Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKKeselamatan dari bahaya arc flash telah menjadi persyaratan dalam pengoperasiansuatu instalasi listrik di lapangan migas lepas pantai. Kejadian arc flash tidak hanyamengancam keselamatan pekerja dan fasilitas tersebut tetapi juga bisa mengakibatkankegagalan produksi yang sangat mahal. Salah satu cara untuk mengurangi bahaya arc flashini ialah menurunkan trip setting alat proteksi sehingga alat proteksi bisa berkerja secepatmungkin untuk menghilangkan kejadian arc flash. Namun penurunan trip setting alat proteksiini harus optimal sehingga tetap bisa menjamin kehandalan alat proteksi terhadap ganguan,selain juga bisa mengurangi energi arc flash. Pada penelitian ini dilakukan analisispengurangan energi arc flash dengan mengoptimasi koordinasi alat proteksi pada instalasilistrik di lapangan ABC, sebuah lapangan migas lepas pantai di Laut Natuna. Hasil analisismemperlihatkan energi arc flash system bisa dikurangi sampai batas yang diperbolehkantanpa mengorbankan kehandalan alat proteksi terhadap gangguan. Pada bagian akhirdipaparkan analisis ekonomi yang memperlihatkan pengurangan energi arc flash denganoptimasi koordinasi alat proteksi di lapangan migas ABC dapat diterima secara bisnis karenamemberikan keuntungan yaitu mengurangi biaya tidak tetap akibat kejadian arc flash denganNPV (Net Present Value) sebesar USD 675.932.

---

ABSTRACTElectrical safety from arc flash hazard has become requirement for operation of anoffshore oil platform. During it?s operation, arc flash is always become potential hazard thatnot only threaten personal and facility safety, but also can cause very expensive productionloss. One solution to reduce arc flash hazard is reducing protection device trip setting tomake it working faster to isolate fault. But reducing protection devices shall be optimum thatit shall be able to maintain reliability from inadvertant trip as well as reducing arc flashenergy. In this research, analysis of arc flash reduction by optimizing protection devicecoordination will be conducted at electrical instalation in field ABC, offshore oil platform inLaut Natuna. Study result shows optimizing protection device setting can reduce arc flashincident energy till meet allowable limit without sacrifice realiability of power supply. At theend, economical analysis is also carried out that shows above investment can be accepted dueto give benefit for preventing loss due to arc flash equivalent with cost NPV (Net PresentValue) USD 675.932."

"Efisiensi pada aktivitas distribusi, khususnya dalam permasalahan pengiriman bahan bakar minyak masih menjadi fokus utama perusahaan. Tujuan dari penelitian ini adalah menentukan rute yang efisien serta penjadwalan armada yang baik demi terciptanya penurunan biaya distribusi. Pada penyelesaian Vehicle Routing Problem ini, Tabu Search digunakan sebagai teknik pencarian solusi melalui model yang akan dirancang. Perancangan model distribusi diawali dengan membangun model matematis yang sesuai dengan proses operasional pengiriman bahan bakar minyak. Setelah itu, model matematis ditranslasikan ke dalam bahasa Visual Basic. Penelitian ini membandingkan data selama tujuh hari biaya distribusi yang dilakukan perusahaan dengan hasil dari model distribusi yang dirancang. Hasil dari model memberikan biaya distribusi yang lebih rendah sebesar 3,1% dibandingkan biaya distribusi yang dilakukan perusahaan.

---

Efficiency in distribution activities, especially in the case of fuel oil shipping is still the main focus of the company. The purpose of this study is to determine efficient routes and good fleet scheduling for the creation of reduced distribution costs. In solving this Vehicle Routing Problem, Tabu Search is used as a solution search technique through the model to be designed. The design of the distribution model begins with building a mathematical model that is suitable for the operational process of fuel oil delivery. After that, the mathematical model is translated into the Visual Basic language. This study compares data for seven days of distribution costs made by the company with the results of the distribution model designed. The results of the model give a lower distribution cost of 3.1% compared to the cost of distribution by the company."

"Fokus pada penelitian ini adalah melakukan kajian tekno-ekonomi sistem purifikasi minyaktransformer untuk industri migas lepas pantai. Tantangan yang dihadapi adalah merancangsebuah desain sistem purifikasi yang cocok untuk area operasi yang terbatas, tidakmengganggu operasi (secara online), dan dilakukan tanpa keluar dari pipa / sistemtransformer sesuai dengan regulasi yang berlaku (closed loop). Metodologi yang digunakanpada penelitian ini adalah menggunakan studi literatur penelitian-penelitian sebelumnya,penelusuran pasar, dan data kontrak yang berlaku di industri migas Indonesia. Kajiandiawali dengan melakukan review metode purifikasi yang dapat dilakukan secara onlinedan closed loop terhadap lima (5) metode antara lain: sedimentasi alami, filtrasi, adsorpsi,degassing & dehydration¸dan penambahan zat aditif. Metode-metode purifikasi yangmemenuhi syarat online dan closed loop (yaitu filtrasi, adsorpsi, dan degassing &dehydration) kemudian dikombinasikan menjadi tiga (3) sistem purifikasi dan dievaluasikesesuaiannya terhadap kontaminan. Penelitian ini menyimpulkan bahwa sistem purifikasiyang cocok untuk industri hulu migas lepas pantai Indonesia adalah kombinasi metodefiltrasi (pre-filter dan filter primer) – degassing & dehydration – filtrasi sekunder denganflow rate 10 liter per menit. Sistem yang paling sesuai adalah yang terdiri dari proses prefilterdan filtrasi primer yang memiliki kemampuan penyaringan partikel hinnga 50 mikrondan penurunan tekanan 0,01 MPa, dilanjutkan proses degassing & dehydration beroperasipada tekanan vakum -0,08 MPa gauge dan suhu 65 0C, dan diakhiri dengan filtrasi sekunderdengan spesifikasi filter sama dengan filtrasi pertama. Investasi sistem purifikasi ini cukupmurah dan ekonomis dengan biaya kapital Rp107.305.658,50, nilai IRR 43,33%, NPVRp340.315.914,00, dan payback period selama 2,47 tahun.

---

The focus of this research is to conduct techno-economic analysis for investment on

purification system of transformer oil in offshore oil and gas industry. The challenges of the

purification system are the design shall be appropriate for limited space area, no production

disruption (works online), and conducted without discharging from the pipe / transformer

system in accordance with regulations (closed loop). The methodology of this research is

conducting literature study and review to previous researches, market assessment, and

existing contract data which applied in oil & gas industri of Indonesia. The study begins

with a review to purification methods which can be conducted online and closed looply into

five (5) methods which are: natural sedimentation, filtration, adsorption, degassing &

dehydration¸ and the additives. Purification methods that meet the online and closed loop

requirements (which are filtration, adsorption, and degassing & dehydration) are then

combined into three (3) purification systems and evaluated for their contaminant suitability.

This research conclude that the most appropriate purification system is the combination of

filtration (pre-filter & primary filter) – degassing & dehydration – filtration methods with

flow rate 10 liters per minute. The most appropriate system is consisting of pre-filter and

primary filtration process which can filter the partikel up to 50 microns with drop pressure

0.01 MPa, followed by degassing & dehydration process which operated at pressure -0.08

MPa gauge and temperature 65 0C, and finalized by secondary filtration process with the

same specification with primary filter. The purification system investment is quite cheap

and economical with capital expenditure Rp107.305.658,50, IRR value 43,33%, NPV

Rp340.315.914,00, and payback period 2,47 years."

"Skripsi ini membahas mengenai sejauh apa negara pantai dapat menerapakan yurisdiksinya terhadap anjungan minyak lepas pantai yang terpancang di landas kontinennya. Penelitian ini berbentuk yuridis-normatif dengan desain deskriptif analitis, yang bertujuan untuk pemahaman lebih lanjut mengenai konsep yurisdiksi negara pantai terhadap anjungan minyak lepas pantai secara komprehensif baik dalam the 1958 Geneva Convention on the Continental Shelf, the 1982 United Convention on the Law of the Sea, dan hukum nasional negara pantai. Berdasarkan analisis yang telah dilakukan dalam kasus Arctic Sunrise (Kingdom of the Netherlands v. Russian Federation), negara pantai dalam menerapkan yurisdiksi pada anjungan minyak lepas pantai di landas kontinennya, tidak dapat diberlakukan sepenuhnya karena sudah berbatasan dengan rezim hukum laut lain yaitu rezim hukum laut lepas.

---

The focus of this study is about the extent to which a coastal state may exercise its jurisdiction to offshore oil platforms which fixed on its continental shelf. This normative juridical with analytical descriptive, is aim for the further understanding of the concept of jurisdiction of coastal states to offshore oil platforms comprehensively which regulated in the 1958 Geneva Convention on the Continental Shelf, the 1982 United Convention on the Law of the Sea and the national law of the coastal State. Based on the analysis that has been done in the case of the Arctic Sunrise (the Kingdom of the Netherlands v. Russian Federation), a coastal state in the exercise of its jurisdiction to offshore oil platforms on the continental shelf, can not be fully enforced because it is bordered by the other legal regime of the sea, which is high sea."

"ABSTRAKKilang LNG Terapung (FLNG) merupakan salah satu solusi yang efektif untukmonetisasi lapangan stranded gas. Pemilihan teknologi dan kapasitas LNGoptimal yang disesuaikan dengan jumlah cadangan gas terbukti, dibutuhkan untukmenghasilkan Pendapatan Negara (GT) yang optimal. Selain itu, denganmempertimbangkan kebutuhan energi dalam negeri yang terus meningkat, makariset ini juga melakukan optimisasi untuk mendapatkan persentase alokasi LNGdan harga LNG untuk domestik. Perhitungan optimisasi pada riset inimenggunakan program Microsoft Excel Solver dengan metode GRG Non-Linier.Pada kasus pengembangan FLNG di Blok Masela, Laut Arafura, Maluku, danasumsi cadangan gas terbukti sebesar 6 TCF, didapatkan Teknologi LNG yangoptimal adalah Single Mixed Refrigerant (SMR) dengan kapasitas optimal sekitar3 MTPA, dan berpotensi menghasilkan Pendapatan Negara (GT) selama masaproduksi 30 tahun sebesar US$ 31,9 Milyar. Hasil ini didapat dengan asumsipersentase optimal LNG untuk domestik sebesar 25% dari bagian gas Kontraktor,dengan harga 50% dari harga ekspor. Upaya lebih lanjut untuk memaksimalkanPenerimaan Negara, sekaligus juga Penerimaan Kontraktor adalah denganmenetapkan harga LNG untuk domestik yang sama dengan harga ekspor. Selainitu, hasil estimasi Biaya Pencairan Gas untuk FLNG adalah sekitar US$ 4 –5/MMBTU.

---

ABSTRACTFloating LNG (FLNG) is one of the effective solutions for monetizing strandedgas field. The selection of the optimum technology and capacity of LNG adjustedby proven gas reserves is needed to optimize Government Take (GT). Moreover,with consider domestic energy consumption continues to increase, objective of theresearch is also to obtain optimum LNG allocation for domestic and its price. Theoptimization done by using the Microsoft Excel Solver program with GRG Non-Linear Method.In case of FLNG development in Masela Block, Arafura Sea, Maluku, withassumption of proven gas reserves is 6 TCF, it results the optimum LNGtechnology is Single Mixed Refrigerant (SMR) with optimum capacity isapproximately 3 MTPA, and it potentially generates Government Take (GT)during 30-year production period is US$ 31.9 billion. These results were obtainedwith the assumption that optimum percentage of LNG for domestic is 25% ofContractor’s gas portion with a domestic price of 50% of the export price. Furtherefforts to maximize Government Take, as well as the economics of LNG, is to setthe domestic price equal with the export price. In addition, the estimation resultsfor FLNG Liquefaction Cost is approximately US$ 4 - 5/MMBTU."

"Perkembangan teknologi bidang kelautan semakin pesat seiring dengan kebutuhan zaman. Aktivitas eksploitasi sektor migas sudah merambah pada wilayah Deep Water sampai Ultra Deep Water. Namun pada realitasnya Indonesia belum mampu berperan aktif dalam pengembangan teknologi Mobile Offshore Platform Unit yang biasa digunakan untuk eksploitasi migas pada wilayah diatas. Hal ini dapat dilihat dari jenis anjungan yang digunakan pada eksploitasi migas lepas pantai masih banyak menggunakan struktur fixed platform dan lokasi eksploitasi masih terbatas pada wilayah perairan dangkal. Padahal Indonesia memiliki luas wilayah laut yang cukup besar, penggarapan cadangan migas pada wilayah perairan laut dalam harus mulai dilakukan, seperti di perairan Laut Arafura blok Masela yang diprediksi memiliki potensi gas alam hingga 20 tcf (trilion cubic feet) dan cadangan minyak bumi sebesar 24,36 mmstb (million stock tank barrels). Pada penelitian ini dilakukan studi kasus perancangan sebuah anjungan semi-submersible yang berfungsi sebagai Production Platform Unit yang digunakan pada eksploitasi migas di blok Masela, Laut Arafura. Rancangan tersebut dilengkapi dengan sistem pemosisian dinamik (dynamic positioning system) yang diuji pada skala model. Hasil dari eksperimen pada model uji tersebut digunakan untuk mengetahui tingkat akurasi dari penerapan sistem kontrol posisi Inertial Measurement Unit dan sensor ultrasonik terhadap beban lingkungan.

---

Technology development in marine sector has a rapid development in line with the needs of the era. The exploitation activity of oil and gas sector has been expanded to the deep sea area until ultra deep sea area. Whereas in reality, Indonesia is unable to contribute actively in the technology development of Mobile Offshore Platform Unit which used for oil and gas exploitation in those area. It can be seen on the fact that the exploitation of offshore oil and gas still use fixed structure and the location of platform exploitation still limited to the shallow water areas. While Indonesia has a large sea area, the cultivation of oil and gas reserves in the sea area should begin to planned carefully, as in the Arafura Sea Masela block which was predicted have potential of natural gas reach out 20 tcf (trilion cubic feet), the petroleum reserves by 24, 36 MMSTB (million stock tank barrels). In this study, there is a study case of semi-submersible rig design that serves as a Production Platform unit used in oil and gas exploitation in the Masela Block, the Arafura Sea. The design is completed with a dynamic positioning system (DPS) which has been tested at scale models. Results of experiments on the test model is used to determine the accuracy of the application of a simple position control system that is using The Measurement Inertial Unit and ultrasonic sensors on the environment resistance."

"Untuk dapat memenuhi kebutuhan minyak bumi di Indonesia perlu dilakukan peningkatan dalam kehandalan kilang dan perlu adanya penambahan air agar dapat mempermudah aliran crude oil dalam pipa. Namun, air yang teremulsi dalam crude oil akan mengganggu proses distilasi, sehingga dilakukan penambahan zat pengemulsi atau demulsifier dengan tujuan untuk mengurangi kadar air, garam dan impuritis yang terdapat dalam crude oil dalam proses dehidrasi. Untuk mengetahui sejauh mana kinerja demulsifier A dan B dalam mengikat air dan salt pada crude oil walio, cemara dan High Pour Point Oil (HPPO), dilakukan pencampuran demufsifier ke dalam crude oil pada suhu 60 “C dan konsentrasi demulsifier 2, 5, 10 dan 15 ppm. Adapun pengujian karakteristik sifat fisik crude oil sebelum dan setelah penambahan demulsfier dilakukan menggunakan metode ASTM dengan analisa pour point, salt content, water content, basic and sediment waler, spesifik gravity dan viskositas. Hasil pengujian membuktikan bahwa dengan penambahan demulsifier A dan B akan mempengaruhi sifat fisika dari setiap crude oil walio, cemara dan HPPO. Penambahan konsentrasi dan jenis demulsifier yang dipilih tergantung dari jenis crude oil yang digunakan. Dan berdasarkan pengujian yang dilakukan dapat disimpulkan bahwa untuk crude oil walio menggunakan demuIsifer B, sedangkan crude oil cemara menggunakan demulsifier A dan crude oil HPPO menggunakan demulsifier A."

"Gangguan satu fasa ke tanah terjadi pada kabel bawah laut yang menghubungkan Pabelokan ke Nora. Gangguan ini seharusnya dapat segera diatasi oleh rele arus lebih pada penyulang Pabl – Nora dalam waktu 0,593 sekon. Akan tetapi, hal itu justru tidak terjadi dan malah menyebabkan seluruh area selatan, beberapa daerah area utara juga tengah mengalami pemadaman. Dalam skripsi ini, akan disimulasikan tiga kondisi arus gangguan yang berbeda – beda yaitu 397 A, 795 A dan 1,19 kA yang berasal dari kombinasi kontribusi arus gangguan oleh tiga generator yang bekerja. Ketidakseimbangan tegangan terjadi selama gangguan sehingga menyebabkan surge arrester pada G101B pecah. Kontribusi arus gangguan pun turun menjadi 397 A karena G101C memang tidak diaktifkan untuk bekerja. Nilai arus gangguan yang kecil ini membuat waktu tunda rele arus lebih IAC-53 pada feeder Pabelokan Nora beroperasi setelah 25 sekon. Nilai ini lebih lama daripada waktu yang dibutuhkan oleh rele SR489 untuk bekerja dengan nilai arus gangguan yang sama yaitu 8,31 sekon. Hal ini menyebabkan generator G101A lebih dahulu mengalami trip karena ground fault rele. Oleh karena itu, pengaturan nilai pick up arus gangguan dan waktu kerja rele pun harus diatur lebih cepat lagi yaitu pada kisaran 5 sekon untuk nilai arus yang sama agar kejadian serupa tidak terulang lagi.

---

Phase to ground fault happened to the subsea cable that connected Pabelokan to Nora. This fault should be cleared by Over c urrent relay at Pabl- Nora feeder in 0,593 second. Nevertheless, it didn’t work that way instead it caused all the south area and some of central and north area was shutdown. There will be three conditions of fault current that will be simulated on this simulation which are 397 A, 795 A and 1,19 kA that is coming from the combination of three generators that worked. The unbalanced voltage that happened when fault is inserted caused surge arrester in G101B blown up. The current fault decreased and it was 397 A because G101C was not work from the first, due to repairement. The fault current value that is so small caused delay in IAC-53 reay at Pabl-Nora feeder. This rele worked after 25 seconds. This value is longer than the time that SR489 relay needed to work at the exactly same fault current that is 8,31 seconds. It is caused generator G101A tripped by ground fault relay. As the solution, pick up current and time delay setting must be set faster that is about 5 seconds for the same value of current fault so this kind of things is not going to happened again."

"Offshore safety management, second edition provides an experienced engineer's perspective on the new Safety and environmental system (SEMS) regulations for offshore oil and gas drilling, how they compare to prior regulations, and how to implement the new standards seamlessly and efficiently. The second edition is greatly expanded, with increased coverage of technical areas such as engineering standards and drilling, and procedural areas such as safety cases and formal safety assessments. The new material both complements the SEMS coverage and increases the book's relevance to a global audience.Following the explosion, fire, and sinking of the Deepwater Horizon floating drilling rig in April 2010, the Bureau of Ocean Energy Management, Regulations, and Enforcement (BOEMRE) issued many new regulations. One of them was the Safety and Environmental System rule, which is based on the American Petroleum Institute's SEMP recommended practice, finalized in April 2013.Author Ian Sutton explains the SEMS rule, and describes what must be done to achieve compliance. Each of the twelve elements of the SEMS rule (such as Management of change and safe work practices) is described in the book, and guidance is provided on how to meet BOEMRE requirements."

"Analisa penilaian sisa umur layan atau residual life assessment (RLA) dalam industri minyak dan gas bumi merupakan aspek penting dalam menjaga integritas dan keselamatan peralatan yang sudah melampaui desain umur layan nya. Sebuah bejana tekan yang difungsikan sebagai LPG Storage Tank dengan kapasitas 10 ton telah beroperasi sejak tahun lebih dari 30 tahun dan melebihi umur layan desain nya sehingga metode RLA harus dilakukan untuk menganalisa integritas, kehandalan dan keselamatan penggunaan bejana tekan yang sudah tua. Dalam metode RLA terdapat analisa dan perhitungan yang berkaitan dengan aspek keselamatan dan kehandalan peralatan yang akan digunakan, metode tersebut antara lain visual inspeksi, analisa mekanisme kerusakan, analisa risiko, penentuan interval inspeksi, metode uji tak merusak dan kalkulasi laju korosi serta kalkulasi sisa umur. Dari hasil analisa RLA didapatkan bahwa LPG Storage Tank memiliki tingkat risiko medium dengan sisa umur layan lebih dari 20 tahun serta interval inspeksi maksimum adalah 8 tahun Dari analisa RLA dapat disimpulkan bahwa LPG Storage Tank masih dapat beroperasi dan layak untuk dipergunakan.

---

Residual life assessment (RLA) analysis in the oil and gas industry is an important aspect in maintaining the integrity and safety of equipment that has exceeded its design service life. A pressure vessel that functions as an LPG Storage Tank with a capacity of 10 tonnes has been in operation for more than 30 years and has exceeded its design service life so the RLA method must be carried out to analyze the integrity, reliability and safety of using an old pressure vessel. In the RLA method there are analyzes and calculations related to safety and reliability aspects of the equipment to be used. These methods include visual inspection, damage mechanism analysis, risk analysis, determining inspection intervals, non-destructive test methods and corrosion rate calculations and remaining life calculations. From the results of the RLA analysis, it was found that the LPG Storage Tank has a medium risk level with a remaining service life of more than 20 years and a maximum inspection interval of 8 years. From the RLA analysis it can be concluded that the LPG Storage Tank can still operate and is suitable for use."