Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Berdasarkan UU Nomor 22 Tahun 2001 Tentang Minyak Dan Gas Bumi, Kegiatan usaha Pengangkutan Gas Bumi melalui pipa yang menyangkut kepentingan umum, pengusahaannya diatur agar pemanfaatannya terbuka bagi semua pemakai, dalam hal inilah dibutuhkan suatu pengaturan akses. Kewajiban penyediaan meter sebagai alat ukur volume gas bumi di Titik Terima maupun Titik Serah pipa gas bumi selalu menjadi isu antara Transporter dan Shipper. Alat ukur yang digunakan pada pipa SSWJ adalah Turbin dan USM, bergantung pada volume aliran. Untuk kewajiban penyediaan alat ukur pada pipa SSWJ, pada Titik Terima Shipper wajib menyediakan, mengembangkan, mengoperasikan dan memelihara alat ukur secara rutin, aman dan handal. Sedangkan pada Titik Serah Transporterwajib menyediakan, mengembangkan, mengoperasikan dan memelihara alat ukur secara rutin, aman dan handal. Dampak dari kewajiban penyediaan alat ukur tersebut maka semua biaya dan pengeluaran dari setiap Metering Station termasuk asuransi terhadap Pipeline System maupun pihak ketiga yang terkait, ditanggung oleh Transporter pada Titik Serah dan Shipper pada Titik Terima. Penetapan kewajiban penyediaan alat ukur juga berpengaruh pada biaya yang timbul akibat adanya Shipper baru.

---

Based on Law Number 22 of 2001 concerning Oil and Natural Gas, the business activity of transporting natural gas through pipes which concerns the public interest, the business is regulated so that its use is open to all users, in this case an access regulation is needed. The obligation to provide meters as a means of measuring the volume of natural gas at the Receiving Point and Delivery Point for natural gas pipelines is always an issue between Transporters and Shippers. The measuring instruments used on SSWJ pipes are Turbine and USM, depending on the flow volume. For the obligation to provide measuring instruments on SSWJ pipes, the Shipper Receiving Point is obliged to provide, develop, operate and maintain measuring instruments routinely, safely and reliably. Meanwhile, at the Delivery Point, Transporters are required to provide, develop, operate and maintain measuring equipment on a routine, safe and reliable basis. The impact of the obligation to provide measuring instruments is that all costs and expenses of each Metering Station, including insurance for the Pipeline System and related third parties, are borne by the Transporter at the Delivery Point and the Shipper at the Receiving Point. Determining the obligation to provide measuring equipment also affects the costs incurred due to the presence of a new shipper."

"Sehubungan dengan pelaksanaan pengukuran di lokasi pekerjaan di lapangan, diperlukan suatu Alat Ukur Tegangan Arus Searah dan Alat Ukur Frekuensi dengan jul at 24 Volt untuk tegangan dan seki tar 300 kHz untuk frekuensi, dengan tingkat akurasi yang tidak perlu tinggi. Biasanya digunakan dua buah Alat Ukur, yaitu sebuah DC Voltmeter dan sebuah Frequency Counter, karena di pasaran tidak tersedia suatu Alat Ukur kombinasi yang terdiri dari DC Voltmeter dan Frequency Counter dalam satu wadah. Seandainya bisa diperoleh atas dasar pesanan khusus, maka harganya menjadi sangat mahal. Atas pertimbangan tersebut, direncanakan untuk membuat sendiri Alat Ukur dimaksud dengan menggunakan komponen zat padat yang murah dan banyak tersedia di pasaran. Mengingat bahwa di abad ruang angkasa ini segala jenis alat ukur sudah pernah dibuat, maka diusahakan mencari skema yang sudah ada dan sesuai dengan kebutuhan tersebut. Dari berbagai acuan, ditemukan suatu rangkaian yang memenuhi kebutuhan, namun belum teruji. Rangkaian inilah yang dijadikan obyek penelitian."

"Tesis ini membahas tentang pengukuran produktivitas dari proses produksi di perusahaan. Teori-teori produktivitas dari berbagai sumber diuraikan pada tesis ini untuk keperluan penelitian. Penelitian pada tesis ini menggunakan alat bantu pengukuran produktivitas yaitu OMAX (Objectives Matrix).Penelitian pada tesis ini mempunyai tujuan untuk mengukur indeks produktivitas dari berbagai faktor yang berpengaruh terhadap produktivitas perusahaan menggunakan rasio-rasio produktivitas yang dianggap penting oleh perusahaan, mengetahui faktor-faktor apa saja yang berpengaruh terhadap produktivitas perusahaan, dan memberikan saran kepada pihak perusahaan untuk perbaikan atau peningkatan produktivitas perusahaan di masa yang akan datang.Hasil dari penelitian ini menyarankan kepada pihak perusahaan untuk lebih memperhatikan faktor penggunaan waktu produksi, penggunaan energi, penggunaan tenaga kerja, dan perawatan dari mesin. Dengan memperhatikan faktor-faktor tersebut diharapkan produktivitas perusahaan akan meningkat dan proses produksi telah berjalan efektif dan efisien.

---

This tesis productivity measurement in a company?s production process. Productivity theories from more than one source is used for research purpose in the tesis. The research in this tesis is using OMAX (Objective Matrix) as the tool for productivity measurement.The objectives of this research are to measure the index productivity value from factor that affecting company's productivity using productivity ratios that considered important by the management, identify all the factors that have effect on the company?s productivity, and give recommendation to the company for improving and increasing the company's productivity in the future.The result of this research give advices to the company for giving more attention in using the working time, using the energy, using the labour, and maintenance for the machine. The company?s productivity is expected to improve , increase, and the production process become effective and efficient after giving attention to all the factors above."

"Alat pengukur elastisitas bahan padat tanpa merusak cuplikan melalui pengukuran kecepatan gelombang P dan kecepatan gelombang S telah dapat dibuat. Pembuatan alat tersebut mengutamakan komponen lokal, dan keluaran dari pengukuran dihubungkan ke Osiloskop untuk dihitung tetapan-tetapan elastisitasnya. Parameter elastisitas yang ditentukan adalah nisbah (ratio) Poisson y, modulus elastisitas Young E, modulus geser G, Modulus limbak K dan tetapan Lame ?. Alat yang dibuat mempunyai penguatan sampai dengan 5.105 kali dengan frekuensi filter dari (0-100) kHz. Tinggi pulsa 300 volt dengan lebar pulsa 10 As yang dapat diatur secara manual dan dapat diulang secara otomatis sampai 100 As. Hasil uji coba alat terhadap cuplikan logam kuningan dan besi lokal diperoleh perbedaan kecepatan sekitar 10 % terhadap nilai yang ada di literatur. Hal ini dimungkinkan karena kualitas cuplikan logam lokal berbeda dari pada cuplikan logam yang digunakan dalam literatur."

"Keseimbangan antara pasokan dengan kebutuhan gas bumi saat ini menunjukkan kondisi yang timpang. Sistem jaringan distribusi yang belum merata dan kondisi infrastruktur yang kurang memadai, menyebabkan masih terdapat kelebihan kapasitas gas yang belum teralirkan. Oleh karena itu pada keseempatan ini penulis menetapkan Kabupaten Purwakarta sebagai daerah yang akan dikaji dalam rencana pengembangan jaringan pipa gas bumi pada daerah tersebut. Proyeksi permintaan gas bumi untuk elektrifikasi bagi sektor industri dan gas rumah tangga masing-masing sebesar 30,5 MMSCF/D dan 1,3 MMSCF/D, sehingga total gas flow untuk keduanya adalah sebesar 31,8 MMSCF/D. Volume suplai gas flow sebesar 31,8 MSCFD dengan average temperature 519,7 R dan inlet pressure operasi 142 psig. Ukuran diameter dan spesifikasi pipa yang akan digunakan yaitu pipa carbon steel API-5L X52 berdiameter 14 inch, dengan tebal dinding pipa 0,2 inch sesuai dengan pedoman ASME B36.10 serta ketersediaan spesifikasi pipa dan nominal pipe size (NPS) yang terdapat di pasaran. Nilai investasi proyek sebesar USD 12.919.000 untuk SKENARIO 1 sedangkan untuk SKENARIO 2 dan 2A adalah sebesar USD 11.787.630 dengan umur proyek 20 tahun. SKENARIO 2A merupakan skenario yang paling menarik dan layak untuk dijalankan karena dengan penetapan tarif toll fee yang wajar berdasarkan kondisi pasar yaitu sebesar 0,55 USD/MSCF, menghasilkan nilai NPV sebesar 4.177.854 USD, target nilai IRR 13,75%, PBP selama 12,9 tahun, dengan angka B/C Ratio 1,71. Skema pendanaan adalah full equity dengan rencana penyerapan investasi sebesar 50% pada tahun pertama dan 50% pada tahun kedua.

---

The equilibrium between the supply of natural gas and demand is currently showing an unbalanced condition. Uneven network distribution system and infrastructure conditions are inadequate, there is still excess capacity causing gas that has not been undrained. Therefore, at this pleased moment authors set Purwakarta District as an area that will be studied in the development plans of natural gas pipelines in the area. Projected demand for natural gas for the electrification of the industrial sector and household gas respectively by 30.5 MMSCFD and 1.3 MMSCFD, so that the total gas flow for both is of 31.8 MMSCFD. Gas flow supply volume of 31.8 MSCFD with average temperatures at 519.7 R and with inlet operating pressure at 142 psig. Size of diameters and pipe specification to be used is carbon steel pipe API-5L X52 with 14 inch diameter, pipe thickness 0.2 inch in accordance with the guidelines of ASME B36.10 and the availability of pipeline specification and nominal pipe size (NPS) which easy to find on the market , The investment value of the project amounted to 12.919.000 USD for SKENARIO 1, while for SKENARIO 2 and 2A amounted to 11.787.630 USD for the project lifetimes of 20 years. SKENARIO 2A has been chosen to be the most attractive scenario and seens feasible for the determination of reasonable toll fee rates based on market conditions in the amount of 0,55 USD/MSCF, resulting NPV of 4.177.854 USD, the target IRR of 13,75%, PBP during 12,9 years, with B/C Ratio of 1,71. The applied scheme of funding is with full equity plan investment, and absorption planned by 50% on the first year and another 50% on the second year"

"Manajemen integritas pipa penyalur dimulai dari bagaimana ancaman terhadap integritas pipa penyalur di-identifikasi dan dikelola dengan efektif. Penilaian resiko terhadap ancaman integritas pipa penyalur dilakukan terhadap aset pipa penyalur sebagai obyek yang di-analisa. Pendekatan pendataan informasi keselamatan proses (process safety information) aset pipa penyalur umumnya diperlakukan melekat sebagai satu kesatuan jalur utuh dari Launcher ke Receiver. Keberagaman mode ancaman dan mode kerusakan menjadi dasar melakukan segmentasi pipa penyalur tersebut agar penilaian resiko lebih akurat. Dengan kemajuan teknologi inspeksi saat ini, inspeksi In-Line-Inspection menjadi semakin akurat dan terjangkau. Inspeksi baseline atau re-inspeksi In-Line-Inspection berpotensi menjadi basis pendataan aset (Asset Register) karena mampu mendeteksi komponen-komponen perpipaan pada pipeline secara akurat. Dengan adanya pendataan informasi keselamatan proses secara detail pada setiap komponen perpipaan, segmentasi yang dilakukan saat penilaian resiko dapat menjadi lebih detail sampai ke level komponen. Tesis ini membahas bagaimana memanfaatkan potensi penilaian resiko yang lebih detail hingga ke level komponen dengan memanfaatkan asset register yang detail yang diperoleh dari pemanfaatan data in-line inspection. Kelemahan dari metode segmentasi detail adalah banyaknya data dan juga usaha yang diperlukan dalam melakukan penilaian resiko. Namun dari berkembangnya teknologi informasi saat ini, populasi data yang besar (big data) dapat dikelola dengan bantuan teknologi informasi yang relevan.

---

Pipeline integrity management is initiated from how hazards/threats toward pipeline integrity are to be identified and managed effectively. Risk assessment conducted to pipeline integrity hazards/threats is subjected to how the pipeline as object is perceived to be analyzed. The approach of documenting process safety information on pipeline generally developed and regarded as a whole pipeline assets consist from launcher to receiver. The diverse of threats and damage mechanism along the line is the basis of pipeline segmentation in order to specify risk assessment object thus increase its accuracy. In the development of inspection technology, in-line-inspections are become more sensitive and become more affordable. Whether baseline or re-inspection of in-lineinspection could have potential to be utilized in developing asset register, because it can distinguish pipeline components accurately. By embedding process safety information specific for each pipeline components, the segmentation taken during pipeline risk assessment can be detailed to the component level. The focus of this study is analyzing pros and cons of utilization the advantages of detailed pipeline risk assessment to component level by utilizing detailed asset register which obtained from in-lineinspection data. The weakness of detailed segmentation is the abundant of segment to be analyzed and increase the efforts during risk assessment. However, in the development of information technology, big data can be manageable by utilizing relevant information technology."

"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"

"Peralatan produksi pada industri minyak dan gas saat ini sudah banyak yang beroperasi mendekati umur desainnya. Khususnya peralatan produksi berupa pipa penyalur bawah air, bahkan banyak yang sudah beroperasi melewati umur desain. Meskipun demikian pipa penyalur tersebut masih digunakan untuk mengalirkan cairan hidrokarbon dengan laju alir dan tekanan yang relatif tinggi. Hal ini guna mengimbangi semakin tingginya kegiatan sumuran yang dilakukan, baik pengeboran sumur baru, peningkatan produksi sumur yang ada dengan artificial lift (water injection atau gas lift) maupun pengaktifan kembali sumur mati atau idle. Untuk memastikan bahwa integritas pipa penyalur masih baik untuk mendukung kontinyuitas produksi minyak dan gas, maka kegiatan integritas yang mencakup inspeksi, perawatan dan perbaikan dilakukan secara berkala untuk menghindari kehilangan produksi tidak terjadwal. Inspeksi pipa penyalur bawah air yang dipakai menggunakan metoda Inline Inspection (ILI) karena pertimbangan efisiensi waktu dan biaya. Kajian integritas menghasilkan nilai failure pressure (PF) 176,6 bar dan safe operating pressure (PS) 127,2 bar. Nilai tersebut masih di atas MAOP pipa 29 bar sehingga pipa masih layak operasi saat ini. Mempertimbangkan laju korosi sebesar 0,797 mmpy maka kajian sisa umur layan pipa penyalur adalah 2,4 tahun dari inspeksi terakhir. Korelasi yang signifikan antara laju korosi maupun penipisan ketebalan dinding pipa terhadap waktu usia pipa ditunjukkan dengan nilai R=1. Model matematika untuk fungsi ketebalan dinding pipa (Ta) = -0.1588x2+3.6195x-16.669 dan fungsi laju korosi (CR) = 0.0137x2-0.3752x + 3.2674.

---

Production equipment in oil and gas industry mostly have already been operated close to its design life. Especially for subsea pipeline, many of those have already operated exceed its design life. Nevertheless, the subsea pipelines are still utilized to flow the hydrocarbon fluid with high flowrate and pressure. This is to accommodate and compensate the increasing of well activity, such as drilling new well, improvement of well performance through artificial lift (water or gas lift injection) or reactivation the idle well. As assurance that integrity of subsea pipelines is still fit for service to support continuity oil and gas production lifting, then inspection activity shall be done in frequent. Subsea pipeline inspection activity which commonly used due to its time and cost efficiency is inline inspection (ILI). Integrity assessment resulting the pipeline failure pressure (PF) 176,6 bar and safe operating pressure (PS) 127,2 bar. These values are much higher than pipeline MAOP 29 bar so that pipeline is fit for service. Considering corrosion rate value 0,797 mmpy, then remaining life assessment resulting the pipeline has remaining life for 2,4 year from last inspection. Significant correlation between corrosion rate and pipeline wall thickness by time is showed by value R=1. Mathematic model for pipeline wall thickness (Ta) = -0.1588x2 + 3.6195x-16.669 while corrosion rate (CR) = 0.0137x2-0.3752x + 3.2674."

"Pipa sebagai sistem penyaluran atau distribusi menjadi kebutuhan utama di industri minyak dan gas bumi saat ini. Namun penggunaan jalur pipa ini tersimpan bahaya sehingga menjadi salah satu sumber bahaya utama instalasi minyak dan gas bumi di dunia. Penilaian risiko fasiltas operasi di industri minyak dan gas bumi mutlak diperlukan untuk melihat tingkat kegagalan dan kehandalan sistem operasi fasilitas tersebut. Fasilitas CGP SKW PTJM akan dilakukan perubahan fasilitas, salah satunya adalah pipa penyalur LPG existing 8 inchi sepanjang 110 km yang akan menjadi pipa penyalur pipa kondensat dari CGP SKW ke ORF J. Keadaan tersebut menyebabkan diperlukannya penilaian risiko kembali fasilitas pipa existing 8 inchi sepanjang 110 km. Penelitian ini dilakukan untuk mendapatkan gambaran risiko relatif keberadaan jalur pipa kondensat ukuran 8 inchi dari CGP SKW ke ORF J sepanjang 110 km. Penelitian dilakukan dengan menggunakan metode semi kuantitatif model W. Kent Muhlbauer tahun 2004. Pembagian seksi pipa dilakukan berdasarkan kepemilikan lahan, tipe penggunaan lahan, kedalaman pipa, buoyancy control, teknik konstruksi, tipe proteksi katodik dan tipe vegetasi sehingga menghasilkan 12 seksi jaringan pipa. Dari hasil penelitian diperoleh indek risiko yang paling rendah adalah indek indek kesalahan pihak ketiga dengan nilai (69,50), setelah itu indek desain dengan nilai (70,50), urutan berikutnya adalah indeks korosi dengan nilai sebesar (71,33), dan indeks yang tertinggi adalah indek kesalahan operasi dengan nilai sebesar 85. Faktor dampak kebocoran tertinggi terdapat pada seksi 1, 9, 11 dan 12 dengan nilai 5,25. Faktor dampak kebocoran terendah terdapat pada seksi 2,4,6,7 dan 10 dengan nilai 1,75. Seksi pipa yang paling berisiko untuk mengalami kegagalan paling tinggi adalah seksi 1, 11 dan 12 dengan nilai 56,95. Sedangkan seksi pipa yang paling tidak berisiko untuk mengalami kegagalan adalah seksi 6 dengan nilai 174,29. PTJM berdasarkan standar AS/ANZ 4360 harus melakukan pengelolaan risiko dengan prioritas puncak pada seksi pipa 1,3,5,8,9, 11 dan 12. Variabel risiko yang dapat dilakukan peningkatan oleh PTJM antara lain indek kerusakan pihak ketiga (line locating, public education, ROW condition dan patrol frequency), indeks korosi (proteksi internal, tes timbal, close interval survey condition dan internal inspection), indeks desain (corrective action) dan indeks kesalahan operasi (safety system, SCADA, training dan mechanical error preventer).

---

Pipeline as transmission and distribution system becoming major demands for oil and gas industry today. However these pipeline applying contain hazard that become the one of the major instalation hazard source in world of oil and gas installation. Operating facilitiy risk assessment is essential for oil and gas industry operation to overview facility operation system failure and reliability level. In the other hand, CGP SKW PTJM will change their facility structure, one of the changes is 8 inch LPG existing pipeline along 110 km that will becoming condensate pipeline from CGP SKW to ORF J. These condition to cause the need to reassess of 8 inch existing pipeline risk along 110 km.

This study was conducted to have risk relative overview of 8 inch condensate pipeliene from CGP SKW to ORF J along 110 km. The study use 2004 W. Kent Muhlbauer semi quantitative method. Pipe sectioning of this study was conducted based on land ownership, land use, pipe depth, buoyancy control, construction type, cathodic protection type and vegetation tipe that resulted 12 section of pipeline.

From these study generate risk relative score, the lowest risk relative score is coming from third party index with score of 69.53, then the second one is design index with score of 70.50, the third one is corrosion index with score of 71.33, and the highest one is incorrect operatios index with score of 85. The highest score for leak impact factors is coming from section 1, 9, 11 and 12 with score of 5.25. The lowest leak impact factors is coming from section 2,4,6,7 and 10 with score of 1.75.

Pipe section that have the highest risk for chance of failure is section 1,11 and 12 with score of 56,95. While the lowest one is section 6 with score of 169,71. According to AS/ANZ 4360 standard, PTJM have to conduct pipeline risk management with top priority on section 1,3,5,8,9, 11 and 12. Risk variables that can be improved by PTJM are third party index (line locating, public education, ROW condition and patrol frequency), corrosion index (internal protection, lead test, close interval survey condition and internal inspection), design index (corrective action) and incorrect operations index (safety system, SCADA, training and mechanical error preventer)."