Penentuan Interval Waktu Perawatan Pencegahan P Gas Compression system di PT. Pertamina Hulu Energi

Hardiyanto, Ekwan (2017) Penentuan Interval Waktu Perawatan Pencegahan P Gas Compression system di PT. Pertamina Hulu Energi. Masters thesis, Institut Teknologi Sepuluh Nopember.

[img]
Preview
Text
9115201703-master_thesis.pdf - Published Version

Download (9MB) | Preview
Official URL: http://iscrbm.mmt.its.ac.id/

Abstract

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) saat ini mengelola lapangan Offshore North West Java (ONWJ). Lapangan tersebut telah beroperasi sejak tahun 1971 sampai sekarang, sehingga peralatan yang digunakan sudah relatif tua. Salah satu metode pengangkatan minyak di lapangan tersebut adalah dengan menggunakan metode gas lift. Metode ini memanfaatkan tekanan gas yang dihasilkan oleh Gas Compression System (GCS). Gas bertekanan tersebut diinjeksikan ke dalam annulus (ruang antara tubing dan casing) dan kemudian ke dalam tubing produksi. Unit GCS memiliki 5 sistem utama, yaitu suction and discharge scrubber, turbin gas, kompresor, interstage cooler dan support and others. Data kegagalan yang diperoleh menunjukkan bahwa kelima bagian tersebut memiliki komponen-komponen dengan tingkat kegagalan yang tinggi. Oleh karena itu, sebagai langkah awal akan ditentukan interval waktu perawatan pencegahan (Tp) dari kelima bagian unit GCS dengan laju biaya perawatan pencegahan yang minimum, dan juga mampu menghasilkan keandalan (R) dan ketersediaan (A) yang memenuhi persyaratan perusahaan. Ada tiga langkah yang ditempuh untuk menentukan Tp yang optimum. Langkah pertama adalah melakukan pengumpulan, pengolahan, penentuan distribusi dan parameter dari data waktu antar kegagalan (TBF) dan waktu perbaikan (TTR). Langkah berikutnya adalah melakukan iterasi waktu operasi (Ti) dan Tp untuk menentukan laju biaya perawatan minimum, keandalan dan ketersediaan. Iterasi ini diterapkan untuk setiap bagian utama dari GCS yang tersusun secara seri. Tp dengan laju biaya pemeliharaan terendah ditetapkan Tp optimum. Dari penelitian ini diperoleh nilai Tp, R dan A yang bervariasi pada masingmasing sistem dengan laju biaya sebesar USD 612.339/day. Nilai optimum Tp pada sistem suction & discharge scrubber adalah 400 jam, dengan R dan A sebesar 0.972 dan 0.99. Nilai optmum Tp pada sistem kompresor sebesar 1200 jam, dengan R dan A sebesar 0.974 dan 0.994. Nilai optimum Tp untuk sistem turbin gas (engine) sebesar 1600 jam, dan nilai R dan A sebesar 0.975 dan 0.987. Nilai optimum Tp pada sistem fin fan cooler sebesar 220 jam dengan nilai R dan A sebesar 0.997 dan 0.97, dan pada sistem support and others diperoleh nilai Tp sebesar 2000 jam dengan nilai R dan A sebesar 0.994 dan 0.96. =============================================================================================== PT. Pertamina Hulu Energi (PHE) is working on Offshore North West Java (ONWJ) block. It has been operating since 1971 until now, so it can be said that the equipments are relatively old. One of the methods to lift the crude oil from this field is by using gas lift. This method exploits the gas pressure which produced by Gas Compression System (GCS). This compressed gas is injected into annulus (space between tubing and casing) then inserted to tubing production. This high compressed gas causing the aeration process which impacted to the decreasing of fluid weight in tubing column production. This process causing pressure at reservoir that can push the fluid from well to production facility on the surface. GCS has 5 main parts, they are suction & discharge scrubber, gas turbine, compressor, interstage cooler and support & others. From the downtime data taken, those five parts have components with high failing rate. By those explained reason, this research is aimed to determine the time interval for preventive maintenance (Tp) for those five parts with minimum maintenance cost, reliability and availability value set by the company. There were three steps to determine the optimum Tp. The first step was collected data and obtain the best distributuion of time between failures (TBF) and time to repair (TTR). The second step was to iterate the operating time (Ti) and Tp to determine the minimum preventive maintenance cost rate, reliability and availability. This iteration was applied to parts of GCS that prosseses a series system. Tp at the lowest rate of preventive maintenance costs was an optimum Tp. The optimum Tp for suction & discharge scrubber is 400 hours with reliability and availability is 0.972 and 0.99. The optimum Tp for compressor is 1200 hours with reliability and availability is 0.974 and 0.994. The optimum Tp for gas turbine is 1600 hours with reliability and availability is 0.975 and 0.987. The optimum T p for fin fan cooler is 220 hours with reliability and availability is 0.997 and 0.97. The optimum Tp for support and others is 2000 hours with reliability and availability is 0.994 and 0.96.

Item Type: Thesis (Masters)
Uncontrolled Keywords: interval waktu perawatan pencegahan, keandalan, ketersediaan, laju biaya perawatan pencegahan
Subjects: T Technology > T Technology (General)
T Technology > T Technology (General) > T56.8 Project Management
Divisions: Magister Management Technology
Depositing User: Hardianto Ekwan
Date Deposited: 07 Nov 2017 03:30
Last Modified: 05 Mar 2019 03:05
URI: http://repository.its.ac.id/id/eprint/48601

Actions (login required)

View Item View Item