1

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

PT. Chevron Pacific Indonesia Duri saat ini memproduksi minyak

mentah sekitar 170,000 BOPD (Barrel Oil Per Day). Fluida yang berasal dari

sumur minyak disebut sebagai produced fluid karena masih banyak mengandung

air dengan kandungan air sekitar 80%. Produced fluid diolah terlebih dahulu pada

stasiun pengumpul atau Central Gathering Station (CGS) untuk mendapatkan

produk minyak mentah dengan kadar Basic Sediment and Water (BS&W) kurang

dari 1%. Terdapat 5 (lima) fasilitas CGS yang tersebar di seluruh lapangan minyak

Duri untuk mengolah produced fluid dari 12 area produksi yang berbeda. CGS

dengan kapasitas terbesar adalah CGS Area 5 dengan produksi rata-rata harian

saat ini adalah 52,000 BOPD. CGS Area 5 dibangun pada tahun 1992.

Bagian dari CGS yang mengolah produced fluid agar menjadi minyak

mentah yang dapat dijual adalah Oil Treating Plant (OTP). Prinsip dasar

pengolahan crude oil adalah pemisahan gas-liquid, solid-liquid dan pemisahan

oil-water, yang dapat terjadi berdasarkan perbedaan sifat fisika yang dipengaruhi

oleh cukupnya panas, waktu tinggal (retention time) dan bahan kimia

(demulsifier) yang diinjeksikan pada aliran produced fluid untuk membantu

proses pemisahan.

Bagian utama dari Oil Treating Plant untuk mendukung proses

pemisahan sampai dihasilkan minyak mentah yang dapat dijual terdiri dari

peralatan utama berikut:

Heat Exchanger

Degassing Boot Separator

FWKO dan Wash Tank

Shipping Tank

Shipping Pump

Metering

2

Proses flow di OTP dimulai dari penerimaan produced fluid yang

dipompakan dari sumur-sumur produksi (oil well producer) melalui suatu sistem

pemipaan ke stasiun pengumpul (CGS) yang berfungsi sebagai tempat pemisahan

seluruh fluida produksi.

1. Fluida dari sumur produksi masuk ke unit Heat Exchanger melalui inlet

header.

2. Heat exchanger memanaskan fluida dari temperatur fluida sekitar 140-160 ºF

sampai mencapai temperature 185-190 ºF. Panas yang terukur adalah penting

untuk pemisahan fluida produksi. Bahan kimia diinjeksikan untuk membantu

pemisahan minyak dengan air dan untuk mencegah korosi dan scaling.

3. Setelah fluida produksi melewati unit Heat Exchanger, fluida akan memasuki

unit separator yang biasa disebut Gas Boot. Gas Boot memisahkan gas dari

liquid dan menurunkan tekanan fluida sebelum masuk ke tangki Free Water

Knock Out (FWKO).

4. Gas dan uap yang dipisahkan dialirkan ke Fin-Fan Cooler untuk proses

pengolahan lebih lanjut.

5. Gas yang telah berubah menjadi kondensat dengan proses pendinginan pada

Fin-Fan Cooler akan dikirim ke condensate plant untuk pengolahan

selanjutnya sehingga menghasilkan light oil.

6. Tangki FWKO memisahkan sebagian besar air, pasir dan sedimen dari

minyak. Air dialirkan melalui pipa water leg ke fasilitas pengolahan air

(Water Treating Plant) untuk diolah sebagai sumber GFW (Generator Feed

Water) yang dikirim ke Steam Generator.

7. Dari tangki FWKO, minyak memasuki Wash Tank. Wash Tank berfungsi

sebagai tempat pemisahan lebih lanjut antara minyak dan air. Waktu retensi

(retention time) yang cukup, diperlukan untuk proses pemisahan minyak

dengan air.

8. Minyak dari Wash Tank akan mengalir ke Shipping Tank. Sebelum

dipompakan ke pipa pengapalan, crude oil harus diukur terlebih dahulu

kandungan BSW-nya (Basic Sediment and Water). Jika belum memenuhi

syarat, yaitu kurang dari 1%, maka crude oil akan disirkulasikan kembali ke

proses awal.

3

9. Air dari proses pemisahan di Wash Tank dialirkan ke fasilitas pengolahan air

untuk diproses di API separator.

10. Pasir halus yang mengendap pada bagian bawah tanki akan diambil

menggunakan sand pan dan fasilitas jetting dan dikirimkan ke Sand Removal

Facility.

Proses pemisahan minyak tersebut dapat digambarkan seperti pada

Gambar 1.1 berikut:

Gambar 1.1. Proses Pemisahan Minyak pada Fasilitas Oil Treating Plant.

(PT. CPI, 2012)

Minyak mentah yang dihasilkan, selanjutnya akan dipompakan

menggunakan pompa Low Pressure Shipping (LPS) dan High Pressure Shipping

(HPS) menuju ke terminal untuk dikapalkan di pelabuhan Dumai. Pompa LPS

memompakan dari Shipping Tank melalui Lease Automatic Custody Transfer dan

selanjutnya sebagai suction untuk HPS, seperti diagram proses dalam Gambar 1.2.

4

Gambar 1.2. Diagram Proses Pompa LPS dan HPS. (PT.CPI, 2012)

Gambar 1.3. Tangki dan Pompa Shipping (PT.CPI, 2012)

Dari unit operasi yang ada tersebut, peralatan yang bersifat statik, seperti

tanki dan bejana tekan dapat dikatakan tidak pernah mengalami kerusakan. Jika

diperlukan perbaikan berdasarkan hasil inspeksi, maka pekerjaan dilakukan

dengan cara mematikan tanki pada saat dilakukan pekerjaan pembersihan.

Peralatan rotating seperti pompa lebih sering mengalami kerusakan dibandingkan

dengan peralatan statik.

LACT UNIT METER

LPS PUMP HPS PUMP

CRUDE OIL FROM SHIPPING TANKBS&W : < 1.0%

CRUDE OIL TO DUMAI CPSBS&W : < 1.0%

LACT UNIT & SHIPPING PUMPLACT UNIT METER

LPS PUMP HPS PUMP

CRUDE OIL FROM SHIPPING TANKBS&W : < 1.0%

CRUDE OIL TO DUMAI CPSBS&W : < 1.0%

LACT UNIT & SHIPPING PUMP

5

Shipping Pump merupakan peralatan yang kritis karena jika pompa ini

tidak dapat bekerja, maka CGS tidak dapat mengirimkan produksi minyaknya,

sehingga kegiatan produksi terganggu. Berdasarkan data histori, fasilitas CGS-5

pernah mengolah minyak dengan produksi puncak sebesar sekitar 100.000 BOPD

pada tahun 2004. Dengan produksi sebesar itu maka jumlah pompa yang

terpasang adalah 8 pompa LPS dan 6 pompa HPS yang masing-masing memiliki

kapasitas terpasang rata-rata 880 gpm (=30.000 BOPD), dengan konfigurasi

seperti pada Gambar 1.5.

Penurunan produksi pada lapangan minyak yang sudah tua merupakan

hal yang pasti terjadi. Laju penurunan rata-rata produksi minyak Duri sekitar 5%

per tahun, seperti ditunjukkan pada grafik di Gambar 1.4. Hal yang sama juga

terjadi pada fasilitas CGS-5 sebagai bagian dari Duri Field. Saat ini minyak yang

dihasilkan di CGS-5 hanya sekitar 52.000 BOPD.

Gambar 1.4. Grafik Penurunan Produksi Minyak Duri (PT.CPI, 2012)

Dengan produksi saat ini sebesar 52.000 BOPD maka untuk normal

operasinya hanya diperlukan masing-masing 2 pompa LPS dan 2 pompa HPS

yang beroperasi seperti pada Gambar 1.5.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Duri Field 202.396 197.154 196.086 187.903 188.577 177.632 171.250

CGS‐5 81.775 77.708 70.122 61.347 59.172 55.353 51.607

 ‐

 50.000

 100.000

 150.000

 200.000

 250.000

BOPD

Tahun

Grafik Produksi Minyak Duri

6

Gambar 1.5. Konfigurasi Pompa LPS dan HPS pada DCS (PT.CPI, 2012)

Saat ini ketersediaan (availability) pompa LPS dan HPS dihitung secara

bulanan untuk mengetahui performance masing-masing peralatan dengan

memperhatikan total waktu operasi, waktu standby dan waktu kerusakan atau

down time. Persamaan berikut ini digunakan untuk menghitung ketersediaan

peralatan:

100%

Berdasarkan Pedoman Tata Cara Pemeliharaan Fasilitas Produksi

Minyak dan Gas Bumi yang diatur oleh BP MIGAS dalam PTK nomor

041/PTK/I/2011, ketersediaan (availability) didefinisikan sebagai kemampuan

suatu alat dalam keadaan dapat berfungsi sesuai peruntukkannya pada kondisi

operasi yang ditetapkan pada saat tertentu atau selang waktu tertentu. Sedangkan

kehandalan (reliability) adalah kemampuan suatu peralatan untuk mampu

beroperasi sesuai dengan kebutuhan untuk jangka waktu yang telah ditetapkan.

7

Ketersedian dan kehandalan peralatan harus selalu ditingkatkan dan

dipertahankan dengan tujuan untuk mendapatkan peralatan yang handal sehingga

dapat mencapai kapasitas terpasang dengan biaya operasi optimal, dengan tetap

memperhatikan faktor kesehatan, keselamatan kerja dan lingkungan hidup

(BPMIGAS, 2011).

Berdasarkan data peralatan dalam 3 tahun terakhir, data ketersediaan

pompa LPS dan HPS disajikan dalam Tabel 1.1. Saat ini target ketersediaan

peralatan kritis yang ditetapkan dalam Operations Scorecard adalah 95%. Sebagai

pembanding bahwa kebanyakkan perusahaan Jepang mentargetkan ketersediaan

peralatan lebih dari 90% (Mobley, 2002). Dari data pada Tabel 1.1 tersebut

terlihat bahwa ketersediaan pompa LPS secara konsisten melebihi target dan

untuk pompa HPS cenderung mengalami kenaikan dan sudah melebihi target pada

tahun 2012. Semakin tinggi persentasi ketersediaan peralatan maka akan semakin

baik, hanya perlu dilakukan evaluasi terhadap strategi dan biaya untuk

mendapatkannya.

Tabel 1.1. Data Availability Pompa LPS dan HPS pada Tahun 2010-2012

Redundancy peralatan sebagai standby equipment berpengaruh terhadap

ketersediaan peralatan atau sub sistim secara keseluruhan. Redundancy adalah

cara paling mudah untuk meningkatkan ketersediaan atau kehandalan sistim.

Akan tetapi dengan semakin banyak redundancy, maka biaya yang diperlukan

juga semakin besar, baik untuk pembelian dan pemasangan, maupun untuk

perawatan operasionalnya. Selain biaya, redundancy juga menyebabkan

kebutuhan area yang lebih luas, berat peralatan dan volume yang lebih besar.

Secara umum rasio keuntungan dibandingkan biaya untuk redundancy akan

Tahun Ketersediaan

LPS HPS

2010 90% 79%

2011 98% 84%

2012 *) 100% 98%

*) data sampai dengan bulan April (Sumber PT. CPI, 2012) 

8

optimal pada redundancy yang pertama dan akan menurun jika redundancy

semakin besar (Scribd, Reliability for Begineers).

Sistim Shipping Pump saat ini yang memiliki 8 pompa LPS dan 6 pompa

LPS. Sementara untuk normal operasinya hanya diperlukan masing-masing 2

pompa LPS dan 2 pompa HPS. Sehingga dapat dikatakan 2 dari 6 unit pompa

HPS dan 2 dari 8 unit pompa LPS diperlukan setiap saat untuk memastikan

operasi dapat berjalan dengan baik. Dengan kondisi seperti ini dan kecenderungan

produksi yang harus dipompakan akan semakin menurun di waktu mendatang,

maka dapat dikatakan sistim ini mempunyai redundancy yang cukup besar, yaitu

200% untuk HPS (4 pompa HPS standby) dan 300% untuk LPS (6 pompa LPS

standby).

Salah satu kerugian dari redundancy adalah biaya perawatan yang besar.

Biaya perawatan pompa LPS dan HPS dalam 3 tahun terakhir disajikan dalam

Tabel 1.2. Biaya tersebut dibagi menjadi 2 kategori, yaitu untuk kegiatan

perawatan yang bersifat pencegahan atau preventive dan predictive maintenance

serta biaya perawatan yang dikeluarkan untuk perbaikan peralatan sebagai

rekomendasi dari PM ataupun karena pompa tersebut mengalami kerusakan.

Tabel 1.2. Biaya Perawatan Pompa LPS dan HPS pada Tahun 2009-2011

Tahun Biaya Perawatan Tahunan Pompa Shipping (US$)

PM-PdM Perbaikan Total

2009 13,713.06 188,294 202,007.34

2010 11,211.31 185,816 197,027.50

2011 23,016.03 139,380 162,396.39

Total 47,940.40 513,490.83 561,431.23

Rata-rata 15,980.13 171,163.61 187,143.74

(Sumber: PT.CPI 2012)

Gambar 1.6 menunjukkan grafik pareto dari biaya perawatan masing-

masing sistim utama fasilitas OTP dalam 3 tahun terakhir yaitu antara tahun 2009

sampai dengan 2011. Berdasarkan informasi dari grafik di Gambar 1.6 tersebut,

9

dapat dilihat bahwa biaya perawatan untuk pompa LPS dan HPS menduduki

peringkat paling tinggi yang memberikan kontribusi terhadap keselutuhan biaya

perawatan. Diikuti oleh biaya perawatan sistim Sand Removal Facility, dan

seterusnya sampai dengan tangki FWKO yang memerlukan biaya perawatan

paling kecil. Selain karena sistim pompa shipping mempunyai jumlah pompa

yang paling banyak dibandingkan dengan sistim yang lain, fungsi pompa shipping

juga kritikal, sehingga perawatan yang dilakukan juga lebih ketat untuk

memastikan peralatan tidak mengalami un-planned shutdown. Sementara itu

untuk sistim yang terdiri dari tanki, seperti Wash Tank dan tangki FWKO, terlihat

bahwa biaya perawatan relatif rendah karena peralatan statik memang secara

umum lebih sedikit mengalami kegagalan. Begitu juga inspeksi yang dilakukan

lebih sedikit dan lebih lama intervalnya dibandingkan rotating equipment.

Gambar 1.6. Pareto Biaya Perawatan Sub Sistim Utama OTP CGS-5 (Sumber:

PT.CPI, 2012)

Selama ini belum pernah dilakukan evaluasi terhadap sistim Shipping

Pump yang ada, apakah jumlah peralatan pompa LPS dan HPS yang ada masih

sesuai dalam hal jumlahnya untuk mendukung operasi, ataukah dapat dikurangi ke

561.431 

213.930 

186.748 

183.471 

171.935 

107.018 

63.062 

34.851 

31.505 

31.418 

22.080 

17.949 

6.995 

 ‐

 100.000

 200.000

 300.000

 400.000

 500.000

 600.000

Biaya Perawatan

 (US$)

Sub Sistim Utama

Biaya Perawatan OTP CGS‐5 (2009‐2011)

10

jumlah yang optimal untuk menurunkan biaya perawatan. Pada umumnya Tim

Operasi senang jika memiliki redundancy yang banyak, karena akan lebih mudah

menjalankan operasi dengan memiliki fleksibilitas operasi yang tinggi. Namun,

sering kali tidak disadari bahwa banyaknya peralatan juga akan menambah biaya

perawatan.

Evaluasi perlu dilakukan untuk mengetahui berapa banyak pompa yang

dapat dinonaktifkan dari sistim ini dan disimpan di gudang atau digunakan untuk

fasilitas sejenis di tempat lain. Sebagai batasannya adalah nilai ketersediaan sistim

harus tetap dalam batas yang diinginkan untuk mendukung proses operasi yang

handal. Dengan berkurangnya jumlah peralatan, maka biaya perawatan pada

sistim ini juga akan berkurang. Evaluasi akan dilakukan dengan membuat

modeling simulasi menggunakan sofware Relex yang sudah tersedia.

1.2. Perumusan Masalah

Fungsi utama dari fasilitas Stasiun Pengumpul CGS-5 adalah melakukan

pemisahan air dan minyak, sehingga minyak yang diproduksi oleh sumur-sumur

minyak dapat dikirimkan ke pelabuhan untuk dikapalkan atau dijual dengan

memenuhi spesifikasi yang sudah ditetapkan, yaitu BSW < 1%.

Dengan memiliki peralatan yang mempunyai spare besar, maka Tim

Operasi akan memiliki kemampuan untuk meminimalkan gangguan pengiriman

minyak, karena jika salah satu pompa mati atau mengalami kerusakan, maka dapat

digantikan oleh pompa lainnya.

Kondisi seperti ini bagus dari sisi ketersediaan peralatan. Tapi disisi yang

lain, dengan banyaknya peralatan yang ada sebagai standby spare, maka secara

teori beban finansial untuk melakukan peralatan juga tinggi, baik untuk jumlah

jam kerja yang diperlukan, jumlah tenaga yang diperlukan, material consumable

yang digunakan seperti oli, spare part yang harus disediakan, lebih banyak PM

(Preventive Maintenance) yang dilakukan, lebih banyak laporan ORD (Operator

Routine Duty) yang harus dibuat.

Fasilitas yang ada didesign untuk beban kondisi produksi puncak, yaitu

sekitar dua kali dari kondisi produksi saat ini. Kondisi puncak sudah terlewati dan

11

tidak akan pernah kembali ke kondisi itu lagi, bahkan kecenderungannya akan

semakin menurun.

Dari uraian tersebut, dapat dirumuskan masalah yang akan dibahas dalam

penelitian ini yaitu:

Perlunya dilakukan evaluasi untuk melihat ketersediaan masing-masing

komponen berdasarkan data MTTF dan MTTR.

Perlunya dilakukan evaluasi atau engineering review untuk mengetahui

berapa minimal peralatan yang diperlukan dan standby sparing capacity

yang optimal dengan tetap mempertahankan availability sesuai dengan yang

telah ditargetkan oleh perusahaan.

Perlunya dilakukan evaluasi life cycle cost atau cost benefit analysis jika

dilakukan pengurangan jumlah pompa pada sistim shipping pump untuk

mendapatkan keuntungan secara ekonomi.

1.3. Batasan Masalah

Penelitian ini hanya untuk mengevaluasi ketersediaan sub sistim pompa

LPS dan HPS di CGS-5 sebagai salah satu komponen kritikal pada sistim OTP,

yang berdasarkan data memberikan kontribusi terbesar terhadap biaya perawatan

fasilitas OTP.

Data yang diambil dan digunakan adalah data dari sistim JDE yang

merupakan CMMS (Computerized Maintenance Management System) yang

dikelola oleh tim perawatan untuk tiga tahun terakhir, yaitu tahun 2009 sampai

dengan 2012. Data tersebut meliputi permintaan Work Order perawatan yang

terkait dengan tanggal terjadinya kegagalan, lamanya waktu perbaikan, jenis

masalah yang perlu penanganan, dan biaya yang diperlukan.

12

1.4. Asumsi Yang Diambil

Dalam melakukan evaluasi dan pemodelan pada penelitian ini, berikut

adalah beberapa asumsi yang diambil;

Untuk pompa yang berfungsi sama, yaitu sesama pompa LPS dan sesama

HPS dianggap merupakan komponen yang identik karena merk dan

kapasitasnya sama.

Biaya perawatan masing-masing pompa per tahun dianggap sama

berdasarkan rata-rata biaya perawatan semua pompa LPS dan HPS dibagi

dengan jumlah unit pompa yang ada.

Laju kegagalan (failure rate, λ) dan laju perbaikan (repair rate, µ) dianggap

konstan sepanjang waktu.

Sebaran data untuk kegagalan (Time To Failure) terdistribusi secara

exponensial.

1.5. Tujuan Penelitian

Tujuan penelitian ini terkait dengan permasalahan dan adanya potensi

penghematan, yaitu untuk:

Melakukan evaluasi availability masing-masing komponen untuk

mengetahui failure rate dan repair rate berdasarkan MTBF dan MTTR. Dari

hasil ini dapat dilihat komponen mana yang kondisinya lebih jelek

dibanding yang lain.

Melakukan evaluasi kebutuhan peralatan dan standby sparing capacity yang

optimal berdasarkan data kondisi produksi terkini, kapasitas masing-masing

peralatan dan data perawatannya.

Melakukan evaluasi life cycle cost atau cost benefit analysis terhadap sistim

shipping pump setelah dilakukan pengurangan jumlah komponen pompa

untuk mendapatkan keuntungan secara ekonomi.

13

1.6. Manfaat Penelitian

Dengan melakukan penelitian ini maka akan dapat memberikan

rekomendasi kepada Management PT. Chevron Pacific Indonesia, berdasarkan

evaluasi teknikal mengenai jumlah peralatan optimal yang diperlukan untuk sistim

Shipping Pump di CGS-5, sehingga dapat memberikan keuntungan yang berupa

pengurangan biaya perawatan.

Dengan menggunakan metode Markov untuk melakukan modeling, maka

akan memberikan sumbangan kepada dunia ilmu pengetahuan bahwa metode ini

juga dapat diterapkan pada industri MIGAS untuk melakukan evaluasi terhadap

peralatan yang sudah ada untuk tujuan efisiensi biaya perawatan dengan cara

mengurangi jumlah peralatan.

14

Halaman ini sengaja dikosongkan