BAB II GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN

Transkripsi

1 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 ± hektar. Tawaran pemerintah Hindia Belanda itu tetap diterima pihak SOCAL walaupun kandungan potensial minyak di Sumatera Tengah belum banyak dieksplorasi dan

2 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 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 dengan melakukan pengeboran pada lokasi lokasi yang terpencar pada kedalaman 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

3 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 BOPD. Upaya menasionalisasikan perusahaan minyak asing di Indonesia diatur dalam Undang-Undang No. 44 tahun Berdasarkan UU tersebut ditetapkan bahwa semua kegiatan penambangan minyak dan gas bumi di Indonesia hanya dilakukan oleh perusahaan tambang minyak nasional (PERTAMINA). Pada tahun

4 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 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 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 km 2 ) 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.

5 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 km 2. 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 km 2. Setelah memperoleh tambahan daerah seluas km 2, 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 Penandatanganan dua perjanjian C & T yang berdasarkan kontrak bagi hasil (CPS) dilakukan pada tanggal 7 Agustus 1971 yaitu Coastal Plain Pekanbaru Block seluas km 2 dan pada bulan Januari 1975 yaitu Mount Front Kuantan Block seluas km 2. Wilayah kerja sebelumnya yang dikenal dengan sebutan Kanggaroo Block seluas km 2 diperpanjang masa operasinya sampai 8 Agustus 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 Meskipun

6 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 km 2. 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 km 2 dan dikembalikan keseluruhannya pada tahun Kontrak Bagi Hasil (CPS) untuk wilayah Singkarak Block pada tahun 1981 seluas km 2 di daerah Sumatera Barat dan wilayah pantai Daerah Istimewa Aceh, yang kemudian dikembalikan pada bulan Mei Kontrak bagi hasil Nias Block pada tahun 1981 seluas km 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 km Kontrak Bagi Hasil (CPS) untuk wilayah Langsa Block pada tahun 1981 seluas km 2 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

7 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 MBOPD 1 MM BOPD in May 73 BBO BBO (2004) Geological Survey SOCAL team arrived in Sumatra 10 TERTIARYRE 9 COVERY SOCAL & TEXACO Established CALTEX PT CALTEX PACIFIC INDONESIA NE SW First Minas Oil Shipped (15 MBOPD) CPI CUM. PROD. CPP Duri Discovered Minas Discovered Duri started production Major fields : Bangko, Petani, Bekasap, Pematang, Kotabatak, etc.. MINAS CUM. PROD. MNS 4 BBO (1997) Duri Production 32 MBOPD DSF Project dedicated Gambar 2.1. Sejarah PT. Chevron Pacific Indonesia (CPI) Sumber : Data PT. CPI, Wilayah Operasi PT.Chevron Pacific Indonesia Daerah kerja PT. CPI yang memiliki daerah eksplorasi seluas km 2 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.

8 Area operasi PT. CPI saat ini terdiri dari lapangan Duri yang satu-satunya wilayah yang memproduksi minyak beart (heavy oil) sebanyak kurang lebih 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 BOPD. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada Gambar 2.2. N K s S I A K B L O C K B ANGK O S I A K B L O C K DUM AI RUP AT I S L AND C O A S T AL P L A IN ( C P P ) (C P P ) MALAYS INDONES IA IA B E NG K AL IS IS L AND S IAK B L O C K R O K A N B L O C K DUR I B E K AS AP P ADANG IS L AND R ANG S ANG IS L AND L IB O M O U N ( M T A F K ) I N F R O N T ( C P P ) K OT AB AT AK P E K A NB A R U ( C P P ) MINAS PEKANBA RU C O A S T A L P L A IN ( C P P ) Z AMR UD T E B ING T ING G I IS LAND I N D E X M A P L E G E ND ROKAN BL OCK SIAK BL OCK CPP BL OCK MFK BL OCK Area Producing Production Contract Name Fields 1999 (BOPD) Expiration Rokan Block , / 2021 Siak Block 4 2, / 2013 CPP Block 25 70, / 2001 MFK Block / 2005 K UA NT A N ( MF K ) TOTAL ,907 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 :

9 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.

10 Gambar 2.3. Wilayah Operasi (Sumatera Ligth North) PT.CPI Sumber : Data PT. CPI, 2015

11 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 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 Visi dan Misi, Nilai Dasar dan Strategi PT. Chevron Pacific Indonesia 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 :

12 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.

13 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.

14 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 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.

15 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.

16 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 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

17 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

18 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.

19 Gambar 2.4. Struktur Organisasi di PT.CPI Khususya Facility Engineering Sumber : Data PT. CPI, 2015 SLN Operation 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.

20 Struktur organisasi CiCo Jakarta dapat dilihat pada Gambar 2.5. Sumber : Data PT. CPI, 2015 Gambar 2.5. Struktur Organisasi Chevron IBU 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.

21 Sumber : Data PT. CPI, 2015 Gambar 2.6. Struktur Organisasi CCM 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

22 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.

23 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 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 %).

24 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 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.

25 Sumber : Data PT. CPI, 2015 Gambar 2.7. Daerah Explorasi PT. CPI 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

26 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. Metode geologi, terdiri atas : a. Areal Mapping. b. Field Geological Method. c. Surface Geological Method. d. Palaentological Method. 2. Metode geofisika, terdiri atas : a. Magnetic Method. b. Gravity Method. c. Seismic Method 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 :

27 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. a. Flowing production (Produksi normal). b. Artificial lift production. 2. 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 : a. Injeksi Air / Water injection (water flooding). b. Injeksi Uap Air / Steam injection (steam flooding). 3. 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

28 (end of field / abandonment). Untuk pengeboran terdiri dari tiga tahap, yaitu ; Wildcat well, Development Drilling, Delineation Drilling 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

29 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 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 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 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

30 dan15 ½ acre menggunakan pola 5 titik yang ideal untuk mengembangkan ladang dimana ketebalan pasir antara kaki. Injeksi uap di area-1 dimulai tahun 1985, area-3 tahun 1988, area-4 tahun 1990 dan area-5 tahun 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 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 Steam injection area Steam injection area Steam injection area Steam injection area Steam injection area Steam injection area Steam injection area Steam injection area Sumber : Data PT. CPI, 2015

31 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 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

32 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.

33 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

34 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 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 47 0 C (116 0 F), sedangkan titik cair minyak mentah waduk Libo adalah 40,5 0 C (105 0 F).

35 Minyak yang keluar dari perut bumi tersebut dalam keadaan panas dan menggelegak, akan tetapi temperatur tersebut akan segera turun setelah tiba distasiun pengumpul 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.

36 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 (H 2 S). 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 (SO 3 ), 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 m 3 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

37 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.

38 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.

39 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 :

40 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 dehydrator dan sebelum masuk Regeneration Gas KOD (V-42). 4. Regeneration Gas Inlet Cooler (E-43), merupakan unit Heat Exchanger tipe shell and tube untuk mendinginkan regeneration gas yang digunakan untuk proses pendinginan (cooling) pada saat regenerasi alumina desiccant. Media pendingin yang digunakan adalah Propane Refrigerant. 5. Regeneration Gas Knock Out Drum (V-42), merupakan unit untuk memisahkan regeneration gas (C1) dengan uap air dan hidrokarbon yang terikut pada saat proses regenerasi alumina desiccant.

41 2.6. Sumber Daya Manusia PT. Chevron Pacific Indonesia pada saat ini memiliki sekitar 6200 orang tenaga kerja yang diantaranya 98 % bangsa Indonesia. Bahkan sejak tahun 1966, PT. CPI telah dipimpin oleh warga negara Indonesia. Kini PT. CPI tengah melaksanakan proses alih teknologi dan alih keterampilan, yang pada dasarnya terdiri dari tiga aspek yaitu pelatihan, pertukaran gagasan, dan proses komunikasi antara tenaga kerja Indonesia dengan mitranya bangsa asing. Program pengembangan sumber daya manusia meliputi keahlian dasar, latihan teknik dan program pengembangan manajemen. Kursus keahlian dasar meliputi latihan bahasa Inggris dan untuk program latihan teknik, meliputi latihan kejuruan diadakan di berbagai bidang. Program pengembangan manajemen dan latihan kursus diadakan untuk karyawan senior. Kesempatan untuk latihan dan pengembangan karir terus disediakan untuk setiap karyawan. Investasi dalam sumber daya manusia merupakan inti dalam filsafat PT. Chevron Pacific Indonesia Sarana Penunjang Operasi Untuk mencapai rasio sukses yang tinggi, PT.CPI menggunakan teknologi maju dan peralatan-peralatan serta mesin-mesin yang berteknologi tinggi. Berbagai cara diterapkan untuk memperoleh hasil yang optimal. Diantara sarana penunjang yang ada, antara lain : 1. Kompleks tangki penyimpanan dengan kapasitas 5 juta barrel.