BAB V
ANALISA PEMBAHASAN
5.1 Hasil Perhitungan Reliability dan Availability Pada Tindakan Corrective Maintenance Gas Turbine Compressor unit C-1A dan C-2A Menggunakan Metode Re-staging.
Tabel 5.1, Data Reliability dan Availability unit C-1A dan C-2A Reliability data per individu unit 03-C-1A
Reliability data per individu unit 03-C-2A
Reliability Data dua unit series 03-C-1A dan 03-C-2A !!!
Availability Data dua unit series 03-C-1A dan 03-C-2A !!
Tindakan Corrective Maintenance yang dilakukan pada unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C2A dengan menggunakan metode re-staging yaitu dikarenakan telah terjadi perubahan nilai SG (specify gravity) dari gas bumi yang akan diolah, yaitu dimana telah terjadi penurunan sebesar 0.3 poin dari standar awal disain
instalasi yaitu sebesar 0.867, kemudian pada kenyataan di lapangan ternyata gas bumi yang akan di kompres mempunyai nilai SG pada kisaran 0.6 - 0.7, sedangkan toleransi standar deviasi dari nilai SG yang sebesar 2% hanya memberikan ruang optimasi nilai batas minimum sebesar 0.850 dan maksimum sebesar 0.884, ternyata nilai tersebut tidak dapat memenuhinya. Karena nilai SG dari kandungan gas bumi yang akan di kompres berada dibawah standar batas optimasi deviasi minimum unit maka akibatnya terjadi penurunan performance pada unit Gas Turbine Compressor unit 1A dan C-2A selama beroperasi sehingga tidak terpenuhinya nilai optimasi yaitu berupa ketidak seimbangan antara input dan output yang dihasilkan. Prinsip dasarnya adalah dengan adanya penambahan atau kenaikan tekanan sebagai input pada unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C2A seharusnya berbanding lurus dengan dengan kenaikan gas bumi yang di kompres sebagai outputnya, ternyata yang terjadi adalah sebaliknya, tidak ada kenaikan gas bumi yang di kompres, hal inilah yang menyebabkan banyak daya yang terbuang selama unit C-1A dan C-2A beroperasi sehingga output yang dihasilkanpun tidak optimal.
Hasil perhitungan nilai Reliability per unit individu yang di dapatkan dari unit C-1A sebelum dilakukan tindakan Re-staging diperoleh sebesar 0.710 atau 71 %, kemudian hasil perhitungan nilai Reliability yang di dapatkan setelah dilakukan tindakan Re-staging didapatkan sebesar 0.970 atau 97 %, terjadi peningkatan nilai Reliability pada unit C-1A sebesar 26%. Kemudian pada unit C-2A sebelum dilakukan tindakan Re-staging didapatkan nilai Reliability sebesar 0.695 atau 69.5%, kemudian setelah dilakukan tindakan Re-staging didapatkan nilai Reliability sebesar 0.705 atau 70.5%, terjadi peningkatan nilai Reliability unit C-2A sebesar 1%. Karena unit Gas
Turbine Compressor C-1A dan C-2A terkoneksi secara seri maka nilai Reliability yang didapatkan adalah hasil perkalian antara individu dari masing-masing unit Gas Turbine Compressor C-1A dengan C-2A, sehingga diperoleh nilai Reliability sebelum tindakan re-staging dilakukan sebesar 0.495 atau 49.5%, kemudian setelah dilakukan tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Re-staging diperoleh nilai Reliability sebesar 0.684 atau 68.4%, terjadi peningkatan nilai Reliability pada unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-1B sebesar 18.84 % . Dari nilai Reliability unit sebesar 0.495 atau 49.5% tersebut adalah merupakan peluang unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A untuk dapat ‘melakukan fungsi dengan baik’. Karena mengandung komponen “melakukan fungsi dengan baik”, maka didalamnya secara inheren terdapat pula faktor kegagalan sistem. Peluang kegagalan dari unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A tersebut adalah kebalikan dari peluang Reliability-nya seperti digambarkan dalam ekspresi matematik (cumulative damage / failure distribution function) sbb :
Pf (t) = 1 – R(t) atau R(t) = 1 – Pf(t)
Jadi nilai Reliability atau kehandalan 2 (dua) buah unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A yang terhubung secara series, yang dinyatakan dalam satuan R sebesar R = 49.5%, sehingga bisa dikatakan bahwa peluang kegagalan cumulativenya untuk unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A adalah sebesar Pf
= 50.5%. Besaran Pf = 50.5% adalah besaran yang diperoleh sebelum dilakukannya
tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Re-staging pada unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A. Kemudian setelah dilakukan penerapan tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Re-staging pada unit C-1A
dan C-2A didapatkan nilai R = 68.4 %, dari nilai Reliability sebesar 68.4% maka peluang kegagalan cumulativenya didapatkan nilainya Pf = 31.6%, jadi nilai 31.6%
adalah merupakan peluang kegagalan cumulative unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A setelah dilakukan tindakan. Terjadi penurunan terhadap peluang kegagalan unit yaitu peluang untuk terjadinya kerusakan pada unit GasTurbine Compressor unit C-1A dan C-2A sebesar 8.9 % dan terjadi peningkatan nilai Reliability unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A yaitu peluang unit untuk dapat ‘melakukan fungsi dengan baik‘ sebesar 18.84%, sehingga diharapkan dengan meningkatnya nilai Reliability sebesar 18.84% pada unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A, unit akan handal untuk tetap dapat mendukung produksi minyak dan gas di Bravo station PHE ONWJ. Angka Reliability yang didapatkan adalah berdasarkan dari perhitungan data murni berdasar pada downtime dan operasinya unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A.
Untuk Availabilty unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A sebelum dilakukan tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Striping down adalah sebesar 0.49 (poin empat sembilan), dan setelah dilakukannya tindakan terdapat nilai Availability unit sebesar 0.69 (poin enam sembilan), terjadi peningkatan nilai Availability unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A setelah dilakukannya tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Re-staging sebesar 20% (Dua Puluh persen).
5.2 Hasil Perhitungan Realiability dan Availability Pada Tindakan Corrective Maintenance Gas Turbine Compressor Unit C-37B Menggunakan Metode Striping-down
Tabel 5.2, Data Reliability dan Availability unit C-37B "# $ % & "' ' & "( # ) "# $ % & "' ' & "( # )
Tindakan Corrective Maintenance yang dilakukan pada unit Gas Turbine Compressor C-37B menggunakan metode Striping-down yaitu dikarenakan adanya Fouling atau deposit sehingga berakibat timbulnya excessive yaitu vibrasi yang berlebihan sehingga menyebabkan adanya beberapa kendala seperti adanya temperatur yang sangat tinggi pada operasi normal, boros dalam pemakaian minyak pelumas (high lube oil consumption) dan adanya penurunan tekanan gas bumi yang di kompres, sehingga secara umum perlu dilakukan pembersihan terhadap adanya deposit pada bagian Rotor dan penggantian beberapa inner part yang sudah aus sebagai penyebab utamanya, akibat dari semuanya tersebut adalah terjadinya penurunan performance dari unit Gas Turbine Compressor C-37B.
Hasil perhitungan nilai Reliability unit Gas Turbine Compressor C-37B sebelum dilakukan tindakan Striping-down diperoleh sebesar 0.570 atau 57 %, kemudian hasil perhitungan nilai Reliability yang di dapatkan setelah dilakukan tindakan Striping-down adalah sebesar 0.645 atau 64.5%, terjadi peningkatan nilai Reliability pada unit C-37B sebesar 7.5%. Dari nilai Reliability unit sebesar 0.570 atau 57% tersebut adalah merupakan peluang unit Gas Turbine Compressor C-37B untuk
dapat ‘melakukan fungsi dengan baik’. Karena mengandung komponen “melakukan fungsi dengan baik”, maka didalamnya secara inheren terdapat pula faktor kegagalan sistem. Peluang kegagalan dari unit Gas Turbine Compressor C-37B tersebut adalah kebalikan dari peluang Reliability-nya seperti digambarkan dalam ekspresi matematik (cumulative damage / failure distribution function) sbb :
Pf (t) = 1 – R(t) atau R(t) = 1 – Pf(t)
Jadi nilai Reliability atau kehandalan unit Gas Turbine Compressor C-37B, yang dinyatakan dalam satuan R sebesar R = 57%, sehingga bisa dikatakan bahwa peluang kegagalan cumulativenya untuk unit Gas Turbine Compressor C-37B adalah sebesar Pf = 43%. Besaran Pf = 43% adalah merupakan besaran yang diperoleh
sebelum dilakukannya tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Striping-down pada unit Gas Turbine Compressor C-37B. Kemudian setelah dilakukan penerapan tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Striping-down pada unit C-37B didapatkan nilai R = 64.5 %, dari nilai Reliability sebesar 64.5% maka peluang kegagalan cumulativenya didapatkan nilainya Pf = 35.5%, jadi nilai
35.5% adalah merupakan peluang kegagalan cumulative unit Gas Turbine Compressor C-37B setelah dilakukan tindakan. Terjadi penurunan terhadap peluang kegagalan unit yaitu peluang untuk terjadinya kerusakan pada unit Gas Turbine Compressor unit C-37B sebesar 7.5 % dan terjadi peningkatan nilai Reliability unit Gas Turbine Compressor C-37B yaitu peluang unit untuk dapat ‘melakukan fungsi dengan baik‘ sebesar 7.5%, sehingga diharapkan dengan meningkatnya nilai Reliability sebesar 7.5% pada unit Gas Turbine Compressor C-37B, unit akan tetap handal untuk dapat mendukung produksi minyak dan gas di Bravo flow station PHE ONWJ. Angka
reliability yang didapatkan adalah berdasarkan dari perhitungan data murni berdasar pada downtime unit dan operasinya unit Gas Turbine Compressor C-37B.
Availabilty unit Gas Turbine Compressor C-37B sebelum dilakukan tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Striping-down adalah 0.91 (poin sembilan satu), dan dan setelah dilakukannya tindakan terdapat nilai Availability unit sebesar 0.90 (poin sembilan puluh), tidak terdapat kenaikan angka pada faktor ini karena unit C-37B setelah dilakukannya aktifitas Restaging difungsikan sebagai standby unit.
5.3 Analisis Tindakan Corrective Maintenance Menggunakan Metode Re-staging Dan Striping-down Terhadap Laju Produksi Gas di Bravo station Karakteristik dasar dari industri pengolahan sumber daya alam yang tidak dapat diperbaharui, seperti pada perusahaan minyak dan gas adalah adanya kecenderungan terhadap penurunan produksi (decline) baik itu berupa minyak mentah maupun gas bumi yang dihasilkan, apabila perusahaan tidak melakukan tindakan maintenance terhadap peralatan yang digunakan.
Grafik 5.1, Gas Compressed Bravo 2009 vs Aktifitas Re-staging
Pengaruh tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Re-staging pada unit Gas Turbine Compressor C-1A dan C-2A yang dilakukan pada bulan Agustus 2009 dan September 2009 terhadap produksi minyak dan gas di Bravo station PHE ONWJ adalah selain meningkatkan nilai Reliability dan Availability juga membuat adanya laju keteraturan dan kestabilan Gas Lift (GL) dan Gas Sales setelah dilakukannya tindakan tersebut. Fluktuasi peningkatan yang tidak teratur bisa dilihat dengan adanya kecenderungan naik dan turunnya produksi Gas Sales yang drastis serta kecenderungan adanya penurunan Gas Lift yang dihasilkan dari unit Gas Turbine Compressor Bravo station sebelum dilakukan tindakan Corrective Maintenance terhadap unit C-1A dan C-2A menggunakan metode Re-staging. Laju produksi Gas Lift cenderung lebih teratur dan mengalami peningkatan, laju produksi Gas Sales juga lebih stabil terhadap fluktuasi naik turun sehingga menjadi lebih stabil, sehingga hal ini
akan lebih memudahkan customer untuk menentukan target penerimaan Gas Sales yang dikirimkan dari ladang minyak lepas pantai PHE ONWJ.
Grafik 5.2, Gas Compressed Bravo 2010 vs Aktifitas Striping-down
Pengaruh tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Striping-down pada unit Gas Turbine Compressor C-37B yang dilakukan pada bulan Maret dan April 2010 terhadap laju produksi minyak dan gas di Bravo station PHE ONWJ adalah meningkatkan nilai Reliability juga meningkatkan laju produksi Gas Lift (GL) dan Gas Sales. dan tidak terdapat peningkatan nilai Availability unit karena setelah dilakukan tindakan unit C-37B digunakan sebagai standby unit. Hasil yang didapatkan setelah penerapan tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Striping-down juga membuat kecenderungan produksi Gas Lift lebih teratur fluktuasinya bila dibandingkan dengan sebelum dilakukan tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Striping-down pada unit Gas Turbine Compressor C-37B. Laju
produksi Gas Sales juga lebih stabil dan mengalami peningkatan sehingga hal ini akan lebih memudahkan costumer untuk menentukan target penerimaan Gas Sales yang dikirimkan dari ladang minyak lepas pantai PHE ONWJ.
5.4 Analisis Tindakan Corrective Maintenance Menggunakan Metode Re-staging dan Striping-down Terhadap Peningkatan Kapasitas Produksi Minyak dan Gas di Bravo station
Tabel 5.3, Peningkatan Kapasitas Produksi Minyak dan Gas * + , " *# "#+ '* *# + - # . / +
) 0 ' 0 ' 1 "*#
* ) 2 !
1 ", & $ ! ! !
Pengaruh tindakan Corrective Maintenance menggunakan metode Re-staging dan Striping down pada unit Gas Turbine Compressor C-1A/C2A dan C-37B Compressor C-37B terhadap kapasitas produksi minyak dan gas.
Terdapat kenaikan produksi minyak sebesar 800 BOPD (Barrel Oil Per Day) dan laju kenaikan gas 6-9 MMSCFD (6000-9000 MSCFD). Laju kenaikan minyak mentah dan gas yang terjadi pada data diatas sebetulnya difokuskan pada penerapan metode Re-staging. Sedangkan pada kegiatan pada penerapan metode Striping down adalah, karena sebelum dilakukan tindakan telah terjadi penurunan performance kemudian di ikuti oleh penurunan produksi minyak dan gas, kemudian dilakukan kegiatan Striping down yang pada dasarnya adalah kegiatan overhaul engine, maka kenaikan angka yang dicapai adalah sama dengan angka yang didapatkan pada saat sebelum terjadi penurunan performance pada unit Gas Turbine Compressor C-37B.
5.5 Analisis Penerapan Tindakan Metode Re-staging dan Striping-down Terhadap Lost Production Versus Maintenance Cost di Bravo station Tabel 5.4, Maintenance Cost tindakan Corrective Maintenance
, " *# 3 4 '* *# + - # 3 4 , & "# - ' 5 "
Tabel 5.5, Total Lost Production
6 ,, 1 '* *# + - # +"(, , " *# +"(, * ) 2 1 ", & $ ! !
Biaya atau Maintenance Cost yang dikeluarkan pada pelaksanaan tindakan Corrective Maintenance dengan menggunakan metode Re-staging pada kisaran US$600,000.00, dan Maintenance Cost pada pelaksanaan penerapan metode Striping-down sekitar US$ 80,000.00, Angka tersebut belum termasuk ongkos manpower pada masing masing kegiatan sekitar US$23,000.00. Jadi total biaya yang dikeluarkan pada penerapan metode Re-staging adalah sekitar US$ 623,000.00, dan pada penerapan metode Striping-down sekitar US$ 103,000.00.
Total downtime pada pelaksanaan metode re-staging adalah 124 (seratus dua puluh empat) hari. Total estimasi kehilangan pruduksi gas adalah 7500 MSCFD perhari, total kerugian (Lost Pproduction) gas selama 124 (seratus dua puluh empat) hari adalah 7500 x 124 = 930,000 MSCF. Untuk minyak mentah total estimasi Lost Production adalah sekitar 99,200 BOPD.
Total downtime pada pelaksanaan metode Striping down adalah 46 (empat puluh enam) hari. Total kehilangan produksi gas adalah 7500 MSCFD perhari, jadi total estimasi kerugian (Lost Production) gas selama 46 (empat puluh enam) hari adalah 7500 x 46 = 345,000 MSCF. Untuk minyak mentah total estimasi Lost Production adalah sekitar 36,800 BOPD.
