Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Indonesia memiliki target produksi minyak bumi 1 juta BOPD dan gas bumi 12 BSCFD pada tahun 2030. Strategi untuk mencapai target produksi pada tahun 2030 adalah dengan transformasi resources to production, mempercepat chemical EOR, eksplorasi secara masif untuk penemuan sumur besar dan optimalisasi produksi lapangan existing. Optimalisasi produksi lapangan existing, salah satu faktor pendukungnya adalah fasilitas produksi sehingga dibutuhkan fasilitas produksi dengan integrity yang baik untuk meminimalkan uplanned shutdown. Instalasi migas yang memiliki risiko tinggi salah satunya adalah instalasi pipa penyalur migas. Instalasi pipa penyalur existing yang berada diperairaan laut jawa yaitu dari Cirebon Utara sampai dengan Kepulauan Seribu memiliki luas 8300 km2 dan dioperasikan oleh PT XYZ. Maka dari itu membutuhkan data inspeksi yang lengkap dan akurat untuk mengetahuinya. Metode penelitian ini menggunakan modifikasi dari index scoring Kent Muhlbauer. Tingkat risiko pada ketiga pipa penyalur bawah laut di Perusahaan XYZ yaitu 4 in GL MBA-MB2, pipa penyalur 8 in GL ECOM-EQSB, dan pipa penyalur 8 in GL MMF-MXB didapatkan kategori dengan risiko very high. Strategi inspeksi yang dilakukan untuk ketiga pipa dengan kategori risiko very high yaitu visual inspeksi (ROV), freespan assesment, pengecekan proteksi katodik (CP), inspeksi UT thickness pada bagian riser dan elbow (topside dan subsea), inspeksi UT thickness pada bagian subsea pipeline menggunakan metode NACE ICDA untuk titik pengambilan thickness dan periode inspeksi 4 tahun sekali atau berdasarkan Risk Based Inspection (RBI). Biaya dan upaya strategi inspeksi akan berbanding lurus dengan tingkat kategori risiko, oleh karena hal tersebut agar strategi inspeksi dapat optimal, efektif dan efisien maka dibagi menjadi 3 (tiga) kategori risiko yaitu low, medium dan high/very high, dimana pemilihan strategi inspeksi sesuai dengan tingkat risikonya. Hasil penelitian ini diharapkan bisa menjadi referensi dalam pembuatan suatu kebijakan ataupun regulasi untuk melakukan inspeksi pipa penyalur bawah laut secara berkala dengan menggunakan metoderisk analysis untuk menentukan strategi inspeksinya

---

Indonesia has a target of producing 1 million BOPD of oil and 12 BSCFD of natural gas in 2030. The strategy for achieving the production target in 2030 is transformation from resources to production, accelerating chemical EOR, massive connectivity for finding large wells, and optimizing field production. In optimizing existing field production, one of the supporting factors is production facilities, so production facilities with good integrity are needed to minimize upplanned shutdowns. One of the oil and gas installations that pose a high risk is the installation of oil and gas pipelines. The existing pipeline installation in the Java Sea, from North Cirebon to the Seribu Islands, has an area of 8300 km2 and is operated by PT XYZ. Therefore, it requires complete and accurate inspection data to find out. This research method uses a modification of the Kent Muhlbauer scoring index. The risk level of the three subsea pipelines at Company XYZ, namely 4 in GL MBA-MB2, 8 in GL ECOM-EQSB pipeline, and 8 in GL MMF-MXB pipeline, is found to be in the very high risk category. The inspection strategy carried out for the third pipe with a very high risk category is visual inspection (ROV), freespan assessment, cathodic protection check (CP), UT thickness inspection on the riser and elbow (topside and subsea), and UT thickness inspection on the bottom pipe sea using the NACE ICDA method for thickness taking points and inspection periods once every 4 years or based on risk-based inspection (RBI). The cost and effort of examining the strategy will be assessed directly with the level of the risk category. Because of this, so that the inspection of the strategy can be optimal, effective, and efficient, it is divided into 3 (three) risk categories, namely low, medium, and high/very high, where the selection of strategy inspection is appropriate with the level of risk. The results of this study are expected to be a reference in making a policy or regulation to carry out regular inspections of underwater pipelines by using the risk analysis method to determine the inspection strategy."

"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."

"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."

"Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis risiko pipa bawah laut milik PT. AZ yang terdampak proyek reklamasi kilang PT. XY berlokasi di perairan Jawa Barat. Menggunakan penilaian risiko proteksi pipa bawah laut DNVGL-RP-F107, penelitian memperhatikan Skenario Bahaya Besar yang teridentifikasi, yaitu: kejatuhan jangkar (dropped anchor) dan pengerukan tanah (soil excavation). Objek penelitian difokuskan pada pipa bawah laut berdiameter 12” dari GG A ke OPF (Onshore Processing Facilities) dalam kondisi terkubur dengan tingkat kedalaman 2 meter dari KP 24,6 ke KP 34,713 dekat area Reklamasi kilang seluas 280 Ha. Penelitian menggunakan data sekunder yang melingkupi karakteristik dan properti pipa bawah laut, karakteristik kapal serta jangkar yang melintas, dan aktivitas pengerukan tanah. Pendekatan yang digunakan adalah kuantitatif deskriptif analitik yang mengutamakan indepth-analysis. Hasil penelitian menunjukkan konsekuensi dropped anchor mendapat level kerusakan pipa D1, yang artinya tidak diperlukan tambahan safeguard untuk menurunkan residual risk. Untuk penilaian risiko soil excavation nilai initial risk yang dihasilkan adalah 9 (medium) dengan tingkat kerusakan D3 sehingga direkomendasikan safeguard tambahan untuk menurunkan residual risk menjadi Tolerable (ALARP). Beberapa saran ditambahkan untuk menjamin keselamatan operasi pasca proyek.

---

This study aims to analyze the risk on subsea pipeline of PT. AZ affected by the PT. XY refinery reclamation project located on West Java Coastal. Using the DNVGL-RP-F107 subsea pipeline protection risk assessment, the study pays attention to the identified Major Accident Event, i.e., dropped anchor and soil excavation. The object of this research is focused on the 12” diameter subsea pipeline from GG A to OPF (Onshore Processing Facilities) with 2 meters burial depth from KP 24.6 to KP 34,713 near the 280 Ha refinery vii Universitas Indonesia reclamation area. This study uses secondary data covering the characteristics and properties of the subsea pipeline, the passage ships/tugboat and deployed anchors, and the soil excavation activity. The approach used is quantitative descriptive analytic which prioritizes in-depth analysis. The results shows that the consequence of dropped anchor is with pipe damage level of D1 which means that no additional safeguard is needed to further reduce the residual risk. On soil excavation risk assessment, the initial risk value generated is 9 (medium) with pipe damage level of D3, therefore some additional safeguards recommended so that the residual risk becoming Tolerable (ALARP). Some additional advises are provided to ensure post-project operational safety."

"

Latar belakang

Salah satu kegiatan dalam industri pengolahan minyak dan gas adalah transfer minyak bumi, gasalam, dan/atau hasil bensin melalui pipa. Kegiatan ini memerlukan program manajemen (sepertiperencanaan, pengawasan dan inspeksi, serta pemeliharaan peralatan) karena pipa memilikipotensi bahaya terhadap lingkungan seperti kebakaran, ledakan atau kontaminasi lingkungan.Tujuan studi ini meneliti penilaian risiko secara kuantitatif dan kualitatif untuk pipa bawah laut.Model yang digunakan adalah referensi untuk DNVGL RP F-107 Recommended Practice RiskAssesment of Pipeline Protection. Bahwa 42,6 % terkait dengan procedure/drawing/plan yangmana merupakan risk yang paling significan dan 29,6% terkait dengan program-program yangakan diimplementasikan oleh Perusahaan. Berdasarkan scenario kejatuhan dan tergaruk jangkar,level kerusakan berada pada level D3 (level damage) tepatnya masih bersifat tolerable jikaALARP, yang berarti dibutuhkan adanya pengurangan risiko untuk menurunkan residual risk.Sesuai dengan hasil studi penilaian risiko maka direkomendasikan untuk melakukan pelapisanpipa dengan lapisan beton dan dilakukan pemendaman.

---

Background

One of the activities in the processing industry oil and gas is the transfer of petroleum, naturalgas, and/or the result of oil through pipeline. These activities require management programs(such as planning, supervision and inspection, as well as maintenance equipment) due to thepipelines have the potential hazard to the environment such as fire, explosion or contaminationthe environment. Objective this study examines assessment of the risk of both quantitative andqualitative to subsea pipeline. The model used is a reference to the DNVGL standard RP F-107Recommended Practice Risk Assesment of Pipeline Protection. As 42.6% is related to theprocedure/drawing/plan which is the most significan and 29.6% risk related to the programs thatwill be implemented by the company. Based on the scenario of dropped & dragged anchor, thelevel of damage is at the level D3 (level damage) precisely is still tolerable if ALARP, whichmeans there is a risk reduction to lower the residual risk . In accordance with the results of therisk assessment study then it is recommended to perform coating pipe with concrete coating andcarried out the immersion.Keywords : Quantitative and

"

"Keselamatan merupakan hal yang dijunjung setiap perusahaan dewasa ini. Inspeksi, pengamatan dan pengujian untuk memastikan kondisi dan operasi setiap peralatan menjadi kunci utama dalam menjaga keselamatan kerja. Namun, penerapannya dapat lebih tepat guna jika dilakukan berdasarkan resiko dengan menempatkan perhatian yang lebih pada peralatan-peralatan dengan tingkat resiko yang tinggi dan perhatian yang cukup pada peralatan dengan resiko menengah dan rendah.Penelitian ini khusus pada 3 peralatan pressure vessel dengan fluida operasi minyak mentah, yaitu Gas Lift Separator Pressure Vessel, HP Separator Vessel dan Test Separator Vessel. Hasil perhitungan PoF dan CoF setiap peralatan didapatkan bahwa Gas Lift Separator Pressure Vessel memiliki tingkat resiko medium-high sehingga perlu mendapatkan perhatian khusus. Sedangkan kedua vessel yang lain memiliki tingkat resiko menengah-rendah.Penerapan inspeksi, pengamatan dan pengujian berdasarkan resiko dapat meningkatkan keselamatan dan berpotensi menurunkan biaya inspeksi, pengamatan dan pengujian dibanding dengan berdasarkan waktu.

---

Safety is a hallmark of each company today. Inspection, observation and testing to ensure the condition and operation of any equipment are the key in maintaining safety. However, its application can be more effective if carried out based on the risk by placing more attention on the equipment with a high level of risk and adequate attention to the equipment with medium and low risk.

This research specifically on three pressure vessels with operation fluid of crude oil, namely Gas Lift Separator Pressure Vessel, HP Separator Vessel and Test Separator Vessel. The result calculation of PoF and CoF of the equipments was found that the Gas Lift Separator Pressure Vessel has a medium-high level of risk that needs special attention. While the two other vessels which have medium-low level of risk.

Application of inspection, observations and testing based on risk can increase safety and potentially lowering the cost of inspection, observation and testing compared with timebased."

"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."

"Ketidaktercapaian target produksi minyak dan gas dari yang direncanakan di akibatkan oleh salah satu sumber fasilitas produksi migas yang tidak bekerja secara optimal. maka dilakukan identifikasi peristiwa risiko yang berdampak negatif terhadap sasaran produksi di dalam proses pemeliharaan fasilitas produksi ditinjau dari penerapan Sistim Manajemen Mutu. Dari evaluasi dan uji korelasi statistik ditemukan faktor dominan yang mempengaruhi kepuasan pelanggan seperti Training Program, Tenaga Kerja, Review Data & Workshop; Pendokumentasian Dokumen; Planning Pemeliharaan dan keterlibatan top management. Respon risiko yang berupa tindakan pencegahan, tindakan korektif yang dijadikan dasar Improvement flow proses pemeliharaan lewat penyempurnaan metode Sistem Manajemen Mutu untuk meningkatkan kepuasan pelanggan.

---

Production of oil and gas is not achieved as planned can result from one source of production facilities does not working optimally. It would require to identification of risk events that's negatively impact on the production targets in the maintenance process of production facilities in the terms implementation of Quality Management System. Evaluation and correlation of statistics found the dominant factor influencing customer satisfaction as Training Program, Labor, Review Data & Workshop; Documentation of Documents; Maintenance Planning and Involvement of top management. Risk response in the form of preventive actions, corrective actions will be used as the basis improvement of flow maintenance process through the update of Quality Management System to improve customer satisfaction."