Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kelayakan operasi instalasi anjungan migas lepas pantai antara 25-30 tahun. Beberapa anjungan migas di Laut Jawa dibangun tahun 70-an, sehingga kondisinya sudah tua dan akan di dekomisioning, yaitu pembongkaran keseluruhan atau sebagian struktur instalasi anjungan. Masalah dekomisioning di Laut Jawa adalah Indonesia belum memiliki pengalaman dekomisioning dan banyaknya regulasi terkait kegiatan dekomisioning. Permasalahan dekomisioning dapat diselesaikan melalui regulasi yang komprehensif. Tujuan riset ini menganalisis ketentuan internasional dan regulasi dekomisioning di indonesia, dan mengkaji alternatif metode dekomisioning di Laut Jawa berdasarkan pendekatan aspek lingkungan, sosial dan ekonomi. Riset ini menggunakan pendekatan kualitatif, melakukan wawancara mendalam dengan 3 institusi pemerintah pusat dan 1 kontraktor migas. Metode Analisis Dampak Regulasi (Regulation Impact Analysis) digunakan untuk membantu menentukan alternatif kebijakan dan regulasi dekomisioning terbaik dari sudut pandang manfaat dan biaya. Hasil riset ini menunjukkan diperlukan pembuatan regulasi dekomisioning secara holistik, multisektor, multidisiplin dan interdisiplin. Hasil lainnya yaitu metode dekomisioning di Laut Jawa berdasarkan pandangan institusi pemerintah pusat adalah program rig-to-reef karena lebih memenuhi prinsip keberlanjutan. Kesimpulannya adalah belum adanya aturan hukum di Indonesia yang mengakomodir metode dekomisioning dengan program rig-to-reef, mengakibatkan program rig-to-reef pada dekomisioning di Laut Jawa belum bisa langsung diterpakan karena harus dilakukan pembahasan panjang melibatkan seluruh pemangku kepentingan yang terkait.

---

Feasibility of installation operations for offshore oil and gas platforms between 25-30 years. Some oil and gas platforms in the Java Sea were built in the 70s, so that the condition is old and will be decommissioned, namely the dismantling of the whole or part of the structure of the bridge installation. The problem of decommissioning in the Java Sea is that Indonesia does not have experience in decommissioning and the number of regulations related to decommissioning activities. Decommissioning issues can be resolved through comprehensive regulation.

The purpose of this research is to analyze international provisions and decommissioning regulations in Indonesia, and to examine alternative methods of decommissioning in the Java Sea based on environmental, social and economic aspects. This research uses a qualitative approach, conducts in-depth interviews with 3 central government institutions and 1 oil and gas contractor. The Regulatory Impact Analysis method is used to help determine the best alternative decommissioning policies and regulations from the point of view of benefits and costs.

The results of this research indicate that decommissioning regulation is needed in a holistic, multisector, multidisciplinary and interdisciplinary manner. Another result, namely the decommissioning method in the Java Sea based on the views of central government institutions, is a rig-to-reef program because it meets the principle of sustainability.

The conclusion is that there is no legal rule in Indonesia that accommodates the decommissioning method with rig-to-reef programs, resulting in a rig-to-reef program on decommissioning in the Java Sea that cannot be directly implemented because long discussions must be conducted involving all related stakeholders."

"ABSTRAKNama : Paul Mangiring Ganda Parulian Butar ButarProgram Studi : Magister Keselamatan dan Kesehatan KerjaJudul : Analisa Emergency Management Kontraktor Konstruksipada Perusahaan Minyak dan Gas di Fasilitas Offshore yangTerintegrasiPembimbing : Prof. Dra. Fatma Lestari, MSi, PhDFasilitas Offshore dari perusahaan gas dan bumi pada umumnya berusia tua,membutuhkan perawatan serta penggantian pada beberapa bagian yang sudah rapuh danberkarat. Penggantian ini dikerjakan oleh perusahaan konstruksi dimana salah saturisiko yang tergolong besar adalah terjadinya kejadian gawat darurat seperti ledakan,kebakaran yang terjadi saat pekerjaan sedang berlangsung.Oleh karena itu kontraktor harus memiliki sistem tanggap darurat dan telah diterapkandengan baik untuk memastikan para pengsusaha dan pekerja mengetahui kemanamereka harus pergi dan memahami bagaimana memastikan diri mereka aman ketikasebuah kondisi darurat terjadi ISO22320 .Untuk itu perusahaan minyak dan gas bumi harus memastikan pihak kontraktormemiliki sistem manajemen tanggap darurat yang baik, maka diperlukan suatu standardyang cukup baik yang digunakan untuk menilai apakah emergency management yangdimiliki oleh perusahaan kontraktor cukup baik dalam melindungi manpower, asetperusahaan. CSMS merupakan system yang digunakan saat ini untuk mendapatkankontraktor yang sesuai dengan kebutuhan. Tetapi karena aktivitas yang semakinmeningkat dengan tingkat resiko yang juga semakin tinggi CSMS dirasakan perludilakukan perubahan. Salah satu perubahan CSMS yang di sarankan adalah pada bagianEmergency Management karena menyangkut kesiapsiagaan perusahaan dalammenangai bahaya dari mulai penilaian resiko, mitigasi sampai upaya pemulihan keadaansampai normal kembali baik dari sisi manpower, asset dan system. Untuk itu dilakukanpenggabungan NFPA 1600 edisi 2016, FEMA, ISRS Level 8 proses 12, ISO 45001 danviiISO 22320 yang djadikan tolak ukur dalam menilai kemampuan dari kontraktor dalammenangani management keadaan daruratPenelitian ini menggunakan desain studi deskriptif dengan pendekatan kualitatif.Hasil penelitian menyarankan harus di lakukan monitoring yang lebih baik lagi terhadappara kontraktor di lingkungan perusahaan Oil dan Gas agar pelaksanaan managemenemergensi tidak hanya di awal project saja tetapi sepanjang project berlangsung.Beberapa hal yang diperlukan adalah pembuatan risk assessment dengan lebih detail,business impact analisa yang perlu diterapkan dandisarankan agar dapatdipertimbangkan menggantikan CSMS pada bagian Emergency Management denganhasil penelitian ini yang merupakan penggabungan NFPA 1600 edisi 2016, FEMA,ISRS Level 8 proses 12, ISO 4500, PTK 005 dan ISO 22320Kata kunci:Gawat Darurat, Tanggap Darurat, Manajemen tanggap darurat NFPA 1600 edisi 2016,FEMA, ISRS Level 8 proses 12, ISO 4500, PTK 005 dan ISO 22320

---

ABSTRACTNama Paul Mangiring Ganda Parulian Butar ButarProgram Studi Magister Keselamatan dan Kesehatan KerjaJudul Analysis of Emergency Management Construction Contractorat Oil and Gas Company in an Integrated Offshore FacilityPembimbing Prof. Dra. Fatma Lestari, MSi, PhDThe Offshore facility of Oil and Gas Company is generally old, requiring maintenanceand replacement in some fragile and rusty parts. This replacement is done by aconstruction company where one of the risks that is large is the occurrence ofemergency events such as explosions, fires that occur during work is under way.Contractors therefore should have an emergency response system and be wellimplemented to ensure that employers and workers know where to go and understandhow to make sure they are safe when an emergency occurs ISO22320 .For that purpose, the oil and gas company must ensure that the contractor has a goodemergency management system, a good standard is needed to assess whether theemergency management owned by the contracting company is good enough to protectthe manpower, the company 39 s assets. CSMS is a system that is used today to get theappropriate contractor to the needs. But because of the ever increasing activity with ahigher level of risk, CSMS is deemed necessary to change. One of the proposed CSMSchanges is in the Emergency Management section because it involves the company 39 spreparedness in mitigating the danger from starting risk assessment, mitigation torecovery effort until normal returns from manpower, asset and system side. For thatpurpose, the merger of NFPA 1600 edition 2016, FEMA, ISRS Level 8 process 12, ISO45001 and ISO 22320 are used as benchmarks in assessing the ability of contractors inhandling emergency management.Some of the things required are the making of risk assessment in more detail, businessimpact analysis that needs to be applied and it is suggested to consider replacing CSMSin Emergency Management section with the result of this research which is theixincorporation of NFPA 1600 edition 2016, FEMA, ISRS Level 8 process 12, ISO 4500 ,PTK 005 and ISO 22320Keywords Emergency, Emergency Response, Emergency Management, NFPA 1600 edisi 2016,FEMA, ISRS Level 8 proses 12, ISO 4500, PTK 005 dan ISO 22320"

"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."

"Electrical submersible pump (ESP) yang digunakan mengangkat minyak dari formasi, tidak bisa bekerja dengan baik karena sering mengalami gas lock sebagai akibat banyaknya gas associated yang terproduksi didalam well bore. Untuk mengatasinya, Gas associated ini dialirkan lewat casing dan di-venting ke atmosfir. Venting system ini  berpontesi menimbukan polusi udara. Karean itu, 5 MMSCFD associated  gas yang terproduksi di Anjungan Y ini, perlu dimanfaatan secara close system dengan mengalirkanya ke Anjungan Process melalui scrubber  55” OD x 8’0”S/S, gas pipeline 8” sepanjang 5700 ft serta dikompessi dengan kompesor sampai tekanan discharge 400 psig sehingga dapat dimafaatkan sebagai umpan gas plant atau fuel gas turbine. Nilai keekonomisan  proyek ini sangat layak dengan NPV positip 141,5 Juta US$, nilai IRR positip 408%, Payback time 3 bulan dan  Revenue sebesar 11,1 Juta US$/tahun.

---

The electrical submersible pump that used to lift oil from the formation, can not work properly because it often experiences gas lock as a result of the amount of associated gas produced in the well bore. To overcome this, Associated gas has to be flowed through the casing and vented to the atmosphere. This venting system has the potential to cause air pollution. Therefore, 5 MMSCFD of associated gas produced at Platform Y, needs to be utilized in a close system by flowing it to the Process Platform through a scrubber 55 "OD x 8'0" S/S, 8" gas pipeline 5700 ft length and compressed by the compressor until 400 psig discharge pressure, so that it can be used as a feed gas plant or fuel gas turbine. The economic value of this project is very feasible since positive NPV 141.5 Million US $, positive IRR value of 408%, Payback time of 3 months and Revenue of 11.1 Million US $ / year."

"Pekerja di lapangan migas, khususnya di lepas pantai memiliki risiko yang tinggi terhadap pajanan BTX di area kerja. Pajanan bersumber dari aktifitas yang langsung bersentuhan dengan uap dan gas hidrokarbon yang sifatnya mudah menguap pada suhu kamar (Volatile organic compounds - VOC) sehingga memungkinkan terhisap oleh para pekerja dan menimbulkan efek kesehatan. Penelitian ini bertujuan untuk memperkirakan tingkat risiko nonkarsinogenik dan karsinogenik dari Pajanan BTX terhadap pekerja lepas pantai beserta manajemen risiko yang harus dilakukan. Penelitian ini merupakan studi potong lintang menggunakan pendekatan analisis risiko kesehatan lingkungan (ARKL) yang meliputi 4 langkah penting: identifikasi bahaya, analisis dosis-respon, analisis pajanan dan karakterisasi risiko. Jumlah sampel berupa 95 orang pekerja tetap di perusahaan hulu migas X. Data penelitian diperoleh melalui wawancara dan pengukuran langsung, tingkat risiko dihitung dengan cara membagi asupan dengan dosis referensi BTX. Sebagai pembanding (control) dilakukan juga perhitungan terhadap 7 orang pekerja lepas pantai yang bekerja hanya di kantor (office).Hasil penelitian menunjukkan risiko pajanan benzene non karsinogenik harus diwaspadai bagi pekerja lepas pantai dimana dari perhitungan diketahui nilai RQ (Risk Quotient) yang lebih dari satu baik untuk pajanan realtime (ada 21,05% pekerja) maupun pajanan lifetime (61,05% pekerja). Sementara untuk risiko pajanan non karsinogenik dari toluene dan xylene termasuk rendah. Ini ditunjukkan dari hasil perhitungan RQ untuk realtime maupun lifetime yang semuanya (100%) bernilai kurang dari satu (RQ <1). Untuk risiko kesehatan pajanan karsinogenik benzene, diperoleh bahwa 20% pekerja lepas pantai memiliki efek karsinogenik pada pajanan realtime dan 60% pekerja pada pajanan lifetime. Disimpulkan bahwa perlu dilakukan manajemen risiko terhadap pajanan senyawa benzene di lingkungan kerja lepas pantai, agar pekerja terhindar dari risiko kesehatan baik risiko nonkarsinogenik dan risiko karsinogenik jangka panjang.

---

This research has objective to predict carsinogenic and non carcinogenic effect of BTX exposure to offshore workers and the risk management required. It is cross sectional study which utilize the environmental health risk assessment approach. Sample consists of 95 offshore workers in upstream oil and gas company X. research data is compiled from direct interview and company measurement data. As a control, 7 administrative workers are involved in calculation.

The result of this research is non carcinogenic exposure of benzene must become a high concern which has risk quotient - RQ 21.05% at realtime exposure and 61.05% at lifetime exposure. There is little risk related to toluene and xylene. Its respectively RQ is lower than 1 for both of them. For carcinogenic health risk of benzene, 20% of offshore workers and 60% of offshore workers has carcinogenic effect to their health risk.It can be concluded that risk management is required for being applied in order to minimize the benzene health effect to offshore workers."

"Latar Belakang: Kelelahan kerja merupakan penyebab 80% kecelakaan kerja di industri minyak dan gas yang menerapkan sistem kerja shift secara berkesinambungan.Tujuan: Untuk menilai perubahan tingkat kelelahan kerja selama onduty pada pekerja anjungan minyak dan gas lepas pantai di Indonesia.Metode: Pekerja anjungan minyak dan gas lepas pantai di perusahaan X dilibatkan dalam penelitian longitudinal panel survey ini dengan metode consecutive sampling. Data yang diambil adalah data demografi (usia, job position, lama bekerja, riwayat hipertensi dan diabetes) dan kuesioner Occupational Fatigue Exhaustion Recovery 15 (OFER15) dengan 3 subscale; kelelahan akut, kelelahan kronis, dan waktu pemulihan. Pengambilan data dilakukan pada minggu ke 1, 2, 3, dan 4 pada akhir shift.Hasil: Dari 67 responden didapatkan skor kelelahan akut dan kelelahan kronis pada minggu ke 2 tidak mengalami perubahan signifikan dibandingkan dengan minggu pertama (P > 0.05), tetapi meningkat signifikan pada minggu 3 dan 4 (P < 0.05). Skor waktu pemulihan pada minggu ke 2, 3, dan 4 menurun signifikan dibandingkan minggu 1 (P < 0.05). Uji korelasi menunjukkan adanya hubungan di antara ketiga subscale (P <0.05).Kesimpulan: Pekerja anjungan minyak dan gas lepas pantai mengalami peningkatan skor kelelahan akut dan kronis mulai minggu ke 3 dan penurunan skor waktu pemulihan mulai minggu ke 2. Manajemen kelelahan sesuai target waktu dan penjadwalan kerja yang optimal diharapkan dapat mengurangi kelelahan kerja dan menurunkan risiko kecelakaan kerja.

---

Background: Work fatigue is responsible for 80% of work accident in oil and gas industry, which applies shift work system for approximately 4 weeks as their regular schedule.

Aims: To assess the change of work fatigue level during on-duty period in the workers of offshore oil and gas rig in Indonesia.

Methods: Workers of the offshore oil and gas rig in company X were involved in this longitudinal panel survey research with consecutive sampling methodology. The collected data were demographic data (age, job position, work period, history of hypertension and diabetes) and Occupational Fatigue Exhaustion Recovery 15 (OFER15) questionnaire with three sub-scales, namely acute fatigue, chronic fatigue, and inter-recovery time. Data were collected in weeks 1, 2, 3, and 4 at the end of shift period.

Results: From 67 respondents, the result shows that score of acute and chronic fatigue in week 2 did not significantly change, compared with first week (P > 0.05), but it significantly increased in weeks 3 and 4 (P < 0.05). Score of the inter-recovery time in weeks 2, 3, and 4 significantly decreased, compared with week 1 (P < 0.05). Correlation test shows relation among three sub-scales (P <0.05).

Conclusions: Workers in the offshore oil and gas rig had an increase of score in acute and chronic fatigue, starting from third week, as well as a decrease of score in inter-recovery time starting from second week. Fatigue management, based on time target and optimal work scheduling, is expected to reduce the work fatigue, and decrease the risk of work accident."

"

Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis work-family balance sebagai mediator dalam hubungan antara dukungan sosial dari multiple domain dan kepuasan kerja pekerja offshore. Penelitian ini menggunakan metode kuantitatif melalui pengisian kuesioner secara self administered survey. Sebanyak 230 responden telah mengisi kuesioner penelitian ini secara online dan offline. Metode analisis data yang digunakan adalah Structural Equation Modeling (SEM). Hasil penelitian menunjukkan bahwa work-family balance memiliki peran mediasi terhadap dua sumber dukungan sosial, yaitu dukungan atasan dan pasangan. Hal ini menunjukkan bahwa meningkatnya work-family balance dikarenakan dukungan sosial yang diterima oleh pekerja offshore yang berdampak pada kepuasan kerja. Work-family balance tidak memberikan nilai yang signifikan pada relasi dukungan rekan kerja terhadap kepuasan kerja, akan tetapi terdapat korelasi yang positif.

 

---

This research analyzes work-family balance as a mediator of the relationship between social support from multiple domain and job satisfaction on offshore workers. This research used quantitative methods employing self-administered survey. A total of 230 respondents filled out the questionnaire, both online and offline. The analysis involved the Structural Equation Modeling (SEM) method. The finding showed that work-family balance had a mediating role in two sources of social supports (supervisor support and partner support). This result indicated that increasing work family balance was due to social support received by offshore workers that affects job satisfaction. Work family balance did not provide significant effect on the relationship of co-worker support and job satisfaction; however, there was a positive correlation.

 

"

"China National Offshore Oil Corporation (“CNOOC”) Southeast Sumatra Limited (sebelumnya dikenal sebagai YPF Maxus Southest Sumatra BV) merupakan perusahaan Production Sharing Contractor (“PSC") dengan Pertamina yang menghasilkan minyak mentah terbesar dari lapangan ojfshore, dan salah satu lapangan offshore terbesar (termasuk terbesar di Indonesia) adalah Widuri, yang terletak dilepa pantai Laut Jawa 100 km di Utara Jakarta. Untuk meningkatkan produksi minyak dilapangan Widuri, maka diperlukan tambahan tenaga Iistrik dan untuk memenuhi kebutuhan ini CNOOC Southeast Sumatra Ltd mengadakan kontrak kerjasama dengan PT Kwartadaya Dirganusa, yaitu perusahaan nasional yang mempunyai spesialisasi dalam penyediaan tenaga listrik pada perusahaan yang bergerak di bidang perminyakan dan industri.Kontrak kerjasama yang dimaksud adalah kontrak no. 332000673, Rental Gas Turbine Generation Unit (GT GU) 2 x 17, MW (Mega-Wary with Livirig Quarter Faciliry (LQP), dimana pada kontrak pertama ditanda tangani tanggal 9 Juni 2000 PT Kwartadaya Dirganusa berkewajiban untuk menyediakan 1 unit GTGU termasuk peralatan penunjangnya untuk mcnghasilkan tenaga listrik tenaga gas minimum sebesar 17 mega watt (MW) selama 10 tahun yang berlokasi di area Widuri, Lepas Pantai, Laut Jawa. Kemudian dilakukan perubahan kontrak pada tanggal 2 Oktober 2000, Climana disepakati antara PT Kwartadaya Dirganusa dan CNOOC untuk menyediakan tambahan 1 unit GTGU dengan kapasitas 17 mega watt (MW), sehingga terpasang 2 (dua) unit GTGU dengan kapasitas 2 x 17 MW Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik saat ini dan kebutuhan di masa mendatang.Saat ini, kedua unit GTGU telah terpasang diatas Platform Seafox 3 dan beroperasi dengan menghasilkan tenaga listrik terpakai olch CNOOC berkisar sebesar 32MW untuk memenuhi kebuluhan Iistrik dilapangan Widuri. Kedua unit GTGU ini merupakan pembangkit tenaga listrik yang, sangat vital bagi operasi produksi minyak di Widuri Area, karena menyediakan sekitar 40% dari total kebutuhan tenaga listrik di Iapangan Widuri yang secara keseluruhan sebesar 7SMW.Berdasarkan kontrak, CNOOC SES Ltd akan membayarkan pemakaian Iistrik berdasarkan aktual tenaga listrik yang terpakai dengan minimum garansi pemakaian Sebesar 17 mega watt Selama 10 tahun, namun demikian proyeksi pemakaian listrik dari pembangkit listrik milik PT Kwartadaya Dirganusa adalah sebesar 24 - 32 MW selama 10 tahun dimulai sejak tahun 2002 - 2012, dan kemungkinan pengoperasian pembangkit listrik tenaga gas ini adalah selama 13 tahun atau sampai 2018 mengingat sumber minyak yang tersedia di wilayah Widuri.Total biaya proyek yang diperlukan untuk penyediaan pembangkit listrik dengan kapasitas 2 x 17 mega watt adalah sebesar USD 17,483,371 yang dananya bcrsumber dari ekuitas dan pinjaman dari Bank. Analisa Investasi Proyek Pembangunan dan Pengoperasian Pembangkit Listrik Tenaga Gas 2 x 17 MW di Widuri Area, CNOOC Southeast Sumatra Ltd, Lepas Pantai, Laut Jawa, akan memberikan gambaran prospek dalam jangka panjang dan kelayakan investasi atas pembangunan dan pengoperasian pembangkit listrik tenaga gas (PLTG), selanjutnya dapat diambil langkah-langkah yang diperlukan untuk kelangsungan operasi dan jaminan pasokan listrik kepada CNOOC SES Ltd untuk menggerakkan mesin-mesin pengeboran minyak mentah dan peralatan produksi minyak. Selain itu dengan penelitian ini diharapkan menjadi acuan untuk melakukan evaluasi dan etisiensi biaya-biaya operasional atau perubahan-perubahan kontrak yang bisa dilakukan untuk kelangsungan pengoperasion Pembangkit Listrik Tenaga Gas di Widuri Area, CNOOC SES Ltd.

---

China National Offshore Oil Corporation ("CNOOC") Southeast Sumatra Limited (as previous called YPF Maxus Southeast Sumatra BV) as one of oil Production Sharing Contractor (“PSC”) company with Pertamina and it’s the biggest suppliers of crude oil offshore in Indonesia, and Widuri area is one of CNOOC’s largest offshore tield, located 100 miles North of Jakarta. In order to increasing oil production at offshore Widuri field, therefore CNOOC required additional supplying electricity and following this requirement CNOOC intends to made contract with PT Kwartadaya Dirganusa has established a fully licenced wholly owned Indonesian company which in supplying specialized on servicing and providing facilities and electricity power for Oil and Gas Company and Industry.

Contract means contract no. 332000673, Rental Gas Turbine Generation Unit (GTGU) 2 x 17 MW with Living Quarter Facility (LQF), where as first signed contract on June 9, 2000, PT Kwartadaya Dirganusa to provide 1 (one) unit Gas Turbine Generation Unit (GTGU) including supporting equipments for supplying electricity power with minimum capacity 17 MW during 10 years located at Widuri area, Offshore, Java Sea. Thereafter on October 2, 2002 CNOOC SES Ltd and PT Kwartadaya Dirganusa agreed to amend of contract to provide additional 1 (one) unit GTGU with capacity 17 MW, thereby total unit GTGU installed at Widuri Area are 2 (two) unit with capacity 2 x 17 MW for supply the electricity power required currently and requirement in future.

Currently, the both GTGU installed on above Platform Seafox 3 and operate with load consumption by CNOOC approximately 32 MW for 10 years period to provide electricity power required at Widuri Field. Both unit of GTGU is vital of power plant for oil production at Widuri area, because its provide about 40% from the total power requirement at Widuri area 78% MW.

Accordingly the contract, CNOOC SES Ltd will pay base on the actual power consumption with minimum guarzlntee power consumption is 17 MW For 10 years, meanwhile the forecast load electricity requirement from PT Kwartadaya Dirganusa’s GTGU is about 24 - 32 MW during 10 years since 2002 ~ 20l2, and possibility operation of power plant untill I8 (eighteen) years or 2018 considering of the resources of the oil in Widuri Area.

Total investment project to provide GTGU with capacity 2 x 27 MW is USD 17.4S3.377, and its funds resources from equity and credit facillities. Analysis Investment Project for Built and Operation of Gas Turbine Power Plant 2 x 17 MW at Widuri Area, CNOOC Southeast Sumatra Ltd, Offshore, Java Sea will describe of the prospecting in future and feasibility of Investment for Built and Operation of Gas Tubine Power Plant. Therefore, any 'action necessary required to continuity of operation and warranty supplying electricity power to CNOOC Southeast Sumatra Ltd for driven of wells for crude oil and production oil facilities. Beside that, this research also as reference for evaluate and efficiency of cost operation and amendments of contract in order for continuing operation of Gas Turbine Power Plant at Widuri Area, CNOOC SES Ltd."