Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tesis ini membahas bagaimana perusahaan dapat mengidentifikasi kesenjangan elemen kunci pengelolaan integritas aset yang sangat berperan dalam mencegah terjadinya insiden yang disebabkan oleh kerusakan atau ketidakhandalan aset. Penelitian ini merupakan penelitian kualitatif dengan desain deskriptif. Hasil penelitian ini menyarankan agar perusahaan yang mengelola kritikal aset, seperti pada industri minyak dan gas bumi, harus dapat memenuhi elemen-elemen kunci pengelolaan integritas aset untuk memastikan kehandalan aset dapat terjaga sehingga mampu menurunkan risiko bisnis maupun risiko terhadap keselamatan kerja dan lingkungan sekitar.

---

This thesis discusses how companies can identify gaps in the key elements of asset integrity management which play a very important role in preventing incidents caused by damage or unreliability of assets. This research is qualitative research with a descriptive design. The results of this study suggest that companies that manage critical assets, such as in the oil and gas industry, must be able to fulfil key elements of asset integrity management to ensure asset reliability can be maintained to reduce business risks and risks to work safety and the surrounding environment."

"Kebocoran hidrokarbon dapat menyebabkan konsekuensi yang serius di berbagai aspek. Di samping berperan dalam polusi lingkungan, kebocoran yang berulang juga membutuhkan biaya perbaikan yang tinggi. Penelitian ini bertujuan untuk meminimalisir terjadinya kebocoran berulang dan mencegah terjadinya kebocoran di sistem perpipaan dengan aliran 3 fasa lainnya. Penelitian ini menggunakan analisis kuantitatif untuk mendapatkan level risiko, menghitung estimated life dan memperkirakan jadwal inspeksi atau mitigasi berikutnya. Penyebab utama terjadinya kebocoran berulang diketahui menggunakan analisis kuantitatif dari Fault Tree Analysis (FTA). Diagram bow tie menggambarkan safeguard yang dibutuhkan untuk mencegah dan mengontrol terjadinya kebocoran. Terdapat 8 sistem perpipaan yang mengalami kebocoran berulang pada 3 tahun terakhir. Dari hasil penelitian didapatkan level risiko beberapa pipa berada pada area kuning dan merah dengan 1 pipa dalam kondisi unfit. FTA menunjukkan adanya 4 penyebab utama terjadinya kebocoran berulang dan dimasukkan ke dalam diagram bow tie bagian kiri. Dapat disimpulkan bahwa analisis risiko ini dapat digunakan untuk meminimalisir dan mencegah terjadinya kebocoran di sistem perpipaan 3 fasa.

---

Hydrocarbon releases might result serious consequences in various aspects. Beside contribute to environmental pollution, repetitive leakages need high repair costs. This study is aimed to minimize repetitive leakage and prevent leakage for other 3-phase piping systems. We employ the quantitative risk assessment to establish risk levels, calculate estimated life, and propose the next inspection or mitigation plan. The most relevant root causes can be obtained through quantitative Fault Tree Analysis (FTA). A bow tie diagram will represent safeguards to prevent and control hydrocarbon releases. Eight piping systems that have suffered repetitive leakage are investigated. It has been found that the risk level of some piping systems in yellow and red areas with 1 pipe in unfit condition. FTA shows 4 basic events as root causes of leakage, and input them as threats in a bow tie. It can be concluded this analysis can be used to minimize and prevent leakage for 3-phase piping systems."

"Peralatan Perangkat Pelepas Tekanan (PRD) dioperasikan dengan tujuan untuk melindungi kehidupan dan keselamatan dalam suatu sistem bertekanan. Peralatan akan mengalami penurunan kondisi seiring berjalannya waktu pemakaian. Ketidakmampuan PRD untuk melakukan fungsinya perlu diidentifikasi sebagai mode kegagalan. Untuk mengurangi risiko apabila terjadi kegagalan, suatu pendekatan seperti Risk Based Inspection (RBI) dapat dilakukan. Metode RBI yang umum digunakan masih menggunakan pendekatan kualitatif, sehingga menghasilkan variasi yang cukup besar. Penelitian ini mengusulkan metode analisa risiko dengan menggunakan pembelajaran mesin berbasis deep learning untuk mengembangkan suatu model penilaian risiko pada PRD akibat mode kegagalan fail on demand (POFOD) yang diharapakan dapat mempersingkat waktu, meningkatkan akurasi, efisiensi dalam pengolahan data hasil inspeksi, serta biaya; dengan menawarkan hasil akurasi perhitungan yang tinggi. Penelitian ini menghasilkan program prediksi risiko dengan menggunakan metode klasifikasi pembelajaran mesin berbasis deep learning akibat mode kegagalan fail on demand pada peralatan perangkat pelepas tekanan. Pembuatan dataset yang digunakan pada model bersumber dari 160 data yang diolah dengan menggunakan standar API 581. Penelitian ini menggunakan beberapa parameter model seperti test size sebesar 20%, random state bernilai 0, penggunaan jumlah epoch sebesar 150, learning rate sebesar 0.001, dan layer berjumlah 3 dengan dense 64,64,8; yang menghasilkan akurasi model sebesar 91%, dari validasi confusion matrix.

---

Pressure Relief Device (PRD) equipment is operated with the aim of protecting the lives and safety within a pressurized system. An equipment experiences deterioration over time. The inability of PRD equipment to perform its design function needs to be identified as a failure mode. To reduce the risk in case of failure, an approach such as Risk Based Inspection (RBI) can be implemented. The commonly used RBI methods still rely on qualitative approaches, leading to significant variations. This research proposes a method using deep learning to develop a risk assessment model for PRD due to the failure on demand. This is expected to shorten the assessment time, improve accuracy, efficiency, and reduce costs by offering highly accurate calculation results. This research produces a risk prediction program using a deep learning classification method for POFOD in pressure relief device equipment. The dataset used in the model consists of 160 data processed according to API 581 standards. This research utilizes several model parameters, including a test size of 20%, 0 value of random state, 150 epochs, a learning rate of 0.001, and 3 layers with dense of 64, 64, 8. The model achieves an accuracy of 91% from the validation confusion matrix."

"Kegiatan eksplorasi dan eksploitasi di lepas pantai menggunakan struktur platform sebagai bangunan tempat Instalasi dan Peralatan Migas beroperasi. Terdapat lebih dari 640 Platform Migas di Indonesia dimana sekitar 400 Platform telah berumur lebih dari 30 tahun. Sampai tahun 2023, jumlah Platform Migas yang tidak beroperasi mencapai lebih dari 100 Platform. Instalasi Migas yang sudah tidak digunakan harus dilakukan Kegiatan Pasca Operasi (decommissioning) dengan menggunakan dana pasca operasi. Namun mengingat besarnya biaya untuk melakukan decommissioning tersebut, sedangkan untuk instalasi yang sudah tua (sebelum kontrak tahun 1994), banyak Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang belum mencadangkan dana untuk kegiatan pasca operasi. Sehingga sebagian besar platform tua tersebut belum dilakukan decommissioning. Selain menunggu keputusan untuk dilakukan decommissioning, beberapa platform yang telah dilakukan kajian subsurface akan dilakukan reaktivasi. Sebelum dilakukan reaktivasi ataupun decommissioning, KKKS harus dapat menjamin integritas dari struktur platform tersebut dengan melakukan inspeksi. Pelaksanaan inspeksi bawah air memerlukan biaya yang cukup besar. Dengan metode Time Based Inspection (TBI), inspeksi bawah air dilakukan setiap empat tahun sekali. Penelitian ini mencoba melakukan kajian Risk Based Inspection (RBI) terhadap dua platform sumur di laut jawa yang sudah tidak beroperasi. Satu dari platform tersebut akan dilakukan reaktivasi, sementara satu platform menunggu untuk dilakukan decommissioning. Hasil kajian tersebut menunjukkan bahwa dengan metode RBI, didapatkan optimalisasi biaya inspeksi bawah air sekitar 33%. Dengan rutin melakukan inspeksi, KKKS akan dapat melakukan monitor terhadap integritas platform tersebut sehingga pelaksanaan kegiatan reaktivasi maupun decommissioning dapat dilakukan dengan aman. Selain tetap dilakukan inspeksi, terdapat beberapa opsi pembongkaran atau pemanfaatan platform tidak beroperasi yang telah dilakukan. Opsi-opsi tersebut dapat menjadi pertimbangan untuk dilakukan penelitian lebih lanjut dimasa mendatang.

---

Offshore exploration and exploitation activities use platform structures as buildings where Oil and Gas Installations and Equipment operate. There are more than 640 oil and gas platforms in Indonesia, of which around 400 platforms are more than 30 years old. Until 2023, the number of inactive oil and gas platforms reach more than 100 platforms. Oil and gas installations that are no longer in use must be carried out post-operation activities (decommissioning) using post-operation funds. However, given the high cost of decommissioning, for old installations (before the 1994 contract), many PSC Contractors had not reserved funds for post-operation activities. So that most of the old platforms have not been decommissioned. In addition to waiting for the decision to be decommissioned, several platforms that have been subjected to subsurface studies will also be reactivated. Prior to reactivation or decommissioning, PSC Contractors must be able to guarantee the integrity of the platform structure by carrying out inspections. Carrying out underwater inspections requires a large amount of money. With the Time Based Inspection (TBI) method, underwater inspections are carried out once every four years. This research attempts to conduct a Risk Based Inspection (RBI) study of two inactive wellhead platforms in the Java Sea. One platform will be reactivation, while one platform is waiting to be decommissioned. The results of the study indicate that using the RBI method, underwater inspection costs can be reduced by around 33%. By routinely carrying out inspections, PSC Contractors will be able to monitor the integrity of the platform so that reactivation and decommissioning activities can be carried out safely. Apart from continuing to carry out inspections, there are several options for decommissioning or utilizing an inactive platform that have been carried out. These options can be considered for further research in the future."

"Manajemen risiko pipa penyalur memegang peran vital dalam industri minyak dan gas untuk memastikan operasi yang aman dan andal. Penelitian ini mengembangkan kerangka kerja penilaian risiko kuantitatif (QRA) dengan metode segmentasi dinamis untuk meningkatkan akurasi penilaian risiko pada pipa penyalur. Metodologi penelitian mengintegrasikan metode segmentasi dinamis dengan teknik perhitungan probabilitas dan konsekuensi tingkat lanjut berdasarkan panduan Muhlbauer (2015) dan API RP 581 yagn telah dimodifikasi untuk pipa penyalur dengan menganalisis enam jenis ancaman utama: korosi eksternal, korosi internal, kerusakan pihak ketiga, geohazard, kesalahan operasi, dan sabotase. Implementasi pada studi kasus pipa penyalur 20" sepanjang 21 kilometer di PT YYY mengidentifikasi 1.106 segmen dinamis dengan karakteristik risiko yang unik. Hasil penelitian menunjukkan kerangka kerja ini memberikan penilaian risiko yang dapat menunjukkan lokasi - lokasi dengan resiko tinggi dan penyebabnya dengan akurat dan efisien sehingga dapat menentukan tindakan mitigasi yang lebih tepat sasaran dalam manajemen resiko pipa penyalur serta dalam memenuhi persyaratan Peraturan Menteri ESDM No. 32 Tahun 2021.

---

Pipeline risk management plays a vital role in the oil and gas industry to ensure safe and reliable operations. This research develops a Quantitative Risk Assessment (QRA) framework with dynamic segmentation methodology to enhance risk assessment accuracy for transmission pipelines. The research methodology integrates dynamic segmentation with advanced probability and consequence calculation techniques based on modified Muhlbauer (2015) guidelines and API RP 581 for pipelines by analyzing six major threat categories: external corrosion, internal corrosion, third-party damage, geohazards, operational errors, and sabotage. Implementation of this framework in a case study of a 20 inch, 21 kilometer pipeline at PT YYY identified 1.106 dynamic segments with unique risk characteristics. The research results demonstrate that this framework provides risk assessments capable of accurately and efficiently identifying high-risk locations and their root causes. This enables more targeted mitigation actions in pipeline risk management while fulfilling the requirements set forth in the Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 32 of 2021."

"Perusahaan energi dan Perusahaan kimia menggunakan pipa penyalur untuk menyalurkan minyak, gas dan fluida lainnya dari satu tempat ke tempat lainnya, baik didalam lokasi pabrik maupun antar pabrik. Integritas pipa penyalur menjadi sangat penting dikarenakan kebocoran pipa penyalur dapat menyebabkan kerugian ekonomi maupun lingkungan yang sangat serius. Beberapa penelitian telah diterapkan pada pipa penyalur mengetahui dan mengidentifikasi faktor-faktor yang dapat mempengaruhi nilai ekstrapolasi ketebalan minimum pipa penyalur menggunakan Teori Nilai Ekstrim. Penelitian ini menggunakan dan menerapkan model statistik dan Metode Extreme Value untuk kehandalan pipa penyalur dengan mengasumsikan laju korosi yang tetap dan deviasi akibat alat ukur diabaikan. Penelitian ini mendapatkan sisa usia pakai dari 344 blok data dari pipa penyalur sekitar 5,23 tahun dengan menggunakan teknik Generalized Extreme Value. Sehingga disarankan untuk melakukan pigging pada pipa penyalur dalam 2,5 tahun yang akan datang. Data yang sama disimulasikan dengan teknik Generalized Pareto Distribution namun hasil menyatakan bahwa distribusinya tidak sesuai dengan distribusi Pareto sehingga nilai ekstrim minimum, sisa usia pakai pipa penyalur dan waktu pigging berikutnya tidak dapat ditentukan

---

Energy and chemical companies use pipelines to transfer oil, gas and other materials from one place to another, within and between their plants. Pipeline integrity is an important concern because pipeline leakage could result in serious economic or environmental losses. Some researches has applied to understand the effect on extrapolation value of minimum thickness of pipeline by using the Extreme Value Theory. In this research both statistical models and Extreme Value methods were applied and developed for reliability of pipeline by assuming the constant corrosion rate and deviation due to measuring devices was neglected. The research obtained that the remaining life of 344 blocks data of the pipeline around 5,23 years by using Generalized Extreme Value Technique. It could be suggested that next pipeline pigging should be conducted within 2,5 years. The result found that the extreme value method seems not close agreement with the Pareto Distribution so the minimum extreme value, remaining useful and next pigging could not be determined. "

"Kesesuaian dan efisiensi komponen peralatan dan fasilitas minyak bumi perlu dipastikan kelayakan dan performanya agar operabilitas dapat berjalan sesuai dengan target dan mencegah agar tidak terjadinya yang berakibat kepada keselamatan, kesehatan, lingkungan, dan aset perusahaan. Oleh sebab itu manajemen risiko perpipaan sangat penting untuk pemeliharaan aset sistem jaringan pipa yang tepat waktu dan efektif, termasuk jaringan pipa. Meskipun analisis RBI memberikan rencana inspeksi yang sangat baik dalam menganalisis risiko dari suatu sistem peralatan namun membutuhkan pengumpulan data yang ekstensif dan perhitungan yang detail. Sebagaimana disarankan dalam DNV-RP-G101 dan DNV-RP-F107, analisa awal kekritisan dapat dilakukan sebelum melakukan analisis RBI lengkap. Equipment Criticality Analysis (ECA) dapat menjadi acuan awal dalam penilaian pipa penyalur karena sifatnya yang sederhana dan dapat dieksekusi dengan cepat. Penelitian ini bertujuan menganalisis kritikalitas pipa penyalur gasoline dan gasoil menggunakan kombinasi model penilaian risiko dengan Equipment Criticality Analysis (ECA) dan Inspeksi Berbasis Risiko serta memberikan rencana inspeksi terhadap nilai risiko. Dalam studi kasus dipilih dua segmen pipa dimana segmen KM 133+414 sampai KM 147+310 merupakan segmen yang lebih rentan karena mempunyai rating kemungkinan 4 sedangkan KM 147+533 sampai KM 152+800 memiliki rating kemungkinan 3, baik pada saat mengalirkan gasoline, maupun gasoil. Hasil kritikalitas dari masing-masing segmen adalah C2 yang merupakan kritikalitas sedang, sehingga segmen pipa penyalur diharapkan dapat menerima penilaian yang lebih menyeluruh. Strategi inspeksi dan pemeliharaan yang efektif kemudian disusun dengan tujuan untuk mengurangi frekuensi insiden.

---

The suitability and efficiency of components of petroleum equipment and facilities needs to be ensured for their suitability and performance so that operability can run according to targets and prevent incidents that could impact safety, health, the environment and company assets. Piping risk management is therefore critical for the timely and effective maintenance of pipeline system assets, including pipelines, components, equipment and related spare parts. Although RBI analysis provides an excellent inspection plan for analyzing the risk of an equipment system, it requires extensive data collection and detailed calculations. As suggested in DNV-RP-G101 and DNV-RP-F107, a preliminary criticality analysis can be performed before performing a complete RBI analysis. Equipment Criticality Analysis (ECA) can be an initial reference in assessing distribution pipes because it is simple and can be executed quickly. This research aims to analyze the criticality of gasoline and gasoil distribution pipes using a combination of risk assessment models with Equipment Criticality Analysis (ECA) and Risk-Based Inspection as well as providing an inspection plan for risk values. In the case study, two pipe segments were chosen, where the KM 133+414 to KM 147+310 segment is the more vulnerable segment because it has a probability rating of 4, while KM 147+533 to KM 152+800 has a probability rating of 3, both when flowing gasoline and gasoil. The criticality result for each segment is C2 which is medium criticality, so the distribution pipe segment is expected to receive a more comprehensive assessment. An effective inspection and maintenance strategy is then developed with the aim of reducing the frequency of incidents."