Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
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

---

ABSTRACT
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

Abstrak :
Pelaksanaan operasi industri hulu minyak dan gas bumi di Indonesia dilakukan dengan mekanisme kontrak bagi hasil atau Production Sharing Contract PSC , dimana untuk aspek komersial minyak bumi, lifting entitlement Negara dapat dilakukan secara elect to take inkind atau elect not to take inkind. Analisis optimasi revenue komersialisasi dan lifting minyak bumi menggunakan metode program linear, dan untuk pengolahan data dilakukan dengan simulasi pada perangkat lunak POM-QM untuk windows versi 3. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas jumlah lifting, entitlement dan mekanisme Komersialisasi terhadap revenue. Data pengujian menunjukkan bahwa perubahan volume lifting untuk mekanisme elect not to take inkind lifting menghasilkan total revenue yang lebih tingi dibandingkan dengan mekanisme elect to take inkind lifting, hal ini disebabkan terdapat nilai premium penjualan pada kontrak komersial. ......The upstream oil and gas industries in Indonesia is operated under the term of Production Sharing Contracts PSC , which for the commercial aspects, Government entitlement shall be conducted elect to take inkind or elect not to take inkind. Analysis of revenue optimization on commercialization of crude oil lifting using linear programming methods, and the data simulation and process is using POM QM V.3 for windows software. It also conducted a sensitivity analysis of the components of the lifting revenue, entitlement and the commercialization mechanism. The sensitivity of lifting volume to total revenue on elect not to take inkind lifting mechanism resulted in higher than total revenue than elect to take inkind lifting mechanism. This is due to the value of premium sales on commercial contracts.

Abstrak :
ABSTRAK
Analisa Fitness For Service FFS sangat bermanfaat bagi proses maintenance dan inspeksi untuk menindaklanjuti hasil inspeksi, terutama untuk mengambil keputusan terkait run, repair atau re-rate. Seiring berjalannya waktu dan interaksi dengan lingkungan, peralatan-peralatan produksi akan mengalami degradasi sehingga untuk melihat pengaruh-pengaruh dari degradasi tersebut terhadap kehandalan perlu dilakukan analisis FFS. Hal ini dapat juga digunakan untuk mereaktifasi dan atau meningkatkan kehandalan sarana penimbunan minyak dan gas, sehingga perlu adanya parameter yang mampu terukur / terkuantifikasi karena tingginya resiko kecelakaan dalam operasi di sektor minyak dan gas. Dalam tugas akhir ini peralatan dianalisis dengan menggunakan standar API 579 bagian 4, 5, 9 dan 14 untuk tingkat 1 dan 2. Metode ini terdiri dari beberapa langkah perhitungan matematika yang rumit, maka untuk mempermudah menganalisa dikembangkan program bantu perhitungan untuk masing-masing tingkatan tersebut dengan menggunakan Visual Basic 2012. Studi kasus dilakukan pada sarana mechanical static, yang meliputi tangki timbun vertical DSTs dan ST , cone mixer, dan KO Drum. Studi kasus dilakukan pada beberapa sarana penyimpanan minyak dan gas yang sudah berumur lebih dari 10 tahun. Dari hasil inspeksi dapat disimpulkan bahwa umumnya pada tangki timbun terjadi general corrosion thickness covarians < 10 , namun ada juga peralatan yang mengalami localize thin area LTA . Untuk peralatan yang mengalami LTA perlu dilakukan root cause analysis agar LTA tidak berlanjut dan dapat dihentikan. Peralatan yang mengalami crack like flaw CLF dan fatigue perlu dilakukan analisa FFS dan apabila masih layak maka dapat langsung beroperasi dengan normal tanpa adanya perbaikan. Pada akhir penelitian penulis juga melakukan analisa studi parameter yang dapat mempengaruhi integritas komponen yang mengalami general corrosion, LTA dan CLF. Dimana dengan semakin bertambahnya nilai dari parameter tersebut maka integritas komponen akan menurun sehingga menjadi tidak aman dioperasikan.

---

ABSTRACT
Fitness For Service FFS analysis is very usefull for maintenance and inspection in order to make post inspection analysis, especially to take decision about run, repair or re rate. As time went on and interaction with the environment, those equipments will be degraded thus it will affect the reliability of equipments, and company needs to analyze the effect of degradation for equipments lifetime by using FFS methods. In order to reactivate or increase component lifetime in oil and gas facility, many parameters and quantification method is needed because of the high risk of oil and gas operating condition. In this final task, the equipment has been analyzed using standard API 579 section 4, 5, 9 and 14 for levels 1 and 2. The method consists of several steps complex mathematical calculations, so to make it easier to do analysis writer has developed software for the calculation of each of these levels using Visual Basic 2012. Many case studies also carried out in static mechanical equipment, which include vertical storage tank DSTs and ST , cone mixer and KO Drum. The case study is taken from oil and gas storage facility which has been used for more than 10 years. From the results of the inspection can be concluded that mostly in storage tanks will occurs general corrosion thickness covarians 10 , but there are many possibilities that localize thin area LTA also happen. For equipments that damaged by LTA, root cause analysis should be done in order to stop the LTA and solve the corrosion problem. Equipments that has crack like flaw CLF and fatigue, FFS analysis should be done and if those equipments pass the FFS assessment then normal operation still can continue without any major repair. In the last research writer has analyze parameters that can affect the integrity of the components that has general corrosion, LTA and CLF. Where with the increasing values of the parameters then the integrity of the components will be decreased so that it becomes unsafe to operate.

Abstrak :
ABSTRAK
Penurunan produktivitas reservoar migas adalah masalah yang dihadapi lapangan produksi minyak dan gas bumi. Enhanced Oil Recovery EOR dengan waterflooding merupakan salah satu cara yang dapat dilakukan sebagai solusi untuk mempertahankan produksi dengan menjaga tekanan reservoar. Pemodelan pore pressure yang akurat dapat membantu dalam melakukan upaya waterflooding. Tesis ini bertujuan untuk memodelkan geomekanika reservoar lapangan migas yang berada di Cekungan Sumatera Utara dengan melakukan proses pemfilteran data sumur sebagai langkah awal untuk membangun model pore pressure yang akurat. Wilayah studi penelitian ini adalah lapangan produksi tua di Cekungan Sumatra Utara. Lapangan ini memiliki banyak data sumur produksi. Data sumur tersebut harus dipilih yang masih cocok dengan data seismik yang tersedia untuk membangun model pore pressure yang akurat. Penggunaan pore pressure model memungkinkan semua informasi yang berkaitan dengan geomekanika pengeboran dan produksi dapat diamati. Data tekanan sumur yang diukur dalam reservoar telah disaring untuk membangun model. Dalam penelitian ini telah diintegrasikan data seismik tiga dimensi 3D dalam membangun distribusi model yang mencakup sebagian besar area lapangan. Penelitian ini menggunakan lebih dari 100 data sumur yang telah berproduksi lebih dari 40 tahun. Tahap filtering menghasilkan 43 sumur untuk membangun model log pore pressure satu dimensi. Model pore pressure tersebut didistribusikan dengan data seismik 3D yang disajikan dalam parameter akustik impedansi. Hasil model menunjukkan bahwa ada variasi parameter pore pressure di lapangan ini, yang merupakan sumber informasi penting dalam melakukan upaya waterflooding yang sukses di masa yang akan datang.

---

ABSTRACT
Reservoir depletion is a problem faced by mature oil and gas production fields. Enhanced Oil Recovery EOR by waterflooding is one of solutions to maintain the reservoir pressure. An accurate pore pressure model can be helpful in performing a successful waterflooding. This thesis aims to model the geomechanics of oil and gas reservoir which is located in the North Sumatra Basin by performing well data filtering as a first step to build an accurate pore pressure model. The study area of this research is a mature production field in North Sumatra Basin that has been depleted for many years. This field has many production well data. These well data must be filtered based on the pressure changes from seismic data acquisition as a reference in order to construct an accurate pore pressure model. The use of pore pressure model allows all information related to geomechanics of drilling and production can be observed. In this study, the pore pressure was distributed throughout the field that was guided by 3D seismic data. 100 productive wells that have been performed for more than 40 years of production are used, which was applied to the filtering. The filtering stage resulted in 43 wells to construct one dimensional pore pressure model, which was integrated to the 3D seismic data presented in acoustic impedance parameter. The model shows that there are variations of the geomechanical parameter on the field which is a helpful information in performing a successful waterflooding project in the future.

Abstrak :
Optimisasi dibutuhkan dalam kegiatan hulu migas untuk menekan cost recovery. Saat ini terminal hulu migas di Indonesia mempunyai total 65 unit atau 2 (dua) hingga 3 (tiga) buah kapal tunda di tiap terminal melalui sistem sewa / kontrak untuk menunjang kegiatan lifting migas dengan biaya mencapai US$ 52.8 juta per tahun. Penelitian dilakukan dengan mengelompokkan seluruh terminal hulu migas menjadi beberapa cluster. Dari data lokasi terminal di tiap cluster, jumlah kebutuhan kapal tunda di tiap terminal dan jadwal lifting akan didapatkan jumlah kebutuhan kapal tunda yang optimum untuk dijadikan fasilitas bersama. Metode optimisasi dilakukan dengan menggunakan Algoritma Differential Evolution. Metode ini dipilih karena sudah teruji dapat menyelesaikan permasalahan kombinatorial yang rumit dan waktu penyelesaian yang cepat. Dengan optimisasi dimaksud, terminal digolongkan menjadi 15 cluster dengan total kebutuhan kapal tunda menjadi 55 unit (berkurang 15%) dan penghematan yang bisa dilakukan mencapai US$ 16.8 juta per tahun dari kondisi eksisting. ......Optimization is needed in upstream oil and gas business to reduce. To support oil and gas lifting activity, nowadays upstream oil and gas terminal have totally 65 units or 2 (two) to 3 (three) tugboats in each terminal with contract system and reaches US$ 52.8 million per year cost expense. Research is done by classifying all of upstream oil and gas terminals into few clusters. From data of terminal coordinates in each cluster, requirement of tugboat and lifting schedule, we can get the amount of tugboat that can be used as sharing facility. Optimization method is using Differential Evolution Algorithm. This method is chosen due to have been capable to solve the complicated-combinatorial problem and fast time completion. By using this optimization method, oil and gas terminal will be grouped into 15 clusters with totally have 55 units of tugboat (15% decreasing) and saving approximately US$ 16,8 million per year cost from existing situation.

Abstrak :
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.

Abstrak :
Indonesia telah menggunakan sistem Kontrak Bagi Hasil atau biasa disebut dengan Production Sharing Contract (PSC) sejak 1966. Pada tahun 2017, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral mengeluarkan Peraturan Menteri (Permen) ESDM No. 8 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross splitsebagai penanda perubahan sistem Kontrak dari PSC ke Gross split. Blok X adalah lapangan penghasil minyak milik suatu Kontraktor Kontrak Kerja Sama Asing yang habis masa kontraknya di tahun 2018. Sehubungan dengan sistem Kontrak yang baru, Blok X dianalisa dengan menggunakan PSC dan Gross Splituntuk membandingkan Pendapatan Negara dan Pendapatan Kontraktor dengan menggunakan kedua metode ini. Hasil yang didapat adalah dengan menggunakan metode Gross Splitpendapatan kontraktor akan lebih meningkat dibandingkan dengan menggunakan metode PSC dikarenakan persentase pembagian Gross Splityang bersifat dinamis dengan skenario terbaik yang didapat adalah skenario 2 untuk nilai NPV M$ 1,652,469; POT 1.1 tahun dan DPIR 8.6 ......Indonesia has been using Production Sharing Contract (PSC) Cost Recovery as its oil and gas contract regulation since 1966. In 2017, Minister of Energy and Mineral Resources released new regulation which set new oil and gas contract regulation in Indonesia from PSC Cost Recovery to Gross split (GS). Block X, an oil and gas block owned by International Oil Company operating in Indonesia, end its contract period in 2018. Regarding the new regulation, contract system of Block X is analysed by using PSC and GS to compare Government Take and Contractor Take result by using these methods. The final result is by using Gross split the Contract Take will be higher than using PSC because Gross split has more dynamic variable split with the Scenario 2 as the best scenario for NPV M$ 1,652,469; POT 1.1 years and DPIR 8.6.

Abstrak :
Pemerintah ingin melakukan perubahan Kontrak Bagi Hasil skema Cost Recovery menjadi skema Gross Split, khususnya pada sektor hulu minyak dan gas bumi. Penggunaan skema Cost Recovery dianggap merugikan keuangan negara karena biaya operasi akan digantikan oleh pemerintah. Skema Cost Recovery masih dianggap menguntungkan bagi kontraktor, membuat kontraktor akan tetap menggunakan skema Cost Recovery selama masih dapat diterapkan dalam Kontrak Bagi Hasil. Terbitnya Peraturan Menteri Keuangan Nomor 122/PMK.03/2019 yang berisikan mengenai fasilitas-fasilitas atau insentif pajak untuk penggunaan skema Cost Recovery dalam Kontrak Kerja Sama, membuat banyak pihak mempertanyakan mengenai transisi yang ingin dilakukan oleh pemerintah. Dalam penulisan skripsi ini, penulis menggunakan metode penelitian yuridis normatif dengan meneliti bahan pustaka, data sekunder, peraturan perundang-undangan, atau penelitian dengan pendekatan kualitatif. Dari penelitian yang telah dilakukan, dapat ditarik kesimpulan dengan terbitnya Peraturan Menteri Keuangan Nomor 122/PMK.03/2019 bertujuan untuk memberikan kepastian hukum dari Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 yang mengatur tentang skema Cost Recovery dan pemerintah tidak mempunyai tujuan untuk menghambat terjadinya transisi skema Cost Recovery menjadi skema Gross Split dalam Kontrak Bagi Hasil yang dilakukan oleh kontraktor dengan SKK Migas pada sektor hulu minyak dan gas bumi. ......The government plans to change the Cost Recovery scheme on Production Sharing Contract into a Gross Split scheme, particularly in the oil and gas upstream sector. The use of the Cost Recovery scheme is considered to be detrimental to state finances because operating costs will be replaced by the government. Cost Recovery scheme is still considered beneficial for the contractor, making the contractor continue to use the Cost Recovery scheme as long as it can be implemented in the Production Sharing Contract. The issuance of Regulation of the Minister of Finance Number 122/PMK.03/2019 which contains tax facilities or incentives for the use of the Cost Recovery scheme in Production Sharing Contract has made many parties question the transition the government wants to make. In writing this thesis, the author uses a normative juridical research method by examining library materials, secondary data, legislation, or research with a qualitative approach. From the research that has been done, it can be concluded that the issuance of the Minister of Finance Regulation Number 122/PMK.03/2019 aims to provide legal certainty from Government Regulation Number 27/2017 which regulates the Cost Recovery scheme and the government does not have an objective to inhibit the transition of the Cost Recovery scheme to Gross Split scheme in the Produciton Sharing Contract carried out by the contractor with SKK Migas in the oil and gas upstream sector.

Abstrak :
Pengukuran laju aliran multifase merupakan hal yang krusial dalam industri minyak dan gas. Pengukuran laju aliran menjadi sangat penting untuk optimalisasi produksi dan flow assurance sistem produksi minyak. Multiphase Flow meter (MPFM) merupakan alat yang digunakan untuk melakukan pengukuran laju aliran multifase sehingga memiliki keunggulan dapat melakukan pengukuran dan mendapatkan hasil laju aliran dalam waktu singkat. Semakin berkembangnya kecerdasan buatan, pengukuran dapat juga dilakukan secara virtual. Virtual Flow Metering (VFM) merupakan salah satu cara pengukuran laju aliran multifase dengan menggunakan data sensor yang ada di ESP, dan pengukuran MPFM. Pada penelitian ini telah dirancang model machine learning untuk estimasi laju aliran menggunakan metode super learner dengan base learner XGBoost, AdaBoost, Bagging, Random Forest, dan Extra Trees. Estimasi laju aliran yang didapat dievaluasi dan divalidasi dengan menggunakan MAE, MAPE, R squared, dan cumulative deviation plot. Berdasarkan hasil evaluasi tersebut, model super learner menunjukkan hasil yang lebih baik dibandingkan model base learner yang digunakan, dengan hasil MAE 0,63, MAPE 1,60%, R squared 97,43%, dan maksimal deviasi 12,5%. ......Multiphase flow rate measurement is crucial in the oil and gas industry. Flow rate measurement is very important for optimization of production and flow assurance of oil production systems. Multiphase Flow meter (MPFM) is a tool used to measure multiphase flow rates so that it has the advantage of being able to take measurements and get flow rate results in a short time. As artificial intelligence develops, measurement can also be done virtually. Virtual Flow Metering (VFM) is a way of measuring multiphase flow rates using sensor data in the ESP and MPFM measurements. In this study, a machine learning model for flow rate estimation has been designed using the super learner method with the base learner XGBoost, AdaBoost, Bagging, Random Forest, and Extra Trees. The flow rate estimates obtained were evaluated and validated using the MAE, MAPE, R squared, and cumulative deviation plots. Based on the results of this evaluation, the super learner model shows better results than the base learner model used, with MAE 0.63, MAPE 1.60%, R squared 97.43%, and a maximum deviation of 12.5%.

Abstrak :
ABSTRAK
Laporan magang ini menjelaskan tahapan-tahapan valuasi saham PT MACD Tbk, sebuah perusahaan publik di Indonesia dengan bisnis utama minyak dan gas serta komoditas yang dilakukan di PT TMAR Sekuritas. Valuasi saham dilakukan dengan dua metode utama, yaitu free cash flow to the firm FCFF dan valuasi relatif menggunakan EV/EBITDA. Dalam melakukan tahapan valuasi, penulis dan analis menetapkan asumsi harga dan produksi komoditas serta melakukan pemodelan keuangan perusahaan untuk mendapatkan nilai wajar saham PT MACD Tbk. Berdasarkan hasil valuasi tersebut, nilai wajar saham PT MACD Tbk adalah Rp1.530,00 dengan metode FCFF dan Rp1.804,00 dengan metode EV/EBITDA, memberikan potensi kenaikan harga masing-masing sebesar 62 dan 91 dibandingkan dengan harga penutupan saham MACD tanggal 29 November 2017.

---

ABSTRACT
This internship report explains stock valuation steps and processes for PT MACD Tbk, an oil and gas and commodity related Indonesian public limited corporation that was conducted in PT TMAR Sekuritas. Two methods are utilized in the stock valuation, namely free cash flow to the market FCFF method and EV EBITDA relative valuation. In conducting the valuation, the author and stock analyst prepared price and production assumptions for all commodities produced and made financial modeling to obtain the fair value of PT MACD Tbk. Based on the valuation, the fair value of PT MACD Tbk rsquo s stock are Rp1.530,00 with FCFF method, and Rp1.804,00 by using EV EBITDA method, giving 62 and 91 potential upside respectively, compared to MACD rsquo s closing price at November 29, 2017.