Hardiyanto, Ekwan (2017) Penentuan Interval Waktu Perawatan Pencegahan P Gas Compression system di PT. Pertamina Hulu Energi. Masters thesis, Institut Teknologi Sepuluh Nopember.
Preview |
Text
9115201703-master_thesis.pdf - Published Version Download (9MB) | Preview |
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: | 61101-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 |