Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Fasilitas-fasilitas yang ada di industri minyak dan gas bumi tergolong berisiko tinggi dikarenakan bahan yang dikelola adalah minyak dan gas mudah terbakar dan mudah meledak baik secara intern maupun dengan proses luar. PT X adalah sebuah perusahan minyak dan gas bumi yang beroperasi di lepas pantai (offshore) sebagai pengguna FSO dengan kapasitas 660.000 barrel oil. FSO tersebut sudah mulai dioperasikan pada bulan Agustus 2012 tetapi belum memiliki hasil analisis risiko yang cukup untuk aktifitas yang ada dalam FSO tersebut. Kondisi ini sangat berbahaya karena FSO adalah suatu instalasi dengan risiko sangat tinggi terhadap ledakan/kebakaran, kecelakaan fatal dan saat ini perusahaan tidak mempunyai informasi yang cukup apakah peralatan atau sistem pencegahan bahaya sudah sesuai dengan kebutuhan atau tidak. Tujuan penelitian secara umum untuk mengetahui jenis risiko dan tingkat risiko keselamatan kerja yang potensial terjadi pada aktifitas di ruang pompa dan pengendaliannya dan tujuan penelitian secara khusus untuk mengetahui jenis-jenis aktifitas apa saja yang dilakukan di ruang pompa FSO PT X, mengetahui jenis-jenis bahaya/ risiko yang ada di ruang pompa, mengetahui tingkat risiko yang ada dari setiap aktifitas yang ada di ruang pompa dan mengetahui pengendalian apa saja yang sudah ada dan yang masih diperlukan untuk meminimalkan risiko yang ada di setiap aktifitas di ruang pompa. Penelitian ini dilakukan untuk menganalisis risiko keselamatan kerja pada proses yang dilakukan di ruang pompa di FSO PT X. Penelitian dilakukan dengan observasi lapangan, diskusi dengan pekerja FSO dan PT. X, juga analisa data yang dimiliki oleh PT X. Waktu penelitian dilakukan pada bulan Januari sampai dengan April 2013. Penelitian merupakan jenis penelitian deskriptif kualitatif, dimana dilakukan penilaian terhadap risiko yang dimiliki oleh pekerja dengan mengkombinasikan inspeksi dilapangan dengan teknik penilaian risiko. Penilaian risiko dilakukan dengan tahapan manajemen risiko sesuai dengan Risk Management AS/ NZS 4360:1999/2004. Hasil Penelitian Aktifitas yang ada di ruang pompa adalah turun naik tangga, pengoperasian pompa kargo, perawatan pompa kargo, pembersihan bilge ruang pompa, memasuki ruang pompa, pengecatan di ruang pompa, pekerjaan pada ketinggian, dan kondisi peralatan di ruang pompa. Risiko tertinggi dari semua aktifitas adalah pada aktifitas pengoperasian pompa kargo dimana risiko setelah kontrol masih ditingkat risiko Tinggi hal ini terjadi karena karena pekerjaan dilakukan dengan mengaktifkan pompa sehingga timbul panas, bising, asap yang sangat mengganggu aktifitas dan konsentrasi pekerja. Risiko terendah dari semua aktifitas adalah aktifitas pengecatan di ruang pompa dengan tingkat risiko satu Sedang dan dua Rendah. Pengendalian risiko yang telah dilakukan adalah penerapan prosedur melalui instruksi kerja, Permit to work, pembuatan kemiringan tangga yang tidak lebih dari 60 derajat, penerangan yang cukup, penggunaan alat pelindung diri seperti coverall, masker, safety shoes, handglove, safety glasses, ear plug, ventilasi udara, pemberlakukan jadwal kerja yang bergantian, pemasangan peredam panas pada bagian-bagian panas tinggi, pembuatan jalur pekerja, pengecekan kandungan gas yang ada di ruang pompa, pekerja yang mengetahui tata letak peralatan di ruang pompa dan memastikan pekerja yang bekerja adalah sehat, pemeriksaan rutin peralatan angkat secara rutin seperti body harness, chain block, wire sling, konstruksi penyangga chain block. ......Existing facilities in the oil and gas industries was generally classified as high risk due to substance oil and gas is flammable and explosive with both internal and external processes. PT. X is an oil and gas company operating in the offshore as an FSO users with capacity 660,000 barrels of oil. The FSO was started in August 2012 but has not had sufficient risk analysis for existing activities in the FSO. This condition is very dangerous because the FSO is a plant with a very high risk for explosions / fires, fatal accidents and the company currently does not have sufficient information whether equipment or hazard prevention systems are in accordance with the requirements or not. General research purposes to determine the type and level of risk potential safety risks occur in activities in the pump room and its control and objective study specifically to determine what types of activities are carried out in a pump room FSO PT X, knowing the types of hazards / risks that exist in the pump room, knowing that there is the risk level of any activity that is in control of the pump room and find out what is already there and are still required to minimize the risks involved in each activity in the pump room. This study was conducted to analyze safety risks on the process undertaken in the pump room at the FSO PT X.. Research carried out by field observations, discussions with workers FSO and PT. X, as well as analysis of data owned by PT X. The study was conducted in January to April 2013. Research is a qualitative descriptive, which made an assessment of the risk to workers by combining field inspection with risk assessment techniques. Risk assessment carried out by stages in accordance with the Risk Management AS / NZS 4360:1999 / 2004. The activities are there in the pump room is down and up stairs, the operation of cargo pumps, cargo pump maintenance, cleaning bilge pump room, inspection to pump chamber, the painting in the pump room, work at height, and condition of the equipment in the pump room. Highest risk of all activities is the operation of cargo pump activity which after controls the level of risk still High this happens because as the work is done by activating the pump so that the resulting heat, noise, smoke highly disrupt the activity and concentration of workers. The lowest risk of all activity is the activity of painting in the pump room with a Medium risk level and two Low. Control risk is the application procedure has been carried out through the work instructions, permit to work, making the slope of the stairs which no more than 60 degrees, adequate lighting, the use of personal protective equipment such as coveralls, masks, safety shoes, handglove, safety glasses, ear plugs, air vents, the sift work schedule, installation of heat shock on high heat parts, installs line workers, checking the gas content in the pump room, workers who know the location of equipment in the pump room and ensure workers are healthy, regular test lifting equipment such as body harness, chain block, wire slings, chain block buffer construction.

Abstrak :
ABSTRACT
Manusia sampai kapanpun akan tetap membutuhkan energi dalam kehidupannya. Dengan energi, cita-cita bangsa Indonesia untuk maju pun dapat tercapai. Semua lapisan masyarakat berhak untuk terjamin perolehan energi khususnya energi listrik sebagai kebutuhan vital dalam beraktivitas. Mini FSRU menjadi solusi hilir untuk kontinuitas suplai listrik di daerah pesisir yang jauh dari sumber ladang gas. Mini FSRU juga menjadi bagian dari solusi penggunaan sumber energi primer yang lebih bersih dan ekonomis. Tugas akhir ini membahas analisis investasi mini FSRU untuk PLTMG Maumere agar dapat secara penuh menggantikan peran BBM sekaligus menghasilkan keuntungan dari segi bisnis dan berdampak positif untuk kemajuan negeri.

---

ABSTRACT
Human Beings will always need energy in their life. By energy, the aspirations of the Indonesian people to advance can be achieved. All levels of society have the right to secure the acquisition of energy, especially electricity, as a vital requirement for their activities. Mini FSRU is a downstream solution for the continuity of electricity supply in coastal areas far from the gas field sources. The Mini FSRU is also part of the solution to using cleaner and more economical primary energy sources. This final project discusses the analysis of Mini FSRU investment for PLTMG Maumere in order to fully replace the role of BBM while generating profits and having a positive impact on the progress of the country.

Abstrak :
Penelitian ini bertujuan untuk melakukan optimisasi pada sistem rantai suplai LNG agar didapatkan biaya suplai yang paling murah dari kilang LNG hingga sampai ke FSRU (Floating Storage Regasification Unit) dan juga jumlah LNG yang seharusnya dipasok oleh setiap kilang dengan menggunakan metode optimasi. Metode optimasi harus menentukan fungsi objektif, variabel keputusan dan juga constrain. Untuk mendapatkan biaya suplai yang murah maka akan menggunakan harga dari ex kilang dan harus mendapatkan biaya transportasi yang murah. Kapasitas kapal yang akan digunakan pada penelitian ini adalah 150.000 m3 dan kecepatan 18 knot. Metode pengiriman yang digunakan pada penelitian ini adalah metode Hub and Spoke. Pada penelitian ini yang akan menjadi sumber yaitu Kilang Tangguh, Masela, Donggi Senoro dan Bontang dengan tujuannya FSRU yang terletak dipulau Jawa dan Sumatera. Yang sangat berpengaruh pada biaya suplai adalah jarak dari setiap kilang LNG menuju FSRU. Dan hasil yang didapatkan kilang Bontang menyuplai LNG ke FSRU Aceh 3,0 MTPA selama 20 tahun dengan biaya suplai tahun ke-1 6,3 $/MMBtu. Kilang Tangguh akan menggunakan 2 kapal untuk memasok LNG 2,1 MTPA ke FSRU Jawa Tengah dengan 35 biaya suplai ditahun ke-1 6,64 $/MMBtu dan 0,9 MTPA untuk FSRU Lampung dengan biaya suplai pada tahun ke-1 6,63 $/MMBtu. Kilang Masela akan menggunakan 3 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Jawa Tengah 0,9 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 9,50 $/MMBtu dan FSRU Jawa Barat 3 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 yaitu 9,58 $/MMBtu. Kilang Donggi Senoro akan menggunakan 1 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Lampung sebanyak 0,6 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-1 yaitu sebesar 6,7 $/MMBtu. ......This research aims to optimize the LNG supply chain system in order to get the lowest supply cost from the LNG plant to FSRU (Floating Storage Regasification Unit) and also the amount of LNG that is supposed to be supplied by each plant by using optimization methods. Optimization method must determine the objective function, decision variables and constrain. To get a low supply cost, low price of ex plant and transportation cost must be used. Vessels with capacity of 150,000 m3 and a speed of 18 knots will be used. Shipping method used in this research is Hub and Spoke. In this study, the LNG source is Tangguh, Masela, Donggi Senoro and Bontang plant with the destination are FSRU located in Java and Sumatra. Supply cost is affected by distance of each LNG plant to the FSRU. From the results, it is obtained that Bontang LNG plant supply 3.0 MTPA to the FSRU Aceh for 20 years with supply cost in the first year $ 6.3 / MMBtu. Tangguh plant will use two ships to supply 2.1 MTPA LNG to Central Java FSRU with first year supply costs of $ 6.64 / MMBtu and 0.9 MTPA to Lampung FSRU with first year supply cost of $ 6.63 / MMBtu. Masela plant will use three ships to supply 0.9 MTPA LNG to the Central Java FSRU with the lowest costs in the 4th year of $ 9.50 / MMBtu and 3 MTPA to west Java FSRU 3 with the lowest supply cost in the 4th year of $ 9.58 / MMBtu. Donggi Senoro will use one ship to supply 0.6 MTPA LNG to Lampung FSRU with supply costs in the first year of $ 6.7 / MMBtu.

Abstrak :
Tesis ini membahas tentang analisa perlakuan Boil-Off Gas (BOG) LNG yang dihasilkan dari fasilitas regasifikasi. Terdapat 2 unit fasilitas yang terlibat, yaitu Train 1 meliputi Floating Storage Unit (FSU) dan Floating Regasification Unit (FRU) yang telah beroperasi dan menghasilkan gas yang dialirkan ke sebuah pembangkit lstrik, kemudian Train 2 meliputi fasilitas regasifikasi LNG dilengkapi dengan filling station CNG yang akan dirancang dan dibangun pada daratan (masa depan). Terdapat 4 opsi perlakuan BOG, yaitu Opsi-1A mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1, Opsi-1B mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1 serta memanfaatkan BOG tersebut sebagai bahan bakar kompresor, Opsi-2A mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 dan Opsi-2B mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 serta memanfaatkan BOG sebagai bahan bakar kompresor. Hasil perhitungan menunjukkan estimasi BOG yang dihasilkan sebanyak 3.7 MMSCFD dengan nilai ekonomi yang berbeda untuk setiap opsinya. Dari analisa teknis dan ekonomi, dihasilkan bahwa Opsi-1A merupakan pilihan terbaik dengan biaya investasi (CAPEX) paling rendah, yaitu US $ 66,980,107 dan memberikan keuntungan bersih (Net Present Value) paling tinggi pada akhir kontrak, yaitu sebesar US $ 33,578,764. Opsi-1A memberikan arus pengembalian (Internal Rate of Return) paling tinggi, yaitu 31.34% dengan periode pengembalian 2.55 tahun. Secara keseluruhan, perubahan harga jual gas dan biaya operasi (OPEX) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap NPV dan IRR. Tesis ini membahas tentang analisa perlakuan Boil-Off Gas (BOG) LNG yang dihasilkan dari fasilitas regasifikasi. Terdapat 2 unit fasilitas yang terlibat, yaitu Train 1 meliputi Floating Storage Unit (FSU) dan Floating Regasification Unit (FRU) yang telah beroperasi dan menghasilkan gas yang dialirkan ke sebuah pembangkit lstrik, kemudian Train 2 meliputi fasilitas regasifikasi LNG dilengkapi dengan filling station CNG yang akan dirancang dan dibangun pada daratan (masa depan). Terdapat 4 opsi perlakuan BOG, yaitu Opsi-1A mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1, Opsi-1B mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1 serta memanfaatkan BOG tersebut sebagai bahan bakar kompresor, Opsi-2A mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 dan Opsi-2B mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 serta memanfaatkan BOG sebagai bahan bakar kompresor. Hasil perhitungan menunjukkan estimasi BOG yang dihasilkan sebanyak 3.7 MMSCFD dengan nilai ekonomi yang berbeda untuk setiap opsinya. Dari analisa teknis dan ekonomi, dihasilkan bahwa Opsi-1A merupakan pilihan terbaik dengan biaya investasi (CAPEX) paling rendah, yaitu US $ 66,980,107 dan memberikan keuntungan bersih (Net Present Value) paling tinggi pada akhir kontrak, yaitu sebesar US $ 33,578,764. Opsi-1A memberikan arus pengembalian (Internal Rate of Return) paling tinggi, yaitu 31.34% dengan periode pengembalian 2.55 tahun. Secara keseluruhan, perubahan harga jual gas dan biaya operasi (OPEX) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap NPV dan IRR. ......This thesis discusses an analysis to determine the treatment for LNG Boil-Off Gas (BOG) generated from LNG regasification facilities. Two units will be included, such as Train 1 for Floating Storage Unit (FSU) and Floating Regasification Unit (FRU) which has been operated and produced pipeline gas for a power plant, and then Train 2 for the future facility on shore including LNG regasification facility completed with CNG filling station.  Four options will be analysed for BOG treatment, such as Option-1A to transfer BOG to the existing BOG pipe in Train 1, Option-1B to transfer half of BOG rate to the existing BOG pipe in Train 1 and half of the rest is used as gas fuel for compressor, Option-2A to transfer BOG to the downstream of vaporizer in Train 2 and Option-2B to transfer half of BOG rate to the downstream of vaporizer in Train 2 and half of the rest is used as gas fuel for CNG compressor. Technical calculation shows that BOG rate estimation is 3.7 MMSCFD with different economic value for each option. Technical and economic analysis shows that Option-1A is the most desired alternative with the lowest investment cost (CAPEX) which is US $ 66,980,107 and gives the highest Net Present Value (NPV) which is US $ 33,578,764. Option-1A gives the highest internal rate of return (IRR) 31.34% with payback period for 2.55 years. Overall, the alteration of gas sales price and operating cost (OPEX) is the most significant component which will impact NPV and IRR.

Abstrak :
Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui keunggulan dan keterbatasan dalam menilai risiko yang ada di Floating Storage and Offloading Unit (FSO) X PT ABC dengan metode Bow-Tie Analysis yang bersumber dari data hasil analisis HAZOP, selanjutnya dilakukan analisis kajian terhadap metode HAZOP dan Bow-Tie sehingga diketahui keterbatasan dan keunggulan masing-masing metode. Hasil yang diperoleh akan dijadikan rekomendasi dalam manajemen risiko di PT ABC. Penelitian dilakukan pada unit cargo oil loading system FSO X pada deviasi/top event yaitu no/less flow dan corrosion/erosion selama Januari?Juli 2015. Parameter yang digunakan adalah parameter yang ada pada metode HAZOP dan Metode Bow-Tie. Hasil penilaian risiko pada cargo oil loading system disajikan dalam bentuk worksheet kerja HAZOP dan Bow-Tie diagram. Keunggulan HAZOP diantaranya adalah HAZOP memiliki kelebihan dalam penggunaan guide word untuk memandu evaluasi deviasi desain dan kecukupan safeguard; ruang lingkup spesifik dalam hal identifikasi risiko terkait desain proses dimana analisis dilakukan berdasarkan P&ID; tidak memerlukan software khusus dalam pengerjaanya. Keterbatasan yang dimiliki HAZOP adalah penyajian data dalam bentuk worksheet sehingga membutuhkan pemahaman lanjutan; ketidakmampuan dalam menggambarkan skenario risiko maupun mitigasinya. Keunggulan bow-tie diantaranya kemudahan dalam memahami hasil analisis karena tergambarkan dalam visual diagram; kemampuan memprediksi tingkat preventive atas penyebab (proaktif) dan tingkat mitigasi dari konsekuensi risiko yang ditimbulkan (reaktif); kemampuan analisis hingga tingkat/level risiko; dan kemampuan dalam menggambarkan perkembangan dan mitigasi risiko. Adapun keterbatasan bow-tie adalah tidak spesifik mengkaji hazard terkait operasional/desain proses; diperlukan software khusus yang relatif cukup mahal sehingga penggunaannya menjadi terbatas. Dalam hal pemilihan metode risk assessment, pemilihan metode risk assessment sebaiknya disesuaikan dengan tujuan utama dari fasilitas yang akan dinilai. Pada penelitian penilaian risiko di Floating Storage and Offloading Unit (FSO) X PT ABC dengan penggunaan metode HAZOP yang berfokus pada evaluasi kecukupan safety devices suatu instalasi, sehingga perlu dilengkapi dengaan Bow-Tie Analysis agar tingkat risiko dan mitigasi tergambarkan dan terprediksi. ......The purpose of this study is to compare HAZOP and Bow-tie analysis method to determine the advantages and limitations of the method in assessing the risks that exist in the Floating Storage and Offloading unit (FSO) X PT ABC. The results obtained will be recommended in risk management at PT ABC. The study was conducted on a unit of oil cargo loading system FSO X on deviation/top event no/less flow and corrosion/erosion during January to July 2015. The parameters used are the parameters that exist in the HAZOP and Bow-Tie method. The results of the risk assessment on oil cargo loading system are presented in the form of HAZOP worksheet and Bow-Tie diagrams. The advantages of HAZOP including the use of guidance word; specific in terms of identification of risk associated design process based on P&ID; and it doesn?t require any special software. The HAZOP limitations including the used of worksheet that requires an advanced understanding;and it can?t describing risk scenarios and mitigation. Bow-tie advantages including the results of the analysis as illustrated in the visual diagram so it?s easy to understand; the ability to predict the level of preventive action (proactive) and level of mitigation of the consequences (reactive); analytical skills up to the level of risk; and the ability to describe the development and mitigation of risk. The limitations of bow-tie is not specifically assess the hazard related to operational/design process; and it required special software, so the use of the method is limited. When we want to conduct the risk assessment, it should be adjusted with the primary purpose of the facility is to be assessed. In the risk assessment study on the Floating Storage and Offloading unit (FSO) X PT ABC, the use of HAZOP method only focuses on the evaluation of the adequacy the installation of safety devices, to get more comprehensive result that can predict the risk level and risk mitigation we also need another method such as Bow-Tie Analysis.

Abstrak :
ABSTRAK
Proses Konversi lsquo;Very Large Crude Carrier rsquo; Tanker menjadi lsquo;Floating Storage Offloading rsquo; FSO merupakan satu acuan pilihan sebagai sarana eksplorasi dalam industri Minyak dan Gas Bumi. Pada pelaksanaan proses konversi proyek ini teridentifikasi beberapa tahapan yang memiliki resiko dan mempengaruhi kinerja proyek secara keseluruhan,berdasarkan pada temuan kondisi tersebut penulis melakukan penelitian melalui suatu evaluasi proses konversi proyek dengan berbasis risiko.Penelitian ini menggunakan data primer dan sekunder baik dari kuesioner maupun arsip dokumen yang dianalisa menggunakan qualitative risk analysis untuk mendapatkan level risiko dari faktor risiko yang berasal dari setiap kegiatan pelaksanaan proses konversi proyek FSO dimana ditemukan bahwa Pengadaan Long Lead Item, Prakualifikasi EPCI Kontraktor dan Studi kelayakan enjiniring permulaan merupakan risiko dominannya. Selanjutnya dilakukan evaluasi dan diketahui bahwa mitigasi risiko merupakan respon prefentive yang tepat. Sementara, tindakan korektif yang tepat adalah melakukan pembagian paket pengadaan , merevisi syarat prakualifikasi dan melibatkan pakar enjiniring. Sayangnya respon risiko tersebut masih belum berjalan optimal bahkan terdapat respon yang belum diterapkan untuk itu dilakukanlah beberapa improvisasi dalam pengembangan sistem konversi.

---

ABSTRACT
The 39 Very Large Crude Carrier 39 Tanker Converting Process to 39 Floating Storage Offloading 39 FSO is a reference choice as a means of exploration in the Oil and Gas industry. In the implementation of this project conversion process identified several stages that have risks and affect the overall performance of the project, based on the findings of these conditions the authors conduct research through an evaluation of project conversion process with risk based methode. This research using primary and secondary data from both the questionnaire and archive documents and analyzed using qualitative risk analysis to obtain the risk level of risk factors derived from each activity of FSO project conversion process where it was found that the Procurement of Long Lead Item, Prequalification of EPCI Contractor and Feasibility Study of Engineering is most dominant risk factor. Further evaluations are made and it is known that risk mitigation is an appropriate prefentive response. Meanwhile, appropriate corrective action is to procure procurement packages, revise the prequalification requirements and involve engineering experts. Unfortunately the risk response is still not running optimally even there is a response that has not been applied for that done some improvisation in the development of FSO conversion system.

Abstrak :
PT. XYZ melakukan kegiatan eksplorasi dan produksi minyak dan gas di lepas pantai menggunakan FPSO dengan produksi utama berupa minyak mentah, gas yang dihasilkan diinjeksikan kembali kedalam sumur. Adanya fasilitas kompresor yang dapat menaikan tekanan gas sampai 210 bar, kelebihan gas dapat disimpan di storage sebagai CNG. Penyimpanan gas CNG 10 MMscf, CDTS membutuhkan tangki sebanyak satu unit dengan dimensi 10 m x 10 m. CNG tube skid membutuhkan total skid sebanyak 51 units dengan total dimensi 12,19 m x 41,45 m. Biaya capex CDTS lebih murah $ 700.000 dari CNG tube skid dan biaya opex CDTS $ 62.102 lebih murah dibandingkan CNG tube skid. Ketersediaan lahan di FPSO yang dapat ditempati CNG storage sebesar 20 m2. IRR 11% didapat tarif gas dasar 1,51 USD/MMBtu untuk penjualan 10 MMScfd dan NPV $12.638.398,34 dengan PBP di tahun ke 7. Hasil analisa sensitivitas menunjukan dengan menaikan tarif gas sebesar 100% yaitu 3,011 USD/MMBtu, saat terjadi penurunan laju produksi sebesar 50% maka NPV dan IRR masih dapat diterima.  Harga gas ini layak digunakan untuk penjualan gas di atas FPSO karena tidak melebihi penetapan harga gas di pembangkit sebesar 6 USD/MMBtu. ......PT. XYZ engages in offshore oil and gas exploration and production using an FPSO. The primary production focus is crude oil, and any produced gas is reinjected into the well. A compressor facility with the capacity to increase gas pressure up to 210 bar enables the storage of excess gas as Compressed Natural Gas (CNG). For a CNG gas storage volume of 10 MMscf, CDTS requires a single tank with dimensions of 10 m x 10 m. CNG tube skids necessitates a total of 51 skid units with a combined dimension of 12.19 m x 41.45 m. CDTS exhibits capex costs that are $700,000 lower than CNG tube skids, and its opex costs are $62,102 lower as well. The available land on the FPSO for CNG storage is 20 m2. An IRR of 11% yields a base gas rate of 1.51 USD/MMBtu for sales of 10 MMScfd, resulting in an NPV of $12,638,398.34 with a payback period in the 7th year. The sensitivity analysis demonstrates that even with a 50% decrease in production rate, increasing the gas tariff by 100% to 3.011 USD/MMBtu maintains acceptable NPV and IRR values. This gas price is suitable for selling gas above the FPSO as it does not exceed the fixed gas price at the power plant, which is 6 USD/MMBtu.

Abstrak :
ABSTRAK
Pembangunan Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) berfungsi untuk melengkapi keterbatasan fasilitas jaringan pipa dalam mengakomodasi kelancaran arus suplai gas. Model optimasi rantai suplai LNG digunakan untuk mendapatkan keuntungan maksimal dari pengoperasian terminal tersebut. Optimasi dilakukan dengan menerapkan konsep linear programming mencakup penentuan fungsi objektif, decision variable, dan constraint dilanjutkan proses optimasi dengan bantuan program Solver Microsoft Excel. Dari studi kasus 1 dengan kombinasi suplai LNG ke terminal dari kilang Badak sebanyak 5 kali pengiriman kapal, 2 kali pengiriman dari Donggi, 7 kali pengiriman dari Masela dan 1 kali pengiriman Tangguh didapatkan keuntungan sebesar US$ 73,4 juta. Dari studi kasus 2 dengan kombinasi suplai LNG ke terminal dari kilang Badak sebanyak 5 kali pengiriman kapal, 2 kali pengiriman dari Donggi, 6 kali pengiriman dari Masela dan 2 kali pengiriman dari Tangguh didapatkan keuntungan sebesar US$ 85,7 juta. Dari studi kasus 3 didapatkan keuntungan sebesar US$ 8,2 milyar, dan studi kasus 4 sebesar US$ 8,4 milyar dengan kombinasi pasokan LNG dari tiap supplier berbeda-beda sesuai dengan desain operasional pada kasus tersebut.

---

Abstract
Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) serves to overcome the limitations of pipeline facilities in order to accommodate the flow of gas supply. LNG supply chain optimization model is used to obtain maximum benefit from the operation of the terminal. The optimization is applied by implementing the concept of linear programming that includes determination of the objective function, decision variables, and constraint. Then optimization process is continued by using Microsoft Excel Solver program. The result from study case 1 that combined 5 shipments of LNG supply to the terminal from Badak, 2 shipments from Donggi, 7 shipments from Masela, and 1 shipments from Tangguh yields US$ 73,4 million of profit. US$ 85,7 million of profit was obtained from case study 2 that combined 5 shipments of LNG supply to the terminal from Badak, 2 shipments from Donggi, 6 shipments from Masela and 2 shipments from Tangguh. US$ 8,2 billion of profit was obtained from case study 3 and US$ 8,4 billion from case study 4 with a combination of LNG supplies from each supplier accordance with the operational design of the case.

Abstrak :
Mengelola proyek dengan investasi triliunan rupiah bukanlah perkara yang mudah. Berbagai kendala bisa saja ditemui, baik yang sudah diidentifikasi dalam kajian risiko maupun yang tak terduga sebelumnya. Butuh perencanaan dan pertimbangan yang matang. Secara umum tahapan pengembangan proyek terdiri dari konseptual desain, kelayakan, FEED (Front End Engineering Design), DED (Detail Engineering Design), Pengadaan, Konstruksi, Komisioning, Start Up dan Operasi. Tahapan konseptual desain dan kelayakan dilakukan oleh internal Perusahaan. Tahapan FEED dilakukan oleh konsultan teknik. Tahapan DED, Pengadaan, Konstruksi, dan Komisioning dilakukan oleh Kontraktor EPC (Engineering Procurement and Construction). Sedangkan Start Up, Operasi dan Pemeliharaan dilakukan oleh Perusahaan. Tahapan FEED dan DED merupakan tahapan dimana praktik keinsinyuran mendominasi keseluruhan pekerjaan dari berbagai bidang kejuruan. Keluaran FEED dititik beratkan ke estimasi biaya dan lingkup pekerjaan karena akan dipergunakan untuk keperluan tender EPC. Sedangkan DED merupakan pekerjaan yang dilakukan ditahapan awal EPC dan keluarannya dipakai untuk dokumen konstruksi dan pengadaan. DED merupakan tahapan yang sangat krusial. Pada proyek ini, Mobil Cepu Ltd sebagai pemilik proyek (sekarang Exxon Mobil Cepu Ltd) menggandeng pihak konsorsium PT. Rekayasa Industri dan Likpin LLC sebagai kontraktor EPC-3 untuk pekerjaan Mooring Tower. Sedangkan konsorsium PT. Scorpa Pranedya dan Sembawang Shipyard sebagai kontraktor EPC-4 untuk pekerjaan Floating Storage and Offloading. Pekerjaan ini telah diselesaikan secara professional dan tepat waktu dengan menjalankan prinsip dasar kode etik keinsinyuran dan senantiasa memperhatikan Keamanan, Keselamatan, Kesehatan, dan Lingkungan Hidup. Kepatuhan terhadap spesifikasi teknis, standard, biro klasifikasi dan peraturan peraturan yang terkait telah diperiksa dan sudah mendapatkan sertifikat sertifikat terkati. Tidak ada kecelakaan kerja selama proyek EPC-3 dan EPC-4 berlangsung. Sistem kelistrikan yang telah di desain dan dibangun dengan cara professional serta menjalankan dasar kode etik keinsinyuran memberikan hasil yang maksimal. Hal ini dibuktikan dengan kehandalan sistem yang masih berfungsi dengan baik sampai saat ini setelah sembilan (9) tahun beroperasi. ...... Managing a project with billion dollars in investment is not an easy matter. Various obstacles can be encountered, both those already identified in risk studies and those unforeseen beforehand. It requires thorough planning and consideration. Generally, the stages of project development consist of conceptual design, feasibility, FEED (Front End Engineering Design), DED (Detail Engineering Design), Procurement, Construction, Commissioning, Start-Up, and Operation. The conceptual design and feasibility stages are carried out internally by the Company. The FEED stage is conducted by an engineering consultant. The DED, Procurement, Construction, and Commissioning stages are carried out by EPC Contractors (Engineering Procurement and Construction). Meanwhile, Start-Up, Operation, and Maintenance are carried out by the Company. The FEED and DED stages are where engineering practices dominate the entire work of various disciplines. The output of FEED focuses on cost estimates and scope of work as it will be used for EPC tender purposes. DED, on the other hand, is the work carried out at the early stage of EPC, and its output is used for construction and procurement activity. DED is a very crucial stage. In this project, Mobil Cepu Ltd as the project owner (now Exxon Mobil Cepu Ltd) has partnered with the consortium of PT. Rekayasa Industri and Likpin LLC as the EPC-3 contractor for the Mooring Tower work. Meanwhile, the consortium of PT. Scorpa Pranedya and Sembawang Shipyard as the EPC-4 contractor for the Floating Storage and Offloading work. This work has been completed professionally and on time by adhering to the basic principles of engineering ethics and always paying attention to Safety, Health, and Environmental aspects (K3L). Compliance with technical specifications, standards, classification bureaus, and related regulations has been checked and has obtained the relevant certificates. There were no work accidents during the EPC-3 and EPC-4 projects. The electrical system, which has been designed and built professionally and adhering to engineering ethics, has yielded maximum results. This is evidenced by the reliability of the system, which is still functioning well to this day after nine (9) years of operation.