Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"PT. X merupakan salah satu perusahan yang bergerak bidang Eksplorasi danProduksi minyak dan gas yang beroperasi di Gresik, Jawa Timur mengalirkan gaskering dari fasilitas pengolahan darat ke Pembangkit Jawa Bali PJB . Berdasarkancatatan internal PT.X dari tahun 2007 sampai tahun 2016, terdapat 1 satu kalikejadian kebocoran pipa penyalur gas pada bulan Agustus tahun 2015 disebabkanoleh faktor ekternal. Selain terjadinya kecelakaan tersebut, beberapa kegiatanmasyarakat yang dekat dan bersinggungan dengan jalur pipa penyalur PT. Xterpantau semakin meningkat seiring dengan perkembangan kegiatan industri danpemukiman padat penduduk di daerah Gresik.Berdasarkan kondisi ini maka diperlukan kajian risiko untuk mendapatkangambaran profil serta tingkat risiko pipa apabila terjadi kebakaran dan ledakanterutama di daerah padat penduduk. Hasil penelitian dengan menggunakan kajianrisiko semi kuantitatif menunjukkan bahwa terdapat beberapa segmen jalur pipapenyalur yang mempunyai nilai Relative Risk RR yang rendah dengan nilai 0.7dan 1.8 dari nilai rata rata RR sebesar 2.4 serta dengan nilai probability of surviveberkisar antara 66.9 sampai 69.4 yang menunjukan risiko terjadinya kecelakandan adanya konsekuensi terhadap lingkungan paling besar dibanding segmen jalurpipa yang lain.Kajian risiko secara kuantitatif dilakukan terhadap beberapa segmen pipa tersebutdan hasilnya menunjukkan bahwa segmen pipa tersebut masih dalam tingkat risikoyang ACCEPTABLE dan TOLERABLE. Berbagai upaya pencegahan dan mitigasiharus dilakukan oleh PT. X untuk mempertahankan dan menurunkan tingkat risikopipa penyalur gas sampai tingkat ACCEPTABLE.

---

PT. X is one of the oil and gas exploration and production companies operating inGresik, East Java, transporting dry gas from Onshore Processing Facilities OPF to the Java Bali Plant PJB through pipeline. Based on internal records of PT.Xfrom 2007 to 2016, there was 1 one time occurrence of pipeline failure in August2015 caused by external factor. In addition to the occurrence of the accident, someactivities close to and intersect with the pipeline channel PT. X is observed toincrease in line with the development of industrial activities and densely populatedin the Gresik area.Based on this condition, an assesment is required in order to obtain a descriptionof the risk profile and the risk level of the pipeline in case of fire and explosion,especially in dense populated areas.

From the results of research by using semi quantitative risk analysis showed thatthere are several segments of the pipelines that have low Relative Risk RR withthe value of 0.7 and 1.8 of the average RR value of 2.4 and with probability ofsurvive value ranges from 66.9 to 69.4. It shows that the risk of accidents andthe impact of environmental consequences is greater than the other pipelinesegment.Quantitative risk assessments were conducted to the pipeline segments and theresults show that the pipeline segment is still at risk level ACCEPTABLE andTOLERABLE. Various mitigation and prevention efforts must be performed byPT. X to maintain and lower the risk level of gas transmission pipeline to ACCEPTABLE levels."

"Penilaian Risiko Keselamatan pada Sistem Perpipaan Gas Onshore di PT. X Sumatera Tahun 2013 dilakukan mengingat perlunya mengetahui tingkat risiko keselamatan pada proses pembangunan sistem perpipaan gas onshore ini dan daerah bertanah gambut yang banyak pepohonan dan sangat rentan terhadap kebakaran hutan yang akan mengancam keselamatan masyarakat di sekitar jalur pipa. Penelitian ini bersifat deskriptif analitik menggunakan metode analisis semi kuantitatif dengan tujuan untuk mendapatkan nilai dan tingkat risiko yang ada. Penilaian dilakukan menggunakan sistem skoring berdasarkan Model Studi Zulkifli Djunaidi. Hasil penilaian menunjukkan bahwa nilai probabilitas dari sistem perpipa gas onshore yang diteliti adalah 36,21 pts dengan nilai konsekuensi sebesar 1,56 pts. Nilai risiko relatif didapatkan sebesar 26,62 pts yang termasuk kategori low risk berdasarkan Tabel Kriteria ALARP. Oleh sebab itu, tindakan perbaikan tidak perlu dilakukan namun disarankan untuk memelihara kualitas pengendalian yang sudah dilakukan untuk meminimalisasi risiko.

---

Safety Risk Assessment for Onshore Gas Pipeline System at PT. X Sumatera 2013 done because it is important to know the level of risk of this gas pipeline system which still under construction and the land has a peat soil with many trees and susceptive to fire. This can be really harmful to the society. This research is an analytical descriptive that uses semi-quantitative analytical method to get the score and level of this pipeline risk. This assessment uses scoring system based on Zulkifli Djunaidi’s Study Model.

The result shows that the probability’s score is 36,21 pts with consequences 1,56 pts. Based on ALARP Criteria Table, the level of risk is low with the score of relative risk is 1,56. Therefore, immediate control is not needed but need to maintain the quality of exising control in order to minimize the risk."

"Operation of gas pipelines by PT X, built in 1998 along 14.4 km of which has a danger of gas leaks and fires. Risk analysis is conducted to anticipate the risks that would arise in the gas distribution activities whose results are expected to provide input for the company. This relative risk analysis using semiquantitative methods Risk Rating Index with the approach where the risk of possible dangers (Sum Index) and consequences (Leak Impact Factor). The results showed that the pipelines are in high risk areas (Intolerable) and most of the factors that play a role in contributing to the failure of the operation of the pipeline is the design factor."

"Kondisi pipa penyalur sepanjang 21.7 km yang umumnya tidak tertanam dan pada beberapa area dekat dengan rumah warga sehingga potensi terjadi kegagalan sangat tinggi. Oleh karena itu dilakukan kajian kuantitatif risiko apabila terjadi kebakaran dan ledakan pada pipa penyalur gas dengan menggunakan software BREEZE dan ALOHA. Kajian risiko yang dikaji adalah risiko individu dan kelompok pada faktor kegagalan gangguan pihak luar (external interference) dan korosi. Dari hasil analisa risiko individu dan kelompok memiliki risiko yang masih dapat diterima atau ditolerir. Namun risiko tersebut harus tetap dijaga agar masih tetap dalam batas yang diterima dengan melakukan upaya penurunan risiko seperti memasang sistem deteksi kebocoran pada pipeline, menyiapkan rencana tanggap darurat bila terjadi kebocoran pada pipa penyalur, education public, penambahan Pipeline Marker dan Warning Sign, meningkatkan frekuensi patroli, inspeksi dan perawatan secara rutin serta memberikan perlindungan tambahan pada pipa penyalur yang melintasi pemukiman agar tidak mudah dijangkau oleh masyarakat.

---

Pipeline condition for 21.7 km long which mostly unburied and at some area located near residential area makes it potential of failure very high. Therefore a quantitative risk a assessment conducted in case of fire and explosion on gas pipeline using BREEZE and ALOHA software. Risk assessment that were examined is individual and societal risk with the failure factor is external interference and corrosion.

From the result of individual and societal risk analysis, it shows an acceptable or tolerable risk. However these risk should be maintained in order to remain within acceptable limits by conducting an effort to reduce risk such as installing leakage detection system on pipeline, prepare an emergency response plans in case of pipeline leaking, public education, added the number of Pipeline marker and warning sign, increasing the frequency of patrol, perform continuous inspection and maintenance and provide additional protection to the pipeline that pass residential area so that it’s not easily access by the public."

"Potensi kebutuhan listrik di Sumatera Selatan terus meningkat, disebabkan pertumbuhan penduduk dan industri. Untuk mencukupi kebutuhan listrik dapat dilakukan dengan meningkatkan kapasitas power plant PT X. Penelitian ini bertujuan melakukan analisis feasibility study penyaluran gas dengan variasi skema gas pipa, CNG atau LNG. Penentuan cost of good sold COGS masing-masing opsi dan skema penyaluran gas yang paling optimal. Penyaluran gas dilakukan dengan menggunakan pendekatan teknis dan ekonomi. Berdasarkan hasil penelitian semua alternatif skenario dapat dilaksanakan. Opsi penyaluran gas menggunakan gas pipa penghematan COGS sebesar 8,4 dilakukan dengan pemanfaatan pipa existing DJKN dan transmisi, sehingga harga gas bisa dikurangi menjadi US 7,55/MMBTU. Opsi CNG menggunakan GTM dari MS ke konsumen, harga jual US 9,01/MMBTU. Opsi penyaluran LNG menggunakan shipping, LNG hub, isotank dari LNG plant ke konsumen, harga jual US 14,16/MMBTU. LNG dan CNG dimanfaatkan sebagai bridging memenuhi target waktu penyaluran ke konsumen. Perhitungan keekonomian untuk masing-masing opsi penyaluran menunjukkan nilai NPV positif dan IRR yang melebihi target WACC 10,56 , artinya semua alternatif dapat diaplikasikan. Sesuai perhitungan COGS terlihat upstream memiliki persentasi paling besar untuk penentuan harga jual ke konsumen.

---

The potential for electricity demand in South Sumatra rapidly increase, due to population and industry growth. Electricity needs can be provided by increasing the capacity of PT X power plant. This research aims to analyze feasibility study of gas distribution with variation of gas pipeline, CNG or LNG. Determination cost of good sold COGS of each option and the most optimal gas distribution scheme. Gas supply is calculated using technical and economic approach.

Based on the results of research all alternative scenarios can be implemented. The gas distribution option using COGS savings gas pipe of 8.4 is carried out by utilizing existing DJKN pipeline and transmission, so that gas price can be reduced to US 7,55 MMBTU. The CNG option uses GTM from MS to the consumer, the selling price is US 9.01 MMBTU. LNG channeling options use shipping, LNG hub, isotank from LNG plant to consumer, selling price US 14,16 MMBTU. LNG and CNG are used as bridging to meet the target of the time distributed to the consumer.

The economic calculation for each scheme result a positive NPV value and an IRR exceeding the WACC target of 10.56 , meaning that all alternatives can be applied. Appropriate calculations COGS seen upstream has the largest percentage for the determination of the selling price to consumers. "

"Proyek EPC pipa penyalur gas bumi di darat merupakan salah satu moda  infrastruktur  penyalur hasil olahan gas bumi dari sumbernya  untuk digunakan berbagai kebutuhan industri, rumah tangga ataupun transportasi dimana di Indonesia diketahui adanya ketimpangan antara pasokan gas bumi dengan kebutuhan yang ada dan diprediksikan akan terus terjadi ketimpangan dengan jarak yang besar di tahun 2030. Beberapa infrastrukrur pipa gas di Indonesia mengalami keterlambatan dikarenakan ketidak efektifan dari strategi pengadaan selama proyek berlangsung. Pada proyek berjenis Engineering, Procurement dan Construction (EPC), proses pengadaan memegang peranan penting sehingga menjadi hal penting untuk menjalankan proses pengadaan dengan pendekatan strategi pengadaan. Menyusun strategi yang tepat akan berdampak kepada efisiensi proses pengadaan dan memberikan pengaruh positif terhadap kinerja waktu. PT X merupakan salah perusahaan kontraktor EPC pipa gas di Indonesia yang mengalami keterlambatan berdasarkan data sekundernya. Fenomena ini juga menunjukan adanya dampak keterlambatan pengadaan berefek kepada kinerja waktu proyek, sehingga penelitian ini dilakukan untuk memecahkan permasalahan ini. Tujuan penelitian ini ialah untuk menyusun model bagaimana proses pengadaan dapat di kelola dengan efektif untuk mengurangi keterlambatan dengan menetapkan strategi pengadaan yang sesuai dengan melakukan pengujian korelasi antara proses pengadaan dan kinerja waktu dengan mediasi strategi pengadaan pada proyek pipa penyalur gas di Indonesia dengan studi kasus PT.X serta mengembagkan strategi pengadaan untuk meningkatkakan kinerja waktu pengadaan. Metode SEM-PLS digunakan dalam menyusun model dimana dihasilkan jika strategi pengadaan memediasi sebagian prose pengadaan untuk mempengaruhi kinerja waktu secara sigifikan. Dimana strategi pengadaan berupa partnership serta kemampuan belajar dan komunikasi menjadi strategi yang dikembangkan untuk dapat meningkatkan kinerja waktu pengadaan.

---

Onshore Gas pipeline project is one of infrastructure modes aiming to deliver natural gas resulting from its source to fulfilling purpose supply to industries, households as well as transportations. Some gas pipeline infrastructures in Indonesia experience delays due to ineffective procurement strategy during the projects.

In most Engineering, Procurement and Construction (EPC) projects, the procurement process lies on the projects critical path and therefore it is essential to set up the process using the approach of strategic procurement. Setting the right strategy shall effect the efficiency of procurement process hence will bring positive influence to project schedule performance.

PT XYZ is one of EPC Pipeline contractor in Indonesia that experience deteriorated schedule performance in the last five years according to the company secondary data. It also shows that procurement schedule performance index has been affecting the whole project schedule performance and hence this study has been initiated to solve this problem.

This study proposes a conceptual integrated research model to identify how procurement activities can be managed effectively to reduce delays by setting the right procurement strategy by examining the correlation between procurement process and schedule performance with moderation of strategic procurement in the gas pipeline project in Indonesia.

SEM-PLS is used as research analysis method to develop the correlation model between procurement strategy, process and shcedule. The result shows that procurement strategy as partial mediation for procurement process to improve procurement schedule performance significantly. This study also develop Partnership, knowledge scanning and communication skills as material procurment strategy that could improve procurement performance schedule."

"Sebagai instalasi yang sangat vital untuk mentransportasikan gas dari suatu lapangan untuk sampai kepada pengguna (End User) maka kehandalan sisstem pipa transmisi gas harus terus dijaga. Hal tersebut dilakukan dengan beberapa cara antara lain pelaksanaan inspeksi, program perawatan (maintenance) secara berkala atas sistem pipa transmisi gas tersebut. Metode inspeksi dirasakan masih memiliki beberapa kelemahan antara lain biaya tinggi, pelaksanaan inspeksi lebih ditekankan pada waktu inspeksi dan tidak mempertimbangkan risiko yang mungkin timbul serta dampaknya bila terjadi kegagalan operasinya. Dalam rangka meningkatkan efisiensi dalam hal keinspeksian, di industri migas telah dikenal suatu metode inspeksi yang didasari kepada pertimbangan risiko yang dikenal dengan istilah inspeksi berbasis risiko (Risk Based Inspection/RBI). American Petroleum Institute telah mengembangkan metodologi RBI tersebut yang pada awalnya masih dikhususkan pada instalasi dan peralatan yang berada pada suatu area tertentu dan memiliki tekanan (pressurize) RBI memfokuskan pelaksanaan inspeksi pada peralatan dan instalasi yang memiliki risiko kegagalan operasi sangat tinggi dengan dampak terhadap manusia sangat berbahaya. RBI dasar dikenal dengan perkalian antara Pof x CoF, dimana PoF itu adalah faktor penyebab kegagalan dan Cof itu adalah dampak yang ditimbulkan. Perkalian Pof dengan CoF menghasilan risiko yang ada pada instalasi dan peralatan. Mengingat parameter-parameter yang digunakan untuk menghitung PoF dan CoF pada peralatan dan instalasi bersifat tetap, maka menghitung risiko yang ada mudah dilaksanakan. Sebaliknya untuk sistem pipa transmisi gas dengan material baja API 5L X52 yang digelar melintasi berbagai area dimana memiliki sifat dan karakteristik yang berbeda sehingga menjadikan banyak factor ketidakpastian (uncertainity), maka RBI sulit untuk diaplikasikan. Penelitiaan ini bertujuan untuk mengembangkan dan mengaplikasikan model inspeksi berbasis risiko pada sistem pipa transmisi gas baja API 5L X52 di daratan dengan melakukan analisa permodelan terhadap faktor uncertainity sebagaimana disebutkan di atas. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa korosi eksternal menjadi faktor utama penyebab terjadinya kegagalan operasi dengan catatan gas yang mengalir adalah dry gas. Seluruh faktor kondisi tanah sekitar pipa digelar dan ditanam termasuk coating dan proteksi katodik menjadi faktor uncertainity. Untuk mengetahui tingkat risiko pada sistem pipa transmisi gas, maka dilakukan permodelan kuantifikasi dengan penghitungan melalui analisa distribusi weibull, dengan demikian risiko pada setiap segmen dapat diperhitungkan. Pada sistem pipa transmisi gas yang diproteksi dengan pelindung maka coating breakdown factordan penurunan proteksi katodik menjadi parameter yang penting dalam menghitung laju korosinya. Metode pengukuran laju korosi dilakukan dengan menggunakan polarisasi dengan parameter resistivitas tanah dan pH. Hasil pengukuran resistivitasdan pH sepanjang jalur pipa dengan sampel tanah yang diambil dianalisis di laboratorium dengan prinsip mengaplikasikan arus sinyal/AC dalam sel elektrokimia dengan menggunakan sirkuit tiga elektroda. Hasil penelitian menunjukkan bahwa laju korosi material baja API 5L X 52 meningkat dengan semakin kecilnya resistivitas tanah dan sebaliknya akan menurun dengan semakin tingginya resistivitas tanah. Laju korosi yang dihasilkan berdasarkan hasil analisis yaitu 0.7409 e –0.002(r) (pH) (CB) (CP). Besaran laju korosi untuk tiap segmen dapat diperhitungkan sehingga PoF dapat ditentukan. Permodelan kedua adalah penghitungan dampak yang diakibatkan bila pipa tersebut mengalami kegagalan operasi dan mengakibatkan kebocoran pipa maka dampak terhadap manusia menjadi hal yang harus diperhitungkan atau dikenal dengan istilah Number Of Death (NOD). Secara spesifik Jo dan Ann telah menemukan bahwa NOD dapat dihitung dan sangat tergantung pada densitas penduduk yang berada pada jarak tertentu dengan jalur pipa itu. CoF dalam hal ini diambil dari hasil perhitungan NOD dan diperhitungan untuk setiap segmen pipa. Pada tingkat fatality 90 % dengan densitas penduduk 0.00769 maka NOD adalah 1.Permodelan inspeksi sebagai bagian dari mitigasi risiko merupakan tahapan akhir dari proses penelitian ini sebagai respon dari analisis risiko yang dibuat agar pipa transmisi gas dapat dioperasikan dengan handal dan aman.. Skema inspeksi diperoleh melalui perhitungan laju korosi dengan mengetahui tingkat kritikaliti (kekritisan) per tahun atau per segmen. Penurunan risiko secara signifikan mampu mengurangi frekuensi inspeksi dimana meningkatkan efisiensi dan menghemat biaya. Penurunan risiko adalah implementasi metode ALARP yang implementasinya dilaksanakan melalui strategi IMR sebagai keluaran dari proses permodelan inspeksi berbasis risiko pada penelitian ini.

---

For installations that are vital for transporting gas from a field to get to the user (End User) the reliability system gas transmission pipeline must be maintained. This is done in several ways, among others, the implementation of the inspection, maintenance program (maintenance) periodically over the gas transmission pipeline system. Perceived inspection method still has some drawbacks include high cost, the implementation of the inspection more emphasis on inspection time and do not consider the possible risks and impacts in the event of failure of the operation. In order to improve efficiency in terms of inspection, in the oil and gas industry has known an inspection method that is based on the consideration of risk is known as risk-based inspection ( Risk Based Inspection / RBI ).

The American Petroleum Institute has developed the RBI methodology which initially was devoted to the installation and equipment located in a particular area and have the pressure ( pressurize ) RBI to focus inspections on equipment and installations that have a very high risk of failure with extremely harmful effects on humans. RBI base known as the multiplication between POF x CoF, which PoF it is a factor that is a failure and Cof impact. Multiplication POF with CoF produce risk of the installation and equipment. Given the parameters used to calculate the PoF and CoF on equipment and installations are fixed, then calculate the risks that exist easily implemented. In contrast to the gas transmission pipeline system with API 5L X52 steel materials are held across a range of areas which have different properties and characteristics that make a lot of uncertainty factors ( uncertainity ), the RBI is difficult to apply. The aim of this research to develop and apply models of risk -based inspection system of gas transmission pipeline API 5L X52 steel in the mainland by analyzing uncertainity modeling of the factors mentioned above.

The results of this study indicate that external corrosion becomes a major factor causing the failure of the operation to record the flowing gas is gas cleaning. All factors of soil around the pipe was held and planted including coatings and cathodic protection uncertainity factor. To determine the level of risk in the gas transmission pipeline system, it is done by calculating the quantification modeling through analysis of weibull distribution, thus the risks on each segment can be calculated. In the gas transmission pipeline systems protected with the protective coating breakdown factordan decrease in cathodic protection becomes an important parameter in calculating the corrosion rate. The method of corrosion rate measurements done using polarization with soil resistivity and pH parameters. Results ressitivity dan pH measurements along a pipeline with soil samples taken were analyzed in the laboratory by applying the principle of signal flow / air in an electrochemical cell using a three- electrode circuit.

The results showed that the corrosion rate of the steel material API 5L X- 52 increased with the size of the soil resistivity and vice versa to decrease with increasing soil resistivity. The resulting corrosion rate based on the results of the analysis are 0.7409 e -0002 ( r ) ( pH ) ( CB ) ( CP ). The amount of corrosion rate can be calculated for each segment so that PoF can be determined. The second is the calculation modeling the impact caused when the pipe failure resulting in leakage of pipeline operations and the impact of humans into things that must be considered or known as Number Of Death ( NOD ). Specifically Jo and Ann have found that NOD can be calculated and is highly dependent on the density of the population who are at a certain distance with the pipeline. CoF in this case are taken from the calculation of NOD and reckoned for each pipe segment. At the fatality rate of 90 % with a population density of 0.00769 then NOD is 1.

Modeling inspection as part of risk mitigation is the final stages of the research process in response to the risk analysis made to the gas transmission pipeline can be operated reliably and safely. Inspection scheme is obtained by calculating the corrosion rate by knowing the level kritikaliti ( criticality ) per year or per segment. Decreased risk significantly reduced the frequency of inspections which improve efficiency and save costs. The reduction in risk is ALARP method implementation are implementation strategies implemented through IMR as the output of a risk -based inspection process modeling in this study."

"Salah satu lapangan minyak dan gas yang dioperasikan oleh perusahaan di Indonesia telah berproduksi lebih dari 40 tahun dan mengalami 384 kebocoran pada 94 pipa penyalur di lapangan tersebut. Sebelumnya, perusahaan telah melakukan Risk Based Inspection (RBI) dengan metode semi-kuantitatif untuk memitigasi hal tersebut. Namun karena banyaknya pipa berisiko tinggi dan hasil dari metode tersebut tidak memiliki hasil dalam bentuk angka, perusahaan tidak dapat menentukan skala prioritas untuk membuat strategi mitigasi. Dalam penelitian ini dilakukan penilaian risiko kuantitatif dengan metode distribusi Weibull yang dimodifikasi untuk menghasilkan risiko dengan angka finansial agar risiko bisa diurutkan. Mitigasi yang diajukan adalah dengan perbaikan pipa dan meningkatkan efektivitas inspeksi untuk menurunkan nilai POF. Dalam penentuan strategi mitigasi risiko, didapatkan evaluasi risiko menggunakan plot risiko dengan garis iso-risk lebih efektif dibandingkan dengan matriks karena hanya terdapat 133 segmen yang perlu dimitigasi, hanya membutuhkan 201 kegiatan mitigasi risiko, ranking risiko yang konsisten sesuai prioritas serta hasil risiko sisa yang semuanya dibawah batas toleransi risiko. Penelitian ini juga melihat bagaimana pengaruh harga minyak terhadap hasil risiko dan mitigasi yang diperlukan dan dapat disimpulkan bahwa metode ini dapat diterapkan sebagai solusi untuk manajemen risiko pada lapangan minyak dan gas tua.

---

One of oil and gas field operated by a company in Indonesia has been producing hydrocarbon for more than 40 years and facing 348 leak incidents at 94 pipelines operated in the field. Previously, the field operator had conducted a semi-quantitative Risk Based Inspection (RBI) method to mitigate the problems. Since there are many high-risk pipeline segments and the result from the method are unclear to describe the risk priority, the company was unable to make the priority rank for proper mitigation strategy. In this research, quantitative risk assessment method using modified Weibull distribution is used to obtain financial value risk for proper ranking. The mitigation action proposed are segment repair and increasing inspection effectiveness to reduce POF value. To determine the risk mitigation strategy, the evaluation using risk plot with iso-risk line is more effective compared to the risk matrix because there are only 133 segments need to be mitigated, only 201 mitigation actions required, more consistent rank for the risk priority and all residual risk is below the company tolerable risk. In addition, this research also analyzes the implication of oil price change to the risk result also the mitigation action required and it is concluded that this method can be implemented in the company risk management as robust solution for mature oil and gas field 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."

"Bahaya psikososial berpengaruh terhadap kesehatan kerja melalui persepsi dan pengalaman yang dialami pekerja. Bahaya psikososial tak hanya berkaitan dari individu pekerja, melainkan konteks pekerjaan, sosial dan perusahaan atau organisasinya. Peneliti melihat bagaimana tingkat risiko psikososial yang dihadapi oleh para pekerja di sektor migas dengan menggunakan HSE Management Standard Indicator Tool dari HSE UK yan bertujuan untuk menghasilkan gambaran sesuai dengan tingkatan dan kategori, yaitu demand, control, manager support, peer support, relationship, role, dan change. Penelitian berhasil mendapatkan 63 responden pengisi kuesioner dengan sebelumnya menggunakan pendekatan rumus besar sampel jenuh dari data sekunder dan secara umum, gambaran kondisi psikososial di PT X berada pada level 4.

---

Psychososial hazards affect occupational health through perceptions and experiences experienced by workers. Psychososial hazards are not only related to individual workers, but also to the work, sosial and corporate context or organization. Researchers see how the level of psychososial risk faced by workers in the oil and gas sector by using the HSE Management Standard Indicator Tool from HSE UK which aims to produce a picture according to levels and categories, namely demand, control, manager support, peer support, relationship, role, and change. The study succeeded in getting 63 respondents to fill out the questionnaire by previously using a saturated sample size formula approach from secondary data and in general, the description of psychososial conditions at PT X was at level 4."