Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKSalah satu lapangan gas di Wilayah Kerja WK Offshore PT X, yaitu Lapangan B, telah mengalami penurunan tekanan reservoir yang signifikan. Produksi gas dari Lapangan B ini akan diproses di fasilitas produksi yang juga mengakomodir produksi dari lapangan gas lain, yaitu Lapangan A. Pada Januari 2017, dari perkiraan profil tekanan yang ada, tekanan gas dari Lapangan B yang sampai di titik tie-in eksisting sudah lebih rendah dari tekanan operasi fasilitas produksi. Oleh karena itu, agar gas dari Lapangan B dapat tetap diproduksikan, diperlukan optimasi di fasilitas produksi eksisting.Pada penelitian ini dilakukan analisis tiga alternatif solusi optimasi fasilitas produksi yang akan dilakukan. Evaluasi teknis dilakukan dengan simulasi menggunakan perangkat lunak Unisim sedangkan perhitungan keekonomian akan dilakukan menggunakan metode levelized cost. Selain itu, dilakukan juga analisis sensitivitas keekonomian terhadap komponen harga gas, produksi gas, CAPEX, OPEX dan discount rate. Berdasarkan hasil simulasi proses dan perhitungan keekonomian, semua alternatif secara teknis dan ekonomis dapat dilakukan untuk menjaga keberlangsungan produksi Lapangan A dan Lapangan B.Alternatif solusi yang paling optimum adalah alternatif 2 karena memberikan nilai kumulatif produksi gas dan NPV yang terbesar. Berdasarkan perhitungan sensitivitas NPV, parameter yang berpengaruh paling besar terhadap NPV alternatif 2 adalah harga gas dan produksi gas sedangkan CAPEX memberikan pengaruh terkecil. Kata kunci: Lapangan Gas Bertekanan Rendah, Optimasi, Fasilitas Produksi, Keekonomian.

---

ABSTRACTB Field, one of the gas fields in the PT X Offshore Working Area, reservoir pressure has declined significantly. Gas production from B field will be processed at the production facility that also accommodates the production from another gas field, A Field. In January 2016, of the estimate of the pressure profile, gas pressure from B Field at existing tie in point already lower than the operating pressure of the production facilities. Therefore, in order to maintain the gas production from B Field, existing production facilities should be optimized. In this research, three alternative solutions analyzed to optimize the production facilities. Technical evaluation will be done by Unisim process simulation software while the economic calculations will be performed by levelized cost method. In addition, the economic sensitivity analysis was also performed on the components of gas price, gas production, CAPEX, OPEX, and discount rate. Refer to the simulation result all alternatives solutions can be implemented to maintain production continuity of Field A and Field B. The most optimum alternative solution is Alternative 2 because this alternative has the highest cumulative gas production and NPV. Based on NPV sensitivity analysis gas price and gas production has the most significant effect to NPV otherwise CAPEX has the most un significant effect to NPV. Keywords Low Pressure Gas Field, Optimization, Production Facilities, Economics"

"ABSTRAKPotensi penurunan produksi pada lapangan gas ditandai dengan penurunantekanan secara alamiah yang merupakan indikator dari lapangan yang sudah tua(mature), seperti yang dialami oleh Lapangan Gas X sehingga perlu dilakukanoptimasi produksi untuk menyesuaikan dan memberikan strategi manajemenreservoir gas agar produksi gas dapat berkesinambungan sampai akhir kontrakwilayah kerja Blok Sengkang. Optimasi produksi yang akan dilakukan adalahpemasangan gas compressor dan infill drilling yang ditentukan untuk mencariskenario terbaik pengembangan lapangan gas yang dievaluasi teknis dengananalisis sistem produksi dan evaluasi keekonomian hulu, sehingga skenario yangterpilih diharapkan memberikan kemampuan penyaluran gas kepada pembelisecara berkelanjutan. Diharapkan skenario optimasi produksi tersebut mampumencegah potensi kerugian yang akan datang pada perusahaan gunamempertahankan volume penyerahan gas yang sesuai dengan kontrak demimenjaga pendapatan perusahaan maupun pemerintah

---

ABSTRACTPotential decline in production at gas fields marked with a pressure drop naturallywhich is an indicator of the field are mature, as experienced by the X Gas Fieldthat needs to be optimized in production to adjust and provide the strategies of gasreservoir management so that gas production can be sustainable until the workarea contract of Sengkang Block end. Production Optimization that will beapplied is the gas compressors installation and infill drilling is determined to findthe best scenario of gas field development which is evaluated by the productionsystems analysis and the upstream petroleum economics, so that the chosenscenario is expected to provide a gas supply ability to buyers in a sustainablemanner. A scenario of production optimization is expected to be able to preventthe potential losses that will come in the company in order to maintain the gasdelivery volume in accordance with the contract in order to maintain the revenueof company and government"

"ABSTRAKFasilitas Produksi Oil X akan memanfaatkan hasil samping gas alam yang mengandung 1,8 vol H2S dan 45 vol CO2sebagai fuel. AGRU perlu dibangun untuk mendapatkan spesifikasi 100 ppmv H2S dengan kandungan CO2 berkisar 30 ndash; 35 vol. Gas umpan capacity adalah 39 MMScfd. MDEA dipilih karena selectivitas terhadap H2S. Studi simulasi dengan menggunakan Proses Simulator ini diharapkan dapat memperoleh kondisi operasi AGRU yang optimum, yaitu konsentrasi MDEA, suhu kolom absorber,dan tekanan stripper; yang dapat memberikan biaya paling rendah untuk pemisahan H2S dan CO2secara simultan pada konsentrasi gas asam yang tinggi dan tekanan gas yang rendah. Kondisi optimum operasi AGRU yang diperoleh adalah 40 berat konsentrasi MDEA, suhu lean amine masuk kolom absorber 52 oC dan tekanan stripper 200 kPa; yang menghasilkan kandungan CO2 33,4 vol dan kandungan H2S 37 ppmv dalam fuel gas. Laju Alir Sirkulasi MDEA adalah 597 m3/hr. Biaya separasi untuk kondisi optimum adalah 1,0 /MMBtu fuel gas yang dihasilkan.

---

ABSTRACTOil Production Facility X plant to utilize its side product of natural gas which content 1,8 vol H2S and45 vol CO2 as internal usage fuel gas. AGRU is installed to get fuel gas spesification of 100 ppmv H2S with 30 ndash 35 vol CO2. Feed Gas capacity is 39 MMScfd. MDEA is selected due to its H2S selectivity solvent. This simulation study using Process Simulator focuses to get optimum AGRU operation parameters, such as MDEA concentration, Absorber temperature, and Stripper pressure which will result the lowest cost for simultanoeus H2S and CO2 removal at high acid gas concentration and low pressure.Optimum AGRU operation parameters results are 40 weight MDEA concentration 52oC Lean Amine temperature to Absorber and Stripper Pressure of 200 kPa which results CO2 content of 33,4 vol and H2S content of 37 ppmv in fuel gas product. MDEA circulation rate is 597 m3 hr. Separation cost for this optimum condition is 1,0 MMBtu fuel gas product. "

"[ABSTRAKProduksi gross existing Lapangan X sekitar 4500 bpd (barrel per day). Rencana jangka panjang Lapangan X adalah infill drilling, work over, serta optimasi lifting minyak dan gas dengan target produksi gross 9000 bpd. Karena kapasitas maksimum dari fasilitas yang telah terpasang tidak mampu memenuhi target produksi jangka panjang, maka diperlukan penelitian penambahan peralatan produksi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui alat-alat yang perlu ditambahkan serta kapasitasnya dengan memperhatikan sisi keekonomiannya. Pada penelitian ini dilakukan simulasi produksi dengan variasi laju produksi. Penelitian dilakukan dengan menggunakan 3 skenario, Skenario I dengan laju produksi 15 MMscfd; Skenario II dengan laju produksi 20 MMscfd; Skenario III dengan laju produksi 25 MMscfd. Penambahan kapasitas fasilitas produksi dilakukan jika kenaikan laju produksi mencapai 30%. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa skenario terbaik ialah Skenario III. Peralatan yang perlu ditambahkan pada Skenario III adalah separator HP, separator LP, scrubber HP dan kompresor. Dari Analisis keekonomian yang dilakukan pada skenario III menunjukkan bahwa nilai IRR sebesar 44%, NPV pada 12%DF sebesar MUS$ 5.852,94 dan payout time 3,2 tahun.

---

ABSTRACTGross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years., Gross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years.]"

"ABSTRAKPopulasi DKI Jakarta pada tahun 2018 adalah 10467629 sementara total wilayah DKI Jakarta tetap di 662,33 KM2. Ini menunjukkan bahwa penggunaan SIG sangat cocok untuk digunakan di daerah padat penduduk dengan lahan sempit. Media isolasi dalam GIS adalah SF6. gas, oleh karena itu kualitas SF6. gas perlu dipertimbangkan. Analisis dan pengetahuan terkait SF6. kualitas gas diperlukan. Metode yang digunakan adalah Metode Magnus yang menggunakan parameter titik embun dan kadar air untuk menentukan kualitas gas SF6. Dengan mengetahui bahwa parameter ini dapat dinilai baik atau tidak kinerja GIS (Gas Insulated Switchgear). Prediksi usia SF6. operasi gas dilakukan dengan menggunakan metode Time To Failure (TTF) yang mengukur tekanan di setiap kompartemen dalam 10 tahun terakhir. Kemudian akan diproses dan berapa banyak waktu yang tersisa untuk GIS (Gas Insulated Switchgear) sebelum kegagalan terjadi. Hasil penelitian menunjukkan bahwa kualitas GIS di unit CSW Bulungan memiliki nilai terburuk di teluk Karet 2 - CB Main dengan nilai kadar air 283,5 ppmv dan titik embun -22,61 ° C. Prediksi usia operasi gas terburuk juga ditemukan di teluk Karet 2 - CB Main dengan usia operasi 11 tahun

---

ABSTRACTThe population of DKI Jakarta in 2018 is 10467629 while the total area of ​​DKI Jakarta remains at 662.33 KM2. This shows that the use of GIS is very suitable for use in densely populated areas with narrow land. Isolation media in GIS is SF6. gas, therefore SF6 quality. gas needs to be considered. Analysis and knowledge related to SF6. gas quality is required. The method used is the Magnus Method which uses the parameters of dew point and moisture content to determine the quality of SF6 gas. By knowing that this parameter can be assessed whether or not the performance of GIS (Gas Insulated Switchgear). Age prediction for SF6. Gas operations are carried out using the Time To Failure (TTF) method which measures the pressure in each compartment in the past 10 years. Then it will be processed and how much time is left for the GIS (Gas Insulated Switchgear) before the failure occurs. The results showed that the quality of GIS in the CSW Bulungan unit had the worst value at Karet 2 - CB Main bay with a moisture content of 283.5 ppmv and a dew point of -22.61 ° C. CB Main is 11 years old"

"Risk Based Inspection atau disingkat RBI merupakan sebuah metode untuk merencakan pemeriksaan peralatan statis yang berdasarkan risiko yang dimiliki oleh suatu peralatan produksi. Kegiatan inspeksi, pengamatan dan pemeriksaan diperlukan untuk memastikan kesiapan kondisi operasi. Hal ini adalah untuk memastikan keselamatan kerja, produktivitas dan keuntungan operasi menjadi tujuan perusahaan. Penelitian kali ini di titik beratkan pada peralatan bejana tekan (Absorber, Separator dan Filter) pada fasilitas pra-pemrosesan gas. Hasil inspeksi dan perhitungan menunjukkan bahwa ketebalan sisa material masih cukup dan mengindikasikan korosi merata. Hasil perhitungan PoF dan CoF diperoleh bahwa Gas Absorber, Separator dan Filter memiliki risiko menengah ? tinggi yang memerlukan perhatian. Sedangkan Absorber memiliki tingkat resiko tertinggi disebabkan konsekuensi finansial. Dari penilaian FFS API 579 ditemukan bahwa absorber masih dapat beroperasi hingga 55 tahun kedepan dihitung dari waktu studi. PV elite adalah alat bantu perencaan yg dapat digunakan untuk mengevaluasi keadaan sekarang dan sisa umur bejana tekan. Pada studi ini, Absorber memiliki sisa umur yang cukup panjang dan juga MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) melibihi MAWP yang dibutuhkan.

---

Risk Based Ispection or known as RBI is one methodes to plan inspection on static equipment based on own risk in production facilities. Inspection activity, monitoring and assesmemt are required to ensuring operation readiness. This is also to ensure Safety, Productivity and Operational advantage are the Company Objectives.

This research focused on three pressure vessel at the Gas pre-treatment facilities named Absorber, Separator and Filter. These facilities are expoxed with high CO2 from raw gas. Inspection and calculation result show that the remaining thickness of these pressure vessel is still adequate and indicate uniform corrosion. The result calculation of PoF and CoF of the equipment was found that the Absorber, Separator and Filter have a medium-high level of risk that required special attention. While the Absorber has highest operation risk due to higher financial consequency.

From Fitness for Service API 579 assessment it is found that the absorber could be in service for next 55 year from day of study. PV elite is the design software that utilized to study pressure vessel design and also has capability to perform evaluating the current state and remaining life of existing vessels. In this study, the absorber has a good remaining life and also the MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) exceeds required MAWP."

"Menghadapi persaingan pasar bebas banyak faktor yang mempengaruhi persaingan tersebut baik faktor makro maupun mikro. Untuk menghadapi pasar bebas ini perusahaan berusaha semaksimal mungkin untuk dapat bertahan bahkan menguasai pasar. Untuk itu kualitas produk dan distribusi sangat penting dalam persaingan gas di dalam pasar bebas. Perusahaan harus mengetahui kenyataan yang terjadi di lapangan yang ada juga keinginan yang di harapkan oleh konsumen. Ketersediaan produk dan kualitas serta harga yang terjangkau akan menjadi kepuasan bagi konsumen.Penelitian ini berusaha untuk mengungkapkan faktor makro dan mikro yang mempengaruhi persaingan gas di Indonesia. Selain itu juga menggambarkan kenyataan yang terjadi di lapangan dan keinginan konsumen terhadap produk dan jasa yang diberikan oleh perusahaan. Metode yang digunakan adalah metode diskriptif analisis dan mengambil populasi sebagai sampel atau non probita sampling. Serta menggunakan pendekatan Five's Forces oleh Michael E. Porter.Adapun hasil korelasi yang didapat dari penelitian ini adalah bahwa lingkungan makro yang mempengaruhi persaingan gas di antaranya adalah lingkungan demografi, sosial budaya, ekonomi, peraturan pemerintah, dan teknologi. Di samping faktor lingkunan mikro yang mempengaruhi adalah pendatang baru potensial yang dapat mengancam PGN, kekuatan tawar menawar pembeli yang rendah, kekuatan tawar menawar pemasok yang kuat, produk pengganti dan para pesaing industri yang kuat.Tanggapan konsumen atas hal yang menjadi kenyataan dilapangan yaitu produk PGN yang agak sulit ditemukan, harga yang relatif mahal khususnya untuk biaya penyambungan bagi konsumen rumah tangga dan karyawan PGN telah melayani dan memahami kebutuhan konsumen dengn baik. Sedangkan persepsi dan harapan konsumen terhadap PGN adalah tersedianya produk-produk PGN dengan mudah dan harga yang terjangkau.Gambaran tersebut di atas juga harus diantisipasi oleh PGN melalui strategi operasional yang nyata seperti perumusan kembali atas visi, misi dan strategi perusahaan. Banyaknya kompetitor baru baik dari dalam maupun luar negeri harus disikapi dengan membangun aliansi, merebut dan mempertahankan pasar serta kerja sama yang semakin harmonis dengan seluruh stake holders khususnya konsumen, pemerintah daerah, lembaga swadaya masyarakat dan para penyandang dana.

---

Strategy Analysis of Natural Gas Business in Indonesia at Free﷓Trade Era Case Study: Natural Gas Business PT PGN (Persero)In free-trade market competition, there are many factors that influence the competition, both macro and micro factors.

Competing in this free-trade market, the company has to maximize its efforts maintaining its position in the market, even being leader in the market. Therefore, the product quality and distribution pipeline are very important in gas business competition in free-trade market. The company should accommodate the fact that happened and meet the customer needs. Product availability, quality and price that is attainable, so that the customer will be satisfied.

This research attempts to reveal macro and micro factors that influence the gas business in Indonesia. Besides, it describes the fact that happened and customer needs of products and services that is produced by the company. The method is analysis description method and take population as a sample or non probita sampling. Besides, it is using Five's Forces by Michael E. Porter.

Correlation results in this study are as follow:

Macro environment which affects the gas business competition, such as demography, social and cultural, economy, government regulation, and technology. Besides, micro environment are potential new entrants which can threat PGN position, low bargaining power of buyer, high bargaining power of supplier, substitution products and competitor.

Customer response on the fact that the PGN product is rather difficult to be obtained, the price that is relatively expensive especially for the connection cost for household customer, and PGN employees serve and understand the customer needs. Meanwhile, customer expectation is availability of the product and the price is attainable. The above description should be anticipated by PGN through operational strategy, such as re-formulation of corporate vision, mission, and strategy. New entry competitors, both domestically and internationally must be responded by establishing strategic alliances, penetrating and developing market share, and also maintaining the existing market share and keeping harmonious cooperation with the stakeholder especially customer, government, non-government organization and the fund raising organization."

"Studi gas dangkal merupakan salah satu upaya yang dapat dilakukan untuk meningkatkan produksi gas pada Lapangan Lepas Pantai Jawa Barat Utara di masa mendatang. Hal ini dilakukan dengan mengubah paradigma gas dangkal yang sebelumnya dianggap berbahaya dan harus dihindari menjadi sebuah potensi gas yang dapat diproduksi secara komersial. Penampang seismik pada Formasi Cisubuh di Lapangan Z menunjukkan adanya anomali karakteristik seismik berupa bright spot dan acoustic blanking pada kedalaman kisaran 450 hingga 600 ms yang berasosiasi dengan pembacaan anomali gas pada data completion log dan mudlog. Tujuan penelitian ini untuk mengidentifikasi distribusi lateral reservoir dan mengestimasi volume gas dangkal. Tiga atribut seismik yang digunakan yaitu atribut max peak amplitude, amplitudo rms, dan frekuensi sesaat. Hasil crossplot menunjukkan adanya korelasi yang baik antara nilai total gas tinggi dengan nilai amplitudo yang tinggi. Geometri reservoir gas dangkal dibuat melalui interpretasi pada atribut amplitudo yang di-overlay dengan peta struktur kedalaman. Perhitungan estimasi volume menggunakan metode Original Gas In Place menghasilkan nilai gas dangkal total pada Lapangan Z sebesar 20,4 bcf dengan luas yaitu 129.776,8 acre/ft. Zona yang direkomendasikan berada pada bagian selatan lapangan dengan estimasi berkisar 2-6 bcf.

---

The shallow gas study is one of the efforts that can be done to increase gas production in the Offshore of North West Java in the future. This is done by changing the paradigm of shallow gas, which was previously considered dangerous and must be avoided into a potential gas that can be produced commercially. Seismic section in the Cisubuh Formation in Field Z shows some seismic anomalies in the form of bright spots and acoustic blanking with a depth of 450 to 600 ms and associated with gas anomaly readings on data completion log and mudlog.

The purpose of this research is to identify the lateral distribution of the reservoir and estimate the volume of shallow gas. Three seismic attributes that used in this study are max peak amplitude, rms amplitude, and instantaneous frequency. Cross plot results indicate a good correlation between high total gas values with high amplitude. The shallow gas reservoir geometry is made through the interpretation of the amplitude attribute then overlay with the depth structure map. The calculation of gas volume using Original Gas In Place method, result a total value of shallow gas in Field Z of 20.4 bcf with an area of 129.776,8 acre/ft. The recommended zone is in the southern part of the field with estimates with the interval of 2-6 bcf."

"Penurunan produksi sebagai indikator dari lapangan yang sudah tua (mature) ditandai juga oleh penuaan fasilitas dan kapasitas fasilitas produksi yang tidak sesuai. Optimisasi untuk menyesuaikan dan memberikan strategi pengelolaan fasilitas produksi diperlukan agar operasi lebih efisien dan efektif. Optimisasi dalam menentukan opsi terbaik pengelolaan fasilitas produksi dianalisa dengan mengevaluasi faktor teknik dan ekonomi, sehingga opsi yang terpilih diharapkan memberikan kondisi operasi yang stabil dan handal. Selain itu, opsi tersebut mampu meminimalisir kerugian, atau memberikan keuntungan pada perusahaab melalui penurunan biaya produksi dan perawatan. Penelitian ini akan menggunakan studi kasus dari lapangan tua (mature) dalam mengevaluasi segi teknik dan ekonomi untuk menentukan opsi terbaik pada studi kasus tersebut.

---

Production decrease as indicator of mature field is characterized also by equipment aging and inappropriate capacity. Optimization is required to give the owner strategy to manage production facility to give an efficient and effective operating plant. Optimization is evaluated to give best option based on technical and economical analysis and when applied to company will give roubust and reliable operating condition. In addition, the chosen option could minimize losses or give benefit to company by reducing operating and maintenance cost. This research will use a case study of mature field as an approachment of evaluating technical and economical aspect to choose the best option."

"Kurangnya perhatian terhadap prosedur yang tepat dalam sistem perencanaan dan pengendalian adalah salah satu penyebab utama keterlambatan banyak proyek. Dalam Proyek Eksplorasi Lapangan Gas di Papua Barat, keterlambatan adalah salah satu masalah utama yang terjadi. Keterlambatan proyek selama periode pengeboran eksplorasi menyebabkan banyak kerugian terutama terkait dengan keterlambatan dalam periode monetisasi lapangan gas tersebut, sedangkan durasi kontrak bagi hasil produksi untuk lapangan gas tersebut dengan pemerintah Indonesia tidak dapat diperpanjang dalam waktu dekat. Penelitian ini dilakukan untuk memberikan pengembangan prosedur perencanaan dan pengendalian untuk meningkatkan kinerja waktu proyek pengeboran sumur gas di Lapangan Gas XYZ dengan menggunakan sistem keilmuan manajemen proyek berdasarkan PMBOK 2017. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah analisis risiko menggunakan studi kasus operasi pengeboran eksplorasi Lapangan Gas XYZ dan juga survei untuk menentukan risiko dominan yang dapat memengaruhi kinerja waktu proyek. Selanjutnya, tindakan preventif dan korektif akan dirancang dan direkomendasikan untuk mengembangkan prosedur proyek pengeboran sumur gas sehingga kinerja waktu dapat ditingkatkan. Hasil dalam penelitian ini menunjukkan bahwa ada tiga aspek yang diperlukan untuk pengembangan perencanaan dan pengendalian prosedur proyek pengeboran sumur di lapangan gas XYZ; sistem manajemen risiko proyek yang diterapkan pada semua fase siklus hidup proyek, penerapan Project Management Software dan dimasukkannya analisis risiko komunikasi proyek dalam sistem manajemen risiko proyek. Hasil penelitian ini dapat memberikan masukan kepada ABC Co. selaku kontraktor yang mengelola Lapangan Gas XYZ dalam menentukan dan melakukan peningkatan kinerja operasi pengeboran dan penyelesaian sumur pengembangan dan juga sumur produksi yang akan dilakukan di masa depan.

---

Lack of attention to proper procedures in the planning and controlling system is one of the main causes of delay of many projects. In the exploration project of gas field in West Papua, delay is one of the main problems that occur. Project delays during the exploration drilling period caused many losses mainly related to delays in the monetization period of the gas field, while the duration of the production sharing contract for the gas field with the Indonesian government cannot be extended in the near future.

This research was conducted to provide development of the project planning and control system procedures for to improve the time performance of gas wells drilling projects on the XYZ Gas Field by using project management scientific principles based on the PMBOK 2017. The method used in this research is a risk analysis using a case study of XYZ Gas Field exploration drilling operations and also a survey to determine the dominant risk that can affect time performance of the project. Furthermore, preventive and corrective actions will be designed and recommended to develop the well drilling project procedures so that time performance can be improved.

The results in this research indicate that there are three aspects needed for the development of planning and controlling procedures of well drilling projects in the XYZ gas field; the project risk management system that is applied to all phases of the project life cycle, the application of a project management software and inclusion of project communication risk analysis in the risk management system. The results of this study can provide input to ABC Co., the contractor managing the XYZ Gas Field in determining and making improvements to the performance of the drilling operation and completion of the development well and also the production well that will be carried out in the future."