Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
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.

Abstrak :
Proyek pembangunan infrastruktur transmisi gas bumi tidak lepas dari risiko dan bahaya untuk pekerjaan proyek tersebut. Ini adalah proyek pemasangan pipa bawah laut dari sebuah Lapangan X ke fasilitas darat di Lokasi Y. Proyek ini dilakukan antara dua pulau dengan jarak 200 kilometer dengan menggunakan pipa 14 inchi. Identifikasi risiko dan bahaya terkait dengan pemasangan pipa dari Lapangan X menuju Lokasi Y menggunakan Process Hazard Assessment (PHA) dengan metode HAZOP dan HAZID yang dilakukan oleh perusahaan. Hasil dari HAZOP dan HAZID tersebut kemudian diolah oleh peneliti untuk dilakukan penilaian lebih lanjut menggunakan metode Layer of Protection (LOPA) dengan mengimplementasikan pendekatan level Inherently Safer Design (ISD). Pendekatan level ISD dilakukan melalui empat skenario untuk menentukan level ISD dan skenario yang paling sesuai dan efisien secara ekonomi. Skenario tersebut terdiri dari empat pemodelan; Initiate Condition, Severity Reduced Condition, Likelihood Reduced Condition, Passive Safeguard Applied Condition. Hasil dari masing-masing skenario tersebut kemudian direpresentasikan melalui level SIL yang diperoleh dari metode LOPA. Dari hasil tersebut dilakukan justifikasi Benefit and Cost Analysis untuk melihat skenario mana yang paling sesuai dan efisien secara ekonomi yang dapat menjadi rekomendasi bagi perusahaan. Passive Safeguard Applied Condition memiliki hasil SIL 1 dan Benefit to Cost Ratio yang paling sesuai sebesar 2.69 di lokasi HIPPS dan 12.77 di lokasi PAHH on CPP.

---

Natural Gas Transmission Infrastructure Development cannot be separated from risks and hazards related to the project it self. This is a pipeline installation project from Gas Field X to Onshore Receiving Facility Y. This project located between two islands with range 200km using 14 inch pipe. Risk and hazard identification for this project using Process Hazard Assessment (PHA) with HAZOP and HAZID methodology which has been done by Company. The result from HAZOP and HAZID has further development with Layer of Protection (LOPA) methodology with ISD level approach implementation. ISD level approach implementation done by four option scenario to determine the ISD level and most efficient and effective scenario in terms of economical. The scenarios such as: Initiate Condition, Severity Reduced Condition, Likelihood Reduced Condition, Passive Safeguard Applied Condition. Each scenario will result a SIL level from LOPA Methodology. Then the result will be justified through benefit and cost analysis calculation to determine the best option for company. Passive Safeguard Applied Condition has result SIL 1 and the most appropriate Benefitt to Cost Ratio 2.69 on HIPPS and 12.77 on PAHH.

Abstrak :
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.X pada 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 X dalam 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.