Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"

Sensitivitas merupakan efek perubahan dari setiap variabel yang merubah hasil resiko. Metodologi Risk Assessment yang paling umum digunakan di indonesia adalah Muhlbauer, Modified Muhlbauer dan Risk Based Inspection. Pada penelitian ini enam sample segmen jaringan pipa dievaluasi. Secara umum terdapat dua tujuan, yang pertama adalah membandingkan hasil resiko antara metodologi Risk Assessment. yang kedua adalah membandingkan sensitivitas. Metodologi Risk Assessment diterjemahkan kedalam persamaan model matematis dan dihitung dalam software berdasarkan simulasi Montecarlo. Hasil nilai resiko pada segmen high dan medium risk dinilai valid dengan rentang deviasi 24% dan 13%. Hasil analisis sensitivitas menunjukkan bahwa Metodologi Muhlbauer dan Modifikasi Muhlbauer sensitif terhadap kegiatan pihak ketiga. Risk Based Inspection sensitif terhadap damage mechanism intrinsik. Data sensitivitas ini dapat digunakan untuk menghasilkan Metodologi Risk Assessment Pipa Gas yang lebih sensitif dimasa yang akan datang.  

 

---

Sensitivity is the effect of changes in any variables that changes the risk results. The most common  Risk Assessment Methodology in Indonesia is Muhlbauer, Modified Muhlbauer & Risk Based Inspection. In this study, six natural gas distribution pipeline segment sample was evaluated. In general there are two objectives, firstly comparing the risk result between Risk Assessment Mehodology. Second objectives is to compare the sensitivity. The Risk Assessments methodology is translated into mathematic model and computed in Monte Carlo based simulation software. The risk value result show that in high risk & medium risk pipeline segment, all methodology is valid with 24% and 13% deviation respectively. The sensitivity analysis result show that Muhlbauer & Modified Muhlbauer methodology is sensitive to third party activity. Risk Based Inspection is sensitive to intrinsic damage mechanism. This sensitivity data can be adopted to develop more sensitive Gas Pipeline Risk Assessment Methodology in the future.

"

"Pipa transmisi Dumai-Sei Mangkei dibangun sepanjang 421 km dengan tujuan untuk mengalirkan gas alam mencapai 300 MMSCFD baik ke arah Sumatra Selatan dan juga Pulau Jawa, maupun ke arah Sumatra Utara untuk menambahkan pasokan gas alam yang dialirkan pipa transmisi ruas Arun-Belawan. Dalam kajian ini bertujuan untuk mengetahui kelayakan pipa tersebut berdasarkan evaluasi teknis dan ekonomi. Desain teknis meliputi desain sistem pipa transmisi. Perhitungan dari simulasi memberikan hasil desain pipa baja API 5L X42 dengan diameter 28 inci. Desain peralatan meliputi kompresor yang terletak di Dumai dan Sei-Mangkei, berupa kompresor dua tahap dengan masing-masing tahap berkekuatan 7537 hp dan 7353 hp, desain slug catcher yaitu diameter 2,24 meter dan panjang 4,88 meter, desain knock-out drum yaitu diameter 2,07 meter dan tinggi 4,88 meter, serta desain scrubber yaitu diameter 1,1 meter dan tinggi 3,3 meter. Hasil perhitungan nilai parameter keekonomian yang didapatkan adalah NPV sebesar USD 121.878.245, IRR 10,08%, dan PBP setelah 9,75 tahun dengan toll fee sebesar USD 8,37/MMBTU

---

The Dumai-Sei Mangkei transmission pipeline is built for 421 km to transport 300 MMSCFD of natural gas both ways towards South Sumatra and Java Island, and towards North Sumatra as an additional supply to the Arun-Belawan section pipeline. This study is made to determine the feasibility of the pipe based on its technical and economical evaluations. Technical evaluations include the design of the transmission pipeline system. Based on the calculations of a simulation, the pipe is designed with steel API 5L X42 as its material with a diameter of 28 inches. Equipment designs include compressors which are in both Dumai and Sei-Mangkei, each with two stages, and each stage has a power of 7537 hp and 7353 hp respectively, the design of a slug catcher with a diameter of 2,11 meter and length of 6,33 meter, the design of a knock-out drum with a diameter of 2,18 meter and height of 6,55 meter, and a scrubber with a diameter of 1,1 meter and height of 3,3 meter. The results of economic parameter calculations is a NPV of USD 121.878.245, IRR 10,08%, and PBP after 9,75 years with a toll fee of USD 8,37/MMBTU."

"Pada proses rantai pasok LNG menggunakan kapal LNG Carrier, LNG dapat terevaporasi atau dapat disebut sebagai fenomena Boil-Off Gas (BOG). Faktor utama terjadi nya BOG pada kapal dikarenakan panas yang merambat ke dalam tangki LNG pada saat kapal membawa LNG. Panas yang merambat ke dalam tangki LNG dapat dicegah dengan memberikan material insulasi. International Maritime Organization (IMO) memberikan batas BOG per hari nya adalah 0.15% dari volume LNG/ hari nya. Penelitian ini bertujuan merancang tangki penyimpanan LNG pada kapal Small Scale LNG Carrier, pemilihan 3 variasi material yang dapat digunakan memberikan hambatan laju panas, perhitungan BOG per hari nya, dan perhitungan kerugian biaya diakibatkan BOG. Penelitian ini melakukan perhitungan hambatan laju panas melalui perpindahan panas konduksi dan konveksi dengan perhitungan numerik. Penelitian ini juga melakukan perancangan dengan 3 variasi rancangan material insulasi utama yang umum digunakan (Polyurethane Foam blowing agent HCFC 141 B) dan ramah lingkungan (Polyurethane Foam blowing agent HFC 245 Fa dan HFC 365 mfc). Hasil dari masing masing rancangan telah sesuai yang ditetapkan oleh IMO, dengan nilai BOG per hari masing masing rancangan adalah 0.1078%, 0.1240%, dan 0.1254%. Kerugian biaya akibat BOG setiap variasi rancangan juga tidak memberikan perbedaan yang siginifikan.

---

In the LNG supply chain process using an LNG Carrier ship, LNG can be evaporated or can be referred to as the Boil Off Gas (BOG) phenomenon. The main factor for the occurrence of BOG on ships is due to the heat that propagates into the LNG tank when the ship carries LNG. The heat that propagates into the LNG tank can be prevented by providing an insulating material. The International Maritime Organization (IMO) provides a daily BOG limit of 0.15% of the LNG volume/day. This study aims to design an LNG storage tank on a Small-Scale LNG Carrier ship, selecting 3 variations of materials that can be used to provide heat resistance, calculating BOG per day, and calculating cost losses caused by BOG. This study calculates the heat resistance through conduction and convection heat transfer with numerical calculations. This study also carried out a design with 3 variations of the main insulation material designs that are commonly used (Polyurethane Foam blowing agent HCFC 141 B) and environmentally friendly (Polyurethane Foam blowing agent HFC 245 Fa and HFC 365 mfc). The results of each design were in accordance with what was determined by IMO, with BOG values per day for each design were 0.1078%, 0.1240%, and 0.1254%. The cost loss due to BOG for each design variation also does not provide a significant difference."

"PT X merupakan salah satu perusahaan niaga swasta berfasilitas yang bergerak dalam bidang penyaluran gas alam di wilayah Kabupaten Tangerang. Jaringan pipa distribusi gas yang dimiliki pipa mainline berukuran diameter 8 dan 6 inch, pipa konsumen berukuran 4 inch, dengan total panjang 39,5 km. Pada tahun 2014, PT X diakuisisi oleh PT Y dan menjadi anak PT Y dengan kepemilikan 100% saham. Untuk mengetahui potensi teknis dan keekonomian dari pengembangan aset jaringan pipa yang ada saat ini dalam periode sepuluh tahun mendatang, maka penelitian ini dilakukan. Penelitian dilakukan dengan cara melakukan evaluasi kinerja terhadap jaringan pipa yang ada saat ini, pemetaan sebaran industri di wilayah Kabupaten Tangerang, pembuatan desain teknis pengembangan jaringan pipa gas distribusi dengan menggunakan simulasi proses dan perhitungan keekonomian pengembangan jaringan pipa dengan asumsi semua dana berasal dari ekuitas. Kapasitas laju alir yang dioperasikan saat ini sebanyak 8,1 sampai dengan 9,72 MMSCFD dengan tekanan operasi 120 psig. Nilai keekonomian jaringan pipa existing adalah is NPV = 218.490,92 USD dan PI=1,15. Berdasarkan hasil simulasi proses, jaringan pipa yang ada saat ini memiliki kapasitas maksimum pipa sebesar 28,2 MMSCFD pada tekanan 210 psig. Untuk skenario pengembangan pipa hingga 80% dari kapasitas maksimum (22,6 MMSCFD), maka posisi dan desain pipa pengembangan yang memungkinkan antara lain: 1 km pipa Ø6? dan 3 km pipa Ø4? ke Jalan Industri III dan IV; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Telesonik, Jalan Veteran, dan Jalan Jatake; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Manis; dan 2 km pipa Ø4? ke Jalan Bhumimas. Total panjang pipa pengembangan adalah 10 km, dengan total biaya investasi sebesar USD 1.326.655,27. Tarif toll fee pipa distribusi ke ruas pipa pengembangan adalah 0,3081 USD/MSCF. Nilai keekonomian jaringan pipa distribusi keseluruhan existing dan pengembangan: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49.

---

PT X is a private commercial company fully engaged in distribution of natural gas business in Kabupaten Tangerang area. The natural gas existing pipelines owned by PT X have 8 and 6 inches in diameter for mainline, and 4 inch for delivery pipeline with total length 39,5 km. In 2014, PT X was acquired by PT Y and became a subsidiary of PT Y with 100% ownership share. In order to know the technical and economic potential of pipeline development for ten years, the research was conducted. Research was done by evaluating the performance of the existing pipelines, mapping the industrial area in Kabupaten Tangerang, created technical design for pipeline development using process simulation software, and calculated the economic value for developing pipeline made, which the source of investments is from equity. The existing capacity used in operation is 8,1 to 9,72 MMSCFD with 120 psig operation pressure. The economic value for existing pipeline is NPV = 218.490,92 USD and PI=1,15. The maximum pipeline capacity is 28,2 MMSCFD in condition 210 psig operating pressure. To optimize the utilities of existing pipeline up to 80% of maximum pipeline capacity (22,6 MMSCFD), the potential position and pipeline design that fit for development are 1 km of Ø6 and 3 km of Ø4? pipe to Jalan Industri III&IV; 2 km of Ø4? pipeline diameter to Jalan Telesonik, Jalan Veteran and Jalan Jatake; 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Manis, and 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Bhumimas. The total length for pipeline development is 10 km, with USD 1.326.655,27 in total cost. The toll fee tariff for on development pipeline section is 0,3081 USD/MSCF. The economic value for overall existing pipeline and development: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49"

"Di industri minyak dan gas bumi, pengelolaan integritas peralatan produksi sangat penting untuk menjaga keberlanjutan produksi. Kegagalan integritas peralatan produksi dapat menyebabkan kerugian bagi perusahaan. Pengelolaan peralatan produksi yang mendekati umur desainnya memiliki tantangan meningkatnya biaya Inspection, Maintenance, dan Repair (IMR). Oleh karena itu diperlukan strategi untuk IMR yang lebih efisien. Pengelolaan IMR terbaru menggunakan RBI yang bersifat prediktif yang dinilai lebih efisien dibandingkan dengan metode Time Based Inspection. Pada penilaian RBI pada pipa penyalur gas jual bawah laut yang telah berusia 28 tahun, penentuan tingkat risiko menggunakan perhitungan kuantitatif standar API 581 dengan data inspeksi In-Line Inspection (ILI).  Pipa penyalur gas dibagi menjadi 12 segmen untuk menggambarkan PoF dan CoF secara lebih spesifik. Interval inspeksi ditentukan dengan menentukan target ketebalan minimum sebelum terjadinya kebocoran. Hasil perhitungan risiko menunjukkan 12 segmen pipa penyalur berada pada tingkat medium (3 segmen 1D dan 1E, dan 2C). Sedangkan 9 segmen lainnya berada pada level risiko rendah (1C). Nilai PoF tertinggi 1,04E-4 kegagalan/tahun pada segmen 9 karena terdapat nilai penipisan paling tinggi. Sedangkan CoF paling tinggi berada pada tingkat E pada segmen 1 karena lokasi kebocoran dekat dengan anjungan tengah laut dengan nilai CoF USD 105.628.767. Perhitungan interval inspeksi menunjukkan inspeksi berikutnya 20 tahun dari inspeksi terakhir. Metode lainnya dengan pendekatan batas ketebalan Estimated Repair Factor (ERF) mendapatkan hasil yang sama, sedangkan perhitungan sesuai dengan rekomendasi di dalam ASME B31.8S menunjukkan interval inspeksi yang lebih pendek 10 tahun dengan metode inspeksi menggunakan ILI.

---

In the oil and gas industry, the integrity of equipment is important to maintain the sustainability of production. The company shall have strategy to maintain production equipment that has approaching to its design life, because the IMR cost tend to increase while the production rate decreased. Current IMR strategy uses RBI, which is considered more efficient than the time-based inspection. In the RBI assessment of the 28-year-old sales gas sub-sea pipeline, the risk was determined by API 581 quantitative calculations with In-Line Inspection (ILI) data. The pipelines was devided into 12 segments to elaborate PoF and CoF. The inspection interval is determined by minimum thickness target before its leakage. Risk calculation show 3 pipeline segments at the medium level (1 segments 1E, 1 segment 2C, and 1 segment 1D). Other segment in in low risk (1C). The highest PoF value is 1.04E-4 failures/year in segment 9 because there is the highest corrosion rate. Meanwhile, the highest CoF is at level E in segment 1 because the location of the leak is close to the production platform with a CoF value of USD 105.628.767. Inspection interval calculation show that the next inspection is 20 years. Another method with the Estimated Repair Factor (ERF) thickness limit obtains the same results, while the calculation according to the recommendations in ASME B31.8S shows inspection interval of 10 years with ILI inspection method."

"Peningkatan keselamatan dan efisiensi dalam industri minyak dan gas bumi di Indonesia masih memerlukan pendekatan yang canggih untuk memelihara sistem perpipaan yang ada. Disertasi ini membahas penerapan metode Risk Based Inspection (RBI) dengan dukungan teknologi machine learning (ML) dan deep learning (DL) untuk mengembangkan model yang mampu mengidentifikasi akar permasalahan dan solusi untuk menanggulangi kegagalan tersebut. Penelitian dilakukan pada sampel ex-spool berdiameter 16’’ melalui pengujian metalografi dan penggunaan algoritma AdaBoost, Random Forests, dan Gradient Boosting. Metode klasifikasi masalah dilakukan berdasarkan prinsip K-Means Clustering dan Gaussian Mixture Model dan penelitian divalidasi menggunakan metode k-fold cross-validation. Model yang dihasilkan mampu mengidentifikasi dan mengklasifikasikan jenis kegagalan ke dalam 3 kelompok sesuai jenis risikonya masing-masing serta memberikan beragam metode pemeliharaan material yang lebih ekonomis. Program artificial intelligence ini diharapkan mampu meningkatkan keselamatan dan keandalan operasi perpipaan minyak dan gas di Indonesia melalui penerapan berbagai metode pemeliharaan pipa di masa depan.

---

Improving safety and efficiency in the oil and gas industry in Indonesia still requires a sophisticated approach to maintain the existing piping systems. This dissertation discusses the application of the risk-based inspection (RBI) method with the support of machine learning (ML) and deep learning (DL) technology to develop a model that is able to identify the potential root-cause and its solutions to overcome these failures. The research was carried out on a 16'' diameter ex-spool sample through metallographic testing and the use of AdaBoost, Random Forests, and Gradient Boosting algorithms. The problem classification method was carried out based on the principles of K-means clustering and the Gaussian Mixture Model, while the research was validated using the k-fold cross-validation method. The resulting model is able to identify and classify types of failure into three groups according to each type of risk and provides a variety of more economical material maintenance solutions. It is hoped that this artificial intelligence program can support efforts to increase the safety and reliability of oil and gas pipeline operations in Indonesia through the application of various pipeline maintenance methods in the future."

"Gas alam memiliki peranan sangat penting dalam menyediakan energi yang bersih lingkungan. Sehingga, permintaan gas sebagai sumber energi terus meningkat dan relatif lebih tinggi dibandingkan minyak . Pemerintah akan mengoptimalkan pemanfaatan gas bumi sebagai bahan bakar melalu program Jaringan Gas Kota. Pemerintah pada tahun 2010 telah membangun jaringan gas kota, yaitu di antaranya di Kota Depok. Jaringan di bangun di Kelurahan Beji dan Beji Timur dengan jumlah Sambungan Rumah mencapai 4.000 sambungan. Oleh karena itu, maka dilakukan penelitian tentang pengembangan jaringan pipa distribusi gas di rumah tangga. Simulasi dilakukan menggunakan perangkat lunak sistem perpipaan. Hasil studi ini menghasilkan desain basis proses untuk jaringan pipa distribusi gas bumi dan dimensi pipa yang dibutuhkan untuk pengembangan jaringan pipa distribusi gas bumi.

---

Natural gas has a very important role in providing a clean energy environment. Thus, demand for gas as an energy source continues to increase and the relatively higher compared to oil. The government will optimize the utilization of natural gas as a fuel through the City Gas Network program. Government in 2010 has built a network of city gas, which is among the city of Depok. Network built in East Beji and Beji with the number of house connections reach 4000 connections. Therefore, it conducted research on the development of gas distribution pipelines in the household. Simulations performed using the software pipeline system. The results of this study resulted in the design basis for the natural gas distribution pipelines and pipeline dimensions required for the development of gas distribution pipelines."

"Jaringan pipa transmisi dibutuhkan untuk mentransportasikan gas dengan volume besar. Pada proses perancangan didapatkan nilai diameter pipa adalah sebesar 30.022 inch untuk mengalirkan gas sebesar 203 MMSCFD bertekanan gas inlet 600 Psia dan tekanan outlet 375 Psia dengan kecepatan fluida 17.932 ft/s dibawah nilai kecepatan erosional sehingga pipa tidak akan terjadi vibrasi. Pemilihan diameter pipa harus optimal karena apabila semakin besar diameter pipa tekanan dan temperatur akan menurun dari kondisi awal inlet, sehingga fluida membentuk hydrat, wax dan asphaltene. Diameter pipa terlalu kecil mengakibatkan tekanan dan temperatur yang diterima end point sangat besar yang mempengaruhi keandalan material pipa sehingga dinding pipa cepat terkikis serta akan terjadi thermal expansion ditambah pada operasinya fraksi mol Hydrogen Sulfide dan Carbon Dioxide memiliki konsentrasi hingga 25 dari fluida yang dialirkan. Material pipa Seamless Steel API 5L X65 dengan ketebalan 0.361 inch. Berat total pipa 5071.66 N/m dan resultan gaya hidrodinamis sebesar 1591.1 N/m membuktikan bahwa pipa dalam keadaan stabil. Headloss yang ditimbulkan akibat dari Valve dan Fittings adalah 8035.61 ft dan terjadi penurunan tekanan Pressure Drop sebesar 283 Psia yang dipengaruhi oleh kecepatan spesifik serta panjang dari pipa tersebut. Jari-jari radius overbend yang ditumpu oleh stinger harus lebih besar dari 21 m agar tidak terjadi buckling atau propagasi pada pipa. Unit Pipelay Vessel menggunakan kapal dengan spesifikasi DWT 11300 berkapasitas angkut pipa seberat 4000 ton.

---

Transmission pipelines are needed to transport large volumes of gas. In the design process, the diameter of the pipe is 30.022 inch for gas flow of 203 MMSCFD, with inlet pressure of 600 Psia and outlet pressure of 375 Psia so the fluid velocity of 17,932 ft s below the point of erosional velocity, so the pipe will not generate vibration. The choice of pipe diameter should be optimal because as the diameter gets bigger, the pressure and the temperature of the pipe will decrease from its inlet initial condition. That will cause the fluid to form hydrate, wax and asphaltenes. If the diameter of the pipe is too small, it rsquo s going to cause a huge pressure and high level of temperature that will be received by the end point. It will affect the reliability of the pipe material, causing the pipe wall to erode quickly. In addition, there will be a thermal expansion in addition the operation of the mole fraction Hydrogen Sulfide and Carbon Dioxide has a concentration up to 25 of the fluid flowed. Material of Seamless Steel pipe API 5L X65 with thickness of 0.361 inch. With a total weight of 5071.66 N m and the resultant hydrodynamic force of 1591.1 N m, it proves that the pipe is stable. The headloss caused by Valve and Fittings is 8035.61 ft and there is a pressure drop of 283 Psia that is influenced by a specific speed of fluids. The radius overbend supported by the stinger must be greater than 21 m in order to avoid buckling or propagation on the pipe. Pipelay Vessel Unit uses ship with specification of DWT 11300 that has the capacity of carrying 4000 ton of pipe."

"Tesis ini membahas tentang sejauh mana pengaruh penambahan kegiatan yaitu konstruksi jembatan dan pengeboran horizontal di ROW (Right of Way) pipa gas eksisting. Pengukuran dampak dan resiko akan kedua hal tersebut menjadi bahan pertimbangan dalam mendesain suatu struktur baru yang melintasi ROW yang telah ada. Analisis yang dilakukan adalah dengan menggunakan Quantitative Risk Assessment (Semi QRA) yang mengacu pada standar yang ada baik dari lingkup nasional dan internasional dengan bantuan piranti lunak Crystal Ball. dan ShellFred 4.0 untuk mengetahui jet fire yang terjadi dengan analisis Consequence Modelling. Tujuan dari penulisan ini adalah untuk mengetahui nilai resiko yang terjadi dan menjadi pertimbangan atau rekomendasi terhadap pembangunan yang akan dilakukan, sehingga dapat menurunkan resiko terjadinya kecelakaan kerja, baik dari segi keselamatan kerja, aset dan nama baik perusahaan. Hasil dari kajian ini menyatakan bahwa pembangunan jembatan dan pengeboran horizontal tidak berbahaya terhadap keberadaan pipa gas eksisting dan memiliki resiko sangat rendah bila dilihat dari hasil Semi QRA, dan pada skenario jet fire (Consequence Modelling) dengan mengabaikan keberadaan media tanah diketahui bahwa terdapat titik yang beresiko terpapar panas dan satu titik berada pada daerah yang aman.

---

This thesis explain about the effect of increasing activities in the Right of Way (ROW) existing gas pipeline. Measuring Risk and consequences will be consideration item in designing a new structure that crossing existing Right of Way. Semi QRA (Quantitative Risk Assessment) will be done to analyse according national standard and international standard using software we called ShellFred 4.0 and Crystal Ball which is to identify jet fire occurred by Consequence Modelling Analyis. The purpose of this study is to identify risk value occur and recommendation for construction will be done in the future, so the level of risk, accident, asset and good company reputation. Results of the analysis is bridge construction and horizontal drilling are not dangerousing the existing pipe and for Semi QRA have a very low risk, and from jet fire scenario (Consequence Modelling) with ignoring the soil existence there is points that have heat exposure risk and one point safe from heat exposure."

"Penemuan cadangan gas dan pencapaian teknologi yang memungkinkan, menjadikan gas primadona sumber energi bagi Indonesia. Permasalahan utama dari sumber ini adalah lokasinya yang terisolir dari pasar energi. Salah satu metode pendistribusian gas adalah dengan menggunakan jalur pipa. Namun seiring dengan peningkatan permintaan maka timbul pula jalur-jalur baru, dan diantara jalur ini memungkinkan terjadi crossing/ persimpangan dengan jalur yang telah ada terlebih dahulu. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisa tingkat risiko dan dampak dari pembangunan jalur pipa gas baru melintasi ROW yang sudah ada dan juga melihat keandalan dari pipa yang terpasang. Metode yang digunakan adalah analisa pembebanan newmark sebagai kajian teknis, sedangkan analisis risiko dengan menggunakan random number generation simulator, dan penilaian risiko dengan menggunakan software shell FRED. Hasil penelitian menunjukkan nilai risiko pada saat pergelaran pipa gas berada pada level very low risk dan pipa gas yang terpasang berada pada batas aman dan dapat diandalkan.

---

The growth in Indonesia economy resulting in high demand of energy. the price of crude oil in world market is increase causing less economical budget efficient for Indonesia- that currently have to import the crude oil to fulfill local market demand. In otherhand gas resources found abundant and the current technology make it possible to explore and exploit the resources. The problem is that the sources of gas is often far from the local market. The most common method for gas distribution is by using pipeline. New problem being found that these pipeline may have crossing in several areas, as a result of high demand and a lot of transporter. This research aim to analyse the risk assessment and the impact of build a new route around the existing ROW that already settled, as a requirement approval of building new pipeline project. The technical method used is Newmark, while for Risk analysis using Random Number Generator and for the Risk assessment using Shell FRED. The result shows that the risk for the project is very low and the realibity of the pipe is above the expectation."