Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penemuan lapangan gas besar di Indonesia saat ini semakin sulit sehingga jumlah cadangan gas akan semakin menurun. Cadangan gas yang tersisa adalah cadangan yang belum termonetisasi karena marjinal untuk dikembangkan. Produksi gas nasional dapat ditingkatkan dengan monetisasi cadangan gas baru atau yang sudah ditemukan terutama pada lapangan gas marjinal yang jumlahnya sangat banyak. Lapangan gas marjinal dapat disebabkan oleh keterbatasan jumlah cadangan, lokasi yang jauh dari fasilitas produksi ataupun kandungan impuritis hidrokarbon yang tinggi (H2S, CO2). Lapangan gas marjinal SS merupakan lapangan gas yang berada di lepas pantai pulau Kalimantan dan berjarak 30 km dari fasilitas produksi terdekat dengan perkiraan jumlah cadangan gas 765 Bcf. Metode yang dilakukan untuk dapat mengembangkan lapangan gas marjinal SS agar menguntungkan adalah dengan melakukan perhitungan multi skenario pengembangan lapangan menggunakan simulasi produksi terintegrasi untuk mendapatkan perkiraan produksi dan menggunakan cost estimation software untuk menghitung biaya yang dibutuhkan untuk pengembangan lapangan. Multi skenario pengembangan lapangan dibuat berdasarkan faktor teknis yang sangat mempengaruhi pada lapangan gas marjinal SS yaitu pemilihan penggunaan sumur vertikal atau horizontal, pemilihan laju produksi gas mulai dari 90 MMSCFD hingga 140 MMSCFD dan pemilihan ukuran diameter pipeline dari 16 inci hingga 30 inci. Setelah itu dilakukan perhitungan perkiraan produksi dan perhitungan biaya pengembangan lapangan gas marjinal SS sebagai dasar untuk perhitungan keekonomian dan melakukan analisis sensitivitas. Hasil dari multi skenario pengembangan lapangan gas marjinal SS adalah skenario pengembangan lapangan yang memberikan keuntungan terbesar yaitu menggunakan jenis sumur horizontal dengan jumlah sumur 8, laju produksi gas 140 MMSCFD, ukuran diameter pipeline 18 inci dan komulatif produksi 574.62 Bcf dengan total biaya pengembangan lapangan adalah USD 432 Million. Hasil perhitungan keekonomian skenario ini dapat memberikan keuntungan net present value (NPV) USD 75.14 Million dan internal rate of return (IRR) 15.88% sehingga lapangan gas SS dapat dikembangkan secara menguntungkan. Adapun faktor yang paling mempengaruhi keekonomian dari analisis sensitivitas adalah perubahan harga gas.

---

The discovery of large gas fields in Indonesia is currently increasingly difficult, so that the amount of gas reserves will decrease. The remaining gas reserves are reserves that have not been monetized because they are marginal to develop. National gas production can be increased by monetizing new or discovered gas reserves, especially in the large number of marginal gas fields. Marginal gas fields can be caused by limited reserves, remote locations from production facilities or high levels of hydrocarbon impurities (H2S, CO2). The SS marginal gas field is a gas field located off the coast of the island of Kalimantan and is 30 km from the nearest production facility with an estimated total gas reserve of 765 Bcf. The method used to make the SS marginal gas field profitable is to calculate multi-scenario field developments using integrated production simulations to obtain production estimates and use cost estimation software to calculate the costs required for field development. Multi-scenario field development is made based on technical factors that greatly affect the SS marginal gas field, namely selecting the use of vertical or horizontal wells, selecting gas production rates from 90 MMSCFD to 140 MMSCFD and selecting pipeline diameter sizes from 16 inches to 30 inches. After that, the calculation of production estimates and the calculation of the cost of developing the SS marginal gas field is carried out as a basis for economic calculations and conducting a sensitivity analysis. The results of the multi-scenario development of the SS marginal gas field are the scenarios that provide the greatest profit, namely using a horizontal well type with a total of 8 wells, a gas production rate of 140 MMSCFD, a pipeline diameter of 18 inches and a cumulative production of 574.62 Bcf with a total field development cost of USD 432 Million. The results of the economic calculation of this scenario can provide a net present value (NPV) profit of USD 75.14 Million and an internal rate of return (IRR) of 15.88% so that the SS gas field can be developed profitably. The factor that most influences the economics of the sensitivity analysis is the change in gas prices."

"[ABSTRAKReservoir modeling dan estamasi produksi dari proyek waterflooding di lapanganLengo telah dilakukan. Reservoir modeling merupakan langkah pertama dimanadi tahapan ini dihasilkan model reservoir geologi dari lapangan Lengo yangkemudian akan dilakukan pembagiaan kelas-kelas reservoirnya berdasarkan dataporositas. Langkah kedua adalah aplikasi teori Buckley ? Leverett yangdigunakan untuk mengestimasi nilai gain produksi dan waktu yang dibutuhkandari breakthrough hingga sumur monitor memproduksi 100% air.Berdasarkan reservoir modeling yang dikontrol oleh data core, lapisan L3/4 dilapangan Lengo dapat dibagi menjadi 5 kelas (0-9.5% kelas 1; 9.5-17.04% kelas2; 17.04-23.91% kelas 3; 23.91-28.53% kelas 4 dan 28.53-33.91 kelas 5). Padaskema waterflooding telah dipilih 9 sumur kandidat injeksi dan 11 sumur produksidimana kerakteristik reservoir sumur-sumur injeksi tersebut masuk dalam kelas 3dan 4.Aplikasi teori Buckley ? Levertt menunjukkan bahwa kecepatan waktubreakthrough sangat dipengaruhi oleh sifat permeabilitas relative minyak-air danPore volume batuan (Porositas * Ketebalan). Dari perhitungan yang telahdilakukan konfigurasi sumur injector ? produksi 3-3, 7-8 dan 9-9 diprediksi akanmenghasilkan penambahan produksi yang bagus.

---

ABSTRACTReservoir modelling and production estimastion of waterflooding project has beenconducted on Lengo filed. In this project reservoir modeling are the first steps tocreat the reservoir geology model of the Lengo field and then used to makereservoir class depent on porosity data. The second steps are the Buckley ?Levrett theory that used to estimate the gain production and time fromBreakthough until 100% water produce in monitoring well.Based on the reservoir model wich control by core data, the L3/4 reservoir inLengo field can be devided into 5 class (0-9.5% as class 1; 9.5-17.04% as class 2;17.04-23.91% as class 3; 23.91-28.53% as class 4 dan 28.53-33.91 as class 5).For the waterflooding project we use 9 wells for injection well and 11 wells forprodctuion/monitoring well where the reservoir charcteristic for all candidatewells included in class 3 and 4.Aplication of Buckley ? Leverett show that Breakthrourgh time very effected byoil /water relative permeability and pore volume (Porosity * H) of the reservoir.Based on the calculation configuration of injector-production wells of 3-3, 7-8 and9-9 will be produce good gain i.e., 218.3MSTB, 196.8 MSTB and 437.1 MSTB, Reservoir modelling and production estimastion of waterflooding project has beenconducted on Lengo filed. In this project reservoir modeling are the first steps tocreat the reservoir geology model of the Lengo field and then used to makereservoir class depent on porosity data. The second steps are the Buckley –Levrett theory that used to estimate the gain production and time fromBreakthough until 100% water produce in monitoring well.Based on the reservoir model wich control by core data, the L3/4 reservoir inLengo field can be devided into 5 class (0-9.5% as class 1; 9.5-17.04% as class 2;17.04-23.91% as class 3; 23.91-28.53% as class 4 dan 28.53-33.91 as class 5).For the waterflooding project we use 9 wells for injection well and 11 wells forprodctuion/monitoring well where the reservoir charcteristic for all candidatewells included in class 3 and 4.Aplication of Buckley – Leverett show that Breakthrourgh time very effected byoil /water relative permeability and pore volume (Porosity * H) of the reservoir.Based on the calculation configuration of injector-production wells of 3-3, 7-8 and9-9 will be produce good gain i.e., 218.3MSTB, 196.8 MSTB and 437.1 MSTB]"

"Enhanced Oil Recovery (EOR) merupakan metode tersier yang digunakan untuk meningkatkan produksi minyak bumi. Salah satu teknik yang digunakan dalam EOR yaitu chemical flooding dengan menginjeksikan bahan kimia ke dalam reservoir. Seleksi dilakukan terhadap surfaktan jenis SA (Sodium Lauril Sulfat), surfaktan jenis SB (Polioksietilen alkil eter fosfat) , dan surfaktan jenis SC (Etilen oksida propilen oksida blok kopolimer). Seleksi ini dilakukan berdasarkan 5 paramater uji yaitu Kompatibilitas, Stabilitas Termal, Kelakuan Fasa, Interfacial Tension, dan Imbibisi. Pada konsentrasi 1%, uji kompatibilitas untuk ketiga jenis surfaktan baik. Uji stabilitas termal terhadap surfaktan jenis SA cenderung stabil terhadap pemanasan, surfaktan jenis SB terdegradasi pada hari ke-30, surfaktan jenis SC mencapai cloud point pada hari ke-1 dan terdegradasi pada hari ke-60. Uji kelakuan fasa menghasilkan emulsi fasa bawah untuk ketiga jenis surfaktan. Pengukuran Interfacial Tension untuk surfaktan jenis SA, SB, dan SC berturut-turut yaitu 0,1723 mN/m, 0,0353 mN/m, dan 0,2001 mN/m. Uji Imbibisi menggunakan batuan sintetik (Pasir 70% : semen 30%), menghasilkan recovery oil untuk surfaktan jenis SA, SB, dan SC sebesar 2,09%, 0%, dan 4,16%. Uji Imbibisi menggunakan batuan sintetik (Pasir 90% : semen 10%), menghasilkan recovery oil untuk surfaktan jenis SA, SB, dan SC sebesar 2,42%, 0%, dan 4,69%. Formulasi surfaktan SC dan SA (0,9gr : 0,1gr) pada konsentrasi 1% menghasilkan nilai IFT yang optimal sebesar 0,13 mN/m dan uji Imbibisi menghasilkan recovery oil sebesar 4,84%.

---

Enhanced Oil Recovery (EOR) is a tertiary method used to improve oil production. One of technique is used in chemical EOR is flooding by injecting chemicals into the reservoir. The selection of the surfactant types are SA (Sodium lauryl sulfate), SB (polyoxyethylene alkyl ether phosphate), and SC (Ethylene oxide propylene oxide block copolymers). Selection is done by 5 parameter tests, namely compatibility, thermal stability, phase behavior, Interfacial Tension, and imbibition. At the concentration of 1%, the third compatibility test for both three types of surfactants is are relative good. Thermal stability test of the surfactant types SA tend to be stable against heating, surfactant types SB degraded on 30th day, the surfactant types SC reached the cloud point at day 1 and degraded on the 60th day. Phase behavior test of emulsions give under phase for the three types of surfactants. Measurement of Interfacial Tension for surfactant types SA, SB, and SC are 0.1723 mN/m, 0.0353 mN/m, and 0.2001 mN/m respectively. Imbibition test using synthetic rock (sand 70% : cement 30%), resulting in recovery of oil to surfactant types SA, SB and SC up to 2.09%, 0% and 4.16%. Imbibition test using synthetic rock (sand 90% : cement 10%), resulting in recovery of oil to surfactant types SA, SB, and SC up to 2.42%, 0% and 4.69%. Surfactant formulations of SC and SA (0,9 gr : 0,1 gr) at a concentration of 1% produces optimal IFT value of 0.13 mN / m and test imbibition oil recovery of 4.84%."

"Gas hasil gasifikasi mengandung partikel-partikel dan senyawa organik dalam hal ini disebut tar. Gas yang mengandung tar berlebih pada motor pembakaran dalam dapat mengakibatkan kerusakan mesin. Pada gasifier tipe downdraft yang memiliki kandungan tar rata-rata <1 g/m3 akan sulit jika aplikasikan di motor pembakaran dalam dimana kandungan tar dalam gas produser harus 50-100 mg/m3. Pengukuran tar adalah langkah awal dalam meminimalisasi kerusakan pada mesin. Metode pengukuran tar menggunakan metode gas sampling dengantabung impinger dan solvent sebagai penangkap tar. Pengukuran tar ini juga menjelaskan alat yang digunakan, cara pengambilan gas sampling, proses penimbangan hingga diperoleh kandungan tar. Gas sampling dilakukan pada sebelum dan sesudah gas cleaning dengan yang digunakan selama pengujian adalah flowrate primary air 189.6 lpm, 131.4 lpm dan 89.6 lpm dan flowrate air pada venturi scrubber 10 lpm, 20 lpm, 30 lpm. Pengujian ini juga menganalisa karakteristik tar yang terbentuk berdasarkan temperatur pada zona pirolisis.

---

AbstractGas that produces from gasification contains particles and organic compound in this case called tar. Gases that contain high level tar in internal combustion engine would damage the engine. Downdraft type of gasifier who had average mass of tar <1 g/m3 will be difficult to apply it in internal combustion engine that the tar contain in gas producer must be 50-100 g/m3. Tar measurement is the first step to minimize damage in engine. Tar measurement method using gas sampling with impinger bottles and solvent as tar absorber. This measurement also explain, tool that use on experiment, how to collect gas sampling and how to scale it until gaining mass of tar. Gas sampling collected before and after gas cleaning system with variation on primary air flowrate 189.6 lpm, 131.4 lpm and 89.6 lpm andalso water flowrate on venturi scrubber 10 lpm, 20 lpm and 30 lpm. The experiment also analyze tar forming characteristic based on temperature on pyrolysis zone."

"Penelitian ini bertujuan membahas mengenai penetapan klasifikasi barang drilling equipment yang diimpor oleh perusahaan jasa penunjang migas Pokok permasalahan dalam penelitian ini adalah bagaimana penetapan klasifikasi atas barang drilling equipment dalam rangka impor perusahaan jasa penunjang migas Penelitian ini adalah penelitian kualitatif dengan pendekatan deskriptif Hasil penelitian ini menjelaskan bahwa terdapat perbedaan penetapan klasifikasi atas barang drilling equipment yang diimpor oleh Perusahaan Jasa Penunjang Migas sebagai importir diantaranya disebabkan oleh kurangnya pemahaman dari Pejabat Bea dan Cukai mengenai barang barang drilling

---

This study adresses about the classification determination of drilling equipment goods imported by Oil and Gas Support Services Company The issue of this study is how the classification determination of drilling equipment goods imported by Oil and Gas Support Services Company This research is a qualitative research with descriptive approach The results of this study explains the reason of the emergence of differences in classification determination of drilling equipment imported by Oil and Gas Support Services Company as the importer can be caused from the lack of Officers rsquo of Customs and Excise understanding on drilling goods "

"Inspeksi dan Non-Destructive Evaluation (NDE) untuk pipa minyak dan gas adalah operasi yang signifikan untuk mendeteksi dan memprediksi kejadian kegagalan di sepanjang pipa. Pipa transmisi - pipa jarak jauh yang sebagian besar datar dan mempunyai diameter konstan - menjadi objek penelitian ini. Kompleksitas operasi dan pemeliharaan Pipeline Inspection Gauges (PIG) menyebabkan peningkatan biaya inspeksi pipa. Hal ini mendorong pertumbuhan di sektor robotik. Namun demikian, banyak dari platform robotik yang dikembangkan ini terbatas dalam segi otonomi dan akurasi pengukuran.Oleh karena itu, untuk mengatasi masalah tersebut, pengembangan In-Pipe Inspection Robot (IPIR) bernama ORION dibentuk. Sistem ini mengajukan teknik inspeksi baru yaitu dengan menggunakan depth sensory camera, yang dapat mengambil pengukuran 3D dari kerusakan pipa untuk memprediksi tingkat keparahannya. Kemampuan pengukuran ini belum dapat dicapai dari platform robotik prekursor. Oleh karena itu, ORION merangkum kedua keunggulan dari akurasi PIG dan memiliki kesederhanaan serta kemampuan beradaptasi dari IPIR. Dari segi sistem, ORION adalah robot yang sepenuhnya otonom dengan menerapkan algoritme Machine Learning, yaitu Convolutional Neural Network (CNN) untuk mendeteksi cacat pipa. Makalah ini bertujuan untuk membahas pertimbangan desain, strategi Additive-Manufacturing (AM), dan solusi sistem kontrol untuk ORION.

---

Inspection and Non-Destructive Evaluation (NDE) for oil and gas pipelines is a significant operation to detect and predict the failure instances along the pipe. Main transmission pipelines – a long-distance pipe that is mostly leveled and has a constant diameter – becomes the object of this research. The operation and maintenance complexity of Pipeline Inspection Gauges (PIGs) leads to an increase in cost. This has prompted a large growth in the sector of robotic devices. Nevertheless, many of these robotic platform developed fall short of autonomy and measurement accuracy.

Therefore, to address these circumstances, the development of an In-Pipe Inspection Robot (IPIR) named ORION was established. The system utilizes a novel inspection technique using a depth sensory camera, which can extract precise 3D measurements of pipe defects to predict their severity. This measurement capability cannot be achieved from the precursory robotic platforms. Consequentially, ORION encapsulates both merits from the accuracy of PIGs and possesses the simplicity also the adaptability of IPIR. System-wise, ORION is a fully autonomous robot that implements a Machine Learning algorithm, namely Convolutional Neural Network (CNN) for defect detection. This paper aims to cover the design considerations, Additive-Manufacturing (AM) strategy, and control system solution for ORION. "

"Produksi migas Indonesia terus mengalami penurunan justru di saat kebutuhan domestik meningkat. Rendahnya minat investasi sektor migas dianggap sebagai salah satu penyebab penurunan produksi yang berimbas secara langsung pada penerimaan negara. Selain itu, tingginya nilai cost recovery yang harus dibayar Pemerintaha kepada KKKS, juga sangat berpengaruh pada porsi bagi hasil migas yang akan diterima Pemerintah. 2015 menjadi tahun terburuk dengan catatan cost recovery yang sangat tinggi dan membuat penerimaan negara dari sektor migas defisit hingga USD1,7 Miliar. Pemerintah akhirnya menetapkan perubahan cost recovery menjadi gross split untuk meningkatkan penerimaan negara dari sektor migas sekaligus menarik minat investasi di Indonesia melalui Peraturan Menteri (Permen) ESDM Nomor 8 Tahun 2017. Permen ESDM 8/2017 kemudian mengalami perubahan melalui Permen ESDM Nomor 52 Tahun 2017 yang memuat lebih banyak aturan fiskal atraktif yang menguntungkan baik bagi Pemerintah maupun KKKS. Penelitian ini akan melihat bagaimana sistem gross split kemudian berpengaruh pada peningkatan investasi migas hingga akhir tahun 2018. Tinjauan analisis didasarkan pada teori dan dasar aturan investasi migas yang diatur khusus dalam UU Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Selanjutnya juga akan dibahas mengenai sistem Production Sharing Contract (PSC) dengan melihat perbandingan aturan fiskal antara cost recovery dengan gross split. Penelitian dilakukan dnegan menggunakan metodologi penelitian normatif, yaitu melakukan analisis pada aturan hukum terkait pengusahaan migas, investasi dan gross split, merujuk pada Peraturan Perundang-undangan, Peraturan Pemerintah maupun Peraturan Menteri ESDM. Jadi, data yang akan diperoleh berupa data sekunder (bahan hukum primer dan sekunder). Pengumpulan data dilakukan melalui document study dan wawancara langsung pada Dirjen Migas Kementerian ESDM dan KKKS Nasional yang telah menandatangani kontrak dengan sistem gross split. Kesimpulan yang diperoleh dari penelitian ini ialah: Pertama, dasar penerapan aturan gross split adalah Permen ESDM Nomor 8 Tahun 2017 beserta perubahannya pada Permen ESDM Nomor 52 Tahun 2017 tentang Sistem Bagi Hasil Gross Split. Penerapan gross split mengakar pada Pasal 1 ayat 19 UU Nomor 22 Tahun 2001 dan tidak menghilangkan kendali negara atas pengusaan sumber daya alam dan pemegang kuasa pertambangan. Kedua, peneraan gross split yang disertai deregulasi perizinan investasi berhasil meningkatkan realisasi investasi pada tahun 2018 dengan peningkatan hingga 14,9% dibandingkan dengan tahun 2017. Dengan demikian, dapat dikatakan bahwa sistem gross split menjalankan amanat Pasal 33 UUD 1945 dengan lebih baik, yaitu mengelola sumber daya alam yang hasilnya digunakan sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat Indonesia.

---

Indonesia's oil and gas production continues to decline precisely when domestic demand increases. The low interest in investment in the oil and gas sector is considered as one of the causes of the decline in production which impacts directly on state revenues. In addition, the high value of the cost recovery that the Government must pay to the KKKS also greatly influences the portion of oil and gas profit sharing that the Government will receive. 2015 became the worst year with a record of very high cost recovery and made state revenues from the oil and gas sector a deficit of up to USD1,7 billion.

The government finally determined changes in cost recovery to gross split to increase state revenues from the oil and gas sector while at the same time attracting investment interest in Indonesia through Minister Regulation of Energy and Natural Resources Number 8 Year 2017. Then, this one modified into Minister Regulation Number 52 Year 2017 which contains more attractive fiscal rules that benefit both the Government and the KKKS.

This study will look at how the gross split system influences the increase of oil and gas investment until the end of 2018. The analysis review is based on the theory and the basic rules of oil and gas investment specifically regulated in Law Number 22 Year 2001 concerning Oil and Gas. Furthermore, it will also discuss the Production Sharing Contract (PSC) system by looking at the comparison of fiscal rules between cost recovery and gross split.

The research was carried out by using a normative research methodology, namely conducting an analysis of the legal rules relating to oil and gas exploitation, investment and gross split, referring to the Laws and Regulations, Government Regulations and Minister of Energy and Mineral Resources Regulation. So, the data will be obtained in the form of secondary data (primary and secondary legal materials). Data collection was carried out through a document study and direct interviews with the Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Natural Resources and the National KKKS who had signed a gross split system contract.

The conclusions obtained from this study are: First, the basis for the application of gross split rules is Minister Regulation of Energy and Natural Resources Number 8 of 2017 along with its amendments to Minister Regulation Number 52 Year 2017 concerning Gross Split Sharing System. The gross application of the split takes root in Article 1 paragraph 19 of Law Number 22 Year 2001 and does not eliminate state control over the natural resources and holders of mining rights. Second, the implementation of gross split accompanied by deregulation of investment licensing has succeeded in increasing investment realization in 2018 with an increase of up to 14.9% compared to 2017. Thus, it can be said that gross split systems carry out the mandate of Article 33 of the 1945 Constitution better, namely managing natural resources whose results are used as much as possible for the prosperity of the Indonesian people."

"Penelitian disertasi ini menganalisis fenomena transmisi budaya korupsi pengelolahan sumber daya minyak dan gas alam di Indonesia, semenjak dikelolah oleh Permina kemudian menjadi Pertamina dan saat ini menjadi PT. Pertamina,Tbk, di tandai oleh adanya budaya korupsi. Permasalahan penelitian ini adalah Indonesia dibekali dengan sumber daya alam yang melimpah, termasuk sumber daya minyak dan gas alam. Seharusnya sumber daya minyak dan gas alam tersebut dikuasai oleh negara demi sebesar-besarnya kemakmuran rakyat. Kenyataannya rakyat Indonesia tidak juga sejahtera walaupun melimpahnya sumber daya minyak dan gas alam tersebut. Penelitian ini studi kasus kebudayaan korupsi, pendekatan metode penelitian kualitatif, Jenis penelitian ini etnografi, subjek penelitian para aktor pada habitus korupsi. Teknik pengelolahan data; metode wawancara dari informan secara struktur, metode pengelolahan data yang digunakan untuk menelusuri data historis, Teknik analisis data memilah-milahnya menjadi satuan, mensintesiskannya. Hasil penelitian tampak dengan jelas bahwa korupsi pengelolahan sumber daya migas di Indonesia telah terbentuk membudaya, Hal tersebut mendukung dan memperkuat dugaan tentang telah membudayanya korupsi di Indonesia, karena transmisi dan struktur lembaga serta induvidu yang korup. Transmisi budaya korupsi dalam pengelelohan sumber daya migas di Indonesia diawali dengan transmisi budaya penyalahgunaan kekuasaan (culture of abuse of power) kecendurungan melakukan korupsi sebagai perilaku dilakukan oleh siapa saja, karena adanya konflik kepentingan terutama pelakunya para pemegang kekuasaan dan kewenangan, habibtus proses mendapatkan kekuasaan dan kewenangan di lembaga negara dan lembaga badan usaha milik negara (BUMN) dalam hal ini Pengelolahan Sumber Daya Minyak dan Gas Alam di Indonesia yang dipenuhi dengan mekanisme transaksional dalam setiap momen transisi, telah menyeret proses pemerintahan ke dalam pusaran korupsi. Para aktor korupsi disebabkan kecintaan terhadap uang, kecintaan terhadap gaya hidup yang mewah merupakan akar dari kejahatan. Saran peneliti, mensolisasikan kepada seluruh komponen bangsa melakukan bshame culture dan pembatasan diskresi kepada para birokrat, eksekutif dan legislatif sebagai pejabat publik, serta diperlukan kontrol sosial kepada pejabat publik di lembaga negara sebagai chek and balance secara independent.

---

This dissertation research analyzes the phenomenon of the transmission of the culture of corruption in the management of oil and natural gas resources in Indonesia, since it was managed by Permina then became Pertamina and currently PT. Pertamina, Tbk, is marked by a culture of corruption. The problem of this research is that Indonesia is equipped with abundant natural resources, including oil and natural gas resources. The oil and natural gas resources should be controlled by the state for the greatest prosperity of the people. In fact the Indonesian people are also not prosperous despite the abundance of oil and natural gas resources. This research is a case study of the culture of corruption, a qualitative research method approach. This type of research is ethnographic, the research subject of the actors in the habit of corruption. Data processing techniques; structured interview method of informants, data processing methods used to trace historical data, data analysis techniques to sort them into units, synthesize them. The results of the study clearly show that corruption in the management of oil and gas resources in Indonesia has been cultured. This supports and strengthens allegations about the culture of corruption in Indonesia, due to the transmission and structure of corrupt institutions and individuals. The transmission of a culture of corruption in the misappropriation of oil and gas resources in Indonesia begins with the transmission of a culture of abuse of power that tends to commit corruption as a behavior carried out by anyone, due to conflicts of interest, especially the perpetrators of power and authority, habibtus of the process of gaining power and authority in state institutions and state-owned enterprises (BUMN), in this case the Management of Oil and Natural Gas Resources in Indonesia, which is filled with transactional mechanisms in every moment of transition, has dragged the government process into a vortex of corruption. Corrupt actors are due to their love of money, love for a luxurious lifestyle is the root of crime. Researcher's suggestion is to symbolize all components of the nation to carry out a share culture and limit discretion to the bureaucrats, executives and legislatures as public officials, and social control is needed for public officials in state institutions as independent checks and balances."