Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPenelitian ini menganalisis pengakuan, pengukuran, dan pengungkapan terhadap aset milik negara yang dikelola oleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama. Teori pengakuan, pengukuran dan pengungkapan aset digunakan untuk menjelaskan fenomena pengakuan aset negara oleh KKKS. Penelitian ini menggambarkan penerapan pengakuan aset milik negara oleh perusahaan migas di Indonesia. Sampel penelitian ini adalah PT X, entitas bertujuan khusus yang mempunyai partisipasi interes sebesar 50 dari operator bersama Blok Kappa. Kontribusi utama penelitian adalah memberikan pemahaman bagi dunia pendidikan mengenai penerapan pengakuan, pengukuran, dan pengungkapan barang milik negara oleh KKKS untuk aset yang digunakan untuk kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi di Indonesia.

---

ABSTRACTThis study analyze recognition, measurement, and disclosure for state owned asset managed by Production Sharing Contract Contractor. Recognition, measurement, and disclosure theory applied to explain state owned asset recognition by PSC Contractor phenomena. This study describes Contractor practice in upstream oil and gas industry to recognize state owned asset. Sample for this study is PT X, a special purpose vehicle that owned 50 participating interest in joint operating body that operate Kappa Block. Main contribution for educational sector from this study is to give understanding in recognition for upstream oil and gas state owned asset by PSC Contractor in Indonesia."

"Penelitian ini menganalisis pengaruh perubahan ketentuan kontrak bagi hasil khususnya ketentuan mengenai penggantian biaya operasi dan ketentuan lain yang berpengaruh terhadap investasi pada blok minyak dan gas bumi. Penelitian ini menggambarkan investasi yang berdasarkan kontrak bagi hasil yang berlaku di Indonesia yaitu kontrak bagi hasil block basis, kontrak bagi hasil POD basis, dan kontrak bagi hasil gross split. Dengan adanya perubahan ketentuan kontrak apakah blok minyak dan gas bumi layak dikelola atau dikembalikan kepada pemerintah, bagaimana dampak pada penerimaan pemerintah, serta bagaimana optimalisasi pengelolaan blok minyak dan gas bumi. Sampel penelitian ini adalah kegiatan investasi kontraktor yang merupakan pengelola blok minyak dan gas bumi pada Blok X selama periode kontrak bagi hasil. Kontribusi utama penelitian adalah memberikan pemahaman bagi dunia pendidikan mengenai investasi pada blok minyak dan gas bumi.

---

This study analyzed the effect of changes in the terms of production sharing contracts in particular provisions concerning the reimbursement of operating and other conditions that affect of the oil and gas investment. This study illustrates investment by all the contract are PSC block basis, PSC POD basis, and PSC gross split. With the change in the contract terms if oil and gas blocks worth a managed or returned to the government, how the impact on government revenues, and how to optimize the management of oil and gas block. Samples were contracting investment activity which is the block of oil and gas in Block X for the PSC period. The main contribution of this research is to provide an understanding for education about the investing in oil and gas blocks."

"Optimalisasi gas lift sistem  pada salah satu lapangan fasilitas kompressi gas di lapangan A, pada PT XYZ untuk menaikkan produksi menjadi 1500 bopd dan 2.5 mmscfd. Berdasarkan perhitungan / perkiraan kebutuhan daya untuk gas lift sistem  baru adalah sebesar  100.57  KVA dan 132.33 KVA beban puncak , dimana sistem kelistrikan saat ini terdiri dari PLN 33 KVA,3 phase,50 HZ dan GEG 106 KVA,3 phase,50 HZ . Dengan kondisi seperti diatas maka sistem kelistrikan saat ini tidak dapat digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas lift sistem  yang baru sehingga memerlukan pengembangan sistem kelistrikan. Instrument air package merupakan suporting sistem  untuk gas lift sistem  yang vital, dimana  berhentinya sistem ini lebih dari 15 menit akan menyebabkan gas lift sistem  berhenti beroperasi dan menyebabkan shutdown plant. Biaya pemadaman / biaya yang diakbatkan berhentinya sistem  adalah sebesar  6199 usd/ jam. Pada penelitian ini akan dilakukan analisis pengembangan sistem kelistrikan untuk mendukung optimalisasi gas lift syatem. Analisis meliputi kriteria teknis dan non teknis. Evaluasi teknis meliputi analisis kecukupan daya, kehandalan sistem  dengan menggunakan simulator ETAP 12.6 serta indeks keandalan sistem  dengan menggunakan reliability blok diagram sedangkan untuk evaluasi non teknis melalui biaya investasi dan biaya yang timbul akibat pemadaman. Pada penelitian dilakukan 3 skenario pengembangan, skenario 1,2.1.2.2 dan 3 untuk kemudian dilakukan evaluasi baik teknis maupun non teknis. Berdasarkan penelitian skemario 2.2 merupakan sistem kelistrikan yang optimum  dengan indeks keandalan 0.9963633 dan 0.9493694 dengan biaya investasi sebesar Rp. 8.631.771.033,07. Dan biaya pemadaman sebesar RP. 2.903.023.023.515.

---

Optimization of  the gas lift sistem  in one of  gas compression facilities in field A, at PT XYZ to increase production to 1500 bopd and 2.5 mmscfd. Based on the calculation / estimation of power requirements for the new gas lift sistem  is 100.57 KVA and the beban puncak  is 132.33 KVA, while the current electricity sistem  consists of PLN 33 KVA, 3 Phase, 50 HZ and GEG 106 KVA, 3 Phase, 50 HZ. With the requirements above, the current electricity sistem  cannot be used to meet the needs of a new gas lift sistem  so that requires the development of an electrical sistem . The instrument air package is a vital support sistem  for gas lift sistem , in case the package shutdown down for more than 15 minutes will cause the gas lift sistem  shutdown and cause a plant shutdown. The cost of loss production because shutdown plant is about 6199 USD / hour. In this research, an analysis of the development of the electrical sistem  will be carried out to support the optimization of gas lift syatem. Analysis consist of Technical Criteria and Non-Technical Criteria evaluation / analysis. Technical evaluation are assessment of power adequacy, sistem  sistem  analysis using the ETAP 12.6 simulator, calculate reliability indeks using reliability block diagram and for non-technical evaluation are investment costs and cost of loss production. In the research carried out 4 development scenarios, scenarios 1,2.1,2.2 and 3. Based on the research of Scenario 2.2 is the optimum scenario."

"[ABSTRAKProduksi gross existing Lapangan X sekitar 4500 bpd (barrel per day). Rencana jangka panjang Lapangan X adalah infill drilling, work over, serta optimasi lifting minyak dan gas dengan target produksi gross 9000 bpd. Karena kapasitas maksimum dari fasilitas yang telah terpasang tidak mampu memenuhi target produksi jangka panjang, maka diperlukan penelitian penambahan peralatan produksi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui alat-alat yang perlu ditambahkan serta kapasitasnya dengan memperhatikan sisi keekonomiannya. Pada penelitian ini dilakukan simulasi produksi dengan variasi laju produksi. Penelitian dilakukan dengan menggunakan 3 skenario, Skenario I dengan laju produksi 15 MMscfd; Skenario II dengan laju produksi 20 MMscfd; Skenario III dengan laju produksi 25 MMscfd. Penambahan kapasitas fasilitas produksi dilakukan jika kenaikan laju produksi mencapai 30%. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa skenario terbaik ialah Skenario III. Peralatan yang perlu ditambahkan pada Skenario III adalah separator HP, separator LP, scrubber HP dan kompresor. Dari Analisis keekonomian yang dilakukan pada skenario III menunjukkan bahwa nilai IRR sebesar 44%, NPV pada 12%DF sebesar MUS$ 5.852,94 dan payout time 3,2 tahun.

---

ABSTRACTGross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years., Gross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years.]"

"ABSTRAKDistribusi suplai gas yang kontinu untuk pembangkit listrik tenaga gas mutlakdiwujudkan. Melalui program pemerintah 35 ribu MW, beberapa fasilitasproduksi gas dibangun oleh kontraktor X, lingkup kerja proyek terbesar yaituRusa Gas dengan kapasitas produksi terbesar di pulau Sumatera yaitu 780MMSCFD. Pada rekayasa desain / FEED proyek ini, pelaksanaan HAZID/ENVIDworkshop dimulai dari identifikasi potensi bahaya (hazard) dari berbagai disiplinkerja dan dilanjutkan dengan pendekatan analisis risiko konvensional dan metodeRFMECA guna menentukan risiko-risiko kritis dan dilanjutkan metode FTA yangdibuat dengan menetapkan risiko kritis sebagai top event yang akan diperolehpenyebab/root caused sebagai basic event yang diberi rekomendasi dan mitigasi.Dalam penelitian ini dari total keseluruhan 60 potensi risiko ditentukan 25 risikokritis meliputi kategori pengaruh dari lingkungan ke fasilitas, pengaruh fasilitas kelingkungan, bahaya operasi, bahaya proses, bahaya non proses, bahaya konstruksi.Kemudian pada risiko kritis kategori high atau very high melalui FTA, denganrisiko kritis sebagai top event diperoleh akar penyebab sebagai basic event yangkemudian dibuatkan rekomendasi dari pakar. Analisis risiko yang dilaksanakanmemperlihatkan bahwa lewat penerapan RFMECA tidak semua risiko perlu diberipenanganan risiko dimasa tahap awal ini dikarenakan adanya metode deteksidalam perhitungan RPN sehingga dapat berfokus dulu pada risiko yang palingkritis yang mengimprovisasi perencanaan/kelola risiko menjadi lebih tereduksidan efisien secara waktu.

---

ABSTRACTDistribution of supply gas sustainably to power plants is a must. Throughgoverment program 35000 MW, some of new project gas production facilitieswere built by Contractor X. The largest scope of work is Rusa Gas, has 780MMSCFD becoming itself as the largest production capacity on Sumatera. Inengineering design / FEED in this project, the implementation of HAZID /ENVID workshop starting from identification of potential danger (hazard) fromvarious disciplines work and continued with the approach to risk analysis ofconventional and methods RFMECA to determine the critical risk and followedby Failure Tree Analysis (FTA) by establishing critical risk as the top event thatwould be obtained root cause as a basic event which will be givenrecommendation and mitigation. In this research, of a total of 60 risk is thendetermined 25 critical risks including in the risk category; influences from theenvironment to the facility, the influences of the facility to the environment,operation hazards, process hazards, hazard of non-process, construction hazards.Then through FTA the critical risk that have high and very high level risk, byplacing the critical risks as the top event will be determined the root cause as abasic event which created the recommendations of the experts then. Risk analysisconducted shows that through the application of RFMECA not the overall risksneed to be handled at the early stage due to contained the detection method in thecalculation of the RPN so that team can focus first on the most risk critical so thatimprovise planning / risk management becomes more reduced and risk handlingtime become more efficient."

"Laporan magang ini membahas mengenai kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi di Indonesia yang dikelola melalui Kontrak Kerja Sama, dan bagaimana pemilihan mekanisme perhitungan bagi hasil yang berbeda akan memengaruhi penerimaan Pemerintah dan kontraktor. Sejak dahulu, perhitungan bagi hasil dilakukan dengan mekanisme pengembalian biaya operasi cost recovery. Namun, pada awal tahun ini Pemerintah menetapkan mekanisme baru, yaitu gross split, yang tidak lagi mengenal pengembalian biaya operasi bagi kontraktor. Hasil analisis menunjukkan bahwa jika dilihat secara keseluruhan, penggunaan mekanisme gross split memberikan hasil yang lebih baik bagi kontraktor, sedangkan bagi Pemerintah penggunaan mekanisme cost recovery memberikan hasil yang lebih baik.

---

This internship report analyzes about how Indonesia's upstream oil and gas operations is governed using Production Sharing Contract PSC between the Government and contractor, and how the selection of a production sharing mechanism will affect each party's take. Cost recovery mechanism has always been the choice, but early this year the Government proposes a new mechanism, gross split, where the Government no longer has to pay back the amount spent by contractor in conducting upstream oil and gas operations. The case study results indicate that contractor will be better off by using gross split mechanism, and the contrary applies for the Government."

"Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis penerapan Penyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) 14 dalam melakukan pencatatan, pengakuan, pengukuran dan pengungkapan persediaan barang impor serta International Commercial Terms (Incoterm) yang digunakan oleh PT YAI. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah deskriptif kualitatif. Hasil penelitian menunjukkan PT YAI terbukti telah melakukan pencatatan, pengakuan, pengukuran dan pengungkapan sesuai dengan Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) 14. Selain itu, PT YAI sudah memenuhi hak dan kewajiban yang timbul atas penerapan incoterm.

---

This study aims to analyze the application of Financial Accounting Standard Statement (PSAK) 14 in recording, acknowledging, measuring and disclosing imported goods inventory and the International Commercial Terms (Incoterm) used by PT YAI. The method used in this research is descriptive qualitative. The results showed that PT YAI was proven to have recorded, recognized, measured and disclosed in accordance with the Statement of Financial Accounting Standards (PSAK) 14. In addition, PT YAI had fulfilled the rights and obligations arising from the application of incoterm"

"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."

"Fasilitas produksi minyak di lapangan X beroperasi pada kapasitas produksi 800 BOPD. Perusahaan bertujuan untuk meningkatkan kapasitas produksi hingga 1100 BOPD dengan memproduksi sumur baru. Proses pemisahan pada separator bertekanan rendah beroperasi dengan pemisahan 3 tahap dengan penurunan tekanan pada setiap tahapnya mulai dari 35 psig sampai ke tekanan atmosfer. Sedangkan pemisahan pada separator bertekanan tinggi dilakukan dengan tekanan pada 335 psig. Kondisi operasi ini hanya memperoleh 39% peningkatan laju produksi minyak. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menemukan solusi inovatif untuk mengoperasikan fasilitas produksi minyak dalam peningkatan kapasitas produksi minyak dan mengatasi berbagai permasalahan dengan menyesuaikan kondisi operasi agar berjalan optimal. Dalam penelitian ini, fasilitas produksi telah dioptimalkan. Separator dan kompresor dipindahkan ke lokasi dimana sumur produksi berada untuk mengantisipasi penurunan laju produksi minyak dan penurunan tekanan yang begitu tinggi di pipa. Tekanan optimal dari separator tahap pertama pada akhirnya adalah 110 psig, separator bertekanan tinggi adalah 320 psig disesuaikan dengan tekanan pelepasan kompresor. Keuntungan dari mengoptimalkan kondisi operasi tersebut adalah peningkatan produksi minyak menjadi 41% dan kapasitas gas yang dapat dihisap kompresor meningkat sebesar 30% yang menyebabkan kapasitas gas yang dibuang ke pembakaran berkurang sebesar 47%. Kondisi operasi yang telah optimal tersebut meningkatkan keuntungan sebesar 30 miliar rupiah.

---

The oil production facility in X field operates at capacity 800 BOPD and is aimed to increase its capacity up to 1100 BOPD by producing new well. The separation process operates with 3-stage separation from at 35 psig to atmospheric pressure and 2-stage high pressure separation at 335 psig. This operating condition was only gaining 39% of increasing oil production rate.

The aim of the study is to find the innovative solution to operate the oil production facility at increasing production capacity and to overcome the constraints by adjusting the operation condition. The separator and compressor are moved to wellhead location to anticipate declining oil production rate and deliver the liquid phase and gas phase to the plant. The chemical process of the production facility is simulated.

The optimum pressure of the first-stage separator is 110 psig & high pressure separator is 300 psig adjusted to compressor discharge pressure. The gain from optimized operating condition of the separator & compressor are from 39% to 41% increasing oil production rate and 30% increasing gas capacity that is processed by compressor therefore 47% gas was recovered from flaring. This optimized operating condition of production facility raised the profit by 30 billion rupiahs."

"Laporan ini membahas tentang isu kritis akuntansi, kebijakan akuntansi, serta prosedur audit terkait aset minyak dan gas bumi di PT Ofsor yang bergerak di industri hulu migas. Pada akhir laporan terdapat analisis terhadap kebijakan akuntansi serta prosedur auditnya. Analisis kebijakan akuntansi mengacu pada teori-teori terkait dalam industri hulu migas serta standar akuntansi yang berlaku seperti PSAK 16, PSAK 64, serta standar dalam ASC 932. Sementara itu, analisis terkait prosedur audit mengacu pada standar audit internasional (ISA). Berdasarkan analisis tersebut, secara umum kebijakan akuntansi perusahaan cukup sesuai dengan standar meskipun masih butuh penyempurnaan. Prosedur audit yang dilakukan pun telah sesuai dengan teori audit serta standar audit internasional.

---

This report explains the critical issue of accounting, accounting policies, and procedures related to the audit of oil and gas properties in PT Ofsor which engaged in the upstream oil and gas sector. At the end of the report there is an analysis of the accounting policies and audit procedures. Analysis of accounting policies refers to the relevant theories and applicable accounting standards such as PSAK 16, PSAK 64, and ASC 932. Meanwhile, analysis of audit procedures refers to International Standard on Auditing (ISA). Based on those analyses, in general, the company's accounting policies are in accordance with the standards though still need improvement while the audit procedures of oil and gas properties are in accordance with the internal standards on auditing."