanger shell and tube
yang digunakan untuk memanaskan regeneration gas (C1) pada saat proses
regeneras alumina desiccant. Media pemanas yang digunakan adalah hot oil.
3.
Regeneration Gas Cooler (E-42), merupakan unit Air Cooled Heat
Exchanger untuk mendinginkan regeneration gas yang telah digunakan
untuk proses regenerasi alumina desiccant setelah keluar dari dehydr
GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN
2.1.
Sejarah PT. Chevron Pacific Indonesia
Berdirinya PT. Chevron Pacific Indonesia diawali dari eksplorasi minyak
di Pulau Sumatera, Jawa Timur, dan Kalimantan Timur pada tahun 1924 yang
dipimpin oleh Emerson M. Butterworth. PT. CPI berawal pada bulan Maret 1924,
saat dilakukannya upaya pencarian minyak oleh tim geologi Chevron
Corporation, saat itu bernama Standard Oil Company of California (SOCAL)
yang berlokasi di Sumatera Tengah, Kalimantan dan khususnya di daerah Aceh.
Usaha yang dilakukan oleh tim eksplorasi SOCAL tersebut, pernah terhenti
karena Indonesia pada waktu itu masih berada di bawah penjajahan Hindia
Belanda. Namun usaha eksplorasi tersebut tidak berhenti total karena pada bulan
Juni 1930 pemerintah Hindia Belanda memberi izin pengeboran minyak kepada
SOCAL, dengan menunjuk SOCAL sebagai „minority partner‟ dari suatu
perusahaan yang didirikan oleh pemerintahan Hindia Belanda dengan nama „N.V.
Nederlandsche Pacific Petroleum Maatschappij‟ (NPPM).
Pada tahun 1935, terjadi suatu perkembangan baru yang sangat penting
dalam sejarah keberadaan PT. Chevron Pacific Indonesia. Pada tahun tersebut,
SOCAL mendapat tawaran dari pemerintah Hindia Belanda untuk mengeksplorasi
minyak di kawasan Sumatera Tengah dengan tanah seluas ± 600.000 hektar.
Tawaran pemerintah Hindia Belanda itu tetap diterima pihak SOCAL walaupun
kandungan potensial minyak di Sumatera Tengah belum banyak dieksplorasi dan
Universitas Sumatera Utara
masih dianggap kurang memberikan harapan bagi pemerintah Hindia Belanda.
Disamping itu daerah yang ditawarkan merupakan daerah yang sebenarnya tidak
dikehendaki oleh SOCAL, tetapi kegiatan eksplorasi tetap dijalankan pada daerah
tersebut. SOCAL bekerja sama dengan perusahaan minyak Amerika lain yaitu
TEXACO (Texas Oil Company) untuk mengeksplorasi wilayah itu. Pada bulan
Juli 1936, SOCAL dan TEXACO mendirikan perusahaan minyak bernama
CALTEX (California Texas Petroleum Corporation), bersamaan dengan
ditemukannya cadangan minyak bumi pertama kali di Sebanga.
Hasil penelitian kegiatan geofisika yang dilakukan sekitar tahun 1936 –
1937 mengindikasikan bahwa prospek minyak yang lebih besar terletak di daerah
selatan, sehingga atas permintaan Chevron daerah kerjanya diubah seperti
sekarang yaitu berbentuk Kangguru menghadap ke barat. Pekerjaan eksplorasi
yang pertama mencakup penelitian geologis beserta pengeboran sumur dan
penelitian seismik. Penelitian seismik dilakukan tahun 1937–1941 dengan
melakukan pengeboran pada lokasi–lokasi yang terpencar pada kedalaman 26.208
feet (7.862,4 m). Kegiatan eksplorasi untuk pertama kali dilakukan pada bulan
April 1939 di daerah lapangan Kubu I.
Pada bulan Agustus 1940 ditemukan lapangan minyak bumi di Sebanga
merupakan penemuan pertama di daerah Riau. Pada bulan November 1940
ditemukan lagi lapangan minyak baru di daerah Rantau Bais dan pada bulan
Maret 1941 di daerah Duri. Pada tahun 1942 Mercu Bor siap dipasang di lapangan
minyak di Minas I, akan tetapi karena pecahnya Perang Dunia Kedua (PD II) di
Universitas Sumatera Utara
Indonesia maka kegiatan pemasangan Mercu Bor tersebut terhenti. Kegiatan
eksplorasi pada tahun selanjutnya dilakukan oleh Jepang.
Setelah berakhirnya perang, kegiatan eksplorasi dipusatkan bagi
pengembangan lapangan Minas. Pada tahun 1950, Pemerintah Republik Indonesia
mulai mempelajari dan menyusun suatu undang–undang yang berkaitan dengan
pertambangan. Dari hasil undang–undang pertambangan yang telah dibentuk,
maka pada bulan Januari 1951 Pemerintah Republik Indonesia memberi izin atas
berdirinya ‟Caltex Pacific Oil Company‟ (CPOC) untuk melanjutkan kegiatan
SOCAL.
Setelah setahun CPOC memproduksi minyak bumi di lapangan Minas
maka pada tanggal 20 April 1952 diadakanlah pengapalan pertama Minas ‟Crude‟
dari Perawang menyusuri sungai Siak menuju Pakning di Selat Malaka. Hasil dari
ekspor tersebut antara lain adalah pengembangan lapangan Duri, pembangunan
jalan dan pemasangan ‟shippingline‟ (pipa saluran) yang mempunyai diameter 60
dan 70 cm sepanjang 120 km dari Minas melintasi rawa sampai ke Dumai,
mencakup pula pembangunan ‟gathering station‟ (stasiun pengumpul) dan stasiun
pompa pusat serta kompleks perumahan dan perbengkelan di Duri dan Dumai.
Menjelang tahun 1958, produksi minyak Chevron telah mencapai 200.000
BOPD. Upaya menasionalisasikan perusahaan minyak asing di Indonesia diatur
dalam Undang-Undang No. 44 tahun 1960. Berdasarkan UU tersebut ditetapkan
bahwa semua kegiatan penambangan minyak dan gas bumi di Indonesia hanya
dilakukan oleh perusahaan tambang minyak nasional (PERTAMINA). Pada tahun
Universitas Sumatera Utara
1963, Chevron menjadi badan hukum di Indonesia dengan kepemilikan saham
terdiri atas 50% SOCAL dan 50% TEXACO Inc.
Ladang minyak Duri memberikan sumbangan sebesar 8% dan 42% total
produksi minyak Indonesia. PT. CPI pernah mengalami penurunan produksi sejak
tahun 1964. Penurunan produksi dari ladang minyak Duri sangat memprihatinkan,
karena hal ini sangat berpengaruh pada ‟economic life expectancy‟ dari
perusahaan. Untuk mengatasi masalah tersebut PT. CPI menciptakan proyek
injeksi uap di ladang minyak Duri. Proyek ini diresmikan oleh Presiden Soeharto
pada bulan Maret 1991. Injeksi uap ini merupakan teknologi perminyakan
generasi ketiga dari PT. CPI yang mutakhir dan dapat mempermudah penyedotan
minyak dari perut bumi. Dengan menerapkan teknologi baru tersebut, PT. CPI
mengharapkan produksi minyak dari ladang minyak Duri dapat dilipatgandakan.
Rancangan injeksi uap ini diterapkan secara efektif pada ladang minyak
dengan pola yang bervariasi, diantaranya pola tujuh titik (‟inverted 7– spot‟),
yaitu satu sumur injeksi untuk enam sumur produksi, pola lima titik (‟inverted 5–
spot‟) dan pola sembilan titik (‟inverted 9-spot‟). Pada tahun 1960, pemerintah
Indonesia memberlakukan undang–undang No. 44 tahun 1960 mengenai
pengaturan dana pembagian wilayah kerja CPOC, yaitu seluruh wilayah konsesi
NPPM (Rokan I Block dan Rokan III Block seluas 9.030 km2) dikembalikan oleh
Chevron pada pemerintah RI, tetapi pelaksanaan operasi wilayah tetap dikerjakan
oleh Chevron yang pada tahun 1963 menjadi badan hukum dengan nama PT.
Chevron Pacific Indonesia (PT. CPI), dimana 100% sahamnya tetap dimiliki
secara patungan oleh Chevron (nama baru dari SOCAL) dan TEXACO Inc.
Universitas Sumatera Utara
Pada bulan September 1963, diadakanlah “Perjanjian Karya” yang
ditandatangani antar perusahaan negara dan perusahaan asing yang termasuk
didalamnya PT. CPI dan Pertamina. Isi perjanjian tersebut menyatakan bahwa
wilayah PT. CPI adalah wilayah Kangguru seluas 9.030 km2. Perjanjian yang
diadakan pertama kali yaitu pada tahun 1963 untuk jangka waktu selama 30 tahun
dengan menyatakan wilayah kerja PT. CPI meliputi wilayah Blok A, B, C dan D
seluas 12.328 km2. Setelah memperoleh tambahan daerah seluas 4.300 km2, maka
pada tahun 1968 sebagian wilayah Blok A dan D serta keseluruhan wilayah Blok
C (seluruhnya 32,6% dari daerah asal) diserahkan kembali ke pemerintah
Indonesia, sedangkan pengembalian daerah–daerah berikutnya dilakukan pada
tahun 1973 dan 1978.
Penandatanganan dua perjanjian C & T yang berdasarkan kontrak bagi
hasil (CPS) dilakukan pada tanggal 7 Agustus 1971 yaitu ‟Coastal Plain
Pekanbaru Block‟ seluas 21.975 km2 dan pada bulan Januari 1975 yaitu ‟Mount
Front Kuantan Block‟ seluas 6.865 km2. Wilayah kerja sebelumnya yang dikenal
dengan sebutan ”Kanggaroo Block” seluas 9.030 km2 diperpanjang masa
operasinya sampai 8 Agustus 2001. Rasio pembagian untuk kontrak bagi hasil
yang disepakati sampai saat ini antara Pertamina dan PT. CPI adalah 88% dan
12% ditambah dengan ketentuan khusus berupa fleksibilitas bagi PT. CPI untuk
hal-hal tertentu.
Dibandingkan dengan 52 kontraktor minyak lainnya, PT. CPI merupakan
kontraktor minyak yang terbesar. Produksi minyak mentah PT. CPI mencapai
65,8% pada tahun 1974 dan menurun menjadi 46,5% pada tahun 1990. Meskipun
Universitas Sumatera Utara
terjadi penurunan produksi PT. CPI tetap menguasai pangsa produksi sebesar
75%, berbeda dengan Pertamina dan Unocal yang mengalami penurunan produksi
besar-besaran.
Setelah dilakukan pengembalian beberapa daerah dari wilayah kerja secara
bertahap, sekarang ‟Coastal Plain Pekanbaru Block‟ hanya seluas 9.996 km2.
Tahun 1979 hingga tahun 1991 dilakukan penambahan kontrak–kontrak baru oleh
PT. CPI yaitu sebagai berikut :
1.
‟Joint Venture‟ dengan Pertamina pada tahun 1976 yaitu meliputi daerah
‟Jambi Selatan Block D‟ seluas 5.826 km2 dan dikembalikan keseluruhannya
pada tahun 1988.
2.
Kontrak Bagi Hasil (CPS) untuk wilayah ‟Singkarak Block‟ pada tahun 1981
seluas 7.163 km2 di daerah Sumatera Barat dan wilayah pantai Daerah
Istimewa Aceh, yang kemudian dikembalikan pada bulan Mei 1986.
3.
Kontrak bagi hasil „Nias Block‟ pada tahun 1981 seluas 16.166 km2.
4.
Perpanjangan perjanjian karya menjadi bentuk kontrak bagi hasil (CPS)
untuk wilayah „Siak Block‟ selama 20 tahun terhitung mulai tanggal 28
November 1993 dengan luas wilayah kerja 8.314 km2 .
5.
Kontrak Bagi Hasil (CPS) untuk wilayah „Langsa Block‟ pada tahun 1981
seluas 7.080 km2 di Selat Malaka.
Pada tanggal 10 Oktober 2001, dua buah kekuatan besar Chevron dan
Texaco yang selama ini dikenal sebagai pemilik saham yang terpisah bersatu,
maka didirikanlah sebuah perusahaan Chevron Texaco. Sejak saat itu manajemen
Chevron juga ikut berubah menjadi IndoAsia Business Unit (IBU). Setelah
Universitas Sumatera Utara
mengakuisisi Unocal pada 10 Agustus 2004, pada tanggal 9 Mei 2005 nama
Chevron Texaco Corp. berubah kembali menjadi Chevron Corp. Pada 16
September 2005, PT. Caltex Pacific Indonesia pun mengubah namanya menjadi
PT. Chevron Pacific Indonesia. Baik Chevron Pacific Indonesia maupun Caltex
Pacific Indonesia memiliki singkatan yang sama, yaitu CPI. Digram sejarah PT.
Chevron Pacific Indonesia Dapat dilihat pada Gambar 2.1.
1200
1 MM BOPD in
May ‘73
MBOPD
BBO
10.5 BBO
(2004)
1100
12
1000
500
5
6
2
1
7 SW
PT CALTEX
PACIFIC
INDONESIA
TERTIARYRE
9
COVERY
8
CP
IC
7
CPP
6
Duri
Discovered
5
Major fields : Bangko,
Petani, Bekasap, Pematang,
Kotabatak, etc..
Duri started
production
400
Minas
Discovered
300
7
UM
.P
RO
D.
First Minas
Oil Shipped
(15 MBOPD)
SOCAL & TEXACO
Established
CALTEX
600
3
10
8
9 NE
4
9
800
700
11
13
10
Geological Survey
SOCAL team arrived in
Sumatra
900
11
12
S CU
MINA
MNS
4 BBO
(1997)
M
200
Duri
Production
32 MBOPD
100
4
OD.
. PR
3
2
DSF Project
dedicated
1
0
2010
2000
1990
1967
1963
1952
1954
1941
1944
1936
1924
0
Gambar 2.1. Sejarah PT. Chevron Pacific Indonesia (CPI)
Sumber : Data PT. CPI, 2015
2.2.
Wilayah Operasi PT.Chevron Pacific Indonesia
Daerah kerja PT. CPI yang memiliki daerah eksplorasi seluas 9.030 km2
dikenal dengan nama “Kanggaroo Block” terletak di Kabupaten Bengkalis. Selain
mengerjakan daerah sendiri, PT. CPI juga bertindak sebagai operator bagi
Calasiatic/Chevron dan Topco/Texaco (C&T) perusahaan dimiliki oleh Chevron
dan Texaco.
Universitas Sumatera Utara
Area operasi PT. CPI saat ini terdiri dari lapangan Duri yang satu-satunya
wilayah yang memproduksi minyak beart (heavy oil) sebanyak kurang lebih
200.000 BOPD, dan area operasi minyak ringan yang terdiri dari Sumatera bagian
utara yang meliputi Bangko, Balam, Bekasap, Petani, dan sumatera bagian selatan
yang meliputi minas, Libo, Petapahan, yang secara keseluruhan memproduksi
minyak ringan sebanyak kurang lebih 250.000 BOPD. Untuk lebih jelasnya dapat
dilihat pada Gambar 2.2.
MALAYS
INDONES
RUP AT
IS LAND
N
B A NG K O
S IAK BL OC K
SI
AK
BL
O
CK
K s
DUM
(CPP)
BE NGK AL IS
IS LAND
COASTAL PLAIN
( CPP )
S IAK BL OCK
ROKAN BL OCK
D UR I
PADANG
IS LAND
RANGS ANG
IS L AND
BE KAS AP
L IB O
MO
UN
TA
(M
I
FKNFR
) ON
T
TEB ING TINGGI
IS LAND
COASTAL PLAIN
( CPP )
K O T AB AT AK
MIN A S
(CPP)
PE KANBARU
( CPP )
Z AMR UD
PEKANBA
INDE X MAP
L EGEND
ROKANBLOCK
SIAK BLOCK
CPP BLOCK
MFK BLOCK
Area
Producing
Production
Contract
Name
Fields
1999 (BOPD)
Expiration
Rokan Block
76
672,407
08 / 2021
Siak Block
4
2,613
11 / 2013
CPP Block
25
70,150
08 / 2001
MFK Block
1
737
01 / 2005
TOTAL
106
745,907
KUANTAN
( MF K )
Gambar 2.2. Peta Daerah Operasi PT. Chevron Pacific Indonesia
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Berdasarkan luas operasi dan kondisi geografis yang ada serta
pertimbangan efisiensi dalam pengoperasian, maka PT. CPI membagi lokasi
daerah operasi menjadi 6 distrik yaitu :
Universitas Sumatera Utara
1.
Distrik Jakarta, Merupakan kantor pusat tempat kedudukan President &
Chairman of The Managing Board untuk wilayah Indonesia.
2.
Distrik Rumbai, Merupakan kantor pusat yang menangani berbagai kegiatan
untuk seluruh wilayah Sumatera.
3.
Distrik Minas, merupakan daerah operasi produksi minyak (sekitar 30 km
dari Distrik Rumbai). Daerah eksplorasi ini disebut Sumatera Light South
(SLS), yang memiliki 800 well masih aktif, dengan 6 Gathering Station
(GS).
4.
Distrik Duri, merupakan daerah operasi produksi minyak (sekitar 112 km
dari Distrik Rumbai). Daerah eksplorasi ini disebut Sumatera Light North
(SLN) dapat dilihat pada Gambar 2.3 dan terdapat Duri Steam-Flood.
Universitas Sumatera Utara
Gambar 2.3. Wilayah Operasi (Sumatera Ligth North ) PT.CPI
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Universitas Sumatera Utara
5.
Distrik Dumai, merupakan pelabuhan tempat pemasaran/pengapalan minyak
mentah untuk diekspor (sekitar 184 km dari distrik Rumbai).
6.
Distrik Operasi Bekasap, merupakan daerah eksplorasi minyak.
Saat ini wilayah operasi yang tersisa berdasarkan konsensi terbaru adalah
blok Rokan dan blok Siak. Untuk perluasan ladang minyak Duri dilakukan dalam
13 area yang dimulai dengan membangun konstruksi area pertama pada tahun
1981. Saat ini, PT. CPI telah berhasil mengoperasikan area 1 sampai area 10
sedangkan untuk area 11, 12, dan 13 masih dalam tahap pengembangan.
Pembangunan juga mencakup fasilitas pendukung utama seperti stasiun
pengumpul minyak dan stasiun pembangkit uap, sampai saat ini telah ada 5
stasiun pengumpul (CGS) yaitu CGS 1, 3, 4, 5, dan 10.
2.3.
Visi dan Misi, Nilai Dasar dan Strategi PT. Chevron Pacific Indonesia
2.3.1. Visi Misi
Pada bulan Januari 1992, diadakan sarasehan dengan melibatkan semua
jajaran manajemen PT. Chevron Pacific Indonesia yang bertujuan mematangkan
visi, misi dan nilai-nilai yang dirumuskan secara tegas dan tertulis.
Adapun visi PT. CPI, yaitu :
“To Be the Indonesian Energy Company most admired for its People,
Partnership, and Performance.”
Visi inilah yang menjadi gerak langkah PT. CPI untuk berkiprah dalam
pembangunan nasional di Indonesia. Visi ini tidaklah lengkap tanpa didukung
oleh suatu misi. Misi dari PT. CPI, yaitu :
Universitas Sumatera Utara
1.
As a Business Partner with GOI, CPI will add value by Effectively Exploring
for and Developing Hydrocarbons for the Benefit of Indonesia and CPI‟s
Shareholders.
2.
CPI
will
Independently
Pursue
Other
Energy
Related
Business
Opportunities by Leveraging its Resources to Assure Continued Value
Addition and Growth.
Misi ini merupakan tujuan yang ingin dicapai oleh perusahaan yang
diharapkan akan membangun pemahaman yang sama bagi setiap pihak yang
bekerja atau berinteraksi dengannya.
Enam nilai pokok yang harus dijunjung tinggi segenap pimpinan dan
karyawan PT. Chevron Pacific Indonesia adalah :
1.
Memenuhi semua perundangan dan peraturan yang berlaku.
2.
Menjunjung standar etika yang paling tinggi.
3.
Memberlakukan karyawan sebagai sumber daya yang paling berharga.
4.
Memelihara lingkungan yang sehat dan aman bagi karyawan, kontraktor dan
keluarganya.
5.
Menjaga
kelestarian
lingkungan
dan
mendukung
pengembangan
masyarakat.
6.
Menjadikan peningkatan mutu yang berkesinambungan sebagai falsafah
hidup.
Universitas Sumatera Utara
2.3.2. Nilai-Nilai Pokok PT. Chevron Pacific Indonesia
Nilai-nilai yang dianut oleh PT. Chevron Pacific Indonesia antara lain:
1.
Integritas
PT. Chevron Pacific Indonesia dalam melaksanakan operasinya bersikap
jujur, dan selalu berusaha konsisten dengan ucapannya.
2.
Kepercayaan
PT.
Chevron
Pacific
Indonesia
mempunyai
prinsip
untuk
saling
mempercayai, menghormati, mendukung dan berusaha untuk mendapatkan
kepercayaan diri dari rekan sekerja dan mitra usaha.
3.
Keragaman
PT. Chevron Pacific Indonesia belajar menjunjung tinggi ideologi dan
budaya dimana PT. Chevron Pacific Indonesia bekerja dan menghormati
perbedaan yang ada.
4.
Kemitraan
PT. Chevron Pacific Indonesia memiliki tekad yang konsisten untuk menjadi
mitra usaha yang baik bagi pemerintah, perusahaan lain, pelangganpelanggan PT. CPI, masyarakat dan sesama rekan kerja.
5.
Kinerja yang unggul
PT. Chevron Pacific Indonesia memiliki tekad untuk stay ahead (tetap
unggul) dalam setiap hal yang dilakukan, dan berupaya keras untuk terus
memperbaiki diri.
Universitas Sumatera Utara
6.
Tanggung jawab
PT. Chevron Pacific Indonesia bertanggung jawab, baik secara perorangan
maupun sebagai kelompok untuk setiap hal yang dikerjakan maupun untuk
setiap tindakan yang dilakukan.
7.
Pertumbuhan
PT. Chevron Pacific Indonesia menyukai perubahan yang mendukung
pembaharuan dan kemajuan, serta berusaha mencari dan mengejar
kesempatan. Seiring berjalannya waktu PT. CPI akan selalu inovatif dalam
bekerja.
8.
Perlindungan terhadap manusia dan lingkungan
PT. Chevron Pacific Indonesia memberikan perlindungan keselamatan kerja
dan kesehatan, baik terhadap manusia maupun lingkungan.
2.3.3. Rencana Strategi Perusahaan
Rencana Strategi PT. Chevron Pacific Indonesia menjabarkan visi PT.
Chevron Pacific Indonesia menjadi tindakan. Rencana strategis tersebut
menyelaraskan dan mengintegrasikan organisasi PT. Chevron Pacific Indonesia,
menumbuhkan keyakinan, dan membedakan PT. Chevron Pacific Indonesia dari
para pesaing.
1.
Strategi Bisnis Utama
Strategi
bisnis
utama
PT.
Chevron
Pacific
Indonesia
adalah
mengembangkan posisi terintegrasi di wilayah-wilayah yang sedang tumbuh
di dunia.
Universitas Sumatera Utara
2.
Operasi Hulu Global
Memiliki pertumbuhan yang menguntungkan dalam kegiatan bisnis inti dan
membangun posisi legendaris yang baru.
3.
Operasi Gas Global
Mengomersialkan kepemilikan sumber gas PT. Chevron Pacific Indonesia
dan mengembangkan bisnis gas global yang berdampak tinggi.
4.
Operasi Hilir Global
Meningkatkan penghasilan dari bisnis inti dan pertumbuhan selektif dengan
fokus pada penciptaan nilai yang terintegrasi.
5.
Energi Yang Terbarukan
Berinvestasi pada teknologi bagi energi yang terbarukan dan merebut posisi
menguntungkan pada sumber daya penting energi yang terbarukan.
6.
Strategi Keberhasilan
Tiga Strategi Keberhasilan yang diterapkan di semua bidang kegiatan
perusahaan:
a. Berinvestasi pada Sumber Daya Manusia untuk mencapai tujuan
strategis.
b. Meningkatkan Pemanfaatan Teknologi untuk mencapai kinerja yang
unggul dan pertumbuhan yang tinggi.
c. Meningkatkan Kemampuan Organisasi (4+1) untuk menghasilkan
kinerja kelas dunia dalam bidang keunggulan operasi, pengurangan
biaya, pengelolaan aset/kapital, dan peningkatan keuntungan.
Universitas Sumatera Utara
Hal-hal pokok yang melandasi dan selaras dengan bisnis utama dan
strategi keberhasilan kami adalah rencana-rencana yang lebih rinci, taktik, dan
ukuran keberhasilan yang membimbing PT. Chevron Pacific Indonesia mencapai
sukses dalam setiap kegiatan bisnis yang jalankan. Rencana-rencana rinci tersebut
secara rutin terus diuji terhadap pesaing lain dan diperbarui agar selalu bisa
mencapai kinerja kompetitif yang berkelanjutan.
2.4.
Struktur Organisasi PT. Chevron Pacific Indonesia
Struktur Organisasi perusahaan yang dipakai PT. Chevron Pacific
Indonesia sedikit terlihat unik. Awalnya menggunakan struktur organisasi
perusahaan yang berlaku dikebanyakan perusaan, yaitu Line and Staff
Organization. Tetapi selanjutnya pada era globalisasi sekarang, PT. CPI dituntut
untuk menyesuaikan diri agar dapat bersaing dengan kompetitif.
Untuk menjawab tantangan tersebut, manejemen PT. CPI mengadakan
restrukturisasi organisasi sehingga mulai tanggal 11 Maret 1995 berubah kesistem
Strategic Business Unit (SBU) yang bersifat team kerja sesuai proses pekerjaan.
Dalam SBU ini dibentuk unit-unit yang terdiri dari tenaga kerja yang memiliki
disiplin ilmu dan keahlian tertentu. Dalam unit ini setiap anggota diarahkan pada
kerjasama team sebagai suatu kelompok kerja.
PT. CPI dipimpin oleh seorang President & Chairm of The Managing
Board yang berkedudukan di Jakarta. Dewan direksi lainnya adalah Executive
Vice President & Managing Director yang akan membawahi beberapa bagian
seperti Senior Vice President Sumatera , Publik Affairs Sumatera , Coorporate
Universitas Sumatera Utara
services, Coorporate Human Resource, Coorporate QI, Planing Budget
andInternal Audit.
Dengan Manajeman sistem SBU ini, otonomi tiap unit menjadi semakin
besar (desentralisasi), sehingga diharapkan effektifitas dan effisiensi perusahan
dengan semboyan “Our Journey To World Class Company” ini semakin tinggi.
Hal ini sangat perlu mengingat tingkat persaingan dan biaya produksi yang
semakin tinggi, sementara harga minyak dan cadangan minyak bumi semakin
menurun dan sulit di eksploitasi.
SBU yang terbentuk ada tujuh bagian, empat diantaranya bertanggung
jawab untuk mengembangkan dan mengelola ladang minyak di Riau (unit
produksi), yaitu:
1.
SBU Duri, merupakan penghasil minyak terbesar PT. CPI, yang memiliki
sistem injeksi uap terbesar di dunia. Wilayah operasinya meliputi lapangan
minyak Duri dan Kulin.
2.
SBU Minas, merupakan daerah lapangan minyak dengan kadar belerang
sangat rendah dan dikenal dengan Minas Crude. Minyak jenis ini sangat
digemari negara-negara industri yang mengimpor Sumatera Light Crude.
Wilayah operasinya meliputi lapangan Minas.
3.
SBU Bekasap (yang mengelola ladang bagian utara), dengan wilayah
operasinya meliputi area Petani, Bekasap, Bangko dan Balam.
4.
SBU Rumbai (yang mengelola ladang bagian selatan), dengan wilayah
operasi meliputi area Petapahan, Libo, Zamrud, dan Pedada. Untuk Area
Zamrud dan Pedada terhitung mulai Agustus 2002 Explorasinya telah
Universitas Sumatera Utara
diserahkan kepada Pemda Propinsi Riau yang dikelola oleh PT. Bumi Siak
Pusako (PT. BSP).
5.
SBU Exploration ang IT Support (merupakan SBU pendukung yang
bertanggung jawab terhadap eksplorasi di bagian tengah dan lepas pantai
barat Sumatera, operasi pengeboran, kontrak-kontrak jasa berskala besar,
pengembangan teknologi).
6.
SBU Support Operation (bertanggung jawab atas transportasi dan pengisian
minyak, pembangkit tenaga listrik, operasi perbaikan, dan jasa-jasa
transportasi angkutan darat dan laut).
7.
SBU Public Affairs (bertanggung jawab atas pengadaan barang-barang
umum, pembelian berkala tahunan, pengamanan, jasa perjalanan udara dan
kesehatan).
Dengan sistem SBU ini, sistem manajemennya memiliki level-level
tertentu dengan setiap SBU dipimpin oleh seorang Vice President yang dibantu
oleh beberapa manager. Manager dibantu oleh beberapa tim manager dan
dibawah tim manager terdapat beberapa orang tim leader .
Pada
tahun
2002
yang
lalu
PT.
CPI
kembali
merubah
struktur manajemennya menjadi IndoAsia Business Unit (IBU) sebagai hasil
merger antara Chevron dan Texaco dimana bentuk strukturnya hampir sama
dengan sistem SBU dan perubahan hanya terdapat pada sistem pemegang saham.
Struktur organisasi PT. CPI khususya Tim Gas Production System dapat dilihat
pada Gambar 2.4.
Universitas Sumatera Utara
Gambar 2.4. Struktur Organisasi di PT.CPI Khususya Facility Engineering
SLN Operation
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Chevron di Indonesia berkantor pusat di Senayan, Jakarta. Secara
garis besar struktur organisasi Chevron di Indonesia ini terbagi atas 3, yaitu :
1.
Chevron
Kalimantan
Operation,
berlokasi
di Kalimantan
Timur,
Balikpapan. Produksi berupa minyak dan gas.
2.
Chevron Geothermal, berlokasi di Drajad dan Gunung Salak. Produksi
berupa panas bumi sebagai pembangkit listrik.
3.
Chevron Pasific
Indonesia,
berlokasi di Duri, Rumbai, Sumatera,
menghasilkan minyak dan gas.
CICo dipimpin oleh seorang Managing Director , yang dibantu oleh
Executive Secretary yang
membawahi
seluruh
kegiatan
di Jakarta yang
berkoordinasi dengan Kalimantan, Sumatera dan Geothermal.
Universitas Sumatera Utara
Struktur organisasi CiCo Jakarta dapat dilihat pada Gambar 2.5.
Gambar 2.5. Struktur Organisasi Chevron IBU
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Pada
struktur
organisasi
Chevron IndoAsia Business Unit diatas
dipimpin oleh Managing Director , Shellebarger , Jeffreye dan
dibantu
oleh
Executive Assistant, Setiowati K.W Harjadi yang membawahi 10 departemen
dan President Director PT. CPI. Departemen
tersebut
antara
lain
Law
Department, IBU Policy, Government & Public Affair , Planning & Technology,
Business Services, Operation East Kalimantan, Commercial, Exploration,
Finance, GPO Executive, dan Corporate Internal Audit.
Berikut ini struktur organisasi PT. CPI khususnya Tim Contract &
Category Management dapat dilihat pada Gambar 2.6.
Universitas Sumatera Utara
Gambar 2.6. Struktur Organisasi CCM
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Di dalam CCM, terdapat tujuh kategori yang memiliki tanggung jawab
masing-masing, diantaranya yaitu :
1.
Capital Project (CPP)
CPP bertanggung jawab untuk mengelola dan memenuhi kebutuhan yang
berhubungan dengan kontrak-kontrak yang besar.
2.
Drilling & Completion (D&C)
D&C bertanggung jawab untuk memenuhi kebutuhan dalam operasi
pengeboran, seperti jasa pembuatan sumur, pompa, proses penyemenan, dll.
3.
Business Analyst & Technology Assesment
Business Analyst & Tech Assesment bertanggung jawab untuk membantu
manajer CCM dalam manajemen biaya dan penciptaan nilai, membantu
Universitas Sumatera Utara
manajer CCM dalam pengembangan atau pengelolaan rencana kategori dan
portfolio kontrak.
4.
Professional & Suport Service
Professional & Suport Service bertanggung jawab untuk untuk pengadaan
kontrak pekerja pihak ketiga.
5.
Quality Assurance/ Supplier Qualification/ Tender Process
a.
Quality Assurance (QA)
Quality Assurance bertanggung jawab untuk memastikan bahwa
barang-barang yang masuk sudah sesuai dengan spesifikasi yang
diinginkan user . Selain itu, tim penjaminan kualitas mempunyai
wewenang untuk menerima dan mereject barang yang tidak sesuai
dengan spesifikasi yang diinginkan user .
b.
Supplier Qualification (SQ)
Supplier
Qualification
bertanggung jawab untuk memfasilitasi
kualifikasi dari pemasok, seperti kapabilitas teknis dari supplier dan
memenuhi dengan spesifikasi kontrak.
c.
Tender Process (TP)
Tender Process bertanggung jawab untuk mengelola dokumen kontrak
dan sertifikat penjaminan dan asuransi, mengkoordinasikan semua
proses lelang dan administrasi, mengaudit arsip kontrak untuk
kelengkapan.
Universitas Sumatera Utara
6.
Logistics & Infrastructure
Logistics & Infrastructure bertanggung jawab untuk memenuhi semua
kebutuhan dalam operasi atau urusan logistik, seperti jasa akomodasi,
catering, perjalanan, penerbangan, pemeliharaan gedung, dll.
7.
Productions Operation & Equipment
Productions Operation & Equipment bertanggung jawab untuk pengadaan
barang barang perlengkapan yang dibutuhkan pada saat operasi.
2.5.
Kegiatan Operasi PT. Chevron Pacific Indonesia
Kegiatan operasi PT. Chevron Pacific Indonesia (CPI) Duri meliputi 3
tahap kegiatan, antara lain :
1.
Kegiatan Eksplorasi, yaitu suatu kegiatan untuk menemukan indikasi adanya
minyak di dalam perut bumi hingga dilakukan pengeboran.
2.
Kegiatan Eksploitasi, yaitu suatu kegiatan untuk mengambil minyak di
dalam perut bumi.
3.
Kegiatan Produksi, yaitu pengolahan minyak dari perut bumi berawal dari
well production hingga shipping line menuju tangki penyimpanan di Dumai.
Minyak mentah yang disalurkan ke Dumai harus memenuhi standar yang
telah ditentukan (kadar pasir dan air kurang dari 1 %).
Universitas Sumatera Utara
2.5.1. Eksplorasi
Pekerjaan eksplorasi yang pertama mencakup penelitian geologi beserta
pengeboran sumur dan penelitian seismik. Setelah hak untuk mengeksplorasi
diperoleh dari NPPM pada tahun 1936, aktivitas seismik dilakukan secara intensif
di Riau. Kegiatan eksplorasi ini dimulai dari daerah sepanjang sungai Rokan. Dari
pengamatan tahun 1936 dan1937, diyakini bahwa potensi minyak ditemukan di
daerah yang lebih keselatan. Eksplorasi pertama baru dilakukan pada tahun 1937,
dan pada tahun 1941 sudah mencapai kedalaman total 7.868,4 m.
Pengeboran dilanjutkan pada tahun 1938 didaerah Kubu, tetapi tidak ada
indikasi minyak akan ditemukan. Selang waktu antara tahun 1938 – 1944 ada
sembilan sumur yang berhasil ditemukan, yaitu sumur gas di Sebanga dan sumursumur minyak di Duri dan Minas. Penemuan sumur di Minas ini merupakan batu
loncatan dalam eksplorasi minyak di Sumatera Tengah, yang merangsang orang
untuk berusaha melakukan aktivitas-aktivitas eksplorasi di daerah baru ini.
Sebanga merupakan bukti bahwa Sumatera Tengah bukanlah “daerah kering”,
seperti yang dianggap banyak orang. Daerah Explorasi perusahaan dapat dilihat
pada Gambar 2.7.
Universitas Sumatera Utara
Gambar 2.7. Daerah Explorasi PT. CPI
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Setelah Perang Dunia II, PT. CPI kembali melanjutkan program eksplorasi
disamping
mengembangkan
Minas.
Enam
sumur
pengembangan
dapat
diselesaikan pada tahun 1950, dan data juga menunjukkan bahwa Minas juga
merupakan lapangan minyak yang sangat besar. Riset geologis dan pemetaan
permukaan dilakukan diseluruh daerah operasi pada tahun 1951, yang diikuti
dengan pengeboran dan observasi geologis empat tahun kemudian. Pada tahun
1958, PT.CPI mulai menggunakan helikopter untuk membantu bisnis minyaknya
di Indonesia. Penggunaan Helikopter ini menunjang peningkatan suplai dan
transportasi untuk sumber daya manusia yang melakukan observasi-observasi
geologis. Pada tahun 1990, pengeboran yang dilakukan telah menghasilkan 119
Universitas Sumatera Utara
penemuan sumur minyak dan gas, untuk produksi minyak telah menghasilkan 7
miliyar barrel.
Masa eksplorasi merupakan suatu masa pencarian minyak mentah
berdasarkan data yang sudah ada. Tahap eksplorasi dibagi atas dua metode, yaitu
metode geologi (geological method) dan metode geofisika (geophysical method) :
1.
2.
Metode geologi, terdiri atas :
a.
Areal Mapping.
b.
Field Geological Method .
c.
Surface Geological Method.
d.
Palaentological Method.
Metode geofisika, terdiri atas :
a.
Magnetic Method.
b.
Gravity Method.
c.
Seismic Method.
2.5.2. Eksploitasi
Eksploitasi adalah kegiatan pengambilan minyak dari temuan sumur –
sumur hasil kegiatan eksplorasi. Minyak yang dapat diproduksi adalah minyak
yang memiliki driving force atau driving mechanism sehingga minyak dapat
mengalir dari reservoir ke dalam well bore. Driving mechanism ini terdiri atas
dissolved gas drive, gas cap drive dan water drive. Masa produksi dapat dibagi
menjadi tiga tahap, yaitu :
Universitas Sumatera Utara
1.
Primary recovery
Pada awal produksi suatu reservoir, produksi minyak dan gas bumi terjadi
dengan bantuan energi alamiah (natural flow) yaitu produksi yang terjadi
karena daya dorong tenaga alam dan atau dapat pula karena pengangkatan
buatan (artificial lift) atau dengan bantuan pompa.
2.
a.
Flowing production (Produksi normal).
b.
Artificial lift production.
Secondary recovery (EOR)
Tekanan reservoir semakin lama akan semakin berkurang. Apabila tekanan
reservoir sudah tidak efektif lagi untuk mendorong fluida masuk ke dalam
sumur produksi, maka saat itu sumur tersebut membutuhkan energi
tambahan. Cara secondary recovery yang digunakan ada 2 macam, yaitu :
3.
a.
Injeksi Air / Water injection (water flooding).
b.
Injeksi Uap Air / Steam injection (steam flooding).
Tertiary recovery (EOR)
Terkadang primary dan secondary recovery tidak efektif lagi, padahal
minyak masih cukup banyak terkandung di dalam reservoir dan tersimpan di
celah-celah batuan atau terikat pada batuan. Untuk melarutkan dan
melepaskan hidrokarbon dari ikatannya dengan batuan maka digunakan zat
kimia. Bahan kimia yang biasa digunakan antara lain polimer berat,
surfactant, dan caustic.
Setelah langkah ketiga ini, maka minyak yang tertinggal dalam reservoir
sudah tidak ekonomis lagi untuk diproduksi sehingga sumur tersebut harus ditutup
Universitas Sumatera Utara
(end of field / abandonment). Untuk pengeboran terdiri dari tiga tahap, yaitu ;
Wildcat well, Development Drilling, Delineation Drilling.
2.5.3. Kegiatan Produksi
Setelah 17 tahun berproduksi, pada tanggal 4 Mei 1969 lapangan Minas
berhasil mencapai jumlah produksi akumulatif satu miliar dan menjadi lapangan
raksasa pertama di Asia sebelah Timur Iran dan ke -22 terbesar di dunia. Kegiatan
produksi adalah kegiatan pengambilan minyak dari temuan sumur-sumur hasil
kegiatan eksplorasi dengan menyalurkan melalui pipa-pipa. Hingga tahun 1990,
produksi akumulatif PT. CPI telah melebihi tujuh milyar barrel yang berasal dari
3237 sumur dan tersebar di sembilan puluh enam lapangan. Lapangan Minas
memberikan sumbangan terbesar. Lapangan minyak Minas menghasilkan Minas
Crude yang sangat digemari oleh negara-negara industri karena mengandung
kadar belerang yang rendah, sedangkan lapangan Duri menghasilkan minyak yang
dikenal dengan nama Sumatera Light Crude. Sampai tahun 1990, PT. CPI dewasa
ini menggunakan mercu bor untuk pengeboran eksplorasi dan pengembangan.
Untuk meningkatkan dan mempertahankan laju produksi maka tahun 1970
dan 1974 dilakukan program penyuntikan air (water flooding) masing-masing
dilapangan Minas dan lapangan Kota batak yang dilakukan secara peripheral.
Sementara itu dikembangkan pula metoda-metoda lain yang dikenal
dengan nama Enchanced Oil Recovery (EOR) pada tahun 1981, dengan
dimulainya menerapkan penyuntikan uap panas (steam flood) di seluruh lapangan
Duri atau Duri Steam Flood (DSF) yang telah dilakukan secara terpola. Proyek ini
Universitas Sumatera Utara
diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 3 Maret 1990 yang merupakan
proyek sejenis terbesar di dunia dengan menggunakan teknologi maju dan
pertama di Indonesia.
Ladang minyak Duri terletak di kabupaten Bengkalis kurang lebih 120 km
arah utara tahun 1941 dan berproduksi tahun 1958. Area yang produktif dari
ladang ini adalah sepanjang 18 km dan lebar 8 km tak jauh dari kompleks
perumahan CPI Duri. Pengembangan ladang Duri dilakukan dalam 13 area yang
dimulai dengan membangun konstruksi area pertama pada tahun 1981. Dalam
sepuluh tahun belakangan ini sudah dikembangkan delapan area. Pembangunan
juga mencakup fasilitas pendukung utama seperti Stasiun Pengumpul Minyak dan
Stasiun Pembangkit Uap.
Prediksi formasi minyak adalah dari minyak Miocene dan terkumpul
dalam tiga zone utama yang diduga berisi minyak komersil yaitu : Rindu, Pertama
dan Kedua. Sebuah area kecil dari ladang di bawah puncak juga berisi pasir yaitu
Baji, Jaga dan Dalam. Ketebalan rata-rata formasi 140 kaki dan kedalamannya
dari 340- 680 kaki. Pasirnya tidak mempunyai konsolidasi yang tinggi dengan
permeabilitas sekitar 2 darcies.
Simulasi Huff & Puff steam yang digunakan sejak pertengahan 1960 untuk
mempertinggi produksi minyak dengan mengurangi viskositas (kekentalan
minyak). Di tahun 1989 sebuah penelitian diadakan untuk membuktikan apakah
11 5/8 acre pola 7 titik adalah ukuran geometri pada pola ideal untuk
mengembangkan ladang yang mempunyai ketebalan pasir lebih dari 100 kaki
Universitas Sumatera Utara
dan15 ½ acre menggunakan pola 5 titik yang ideal untuk mengembangkan ladang
dimana ketebalan pasir antara 70 - 100 kaki.
Injeksi uap di area-1 dimulai tahun 1985, area-3 tahun 1988, area-4 tahun
1990 dan area-5 tahun 1992. Area percobaan steam flood adalah area-2 yang zona
pengujian original adalah di Kedua dengan dirubah ke penggenangan air panas
dan injeksi uap air dan dimulai pada lapisan yang paling atas pertama.
Tabel 2.1. Sejarah Proyek Injeksi Steam mulai dari First Production
tahun 1958 - 1999.
Kegiatan
Tahun
Discovery
1941
First production
1958
Water injection pilot
1960
First cyclic steaming
1967
Steam injection pilot and caustic study
1975
Simulation reservoir study
1981
Steam injection area 01
1985
Steam injection area 02
1986
Steam injection area 03
1988
Steam injection area 04
1990
Steam injection area 05
1992
Steam injection area 06
1994
Steam injection area 07
1996
Steam injection area 08
1997
Steam injection area 09
1999
Sumber : Data PT. CPI, 2015
Universitas Sumatera Utara
Penggenangan air panas (hot water flood) di Kedua diakhiri tahun 1990
dengan reaksi atau respon yang jelek. Diakhir tahun 1990 minyak Duri Steam
Flood melebihi produksi minyak dari California Steam Flood field, Kern River
dan Belridge yang membuat proyek Duri menjadi ladang dari Steam Flood dunia.
Proyek Duri Steam Flood memiliki tujuan untuk memaksimalkan produksi
minyak mentah di ladang Duri untuk kemudian dijual ke pasaran melalui
pelabuhan yang ada di Dumai. area kota Pekanbaru, ibukota Propinsi Riau.
Ladang Duri ini ditemukan Menurut penelitian, ladang Duri memiliki 6,5 milyar
barrel minyak.
Di ladang minyak Duri ini dengan metode normal dapat diangkat 5-20%
dari total persediaan minyak mentah di Duri, sedangkan metode injeksi uap
(Steam Flood) dapat menghasilkan 50-70% minyak mentah.
2.5.3.1. Operasi Duri Steam Flood
Perjalanan minyak bumi sejak mulai diangkat dari perut bumi hingga
diekspor cukup panjang dan berliku-liku. Dengan sistem injeksi uap, proses
penambangan minyak mentah harus didukung berbagai fasilitas utama, seperti
Unit Stasiun Penguji, Stasiun Pengumpul Minyak, Stasiun Uap Selubung, Stasiun
Pembangkit Uap dan fasilitas pengolahan air. Semua fasilitas ini mempunyai
rangkaian hubungan yang erat antara satu dengan yang lain :
1.
Sumur Produksi (Production Well)
Sumur produksi adalah hasil pengeboran yang didalamnya terdapat
kandungan minyak mentah. Untuk mengangkat minyak mentah dari lapisan
Universitas Sumatera Utara
reservoir ke atas permukaan diperlukan pompa-pompa. Di ladang minyak
Duri, semua pompa angguk ini paling ekonomis, pompa angguk ini juga
paling cocok digunakan di ladang minyak Duri mengingat dangkalnya
lapisan reservoir, masalah pasir lepas dan kekentalan minyak mentah yang
dimiliki Duri.
2.
Stasiun Penguji Sumur (Well Test Station)
Stasiun ini menguji debit campuran minyak dan air yang keluar dari setiap
sumur produksi. Melalui pengujian ini maka dapat direkam di area mana
yang produksinya mulai melemah sehingga langkah-langkah perbaikan
dapat dilakukan sedini mungkin.
3.
Stasiun Pengumpul Uap Selubung (CVC Station)
Terdiri dari bejana untuk memisahkan uap dari cairan serta fasilitas kipas
pendingin, karena uap hasil keluaran proses penambangan masih
mengandung senyawa hidrokarbon (minyak bumi).
4.
Stasiun Pengumpul Minyak (Central Gathering Station (CGS)
Setelah diangkat ke permukaan bumi dari sumur-sumur produksi, minyak
bumi belum siap untuk diekspor karena masih mengandung air, gas dan
komponen lain yang terbawa saat produksi. Minyak sebelum dikirim k
Dumai terlebih dahulu disalurkan ke Stasiun Pengumpul. Di tempat ini
ketiga unsur minyak, gas dan air terproduksi dipisahkan dengan proses
sederhana.
Universitas Sumatera Utara
5.
Fasilitas Pengolahan Air (Water Treatment Plant)
Air yang berasal dari Stasiun Pengumpul dikirim ke Fasilitas Pengolahan
Air. Tambahan air yang lain didapat dari sungai Rangau. Fasilitas ini
memiliki tujuan untuk memurnikan air, yaitu dengan cara pemberian gas
(aerotion), penyaringan dan ion exchange. Melalui proses aeration pada air
maka minyak yang terdapat pada air akan berbusa di permukaan sehingga
dapat dipindahkan dengan cara skimming. Sedangkan untuk menghilangkan
sisa minyak dan bahan-bahan lainnya (kimia dan pasir) dilakukan
penyaringan. Ion Exchanger adalah proses dimana air itu dilembutkan.
Bahan-bahan kimia yang terlarut di air akan membentuk ion yang akan
dipindahkan saat air mengalir melalui ion exchanger (water softener ).
Setelah air dilembutkan kemudian dikirim ke Pembangkit Uap untuk
dijadikan uap.
6.
Stasiun Pembangkit Uap (Steam Generator )
Berfungsi untuk memanaskan air bersih hasil pengolahan Fasilitas
Pengolahan Air sehingga menjadi uap air (steam). Dalam prosesnya, air
dialirkan ke dalam pipa-pipa terpasang pada tabung-tabung bagian dalam
Unit Pembangkit Uap. Disinilah pipa air dipanaskan dalam suhu tinggi yang
berasal dari semburan api tabung pembangkit uap. Uap yang diproduksi oleh
stasiun bertekanan 800 psi dan suhu 550 derajat Fahrenheit langsung dikirim
ke sumur-sumur injeksi dengan sistem satu sumur injeksi uap dikelilingi
oleh empat, enam atau delapan sumur produksi, tergantung dari kondisi
geologis lapisan batuan. Sebagai penahan panas agar temperatur uap tidak
Universitas Sumatera Utara
turun selama di perjalanan maka pipa sumur injeksi selalu dibalut lapisan
isolasi berwarna perak.
7.
Sumur Injeksi (Injection well)
Uap yang dihasilkan oleh stasiun Pembangkit Uap ini dimasukkan kedalam
reservoir. Dengan cara ini uap yang diinjeksikan akan menggiring butiranbutiran minyak ke dalam sumur produksi. Kalau butiran minyak berkurang
maka kekentalannya akan berkurang juga, berarti tugas pompa angguk
bertambah ringan.
2.5.3.2. Penyaluran Minyak
Penyaluraan minyak mentah melalui jaringan pipa dari pusat produksi
umumnya bukan merupakan masalah dalam dunia perminyakan. Biasanya minyak
mentah dapat mengalir bebas didalam pipa pada suhu normal. Begitu pula
pengalaman PT.CPI dalam menyalurkan minyak yang telah dikeluarkan dari
sumur-sumur produksi ke stasiun-stasiun pengumpul untuk selanjutnya akan
dialirkan ke tangki-tangki penyimpanan di dermaga sebelum diekspor ke pasar
Internasional.
Tetapi permasalahan baru timbul bila minyak yang disalurkan tersebut
mengandung hidrokarbon berat (minyak kental). Keadaan inilah yang terjadi
ketika PT.CPI menangani penyaluran minyak dari lapangan-lapangan Beruk
Zamrud dan Waduk Libo. Minyak mentah dari Beruk Zamrud bertitik cair 470C
(1160F), sedangkan titik cair minyak mentah waduk Libo adalah 40,50C (1050F).
Universitas Sumatera Utara
Minyak yang keluar dari perut bumi tersebut dalam keadaan panas dan
menggelegak, akan tetapi temperatur tersebut akan segera turun setelah tiba
distasiun pengumpul.
2.5.3.3. Produk
Minyak mentah yang diproduksi oleh PT. CPI terdiri atas dua jenis, yaitu:
1.
Sumatera Light Crude Oil
Sumatera Light Crude Oil mempunyai kadar belerang yang rendah, API
yang tinggi sehingga lebih encer.
2.
Heavy Crude Oil atau Duri Crude Oil
Jenis minyak mentah ini hanya terdapat di lapangan minyak Duri yang
memiliki API rendah yaitu < 20.
Adapun produk lain yang dihasilkan, yaitu :
a.
Gas
Gas yang dihasilkan tidak untuk dijual, tapi digunakan sebagai bahan
bakar pembangkit listrik (PLTG) untuk memenuhi kebutuhan sendiri.
b.
Air
Air yang dihasilkan diolah dan digunakan untuk dijadikan steam untuk
diinjeksikan pada sumur injeksi, ataupun sebagai umpan dalam proses
pemisahan, dan juga untuk melalukan proses pencucian peralatan atau
tangki-tangki yang digunakan.
Universitas Sumatera Utara
2.5.3.4. Gas Plant System
Gas Plant adalah fasilitas produksi yang digunakan untuk memisahkan
gas dari uap air sehingga menghasilkan gas yang kering (dry gas) dan mempunyai
tekanan yang tinggi untuk dikirim ke fasilitas berikutnya (customer ). Penggunaan
utama gas alam adalah sebagai bahan bakar seperti bahan bakar pembangkit
listrik. Faktor-faktor seperti spesific gravity (SG), gross heating value (GHV)
sangat menentukan nilai jual dari gas alam tersebut. Nilai SG dan GHV sendiri
juga bergantung pada sumbernya (well) Semakin tinggi nilai GHV, maka nilai jual
dari gas jual dari gas alam tersebut akan semakin tinggi. Sementara harga specific
gravity (SG) berbanding lurus dengan nilai gross heating value (GHV), dimana
semakin besar SG nya, mutu gas alam tersebut juga akan semakin baik, begitu
pula sebaliknya.
Minyak dan gas dari beberapa sumber juga mengandung hidrogen sulfida
(H2S). Dalam standar kesehatan konsentrasi maksimum yang diizinkan dari
hidrogen sulfida di atmosfer adalah 0,01 mg/L. Produk pembakaran dari hidogen
sulfida yang sangat berbahaya adalah belerang dioksida (SO3), dengan konsentrasi
yang diizinkan dalam udara adalah 0,02 mg/L. Hidrogen sulfida dalam gas dan
dapat menyebabkan korosi pada peralatan, terutama jika gas tersebut juga
mengandung oksigen, karbon dioksida. Gas domestik seharusnya tidak lebih dari
2 gram hidrogen sulfida per 100 m3 gas pada suhu dan tekanan normal. Gas alam
dengan kandungan hidrogen sulfida dalam jumlah yang signifikan dinamakan
sour gas dan sering disebut juga sebagai "acid gas" yang berarti gas asam. Gas
jenis ini selain menyebabkan ledakan juga dapat menyebabkan tercekiknya
Universitas Sumatera Utara
pernafasan bahkan bisa menyebabkan kematian, karena dapat mengurangi
kandungan oksigen di udara dalam jumlah-jumlah tertentu. Gas alam yang telah
diproses dan siap untuk dipasarkan disebut sweet gas yang berarti gas bersih yang
bebas dari gas asam, yang bersifat tidak berasa dan tidak berbau.
Dalam proses pencairan gas alam, natural gas atau associated gas yang
diproduksi mengandung H2O, H2S, dan CO2, sebagai impurities dalam
pemrosesan gas. Maka kandungan impurities tersebut harus dihilangkan atau
minimal dikurangi prosentase kandungannya, sehingga dehydration menjadi tahap
awal proses pengolahan gas.
Proses dehydration secara umum bertujuan:
1.
Mencegah terjadinya free-water yang dapat membentuk hidrat pada bagian
pendinginan.
2.
Mencegah terjadinya korosi, akibat asam yang terbentuk dari free-water dan
H2S.
3.
Mencapai suatu kualitas gas yang diinginkan kandungan air pada suatu gas
tergantung dari temperatur, tekanan, komposisi gas, salinitas. Hidrat berfasa
solid terbentuk dari proses pengkristalan terhadap hidrokarbon ringan yang
mengandung air (free-water ). Hidrat ini dapat menutupi filter, menyumbat
tube, dan mengakibatkan jatuh tekanan (pressure drop).
Variabel-variabel kecepatan pembentukan hidrat:
1.
Tekanan. Makin tinggi tekanan makin cepat terbentuk hidrat.
2.
Temperatur. Makin rendah temperature makin cepat terbentuk hidrat.
Universitas Sumatera Utara
3.
Derajat agitasi. Adanya proses pengadukan mempercepat pembentukan
hidrat.
4.
Adanya tempat untuk terbentuknya kristal (misalnya elbow, bekas las, dll).
Adanya tonjolan akan memicu terbentuknya hidrat pertama kali. Hidrat
pada mulanya terbentuk ditempat yang tidak halus, misalnya pada bekas las pipa,
kemudian hidrat makin menumpuk di tempat tersebut dan akhirnya dapat
menyumbat pipa. Pembentukan hidrat dapat dicegah dengan cara mengurangi
kandungan uap air dalam unit dehidrator atau menginjeksikan glikol atau
methanol untuk mengikat air pada aliran gas.
Ada beberapa teknik dehidrasi antara lain :
1.
Absorbsi, menggunakan liquid dessicant, seperti glycol.
2.
Adsorpsi, menggunakan solid dessicant, seperti alumina dessicant.
Pemilihan proses dehidrasi adalah berdasarkan dew point yang diharapkan
dari proses tersebut dan nilai ekonomis.
Dew point dari glycol dehydration tergantung laju sirkulasi TEG dan
jumlah tahap kesetimbangan. Pada umumnya glycol dehydration dapat mencapai
dew point ±70°F. Glycol yang keluar dari proses dehydration (rich glycol) perlu di
regenerasi agar glycol tersebut dapat digunakan kembali (lean glycol). Proses
regenerasi glycol dilakukan dengan pemanasan sehingga air yang diikat glycol
menguap. Melalui regenerasi, dapat diperoleh glycol dengan kemurnian mencapai
98%. Design yang ekonomis adalah 2,5 gal TEG/lb H2O.
Universitas Sumatera Utara
Untuk Solid Desiccant Dehydration, dehidrasi tipe ini membutuhkan
minimum 2 tower , yang digunakan untuk proses adsorpsi dan proses regenerasi.
Proses regenerasi terjadi sebelum dessicant jenuh oleh air.
Terdapat 3 jenis solid dessicant yang sering dipakai, yaitu:
1.
Silica Gel, dapat mencapai dew point - 70°F s.d. -80°F.
2.
Allumina Desiccant, digunakan untuk proses dehidrasi gas mencapai dew
point 1000°F. Biasanya digunakan pada plant pengolahan LPG seperti di
LEX Plant.
3.
Molecular Sieve, merupakan dessicant dengan kemampuan menyerap air
terbesar, dew point yang dicapai lebih kecil dari –260°F, lebih mahal dari
tipe yang lain. Molecular sieve biasa digunakan pada plant pengolahan
LNG.
Proses dehidrasi di LEX Plant dilakukan di dalam unit dehydrator yang
terdiri dari 3 buah tower . Feed Gas Dehydrator V-41 A/B/C merupakan unit
untuk menghilangkan kandungan uap air dari feed gas menggunakan media
penyerap (adsorbent) alumina desiccant. Dehydrator ini berjalan dengan tiga
siklus operasi yaitu Lead, Guard, dan Regeneration yang diatur dengan Program
Cycle Controller (PCC) yang menggerakkan posisi buka tutup 34 valve yang
mengatur aliran feed gas maupun regeneration gas. Sepuluh valve berkorelasi
langsung dengan operasi masing-masing tower V-41 A/B/C, 3 valve (KV
25,26,27) untuk mengendalikan aliran dari regeneration gas pada siklus
pemanasan maupun pendinginan dan valve terakhir (KV 84) mengatur aliran Hot
Oil menuju Regeneration Gas Heater E-41. Sistem dehidrator ini terdiri dari :
Universitas Sumatera Utara
1.
Feed Gas Dehydrator (V-41 A/B/C), merupakan tempat terjadinya proses
penyerapan moisture yang ada dalam gas umpan. Pada unit ini terdapat
alumina desiccant sebagai media penyerap air (adsorbent). Sistem ini
dilengkapi dengan 34 valve untuk mengatur siklus operasi dari tower
tersebut yang diatur dengan Program Cycle Controller (PCC) yang dapat
dioperasikan secara otomatis maupun semi otomatis.
2.
Regeneration Gas Heater (E-41), suatu unit Heat Exchanger shell and tube
yang digunakan untuk memanaskan regeneration gas (C1) pada saat proses
regeneras alumina desiccant. Media pemanas yang digunakan adalah hot oil.
3.
Regeneration Gas Cooler (E-42), merupakan unit Air Cooled Heat
Exchanger untuk mendinginkan regeneration gas yang telah digunakan
untuk proses regenerasi alumina desiccant setelah keluar dari dehydr