Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Kegiatan eksplorasi produksi minyak dan gas bumi (migas) di Lapangan Arjuna milik PT XYZ dimulai sejak tahun 1970an. Sejumlah 192 pipa penyalur bawah laut di lapangan ini masih aktif beroperasi sebagai alat transportasi migas dan 75% diantaranya sudah berumur lebih dari 25 tahun. Sekitar 17 kasus kebocoran pipa bawah laut di Lapangan Arjuna terjadi setiap tahunnya dan sebagian besar kasus terjadi pada pipa-pipa tua. Kejadian ini memberikan dampak yang cukup signifikan baik dari sisi keselamatan, lingkungan maupun bagi kegiatan operasi dan produksi migas. Program pemeliharaan pipa-pipa bawah laut ini membutuhkan biaya dan sumber daya cukup besar. Oleh karena itu, prioritisasi program ini harus diberikan pada pipa-pipa berisiko tinggi agar risiko kebocoran pipa dapat segera diturunkan. Penelitian ini bertujuan untuk melihat profil risiko 10 pipa penyalur utama minyak dan gas bawah laut di Laut Jawa yang sudah tua dan membuat program pemeliharaannya. Konsep manajemen risiko ISO 31000: 2009 digunakan dalam penelitian ini fokus pada tahapan kajian risiko (risk assessment) dan penanganan risiko (risk treatment). Pada tahapan kajian risiko, metode yang digunakan adalah metode indeks Kent Muhlbauer dikombinasikan dengan metode kajian risiko PT. XYZ dengan matriks. Metode indeks Ken Muhlbauer menggunakan empat indeks untuk menghitung potensi kegagalan sistem pipa bawah laut yaitu indeks kerusakan pihak ketiga, indeks korosi, indeks desain, dan indeks kesalahan operasi, dilanjutkan dengan analisis dampak kebocoran (Leak Impact Factor). Kemudian dilakukan perhitungan probability of failure dan consequence of failure yang dimapping pada matriks penilaian risiko perusahaan. Kajian risiko dengan kedua metode ini menghasilkan peringkat risiko (risk rangking) dan nilai risiko relatif untuk kemudian digunakan sebagai basis penentuan tingkat risiko dan prioritisasi program pemeliharaan kesepuluh pipa penyalur. Hasil akhir kajian risiko 10 pipa bawah laut utama di Laut Jawa menunjukkan ada enam pipa berisiko tinggi yang perlu diturunkan risikonya ke tingkat yang dapat diterima. Tahapan penanganan risiko dimulai dengan membuat program pemeliharaan enam pipa berisiko tinggi berdasarkan indeks paling kritikal yang dihasilkan dari penilaian risiko, yaitu korosi. Ada 10 tindakan pencegahan dan 2 tindakan mitigasi sebagai usulan program yang harus dikomunikasikan kepada pihak yang berkepentingan agar risiko kebocoran pipa penyalur utama dapat dikurangi. Salah satu tindakan pencegahan kebocoran yang diusulkan adalah penggantian pipa penyalur 16 MOL M-J sebagai prioritas utama.

---

Oil and gas exploration and production activities in the Arjuna Field, Java Sea, owned by PT XYZ began in the 1970s. A total of 192 subsea pipelines in this field are still being operated to transport oil and gas product and 75% of them are over 25 years old. There are around 17 cases of subsea pipeline incident at Arjuna Field per year which occur mainly in the 25`s year old pipelines. The incident has a significant impact in terms of safety, environment and oil and gas bussiness. Maintenance program for these pipelines require expensive cost and resources thus need prioritization. The aims of this research is to assess risk profile of aging 10 subsea oil and gas pipelines in PT. XYZ and provide risk mitigation action plan. The Kent Muhlbauers index method is used combined with companys risk matrix method. The index method uses four indexes related to the failure of the subsea pipeline system: the third-party damage index, corrosion index, design index, and incorrect operations index for probability assessment, continue with consequence assessment using leak impact factor. Then its converted to probability of failure (PoF) and consequence of failure (CoF). The calculations and mapping results risk ranking and relative risk which is used as a basis of pipeline maintenance program prioritization. The final risk assessment result of subsea pipeline in PT. XYZ shows six high risk pipelines which require risk reduction action plan to reduce the risk into acceptable level. The pipeline maintenance program is made based the most critical index, corrosion, resulting from the assessment. The program proposes 10 preventive and 2 mitigation measures that must be communicated to each responsible parties so that risk of hydrocarbon leak can be minimized. The replacement of 16 MOL M-J is proposed as a top priority of pipeline replacement program.

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.