BAB IPENDAHULUAN

1.1 Latar BelakangMinyak bumi (crude oil) merupakan sumber energi dari alam yang paling banyak dipergunakan untuk menunjang aktifitas manusia. Proses pembentukan minyak bumi berlangsung dalam jangka waktu yang sangat lama dimana sumber hidrokarbon seperti jasat renik dari makhluk hidup berubah menjadi minyak karena adanya pengaruh tekanan dan temperatur yang sangat tinggi didalam lapisan bumi yang terus bergerak serta mengalami patahan. Minyak bumi yang terbentuk kemudian akan mengalir mengisi pori-pori bebatuan karena adanya perbedaan tekanan hingga mencapai tempat dengan kondisi konstan atau tidak lagi memungkinkan untuk berpindah yang disebut sebagai reservoir. Reservoir tersebutlah yang kemudian dieksplorasi dan dieksploitasi.Proses eksplorasi dan eksploitasi minyak bumi dilakukan dengan melibatkan banyak disiplin ilmu, salah satunya adalah teknik kimia. Teknik kimia berperan penting untuk merancang, mengembangkan dan mengatur proses produksi serta pengolahan minyak bumi seoptimum mungkin. Oleh karena itu, sumber daya manusia di bidang teknik kimia perlu dipersiapkan dan diberikan gambaran nyata dari proses yang sebenarnya sehingga dapat memunculkan profesionalitas, kualitas dan pengembangan teknologi terkait yang dapat membantu. Salah satu cara yang dapat dilakukan universitas untuk mencapai hal tersebut adalah dengan diadakannya kerja praktek.Kerja praktek telah menjadi salah satu mata kuliah wajib di Jurusan Teknik Kimia Universitas Riau. Pada prinsipnya kerja praktek berperan terhadap perkembangan, peningkatan dan penambahan wawasan bagi mahasiswa untuk meningkatkan pengetahuan serta mengaplikasikan pengetahuan yang diperoleh selama kuliah, mengetahui manajemen suatu industri, meningkatkan kemampuan mengidentifikasi, memformulasi dan menyelesaikan soal-soal engineering, profesionalitas dan tanggung jawab, etika, sains dan teknologi, dampak lingkungan dan keamanan kerja, pengalaman menggunakan kemampuan teknik-teknik serta engineering tools yang terintegrasi. Salah satu industri khususnya industri perminyakan yang menjadi sarana pelaksanaan kerja praktek adalah PT. Chevron Pacific Indonesia. PT. Chevron Pacific Indonesia merupakan perusahaan yang melakukan eksplorasi dan eksploitasi minyak bumi di Indonesia dan kemudian mengolahnya menjadi minyak bumi yang layak untuk diperdangangkan dan diolah lebih lanjut. Oleh sebab itu, PT. Chevron Pacific Indonesia layak dijadikan sebagai sarana belajar selama kerja praktek. 1.2 Tujuan Kerja PraktekTujuan pelaksanaan kerja prakek selama sebulan di PT. Chevron Pacific Indonesia adalah: mengenal dan memperluas wawasan mengenai industri dan teknologi yang dipergunakan, khususnya di bidang industri produksi dan pengolahan minyak bumi mendapatkan pengalaman langsung dan aplikatif di lapangan mengenai unit-unit proses yang dipergunakan oleh PT. Chevron Pacific Indonesia untuk memproduksi dan mengolah minyak bumi mengetahui dan memahami proses produksi dan pengolahan minyak bumi serta manajemen kesehatan dan keselamatan yang diterapkan di PT. Chevron Pacific Indonesia meningkatkan kerja sama yang baik dan saling menguntungkan antara pihak universitas dan pihak industri dalam upaya meningkatkan kualitas mahasiswa menyelesaikan salah satu mata kuliah wajib yang telah ditetapkan dalam kurikulum Teknik Kimia Universitas Riau

1.3 Ruang Lingkup dan Batasan MasalahRuang lingkup selama pelaksanaan kerja praktek di PT. Chevron Pacific Indonesia adalah Heavy Oil Operations Duri Field dengan batasan masalah sebagai berikut: overview proses produksi dan pengolahan minyak bumi disetiap unit PT. Chevron Pacific Indonesia yang meliputi duri steamflood, cyclic system, steam distribution di Central Steam Station (CSS), pengolahan produced fluid di Central Gathering Station (CGS), duri laboratory, well realibition and optimazitation (WRO), serta Health, Enviroment and Safety (HES) tugas khusus mengenai chemical treatment, Mechanical Floating Unit (MFU) processes, dan efisiensi heat exchanger di Central Gathering Station (CGS) 10.1.4 Pelaksanaan Kerja PraktekKerja praktek dilaksanakan selama satu bulan mulai dari tanggal 23 Maret 2015 s/d 23 April 2015 dan bertempat di PT. Chevron Pacific Indonesia, Duri-Riau. Daftar kegiatan yang telah dilakukan selama pelaksanaan kerja praktek ditunjukkan pada Tabel 1.1.Tabel 1.1 Daftar Kegiatan Kerja Praktek di PT. Chevron Pacific IndonesiaTanggalLokasiPemimbingKegiatan

23 Maret 2015HR RumbaiElwin NasutionPengarahan awal dan melengkapi persyaratan untuk berangkat

24 Maret 2015HR DuriNgadioMelaporkan kedatangan

NMOHerru As SyukriTeam Introduction

25 Maret 2015NMOHerru As SyukriPT. CPI Introduction

26 Maret 2015NMOHerru As SyukriHeavy Oil Production Introduction

TanggalLokasiPemimbingKegiatan

27 Maret 2015GabusMario PrasetyoChemical Stimulation Orientation

M. AfifCyclic Steam Orientation

30 Maret 2015Patin Wahyu Budi KusumaHealth, Enviroment, and Safety (HES) Orientation

GabusM.M GintingNazuardiWell Realibility and Optimization (WRO) Orientation

31 Maret 2015TeladanDwi BasukiSteam Distribution Orientation

1 April 2015GabusE. SimbolonShort Cyclic and Field Visit

2 April 2015GabusAhmad BasyoniTest Station Area 12 Visit

6 April 2015CSS 6Agus SukonoSyaiful ZiddinHendraCentral Steam Station 6 Process and Control

7 April 2015CGS 10Tamsil YasaCentral Gathering Station 10 Process

8 April 2015Tamsil YasaZamzamiReport

9 April 2015Tamsil YasaAngge BemikaZamzamiFloculant and MFU Process

10 April 2015Tamsil YasaZamzamiReport

13 April 2015LaboratoriumTim LaboratoriumAnalysis Orientation

TanggalLokasiPemimbingKegiatan

14 April 2015NMOHerru As SyukriPreparation and Analysis Report

15 April 2015

16 April 2015

17 April 2015

20 April 2015

21 April 2015

22 April 2015

23 April 2015HR RumbaiElwin NasutionMelaporkan kepulangan

1.5 Metode PelaksanaanPelaksanaan kerja praktek di PT. Chevron Pacific Indonesia dilaksanakan dengan dua metode yaitu secara langsung dan tidak langsung. Pelaksanaan secara langsung Pengamatan dan pengambilan data dilakukan dengan cara langsung ke lapangan/lokasi terkait serta berdiskusi dengan pembimbing kerja praktek maupun pihak-pihak yang berpangalaman. Pelaksanaan secara tidak langsungPelaksanaan secara tidak langsung dilakukan dengan mencari informasi dari literatur yang berhubungan.1.6 Sistematika PenulisanSistematika yang dipergunakan untuk menyusun laporan kerja praktek adalah sebagai berikut:

BAB I. PENDAHULUANBab ini berisikan mengenai latar belakang, tujuan kerja praktek, ruang lingkup, pelaksanaan kerja praktek, metode pelaksanaan dan sistematika penulisan laporan kerja praktek.

BAB II. TINJAUAN PUSTAKABab tinjauan pustaka merupakan bagian yang berisi mengenai minyak bumi, pembentukan minyak bumi, pengelompokan minyak bumi, komposisi dan sifat-sifat dari minyak bumi.

BAB III. OVERVIEW DAN ANALISA PROSES PRODUKSI DAN PENGOLAHAN MINYAK BUMI DI PT. CHEVRON PACIFIC INDONESIABab ini menjelaskan mengenai hasil pengamatan lapangan selama pelaksanaan kerja praktek di PT. Chevron Pacific Indonesia. Bagian ini akan berisikan mengenai analisa proses produksi dan pengolahan minyak secara keseluruan (overview) di area Duri Field.

BAB IV. UTILITAS DAN PENGELOLAAN LINGKUNGAN HIDUPBab ini menjelaskan mengenai utilitas seperti air, listrik, telekomunikasi, air instrument system dan UPS (Uninterruptible Power Supply). Selain utilitas, bab ini membahas juga mengenai pengelolaan lingkungan hidup seperti limbah padat, limbah cair, limbah gas, dan kebisingan.

BAB V. TINJUAN UMUM PT. CHEVRON PACIFIC INDONESIABab tinjaun umum berisikan mengenai sejarah singkat, wilayah operasi, visi dan misi, nilai dasar, strategi, struktur organisasi, sumber daya manusia, sarana penunjang opreasi, fasilitas perusahaan dan HES (Health, Environment and Safety), serta kegiatan operasi yang terdiri dari eksplorasi, eksploitasi, kegiatan produksi, operasi Duri steam flood, penyaluran minyak dan produk dari PT. Chevron Pacific Indonesia.

BAB VI. TUGAS KHUSUSBab ini berisi tentang tugas khusus yang diberikan dengan judul Analisa Chemical Treatment, Mechanical Floating Unit (MFU) Process, dan Efisiensi Heat Exchanger di CGS 10

BAB VII. PENUTUPPenutup berisikan mengenai kesimpulan yang diperoleh dari hasil overview dan analisa selama melaksanakan kerja praktek.

DAFTAR PUSTAKASemua literatur yang dipergunakan untuk menyusun laporan kerja praktek dan menyelesaikan tugas khusus akan dituliskan dalam daftar pustaka.

BAB IITINJAUAN PUSTAKA

2 2.1 Minyak BumiMinyak bumi atau minyak mentah merupakan cairan kompleks yang disusun oleh berbagai macam zat kimia organik yang berubah secara alamiah dan tersimpan dalam lapisan bumi selama ribuan tahun lamanya. Material ini ditemukan dalam jumlah besar di bawah permukaan bumi dan digunakan sebagai bahan bakar atau sebagai bahan mentah dalam berbagai industri kimia. Saat ini, minyak bumi dan turunannya telah dikenal penggunaannya dalam berbagai industri, seperti pabrik obat-obatan, makanan, plastik, bahan bangunan, cat, pakaian, pembangkit tenaga listrik dan lain-lain.2.2 Pembentukan Minyak BumiMinyak bumi terbentuk dari penguraian senyawa senyawa organik yang berasal dari jasad mikroorganisme yang tertimbun di daratan ataupun di dasar laut. Gambar 2.1 menunjukkan gambaran sekelompok alga di permukaan danau, alga-alga ini kemudian akan mati dan terlapisi oleh pasir dan lumpur dikarenakan adanya pergerakan pasir dan lumpur di dalam danau.

Gambar 2.1 Sekelompok Alga di Permukaan Danau (Roger, 2014)

Silt dan lumpur yang melapisi senyawa organik lama kelamaan akan menekan senyawa-senyawa organik tersebut ke dalam batuan di perut bumi. Sehingga senyawa organik tersebut akan terperangkap diantara dua lapisan batuan. Lapisan silt dan lumpur yang semakin tebal akan semakin mempertebal lapisan batuan diatas lapisan senyawa organik (Gambar 2.2).Gambar 2.2 Pelapisan lumpur pada senyawa organik (Roger, 2014)Aktivitas vulkanik juga menambahkan lapisan batuan tambahan pada bagian atas senyawa organik, yang disebabkan karena adanya pergeseran maupun patahan. Proses ini terus terjadi selama jutaan tahun. Penambahan lapisan batuan pada bagian atas lapisan senyawa organik menyebabkan meningkatnya temperatur dan tekanan di dalam lapisan tersebut, sehingga terjadi degradasi senyawa organik membentuk minyak (Roger, 2014). Proses yang terjadi secara terus menerus tersebut akan menghasilkan suatu lapisan minyak di dalam perut bumi yang disebut juga source rock. Lapisan yang terbentuk di dalam bumi terus mengalami perubahan menjadi tidak rata atau adanya cekungan yang disebabkan adanya pergerakan lempengan tektonik yang menyebabkan lapisan batuan tertekan, batuan yang tidak elastis akan membentuk patahan, sedangkan lapisan batuan yang elastis akan membentuk cekungan di dalam perut bumi (Gambar 2.3).

Gambar 2.3 Pembentukan minyak karena penebalan lapisan (Roger, 2014)

Batuan di dalam perut bumi terdiri dari lapisan batuan porous dan non-porous. Batuan porous adalah batuan yang memiliki pori pori di dalamnya, contohnya basalt yang merupakan batuan vulkanik yang terbentuk dari pendinginan lava yang berlangsung cepat. Batuan yang non-porous tidak memiliki pori. Minyak yang berasal dari source rock bergerak ke atas melalui lapisan batuan yang porous karena adanya porositas dan permeabilitas batuan. Minyak ini terus bergerak ke atas hingga menyentuh lapisan batuan yang non-porous. Sehingga dihasilkan lapisan batuan porous yang memiliki kandungan minyak yang terperangkap (Gambar 2.4).Gambar 2.4 Minyak terperangkap di dalam batuan porous (Roger, 2014)

2.3 Pengelompokan Minyak BumiPengelompokan minyak bumi dapat dilakukan berdasarkan perbedaan solubility dan polarity-nya, antara lain:a. SaturatesSaturates (alifatik) adalah suatu hidrokarbon non-polar tanpa ikatan rangkap, akan tetapi termasuk alkana rantai lurus dan bercabang dan juga sikloalkana. Sikloalkana terdiri dari satu atau lebih cincin yang dapat terdiri dari beberapa rantai samping berupa alkil. Proporsi saturates dalam minyak bumi biasanya menurun dengan meningkatnya berat molekul fraksi, selain itu saturates umumnya adalah fraksi teringan dari minyak bumi. Wax adalah sub-class dari saturates yang terdiri dari alkana rantai lurus yang berkisar dari C20 sampai C30 (Aske, 2002).

b. AromatikBentuk aromatik mengacu pada benzene dan derivate strukturalnya. Aromatik hampir ada di semua petroleum, aromatik sebagian besar terdiri dari rantai alkil dan cincin sikloalkana dengan tambahan cincin aromatik. Aromatik biasanya dikelompokkan menjadi mono-, di-, dan tri-aromatik berdasarkan jumlah cincin aromatik yang terdapat dalam molekul. Aromatik bersifat polar (Aske, 2002)..

c. ResinFraksi ini terdiri dari molekul polar yang biasanya memiliki heteroatom seperti nitrogen, oksigen, atau sulfur. Resin biasa didefinisikan sebagai fraksi yang larut dalam alkana ringan seperti pentane dan heptana, akan tetapi tidak larut dalam propana cair. Resin memiliki rasio H/C yang lebih tinggi dari asphaltene yaitu 1,21,7 dibandingkan asphaltene yang hanya mencapai 0,9-1,2. Secara structural resin mirip dengan asphaltenes akan tetapi berat molekulnya lebih ringan (< 1000 g/mol) (Aske, 2002).

d. AsphaltenesFraksi asphaltenes terdiri dari heteroatom dengan persentase yang tinggi seperti O, S, dan N, dan juga konstituen organometalik seperti Ni, V, dan Fe. Struktur asphaltenes terdiri dari polycyclic aromatic yang tersubtitusi dengan berbagai rantai samping alkil. Berat molekul dari asphaltenes sulit untuk diukur dikarenakan kecenderungannya untuk menggumpal, akan tetapi diperkirakan berat molekulnya berkisar 500-2000 g/mol (Aske, 2002).2.4 Komposisi Minyak Bumi2.4.1 Senyawa HidrokarbonKomponen utama dari kebanyakan minyak bumi adalah senyawa hidrokarbon. Hampir semua kelas hidrokarbon terdapat dalam minyak bumi, kecuali alkena dan alkuna. Berikut adalah uraian singkat hidrokarbon yang ditemukan dalam minyak bumi (Hijasi, 2012).a. Alkana (Parafin)Alkana adalah hidrokarbon jenuh yang memiliki rumus umum CnH2n+2. Alkana yang paling sederhana adalah metana (CH4) yang merupakan komponen utama gas alam. Metana, etana, propane, dan butane adalah gas gas hidrokarbon pada temperatur kamar dan tekanan atmosfer. Gas gas ini biasa ditemukan bersama minyak bumi dalam keadaan terlarut.b. Sikloparafin (Naftena)Hidrokarbon siklik jenuh atau yang biasa disebut naftena adalah bagian dari komponen hidrokarbon dalam minyak bumi. Sikloheksana, siklopentana tersubtitusi, dan sikloheksana tersubtitusi merupakan factor penting dalam pembentukan hidrokarbon aromatik.

2.4.2 Senyawa Aromatik Anggota senyawa aromatik rendah terkandung dalam jumlah sedikit dalam minyak bumi dan fraksi petroleum ringan. Senyawa aromatik paling sederhana adalah benzene (C6H6), toluene (C7H8), dan xylene (C8H10) yang ditemukan dalam minyak bumi dengan jumlah bervariasi. Hidrokarbon aromatik berinti dua ditemukan dalam fraksi nafta yang lebih berat. Hidrokarbon aromatik berinti tiga dan berinti banyak dalam campurannya denan senyawa heterosiklik merupakan komponen utama dari minyak berat dan residu minyak (Hijasi, 2012).2.4.3 Senyawa Non-HidrokarbonTerdapat berbagai jenis senyawa non-hidrokarbon yang terdapat dalam minyak bumi. Salah satu yang utama adalah senyawa sulfur, nitrogen dan oksigen. Adanya zat pengotor ini dapat merusak dan dapat menyebabkan masalah pada proses katalitik tertentu.a. Senyawa sulfurSulfur yang terdapat dalam minyak bumi umumnya dalam bentuk senyawa organosulfur. Hidrogen sulfida (H2S) adalah satu-satunya senyawa sulfur anorganik penting yang ditemukan dalam minyak bumi, akan tetapi keberadaanya dapat merusak karena sifatnya yang korosif. Senyawa organosulfur dapat dikelompokkan sebagai asam dan non-asam, contoh sulfur asam adalah tiol atau merkaptan, sedangkan tiofena, sulfida sulfida, disulfida disulfida adalah contoh senyawa sulfur non-asam dalam minyak bumi. Minyak bumi asam mengandung presentase hidrogen sulfida yang tinggi, dikarenakan banyaknya senyawa sulfur organik yang tidak stabil secara thermal. Minyak bumi dengan kadar sulfur yang tinggi kurang disenangi karena memerlukan pengolahan tersendiri untuk menghilangkan kadar sulfurnya sehingga menambah biaya produksi (Hijasi, 2012). b. Senyawa nitrogenSenyawa nitrogen organik terdapat dalam minyak bumi baik dalam bentuk heterosiklik sederhana seperti piridina (C5H5N) dan pirrola (C4H5N), maupun dalam bentuk struktur rumit seperti porfirin. Kandungan nitrogen dalam minyak bumi umumnya sangat rendah yaitu tidak melebihi 0,1% berat. Akan tetapi pada beberapa minyak berat kandungan nitrogen bisa mencapai 0,9% berat. Senyawa nitrogen secara thermal lebih stabil daripada senyawa sulfur, sehingga akan terkonsentrasi dalam fraksi petroleum berat dan residu (Hijasi, 2012).c. Senyawa oksigenSenyawa oksigen yang terdapat dalam minyak bumi cenderung lebih rumit daripada sulfur, namun keberadaanya dalam aliran tidak mengganggu proses pengolahan. Sebagian besar senyawa oksigen yang ditemukan dalam minyak bumi berupa asam lemah seperti asam karbosilik, asam kresilik, fenol, dan asam naftenik (Hijasi, 2012).d. Senyawa metalBanyak unsur logam yang terdapat dalam minyak bumi seperti natrium, kalsium, aluminium, besi, vanadium, dan nikel. Logam ini dapat berbentuk garam anorganik seperti magnesium klorida, ataupun dalam bentuk senyawa organometalik. Meskipun logam yang ditemukan dalam minyak bumi hanya sedikit akan tetapi keberadaan logam ini dapat bersifat korosif dan mengganggu proses pengolahan minyak sehingga harus dihilangkan (Hijasi, 2012).2.5 Sifat-sifat Minyak BumiMinyak bumi memiliki sifat yang beragam tergantung sumber dan perbandingan komponen berbeda dalam campurannya. Minyak bumi yang mengandung zat pengotor yang tinggi seperti senyawa sulfur biasanya kurang diminati karena biaya pengolahannya yang lebih tinggi. Korosifitas minyak bumi merupakan fungsi dari banyak parameter seperti jenis senyawa sulfur dan temperatur penguraiannya, total bilangan asam, jenis asam karbosilik dan naftenik dalam minyak bumi dan temperatur penguraiannya.2.5.1 Densitas, Specific Gravity, dan API GravityDensitas didefinisikan sebagai massa per satuan volume bahan pada temperatur tertentu. Specific gravity digunakan untuk menghitung massa minyak bumi dan produknya. Sedangkan API (American petroleum institute) gravity adalah cara lain untuk menunjukkan massa relatif minyak bumi. API gravity dapat dihitung menggunakan persamaan berikut:

oAPI = (2.1)API gravity yang rendah menunjukkan minyak bumi atau produk petroleum yang lebih berat, sedangkan minyak dengan API gravity lebih tinggi menunjukkan minyak tersebut lebih ringan (Hijasi, 2012).

2.5.2 Kadar GaramKadar garam yang dinyatakan dalam milligram natrium klorida per liter minyak menunjukkan jumlah garam yang terlarut. Kadar garam yang tinggi dalam minyak dapat menyebabkan terjadinya korosi saat proses pengilangan. Selain itu, kadar garam yang tinggi dapat menyebabkan terbentuknya scale yang dapat menyumbat alat penukar panas ataupun pipa pemanas. Kadar garam lebih tinggi dari 10 lb/1000 barrel akan memerlukan proses penghilangan garam (Hijasi, 2012).2.5.3 Kadar SulfurMengetahui kadar sulfur dalam minyak mentah sangat penting karena menentukan jenis pengolahan yang diperlukan. Untuk menentukan kadar sulfur dapat dilakukan dengan berbagai cara, salah satunya adalah dengan mengalirkan udara ke minyak mentah, sehingga semua senyawa sulfur akan teroksidasi menjadi sulfur dioksida, yang kemudian dioksidasi lebih lanjut menjadi sulfur trioksida dan dititrasi dengan alkali standar. Penentuan kadar sulfur dalam minyak bumi sangat berpengaruh terhadap nilai komersial minyak tersebut.2.5.4 Pour Point (Titik Tuang)Titik tuang minyak bumi atau produknya adalah temperatur terendah dari suatu minyak terlihat mengalir pada kondisi percobaan. Data titik tuang menunjukkan jumlah parafin rantai panjang yang ada di dalam minyak bumi. Minyak bumi parafinik biasanya memiliki kandungan lilin yang lebih tinggi dari pada jenis minyak bumi lainnya. Pengujian titik tuang ini sangat penting untuk produksi minyak diesel dan minyak pelumas yang digunakan di daerah beriklim dingin.2.5.5 Kadar AbuUji kadar abu menunjukkan jumlah zat logam yang terkandung dalam minyak bumi. Abu yang tertinggal setelah proses pembakaran sampel minyak biasanya mengandung garam logam yang stabil, oksida metal, dan oksida silicon. Abu ini dapat dianalisa lebih lanjut untuk mengetahui elemen individualnya memakai teknik spektroskopik.

BAB IIIOVERVIEW DAN ANALISA PROSES PRODUKSI DAN PENGOLAHAN HEAVY OIL DURI FIELD

3 3.1 Heavy OilMinyak bumi terbagi menjadi dua jenis yaitu heavy oil dan light oil. Heavy oil maupun light oil dihasilkan dari source rock yang kemudian berpindah ke reservoir karena adanya perbedaan tekanan. Fluida akan terus mengalir dan mengisi pori-pori reservoir sampai mencapai kondisi yang stabil. Heavy oil umumnya berada pada kedalam sekitar 300 ft sedangkan light oil berada pada kedalam 2500ft. Light oil merupakan jenis minyak mentah yang memiliki nilai API gravity yang tinggi yaitu sekitar 31,1o-45,5o dan viskositas yang rendah sehingga cukup mudah untuk mengalir. Sedangkan minyak mentah yang memiliki viskositas tinggi dan API gravity rendah dikenal sebagai heavy oil. Derajat API gravity heavy oil sebesar 10,0o-21,5o.3.2 Steamflood TechnologyMetode pengeboran minyak bumi terbagi menjadi 3 macam cara yaitu primary, secondarydan tertiary oil recovery. Primary oil recovery merupakan cara biasa yang awalnya dipergunakan untuk memperoleh minyak bumi. Proses dilakukan dengan berdasarkan pada perbedaan tekanan dimana tekanan dibagian bawah lebih besar dibandingkan tekanan permukaan sehingga minyak akan lebih mudah untuk mengalir ketika dipompa menggunakan pompa angguk. Namun penggunaan metode tersebut hanya diperoleh 3-15% heavy oil recovery. Oleh karena itu proses tersebut diperbarui dengan secondary oil recovery. Secondary oil recovery merupakan metode pengambilan minyak bumi dengan penambahan air panas (hot water flood) untuk mendorong keluar fluida dari pori reservoar. Hasil yang diperoleh dari seconday oil recovery dapat mencapai 15-25% heavy oil recovery. Metode pengambilan minyak mentah selain kedua cara tersebut adalah tertiary recovery oil dengan cara steam flood. Hasil yang diperoleh lebih maksimal dibandingkan kedua cara sebelumnya yaitu mencapai 50-80% heavy oil recovery. Oleh karena API gravity yang terlalu rendah dan viskositas yang terlalu tinggi, maka heavy oill yang terdapat di Duri Field diambil dengan menggunakan metode tritary oil recovery yaitu menggunakan steam flooding.

Gambar 3.1 Process Flow dari Steamflood OperationsFluida yang terdapat di reservoar diturunkan viskositasnya dengan cara menginjeksikan steam ke injektor yang berada di antara beberapa producers. Pemberian steam akan menaikkan suhu reservoar sehingga viskositas heavy oil akan turun dan mudah untuk dipompa. Penyusunan injektor dengan producers ada tiga macam yaitu 5 spot (1 injektor ditengah antara 4 producer), 7 spot (1 injektor ditengah antara 6 producer), dan 9 spot (1 injektor ditengah antara 8 producer). 3.3 Automatic Well TestAutomatic Well Test (AWT) adalah sistem pengetesan sumur secara otomatis yang dikendalikan oleh sistem computer PLC (Programmable Logic Controller). Data hasil well test berguna untuk:a. Memonitor perilaku sumur produksi lebih baik dan lebih cepat. b. Mengantisipasi atau mendeteksi lebih dini masalah-masalah yang mungkin timbul pada sumur dengan melihat trend data statistic hasil well test.Pengukuran flow dan water cut yang akurat sangat penting pada well test. Instrumen yang digunakan dalam well test adalah flow meter, yaitu sebuah instrumen yang dirancang untuk mengukur laju alir (flow rate) liquid yang dipompakan atau mengalir di dalam pipa produksi. Satuan ukuran yang umum digunakan adalah GPM (gallon per minute) atau BPD (barrel per day). Beberapa jenis flow meter yang sering dijumpai di lapangan antara lain:a. Mass Flow MeterFlow meter ini bekerja dengan cara mengukur massa fluida yang mengalir. Terdiri dari dua bagian utama yaitu sensor dan transmitter. Setiap sensor terdiri dari satu atau dua flow tube yang berada dalam housting tertutup, pasangan drive coil dan magnet, serta sebuah sensor temperatur.b. Turbine MeterTurbin meter terdiri atas dua bagian utama yaitu sensor dan display totalizer. Sensor mempunyai rotor yang berputar mengikuti kecepatan laju alir liquid. Sebuah magnetic pickup yang dipasang pada body sensor akan membaca kecepatan putar rotor. Magnetic pickup ini akan mengeluarkan pulsa (frekuensi) yang diteruskan ke perangkat display totalizer, lalu dikalkulasi dan ditampilkan dalam bentuk flow rate (BPD) dan total (barrels).Fasilitas automatic well test ini terdapat pada beberapa stasiun, dimana di dalam stasiun tersebut selain terdapat unit AWT juga terdapat unit CVC (casing vapor) yang berfungsi untuk mengumpulkan dan mengolah vapor yang dihasilkan pada casing line saat pengambilan minyak. CVC tersebut terdiri dari sebagian besar gas dan sedikit minyak dan air. CVC yang dialirkan dari pumping unit diumpankan ke dalam CVC separator untuk dipisahkan antara gas dan liquidnya, dimana liquid yang diperoleh dipompakan ke CGS untuk diolah bersama dengan produced fluid. Gas yang diperoleh pada bagian atas separator kemudian didinginkan menggunakan CVC cooler hingga gas tersebut membentuk kondensat CVC yang selanjutnya akan dipompakan bersama menuju CGS, sedangkan gas yang tersisa akan dialirkan menuju K.O drum, vent stack, dan berakhir di enclosed ground flare untuk dibakar.3.4 Central Gathering Station (CGS)Central gathering station (CGS) merupakan suatu stasiun pengumpul fluida yang diperoleh dari producer untuk kemudian dipisahkan antara minyak, air, dan pengotor-pengotornya sehingga diperoleh minyak yang memenuhi standar konsumen. PT. CPI memiliki 5 area CGS untuk pengolahan heavy oil yaitu CGS area 1, 3, 4, 5, dan 10. Untuk melakukan proses pengolahan tersebut, CGS dilengkapi dengan berbagai alat yang masing-masing memiliki fungsi yang berbeda beda sesuai keperluan yang dibutuhkan. alat alat tersebut antara lain:a. Heat ExchangerHeat exchanger merupakan alat penukar panas yang berfungsi untuk menaikkan atau menurunkan temperatur suatu liquid. Heat exchanger yang ada di CGS seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3.2 berfungsi untuk menaikkan temperatur produced fluid yang masuk sehingga dicapai temperatur yang diperlukan untuk proses pemisahan (Gambar 3.3). CGS-10 memiliki 7 unit heat exchanger jenis shell and tube dimana fluida berada di bagian shell dan steam berada pada tube.

Gambar 3.2 Heat exchanger

Gambar 3.3 Skema heat exchangerHeat exchanger yang ada di CGS-10 memiliki laju alir produced fluid masuk sekitar 440.000 BFPD (barrel fluid per day) dengan tekanan 40 50 psig. Steam digunakan sebagai fluida panas untuk menaikkan temperatur, sedangkan air rangau digunakan untuk menurunkan temperatur jika diperlukan (Gambar 3.3). Produced fluid yang dihasilkan memiliki temperatur 195 200oF.b. Gas BootGas boot (Gambar 3.4) berfungsi untuk memisahkan gas dari produced fluid serta menurunkan tekanan fluida sebelum diumpankan ke free water knock out (FWKO) tank. Waste gas dengan kadar hidrokarbon rendah yang dihasilkan dari proses pemisahan tersebut kemudian dialirkan ke flare gas knock out drum untuk memisahkan kondensat dari waste gas dan gas yang tersisa akan dibakar di flare stack (Gambar 3.5). Sebelumnya, gas akan melewati PCV terlebih dahulu, dimana tekanan di dalam gas boot akan diatur secara otomatis dengan cara membuang kelebihan tekanan ke saluran pipa high pressure flare header. Produced fluid diumpankan ke gas boot melalui bagian atas gas boot, dan dialirkan melalui umbrella spreader.

Gambar 3.4 Gas boot

Gambar 3.5 Skema Gas boot

Pengaturan tekanan di dalam gas boot diperlukan agar level liquid dalam gas boot dapat dikonrol dengan baik. Tekanan dalam gas boot diatur secara otomatis agar tidak melebihi tekanan 1,8 psi, karena dapat mengakibatkan level liquid akan tertekan ke bawah, sehingga gas dapat ikut terbawa ke dalam tangki FWKO bersama produced fluid. Terbawanya gas ke dalam FWKO harus dihindari karena dapat merusak lapisan minyak yang telah terbentuk, sehingga proses pemisahan yang terjadi terganggu. Selain itu, tekanan dalam gas boot juga tidak boleh lebih kurang dari 1,4 psi, karena akan menyebabkan terbawanya liquid ke flare stack.

c. Free Water Knock Out (FWKO)Free water knock out (FWKO) tank (Gambar 3.6) adalah tangki yang berfungsi untuk memisahkan sebagian besar air bebas dari lapisan minyak terproduksi. Proses pemisahan air bebas tersebut memanfaatkan gaya gravitasi dan perbedaan densitas antara air dan minyak (Gambar 3.7). Air bebas atau free water yang telah dipisahkan dialirkan ke unit water treating plant (WTP) untuk diolah lebih lanjut sebagai sumber bahan baku steam generator melalui water leg, sedangkan padatan dibuang melalui pipa pada bagian bawah tangki yang disebut san pan drain dan dialirkan ke sand removal facilities. Air yang telah dipisahkan dan dialirkan ke WTP masih memiliki kadar oil content kurang lebih 300 ppm.

Gambar 3.6 FWKO tank

Gambar 3.7 Skema FWKO tank

Minyak yang telah dipisahkan dari kandungan air bebas, kemudian dialirkan ke wash tank untuk proses pemisahan lebih lanjut. Kandungan pengotor yang masih terbawa dalam minyak tersebut sebanyak 30 50%. Selain karena adanya gaya gravitasi, pemisahan di FWKO tank juga dibantu dengan chemical berupa demulsifier dan reverse demulsifier yang dicampurkan ke dalam produced fluid sebelum melalui heat exchanger. Chemical tersebut berfungsi sebagai emulsion breaker atau pemecah emulsi, sehingga emulsi yang terbentuk antara minyak dan air dapat terpisah.

d. Wash TankWash tank (Gambar 3.8) berfungsi sebagai tempat pemisahan lebih lanjut antara minyak dan air. Minyak yang masih banyak mengandung air yang merupakan keluaran dari tangki FWKO kemudian diumpankan ke dalam wash tank. Di dalam wash tank diharapkan proses pemisahan dapat terjadi secara optimal, sehingga minyak keluaran dari wash tank telah memenuhi standar kandungan BS&W yang diinginkan.

Gambar 3.8 Wash tankProses pemisahan yang terjadi di dalam wash tank menggunakan prinsip yang sama dengan FWKO tank, yaitu gaya gravitasi dan juga dengan bantuan chemical (Gambar 3.9). Chemical diharapkan bekerja secara optimal dalam wash tank. Salah satu factor yang sangat berpengaruh dalam proses pemisahan ini adalah retention time atau waktu retensi, semakin lama waktu retensi maka semakin optimal pemisahan yang dapat dilakukan. Oleh karena itu, dapat dilihat dengan jelas bahwa volume dari wash tank jauh lebih besar dari pada FWKO tank sehingga waktu retensi untuk pemisahan minyak dengan air menjadi lebih maksimal. Selain itu wah tank juga disusun secara seri agar proses pemisahan yang dilakukan benar benar optimal dan diperoleh minyak dengan standar yang diinginkan. Minyak yang diperoleh kemudian diumpankan ke shipping tank untuk selanjutnya dipompakan ke Dumai.

Gambar 3.9 Skema Wash tanke. Shipping TankShipping tank berfungsi sebagai wadah untuk menampung limpahan dari wash tank dan sekaligus member suction head yang cukup untuk pompa LPS (low pressure shipping) (Gambar 3.11). Minyak yang ditampung dalam shipping tank sudah memiliki kandungan BS&W yang rendah yaitu < 1%. Untuk mengetahui level minyak dalam shipping tank (Gambar 3.10) digunakan level indicator yang dilengkapi dengan sebuah floating yang dihubungkan dengan kabel/sling ke pointer. Shipping tank juga dilengkapi dengan level transmitter untuk keperluan remote monitoring.Gambar 3.10 Shipping tank

Gambar 3.11 Skema Shipping tank

Shipping tank dilengkapi dengan level switch yang berfungsi untuk memberikan perlindungan dan sinyal alarm jika terjadi keadaan yang dapat merusak lingkungan, tangki, ataupun pompa LPS. Jumlah aliran minyak yang dipompakan oleh LPS diukur pada LACT (lease automatic custody transfer) meter (Gambar 3.12), kemudian dipompakan ke Dumai melalui pompa HPS (high pressure shipping). Skema LACT meter dapat dilihat pada Gambar 3.13. LPS adalah unit pompa tipe sentrifugal yang mendapatkan pasokan langsung dari shipping tank. LPS dapat dioperasikan secara otomatis dan dilengkapi dengan alarm, flow switch, level switch, vibration switch, dan motor load protection untuk ketahanan dan keselamatan pompa dan motor penggeraknya.

Gambar 3.12 LACT unit

Gambar 3.13 Skema LACT unit

f. Intermediate Skimming Tank (IST)Intermediate skimming tank (IST) (Gambar 3.14) berfungsi sebagai salah satu tempat untuk menampung air yang berasal dari FWKO tank, wash tank, dan kondensat steam yang berasal dari heat exchanger. Selain itu, IST juga berfungsi untuk mengurangi kandungan oil content menjadi maksimum kurang lebih 50 ppm (Gambar 3.15). Di dalam IST dipisahkan juga pasir yang masih terbawa bersama air dan mengalirkannya sand slurry tank.

Gambar 3.14 Intermediate skimming tank

Gambar 3.15 Skema Intermediate skim tank

Air yang telah dikurangi kandungan oil content-nya menjadi kurang lebih 50 ppm kemudian dialirkan menuju Mechanical Floatation Unit (MFU) untuk pengolahan selanjutnya. CGS-10 memiliki empat unit IST yang dipasang secara parallel, sehingga memudahkan apabila akan dibersihkan. Proses pemisahan pada IST memanfaatkan gaya gravitasi. Air yang masih mengandung oil content yang tinggi dialirkan secara gravitasi ke dalam IST. Pada proses ini, sisa sisa minyak pada air terpisah secara gravitasi sehingga minyak berada pada bagian paling atas, kemudian minyak akan melimpah ke weir box menuju slop oil plant.

g. Mechanical Floatation Unit (MFU)Mechanical floatation unit (MFU) berfungsi sebagai fasilitas pengolahan produced water yang masih memiliki oil content dan turbidity yang tinggi sehingga diharapkan menghasilkan treated water yang oil content-nya sesuai dengan yang diinginkan yaitu < 1 ppm dan turbidity maksimum 7 ntu (Gambar 3.17). MFU yang digunakan di CGS-10 terdiri dari empat unit MFU, dimana satu unit MFU terdiri dari primary dan secondary MFU (Gambar 3.16). Masing masing unit MFU memiliki empat cell dan empat agitator. Selain itu disetiap keluaran MFU dipasang sebuah level controller yang berfungsi untuk menjaga permukaan air dalam MFU tetap stabil. Level dalam MFU yang terlalu rendah dapat mengakibatkan minyak yang telah mengapung akan ikut terbawa ke surge tank, sedangkan level yang terlalu tinggi akan menyebabkan oil skimmer box akan cepat penuh, sehingga pengambilan minyak tidak optimal karena adanya minyak yang kembali ke floatcell.

Gambar 3.16 Mechanical floatation unit

Gambar 3.17 Skema Mechanical floatation unit

Proses pemisahan di dalam MFU menggunakan bantuan chemical berupa flokulan yang berfungsi untuk membantu pembentukan butiran butiran minyak dalam emulsi menjadi gumpalan minyak berukuran besar, sehingga gumpalan tersebut mengapung ke permukaan. Gumpalan minyak yang telah mengapung kemudian dipisahkan dengan bantuan skimmer. Air yang dihasilkan memiliki oil content yang rendah yaitu < 1 ppm, kemudian air tersebut dialirkan ke surge tank untuk pengolahan selanjutnya.Cara kerja MFU dalam mengurangi oil content dalam air baku dimulai saat air dari IST dialirkan ke MFU, kemudian chemical diinjeksikan ke dalam pipa upstream dari MFU inlet. Air yang telah diinjeksikan chemical kemudian bergerak dari satu cell ke cell lainnya melalui lubang pada bagian bawah dispersed hood. Setiap cell dilengkapi sebuah agitator yang digerakkan dengan motor listrik yang berfungsi untuk membantu pencampuran air dengan chemical. Skimmer yang berada pada bagian atas digunakan untuk mengais gumpalan minyak yang terapung di permukaan dan memindahkannya ke weir box di sebelah kanan dan kiri floatcell lalu mengalir melalui pipa menuju skimming concentrator. Pipa outlet MFU yang menuju ke surge tank dilengkapi dengan control valve yang berfungsi untuk mengatur level air dalam MFU dan juga terdapat sample cock yang digunakan untuk pengambilan contoh air yang akan diuji. Dari hasil pengujian akan diperoleh data yang akan menunjukkan apakah takaran chemical perlu ditambah ataupun dikurangi. Selain melalui hasil pengujian, takaran chemical yang perlu ditambahkan atau dikurangi juga dapat dilihat dari kondisi busa pada air dalam MFU. Penambahan chemical yang terlalu banyak akan menghasilkan busa yang banyak sehingga dapat mengganggu pembacaan level.

h. Surge TankSurge tank berfungsi sebagai tempat penampungan air keluaran MFU sekaligus sebagai media penyedia suction head yang cukup untuk pompa pompa softener charge pump. Tidak ada proses khusus yang terjadi dalam surge tank selain penampungan treated water sebelum dialirkan ke softener. Air yang dialirkan dari surge tank menuju softener memiliki karakteristik kadar oil content < 1 ppm dan hardness 60 75 ppm dengan flowrate 110.000 BPD.

i. SoftenerSoftener berfungsi untuk mengurangi kesadahan air menggunakan metode ioan exchange dimana maksimum kesadahan yang diperlukan adalah < 1 ppm (Gambar 3.18). Unit softener terdiri dari 11 unit yang disusun secara paralel dimana masing masing unit terdiri dari primary softener dan secondary softener yang disusun secara seri (Gambar 3.19). Proses water softener dilakukan untuk mengurangi kesadahan atau hardness air yang diasumsikan sebagai kadar MgCO3 dan CaCO3. Hardness terbentuk karena adanya reaksi antara ion ion kalsium dan magnesium dengan ion ion karbonat atau bikarbonat yang mempunyai kemampuan membentuk scale atau kerak yang dapat merusak bagian dalam pipa boiler. Kalsium karbonat memiliki kecenderungan membentuk scale dikarenakan adanya pengaruh penurunan tekanan, kenaikan pH, kenaikan temperatur, serta adanya turbulensi di dalam sistem.

Gambar 3.18 Skema Water softener unit

Proses softening yang terjadi adalah proses pertukaran ion, dimana air yang masuk ke dalam primary softener akan melewati media resin zeolite, kemudian terjadi pengikatan ion kalsium dan magnesium oleh ion sodium. Pertukaran ion-ion ini akan terjadi terus menerus selama air melewati resin, sehingga air yang dihasilkan dari primary softener telah berkurang kesadahannya. Air tersebut kemudian dialirkan ke secondary softener dimana pertukaran ion kembali terjadi hingga diperoleh air dengan kesadahan yang rendah dan sesuai dengan baku mutu air bahan baku steam.

Gambar 3.19 Water softener unitPenggunaan zeolite secara terus menerus akan menyebabkan resin zeolite menjadi jenuh, sehingga dapat mengganggu proses pertukaran ion. Untuk menangani hal tersebut maka dilakukan pengaktifan kembali resin dengan cara penggaraman menggunakan larutan NaCl yang dipompakan dari brine pit. Proses penggaraman atau regenerasi ini adalah suatu proses untuk meregenerasi kemampuan sodium zeolite (NaZ) untuk mengikat ion kalsium atau magnesium dengan cara menginjeksikan NaCl agar ion Na pada zeolite kembali aktif. Sebelum diinjeksikan dengan larutan NaCl resin zeolite perlu dilakukan backwash terlebih dahulu untuk mempersiapkan permukaan resin agar dapat melakukan kontak dengan larutan NaCl. Tahapan yang perlu dilakukan saat regenerasi resin adalah cleaning, backwash primary, brine introduction, brine displacement, rinse primary, rinse secondary, dan service. Cleaning adalah proses pembersihan lumpur atau minyak yang terperangkap dalam resin menggunakan surfaktan serta bantuan udara dari blower untuk pengadukan. Backwash primary adalah proses pembersihan resin dari sisa surfaktan, brine introduction adalah proses penginjeksian larutan NaCl ke dalam softener, brine displacement adalah proses pembersihan resin dari sisa larutan NaCl menggunakan air dari GFW tank, sedangkan rinse primary dan rinse secondary adalah proses pembilasan resin dengan menginjeksikan air melalui primary service inlet dan keluar melalui secondary rinse outlet. Pada tahap service resin telah dapat digunakan kembali untuk proses softening, sedangkan air sisa dari proses regenerasi dialirkan ke waste water injection (WWI) tank. Air tersebut nantinya akan diinjeksikan kembali ke dalam bumi.

j. GWF tankGenerator feed water (GFW) adalah air yang telah melalui proses deoiling di MFU serta softening di water softener dan telah memenuhi spesifikasi air untuk umpan steam generator. Wadah yang digunakan untuk menampung GFW ini disebut GFW tank. Dari GFW tersebut air kemudian didistribusikan ke central steam station (CSS) atau COGEN melalui sebuah inter area connection dengan menggunakan pompa GFW.Gambar 3.20 Generated feed water tankk. Sand slurry tankSand slurry tank adalah tangki penampungan pasir dan lumpur yang dihasilkan dari keluaran FWKO tank, wash tank, dan IST. Sand slurry tank yang ada di CGS-10 digunakan sebagai tempat penampungan sementara sebelum pasir tersebut diinjeksikan kembali ke dalam formasi. Sebenarnya sand slurry tank berfungsi sebagai tempat penampungan sementara sebelum pasir dan lumpur dialirkan ke sand plant untuk diolah lebih dulu sebelum diinjeksikan kembali ke dalam formasi. Namun, karena kurang efisiennya pengoperasian sand plant sehingga pasir dan lumpur yang ditampung di dalam sand slurry tank hanya ditampung untuk selanjutnya dibawa ke unit pengolahan limbah.

Gambar 3.21 Sand slurry tank

3.5 Central Steam Station (CSS)Central Steam Station (CSS) adalah salah satu bagian dari tim produksi yang bertugas untuk menyediakan steam yang diperlukan selama proses produksi, baik steam yang digunakan untuk keperluan steam flooding maupun cyclic. CSS memenuhi kebutuhan steam tersebut dengan mengolah air hasil proses di CGS menjadi steam menggunakan steam generator. Steam generator yang dimiliki CSS area 6 adalah 98 unit yang terdiri dari train A, train B, train C, dan train D. Air yang digunakan sebagai bahan baku pada steam generator berasal dari air baku yang diolah di central gathering station (CGS). Air baku yang digunakan harus memenuhi syarat kadar oil content dan hardness < 1 ppm, untuk mencegah terbentuknya scale dan terjadinya korosi pada pipa-pipa yang terdapat dalam steam generator.

Gambar 3.22 Diagram Proses Steam GeneratorGambar 3.22 menunjukkan diagram proses pembentukan steam. Air yang berasal dari GFW (Generated feed water) tank di CGS dipompakan menggunakan GFW pump menuju preheater yang berfungsi untuk menaikkan temperatur umpan steam generator, sehingga dapat meringankan kerja steam generator. Pada preheater air dipanaskan menggunakan steam yang berasal dari convection section hingga mencapai temperatur 220oF. Air yang telah dipanaskan tersebut kemudian dialirkan menuju convection section yang terdiri dari pipa pipa yang dilapisi dengan kisi kisi yang berfungsi untuk memperluas permukaan pertukaran panas. Steam yang dihasilkan pada convection section dan digunakan sebagai fluida panas pada preheater kemudian dialirkan ke radiant section dimana pada bagian ini steam dipanaskan menggunakan api yang berada pada bagian tengah radiant section. Bagian ini disebut radiant section karena perpindahan panas yang terjadi sebagian besar secara radiasi. Steam yang keluar dari radiant section ini telah memiliki kualitas steam yang diinginkan yaitu 70-75%.Kualitas steam yang dihasilkan disesuaikan dengan kebutuhan di lapangan. Kualitas 70-75% berarti bahwa steam yang dihasilkan terdiri dari 70-75% vapor dan sisanya berupa liquid. Hal ini disebabkan karena penggunaan steam yang memiliki kualitas mendekati 100% atau dry steam harus dihindari, karena dapat menyebabkan terbentuknya sedimen atau scale dalam pipa. Selain itu adanya air dalam steam dapat membawa padatan yang ada dalam pipa menuju ke dalam formasi, khusus untuk kasus cyclic.3.6 Cylic Steam StimulationCyclic steam stimulation (CSS) merupakan salah satu pengembangan metode ekstraksi minyak bumi, yang dikenal juga dengan metode Huff and Puff. Metode ini terdiri dari tiga tahapan yaitu, injection, soaking, dan production yang dapat dilihat pada Gambar 3.23. Pada tahap injection, steam diinjeksikan ke dalam well pada temperatur 300 340oC selama periode waktu tertentu, sesuai dengan hasil yang diinginkan. Tahap soaking merupakan tahap dimana well yang telah diinjeksikan steam dibiarkan selama waktu tertentu agar steam dapat masuk ke dalam lapisan reservoir, dan juga bertujuan agar tekanan di dalam well kembali normal. Tahapan terakhir adalah production, dimana proses pemompaan kembali dilakukan untuk mengangkat air kondensat serta minyak yang telah dipanaskan.

Gambar 3.23 Deskripsi Proses CyclicCyclic steam merupakan proses memasukkan steam kedalam well bor dan terbagi menjadi tiga proses yaitu: ShortProses injeksi steam selama 1 hari dengan tujuan untuk membersihkan oil plugging yang berupa parafin dan spalking didalam lubang bor. RegularInjeksi steam selama 16 hari dengan tujuan untuk menurunkan viskositas di beberapa meter dari area well bor. LongInjeksi steam selama 27 hari dengan tujuan untuk menghubungkan panas steam dari producers ke panas steam dari injector steam (connect steam chest).3.7 Chemical StimulationChemical stimulation merupakan salah satu cara yang dilakukan apabila produksi minyak mengalami penurunan. Cara yang dilakukan terbagi menjadi dua macam yaitu acidizing dan solvent. Acidizing merupakan cara yang dilakukan untuk menghilangkan scale (kerak) yang terdapat pada WWS (Wire Wrapped Screen) dengan menggunakan bahan kimia yaitu HCl atau CH3COOH. Informasi mengenai ada tidaknya scale pada WWS diperoleh dari index scale dan perkiraan dari persen pompa yang dipergunakan. Campuran yang dipergunakan untuk proses acidizing adalah HCl 15% + Xylene (Solvent) + Mutual Solvent + Iron Reducing. Penggunaan solvent pada proses acidizing bertujuan untuk menghilangkan lapisan minyak sehingga asam yang diberikan dapat bereaksi untuk menghilangkan scale. Metode acidizing dapat dilakukan dengan dua cara yaitu bullhead dan coil tubing unit (CTU). Bullhead Bullhead merupakan cara yang dilakukan dengan mengalirkan asam ke annulus melalui casing line namun dengan kondisi tubing masih didalam well. Cara ini paling sering digunakan karena proses pengerjaan lebih cepat sebab tidak perlu dilakukan pelepasan pompa.

Coil Tubing Unit (CTU)CTU merupakan cara peghilangan scale yang paling efektif karena dilakukan dengan menggunakan pressure yang tinggi. Selain itu, kelebihan dari CTU adalah zona yang akan dibersihkan dapat dipilih karena adanya nozzle yang dapat diarahkan ke area yang ingin dibersikan.Selain acidizing, terdapat cara lain pada chemical stimulation yaitu solvent. Solvent merupakan cara yang dilakukan untuk mengatasi plak minyak yang terbentuk seperti congeal yang merupakan minyak keras dengan kadar parafin tinggi. Metode solvent dilakukan dengan cara bullhead dimana cairan akan diinjeksikan dan kemudian dibiarkan selama 3 jam dengan tujuan supaya cairan dapat bereaksi seutuhnya sehingga tidak merusak peralatan lainnya ketika fluida mulai dialirkan secara normal.3.8 Well Reliability and OptimizationWell Reliability and Optimization (WRO) merupakan salah satu tim di PT. CPI Duri bagian HO-OU yang bertugas untuk untuk optimalisasi artificial leaf (alat angkut) atau pompa. Ukuran pompa yang biasa digunakan adalah 3,75; 2,75; 2,25 dan 1,75 inchi. Ukuran ini disesuaikan dengan kapasitas fluida yang ingin diperoleh. Rumus yang digunakan untuk mengestimasi kapasitas suatu pompa adalah:Kapasitas pompa = 0,165 SL SPM D2Dimana,SL = Stroke length yaitu panjang satu langkah atau satu kali stroke (satu kali up stroke dan satu kali down stroke)SPM = Stroke per minute yaitu jumlah langkah dalam satu menitD = Diameter pompa

Dynamometer atau biasa disebut dyno adalah alat pengukur beban pada polish road yang berfungsi untuk mengukur beban yang diangkat oleh pompa, sehingga kondisi pompa dapat dikontrol. Dyno berdasarkan sistem kerjanya terdiri dari dua jenis dyno yaitu online dan manual. Dyno online merupakan dyno yang keluarannya dapat dicek setiap saat, sedangkan dyno manual hanya dicek 1-2 kali dalam sebulan. Dari 6000 well yang ada di Duri Field hanya 20% yang menggunakan dyno online, dikarenakan biaya yang diperlukan untuk pemasangan dyno online cukup mahal sehingga hanya well well yang memiliki kapasitas produksi yang besar yang menggunakan dyno online.Sistem kerja WRO terdiri dari empat tahapan yang saling berhubungan satu sama lainnya. Tahapan pertama yaitu surveillance yaitu suatu tahapan kerja dimana dilakukan pengamatan dan pengujian terhadap well maupun pompa, seperti well test dan dynamometer. Dari data tersebut kemudian dilakukan tahapan analysis, yaitu suatu tahapan kerja dimana data yang diperoleh tersebut digunakan untuk menganalisa keadaan atau kondisi dari well dan pompa. Beberapa contoh hasil analisis adalah BUP (Build up pressure) yaitu kenaikan tekanan yang dapat disebabkan oleh beberapa hal seperti adanya scale di dalam well bore. Setelah dilakukan analisa dan diketahui bagaimana kondisi well maka dilakukan tahapan recommendation yaitu pemberian masukan atau rekomendasi dari pihak WRO ke pihak pihak yang berkaitan mengenai keadaan well atau pompa yang memerlukan suatu tindakan khusus. Tahapan kerja terakhir adalah execution dimana dilakukan tindakan yang sesuai atau yang dibutuhkan untuk memperbaiki atau memaksimalkan proses produksi.3.9 Laboratorium PetroleumLaboratorium merupakan salah satu fasilitas di PT. CPI yang memiliki peran sangat penting. Laboratorium berfungsi sebagai fasilitas pengujian dan analisa kualitas dan kuatitas dari minyak bumi yang dihasilkan, kualitas air, serta pengukuran kadar penggunaan chemical yang baik. Laboratorium PE ini terbagi menjadi enam bagian yaitu field section, oil section, water section, gas section, core section, serta PQ section.3.9.1Field SectionField section merupakan bagian yang melakukan analisa-analisa yang berhubungan dengan keadaan field, seperti analisa oil content. Analisa oil content yang dilakukan di field section ini menggunakan dua metode yaitu spektrofotometer dan gravimetri sesuai dengan permintaan konsumen. Analisa menggunakan spektrofotometer dilakukan dengan memasukkan sampel ke funnel separator, kemudian tambahkan 50 mL toluene sebagai pelarut. Aduk campuran tersebut dengan mengguncangkan funnel separator selama 2 menit. Jika terdapat emulsi maka sampel disentrifus, kemudian diuji menggunakan alat spektrofotometer dengan deret standar 5-60 ppm. Metode gravimetri dilakukan dengan terlebih dahulu mengekstraksi campuran sampel dengan heksana, kemudian sampel diuapkan selama 1,5-2 jam hingga semua heksana menguap. Sampel tersebut selanjutnya dioven dan dimasukkan ke dalam desikator untuk memastikan bahwa seluruh heksana telah menguap. Kemudian dilakukan penimbangan duplo hingga diperoleh perbedaan 0,0005 gr. Selain analisa oil content, pada field section juga dilakukan analisa particle size distribution untuk melihat masalah masalah yang ada pada sumur, analisa spectroil untuk memastikan kualitas minyak pelumas yang digunakan di pumping unit, serta analisa sulphat reducing bacteria yang dapat menyebabkan korosi pada pipa.3.9.2Oil SectionOil section merupakan bagian yang bertugas menganalisa minyak yang dihasilkan dan pelumas yang digunakan di lapangan. Bagian ini melakukan analisa terhadap sifat fisik dari minyak mentah. Beberapa sifat fisik yang dianalisa antara lain kadar BS&W, densitas, viskositas, pH, kadar sulfur, flash point, serta energi yang dihasilkan. Analisa yang dilakukan mengacu kepada ASTM.3.9.3Water SectionWater section adalah bagian yang bertugas untuk melakukan pengujian, analisa, dan pemantauan terhadap kualitas air yang berasal dari well, sumur pantau, maupun limbah perumahan. Air yang berasal dari well dilakukan pengujian scale index, korosifitas, serta kandungan ionnya. Sedangkan untuk sumur pantau dilakukan analisa satu tahun sekali untuk mengetahui apakah ada perubahan formasi. Selain itu air limbah yang akan dibuang juga dianalisa terlebih dahulu untuk memastikan tidak adanya zat zat yang berbahaya bagi lingkungan.3.9.4Gas SectionGas section merupakan bagian yang bertugas untuk melakukan analisa terhdap sampel dalam bentuk gas maupun liquid. Analisa dilakukan menggunakan Gas Chromatography atau Liquid Gas Chromatography. Sampel gas yang diperoleh dari lapangan diuji komposisi penyusunnya sehingga diperoleh keluaran berupa oil finger printing. Oil finger printing untuk tiap sampel berbeda beda tergantung hidrokarbon penyusunnya. Dari data tersebut dapat diketahui karakteristik minyak yang dihasilkan dari sumur tersebut. Oil finger printing yang panjang menunjukkan bahwa minyak tersebut adalah minyak ringan, sedangkan hasil yang pendek menunjukkan minyak berat.3.9.5PQ SectionPQ section atau production chemical and flow assurance section adalah bagian yang bertugas melakukan analisa yang berkaitan dengan penggunaan chemical. Salah satu analisa yang dilakukan adalah analisa takaran atau dosis scale inhibitor dan corrosion inhibitor yang akan digunakan di lapangan. Pengujian dosis scale inhibitor menggunakan Dynamic Tube Blocking Test, dimana dilakukan simulasi keadaan sebenarnya di lapangan untuk mengetahui dosis yang diperlukan. Data dari analisa komposisi air pada water section digunakan untuk membuat larutan simulasi yang memiliki komposisi yang sama dengan air sebenarnya di lapangan. Kondisi operasi seperti temperatur dan tekanan juga disesuaikan dengan keadaan di lapangan, kemudian dilakukan percobaan dengan mengumpankan air dan scale inhibitor ke dalam alat melalui pipa. Selanjutnya diukur pressure drop yang terjadi dalam alat, dimana pressure drop ini mengindikasikan adanya scale yang terbentuk. Pengujian dilakukan secara trial dengan konsentrasi scale inhibitor yang bervariasi. Konsentrasi scale inhibitor yang menghasilkan perubahan pressure drop yang tidak terlalu tinggi dipilih sebagai takaran yang sesuai. Selain analisa scale inhibitor dilakukan juga analisa corrosion inhibitor menggunakan wheel oven. Pada wheel oven ini terdapat botolbotol yang berisi cairan simulasi air di lapangan yang telah ditambahkan corrosion inhibitor dan dilengkapi dengan coupon. Botol botol tersebut akan disimulasikan pada keadaan yang ekstrim selama 3 hari. Setelah 3 hari dapat dilihat corrosion inhibitor dengan konsentrasi berapa yang perlu ditambahkan dari tampilan coupon yang dihasilkan.3.9.6Core SectionCore section adalah bagian yang bertugas menganalisa core atau batuan di reservoar. Parameter yang dianalisa pada bagian ini antara lain porositas, permeabilitas, densitas, serta saturasi air dan minyak. Porositas adalah kemampuan batuan untuk menyimpan fluida, sedangkan permeabilitas adalah kemampuan suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Porositas diukur dengan terlebih dahulu menghitung grain volume atau bulk volume dan pure volume, sehingga nilai porositas dapat dihitung dengan mengurangkan nilai pure volume dengan grain volume atau bulk volume. Fluoroscope digunakan juga pada core section untuk menganalisa kandungan minyak yang terkandung dalam core, potongan core akan terlihat berwarna kekuningan di dalam fluoroscope. Analisa terhadap porositas, permeabilitas, saturasi air, dan saturasi minyak dibutuhkan untuk memutuskan apakah pengeboran akan dilakukan atau tidak.

BAB IVUTILITAS DAN PENGELOLAAN LINGKUNGAN HIDUP

4 4.1 UtilitasSebagai sebuah industri, PT. Chevron Pasific Indonesia (CPI) memiliki beberapa unit utilitas untuk mendukung operasinya. Utilitas yang dimiliki PT. CPI adalah penyediaan air, penyediaan listrik dan telekomunikasi.4.1.1 AirAir merupakan salah satu komponen yang sangat vital bagi suatu industri, tak terkecuali bagi PT. CPI. Air digunakan untuk berbagai keperluan injeksi air, steam, sampai keperluan sehari-sehari di perkantoran dan di perumahan. Sumber air di PT. CPI dibedakan atas:0. Air yang terbawa dari formasi saat produksi minyak mentahAir ini digunakan sebagian besar dikirim ke steam generator untuk dimanfaatkan pada proses steam flood. Tetapi sebelum dimanfaatkan, air tersebut mengalami pengolahan lebih lanjut di Water Treatment Plant (WTP) untuk mengurangi Oil Content, Turbidity, Hardness dan berbagai syarat lainnya yang harus dipenuhi sebagai umpan generator.0. Air yang berasal dari sumber sungai dan sumber mata air lainnyaPengambilan air dari sungai dan dari sumber mata air lainnya (danau buatan) bertujuan untuk memenuhi kebutuhan sehari-hari pada perkantoran dan perumahan serta sebagai sumber cadangan. Air untuk keperluan perumahan dan perkantoran ini akan melalui pengolahan di Water Treatment Plant (WTP).PT. Chevron Pacific Indonesia sangat memperhatikan pemakaian air di wilayah kerjanya, sehingga muncul sebuah kebijaksanaan yang dikenal dengan Zero Water Discharge (Zewadi) atau tidak ada buangan air terproduksi ke lingkungan. Zewadi merupakan suatu program dimana air terproduksi tidak dibuang, melainkan dimanfaatkan untuk diproduksi menjadi steam atau diinjeksikan kembali ke dalam formasi untuk mendorong atau mempertahankan tingkat produksi. Sisa dari kebutuhan akan diinjeksikan ke dalam disposal wells yang peruntukan dan perijinannya sudah disetujui oleh SKKMIGAS dan KLH.4.1.2 ListrikPemenuhan kebutuhan listrik di lingkungan PT. Chevron Pacific Indonesia, baik untuk perumahan ataupun untuk eksplorasi minyak bumi. PT. Chevron Pacific Indonesia memiliki suatu departemen khusus yang menangani masalah penyediaan energi yaitu Power Generation and Transmission (PG & T). Sebelum (PG & T) didirikan pada tahun 1969, sebagian besar kebutuhan listrik di PT. Chevron Pacific Indonesia diperoleh dari enginator (perpaduan motor dan generator) yang tersebar hampir di setiap lokasi. Enginator tersebut digerakkan oleh mesin diesel dengan kapasitas dibawah 60 KW.Meningkatnya jumlah sumur minyak yang ditemukan meyebabkan penggunaan enginator tidak efisien karena pengaturan dan pemantauan enginator yang ada semakin sulit. Selain itu harga bahan bakar minyak di pasaran semakin tinggi. Untuk itulah penggunaan bahan bakar minyak diganti dengan bahan bakar gas alam.Tahun 1973 merupakan awal penggunaan gas alam sebagai bahan bakar turbin gas (PLTG). Minyak dan solar digunakan untuk keperluan cadangan bila gas yang dikirim ke tubin tidak mencukupi. Sumber gas ini diperoleh dari Sebanga dan Libo.Sampai saat ini PT. Chevron Pacific Indonesia memiliki lima buah PLTG yaitu: 0. PLTG Minas, terdiri dari 11 unit pembangkit dengan kapasitas total 232 MW.0. PLTG Central Duri, terdiri dari 5 unit pembangkit dengan kapasita total 105 MW.0. PLTG Duri, terdiri dari 7 unit pembangkit dengan kapasitas total 92 MW.0. PLTG Kerang, terdiri dari 2 unit pembangkit dengan kapasitas total 42 MW.0. PLTG North Duri, terdiri dari 3 unit pembangkit dengan kapasitas total 300 MW.

Secara keseluruhan, daya yang dibangkitkan oleh seluruh generator yang ada saat ini adalah 771 MW. Dari seluruh tenaga listrik yang dihasilkan 85% digunakan untuk keperluan produksi minyak mentah yaitu untuk sumber tenaga pompa produksi dan alat-alat proses lainnya. Sisanya untuk keperluan perumahan, perkantoran dan sarana lainnya.4.1.3 TelekomunikasiPT. Chevron Pacific Indonesia juga dilengkapi dengan jaringan microwave UHF yang menghubungkan distrik-distrik serta suatu sistem telepon dan komunikasi radio HF/VHF/UHF untuk seluruh kegiatan lapangan.Pemanfaatan empat saluran sistem komunikasi satelit domestik PALAPA juga dilakukan untuk sarana komunikasi di Jakarta dan layanan telex dan e-mail antara Dumai-Rumbai-Jakarta dengan perusahan-perusahaan afiliansi seluruh dunia melalui satelit PALAPA dan Intelsat. Pada akhir 1968 PT. Chevron Pacific Indonesia memasang unit pengolah data elektronik yang pertama yang berupa komputer IBM 360 dengan core capacity 64 kBytes sedangkan saat ini digunakan jaringan komputer yang terdiri dari IBM 9121.490 Super Computer Convex C-220 Masterpiece, Integraph Vax, Microvax, IBM AS 400.4.1.4 Air Instrument SystemPemenuhan suplai udara tekan (Compressed air) dihasilkan dari satu unit air compressor yang beroperasi dengan pengaturan terendah 70 Psi dan pengaturan tertinggi 120 Psi untuk peralatan-peralatan seperti:a. ON/OFF valve pada sand pan dan sand jet di FWKO dan wash tankb. Controlled Valve yaitu PCV, LCV dan FCV4.1.5 UPS (Uninterruptible Power Supply)UPS berfungsi memberikan tenaga listrik untuk kebutuhan operasi SRF pada saat sumber listrik utama sedang mengalami masalah atau gangguan oleh beberapa unit battery dalam operasinya.

4.2 Pengelolaan Lingkungan HidupPT. Chevron Pacific Indonesia (CPI) memiliki kebijakan keselamatan dan kesehatan kerja serta lingkungan yang diterapkan dalam setiap usaha yang dilakukan. Terdapat tiga metode yang digunakan dalam pengelolaan limbah PT. CPI, yaitu metode waste minimization methods, waste reutilization, dan recycle to disposal method dengan motto Reduce, Reuse, Recycle. Metode waste minimization adalah metode pengurangan jumlah limbah dengan mengendalikan penggunaan bahan baku dan pengelolaan efisiensi proses. Metode waste reutilization adalah metode penggunaan kembali bahan - bahan yang masih dapat dipergunakan kembali sebagai bahan baku, khususnya kelebihan bahan yang terbawa bersama limbah. Sedangkan metode recycle to disposal adalah bahan berbahaya yang diturunkan tingkat bahayanya hingga ke ambang batas yang diisyaratkan kemudian dikirimkan untuk dimusnahkan ke TPA yang disetujui.4.2.1 Limbah PadatLimbah padat yang dihasilkan oleh CGS-10 PT. Chevron Pacific Indonesia berbentuk lumpur dan pasir yang mengandung minyak yang berada di bagian bawah tangki. Metode pengelolaan dan pembuangan limbah yang dapat dilakukan adalah bioremediasi untuk menghilangkan kadar minyaknya dan menginjeksian lumpur yang telah memenuhi persyaratan untuk diinjeksikan kembali ke dalam formasi. 4.2.2 Limbah CairLimbah cair yang dihasilkan di CGS-10 adalah air sisa dari proses regenerasi resin zeolit dimana air tersebut dikumpulkan di dalam waste water injection tank. Dari waste water injection tank tersebut air diinjeksikan ke dalam formasi. Sisa air produksi yang diinjeksikan ke formasi peruntukan dan perijinannya telah disetujui oleh SKKMIGAS dan KLH. Penginjeksian kembali ke dalam formasi ini bertujuan agar semua air proses dan air terproduksi tidak ada yang dibuang ke lingkungan.

4.2.3 Limbah GasGas gas sisa dihasilkan dari proses pemisahan cairan dengan maupun dari CVC separator. Limbah gas tersebut dapat diminimalisir keberadaannya dengan menggunakan fin fan cooler pada gas CVC agar terjadi kondensasi, sehingga gas yang dihasilkan lebih sedikit. Gas gas yang tidak dapat dikondensasikan kemudian dimusnahkan dengan cara pembakaran pada flare stack ataupun enclosed ground flare pada gas CVC.4.2.4 KebisinganKebisingan timbul akibat beroperasinya alat-alat transportasi, unit pengeboran, unit engine, turbine, pump dan compressor. Penanggulangan yang dilakukan adalah dengan menggunakan alat pelinung pendengaran (ear plug) bagi semua karyawan di lokasi-lokasi tertentu.

Secara Keseluruhan, terdapat suatu program strategis yang diterapkan dalam pengelolaan longkungan, meliputi:a. Pelaksanaan program zero water dischargeb. Pelatihan dan penekanan untuk meningkatkan kesadaran lingkunganc. Pengembangan program pencegahan erosi, melakukan penghijauan dan reboisasi

Parameter-parameter keberhasilan program yang dilaksanakan oleh PT.CPI antara lain:a. Tidak ada air terproduksi yang dibuang keluar (zero water discharge)b. Volume minyak yang terbuang sedikitc. Tidak ada kecelakaan kendaraan bermotor maupun kecelakaan di lapangand. Tidak ada daerah gundule. Tidak ada keluhan dari masyarakat sekitarf. Tidak ada penyakit epidemi akibat kerusakan lingkungang. Tidak ada penyakit yang diderita penghuni (camp)h. Mematuhi seluruh peraturan pemerintahBAB VTINJAUAN UMUM PT. CHEVRON PACIFIC INDONESIA

5 5.1 Sejarah Singkat PT. Chevron Pacific IndonesiaPT. Chevron Pacific Indonesia (CPI) merupakan salah satu perusahaan energi terbesar di dunia yang berpusat di San Ramon, California dan memiliki bisnis di sekitar 180 negara. PT. CPI juga merupakan kontraktor BP Migas yang bergerak di bidang perminyakan yang terbesar di Indonesia. PT. CPI terlibat dalam hampir setiap aspek dari industri energi mulai dari mengeksplorasi, memproduksi dan mengangkut minyak mentah dan gas alam; memperbaiki, memasarkan dan mendistribusikan bahan bakar transportasi dan pelumas, memproduksi dan menjual produk-produk petrokimia, menghasilkan tenaga dan menghasilkan energi panas bumi; menyediakan energi terbarukan dan solusi efisiensi energi, dan mengembangkan sumber daya energi masa depan.Berdirinya PT. CPI diawali dengan perusahaan minyak Standard Oil Company of California (SOCAL) yang pertama kali datang ke Indonesia pada tahun 1924 dengan dipimpin Emerson M. Butterworth. Pada tahun 1930, tim Butterworth tersebut mengajukan ijin pengeboran minyak kepada Pemerintah Hindia Belanda untuk melakukan pengeboran minyak di Pulau Papua. Dua tahun kemudian Pemerintah Hindia Belanda memberikan ijin pengeboran minyak kepada SOCAL yang merupakan minority partner dari perusahaan yang didirikan pemerintah Hindia Belanda Nederlandsche Pacific Petroleum Maatschappij (NPPM) untuk melakukan pengeboran minyak di Pulau Papua.Pada tahun 1935, pemerintah Hindia Belanda memberikan tawaran kepada SOCAL untuk mengeksplorasi minyak di kawasan Sumatera Tengah dengan luas wilayah 600.000 hektar yang terletak diantara Sungai Barumun dan Sungai Siak. Daerah tersebut disebut dengan kangaroo block karena bentuknya yang menyerupai kangguru, daerah tersebut kemudian disebut Minas. SOCAL pun bekerjasama dengan perusahaan minyak Amerika lain yaitu Texas Oil Company (TEXACO) untuk mengekplorasi daerah tersebut. Sehingga pada bulan Juli 1936, SOCAL dan TEXACO mendirikan perusahaan minyak dengan nama California Texas Petroleum Corporation (CALTEX). Pada tahun tersebut juga ditemukan cadangan sumber minyak bumi pertama kali di Sebanga. Perang Dunia II memaksa tim eksplorasi CALTEX untuk meninggalkan lokasi pengeboran walaupun sama sekali belum melakukan produksi secara komersial. Setelah perang dunia berakhir CALTEX berusaha untuk kembali ke Indonesia. Pada September 1946 Richard H. Hopper seorang geolog CALTTEX mendapatkan izin dari Wakil Menteri Luar Negeri Republik Indonesia. Sehingga pada 1949 CALTEX mulai memacu pengeboran di daerah Minas.Sumur minyak di Sebanga baru mulai dieksplorasi pertama kali pada tahun 1940 dan pada tahun 1941 PT. CPI menemukan ladang minyak di daerah Duri. Sedangkan ladang minyak Pungut ditemukan pada tahun 1951, Bekasap pada bulan September 1955, lapangan gas Sebanga Utara bulan November 1960, hingga yang terakhir Tegar dan Sakti pada bulan Januari dan Juli 1991.Pada 20 April 1952 minyak Minas secara resmi mulai dialirkan melalui pipa-pipa saluran ke Perawang di pinggir Sungai Siak. Minyak tersebut kemudian dipindahkan ke kapal kapal tangki sungai menuju Pelabuhan Samudera Sungai Pakning, Muara Sungai Siak, di seberang kota Bengkalis. Upacara produksi perdana ini ditandai dengan pemutaran keran Stasiun Pertama Pusat Minas oleh Menteri Perekonomian RI, Mr. Soemang. Ekspor perdana minyak Minas dengan kapal tangki samudera Gage Lund dilakukan pada tanggal 18 Mei 1952 yang mengangkut 205.000 barrel minyak mentah menuju kilang minyak SOCAL di Richmind, San Fransisco. Produksi minyak PT.CPI saat itu mencapai 15.000 barrel per hari.Menjelang tahun 1958, produksi minyak Chevrontelah mencapai 200.000 BOPD. Upaya mensionalisasikan 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 bulan September 1963, diadakan Perjanjian Karyayang ditandatangani antar PT. CPI dan Pertamina. Dalam perjanjian tersebut dinyatakan bahwa wilayah PT. CPI adalah wilayah Kangaroo seluas 9.030 km2. Pada tahun 1968, diadakan penambahan luas wilayah yaitu sekitar Minas Tenggara, Libo Tenggara, Libo barat, dan Sebanga, sehingga luas wilayah kerja PT CPI seluruhnya menjadi 9898 km2. Perjanjian karya berakhir pada 28 November 1983 dan diperpanjang menjadi kontrak bagi hasil (Production Sharing Contract) hingga tanggal 8 Agustus 2001 dengan wilayah kerja seluas 31.700 km2.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 dapat mempermudah penyedotan minyak dari perut bumi.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 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 [Kusuma, 2010].Tahun 2009, produksi kumulatif Chevron mencapai 11 miliar barrel sejak tahun 1952. Sumur di Minas menghasilkan 4,5 miliar, Lapangan Duri menyumbang 2 miliar barrel, dan lapangan lainnya 4,5 miliar barrel. PT. CPI telah memiliki 500 karyawan dan 20.000 tenaga kontraktor dan produksi 400.000 barrel per hari yang merupakan separuh dari produksi minyak Indonesia. Dengan sumber daya dan dana besar yang tersedia, usia lapangan minyak pun bisa diperpanjang.5.2 Wilayah Operasi PT. Chevron Pacific IndonesiaPT. Chevron Pacific Indonesia (CPI) berdiri dengan wilayah operasi utama di Provinsi Riau dengan empat wilayah inti yaitu, Rumbai (Administratif), Minas dan Duri (Eksplorasi), serta Dumai (Pengapalan). PT. CPI memiliki beberapa area produksi yang menghasilkan minyak berat (heavy oil) dan minyak ringan (light oil). Lapangan Duri merupakan satu satunya wilayah produksi yang menghasilkan minyak berat sebanyak kurang lebih 200.000 BOPD (barrel oil per day). Sedangkan area produksi yang menghasilkan minyak ringan antara lain Sumatera bagian utara yang meliputi, Bangko, Balam, Bekasap, dan Petani. Selain itu Sumatera bagian selatan yang meliputi, Minas, Libo, dan Petapahan, yang secara keseluruhan memproduksi minyak ringan sebanyak kurang lebih 250.000 BOPD. PT. CPI membagi lokasi daerah operasi menjadi 6 distrik yaitu :1. Distrik Jakarta, Merupakan kantor pusat tempat kedudukan President & Chairman of The Managing Board untuk wilayah Indonesia.Distrik Rumbai, Merupakan kantor pusat yang menangani berbagai kegiatan untuk seluruh wilayah Sumatera.1. Distrik Minas, merupakan daerah operasi produksi minyak. Daerah eksplorasi ini disebut Sumatera Light South (SLS), yang memiliki 800 well masih aktif, dengan 6 Gathering Station (GS).1. Distrik Duri, merupakan daerah operasi produksi minyak berat.1. Distrik Dumai, merupakan pelabuhan tempat pemasaran/pengapalan minyak mentah untuk diekspor.1. Distrik Operasi Bekasap, merupakan daerah eksplorasi minyak ringan.

Berdasarkan konsesi terbaru, wilayah operasi yang tersisa saat ini adalah blok Rokan dan blok Siak, sedangkan untuk lapangan minyak Duri diperluas dalam tiga belas area (Gambar 5.1) yang dimulai dengan membangun kontruksi area pertama pada tahun 1981.

Gambar 5.1 Pembagian area di Duri FieldPada saat ini PT. CPI berhasil mengoperasikan area 1 sampai area 12, sedangkan untuk area 13 masih dalam tahap pengembangan. Untuk pembangunan yang mencakup fasilitas pendukung kegiatan utama seperti stasiun pengumpul minyak, sampai saat ini telah dibangun 5 stasiun pengumpul pusat atau Central Gathering Station.5.3 Visi dan Misi PT. Chevron Pacific IndonesiaPT. Chevron Pacific Indonesia mengadakan sarasehan pada bulan Januari 1992 dengan melibatkan seluruh jajaran manajemen untuk mematangkan visi dan misi yang dirumuskan secara tegas dan tertulis. Adapun visi PT. CPI yaitu:To be the global energy company most admired for its people, partnership, and performanceVisi dari PT.CPI tersebut diperjelas pada poin poin berikut:a. PT. CPI menyediakan produk-produk energi yang sangat penting untuk kemajuan ekonomi yang berkelanjutan dan pengembanganb. PT. CPI terdiri dari orang-orang dan organisasi dengan kemampuan dan komitmen tinggi.c. PT. CPI merupakan mitra terpercaya.d. PT. CPI memberikan kinerja berkelas dunia.e. PT. CPI dikagumi oleh semua pihak yang berkepentingan baik investor, konsumen, pemerintah di tempat PT. CPI beroperasi, dan masyarakat setempat.Visi yang telah dijelaskan dalam poin-poin di atas tidak dapat terwujud apabila tidak didukung oleh suatu misi. Misi dari PT. CPI terdiri dari:a. As a business partner with GOI, CPI will add value by effectively exploring for and developing hydrocarbons for the benefit of Indonesia and CPIs shareholders.b. 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 PT. CPI yang diharapkan akan membangun pemahaman yang sama bagi setiap pihak yang bekerja sama atau berinteraksi dengan perusahaan.Enam nilai pokok yang harus dijunjung tinggi segenap pimpinan dan karyawan PT. CPI antara lain:a. memenuhi semua perundangan dan peraturan yang berlaku.b. menjunjung standar etika tertinggi.c. memberlakukan karyawan sebagai sumber daya yang paling berharga.d. memelihara lingkungan yang sehat dan aman bagi karyawan, kontraktor, dan keluarganya.e. menjaga kelestarian lingkungan dan mendukung pengembangan masyarakat.f. menjadikan peningkatan mutu yang berkesinambungan sebagai falsafah hidup.5.4 Nilai-nilai Pokok PT. Chevron Pacific IndonesiaPT. CPI dibangun atas nilai nilai dasar yang kemudian dikembangkan sebagai pedoman kegiatan PT. CPI. Seluruh kegiatan bisnis di PT. CPI dijalankan dengan penuh rasa tanggung jawab, menghormati hukum, menjunjung tinggi hak asasi manusia, serta melindungi lingkungan dan memberikan manfaat kepada masyarakat sekitar dimana PT. CPI beroperasi. Nilai nilai yang dianut oleh PT. CPI selama menjalankan bisnisnya adalah:4. IntegritasPT. CPI dalam melaksanakan operasinya bersikap jujur, dan selalu berusaha konsisten dengan ucapannya, serta memenuhi standar etika tertinggi dalam setiap bisnis yang dilakukan.4. KepercayaanPT. CPI mempunyai prinsip untuk saling mempercayai, menghargai, menghormati, mendukung dan berusaha untuk mendapatkan kepercayaan dari rekan kerja dan mitra usaha.4. KeanekaragamanPT. CPI belajar menjunjung tinggi ideologi dan budaya dimana PT. CPI bekerja, menghargai dan menghormati keunikan setiap individu dan beragam pandangan serta talenta yang mereka tunjukkan.4. KemitraanPT. CPI memiliki tekad yang konsisten untuk menjadi mitra usaha yang baik bagi pemerintah, perusahaan lain, pelanggan-pelanggan PT. CPI, masyarakat dan sesama rekan kerja.4. Kinerja yang unggulPT. CPI memiliki tekad untuk stay ahead (tetap unggul) dalam setiap hal yang dilakukan, dan berupaya keras untuk terus menjadi lebih baik.

0. Tanggung jawabPT. CPI bertanggung jawab, baik secara perorangan maupun sebagai kelompok untuk setiap hal yang dikerjakan maupun untuk setiap tindakan yang dilakukan.0. PertumbuhanPT. CPI mencari peluang-peluang serta terobosan baru serta menyukai perubahan yang mendukung pembaharuan dan kemajuan. 0. Perlindungan terhadap manusia dan lingkunganPT. CPI memberikan perlindungan keselamatan kerja dan kesehatan, baik terhadap manusia maupun lingkungan.5.5 Strategi PT. Chevron Pacific IndonesiaPT. Chevron Pacific Indonesia (CPI) memiliki strategi untuk menyelaraskan dan mengintegrasikan organisasi PT. CPI, menumbuhkan keyakinan, serta membedakan PT. CPI dari perusahaan pesaing lainnya.5.5.1 Strategi Bisnis UtamaStrategi bisnis utama PT. Chevron Pacific Indonesia adalah mengembangkan posisi terintegrasi di wilayah-wilayah yang sedang tumbuh di dunia. Adapun operasi yang akan dilakukan antara lain:1. Operasi Hulu GlobalMemiliki pertumbuhan yang menguntungkan dalam kegiatan bisnis inti dan membangun posisi legendaris yang baru.2. Operasi Gas GlobalMengkomersialkan kepemilikan sumber gas PT. Chevron Pacific Indonesia dan mengembangkan bisnis gas global yang berdampak tinggi.3. Operasi Hilir GlobalMeningkatkan penghasilan dari bisnis inti dan pertumbuhan selektif dengan fokus pada penciptaan nilai yang terintegrasi.4. Energi Yang TerbarukanBerinvestasi pada teknologi bagi energi yang terbarukan dan merebut posisi menguntungkan pada sumber daya penting energi yang terbarukan.5.5.2 Strategi KeberhasilanStrategi keberhasilan yang diterapkan di semua bidang kegiatan yang dilakukan perusahaan antara lain:1. Berinvestasi pada sumber daya manusia untuk mencapai tujuan strategis2. Mengingkatkan pemanfaatan teknologi untuk mencapai kinerja yang unggul dan pertumbuhan yang tinggi.3. Meningkatkan kemampuan organisasi untuk menghasilkan kinerja kelas dunia dalam bidang keunggulan operasi, pengurangan biaya, pengelolaan aset, dan peningkatan keuntungan

5.6 Stuktur Organisasi PT. Chevron Pacific IndonesiaStruktur organisasi dalam suatu perusahaan memegang peranan penting dalam berbagai aspek perusahaan tersebut. PT. CPI mengalami beberapa fase sistem organisasi. Awalnya PT. CPI menggunakan sistem organisasi line and staff seperti struktur organisasi yang digunakan dikebanyakan perusahaan. Tetapi selanjutnya padaera globalisasi sekarang, PT. CPI dituntut untuk menyesuaikan diri agar dapatbersaing 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 prosespekerjaan. Dalam SBU ini dibentuk unit-unit yang terdiri dari tenaga kerja yangmemiliki disiplin ilmu dan keahlian tertentu. Dalam unit ini setiap anggotadiarahkan 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 ExecutiveVice President & Managing Director yang akan membawahi beberapa bagian seperti Senior Vice President Sumatera, Publik Affairs Sumatra, Coorporate 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 perusahandengan semboyan Our Journey To World Class Company ini semakin tinggi. Hal ini sangat perlu mengingat tingkat persaingan dan biaya produksi yangsemakin tinggi, sementara harga minyak dan cadangan minyak bumi semakinmenurun 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 Sumatran Light Crude. Wilayah operasinya meliputi lapangan Minas.3. SBU Bekasap (yang mengelola ladang bagian utara), dengan wilayah operasi 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 eksplorasinya telah 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 Sumatra, operasi pengeboran, kontrak-kontrak jasa bersekala 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 penggandaan barang-barangumum, 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 meneger. Manager dibantu oleh beberapa tim meneger dan dibawah tim meneger terdapat beberapa orang tim leader.Pada tahun 2002 yang lalu PT. CPI kembali merubah strukturmanajemennya menjadi IndoAsia Business Unit (IBU) sebagai hasil penggabungan antara Chevron dan Texaco dimanabentuk strukturnyahampir sama dengan sistem SBU dan perubahan hanya terdapat pada sistem pemegangsaham.5.7 Kegiatan Operasi PT. Chevron Pacific IndonesiaKegiatan operasi yang berlangsung di PT. CPI Duri secara garis besar meliputi tiga tahap kegiatan, antara lain:a. Eksplorasi, yaitu suatu kegiatan untuk menemukan indikasi adanya minyak didalam perut bumi hingga dilakukan pengeboran.b. Eksploitasi, yaitu suatu kegiatan untuk mengambil minyak didalam perut bumi.c. Produksi, yaitu pengolahan minyak dari perut bumi yang berawal dari well production hingga shipping line menuju tangki penyimpanan di Dumai. Minyak mentah yang disalurkan ke Dumai harus memenuhi standar yang telah ditentukan (BS&W < 1 %).5.7.1 EksplorasiMasa 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, yang mana,1. Metode geologi, terdiri atas :a. Areal Mapping .b. Field Geological Method.c. Surface Geological Methodd. Palaentological Method2. Metode geofisika, terdiri atas :a. Magnetic Method b. Gravity Methodc. Seismic Method

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 didaerah yang lebih keselatan. Eksplorasi pertama baru dilakukan pada tahun 1937, dan pada tahun 1941 telah 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 sumur-sumur 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 didaerah ini. Daerah eksplorasi PT. CPI dapat dilihat pada Gambar 5.2.Gambar 5.2 Daerah Eksplorasi PT. CPISetelah Perang Dunia II, PT.CPI kembali melanjutkan program eksplorasi disamping mengembangkan Minas. Enam sumur pengembangan dapat diselesaikan pada tahun 1950. Riset geologis dan pemetaan permukaan dilakukan diseluruh daerah operasi pada tahun 1951, yang diikuti dengan pengeboran dan observasi geologis empat tahun kemudian. Pada tahun 1990, pengeboran yang dilakukan telah menghasilkan 119 penemuan sumur minyak dan gas, untuk produksi minyak telah menghasilkan 7 miliar barrel.5.7.2 EksploitasiEksploitasi 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 reservoar 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 :1.Primary recoveryPada 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 production2. 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 (waterflooding)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 reservoirdan tersimpan di celah-celahbatuan 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 (end of field / abandonment). Untuk pengeboran terdiri dari tiga tahap, yaitu ; Wildcat well, Development Drilling dan Delineation Drilling.5.7.3 ProduksiKegiatan produksi adalah kegiatan pengambilan minyak dari temuan sumur-sumur hasilkegiatan eksplorasi dengan menyalurkan melalui pipa-pipa. Hingga tahun 1990, produksi akumulatif PT. CPI telah melebihi tujuh milyar barrel yang berasal dari 3.237 sumur dan tersebar di 96 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 menggunakan mercu bor untuk pengeboran eksplorasi dan pengembangan.Untuk meningkatkan dan mempertahankan laju produksi maka pada tahun 1970 dan 1974 dilakukan program penyuntikan air (water flooding) masing-masing dilapangan Minas dan lapangan Kotabatak 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 (steamflood) di seluruh lapangan Duri atau Duri Steam Flood (DSF) yang telah dilakukan secara terpola. Proyek ini diresmikan oleh Presiden Soeharto pada tanggal 3 Maret 1990 yang merupakan proyek sejenis terbesar di dunia dengan menggunakan teknologi maju dan pertama di Indonesia.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 apakah11 5/8 acre pola 7 titik adalah ukuran geometri pada pola ideal untuk mengembangkan ladang yang mempunyai ketebalan pasir lebih dari 100 kaki dan15 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 tahun1990 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 5.1 Sejarah Proyek Injeksi Steam Mulai Dari First Production Tahun 1958 Hingga Tahun 1999KEGIATANTAHUN

Discovery1941

First production1958

Water injection pilot1960

First cyclic steaming1967

Steam injection pilot and caustic study1975

Simulation reservoir study1981

Steam injection area 011985

Steam injection area 021986

Steam injection area 031988

Steam injection area 041990

Steam injection area 051992

Steam injection area 061994

Steam injection area 071996

Steam injection area 081997

Steam injection area 091999

Penggenangan air panas (hot water flood) di Kedua diakhiri tahun 1990 denganreaksi 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. Jika di ladang minyak Duri dilakukan 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.5.8 Health, Enviroment and Safety (HES)Untu