Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pengembangan lapangan stranded menjadi perhatian utama saat ini, bagaimana menjadikannya sebagai asset yang berharga. Operator blok offshore Natuna berupaya keras dalam melakukan evaluasi terhadap dua lapangan temuan minyak dan gas bumi yang belum dikembangkan, yang teridentifikasi sebagai lapangan marjinal yang memiliki cadangan kecil, jauh dari infrastrutur, biaya pengembangan tinggi dan sisa durasi umur PSC yang pendek. Tujuan dari kajian ini adalah memonetisasi asset yang belum dikembangkan agar dapat memberikan nilai tambah yang maksimal baik bagi Pemerintah maupun Kontraktor KKS dengan menentukan desain fasilitas produksi, nilai keekonomian dan akhirnya memilih skenario pengembangan terbaik. Melalui analisa tekno-ekonomi melalui implementasi teknologi tepat guna, menilai skenario pengembangan dan mengubah cara pandang dalam perspektif keekonomian sebagai metode riset. Hasil kajian ini menunjukkan bahwa skenario pengembangan secara terintegrasi memberikan nilai ekonomi terbaik pada IRR 18,5% dan NPV Kontraktor sebesar US$44,5 Juta dengan estimasi Pendapatan Pemerintah hingga 39,7%, dengan demikian melalui kajian ini berhasil mengubah paradigma lapangan stranded yang marjinal menjadi asset produktif yang berharga.

---

Nowadays, the development of the stranded oil and gas field has become the main concern, how to make it a valuable asset. The Natuna offshore block operator is doing a deep evaluation of two undeveloped oil and gas discovery fields that are identified as marginal fields, which have a small reserve, a remote area, high development costs, and a short remaining PSC expiry duration. The purpose of this study is to monetize undeveloped assets in order to provide maximum added value for the government and PSC contractors by determining facility design and economic values and finally selecting the best development scenario. Through the techno-economic analysis using the implementation of fit-for-purpose technology, assessing development scenarios, and changing economic perspectives as a research methodology, the results of this study show that an integrated development scenario provides best economic value at IRR 18,5% and NPV Kontraktor US$44,5 Juta with Government Take up to 39,7%; therefore, the study has successfully changed the paradigm of stranded fields, which are marginal, into valuable productive assets."

"Pada masa lalu pengembangan wilayah eksplorasi migas tidak terlalu komplek, namun seiring perjalanan waktu cadangan reservoar yang tersisa memiliki tingkat kompleksitas tinggi dan dikategorikan marginal. Perlu upaya ekstra untuk dapat mengembangkan wilayah marginal menjadi proyek bernilai ekonomis. Lapangan X adalah ladang minyak berlilin marginal yang tidak memiliki kecukupan tekanan reservoar, sementara Y adalah lapangan gas kecil terletak tidak jauh dari X. Dalam penelitian ini penulis menyajikan skema pengembangan terintegrasi antara lapangan minyak marginal X dengan memanfaatkan produksi gas lapangan Y, untuk injeksi, gas angkat dan bahan bakar.Tahapan metodologi 1. menentukan parameter penyusun kerangka dasar, 2. merangkai menjadi beberapa konfigurasi, 3. kajian teknis, 4. kajian ekonomi. Hasil yang belum optimal mendorong dilakukannya rekayasa teknik, yaitu integrasi dengan ladang gas Y. Opsi tunggal terpilih disimulasikan terhadap parameter sensitifitas untuk mengetahui titik kritis operasi. 5. Optimasi manajemen resiko melalui lokakarya HAZID/ HAZOPS guna melihat dan memastikan sistem telah memiliki proteksi yang baik.Total investasi (USD) CAPEX 270 MM dan OPEX 340 MM, mampu menghasilkan pendapatan 1,068 MM, porsi Pemerintah 349 MM (33%), porsi Kontraktor 110 MM (10%), cost recovery 609 MM (57%), IRR 12.8% dan POT 3.8 tahun. Usulan proyek menguntungkan, biaya investasi dapat dikembalikan dalam 3.8 tahun dan terus menghasilkan aliran modal positif selama jangka waktu operasi.Kesimpulan bahwa pengembangan lapangan minyak marginal X dengan pengurasan sekunder, kontrol sumur permukaan dengan MFP, fasilitas sewa FPSO yang terintegrasi dengan lapangan gas Y adalah skema paling optimum yang mampu memberikan aliran dana dan finansial paling menarik bagi Pemerintah maupun Kontraktor.

---

Pass decade, development to find oil and gas sources seem not complicated, but over the time remaining reserves become more difficult and could be categorized as marginal, required high effort to develop marginal field become an economical project. X is marginal waxy oil field which didnt have enough internal reservoir pressure. While Y is small gas reserve near to X. In this research, editor present integrated development scheme between marginal oil field X by utilizing gas production from Y for gas injection, gas lift and source of fuel.

Methodology of research: 1. determining basic parameters of concept, 2. assembly into a number of configurations, 3. technical study, 4. economical study. Since the result was still not optimum, it encourage editor to create value added engineering by performing integrate development with gas Y field. Simulation of sensitivity on single option selected been performed to obtain critical points of operation. 5. Optimization of risk management thru HAZID/ HAZOPS workshop, shall be performed to see and to ensure designed system embedded with sufficient protection.

Investment (USD) CAPEX 270 MM and OPEX 340 MM, could generate revenue 1,068 MM, Government portion 349 MM (33%), Contractor portion 110 MM (10%), cost recovery 609 MM (57%), IRR 12.8% and POT 3.8 years. Proposal is valuable, investment could be back within 3.8 years and will generate positive cash flow among time of operation.

Development scheme of marginal oil field X with secondary drainage, wellhead with topsite MPF, facility with lease FPSO and integrated with field gas Y is the most optimum solution that could give the best cash flow and financial benefit for both Government and Contractor."

"Pengembangan lapangan migas marjinal wilayah lepas pantai pada skema Production Sharing Contract (PSC) gross split memiliki tantangan teknis dan ekonomis. Pada penelitian ini berfokus pada analisis secara ekonomis terhadap pengembangan lapangan migas lepas pantai marjinal. Metode pengembangan lapangan menggunakan tiga skenario yaitu skenario I dengan Konvensional Platform; skenario II dengan Floating Production Storage and Offloading (FPSO); skenario III dengan Sea Moveable Platform (SMP). Analisis ekonomis menggunakan indikator penganggaran modal, seperti NPV, IRR, dan Payback Period. Evaluasi keekonomian dilakukan untuk mencari metode terbaik pengembangan lapangan migas marjinal dengan menerapkan skema PSC Gross Split. Diharapkan dari skenario pengembangan tersebut, mampu meningkatkan keekonomian perusahaan. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas untuk mengetahui sensitivitas perubahan parameter berikut: biaya kapital (CAPEX), biaya operasi produksi (OPEX), dan harga minyak dan gas berpengaruh terhadap nilai NPV, IRR, dan bagian pemerintah. Hasil penelitian menunjukkan bahwa skenario terbaik adalah Skenario I untuk produksi 7 tahun maupun produksi 10 tahun. Analisis keekonomian menunjukkan bahwa Skenario I dengan waktu produksi 7 tahun memberikan NPV sebesar USD 37,6 juta, IRR sebesar 30,1% dengan Payback Period 3 tahun. Sedangkan untuk waktu produksi 10 tahun diperoleh NPV sebesar USD 35,9 juta, IRR sebesar 25,2% dengan Payback Period 3 tahun.

---

The development of marginal oil and gas fields in the offshore area in the gross split Production Sharing Contract (PSC) scheme has technical and economic challenges. This research focuses on economic analysis of the development of marginal offshore oil and gas fields. The field development method uses three scenarios, scenario I with Conventional Platforms; scenario II with Floating Production Storage and Offloading (FPSO); scenario III with Sea Moveable Platform (SMP). The duration of production time uses 7 years and 10 years. Economic analysis uses capital budgeting indicators, such as NPV, IRR, and Payback Period. An economic evaluation was carried out to find the best method for developing marginal oil and gas fields by applying the Gross Split PSC scheme. It is expected from the development scenario, it can improve the companys economy. The sensitivity analysis is then performed to determine the sensitivity of the following parameter changes: capital costs (CAPEX), production operating costs (OPEX), and oil and gas prices affect the value of NPV, IRR and the Government take. The results show that the best scenario is Scenario I both of production time 7 years and 10 years. The economic analysis show that Scenario I with production time 7 years is attributed to NPV of USD 37.6 million, IRR of 30.1% with Payback Period of 3 years. While for production time 10 years, NPV of USD 35.9 million, IRR of 25.2% with Payback Period of 3 years.

"

"Skripsi ini membahas mengenai bagaimana peraturan pemberian insentif Lapangan Minyak Marginal di Indonesia dan bagaimana dampak hukum ketiadaan Klausula Insentif Investasi dalam Production Sharing Contract dalam industri hulu minyak di Indonesia. Penelitian ini menggunakan pendekatan yuridis normatif. Penulis memperoleh kesimpulan bahwa insentif Lapangan Minyak Marginal di Indonesia dapat diberikan apabila dilakukan pengajuan permohonan oleh Kontraktor di mana Lapangan Minyak memiliki Rate of Return kurang dari 15 persen dan memiliki Klausula Insentif Investasi pada Production Sharing Contractnya untuk menjadi persyaratan dapat dilakukannya permohonan kepada SKK MIGAS. Ketiadaan Klausula Insentif Investasi menyebabkan tidak dapat di lakukannya permohonan Insentif Lapangan Minyak Marginal kepada SKK MIGAS.

---

This thesis discussed the regulation of incentivising oil marginal fields developments in Indonesia and the legal impact of the absence of investment credit clause in Production Sharing Contract in Indonesian oil upstream Industry. Normative juridicial was the research method used within this thesis. Author concluded that in order for the Contractor(s) to be able to submit a request for incentives for marginal fields to SKK MIGAS they have to fulfill the requirements namely having Investment Credit Clause in its Production Sharing Contract. The absence of investment credit clause would preclude the Contractor to submit any incentives for marginal fields to SKK MIGAS."

"Potensi minyak kelapa sawit Indonesia yang begitu besar mendorong berkembangnya berbagai macam usaha untuk meningkatkan nilai tambah bagi kelapa sawit. Salah satu cara untuk meningkatkan nilai tambah bagi kelapa sawit adalah pembuatan minyak DAG yang berbahan dasar minyak sawit. Minyak DAG merupakan minyak untuk kesehatan. Minyak DAG dapat berfungsi menurunkan kadar lemak dalam tubuh. Pembuatan minyak DAG dapat dilakukan baik melalui rute hidrolisis, rute esterifikasi, maupun kombinasi dari keduanya. Dalam studi ini akan dilakukan analisa secara tekno-ekonomi produksi minyak DAG di Indonesia. Metode untuk memproduksi minyak DAG yang dilakukan adalah kombinasi parsial hidrolisis dan esterifikasi yang dilakukan di dalam hollow fiber reactor dengan bantuan biokatalis. Hasil studi ini akan memberikan saran apakah pembangunan pabrik untuk memproduksi DAG di Indonesia layak secara ekonomi atau tidak.

---

Indonesian palm oil potential was so great that encourage the development of a variety of efforts to increase the added value of palm oil. One way to increase the added value for palm oil is the production of DAG oil which is a palm oil-based. DAG oil is the health cooking oil. DAG oil can lower levels of fat in the body. DAG oil production is can be done either through the route hydrolysis, esterification route, or a combination of both.

In this study, analysis will be done in techno-economic of DAG oil production in Indonesia. Method for producing DAG oil is the combination of partial hydrolysis and esterification carried out in the hollow fiber reactor with the help of biokatalis. The results of this study will provide advice on whether the construction of factories for the production of DAG in Indonesia economically feasible or not."

"Banyak para pengamat perminyakan meramalkan bahwa Indonesia, yang sekarang erupakan produsen minyak terbesar ke 16 didunia dengan tingkat produksi rata-rata sebesar 5 juta barrel per liari, akan menjadi negara net importir minyak pada awal taluin 2000-an mti. Prakiraan ini dibuat dengan asumsi : I) periumbuhan tingkat konsumsi bahan bakar inyak (BBM) dalam negeri selama beberapa tahun terakhir yang rata-rata berkisar sebesar 8% :r tahun, dan 2) lidak ditemukannya cadangan minyak baai dengan jumlah besar. Namun demikian prakiraan diatas mungkin tidak akan terjadi secepat itu. Hal im nungkinkan karena : 1) adanya krisis ekonomi yang dialami Indonesia semenjak pertengahan inn 1997 yang berdampak terhadap konsumsi BBM dalam negeri, 2) penemuan dan ngembangan cadangan minyak bam dengan jumlah cadangan yang sedang, 3) penemuan dangan gas bumi yang kemudian diproduksi dan ditukar dengan minyak burnt, yang tadinya ;unakan untuk bahan bakar, untuk diekspor, dan 4) besarnya cadangan minyak yang :alegorikan marjinal yang telah lama ditemukan tapi bellim diproduksi dan berpotensi untuk a diproduksi jika Pemerintah memberikan insentif yang bisa nieningkatkan nilai keekonomian angan marjinal tersebut. Krisis ekonomi yang dialami Indonesia disamping mengurangi tingkat konsumsi BBM a telah menjadikan sektor minyak dan gas bumi kembali menjadi tumpuan Pumerintah untuk ndapatkan devisa dan untuk sumber penerimaan bagi anggaran, pendapaian dan belanja ;ara (APBN). Hal ini dimungkinkan karena sektor minyak dan gas bumi Indonesia memiliki mgyulan komparatif dan kompetitif dibandingkan sektor industri lainnya karena sektor ninyak dan gas bumi merupakan industri yang berbasis sumber alam (resource bawd) dan arenanya harga bahan bakunya tidak terkena dampak krisis ekonomi. Disamping itu dengan ngkat upah dan harga jasa yang relalif murah dibandingkan di negara lainnya, industri minyak an gas bumi di Indonesia memiiiki biaya operas! yang lebih murah dibandingkan dengan eberapa negara lainnya. Lebih dari 90% produksi minyak dan gas bumi Indonesia dihasilkan oleh perusahaan iing mitra kerja Pertamina dengan sistem kontrak bagi hasil. Sebagai perusahaan asing, yang ?nurnnya merupakan perusaliaan publik, mereka mempunyai mi si untuk meningkatkan ikayaan pemegang sahamnya (max i mi zing shareholder's wealth). Oleh karena itulah maka pangan inarjinal yang telah mereka temukan, yang menu rut perkiraan ada piiluhan jumlahnya :ngan cadangan mendekati setengali milyar barrel, belum dikembatigkan karena nilai :ekonomiannya tidak baik (tidak menguntungkan perusahaan) jika hanya ketentuan umum ng diberlakukan. Oleh karena itu maka ketentuan khusus dan insentif tertentu perlu jerlakukan. Tulisan ini akan membahas salah satu alat yang dipakai oleh manajemen dalam ngambilan keputusan investasi yaitu analisa keekonomian yang difokuskan pada empat rameter yang umum dipakai di sektor industri minyak yaitu analisa Nvi /'resent Value (Nl'l'J, entol Rale of Return (IRR), Payback Period (PB) dan Profitability Imkx (PI). Analisa ikonomian ini digunakan untuk membahas suatu kasus lapangan minyak marjinal yang dikelola oleh salah satu kontraktor bagi hasil Pertamina ("PC Oil Company"). Dalam bahasan analisa keekonomian lapangan marjinal ini akan lerlihat bah\va tiga lapangan irjinal dengan total jumlah cadangan minyak terbukti sebesar 6,2 juia barrel dan potensi nbahan sebesar antara 6,4 sampai 15,8 juta barrel tidak ekonomis untuk dikembangkan ngan ketentuan umum yang berlaku dalam kontrak bagi hasil Pertamina. Namun dengan milihan teknologi dan waktu pengernbangan yang tepat oleh kontraktor bagi hasil dan mberian insentif oleh Peinerintah/Pertainina, maka keliga lapangan marjinal ini layak :embangkan karena hasil NPV, 1RR, PB dan PI semuanya memenuhi kriteria invesiasi oisahaan. Dalam tulisan ini juga dibahas analisa sensitivitas untuk mengetahui dampak iibahan harga minyak terhadap nilai keekonomian investasi ketiga lapangan ini dan analisa :konomian paska proyek untuk mengetahui nilai keekonomian ketiga lapangan ini setelah ih dari setahun berproduksi. Dari hasil analisa keekonomian paska proyek terlihat bahwa xitusan dan visi Pemerintah/Pertamina untuk menyetujui pemberian insentif untuk igembangan proyek ini adalah keputusan yang tepat karena keekonomian ketiga lapangan ini ib baik dan yang diperkirakan sebelumnya karena jumlah cadangan terbukti yang bisa roduksi lebih besar dan harga yang didapatkan selama setahun pertama produksi juga lebih k. Sebagian besar (85%) tambahan keuntungan (incrnntentctl profit) ini akan menjadi bagian nerin tali/Pert amina sesuai dengan prinsip bagi hasil 85-15. Tambahan pendapatan dan devisa erti ini sangat dibutuhkan Indonesia selama masa krisis ekonomi yang pemulihannya erkirakan akan memakan waktu beberapa tahun lagi."

"ABSTRAKPenelitian ini difokuskan pada analisa korosi pipa trunk line yangmenyebabkan pipa diganti dalam waktu 8 tahun dari 15 tahun rencana desain.Material baja API 5L Grade B dalam kondisi belum terpakai dan yang terkorosidianalisis secara fisik dan mekanik menggunakan uji metalografi, uji tarik, ujikomposisi kimia, Scanning electron microscopy-Energy Dispersive Spectroscopy(SEM-EDS), Difraksi Sinar-X (XRD), kemudian uji korosi dengan metodepolarisasi. Pada sampel belum terpakai diperoleh nilai laju korosi 0,0531 mmpydan sampel terkorosi diperoleh nilai 0,1377 mmpy. Juga terbentuk fasa Fe3O4(magnetite), FeS (besi sulfida) dan SiO2 (silika). Hasil data di lapangan berupakondisi sekitar jalur pipa trunk line dan laju korosi yang dihasilkan akibatpenurunan ketebalan menghasilkan data sisa umur pakai aktual yang dibandingkandengan sisa umur pakai sampel hasil pengujian.

---

ABSTRACTThis research focused on the trunk line corrosion analysis that has causedpipe replacement within 8 years instead of 15 years design lifetime. Samples ofAPI 5L Grade B material were analyzed with physical and mechanical tests usingmetallographic, tensile testing, chemical composition test, scanning electronmicroscopy-energy dispersive spectroscopy (SEM-EDS), X-Ray difraction (XRD),then polarization corrosion test. On the new unused sample obtained corrosion Adeof 0.0531 mmpy and corroded sample obtained 0.1377 mmpy. Also formed phaseFe3O4 ( magnetite ) , FeS ( iron sulfide ) and SiO2 ( silica ). The results of fielddata in the form of conditions around the trunk line area and the pipeline corrosionrate generated due to decreased thickness obtained the actual remaining life datacompared with the remaining lifetime of the sample test"

"Lapangan "Bonjour" adalah salah satu dari sedikit lapangan eksplorasi yang merupakan konsesi kerja VICO Indonesia di areal Delta Mahakam yang sampai saat ini tidak dikembangkan sebagai lapangan produksi. Penyebab utama-nya adalah karena kedua sumur eksplorasi di struktur ini, yaitu La Mare 01 (LAM01) yang dibor pada September 1973 dan La Mare 02 (LAM02) pada Oktober 1975, tidak menunjukkan hasil yang menggembirakan, sehingga lapangan ini kemudian di klasifikasikan sebagai lapangan marginal. Survei seismik 3D kemudian dilakukan pada tahun 1997, yang kemudian dilanjutkan dengan reprocessing pada tahun 1998 sampai dengan tahun 1999. Tetapi ketiadaan data akustik berupa shear wave pada kedua sumur tua tersebut menyebabkan sampai saat ini berbagai analisa yang dilakukan selalu hanya seputar pada analisa amplitudo dan impedansi akustik dengan data compressional sonic wave. Berbagai studi yang kemudian dilakukan di lapangan ini tidak cukup meyakinkan untuk melakukan pemboran sumur baru yang sangat dibutuhkan terutama untuk mendapatkan data shear wave sebagai dasar untuk mendapatkan nilai impedansi elastik yang sangat penting dalam karakterisasi reservoar untuk mendefinisikan keberadaan reservoir gas. Studi ini merupakan integrasi antara ilmu geologi dan geofisika dalam melakukan analisa seismik 3D Lapangan Bonjour. Identifikasi pola-pola channel yang merupakan rumah dari reservoir dilakukan pada penampang seismik melalui analisa fasies seismik, sementara penyebaran reservoir batupasir berhasil diidentifikasikan dengan hasil analisa inversi impedansi akustik dan kandungan gas pada reservoir teridentifikasi dengan hasil inversi Pwave dari log sonik dan inversi densitas dari log density. Penelitian telah berhasil mengidentifikasi channel-channel yang dilalui sumur pemboran dan keberadaan channel-channel gas yang tidak terdeteksi oleh studi-studi sebelumnya, sehingga akan digunakan sebagai acuan untuk pengusulan sumur bor selanjutnya di lapangan ini.

---

"Bonjour" Field is one of VICO Indonesia's consessions area in Mahakam Delta, which is not developed as producing field until today. The main reason is because two exploration wells, which was drilled (La Mare 1 (september 1973) and La Mare 2 (October 1975)) were not giving promising results and made it classified as a marginal field.

3D seismic survey were then performed in 1997, which was continued with reprocessing activity from 1998 to 1999. The absent of shear wave sonic data from both wells has made all previous and current seismic analysis for this field were focused on amplitude analysis and accoustic impedance using compressional sonic wave data.

All previous study were not enough to enhance confidence level in drilling new wells for further data acquisition program such as shear wave sonic, which is very important for reservoir characterization analysis to identify gas reservoirs.

In this study, were integrate geology and geophysic analysis in Bonjour Field 3D seismic data. Channels were firstly identified from seismic sections throughout seismic fasies analysis, which then laterally shown by using accoustic impedance as a result of seismic inversion analysis, while the gas contents were detected using P-wave and density inversion.

The Study has successfully identified channels detected from well, also gas channels which were not identified from previous studies, and it going to be used as preliminary justification for next driliing activities in the field."

"ABSTRAKNama : Paul Mangiring Ganda Parulian Butar ButarProgram Studi : Magister Keselamatan dan Kesehatan KerjaJudul : Analisa Emergency Management Kontraktor Konstruksipada Perusahaan Minyak dan Gas di Fasilitas Offshore yangTerintegrasiPembimbing : Prof. Dra. Fatma Lestari, MSi, PhDFasilitas Offshore dari perusahaan gas dan bumi pada umumnya berusia tua,membutuhkan perawatan serta penggantian pada beberapa bagian yang sudah rapuh danberkarat. Penggantian ini dikerjakan oleh perusahaan konstruksi dimana salah saturisiko yang tergolong besar adalah terjadinya kejadian gawat darurat seperti ledakan,kebakaran yang terjadi saat pekerjaan sedang berlangsung.Oleh karena itu kontraktor harus memiliki sistem tanggap darurat dan telah diterapkandengan baik untuk memastikan para pengsusaha dan pekerja mengetahui kemanamereka harus pergi dan memahami bagaimana memastikan diri mereka aman ketikasebuah kondisi darurat terjadi ISO22320 .Untuk itu perusahaan minyak dan gas bumi harus memastikan pihak kontraktormemiliki sistem manajemen tanggap darurat yang baik, maka diperlukan suatu standardyang cukup baik yang digunakan untuk menilai apakah emergency management yangdimiliki oleh perusahaan kontraktor cukup baik dalam melindungi manpower, asetperusahaan. CSMS merupakan system yang digunakan saat ini untuk mendapatkankontraktor yang sesuai dengan kebutuhan. Tetapi karena aktivitas yang semakinmeningkat dengan tingkat resiko yang juga semakin tinggi CSMS dirasakan perludilakukan perubahan. Salah satu perubahan CSMS yang di sarankan adalah pada bagianEmergency Management karena menyangkut kesiapsiagaan perusahaan dalammenangai bahaya dari mulai penilaian resiko, mitigasi sampai upaya pemulihan keadaansampai normal kembali baik dari sisi manpower, asset dan system. Untuk itu dilakukanpenggabungan NFPA 1600 edisi 2016, FEMA, ISRS Level 8 proses 12, ISO 45001 danviiISO 22320 yang djadikan tolak ukur dalam menilai kemampuan dari kontraktor dalammenangani management keadaan daruratPenelitian ini menggunakan desain studi deskriptif dengan pendekatan kualitatif.Hasil penelitian menyarankan harus di lakukan monitoring yang lebih baik lagi terhadappara kontraktor di lingkungan perusahaan Oil dan Gas agar pelaksanaan managemenemergensi tidak hanya di awal project saja tetapi sepanjang project berlangsung.Beberapa hal yang diperlukan adalah pembuatan risk assessment dengan lebih detail,business impact analisa yang perlu diterapkan dandisarankan agar dapatdipertimbangkan menggantikan CSMS pada bagian Emergency Management denganhasil penelitian ini yang merupakan penggabungan NFPA 1600 edisi 2016, FEMA,ISRS Level 8 proses 12, ISO 4500, PTK 005 dan ISO 22320Kata kunci:Gawat Darurat, Tanggap Darurat, Manajemen tanggap darurat NFPA 1600 edisi 2016,FEMA, ISRS Level 8 proses 12, ISO 4500, PTK 005 dan ISO 22320

---

ABSTRACTNama Paul Mangiring Ganda Parulian Butar ButarProgram Studi Magister Keselamatan dan Kesehatan KerjaJudul Analysis of Emergency Management Construction Contractorat Oil and Gas Company in an Integrated Offshore FacilityPembimbing Prof. Dra. Fatma Lestari, MSi, PhDThe Offshore facility of Oil and Gas Company is generally old, requiring maintenanceand replacement in some fragile and rusty parts. This replacement is done by aconstruction company where one of the risks that is large is the occurrence ofemergency events such as explosions, fires that occur during work is under way.Contractors therefore should have an emergency response system and be wellimplemented to ensure that employers and workers know where to go and understandhow to make sure they are safe when an emergency occurs ISO22320 .For that purpose, the oil and gas company must ensure that the contractor has a goodemergency management system, a good standard is needed to assess whether theemergency management owned by the contracting company is good enough to protectthe manpower, the company 39 s assets. CSMS is a system that is used today to get theappropriate contractor to the needs. But because of the ever increasing activity with ahigher level of risk, CSMS is deemed necessary to change. One of the proposed CSMSchanges is in the Emergency Management section because it involves the company 39 spreparedness in mitigating the danger from starting risk assessment, mitigation torecovery effort until normal returns from manpower, asset and system side. For thatpurpose, the merger of NFPA 1600 edition 2016, FEMA, ISRS Level 8 process 12, ISO45001 and ISO 22320 are used as benchmarks in assessing the ability of contractors inhandling emergency management.Some of the things required are the making of risk assessment in more detail, businessimpact analysis that needs to be applied and it is suggested to consider replacing CSMSin Emergency Management section with the result of this research which is theixincorporation of NFPA 1600 edition 2016, FEMA, ISRS Level 8 process 12, ISO 4500 ,PTK 005 and ISO 22320Keywords Emergency, Emergency Response, Emergency Management, NFPA 1600 edisi 2016,FEMA, ISRS Level 8 proses 12, ISO 4500, PTK 005 dan ISO 22320"