Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Floating Storage Offloading (FSO) adalah anjungan terapung yang berfungsi sebagai fasilitas penyimpanan produksi minyak atau gas alam sebelum didistribusikan dengan kapal tanker. FSO ditambatkan pada mooring tower dengan tujuan menjaga FSO agar stabil dan relatif tetap pada posisinya sehingga aspek operasional FSO dapat tetap berjalan lancar. Mooring tower dipilih sesuai dengan keadaan Laut Jawa yang tergolong relatif dangkal. Tugas akhir ini bertujuan untuk menentukan desain mooring tower yang mampu menahan beban lingkungan struktur serta beban tarikan vessel FSO. Perangkat lunak Structural Analysis Computer System (SACS) dipergunakan sebagai alat bantu permodelan dan perhitungan.Analisa statis (in-place analysis) dilakukan pada mode operasional dan ekstrim terhadap tiga tipe struktur dengan perbedaan geometri pada perangkaan diagonal: tipe struktur perangkaan diagonal tunggal (tipe struktur I); tipe struktur perangkaan diagonal X (tipe struktur II); dan tipe struktur perangkaan diagonal V (tipe struktur III), untuk menentukan desain yoke mooring tower paling baik.Hasil analisa menunjukkan ketiga tipe struktur telah memenuhi kriteria unity check (UC). Berdasarkan criteria UC ini, tipe struktur II cenderung lebih baik dibandingkan tipe struktur lainnya. Namun mempertimbangkan faktor berat, desain tipe struktur I akan digunakan sebagai desain yoke mooring tower karena memilki berat paling ringan diantara ketiganya.

---

Floating Storage Offloading (FSO) is a floating structure that serves to receive and store oil or natural gas before distributed by shuttle tankers. FSO is moored to a mooring tower to stabilize its position in order to maintain the operational aspect of the FSO. Mooring tower is selected in accordance with the state of Jave Sea which is relatively shallow. The objective of this final paper is to design a yoke mooring tower that able to resist its environmental loading and FSO tension. Structural Analysis Computer System (SACS) is the software used to model and to solve the calculation.

An in-place analysis is conducted on operational and storm conditions on three type of structures with geometrical differences on its diagonal bracing: single diagonal bracing (type I); type X diagonal bracing (type II); and type V diagonal bracing (type III), to choose the best design for a mooring tower structure.

The result shows that each structure type meets the unity check (UC) requirements for in-place analysis. Further analysis presents that structure type II considered as a better structure with regard to UC values. But putting the structure self-weight itselves into consideration, the best structure design to be applied as a mooring tower in the proposed location would be structure type I since this structure is the lightest."

"Gas bumi merupakan energi primer ketiga di Indonesia. Permintaan gas bumi cenderung meningkat sementara cadangan gas ditemukan berkurang. Oleh karena itu diperlukan pelaksanaan pengeboran lapangan gas dalam rangka penemuan cadangan gas dan peningkatan produksi gas bumi Indonesia. Mengingat investasi pengeboran lapangan membutuhkan biaya yang besar, maka perlu dilakukan analisis struktur biaya pengeboran lapangan gas agar didapatkan perencanaan dan penganggaran biaya yang optimal. Selain keekonomian proyek sumur, analisis struktur biaya pengeboran suatu lapangan biasanya dilakukan hanya melalui pendekatan aktual biaya per kedalaman sumur (cost per feet) atau biaya per hari kemajuan (cost per day). Pada penelitian ini, analisis struktur biaya dilakukan dengan pendekatan pertimbangkan kejadian-kejadian yang telah dilaksanakan pada pengeboran sebelumnya berupa hazard atau hambatan dan Non productive Time (NPT) yang terjadi pada operasi pengeboran sebelumnya. Simulasi hari operasi pengeboran sumur memberikan proyeksi penyelesaian pekerjaan dalam kurun waktu selama 68 hari operasi dari rencana 52.43 hari. Sedangkan simulasi biaya pengeboran sumur gas mengacu prediksi kemungkinan terjadinya perubahan hari operasi dan perubahan harga satuan komponen jasa dan material pengeboran memberikan forecast biaya sebesar US$ 11,598,146.91 dari rencana US$ 9,445,206.71. Dengan hasil simulasi biaya tersebut, simulasi keekonomian sumur pengeboran masih ekonomis ditandai dengan parameter POT = 0.89 tahun, PI = 1.04, NPV (US$) = 421 dan IRR (%) 15.9, meskipun ditengah ketidakpastian kondisi harga migas saat ini dan peluang pencapaian hasil produksi. Sensitifitas biaya pengeboran menunjukkan bahwa perubahan harga komponen THO Rig, Directional Drilling, Solar, Mud Chemical dan Hari operasi rig memberikan dampak yang signifikan terhadap biaya pengeboran. Sensitifitas keekonomian sumur dipengaruhi secara dominan oleh parameter harga gas, harga minyak, laju alir gas, laju alir minyak dan biaya THO rig. Simulasi dapat digunakan sebagai acuan perencanaan hari operasi dan penganggaran sumur gas di wilayah jawa dengan kompleksitas masalah yang mirip dan ditengah kondisi yang tidak pasti serta dapat digunakan untuk menentukan pemilihan atau screening pelaksanaan Rencana Kerja (RK) sumur.

---

Natural gas is the third of primary energy in Indonesia. Demand for natural gas is likely increase as the gas reserves are found reduced. Therefore we need a gas field drilling in order to discover gas reserves and increase natural gas production in Indonesia. Considering drilling investment entails substantial costs, it is necessary to analyze the cost structure of the gas field drilling in order to obtain optimal cost in planning and budgeting. In addition to the well project economics, the analysis of the cost structure of drilling is usually done only through actual approach from cost per depth (cost per feet) or cost per day data. In this study, analysis of the cost structure is done with the approach consider the events that have been implemented in the previous drilling in the form of hazard or obstacles and non-productive time (NPT) that occurred in the previous drilling operation. Simulating the operation of drilling days, the work completed during 68 days of the plan 52.43 days. While the cost of drilling a gas well simulation predictions referring to the possibility of changes in the operations and changes in unit prices of components and materials drilling services provide forecast cost of US $ 11,598,146.91 of the planned US $ 9,445,206.71. With the simulation results such costs, simulating the economics of drilling wells are still economically characterized by parameters POT = 0.89 years, PI = 1:04, NPV (US $) = 421 and IRR (%) 15.9, although amid uncertainty in the price of oil today and the opportunities achievement production. The sensitivity of the cost of drilling showed that changes in the price of components THO Rig, Directional Drilling, Solar, Mud Chemical and rig operating days had a significant impact on the cost of drilling. The economic sensitivity of wells affected predominantly by the parameters of the gas price, the price of oil, gas flow rate, oil flow rate and the cost of rig. Simulations can be used as a reference for the planning and budgeting operation of gas wells in the area of Java with the complexity of similar problems and amid uncertain conditions and can be used to determine the selection or screening the implementation of the Work Plan."

"Pengeboran minyak dan gas merupakan suatu kegiatan yang bertujuan untuk membuat lubang ke dalam inti bumi untuk mendapatkan sumber daya minyak dan gas dengan menggunakan rig pengeboran pada suatu sumur. Salah satu karakteristik dari sumur pengeboran adalah sumur dengan kondisi HPHT (High Pressure High Temperature) dimana pada sumur jenis ini suhu dapat mencapai 150°C dan tekanan yang mencapai 15000 psi. Sistem sirkulasi pengeboran merupakan salah satu sistem dari rig pengeboran yang memiliki fungsi untuk mengangkat serpihan formasi dari dasar sumur ke permukaan. mud pump dan solid control merupakan dua aspek dalam sistem sirkulasi pengeboran yang berkaitan langsung satu sama lain. Pengaruh sumur dengan kondisi HPHT (High Pressure High Temperature) sangat signifikan terhadap performa kedua aspek sistem sirkulasi tersebut sehingga memengaruhi proses pengeboran secara keseluruhan.

---

Oil and gas drilling is an activity intended to make holes into the earth to obtain oil and gas resources using a drilling rig. One of the characteristics of drilling wells is the condition of HPHT (High-Temperature High Pressure) where this type of well can reach 150 ° C and the pressure reaches 15000 psi. The drilling circulation system is one of the systems of the drilling rig that has the function to lift the formation of debris from the bottom of the well to the surface. Mud pump and solid control are two aspects in the drilling circulation system that are directly related to each other. The influence of HPHT (High-Pressure High Temperature) conditions on well is very significant for the performance of both aspects of the circulation system thus affecting the overall drilling process."

"Menentukan jenis fluida pengeboran adalah hal yang sangat penting dalam proses pengeboran minyak dan gas bumi. Sifat hidrolika dan rheology dari fluida pengeboran menjadi faktor utama penunjang produktifitas pengeboran. Waterbased mud merupakan lumpur pengeboran yang sering digunakan dan ramah lingkungan. Penentuan jenis water-based mud berdasarkan data lithology formasi tanah dapat memudahkan kita dalam merencanakan operasi pengeboran, khususnya pengeboran pada sumur yang membutuhkan safety yang tinggi, celah antara pipa pengeboran dan wellbore yang sempit dan pada sumur dengan kedalaman yang tinggi. Spesifikasi pada tiap jenis water-based mud digunakan untuk mendapatkan sifat fisik lumpur yang aman untuk menembus formasi, mengurangi kesalahan apabila terjadi fluid loss dan retak formasi, bahkan dalam kondisi terburuk dipersiapkan untuk menghadapi kick dan blowout. Formasi tanah yang unik dan sifatnya yang bereaksi dengan adanya kandungan air dalam lumpur, maka penggunaan bahan material sebagai aditif untuk water-based mud harus sangat diperhatikan. Pemilihan bahan material yang tepat dapat mempengaruhi efiesiensi kerja lumpur pengeboran, dan dipastikan untuk mampu mengurangi resiko kesalahan yang akan mengakibatkan biaya perawatan sebesar 60 - 70% dari total seluruh biaya. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis proses pengeboran sedalam 2304 m, yang terbagi kedalam 4 interval. Interval 1 pada lubang 26? sampai kedalaman 38 m, interval 2 pada lubang 17 1/2? sampai kedalaman 209 m , interval 3 pada lubang 12 1/4? sampai kedalaman 1246 m, dan interval 4 pada lubang 8 1/2? sampai kedalaman 2304 m. Dari hasil penelitian ini, jenis water-based mud untuk interval 1 adalah Native Gel mud atau Native mud; unutk interval 2 adalah Gel ? Polymer mud atau 4% KCL PHPA mud; interval 3 adalah KCL-PHPA Polymer mud atau 4% KCL PHPA mud; dan interval 4 adalah 4% KCL PHPA mud.

---

Determining the type of drilling fluid is very important in the process of drilling for oil and gas. The nature of hydraulics and rheology of drilling fluid become the main factors in supporting drilling productivity. Water-based mud is drilling mud which are frequently used and environmentally friendly. Determination of the types of water-based mud based on data of soil formation lithology can facilitate us in planning of drilling operations, in particular drilling on wells that need a high safety, the gap between drilling pipe and narrow wellbore and on the depth well. Spesifications on each type of water-based mud is used to get physical properties of the sludge is safe to penetrate the formation, reduce errors in case of fluid loss and crack formation, even in the worst conditions are prepared to deal with a kick and blowout. An unique land formation and its nature which react with the presence of water content in the mud, then the use of the materials as additives for water-based mud must to get high attention. The selection of the right materials can affect on the work efficiency of driiling mud, and it is certain to be able to reduce the error risk that would result of maintenance costs by 60-70% of total costs. This research aims to analyze the drilling process as deep as 2304 m, which is devided into 4 intervals. Interval 1 on hole 26? up to a depth of 38m, interval 2 on hole 17 1/2? up to depth of 209 m , interval 3 on hole 12 1/4? up to depth of 1246 m, and interval 4 on hole 8 1/2? up to depth of 2304 m. The results of study show that types of water-based mud on interval 1 is Native Gel mud atau Native mud; for interval 2 is Gel ? Polymer mud atau 4% KCL PHPA mud; interval 3 is KCL-PHPA Polymer mud atau 4% KCL PHPA mud; and interval 4 is 4% KCL PHPA mud."

"Salah satu parameter utama perencanaan pengeboran dalam industri migas adalah Pore pressure. Penentuan Pore Pressure penting untuk mencegah resiko yang tinggi seperti zona loss pressure ataupun zona blowout. Oleh karena itu diperlukan estimasi Pore Pressure yang akurat dan mencakup karakter reservoar yang heterogen. Pendekatan yang digunakan dalam estimasi Pore Pressure penelitian ini adalah metode pore compressibility PC dengan menggunakan data core. Akan tetapi pendekatan ini terbatas untuk ketersediaan data core. Penelitian ini akan mengintegrasikan metode pemodelan Differential Effective Medium DEM dan Fluid Replacement Model FRM ke dalam estimasi Pore Pressure metode PC sebagai solusi dari karakterisasi heterogenitas di reservoar karbonat dan keterbatasan data core. Dengan pemodelan DEM diperoleh deskripsi reservoar melalui analisa mineral dan tipe pori. Estimasi Pore Pressure metode PC bergantung pada fungsi dari kompresibilitas bulk Cb dan kompresibilitas pori Cp , dimana tiap tipe pori pada reservoar karbonat memiliki nilai Cb dan Cp yang berbeda ndash; beda. Fenomena disequlibirium compaction menyebabkan naiknya tekanan fluida didalam pori. Tekanan pori sangat dipengaruhi oleh fluida di dalam pori batuan. Oleh karena itu, fluida yang digunakan sama dengan fluida yang ada pada reservoar agar estimasi tekanan pori lebih akurat. Pada penelitian ini nilai kedua kompresibilitas dihasilkan dengan proses DEM menggunakan persamaan Gassman untuk mengatasi keterbatasan data core. Hasil estimasi Pore Pressure pada reservoar karbonat lapangan ldquo;X rdquo; sebesar 2000 psi hingga 4000 psi, dikalibrasikan dengan tekanan FMT dan data mud log pada sumur penelitian. Rekomendasi berat lumpur pada reservoar karbonat untuk sumur penelitian sebesar 12.6 ppg hingga 13.6 ppg.

---

One of the main parameter for drilling plan is Pore pressure on oil and gas company. Pore pressure estimation is important to avoid has high risk as if loss pressure zone or blowout zone. Therefore, accurate Pore Pressure prediction that cover heterogen reservoar character is required. The most accurate approach on Pore Pressure prediction is pore compressibility PC method which is using core data, but this approach is limited for core data limitation. This research is integrating Differential Effective Medium DEM method and Fluid Replacement Model FRM into Pore Pressure prediction PC method as a solution for heterogen characterization on carbonate reservoar and core data limitation. Using DEM, reservoar description is obtainable through mineral analysis and pore type. Pore pressure prediction PC method depend on function of bulk compressibility Cb and pore compressibility Cp , where each of carbonate reservoar pore types have different value of Cb and Cp. Disequlibirium compaction phenomenon causing pressure on fluid inside the pore. Pore pressure is sensitive for fluids inside the pore, Therefore, fluid that is used for this research is identical with the fluids on the reservoar so that the calculation can be more accurate. On this research the value of both compressibility is a result of DEM process with Gassman equation to overcome limited core data. Pore pressure prediction PC method result on carbonate reservoar Field ldquo M rdquo is about 3000 psi to 4000 psi, which is calibrated with the FTM pressure data and mud log data from th well. Recommended mudweight for carbonate reservoar about 12.6 ppg to 13.6 ppg."

"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."

"Saat ini industri minyak dan gas fokus dalam produksi dan pengembangan di mana sumur pengeboran sering dilakukan. Salah satu di antara banyak aspek yang perlu dipertimbangkan untuk keselamatan pengeboran adalah prediksi tekanan pori. Ada begitu banyak metode yang digunakan dalam prediksi tekanan pori termasuk JN pembelajaran mesin tetapi tidak ada yang pernah melakukan ini dengan ANFIS yang merupakan kombinasi JN dan pembelajaran mesin FIS dan penelitian ini ingin menggunakan ANFIS untuk membuat distribusi tekanan pori dalam data seismik 2D dengan 70% akurasi. Penelitian ini menggunakan data seismik pre-stack dan post-stack dengan pengukuran sumurand RFT. Penelitian ini menggunakan Eaton yang digunakan-Azadpour dan Metode Eaton untuk memprediksi tekanan pori karena metode ini dianggap baik dalam prediksi tekanan pori karena korelasinya dalam apa yang terjadi selama pengeboran. Model-model ini kemudian didistribusikan dengan ANFIS untuk menemukan korelasinya dengan impedans P, impedans S dan log densitas sehingga kita dapat menemukan distribusinya dalam data seismik 2D. Hasilnya adalah distribusi tekanan pori tetapi masih perlu penelitian lain untuk memberikan informasi mengenai keselamatan pengeboran

---

At present the oil and gas industry is focused on production and development where drilling wells are often carried out. One of the many aspects that needs to be considered for drilling safety is the prediction of pore pressure. There are so many methods used in pore pressure prediction including JN machine learning but no one has ever done this with ANFIS which is a combination of JN and FIS machine learning and this study wants to use ANFIS to make pore pressure distribution in 2D seismic data with 70% accuracy . This study uses pre-stack and post-stack seismic data with well measurements and RFT. This study uses the Eaton-used Azadpour and Eaton Method to predict pore pressures because this method is considered good in predicting pore pressures due to its correlation in what happens during drilling. These models are then distributed with ANFIS to find correlations with P impedance, S impedance and density log so that we can find their distribution in 2D seismic data. The result is pore pressure distribution but more research is needed to provide information on drilling safety."

"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."

"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."

"Studi analisis ini merupakan suatu kegiatan untuk menganalisis dan menghitung kekuatan tegangan tendon dan besar beban ekternal dari lingkungan untuk menghindari terjadinya failure pada perencanaan dan perancangan TLP agar mendapatkan hasil yang optimal serta bangunan dapat bertahan dalam jangka waktu 100 tahun (lifetime design). Guna mencapai tujuan yang dimaksud, harus dilakukan analisis terhadap pembebanan pada struktur TLP sendiri, beban angin, arus, jenis soil, dan beban ombak yang diderita TLP dalam kondisi kritis yaitu pada kondisi badai 100 tahunan di tempat operasional. Adapun hasil analisis ini menyatakan bahwa kekuatan tegangan tendon pada TLP yaitu 239.105.642,12 N/m2 dan hal ini sesuai dengan standar sehingga mampu diterapkan di laut dalam Wilayah Timur Kalimantan, Indonesia.

---

This analysis study is an activity to analyze and calculate about the tendon tensile strength of Tension Leg Platform (TLP) and the value of external load to avoid a failure in planning and designing it in order to obtain optimal results, and this building can survive within period 100 years (lifetime design). To achieve this intended goal, should be analyzed internal load on the structure, wind load, currents load, soil type, and wave load in critical condition (100 years storm condition) of operational place. The result of this analysis states the tendon tensile strength is 239.105.642,12 N/m2, it shall be appropriate with the standards an regulations, so the TLP can be applied for deep water on Eastern Region of Kalimantan, Indonesia."