Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Analisis risiko pada pipa bawah laut 16? Main Oil Line EFPRO - EKOM di Laut Jawa ini dilakukan mengingat adanya potensi bahaya dan risiko tumpahan minyak sehingga dapat berdampak pada ekosistem laut disekitar operasi kerja. Penelitian ini bersifat deskriptif analitik dan dilakukan dengan metode semi kuantitatif. Model yang digunakan dalam penelitian ini adalah model penilaian risiko yang dikembangkan oleh Kent Muhlbauer (2004) dalam bukunya Pipeline Risk Management. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan tingkat risiko relatif sehingga didapatkan gambaran risiko yang berguna bagi manajemen dalam mengambil keputusan guna mencegah kejadian kecelakaan yang diakibatkan kegagalan pipa. Hasil dari penelitian ini menunjukan bahwa pada pipa sepanjang 32.14 km tersebut memiliki nilai rata-rata untuk Design Index sebesar (59.13), Corrosion Index (68.16), Third-party Damage Index (72) dan Incorrect Operations Index (82). Sedangkan nilai risiko relatif tertinggi adalah pada Kilometer Post (KP) 0-1 jalur pipa.

---

Risk analysis of subsea pipeline 16" Main Oil Line (MOL) EFPRO - EKOM located at Java Sea was conducted because of the potential hazards and the risk of oil spills that possible impact on ecosystems around the work operations. This research is descriptive analytic and performed by semi-quantitative method. The model used in this study is a model of risk assessment developed by Kent Muhlbauer (2004) in his book ?Pipeline Risk Management. The purpose of this study was to obtain relative risk that are useful to management in making decisions in order to prevent the occurrence of accidents which caused by the failure of the pipe. The results of this study showed that the pipeline along the 32.14 km has an average value for the Design Index (59.13), Corrosion Index (68.16), Third party Damage Index (72) and Incorrect Operations Index (82). While the value of the highest relative risk was at Kilometre Post (KP) 0-1 pipeline.

Abstrak :
Kegiatan eksplorasi produksi minyak dan gas bumi (migas) di Lapangan Arjuna milik PT XYZ dimulai sejak tahun 1970an. Sejumlah 192 pipa penyalur bawah laut di lapangan ini masih aktif beroperasi sebagai alat transportasi migas dan 75% diantaranya sudah berumur lebih dari 25 tahun. Sekitar 17 kasus kebocoran pipa bawah laut di Lapangan Arjuna terjadi setiap tahunnya dan sebagian besar kasus terjadi pada pipa-pipa tua. Kejadian ini memberikan dampak yang cukup signifikan baik dari sisi keselamatan, lingkungan maupun bagi kegiatan operasi dan produksi migas. Program pemeliharaan pipa-pipa bawah laut ini membutuhkan biaya dan sumber daya cukup besar. Oleh karena itu, prioritisasi program ini harus diberikan pada pipa-pipa berisiko tinggi agar risiko kebocoran pipa dapat segera diturunkan. Penelitian ini bertujuan untuk melihat profil risiko 10 pipa penyalur utama minyak dan gas bawah laut di Laut Jawa yang sudah tua dan membuat program pemeliharaannya. Konsep manajemen risiko ISO 31000: 2009 digunakan dalam penelitian ini fokus pada tahapan kajian risiko (risk assessment) dan penanganan risiko (risk treatment). Pada tahapan kajian risiko, metode yang digunakan adalah metode indeks Kent Muhlbauer dikombinasikan dengan metode kajian risiko PT. XYZ dengan matriks. Metode indeks Ken Muhlbauer menggunakan empat indeks untuk menghitung potensi kegagalan sistem pipa bawah laut yaitu indeks kerusakan pihak ketiga, indeks korosi, indeks desain, dan indeks kesalahan operasi, dilanjutkan dengan analisis dampak kebocoran (Leak Impact Factor). Kemudian dilakukan perhitungan probability of failure dan consequence of failure yang dimapping pada matriks penilaian risiko perusahaan. Kajian risiko dengan kedua metode ini menghasilkan peringkat risiko (risk rangking) dan nilai risiko relatif untuk kemudian digunakan sebagai basis penentuan tingkat risiko dan prioritisasi program pemeliharaan kesepuluh pipa penyalur. Hasil akhir kajian risiko 10 pipa bawah laut utama di Laut Jawa menunjukkan ada enam pipa berisiko tinggi yang perlu diturunkan risikonya ke tingkat yang dapat diterima. Tahapan penanganan risiko dimulai dengan membuat program pemeliharaan enam pipa berisiko tinggi berdasarkan indeks paling kritikal yang dihasilkan dari penilaian risiko, yaitu korosi. Ada 10 tindakan pencegahan dan 2 tindakan mitigasi sebagai usulan program yang harus dikomunikasikan kepada pihak yang berkepentingan agar risiko kebocoran pipa penyalur utama dapat dikurangi. Salah satu tindakan pencegahan kebocoran yang diusulkan adalah penggantian pipa penyalur 16 MOL M-J sebagai prioritas utama.

---

Oil and gas exploration and production activities in the Arjuna Field, Java Sea, owned by PT XYZ began in the 1970s. A total of 192 subsea pipelines in this field are still being operated to transport oil and gas product and 75% of them are over 25 years old. There are around 17 cases of subsea pipeline incident at Arjuna Field per year which occur mainly in the 25`s year old pipelines. The incident has a significant impact in terms of safety, environment and oil and gas bussiness. Maintenance program for these pipelines require expensive cost and resources thus need prioritization. The aims of this research is to assess risk profile of aging 10 subsea oil and gas pipelines in PT. XYZ and provide risk mitigation action plan. The Kent Muhlbauers index method is used combined with companys risk matrix method. The index method uses four indexes related to the failure of the subsea pipeline system: the third-party damage index, corrosion index, design index, and incorrect operations index for probability assessment, continue with consequence assessment using leak impact factor. Then its converted to probability of failure (PoF) and consequence of failure (CoF). The calculations and mapping results risk ranking and relative risk which is used as a basis of pipeline maintenance program prioritization. The final risk assessment result of subsea pipeline in PT. XYZ shows six high risk pipelines which require risk reduction action plan to reduce the risk into acceptable level. The pipeline maintenance program is made based the most critical index, corrosion, resulting from the assessment. The program proposes 10 preventive and 2 mitigation measures that must be communicated to each responsible parties so that risk of hydrocarbon leak can be minimized. The replacement of 16 MOL M-J is proposed as a top priority of pipeline replacement program.