Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Potensi sumber daya minyak dan gas Indonesia saat ini masih cukup besar, terutama di area lepas pantai. Salah satu metode transmisi dan distribusi yang efektif dan efisien adalah dengan menggunakan pipa bawah laut. Pada proyek pembangunan pipa bawah laut seringkali ditemui masalah-masalah yang dapat menyebabkan kegagalan sehingga mengakibatkan menurunnya kinerja proyek. Masalah-masalah yang timbul dapat diakibatkan oleh beberapa aspek, termasuk diantaranya aspek teknis dan lingkungan. Oleh karena itu analisa berbasis risiko akan dilakukan pada penelitian ini dan diharapkan dapat menghasilkan strategi pengelolaan risiko yang baik sehingga kinerja waktu dan biaya pada proyek pembangunan pipa bawah laut dapat dioptimalkan.

---

Oil and gas resources in Indonesia is still quite large, especially in offshore area. Subsea pipeline is one of the transmission and distribution method which effective and efficient. In subsea pipeline construction project often encountered problems that can cause a failure resulting in reduced performance of the project. The problems that arise can be caused by several aspects, including technical and environmental aspects. Therefore, a risk-based analysis will be carried out in this research study and is expected to produce a good risk management strategy so that the performance of the time and cost of the subsea pipeline construction project can be optimized."

"Potensi bahaya yang terjadi selama fase FEED (Front End Engineering Design) mengakibatkan kegagalan proyek pipa bawah laut yang diderita dari berbagai aspek baik dari kerugian dana, lingkungan dan bencana alam. Perlu ditentukan metode yang tepat dalam menentukan tingkat risiko dan mitigasi pada integritas pipa sehingga meningkatkan keamanan dan mengurangi potensi risiko. Penerapan analisa risiko metode Risk FMEA yang memperhatikan faktor deteksi dan analisa biaya dengan Monte Carlo, dapat meningkatkan ketepatan mengambil kebijakan risiko, optimalisasi dalam penerapan strategi inspeksi, monitor dan evaluasi risiko. Hasil analisa risiko didapatkan 13 tindakan rekomendasi penanggulangan potensi bahaya yang berasal dari 56 potensi risiko yang ada. Nilai perbandingan antara biaya pemeliharaan dan penanggulangan risiko dibandingkan dengan dampak risiko adalah 0,0986. Analisa yang dilakukan menyatakan bahwa penerapan rekomendasi risiko tersebut dapat menghilangkan potensi bahaya pada proyek pipa bawah laut.

---

Potential hazards that occured during phase FEED (Front End Engineering Design) were resulted in the failure of subsea pipeline project and reviewed from various aspects both from financial lost, environmental and natural disasters. The exact method had to be determined the level of risks and mitigate the integrity of pipeline in order to increase security and reduce potential risks.

The approach of the Risk FMEA method which consider the value of detection and analyze pusing Monte Carlo method can improve the accuracy of risk policies, implementation of the strategies, inspection, monitoring and evaluation of risks.

This risk analysis results obtained 13 actions of hazard mitigation which were initally 56 potential risks. The value comparison between the cost of maintenance and control of risk were compared and its value was 0.0986. The implementation of risk analysis? result can be conducted in order to eliminate the potential hazards of subsea pipeline projec."

"Analisis risiko pada pipa bawah laut 16? Main Oil Line EFPRO - EKOM di Laut Jawa ini dilakukan mengingat adanya potensi bahaya dan risiko tumpahan minyak sehingga dapat berdampak pada ekosistem laut disekitar operasi kerja. Penelitian ini bersifat deskriptif analitik dan dilakukan dengan metode semi kuantitatif. Model yang digunakan dalam penelitian ini adalah model penilaian risiko yang dikembangkan oleh Kent Muhlbauer (2004) dalam bukunya Pipeline Risk Management. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan tingkat risiko relatif sehingga didapatkan gambaran risiko yang berguna bagi manajemen dalam mengambil keputusan guna mencegah kejadian kecelakaan yang diakibatkan kegagalan pipa. Hasil dari penelitian ini menunjukan bahwa pada pipa sepanjang 32.14 km tersebut memiliki nilai rata-rata untuk Design Index sebesar (59.13), Corrosion Index (68.16), Third-party Damage Index (72) dan Incorrect Operations Index (82). Sedangkan nilai risiko relatif tertinggi adalah pada Kilometer Post (KP) 0-1 jalur pipa.

---

Risk analysis of subsea pipeline 16" Main Oil Line (MOL) EFPRO - EKOM located at Java Sea was conducted because of the potential hazards and the risk of oil spills that possible impact on ecosystems around the work operations. This research is descriptive analytic and performed by semi-quantitative method. The model used in this study is a model of risk assessment developed by Kent Muhlbauer (2004) in his book ?Pipeline Risk Management.

The purpose of this study was to obtain relative risk that are useful to management in making decisions in order to prevent the occurrence of accidents which caused by the failure of the pipe.

The results of this study showed that the pipeline along the 32.14 km has an average value for the Design Index (59.13), Corrosion Index (68.16), Third party Damage Index (72) and Incorrect Operations Index (82). While the value of the highest relative risk was at Kilometre Post (KP) 0-1 pipeline."

"Kebocoran hidrokarbon dapat menyebabkan konsekuensi yang serius di berbagai aspek. Di samping berperan dalam polusi lingkungan, kebocoran yang berulang juga membutuhkan biaya perbaikan yang tinggi. Penelitian ini bertujuan untuk meminimalisir terjadinya kebocoran berulang dan mencegah terjadinya kebocoran di sistem perpipaan dengan aliran 3 fasa lainnya. Penelitian ini menggunakan analisis kuantitatif untuk mendapatkan level risiko, menghitung estimated life dan memperkirakan jadwal inspeksi atau mitigasi berikutnya. Penyebab utama terjadinya kebocoran berulang diketahui menggunakan analisis kuantitatif dari Fault Tree Analysis (FTA). Diagram bow tie menggambarkan safeguard yang dibutuhkan untuk mencegah dan mengontrol terjadinya kebocoran. Terdapat 8 sistem perpipaan yang mengalami kebocoran berulang pada 3 tahun terakhir. Dari hasil penelitian didapatkan level risiko beberapa pipa berada pada area kuning dan merah dengan 1 pipa dalam kondisi unfit. FTA menunjukkan adanya 4 penyebab utama terjadinya kebocoran berulang dan dimasukkan ke dalam diagram bow tie bagian kiri. Dapat disimpulkan bahwa analisis risiko ini dapat digunakan untuk meminimalisir dan mencegah terjadinya kebocoran di sistem perpipaan 3 fasa.

---

Hydrocarbon releases might result serious consequences in various aspects. Beside contribute to environmental pollution, repetitive leakages need high repair costs. This study is aimed to minimize repetitive leakage and prevent leakage for other 3-phase piping systems. We employ the quantitative risk assessment to establish risk levels, calculate estimated life, and propose the next inspection or mitigation plan. The most relevant root causes can be obtained through quantitative Fault Tree Analysis (FTA). A bow tie diagram will represent safeguards to prevent and control hydrocarbon releases. Eight piping systems that have suffered repetitive leakage are investigated. It has been found that the risk level of some piping systems in yellow and red areas with 1 pipe in unfit condition. FTA shows 4 basic events as root causes of leakage, and input them as threats in a bow tie. It can be concluded this analysis can be used to minimize and prevent leakage for 3-phase piping systems."

"Dalam operasi industri migas lepas pantai instalasi pipa bawah laut digunakan sebagai moda transportasi untuk memindahkan produk migas dari satu tempat ke tempat lainnya, operasi pipa bawah laut tersebut tidak lepas dari bahaya dan resiko yang bisa disebabkan oleh berbagai faktor. Mayoritas kegagalan pipa bawah laut terjadi disebabkan karena kegagalan dalam mengenali bahaya dan tidak adanya mitigasi bahaya yang tepat.Kegagalan tersebut dapat dicegah melalui suatu metode manajemen risiko keselamatan dan salah satu tahapan dari manajemen risiko tersebut adalah penilaian risiko. Pipa memiliki kerentanan dalam mengalami kerusakan yang dapat mengakibatkan berbagai insiden keselamatan yang berdampak pada keselamatan manusia, pencemaran lingkungan, serta bisnis perusahaan. Penelitian ini bertujuan untuk melakukan penilaian risiko pipa bawah laut 20 inchi yang berlokasi di perairan Kalimantan Timur milik PT.Xpada fase operasi. Penelitian ini merupakan penelitian kuantitatif dengan menggunakan data sekunder yang didapatkan dari dokumen PT. X. Metodologi penilaian risiko pipeline (DNV-RP-F107) digunakan untuk mengidentifikasi risiko. Dari hasil analisis yang dilakukan dalam penelitian ini, didapatkan bahwa penilaian Risiko pada Pipa utama 20” penyalur MIGAS PT X telah dilakukan pada skenario kejatuhan dan terseret jangkar, kebocoran pipa, dan kapal tenggelam dengan hasil penelitian menunjukan risiko yang masih bisa diterima (acceptable/minor risk). Mitigasi yang telah dilakukan oleh PT Xdalam mengoperasikan pipa 20” untuk terus dipertahankan agar risiko pada ketiga skenario yang diteliti dapat terus terkontrol dan berada pada tingkat risiko yangrendah/dapat diterima.

---

In offshore oil and gas industry operations, underwater pipeline installations are used as

transportation to move oil and gas products from one place to another, the underwater

pipeline operation cannot be separated from the dangers and risks that can be caused by

various factors. Most subsea pipeline failures occur due to failure to recognize hazards

and the absence of proper hazard mitigation. These failures can be prevented through a

safety risk management method and one of the stages of risk management is risk

assessment. Pipes have a vulnerability to damage that can result in various safety

incidents that have an impact on human safety, environmental pollution, as well as the

company's business. This study aims to conduct a risk assessment of the 20-inch

submarine pipeline located in the waters of East Kalimantan belonging to PT.X in the

operation phase. This research is a quantitative research using secondary data obtained

from PT. X. A pipeline risk assessment methodology (DNV-RP-F107) will be used to

identify risks. From the results of the analysis carried out in this study, it was found that

the Risk assessment of the 20” main pipeline for oil and gas distributor PT X had been

carried out in the scenarios of falling and being dragged by anchors, pipe leaks, and

sinking ships with the results of the study showing acceptable risks. The mitigation that

has been carried out by PT X in operating the 20” pipe is to be maintained so that the

risks in the three scenarios studied can be controlled and are at a low/acceptable level of

risk."

"Sesuai dengan kebijakan pemerintah untuk mengatasi ketersediaan energi bagi program pembangunan diperluakan suatu pengembangan lapangan gas. Pengembangan lapangan gas dilakukan oleh Kangean Energy Indonesia Ltd. yang berada di dalam di blok Kangean, berlokasi di 120 Km sebelah Utara Pulau Bali. Pengembangan ini dilakukan dengan cara pengembangan fasilitas bawah laut dan dihubungkan dengan Unit Produksi Terapung (Floating Production Unit - FPU), dan gas hasil produksi dialirkan ke Jawa Timur melalui jalur pipa gas bawah laut Pertamina Gas, East Java Gas Pipeline (EJGP). Penyambungan terhadap jalur pipa gas bawah laut EJGP dilakukan dengan teknik "Hot Tapping" yaitu suatu teknik penyambungan yang dilakukan dengan tanpa menghentikan aliran gas, sehingga tidak menggangu pasokan energi di Jawa Timur. Teknik ini biasa digunakan dalam membuat suatu percabangan pada sebuah pipa yang telah ada (existing) dengan tanpa menganggu jalannya proses operasi. Studi ini dilakukan untuk mengetahui dan mengantisipasi resiko-resiko yang akan timbul saat pekerjaan tersebut berlangsung, dan hasilnya diharapkan dapat memberikan masukan bagi pihak terkait selama proses pekerjaan dan pengoperasian. Analisa resiko semi kuantitatif dengan menggunakan sistem index scoring dan disimulasikan menggunakan software Crystall Ball, dan Shell FRED untuk resiko jika terjadi kebocoran.

---

In accordance with the government policy to address the availability energy for the development program required gas field development. Gas field development by Kangean Energy Indonesia Ltd. located within Kangean block 120 Km North of Bali island. The development was conducted by "Sub Sea Facilities Development" and connected to Floating Production Unit (FPU), and gas production flowed to East Java through East Java Gas Pipeline (EJGP) subsea gas pipeline Pertamina Gas. The connection to subsea gas pipeline EJGP by using "Hot Tapping" is a technique of connecting performed without stopping the flow of gas, so it does not interfere with energy supply in East Java. These technique is commonly used in the making of a branching on an existing pipeline without disturbing of operation.

The study was conducted to identify and anticipate risks that would arise when the work progresses, and the results are expected to provide input to related parties during the occupation and operation. Semi-quantitative risk analysis by using a scoring index system and simulated using software Crystall Ball, and Shell FRED to risk in case of a leak."

"Tesis ini membahas analisis risiko cross bridge pada pipa gas untuk mengetahui perkiraan seberapa jauh pengaruh pembangunan jembatan pipa air terhadap integritas pipa gas. Dampak dan risiko yang ada akan menjadi pertimbangan. Kajian risiko dilakukan dengan menggunakan metode Semi Quantitative Risk Assessment (Semi QRA) yang dilakukan dengan mengacu pada regulasi nasional Indonesia, Code dan Standard yang terkait dengan keselamatan operasional pipa penyalur gas serta dengan bantuan software Crystal Ball dan Shell Fred 4.0. Hasil dari kajian ini menyatakan bahwa penambahan besar tekanan beton dan konstruksi baja yang menekan pipa gas adalah tidak berbahaya bagi keberadaan pipa gas alam yang tertanam di dalam tanah. Dari kajian semi kuantitatif, disimpulkan bahwa secara keseluruhan nilai resiko keberadaan pipa transmisi gas alam yang terbenam di dalam tanah dikategorikan bernilai resiko sangat rendah (Very Low Risk). Untuk Consequence Modeling pada skenario jet fire berdasarkan variasi jarak dan diameter lubang kebocoran serta pengabaian keberadaan media tanah diketahui empat titik memiliki risiko terpapar panas dan ada satu titik berada pada daerah aman dari paparan panas apabila terjadi jet fire pada pipa gas.

---

This Thesis describe about cross bridge risk analysis on gas pipeline to determine the effect of water treatment pipe bridge construction on pipeline?s integrity. The existing risk and consequence will be consideration. Risk assessment are done using the Semi Quantitative Risk Assessment (Semi QRA) method which is done by refering to Indonesia national regulation, code and standard that related with gas pipeline operational safety and provided with Crystal Ball and Shell Fred 4.0 software.

The result of the study state that concrete pressure and steel construction that pressing the gas pipeline are not dangerous for buried gas pipeline?s existence. From semi quantitative study, it is concluded that overall the risk value of buried gas pipeline existence categorized to have the very low risk value. For Consequence Modeling in jet fire scenario, based on variable range and hole radius, and by ignoring the existence of soil, it is concluded that there are four point that has high risk to heat exposure and one point that considered safe from heat exposure in case there is a jet fire incident on gas pipeline."

"Kegiatan eksplorasi produksi minyak dan gas bumi (migas) di Lapangan Arjuna milik PT XYZ dimulai sejak tahun 1970an. Sejumlah 192 pipa penyalur bawah laut di lapangan ini masih aktif beroperasi sebagai alat transportasi migas dan 75% diantaranya sudah berumur lebih dari 25 tahun. Sekitar 17 kasus kebocoran pipa bawah laut di Lapangan Arjuna terjadi setiap tahunnya dan sebagian besar kasus terjadi pada pipa-pipa tua. Kejadian ini memberikan dampak yang cukup signifikan baik dari sisi keselamatan, lingkungan maupun bagi kegiatan operasi dan produksi migas. Program pemeliharaan pipa-pipa bawah laut ini membutuhkan biaya dan sumber daya cukup besar. Oleh karena itu, prioritisasi program ini harus diberikan pada pipa-pipa berisiko tinggi agar risiko kebocoran pipa dapat segera diturunkan. Penelitian ini bertujuan untuk melihat profil risiko 10 pipa penyalur utama minyak dan gas bawah laut di Laut Jawa yang sudah tua dan membuat program pemeliharaannya. Konsep manajemen risiko ISO 31000: 2009 digunakan dalam penelitian ini fokus pada tahapan kajian risiko (risk assessment) dan penanganan risiko (risk treatment). Pada tahapan kajian risiko, metode yang digunakan adalah metode indeks Kent Muhlbauer dikombinasikan dengan metode kajian risiko PT. XYZ dengan matriks. Metode indeks Ken Muhlbauer menggunakan empat indeks untuk menghitung potensi kegagalan sistem pipa bawah laut yaitu indeks kerusakan pihak ketiga, indeks korosi, indeks desain, dan indeks kesalahan operasi, dilanjutkan dengan analisis dampak kebocoran (Leak Impact Factor). Kemudian dilakukan perhitungan probability of failure dan consequence of failure yang dimapping pada matriks penilaian risiko perusahaan. Kajian risiko dengan kedua metode ini menghasilkan peringkat risiko (risk rangking) dan nilai risiko relatif untuk kemudian digunakan sebagai basis penentuan tingkat risiko dan prioritisasi program pemeliharaan kesepuluh pipa penyalur. Hasil akhir kajian risiko 10 pipa bawah laut utama di Laut Jawa menunjukkan ada enam pipa berisiko tinggi yang perlu diturunkan risikonya ke tingkat yang dapat diterima. Tahapan penanganan risiko dimulai dengan membuat program pemeliharaan enam pipa berisiko tinggi berdasarkan indeks paling kritikal yang dihasilkan dari penilaian risiko, yaitu korosi. Ada 10 tindakan pencegahan dan 2 tindakan mitigasi sebagai usulan program yang harus dikomunikasikan kepada pihak yang berkepentingan agar risiko kebocoran pipa penyalur utama dapat dikurangi. Salah satu tindakan pencegahan kebocoran yang diusulkan adalah penggantian pipa penyalur 16 MOL M-J sebagai prioritas utama.

---

Oil and gas exploration and production activities in the Arjuna Field, Java Sea, owned by PT XYZ began in the 1970s. A total of 192 subsea pipelines in this field are still being operated to transport oil and gas product and 75% of them are over 25 years old. There are around 17 cases of subsea pipeline incident at Arjuna Field per year which occur mainly in the 25`s year old pipelines. The incident has a significant impact in terms of safety, environment and oil and gas bussiness. Maintenance program for these pipelines require expensive cost and resources thus need prioritization. The aims of this research is to assess risk profile of aging 10 subsea oil and gas pipelines in PT. XYZ and provide risk mitigation action plan. The Kent Muhlbauers index method is used combined with companys risk matrix method. The index method uses four indexes related to the failure of the subsea pipeline system: the third-party damage index, corrosion index, design index, and incorrect operations index for probability assessment, continue with consequence assessment using leak impact factor. Then its converted to probability of failure (PoF) and consequence of failure (CoF). The calculations and mapping results risk ranking and relative risk which is used as a basis of pipeline maintenance program prioritization. The final risk assessment result of subsea pipeline in PT. XYZ shows six high risk pipelines which require risk reduction action plan to reduce the risk into acceptable level. The pipeline maintenance program is made based the most critical index, corrosion, resulting from the assessment. The program proposes 10 preventive and 2 mitigation measures that must be communicated to each responsible parties so that risk of hydrocarbon leak can be minimized. The replacement of 16 MOL M-J is proposed as a top priority of pipeline replacement program."

"Proyek EPC Engineering, Procurement, and Construction memiliki tantangan yang sangat tinggi, mulai dari saling ketergantungan antar aktifitas yang ada, fase overlaps antar masing-masing aktifitas tersebut, pemecahan aktifitas menjadi aktifitas-aktifitas pekerjaan yang lebih detail, kompleksitas struktur organisasi, dan ketidakpastian dalam akurasi prediksi yang timbul selama masa pelaksanaan. Permasalahan utama yang sering dihadapi khususnya pada Proyek EPC Pipeline adalah terjadinya cost overrun dalam proses engineering, procurement dan construction. Perubahan selalu terjadi dengan persentase berkisar antara 5 - 10 dari kontrak. Keterlibatan pihak eksternal dan internal dapat memunculkan risiko baru terhadap pihak kontraktor terutama di fase pengendalian. Oleh karena itu, diperlukan analisis risiko berbasis PMBOK 2017 yang menemukan bahwa kesalahan dalam perbedaan persepsi desain DED dengan basis desain FEED dan tidak adanya struktur organisasi change order yang merupakan risiko dominannya. Selanjutnya dilakukan evaluasi dan diketahui bahwa mitigasi risiko merupakan respon preventif yang tepat. Sementara, tindakan korektif yang tepat adalah melakukan konsinyering pada fase engineering dimulai, mediasi dengan third party institution dan membuat struktur organisasi dalam prosedur change order. Sayangnya respon risiko tersebut masih belum berjalan secara optimal bahkan terdapat respon yang tidak diterapkan, maka dari itu diperlukan beberapa langkah untuk perbaikan.

---

EPC Engineering, Procurement, and Construction projects have very high challenges, starting from interdependence between existing activities, overlapping phases between each activity, breaking activities into more detailed work activities, organizational structure complexity, and uncertainty in predictive accuracy arising during the execution period. The main problems that are often faced, especially in the EPC Pipeline Project is the cost overrun in the engineering, procurement and construction process. Changes always occur with percentages ranging from 5 10 of the contract. The involvement of external and internal parties can lead to new risks to the contractor, especially in the control phase. Therefore, it is necessary to simulate a risk model based on PMBOK 2017 which finds that difference of design perception of DED with design basis FEED and the absence of change order organizational structure are the dominant risk. Further evaluations are made and it is known that risk mitigation is an appropriate preventive response. Meanwhile, appropriate corrective action is to do consignment in the engineering phase begins, mediation with the third party institution and the making of an changes organizational structure in the change order procedure. Unfortunately, the risk response is still not running optimally and even there is a response that is not applied, therefore some steps needed to improve."