Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kebanyakan area proses produks minyak dan gas yang sedang beroperasi bekerja kearah pencapaian tujuan bagaimana pengoperasian plant secara aman dan ekonomis dalam atau sepanjang umur pakai desain. Sistem pemipaan adalah salah satu peralatan kritikal yang bertekanan pada area proses produksi minyak dan gas yang memerlukan minimal pinalty resiko kegagalan melalui perencanaan inspeksi dan strategy pemeliharaan pada pengelolaan sisa umur pakai guna memperbaiki kehandalan dan keberadaannnya dalam mencapai tujuan tersebut. Berbagai kondisl operasi berlebihan pada piping sistem tersebut cenderung mengakibatkan model-model deteriorasi dan kegagalan khususnya korosi erosi pada materialnya. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis hasil pemantauan ketebalan dinding pipa terhadap kemungkinan laju korosi erosi di lapangan Yang diukur dengan alat uji ultrasonik secara periodik di lokosi dan posisi yang sama, dan pengaruhnya terhadap iaju korosi/erosi hasil percobaan di laboratorium dimana variabel tegangan geser yang paling signifikan. Dan hasil penalilian dan percoaan ini, menunjukkan kecenderungan peningkatan laju korosi terhadap fungsi waktu yang dimodelkan dengan fungsi Y= 0.0213 X? . Hal ini dilnuklikan dengan fungsi dari laju korosi (Y) yang sangat berhubungan dengan tegangan geser dinding pipa (variabel x) dimina nilai koefisien determinasi dari persamaan tersebut adalah R = .0.9964. Artinya, akan terjadi peningkatan laju korosi (Y) sebesar 99.64% berasal dari variabel x tersebut yang dipengaruni oleh faktor laju aliran fluida gas yang mengandung H2S, Co2,O2, H2O (kondensat), ion.-F++, dan HCO3, faktor desain seperti belokan, dan pada fluida minyak mentah (crude oil) dipengaruhi oleh kerapatan fluida, kandungan pasir, mikroba, dan Iain-lain. Sedangkan sisanya 0.36% adalah faktor lain separli produk korosi dan faktor degradasi Iainnya. Fungsi laju korosi erosi yang dipengaruhi oleh variabel tegangan geser tersebut membentuk persamaan laju korosi erosi C,= 0,02?l31,}"?", dan dimodelkan dengan AC; = a.r,," ,dimana nilai a adalah merupakan slope pencepatan laju korosi erosi, dan nilai b adalah sebuah faktor konstanta dari hasil percobaan yang dipengaruhi oleh faktor cacat material, cacat laminasi, terbawa arah pergerakan tanah longsor, rusak oleh pihak ke tiga. dan lain-lain. Pengaruhnya terhadap tingkat kekritisan pada ketebalan aktual minimum yang kritis sehubungan dengan sisa umur masa pakai kritis (RL,-,;) selama 4 tahun maka dampak tingkat kegagalan (COFQM) adalah 0,5. Manfaat dari model ini adalah untuk menentukan tingkat kekritisan sistem pemipaan berdasarkan batas dampak resiko yang diijinkan dari nilai umur desain 20 tahun, yang dipengaruhi oleh pengurangan ketebalan dinding pipa yang kritis akibat kemungkinan terjadinya Iaju korosi erosi yang terus menerus pada sistem pemipaan produksi minyak dan gas. Dengan diketahuinya tingkat kekritisan dari sistem pemipaan tersebut maka perencanaan inspeksi dan strategi pemeliharaan akan sangat berperan. Sebagai prediksi semi empiris pada tingkat kekritisan dan proses penentuan tingkat keparahan karena laju korosi erosi pada sistem pemipaan. Dan untuk mengkaji laju korosi yang diakibatkan oleh faktor mekanis yang secara spesifik disebut sebagai erosi atau tergerus pada dinding ketebalan sistem pemipaan, sebagai solusi pemilihan material yang ekonomis di lapangan produksi minyak dan gas."

"Industri minyak dan gas di Indonesia sekarang sudah berkembang dengan pesat dan mendorong para pelaku industri minyak dan gas di Indonesia berlomba­ lomba meningkatkan produktivitas mereka. Untuk mencapai tingkat produktivitas yang tinggi diperlukan ketersediaan dari alat-alat produksi yang tinggi dan kondisi dari alat-alat produksi yang handal. Penerapan RCM pada fasilitas platform minyak dan gas rnerupakan salah satu cara yang tepat dalam usaha meningkatkan prodnktivitas karena fasilitas platform merupakan aset yang sangat berpengaruh terbadap prodnktivitas suatu perusahaan minyak dan gas. Alasan inilah yang mendorong saya untuk melakukan penerapan RCM pada industri minyak dan gas dan menjadikannya sebagai topik dari skripsi saya. RCM adalah teknik pemeliharaan yang menggunakan 7 pertanynan dasar, dan apabila sudah dapat dijawab maku dengan sendirinya sudah dapat diaplikasikan dengan baik. Penerapan RCM dimulai dengan kegiatan pengumpulan data dan penyusunan silsilah alat yang akan dibuat dalam satu laporan. Setelah itu ditentukan mode kegagalan yang dapat menyebabkan suatu alat tidak dapat memenuhi fungsinya. Langkah selanjutnya adalah menentukan efek dari kegagalan alat tersebut dan resiko yang akan dihadapi. Resiko yang dihadapi ditentukan apakah mempunyai resiko terhadap...

---

Oil and gas industries in indonesia nowadays have been growing significantly by put the oil and gas company to always compete and increase their productivity. To gain high level of productivity they need high availability and high reliability of their equipment. RCM implementation at oil and gas platform facilities is one of the method to increase their productivity because platform facilities is the most important asset which affect the productivity of oil and gas company. This is the reason i did the RCM implementation project at oil and gas idustry. RCM is a maintenance management method that use seven basic questions. and if the seven basic questions have been answered well, actually they have implemented RCM. RCM implementation started with data collection activity and making equipment hierarchy , and put them in one report Next step, the failure mode which will make equipment loss it's function have to be defined. The next step is to define the effect of each failure mode and the following risk The following risk have to be considered if there is any risk for safety, environmental. production loss, and follow cost. To define the risk. the risk matrices will be used. The next process is to decide wich strategy is worthed for every failure mode based on the risk level each failure. The outputs from the RCM implementation are..."

"Salah satu tugas yang harus dilaksanakan BPMIGAS sebagai badan yang dibentuk pemerintah untuk mengelola industri hulu minyak dan gas bumi adalah pengelolaan proyek investasi di bidang fasilitas produksi yang melibatkan dana lebih dari USD 2-3 milyar pertahun.Tesis ini disusun untuk membantu BPMIGAS dalam usahanya meningkatkan kinerja waktu dan mutu atas pengendalian dan pengawasan kegiatan proyek investasi fasilitas produksi pada setiap tahapan proyek.Penelitian ini dilakukan dengan pengujian terhadap berbagai fakro yang mempengaruhi proses pengendalian dan pengawasan kegiatan proyek investasi dengan melibatkan pekerja dari perusahaan minyak yang beroperasi di Indonesia dan BPMIGAS.

---

As the government agency to manage the oil and gas industry, one of the BPMIGAS?s responsibility is to manage the capital investment in production facilities project which involved the expenditure of approximately USD 2-3 billion each year.This thesis is developed to help BPMIGAS to improve it?s time and quality performance in controlling and supervising all stages of production facilities facilities.The research is carried out by assessing numbers of factors influencing the control and supervision activities involving personnel from oil companies operated in Indonesia and the ones from BPMIGAS."

"Kebocoran atau kegagalan operasi pipa penyalur akan menimbulkan bahaya bagi manusia dan lingkungan sekitarnya. Kegagalan ini seringkali terjadi dibawah umur teknis yang direncanakan. Analisa sisa umur pakai pipa penyalur yang tepat akan membantu pengguna dalam membuat perencanaan inspeksi berikutnya. Pada penelitian ini, sisa umur pakai dianalisa dengan melakukan pengujian laboratorium dan pengkajian data lapangan. Sampel uji yang digunakan adalah material spesifikasi API 5L gr. B baru standar pabrik dan material pipa unknown spec, dengan pengaruh laju korosi pada lingkungan atmosfer dan air tanah. Hasil pengujian lab dan pengkajian data lapangan menunjukkan bahwa sisa umur pakai terendah berturut-turut adalah 1,5 tahun dan 8,7 tahun. Berdasarkan regresi linier antara sisa umur pakai dan laju korosi pada pengujian lab dan pengkajian data lapangan menunjukkan bahwa keduanya memiliki hubungan dengan koefisien korelasi (r) berturut-turut sebesar 0,93 dan 0,97.

---

Leakage or failure of the operation of the pipeline would pose a danger to humans and the surrounding environment. This failure often occurs under the thickness designed. A proper remaining life analysis of the pipeline will assist users in planning the next inspection. In this study, the remaining life analyzed by laboratory testing and assessment of field data. The sample used is a new API 5L gr. B material specification and unknown spec pipe material, with the effect of the corrosion rate in atmospheric environment and groundwater.

The test results and assessment of field data showed that the remaining life of the lowest row is 1.5 years and 8.7 years. Based on linear regression, remaining life and corrosion rate between lab testing and assessment of the field data show that both have a relationship with a correlation coefficient (r) respectively of 0.93 and 0.97."

"Proses produksi minyak dan gas lepas pantai meliputi bejana, dan sistem pipa yang rentan terhadap serangan korosi. Untuk meminimalkan kegagalan yang terjadi akibat serangan korosi dan mencegah shutdown yang tidak direncanakan dipakailah sistem pemantauan korosi. Sistem pemantauan korosi disini diterapkan terbatas yaitu hanya pada bagian fasilitas proses produksi. Bagian tersebut antara lain meliputi production separator, atmospheric separator, scrubber, compressor, dan cooler. Pada system pemantauan korosi yang diterapkan sebelumnya corrosion coupon dan probe ditempatkan sangat terbatas. Evaluasi sistem pemantauan korosi dilakukan berdasarkan NORSOK M CR 505 dan NACE RP 077599. Sistem pemantauan korosi yang baru ditempatkan pada jalur pipa yang korosif seperti pada jalur masuk fluida 3 fasa, jalur keluar air, jalur keluar gas pada separator, jalur keluar minyak pada separator, dan jalur keluar gas pada cooler. Metode yang dipakai dalam pemantauan korosi ini adalah weight loss coupon, electrical resistance, linear polarization resistance, dan weld probe. Selain itu pembahasan disini juga berisikan arah penempatan alat pemantau korosi terhadap pipa untuk mendapatkan data korosi yang benar-benar sesuai dengan keadaan di lapangan.

---

Oil and gas production facility comprise of vessels and piping system that prone off corrosion attack. To minimize the failure caused by corrosion attack and to prevent unplanned shutdown the corrosion monitoring system is applied. Corrosion monitoring system discussed in this paper limit only on process production facility. Process production facility consists of production separator, atmospheric separator, gas scrubber, compressor, and cooler. On previous corrosion monitoring system, corrosion probe and coupon were very limited. The evaluation this corrosion monitoring based on NORSOK M CR 505 and NACE RP 077599. Recommendations for new corrosion monitoring system are corrosion monitoring device were applied in the corrosive line, such as, the inlet of 3 phase fluids, water outlet, gas outlet of separator, oil outlet of separator, and gas outlet after cooler. This corrosion monitoring system applies three different methods, which are, weight loss coupon, electrical resistance, linear polarization resistance, and weld probe. In this paper discussion made also covers corrosion monitoring device position in pipe to obtain most representative data about corrosion occurred."

"Suplai uap untuk kebutuhan pembangkit dari sumur-sumur produksi yang dialirkan ketabung pemisah ditentukan oleh tekanan operasi kepala sumur. Suplai uap yang diperoleh dari beberapa sumur produksi akan bergabung pada satu pipa header lalu dialirkan menuju ke separator. Tekanan operasi yang masih tinggi di kepala sumur pada bukaan katup alir maksimum dengan sistem pemipaan yang ada menyebabkan jumlah uap yang dialirkan dari sumur ke tabung pemisah tidak optimal karena terjadinya penurunan tekanan yang cukup besar antara kepala sumur dan tabung pemisah. Analisa penurunan tekanan dilakukan dengan menggunakan software Pipephase 9.2 dengan terlebih dahulu menentukan formula yang terbaik untuk flow correlation dari aliran dua fase dari masing-masing sumur menuju ke tabung pemisah berdasarkan sistem pemipaan dengan kondisi sekarang dan data simulasi tersebut dibandingkan dengan data pengukuran langsung dilapangan. Dari hasil analisa diperoleh bahwa korelasi alir 2 fasa yang sesusai untuk system ini adalah BBM+Olimen+Ansari. Berdasarkan hasil tersebut dilakukan evaluasi untuk sistem yang ada dengan melakukan pemetaan terhadap bagian dari sistem dan diperoleh bahwa penurunan tekanan terbesar terjadi pada pipa header ukuran 20". Proses pemodelan dilakukan untuk memperbesar ukuran pipa header dari 24" hingga 36" untuk memperoleh alternatif ukuran pipa yang optimal dalam mengurangi besarnya penurunan tekanan pada sistem pemipaan akibat factor gesekan sehingga produksi uap dapat meningkat dan menambah daya listrik yang dibangkitkan.

---

Deliverability of steam from the production well to Vessel is driven by the operating Well Head Pressure. Supply of steam from several production wells will go to one pipe header before going to separator. Higher Well Head Pressure will lower the deliverability of the production Well and the steam transfer from the well to the separator could not be maximized. Evaluation of pressure drop at the two phase piping system between Well Head and Vessel was conducted to minimize the pressure drop and to determine which part of the piping that experience significant high pressure drop by mapping the pressure. The pressure drop analysis was modeled using Pipe phase 9.2 Software by first determine the best flow correlation formula of two phase flow with the current piping system and then compare the result with the pressure measurement at real operating condition. The best flow correlation after simulated is BBM+OLIMEN+ANSARI. The analysis is continued by mapping the segment of piping that has high pressure drop which is the 20 inch pipe between header and separator. Model is made by enlarging the pipe diameter from 24 to 36 inch of the 2 phase flow pipe header to the separator to get the best alternative which one can minimize the pressure drop that mostly cause by friction losses so that the wells can operate at lower well head pressure and deliver more steam to the separator. "

"Skripsi ini membahas mengenai pergantian sistem bagi hasil dalam Kontrak Bagi Hasil dalam indsutri Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi di Indonesia. Sebelumnya sistem bagi hasil yang digunakan adalah cost recovery kemudian diubah menjadi sistem gross split, kemudian pemerintah melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 8 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split. Penelitian ini akan menjelaskan latar belakang dan dampak dari perubahan sistem bagi hasil tersebut. Hasil penelitian menunjukkan cost recovery digantikan karena tiga hal, yaitu meningkatnya biaya produksi dari tahun ke tahun, panjangnya birokrasi dalam sistem cost recovery dan kaitan cost recovery dengan Anggaran dan Pendapatan Belanja Negara APBN yang membuat kontraktor merasa tidak nyaman. Implementasi sistem gross split sendiri masih sangat dini sehingga terdapat beberapa peraturan perundang-undangan yang harus disesuaikan. Bentuk penelitian yang akan digunakan oleh penulis adalah yuridis normatif dan metode komparatif.

---

This thesis is mainly discussed about the change of production cost 39 s payment system in Production Sharing Contract in Indonesian 39 s Oil and Gas upstream business. Previously cost revovery is the production cost 39 s payment system that used, then government change it to gross split by signing Regulation of Ministerial of Energy and Mineal Resources Number 8 Year 2017 about Gross Split Production Sharing Contract. This research will explain the background and impact shown by the change.

The result is there are three main reason why cost recovery is replaced the increase of production cost that happen year by year, too much bureaucracy in cost recovery system and the connection of cost recovery and state finance. The implementation of gross split system itself is too early with the result that ther are some regulations that need adjustment to gross split system. The author is using normative and comparative legal research."