Thursday, April 26, 2012

Facility Integrity Management System

"HSE adalah salah satu dari FIMS/AIMS, bahkan merupakan criticality tertinggi. Namun ada satu lagi drivernya yaitu Business criticality yg juga penting utk diperhitungkan. Sebenarnya di API RP2A sudah ada aturan utk melakukan regular inspection utk memastikan integrity dari offshore structure, yaitu di chapter 14."


Tanya - Alex Kajuputra alex.kajuputra


Rekan2 Migas,
Mohon share information tentang oil and gas company di Indonesia yg  memperhatikan aspek "Facility Integrity Management System" dengan  tujuan mempertahankan reliability dari production asset.
Yang saya dengar belum banyak "kesadaran"  oil and gas company untuk melakukan "proactive" inspection terhadap  facilitynya....dan lebih ke  arah "reactive"...yang artinya maintenance akan dilakukan pada saat  ada kerusakan atau masalah pada equipment.
Setahu saya Exxonmobil salah satu company yg  memperhatikan betul  aspek FIMS ini dan melakukan routine inspection....atau  kira2 kayak "medical check up" utk manusia gitu.
Sering saya dengar "Reliability Dept" di oil n gas company itu ga terlalu besar dan terlihat hanya fomalitas semata. Karena  memang  dibutuhkan investment besar dalam pelaksanaan FIMS ini yg  hasilnya tidak dapat dilihat langsung (long investment).
Untuk Offshore structure, sudah ada draft API untuk "Structural Integrity Management System" namun belum resmi diterbitkan. Namun facility itu bukan hanya structure saja...banyak komponen2 equipment lain yg perlu diperhatikan.
Pak Gunawan rupanya Ex-Reliability engineer....barangkali bisa  cerita2 pengalaman selama ini. Dulu waktu sekantor dengan beliau sayasering lunch bareng sambil ngobrol banyak hal...tapingobrol santai2 aja....nggak urusan oil and gas...hehe...ternyata banyak pengalaman  beliau yg bisa menambah wawasan.


Tanggapan 1 - aabduh137


Dear Mr. Alex, and Rekan2 Migas.
Mohon ijin nimbrung,  FIMS yang bapak maksudkan mungkin mirip dengan AIMS (asset  integrity  management system). Untuk standarad penerapannya memang belum ada pendekatan yang umum terutama dari API untuk fasilitas produksi atau proses. Umumnya asset integrity management, spt dilakukan konsultan asset integrity adalah berkiblat pada QHSE. Ukuran keberasilan (key performance indikator) juga memakai indicator QHSE spt lost time injury, SCE failure, HC release,dll.
Rumusnya mungkin sbb:
AI = physical asset
AIMS = physcal asset + human resources + procurement + other management policies.
Lebih lanjut mengenai AIMS boleh link ke:
http://abduh137.wordpress.com/2008/05/04/aims/
Terima kasih, salam dan semoga sukses..


Tanggapan 2 - Alex Kajuputra


Pak Abduh,

Ya betul...itu sama dengan AIMS yg bapak sebutkan di bawah.
HSE memang salah satu dari FIMS/AIMS, bahkan merupakan criticality tertinggi. Namun ada satu lagi drivernya yaitu Business criticality yg juga penting utk diperhitungkan.

Sebenarnya di API RP2A sudah ada aturan utk melakukan regular inspection utk memastikan integrity dari offshore structure, yaitu di chapter 14.

Ada 4 level inspection dengan interval waktu tertentu, yaitu:
- Level I survey for topside structure
- Level II survey for underwater general visual inspection with ROV
- Level III survey for underwater close visual inspection with Diver
- Level IV survey for underwater NDT with diver

Chapter 14 ini akan diganti dengan "Recommended API Practice for Structural Integrity Management of Fixed Offshore Platforms (JIP)" yg sedang dalam development saat ini.

Untuk onshore structure saya belum menemukan reference atau regulation yg mengharuskan dilakukannya regular inspection. Mungkin utk onshore structure ada satu lagi driver FIMS yaitu "Security" khususnya utk daerah2 konflik seperti Nigeria, Aceh(?) dan Papua.

Expansion project pada onshore structure merupakan salah satu aspek penting yg dapat menyebabkan terjadinya damage pada structure, seperti deep excavation adjacent to existing structure, lifting of heavy equipment in crowded area, etc. Belum lagi faktor corrosion khususnya daerah marine dan offsite.

Demikian sekilas opini.


Stuffing Box Pressure

"Pressure stuffing box tergantung dari impeller type dan discharge pressure minus suction pressure.
1. Vane back impeller : Suction box press = suction press + 25% differential pressure.
2. Balance hole impeller : Suction box press = Suction press + 10% differential pressure.
3. Double suction impeller : Suction box pressure = Suction pressure.

Tapi untuk penentuan yang tepat ya memang harus pasang Pressure Indicator di stuffing box."


Tanya - Toto Al Wastoyo ptwastoyo

Hello Bapak2, Ibu2
Kami menggunakan vertical centrifugal pump untuk transfer ethane dichloride dari underground tank, suction pressure : 0.2barg and discharge pressure: 5.5barg. Mechanical sealnya : John Crane double seal dengan light oil sebagai barrier fluid. Kami kesulitan menetapkan seal pot pressure karena tidak ada data sheet untuk stuffing box pressure nya.

Adakah formula (lain) untuk menetapkan stuffing box pressure dan apa reference-nya?

Catatan bahwa rekan mechanical kami memakai formula sebagai beikut untuk menetapkan centrifugal pump (exc-API pump) stuffing box pressure = suction pressure + 25% differential pressure. Layaknya saya orang Operation (selalu saja tidak percaya..he2..) karena menurut saya untuk mendapatkan accurate value hanya dgn diukur langsung pada saat pompa operasi dgn tapping ke stuffing box di flush port nya. Mohon bantuannya dari para ahli dan terima kasih.


Tanggapan - Rofiudin rofi@sulfindo


Pak Toto,

Untuk menentukan tekanan di stuffing box dari rekan anda sudah benar, tetapi saya tambahkan lagi ya sbb :

Pressure stuffing box tergantung dari impeller type dan discharge pressure minus suction pressure.
1. Vane back impeller : Suction box press = suction press + 25% differential pressure.
2. Balance hole impeller : Suction box press = Suction press + 10% differential pressure.
3. Double suction impeller : Suction box pressure = Suction pressure.

Tapi untuk penentuan yang tepat ya memang harus pasang Pressure Indicator di stuffing box.

Terus untuk pressure yang applykan, saya pernah baca (lupa literaturnya) bahwa tekanan di blocking liquid/barrier liquid/lubricating liquid atau ada juga yang menyebut buffer liquid sebesar 2 ~ 4 bar di atas pressure bagian dalam casing pompa dan dicontrol oleh needle valve dan syarat lain juga bahwa blocking liquid harus dipertahankan suhunya 30% lebih rendah dari temperatur dimana blocking liquid tersebut menguap pada tekanan atmosfer------> contoh: kalau dipakainya air, ya maximal temperatur air tersebut 70 deg C.

Omong-omong saya tertarik dengan Lubricating fluid bapak yang menggunakan light oil dan akan di beri pressure (API plant 53/54?), apakah kalau seal bagian dalam bocor oli diperbolehkan mencampuri liquid yang dipompa (di ijinkan oleh pihak produksi, atau bahkan produksi tidak "ngeh" dengan hal ini?). Karena di pabrik kami juga sama desaignnya menggunakan lubricating oil, double seal, pressurize dan karena pihak produksi saya tunjukkan beberapa liquid yang sering dipakai sebagai blocking liquid di tolak semua, maka selama belum ketemu barrier fluid yang cocok (EDC dan VCM) ya akhirnya saya jadikan unpressurize (API plant 52)dengan mengubah type seal yang dilengkapi pumping ring.

(Sekaligus bertanya kalau ada yang tahu atau punya pengalaman barrier fluid yang diijinkan untuk EDC or VCM).

Semoga bisa membantu,


Orifice Flow Meter

"Rekan milister yang terhormat,
Mohon pencerahannya, saya punya orifice flow meter untuk steam dengan spek  yang diberikan pabriknya :

1. beta : 0.667
2. orifice bore dia. : 66.279 mm (at 20 C)
3. ID :100 mm
4. OD: 108 mm
5. operating condition
P = 2.1 Mpa, T = 230 C, min. flow = 4 T/h, max. flow =10 T/h, delta P
max =100 Kpa

tapi instrument ini saya mau pasang dengan operating condition berikut ini :

P = 0.9 Mpa, T = 200 C, normal flow = 2.5 T/h, max. flow = 5 T/h dengan ukuran pipa sesuai spek diatas.

Apakah hal ini bisa saya lakukan? bagaimana dengan akurasinya? bagaimana  dengan setingan yang lainnya?
Ssebelumnnya saya ucapkan banyak terimakasih atas pencerahannya."



Tanya - Aripin Supriadi

Rekan milister yang terhormat,
Mohon pencerahannya, saya punya orifice flow meter untuk steam dengan spek  yang diberikan pabriknya :

1. beta : 0.667
2. orifice bore dia. : 66.279 mm (at 20 C)
3. ID :100 mm
4. OD: 108 mm
5. operating condition
P = 2.1 Mpa, T = 230 C, min. flow = 4 T/h, max. flow =10 T/h, delta P
max =100 Kpa

tapi instrument ini saya mau pasang dengan operating condition berikut ini :

P = 0.9 Mpa, T = 200 C, normal flow = 2.5 T/h, max. flow = 5 T/h dengan ukuran pipa sesuai spek diatas.

Apakah hal ini bisa saya lakukan? bagaimana dengan akurasinya? bagaimana  dengan setingan yang lainnya?
Ssebelumnnya saya ucapkan banyak terimakasih atas pencerahannya.


Tanggapan 1 - Yudhistira Hayuatma

Kemungkinan akan under range, sehingga pembacaannya tidak akurat. boleh tau pembacaan static dan differential pressurenya pakai chart atau digital?


Tanggapan 2 - Aripin Supriadi


Pak Yudhistira...
Kebetulan untuk transmitternya saya pakai produk honeywell dan kalkulasi  mass flownya dari E&H. Dari data sheetnya tertera delta P MAX nya = 100 kPa, dan kalo saya hitung steamnya itu termasuk saturated steam, apa dP nya saya harus rubah untuk untuk setingan di transmitternya ? jadi bukan 0 - 100  kPa. Untuk kalkulasi flow yang di excel boleh juga di attach pak.....kayaknya  rekan2 yang lain juga pengen ..hehe

Terima kasih banyak


Tanggapan 3 - Sketska Naratama


Mas Aripin,

Buka www.kelton.co.uk saja dan order free trial nya.
Mrk ini specialis di Metering utk software2 macam ini beserta dgn konsultasinya. Terakhir, saya apply dan mrk accept dgn permintaan saya. Alhamdulillah free trial nya sudah sampai di meja saya.


Tanggapan 4 - budi yuwono budies


Dear,

Untuk referensi kalkulasi banyak Pak Aripin, bisa pake ISO 5167-2, atau std yng lain, kalau basic theory nya bisa pake "flow measurement engineering handbook" nya R.W Miller.
Dalam pemahaman saya untuk kasus bapak sebaiknya dihitung dulu DP dari orifice yang sudah ada jika diaplikasikan pada kondisi process yang baru.

DP ini yang nantinya dipakai sebagai pedoman apakah hanya perlu merubah range transmitter, atau harus  ganti transmitter atau apakah perlu prepare orifice plate yang baru.

Mengenai akurasi ditentukan oleh banyak faktor, error2 yang ada di bore diameter (toleransi pada waktu fabrikasi dan expansi akibat panas), toleransi pada pipe diameter (akibat fabrikasi dan thermal expansion), akurasi pada transmitter, discharge coefficient, expansion factor untuk compressible fluids, densitas dan tapping type mempunyai peranan terhadap akurasi pengukuran menggunakan orifice.

Demikian, mohon diluruskan jika ada kesalahan.



Tanggapan 5 - Administrator Migas


Saya lagi liburan di Bandung, dan kebetulan laptop yang saya bawa tidak ada program instrucalc.
Jadi tidak bisa saya bantu dengan back-up calculation.
Tapi saya lihat sepintas, spesifikasi awal telah memenuhi persyaratan pengukuran aliran dengan orifice plate.
Karena span pengukuran untuk orifice plate sebaiknya dalam range 3:1.

Persoalan timbul karena kondisi operasi yang cukup berbeda, diluar range 3:1.
Akibatnya, akurasi pengukuran akan jauh berkurang.
Kalau sekedar perbedaan tekanan dan temperatur, hanya menghasiklan faktor koreksi yang tidak signifikan.

Saran saya, lebih baik pesan orifice plate yang disesuaikan dengan kondisi operasi yang baru.
Toh kalau orifice plate nya saja tidak mahal.
Yang mahal tuh orifice fittingnya, apalagi kalau tipe senior.

Mungkin ada anggota lain yang bisa menambahkan keterangan di atas ?


Tanggapan 6 - Sukamto Agoeng


Betul kata mas Budi, kebetulan saya juga nggak pegang program Flow calculation.
Sebenarnya ada kemungkinan Orifice tersebut masih bisa bisa dipergunakan dengan menghitung Flow vs Dp nya kembali. Informasi yang kurang adalah : Diff pressure saat max flow nya berapa
harusnya ada di data sheet.
Kemudian Range dari Flow transmitternya seperti apa ?
Saran saya :
1. Re-calculasi (orifice size) dengan data baru.
2. Check Flow Transmitter apa masih menunjang untuk data yang baru.
3. Check applikasi, berkenaan akurasi yang diharapkan. Apakah ini saturated Steam atau Superheated steam.
Mudah-mudahan membantu.


Tanggapan 7 - Weby webywebyweby


Pak Aripin,

Saya mau menambahkan keterangan dari Pak Budhi.

Supaya lebih yakin, sebaiknya dikalkulasi dulu orifice plate-nya dengan data proses yang lebih lengkap karena data proses yg ada dibawah masih kurang lengkap. Belum jelas apakah fluidanya gas atau liquid, kemudian properties lainnya seperti Molecular Weight, Cp/Cv, Viscosity, Density.

Kalau mau hitung2an kasar, operating pressure dan temperature tidak akan berpengaruh banyak, seperti yg dibilang pak Budhi. Sedangkan dengan kapasitas maksimum flowrate-nya menurun (dari 10 t/h ke 5 t/h) , orifice bore-nya kira-kira akan lebih kecil. Dengan fakta itu, kalau mau keukeuh ato ngeyel pake orifice plate yg sekarang, DP transmitter-nya bisa anda atur span-nya lebih besar. Silahkan dilihat di datasheet-nya, siapa tahu DP Transmitter-nya masih bisa diubah setting-nya. Anda bisa lebih yakin lagi kalau kalkulasi ulang dengan mencoba-coba nilai Max. Flow Differential yang berbeda, sehingga tahu kebutuhan DP di orifice anda dengan orifice bore yang tetap.

Kalau maximum range dari DP transmitter-nya sudah mentok, ya apa boleh buat, orifice plate harus difabrikasi lagi.

Saya kira begitu dulu, mohon dikoreksi kalau ada yang salah. Selamat tahun baru buat semua dan selamat berlibur! :)


Tanggapan 8 - Arief Rahman Thanura


Pak Weby,

Kalau fluidanya sih sudah jelas yaitu STEAM alias Uap Air.

Jadi, ya tinggal cari properties-nya untuk steam pada pressure dan temperature operation-nya.

Tapi anyway, Pak Aripin kalau ngasih data seperti yang disarankan Pak Weby mungkin akan banyak yang mau bantu karena kadang cari properties-properties kan butuh waktu. Gitu pak Aripin.

Tanggapan 9 - Rudy Winarto

Pak Aripin,
Saya concern dengan minimum flow dari orifice dan normal flowrate dari process anda.
Minimum flow dari orifice adalah 4 T/h dan normal flow adalah 2.5 T/h. Saya belum berani ambil kesimpulan pasti, tapi takutnya, selama normal flowrate di bawah minimum flowrate dari si orifice, flowrate yang terbaca tidak akurat.
Untuk tingkat performance suatu orifice, bisa ditrial dari five way manifold nya dapat P1, dP, dan P2.
Utk "compressible fulid" bisa dilihat dari perbandingan actual dP/P1 <= 0.25. (Bella G Liptak) dP terlalu kecil, agak susah untuk melakukan pengukuran secara akurat. Bisa dikatakan bore diameter OVERSIZED. dP terlalu besar, banyak enegri (pressure) yang terbuang percuma. Bore terlalu kecil (Undersized), related ke dP Transmitter, takutnya offscale.

Itu saja biasanya yang saya lakukan untuk melihat parameter sebuah orifice plate (khususnya utk compressible fluid).

Kalau ada tambahan, mgkn rekan2 yg lain bisa menambahkan.


Tanggapan 10 - budi yuwono budies007


Dear,

Sedikit komentar, dan mohon diluruskan jika salah, kalau menurut saya bapak tinggal hitung DP dari orifice tersebut jika diaplikasikan untuk process bapak. DP bisa dicari dengan menggunakan data beta ratio, fluids dynamics viscosity, pipe ID dan orifice ID(semuanya at flowing condition), tapping type, upstream pressure dan flow rate.

Untuk lebih detail equation dan dan persyaratannya dapat dilihat di ISO 5167-1, ISO 5167-2. memang seperti yang Pak Budi sampaikan, yang lebih bagus adalah prepare baru sesuai dengan kebutuhan process.

Semoga berkenan,

Tanggapan 11 - Yudhistira Hayuatma

Saya pernah buat perhitungan rate dengan orifice berdasar standar API (sampai memperhitungkan thermal expansion untuk orificedan pipanya segala) dalam format excel. tapi kalau saya attach kira2 sampai tidak?


Tuesday, April 24, 2012

Metode Penentuan SIL (Safety Integrity Level) ataupun Reliability di industri migas

"Penentuan SIL (ada juga menyebutnya sebagai reliability - padahal ini adalah dua hal yang sungguh berbeda) pada dasarnya di endorse oleh beberapa standar internasional seperti IEC-61508/61511 serta ISA/ANSI S84.00.01-2004. Kedua standard ini dimaksudkan untuk memastikan SIS (Safety Instrumented System) yang dipasang telah mencapai tingkat performa minimum tertentu, yang dibutuhkan demi memastikan proteksi yang ada dapat melindungi sistem pemroses yang dijalankan, lingkungan, dan juga efisien secara ekonomis."



Tanya - Deddy Nazara deddy_ok_bgt


Dear All,

Kepada rekan - rekan milis migas indonesia, saya ingin tanya tentang Metode Penentuan SIL (Safety Integrity Level) ataupun Reliability di industri migas.....

Mohon tanggapannya....

Terima Kasih...


Tanggapan 1 - Crootth Crootth yangfana_adalahwaktu


Dear Deddy

Pertanyaannya terlalu LUAS dan TIDAK FOKUS
Saya kira saya menyerah untuk menjelaskannya semua di sini, bisa berhari hari menjelaskan ini.

Lain kali kalau nanya fokus in dulu pertanyaan spesifiknya apa.



Tanggapan 2 - Deddy Nazara deddy_ok_bgt


Terima Kasih atas sarannya dari Pak Crootth,

Maksud saya begini, saya ingin nyusun tugas akhir dimana topiknya tentang Reliability / SIL di industri migas yaitu berupa penentuan Reliability / SIL dengan menggunakan metode Fault Tree Analysis...

Yang saya tanyakan, selama ini di beberapa industri migas di indonesia menggunakan metode apa dalam menentukan Reliability / SIL dari sistem atau plant yang ada....

Saya mengharapakan jawabannya...


Tanggapan 3 - Crootth Crootth yangfana_adalahwaktu


Mas Dedi,

Inilah yang saya harapkan ... pertanyaanya sudah lebih terarah dan fokus, sehingga menjawabnya juga akan lebih jelas.

Penentuan SIL (anda juga menyebutnya sebagai reliability - padahal ini adalah dua hal yang sungguh berbeda) pada dasarnya di endorse oleh beberapa standar internasional seperti IEC-61508/61511 serta ISA/ANSI S84.00.01-2004. Kedua standard ini dimaksudkan untuk memastikan SIS (Safety Instrumented System) yang dipasang telah mencapai tingkat performa minimum tertentu, yang dibutuhkan demi memastikan proteksi yang ada dapat melindungi sistem pemroses yang dijalankan, lingkungan, dan juga efisien secara ekonomis.

SIL sendiri adalah angka target untuk PFD (probability failure on demand) dari suatu SIF (safety instrumented function). Semakin tinggi nilai SIL semakin tinggi ketersediaan fungsi safety nya (mudahnya : semakin bagus). Ada empat derajat SIL yang disebutkan di standard standards tersebut (SIL1, SIL 2, SIL 3, dan SIL 4). Standard standard yang te;ah saya sebutkan di atas menyediakan bingkai kerja untuk melakukan penentuan SIL secara umum. Ada beragam metode penentuan SIL, namun yang paling terkenal ada dua yakni:

Risk Graphs
Risk Graphs ini awalnya disebut pada standard Jerman (DIN V 19250) pada tahun 1994, belakangan IEC mengadopsinya dalam standardnya. Pendekatan Risk Graphs ini memaparkan penentuan SIL berdasarkan Process Risk Factor atau Parameter untuk kejadian yang berbahaya. Secara umum mereka mengkategorikan parameter tersebut menjadi empat: Consequence (C), Frequency (F), Probabiity untuk menghindari kejadian (P) dan Probability untuk kejadian yang tidak diinginkan (W). Keempat parameter ini dikombinasikan untuk memperoleh angka Risk tertentu (R) dari kejadian yang tidak diinginkan. Angka C, F dan P sendiri mewakili apa yang disebut sebagai Effective Consequence, dan angka W sendiri mewakili apa yang disebut Effective Frequency. Risk Graph dengan lajur lajur dan baris di dalamnya memudahkan proses penentuan SIL (Eropa menyukai berpikir secara sistematis dan sangat teratur).

Untuk lebih jelasnya silahkan baca:
Angela Summers, Techniques for Assigning Safety Integrity Level, ISA Transaction 37 (1998) p98 - 104

LOPA
Layer of Protection Analysis, adalah karya amerika, disebut sebut pertama kali dalam buku CCPS-AIChE (dalam bukunya Guidelines for Safe Automation of Chemical Processes) pada tahun 1993. LOPA adalah modifikasi (bentuk spesial) dari event tree analysis yang ditujukan untuk menentukan frequency dari kejadian yang tidak diinginkan, yang secara pasti bisa dicegah oleh lapisan lapisan pelindung yang dipasang. Lapisan pelindung yang terdalam adalah lapisan pelindung yang pertama kali mencegah kejadian yang tidak diinginkan untuk menjadi nyata. Jika lapisan pertama ini gagal, maka tugas lapisan berikutnyalah yang mencegah nya, demikian seterusnya. Masing masing lapisan ini memiliki PFD (Probability of Failure on Demand) yang berbeda beda. Dengan mengetahui nilai frekuensi kejadian yang tidak diinginkan pada pemilik unit proses yang sedang ditinjau, serta mengetahui masing masing PFD untuk setiap lapisan pelindungnya (berdasarkan data kegagalan peralatan yang sudah dipasang)
maka SIL untuk SIF yang dipasang dapat ditentukan.

Untuk jelasnya silahkan baca:
Arthur M Dowell, Layer of Protection for Determining Safety Integrity Level, ISA Transaction 37 (1998) p155-165

Jika mas Deddy berminat saya bisa mengirimkan kedua artikel tersebut secara japri.

Mengenai penentuan SIL dengan FTA, mungkin yang dimaksudkan adalah VERIFIKASI SIL yang sudah ditentukan dengan FTA. Ingat ada SIL determination dan ada pula SIL verification.

SIL Verification ini adalah untuk mengkaji ulang benarkan sistem pengaman yang dipasang (dalam hal ini SIF) telah memenuhi permintaan SIL yang diharuskan?

Secara umum SIL Verification ini menggunakan tiga metode utama, yakni : Simplified Method, Markov Formula, dan FTA (Fault Tree Analysis). Mungkin terlalu rumit jika dijelaskan di sini, alangkah baiknya jika anda bermukim di balikpapan silahkan mampir ke kantor saya untuk mendiskusikan ini.

Bacaan yang bagus mengenai ini :
Angela Summers, Viewpoint on ISA TR 84.0.02 Simplified Methods and Fault Tree Analysis, ISA Transaction 39 (2000) p125 - 131.

Sekali lagi saya bisa memberi anda artikel artikel di atas jika berminat, pun jika memang sempat anda bisa menemui saya untuk berdiskusi soal ini. Saya sangat menyambut baik kalau memang tujuannya buat akademis. Sayangnya saat ini saya bermukim di Balikpapan.

Sebenarnya di Jakarta ada yang lebih expert di banding saya dalam bidang per SIL an ini, antara lain teman seangkatan saya di ITB (namun beda jurusan) yakni Tn. Mefredi (e-mail mefredi@se1.bp.com ) dari BP Indonesia (artikelnya "Experience with Risk Graphs and LOPA" dapat anda donlot di www.migas-indonesia.net ) dan guru saya di bidang Instrumentasi dan Kontrol Proses yang juga dedengkotnya Teknik Fisika ITS, Tn. Arief Rahman Thanura (e-mail arief.thanura@vico.co.id ) dari VICO Indonesia, keduanya saya tahu sudah mahir melakukan studi SIL Determination and SIL Verification.

Metode yang umum digunakan dalam penentuan SIL (SIL Determination) adalah LOPA (BP Indonesia (mas Mefredi bisa menjelaskannya), Chevron Indonesia Co, Hess Indonesia) sementara untuk SIL Verificationnya kebanyakan menggunakan software (baik dari Exida (SILver) maupun Casspac nya L&M Engineering)) yang berbasis pada Simplified Method akan tetapi Hess Indonesia Pangkah pernah menggunakan FTA. Saya pribadi di Chevron Indonesia Co menggunakan FTA.

Silahkan juga baca buku-buku:
1. Marszal, Ed, Eric Scharpf, Safety Integrity Level Selection, ISA, 2002
2. Gobble, William and Harry Cheddie, Safety Instrumented System Verification, ISA, 2005

Semoga membantu



Tanggapan 4 - Fadhli Halim fadhli_halim@rekayasa


Pak DAM dan rekan yang lain,
Terima Kasih Atas Penjelasannya pak, terus terang, sangat lengkap dan sangat membantu (walau bukan saya yang bertanya)..

Salut kepada Pak DAM.




Tanggapan 5 - Crootth Crootth yangfana_adalahwaktu


Terima kasih Mas Fadhli

Milis ini memang tempatnya buat belajar - saya sejak 2001 juga banyak belajar dari sini kok, meski kadang ada juga oknum yang secara cynical mengirim black-mail karena merasa terintimidasi dengan cara saya membalas e-mail di milis ini. Buat mereka, saya tantangin monggo bikin karya nyata buat bangsa ini, jangan hanya bisa mencela saja.

Mengenai pertanyaan-pertanyaan di milis ini, disayangkan kadang ada yang melepas pertanyaan tanpa:

1. secara konkret yang ditanyakan secara spesifik apa (what, where, when, how)
2. tanpa memberi tahu kondisi pengoperasiannya - untuk pertanyaan pertanyaan teknis
3. batasan permasalahan (boundary condition) yang jelas...

Penentuan dan verivikasi SIL ini termasuk baru - meski sudah dikonsep 15 tahunan... karenanya belum banyak yang dapat melakukannya di Indonesia. Mas Fadhli sendiri sudah pernah terlibat penghitungan SIL ?

Monggo kalau mau belajar bareng di sini.




Tanggapan 6 - Adi Harianto@id.yokogawa


Pak DAM,

Kalo masalah SIL yang di gembar gembor untuk process control itu gimana sih? Saya setuju pada pada Bapak, pada dasarnya SIL harus seiring dengan Instrument System yang digunakan (SIS), namun kadang2 ada beberapa yang membingungkan....misal ada PLC/DCS yang jelas2 tidak menggunakan IEC-61508/61511 tetapi mengklaim alat tersebut sudah mengandung unsure SIL (SIL-2) ini bagaimana??

Terimakasih.



Tanggapan 7 - Crootth Crootth yangfana_adalahwaktu


Mas Adi

Pertanyaan Pertama:

Mungkin yang dimaksud adalah IL, Independent Layer, karena BPCS (Basic Process Control System) bukanlah termasuk SIS atau SIF. Konsep yang menjelaskan BPCS berikut integrity level nya ada pada Study LOPA:

Frekuensi kejadian yang tidak diharapkan (F) < PDF total semua IL

atau

F < (PDFnya BPCSes x PDFnya Operators/Alarms x PDFnya SIFs x PDFnya Relief Valve x PDFnya Fire/Gas Detector x PDFnya Emergency Response x PDFnya etc.)

SIL sendiri adalah angka yang mewakili range PDF total:
misalnya SIL1 adalah wilayah antara PDFtotal = 1 x 10E-02 per TAHUN hingga 1 x 10E-01 per TAHUN
SIL 2 adalah wilayah antara PDF total = 1 x 10-03 per TAHUN hingga 1 x 10E-02 per TAHUN

demikian seterusnya

Dengan demikian BPCS tidak dijelaskan dengan SIL, karena SIL ini khusus untuk SIF. Gampangannya adalah BPCS menyandang fungsi sebagai pengendali proses bukan sebagai peralatan keselamatan proses layaknya SIF, karenanya BPCS hanya memiliki (dijabarkan dengan) PDF bukan SIL. Pun nilai PDF si BPCS pun bervariasi :

Sebagai contoh untuk Control Valve:
OREDA-2002 : 6.69 x 10E-06 /hour ("fail to regulate" for 1" to 5" globe valve type)
Smith : 2.00 x 10E-06/hour
CCPS-PERD : 3.59 x 10E-06/hour (Pneumatic)

Pertanyaan Kedua

Tentang PLC/DCS yang mengklaim mengandung unsur SIL2 saya menduga mungkin yang ditanyakan Mas Adi adalah "certified for SIL-2 use" atau arti harfiahnya "dapat digunakan untuk SIL 2" yang kurang lebih si PLC/DCS tersebut dapat digunakan untuk suatu rangkaian SIF (satu rangkaian SIF biasanya terdiri dari Sensing elemen, logic solver (dalam hal ini DCS/PLC bisa dikatergorikan di sini) dan Final Element) yang mensyaratkan SIL-2. Karena rangkaian, maka PLC/DCS tidak bisa berdiri sendiri, atau sekedar menyatakan bahwa DCS/PLC yang telah memperoleh sertifikasi "certified for SIL-2 use" adalah sudah pasti SIF nya mempunyai SIL 2 adalah KESALAHAN BESAR. Pun, umumnya yang memiliki PDF terbesar adalah Final Element (dalam hal ini kebanyakan adalah Valve). Jadi umum dibilang yang paling menyumbang PDF adalah valve, karenanya dengan melakukan banyak hal pada valve ini (misalnya memasang PSTV - partial stroke testing valve) akan banyak menolong "menaikkan" angka SIL.

Semoga membantu



Tanggapan 8 - Crootth Crootth yangfana_adalahwaktu


Maaf All

Ada kesalahan ketik, yang saya maksud adalah PFD bukan PDF...

Probability of Failure on Demand (PFD) adalah angka kegagalan yang dimiliki oleh suatu peralatan (tidak terbatas pada peralatan yang terlibat dalam satu SIF) ketika dia diinginkan untuk bekerja. Misalnya kegagalan alarm ketika diinginkan untuk teraktivasi. Atau kegagalan control valve untuk menutup ketika diinginkan untuk menutup. dst. Angkanya biasanya dinyatakan dalam satuan per tahun.

Adi Harianto adi.harianto@id.yokogawa.com


Pak DAM,

Terimakasih penjelasan detail tentang SIL dan IL....dan saya sangat setuju kalo PLC/DCS sebagai pengendali Process control bukan sebagai peralatan keselamatan yang dimana mengandung/mempunyai tingkatan nilai SIL yang digawangi secara dasar oleh IEC61508/61511.

Sekali lagi terimakasih banyak dan angkat topi buat pak DAM,


Tanggapan 9 - Rizal Ilhamsyah rilhamsyah@ykh.chiyoda


p'DAM

Sebelumnya salam kenal,
Sangat bagus sekali paparan anda mengenai metoda2 dlm penentuan SIL yg anda jelaskan. Saya ingin mengetahui lebih jauh mengenai ini dan jika bapak tidak berkeberatan untuk sharing artikel :

1. Angela Summers, Techniques for Assigning Safety Integrity Level, ISA Transaction 37 (1998) p98 - 104
2. Angela Summers, Viewpoint on ISA TR 84.0.02 Simplified Methods and Fault Tree Analysis, ISA Transaction 39 (2000) p125 - 131

Tolong japri saja, dan terima kasih banyak.


Tanggapan 10 - Muhamad Wildany wild_ft


All,

Bisa juga dengan membaca "Safety Instrumented System:Design,Analysis and Justification" by Paul
Gruhn.


Tanggapan 11 - Crootth Crootth yangfana_adalahwaktu


Betul Mas,

Buku Kang Paul Gruhn ini bagus.

Alangkah bagusnya jika memang sekalian ikut trainingnya juga, atau bahkan beli CASSPAC nya.


Tanggapan 12 - Deddy Nazara deddy_ok_bgt


Terima Kasih Banyak buat p'DAM atas penjelasannya.....

Saya sangat setuju dengan p'Rizal Ilhamsyah kalau p'DAM tidak keberatan untuk mensharingkan artikelnya :

1. Angela Summers, Techniques for Assigning Safety Integrity Level, ISA
> Transaction 37 (1998) p98 - 104
2. Angela Summers, Viewpoint on ISA TR 84.0.02 Simplified Methods and Fault
> Tree Analysis, ISA Transaction 39 (2000) p125 - 131

Terima Kasih


Wind Load pada Pressure Vessel

"Perhitungan Wind Load (Shear & Moment) pada Pressure Vessel akan mempengaruhi desain untuk Pondasi Vessel tersebut, terutama sizing & quantity dari Anchor Bolt.
Sebenarnya ada 2 yang paling menentukan Desain Pondasi yaitu : Wind Load & Seismic Load.
Untuk perhitungan Wind Load ada beberapa Code yang dipergunakan antara lain: ANSI / ASCE-7, UBC-97, etc."



Tanya - ferdian rudi ferdi_prima

Salam kenal kepada semua anggota milis migas indonesia.
Di sini saya mohon bantuan teman-teman sekalian mengenai pengaruh wind load pada pressure vessel design dan adakah referensi yang dapat menjelaskannya. Kebetulan saya sedang ditugaskan untuk menelitinya.
Terima kasih atas bantuannya.

Tanggapan 1 - Yudhistira Hayuatma yud_hay

Untuk pressure vessel (vertikal), perhitungan wind load terletak pada bagian yang diterpa angin dan sebaliknya.
Stress yang dialami vessel di titik yang diterpa angin (upwind) = tension akibat internal pressure - compression akibat berat vessel + tension akibat hempasan angin.Stress yang dialami vessel di titik di balik terpaan angin (downwind) = tension akibat internal pressure - compression akibat berat vessel - compression akibat hempasan angin.kedua nilai ini harus dibawah compression dan tensile strength dari vessel.
Jika nilainya negatif, berarti stress yang dihasilkan adalah compression.
Jika positif adalah tensile stress.
Untuk desain, ketebalan vessel akan didapatkan dari perhitungan ini (perlu diingat, menambah tebal juga menambah berat, jadi perlu dihitung lagi, terutama untuk compressionnya).
Untuk referensi saya sudah lupa, dulu hitung vessel pake buku apa, kalo tidak salah brownell and young (benar tidak ejaannya?).
Tapi minimal prinsip ngitungnya masih nyantol...



Tanggapan 2 - Haryo Bawono haryo.bawono


Dear,
Sedikit menambahkan.
Perhitungan Wind Load (Shear & Moment) pada Pressure Vessel akan mempengaruhi desain untuk Pondasi Vessel tersebut, terutama sizing & quantity dari Anchor Bolt.
Sebenarnya ada 2 yang paling menentukan Desain Pondasi yaitu : Wind Load & Seismic Load.
Untuk perhitungan Wind Load ada beberapa Code yang dipergunakan antara lain: ANSI / ASCE-7, UBC-97, etc.

Namun jika ditarik kesimpulan ringkas, inti dari perhitungan Wind load adalah :

Wind Shear = Luasan Area yang terkena Angin x Wind Pressure note : (1) Wind Pressure disetiap titik area berbeda-beda, semakin tinggi suatu area maka semakin tinggi pula Wind Pressure. (2) Wind Pressure ditentukan oleh Wind Speed, tergantung dimana lokasi Vessel itu erection.

Wind Moment = Wind Shear x Height of Vessel dari base plate.

Dari hasil perhitungan wind load tersebut dipergunakan sebagai basis untuk mendesain Pondasi Vessel.

Referensi lebih lengkapnya bisa di lihat pada Pressure Vessel Handbook, Eugene F Megyesy.



Tanggapan 3 - ferdian rudi ferdi_prima

Rekan-rekan milis Migas,
Terima kasih sudah memberi pencerahan kepada saya.
Tugas saya jadi lebih mudah.


Tanggapan 4 - Yosca.Hananta@ikpt


Salam kenal juga buat Mas Ferdi.
Secara garis besar dapat dijelaskan bahwa:
Wind Load punya pengaruh besar dalam desain sebuah pressure vessel,  khususnya untuk desain supportnya baik itu saddle type, leg type, atau  skirt type.
Selain itu dari perhitungan wind load dan perhitungan pada support, akan  didapatkan parameter untuk menentukan jumlah dan size achcor bolt yang  akan dipakai oleh civil sebagai "dudukan" vessel.

Adapun referensi-referensi buku yang dapat Mas Ferdi pakai adalah:
-. Pressure Vessel Handbook by Eugene F Megyesy
-. Pressure Vessel Design Handbook by Hendry H Bednar
-. Pressure Vessel Design Manual by Dennis Moss

Sedangkan International Standard Code untuk Wind Load yang kerap dipakai  berkaitan dengan desain pressure vessel adalah:
-. ASCE-7
-. Uniform Building Code (UBC)

Demikian sekelumit info perihal subject diatas, smoga bisa membantu.


Tanggapan 5 - muhammad rifai

Mas Ferdian,

Jangan lupa untuk memasukkan dari sisi dinamisnya, terutama untuk pendesainan vessel yang tinggi dan langsing...
Kalau tinggi langsing, kena angin yang sepoi sepoi saja akan ada goyang… nah kalo goyangannya itu punya frekuensi yang sama dengan frekuensi naturalnya… bisa repot. Masalah ‘bergetarnya’ sesuatu itu nampak kecil, tetapi kalo terus menerus, masalah fatigue harus jadi konsen. Pernah lihat cerobong yang tinggi langsing putih yang ada ‘pemecah anginnya’? mungkin bapak-2 di milist bisa share untuk ini.


Tanggapan 6 - GMO gre_osw

Dear,
Coba referensi dengan "Pressure Vessel Design Book" dari Henry H. Bednar,PE.

Tanggapan 7 - uci sanusi uci20032000

Sekedar menambahkan,

Kalo ada vessel langsing,harus dicek vortex shed. Alur leeward ketika dia mulai pecah akan mengakibatkan vibrasi.


Tanggapan 8 - hananto_nugroho@fmi


Rekan Uci,

Punya cara perhitungannya, referensi dan codenya ka? Boleh donk di share.

Thanks in advance.


Ekonomi Teknik (Investasi)

"Terdapat dua instrumen evaluasi investasi yang umum digunakan untuk menilai apakah suatu investasi akan dilakukan atau tidak. Instrumen tersebut adalah Net Present Value (NPV) dan yang kedua adalah Internal Rate of Return (IRR). Dalam melakukan investasi tentunya harus dilakukan perbandingan antara investasi yang satu dengan yang lainnya misalnya uangnya diinvestasikan di bank saja, karena bunganya lebih menarik. Investasi terbaik akan didapat apabila NPV dan IRR sama-sama bernilai tinggi. Pada kasus tertentu sering dinyatakan bahwa IRR dengan nilai yang tinggi akan lebih menguntungkan daripada investasi dengan nilai IRR yang lebih rendah, walaupun tidak demikian, karena pada kondisi tertentu IRR bisa menyesatkan."

Tanya - hadi muttaqien

Dear rekan MIGAS,

Dalam rangka budgetary suatu proyek mohon kiranya rekan2 ada yang bisa share mengenai NPV & IRR, suatu proyek dianggap menguntungkan bila NPV gede IRR kecil atau NPV kecil IRR gede?
Kalau secara Financial Management ada pepatah TO MAXIMIZE SHAREHOLDER VALUE , bisa artinya NPV yang gede dan IRR kecil yang dipilih.


Tanggapan 2 - M Zaki Zulqornain

Mestinya dua2nya gede dong.
Tapi sbg rujukan, kriteria pertama adalah NPV positif dan terbesar, baru kemudian kriteria berikutnya (IRR, ROI, PP, etc).

Kenapa yg didahulukan NPV dibandingkan yg lain? Secara sederhana, karena NPV merepresentasikan nilai keuntungan yg akan terjadi di masa depan, pada masa skrg.

Parameter2 lain kebanyakan hanyalah berupa rasio, tidak menggambarkan nilai uang/keuntungan dari investasi yg akan dilakukan.


Tanggapan 3 - hadi muttaqien


Pak M. Zaky,

Saya sependapat dengan anda mengenai NPV terbesar yang terpenting, tapi saya masih hati2 dengan IRR karena menyangkut waktu dan besarnya bunga yang harus dibayar, karena kemungkinan IRR bisa membuat NPV sebuah peluang investasi sama dengan nol.
Terimakasih untuk tanggapannya.


Tanggapan 4 - M Zaki Zulqornain

Pak Hadi,

Secara matematika, IRR didapat dg mencari nilai discount rate yg membuat nilai NPV menjadi nol, jadi pernyataan Bapak bahwa 'kemungkinan IRR bisa membuat NPV sebuah peluang investasi sama dengan nol' itu rancu, karena memang secara matematika definisi IRR adalah seperti yg saya sebutkan di atas.

Coba lihat di sini: http://en.wikipedia.org/wiki/Internal_rate_of_return dan http://en.wikipedia.org/wiki/Net_present_value

Kenapa IRR didapat dari mencari discount rate yg membuat NPV = 0? Karena itu menggambarkan ekspektasi investor akan tingkat pengembalian investasinya.
Jika IRR tinggi, artinya ruang utk ekspektasi thd tingkat pengembalian investasinya cukup lebar (dari rentang nilai free risk interest, misal obligasi negara, yg relatif rendah karena tdk butuh premium akibat free risk, sampai ke nilai IRR investasi, yg cukup tinggi). Jika IRR rendah, maka rentang tsb sempit.

Misal jika IRR suatu proyek 30%, maka investasi tsb dipandang lebih baik dari proyek dg IRR 20%, karena jika dikenakan tingkat ekspektasi pengembalian investasi 30%-lah maka investasi itu cuma bisa impas (NPV = 0), sementara jika dikenakan tingkat ekspektasi lebih rendah dari 30%, let say 25%, maka NPV proyek tsb positif.

Sementara utk investasi dg IRR 20%, maka ketika dikenakan tingkat ekspektasi pengembalian investasi sebesar 25%, maka NPV-nya menjadi negatif. Artinya si investor hanya boleh memasang tingkat ekspektasi maksimal 20% (yg cuma untuk menjadi impas saja).

Kalau mau mempelajari finance secara online, bisa ke situs ini: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/

Mudah2an membantu.


Tanggapan 5 - TanggDicky@Web

Pak Zaki, terima kasih atas informasi yang sangat membantu sekali.

Pak Eko Setiadi juga telah menjelaskan beberapa metriks untuk analisa keekonomian suatu proyek yang juga sangat membantu dalam pemahaman indikator keputusan investasi.

Ijinkan saya untuk menambahkan sedikit saja untuk membantu menjawab pertanyaan Pak Hadi.

Kambali ke pertanyaan awal pak Hadi yang menanyakan indikator investasi mana yang paling baik dalam kaitannya dengan *Penyusunan Anggaran* (Budgeting) investasi. Saya tekankan disini konteks nya apa, karena ini terkait dalam pemilihan indikator mana yang terbaik.

Sepintas saja. Menurut saya penyusunan anggaran investasi secara sederhana adalah pengalokasian sumber daya (terutama dana) untuk investasi proyek dan memberikan hasil yang optimal. Indikator yang sering digunakan antara lain NPV, IRR, Payback Period (atau variasinya seperti Discounted Payback Period), NPV over Investment (sering digunakan utk perusahaan Migas), Return on Capital Employed (untuk indikator shortterm).

Nah pertanyaannya adalah indikator mana yang paling baik ?

Perdebatan memang dari sejak lama memang terjadi, terutama antara kelopok pro indikator NPV vs IRR. Kelompok yang pro NPV mengatakan bahwa "Cash is King". NPV adalah indicator yang sebenarnya dalam merefleksikan tujuan dari bisnis yaitu menghasilkan uang sebanyak-banyak."...Bang for Bucks...", katanya. Selain itu disebutkan IRR punya kelemahan yaitu tidak bisa memberikan nilai IRR yang sebenarnya apabila cashflow nya multi-signs (walaupun ada metode untuk mengatasi kelemahan ini) dan tidak menggambarkan konsep Time Value of Money (walaupun ada yang mengusulkan a.l. menggunakan metode Discounted IRR)

Kelompok yang pro IRR mengatakan bahwa bahwa NPV tidak menggambarkan optimasi dan efisiensi penggunaan sumber daya dana investasi dalam kaitannya dengan rate dari pengembaliannya (rate of return). Contohnya katakan nilai NPV Proyek A sebesar Rp 100 juta dan Proyek B sebesar Rp 10 juta. Secara naluri mungkin kita akan memilih Proyek A karena nilainya 10x lebih besar. Tapi kalau Proyek A membutuhkan investasi sebesar Rp 75 juta sedangkan Proyek B hanya sebesar Rp 1 juta, Proyek B dapat dikatakan mempunyai nilai resiko yang lebih kecil (exposure dana perusahaan dalam kegiatan investasi yang lebih kecil) dan tingkat pengembalian yang lebih besar (IRR besar).

Saya pribadi tidak berpihak ke indikator mana yang terbaik karena menganggap semua indikator adalah penting untuk dianalisa, bergantung dari situasi dan konteks apa indikator investasi tsb digunakan. Contohnya, apabila suatu perusahaan dalam situasi langka dana investasi dan mempunyai pilihan beberapa proyek, tentunya mereka lebih mementingkan efisiensi dan optimasi investasi proyek dengan resiko sekecil mungkin dibandingkan nilai dari proyek tersebut. Sedangkan perusahaan yang beruntung mempunyai dana yang tersedia banyak, mereka punya kemampuan besar untuk membiayai multi proyek, sepanjang proyek-proyek tersebut mempunyai nilai NPV positif (tentunya setelah risk adjusted yang kadang direfleksikan dari nilai discount rate yang digunakan dalam perhitungan NPV).

Kembali ke pertanyaan pak Hadi dalam kaitannya dengan pemilihan indikator, sama dengan yang telah saya uraikan di atas, ini bergantung dari situasi keuangan perusahaan pak Hadi serta appetite perusahaan terhadap nilai resiko proyek.

Semoga membantu dan bermanfaat.


Tanggapan 6 - Eko Setiadi Eko

Pak Hadi,

Terminology NPV & IRR, sebenarnya merupakan indicator kelaikan project, yg dapat diproyeksi pada tahap feasibility studi.

Secara umum, dapat disebutkan indikator2 dasar, yaitu:

1. Net Present Worth/Value

Adalah perbedaan antara nilai sekarang dari penerimaan total dan nilai sekarang dari pengeluaran sepanjang umur proyek pada discount rate yang diberikan.

Pendekatannya adalah pada konsep cash flow (cash in/cash out), project dikatakan laik apabila NPV>0.

2. Rate of Return (ROR) atau Return on Investment (ROI)

Adalah discount rate yang memberikan harga NPV = 0

ROR merupakan perolehan per tahun dari investasi suatu proyek

ROR sendiri ada dua macam, yaitu:

> Eksternal ROR, yaitu return yang diperoleh apabila investasi dilakukan di luar organisasi. Contoh: suatu perusahaan menyimpan dananya di Bank atau membeli saham perusahaan lain.

> Internal ROR (atau IRR), yaitu return yang diperoleh apabila investasi dilakukan di dalam perusahaan sendiri. Contoh, suatu perusahaan melakukan pengeboran untuk menambah kapasitas produksi, atau melakukan fracturing untuk meningkatkan produksi sumur.

3.Payback Period (PBP) atau Payout Time (POT)

Terminologi ini mendefine jangka waktu yang diperlukan untuk mengembalikan investasi yang ditanam.

Nah, dari indikator2 di atas, Anda bisa mendefinisikan: dengan project yg hendak dikerjakan, seberapa besar capital cost yg hendak dikeluarkan, proyeksi revenue nya, estimasi kapan mendapatkan kembali investasi yg ditanam. Dengan pendekatan ini pula, dapat dikalkulasi price estimasi (bila tdp product yg akan dikeluarkan).

Tentunya setiap project berbeda, tergantung bidang nya, scope of work, dan regulasi (term of contract) yg memayungi nya.


Tanggapan 7 - hadi muttaqien hadimtq2000


Pak Zaki, Pak Eko dan Pak Dicky,

Terimakasih ikut sharing di sini, dan menambah wawasan saya.
Menarik kalau NPV-IRR di seminarkan, Pak Dicky saya kira pas bilbeliau yang sebagai penggerak atau moderatornya. Kalau usulan saya seminarnya membahas investasi di dunia Migas dan Power Plant, atau pekerjaan Proyek di kedua bidang, dengan sumber dana G to G atau sektor swasta.
Ini sekedar sebagai usulan.


Tanggapan 8 - Dicky@Web

Pak Hadi,
Maaf baru balas sekarang.
Terima kasih atas usulan pak Hadi. Menarik sekali terutama topik public vs private investments, tetapi mohon maaf saya tidak mampu aktif mejadi penggerak seperti yang diusulkan berhubung lokasi saya yang tidak berada di Indonesia.


Tanggapan 9 - komang anom komang_synergy


Terdapat dua instrumen evaluasi investasi yang umum digunakan untuk menilai apakah suatu investasi akan dilakukan atau tidak. Instrumen tersebut adalah Net Present Value (NPV) dan yang kedua adalah Internal Rate of Return (IRR). Dalam melakukan investasi tentunya harus dilakukan perbandingan antara investasi yang satu dengan yang lainnya misalnya uangnya diinvestasikan di bank saja, karena bunganya lebih menarik. Investasi terbaik akan didapat apabila NPV dan IRR sama-sama bernilai tinggi. Pada kasus tertentu sering dinyatakan bahwa IRR dengan nilai yang tinggi akan lebih menguntungkan daripada investasi dengan nilai IRR yang lebih rendah, walaupun tidak demikian, karena pada kondisi tertentu IRR bisa menyesatkan.

Pada NPV, semua future cash flow dikonversikan menjadi suatu nilai ekuivalen pada waktu tahun ke nol dengan menggunakan teknik diskounting. NPV merupakan penjumlahan dari masing-masing present value dari net income yang diproyeksikan tiap tahun. Setiap future income didiskon, artinya dibagi dengan bilangan yang merepresentasikan oppurtunity cost dari memiliki modal mulai tahun ke nol hingga tahun dimana income diterima atau dibelanjakan. Oppurtunity cost dapat berupa berapa banyak uang yang dapat diterima apabila diinvestasikan di tempat lain atau berapa banyak bunga yang akan dibayar apabila kita meminjam uang.
Rumus:
NPV :
            NPV = I0 + I1/(1+r) + I2/(1+r)2 + I3/(1+r)3 + .+ In/(1+r)n
dimana:
I0 adalah investasi tahun ke-0
In merupakan net income tahun ke-1, 2, 3, .n
r merupakan discount rate
NPV > 0, proyek diterima
NPV < 0, proyek ditolak
Dari rumusan di atas, dapat ditarik suatu kesimpulan:
-          makin tinggi income, makin tinggi NPV
-          makin lebih awal datangnya income, makin tinggi NPV
-          makin tinggi discount rate, makin rendah NPV
Untuk membandingkan dua proyek yang mana akan dipilih dapat dilakukan dengan membandingkan kedua nilai NPV proyek, dimana NPV proyek yang lebih besar yang akan diambil.
IRR atau Internal Rate of Return, merupakan instrument evaluasi yang digunakan untuk memutuskan apakah suatu pemilik modal ingin melakukan investasi atau tidak.

    IRR > tingkat keuntungan yang diisyaratkan, proyek diterima
    IRR < tingkat keuntungan yang disyaratkan, proyek ditolak


IRR lebih merupakan suatu indikator efisiensi dari suatu investasi, berlawanan dengan NPV, yang mengindikasikan value atau suatu besaran uang. IRR merupakan effective compounded return rate annual yang dapat dihasilkan dari suatu investasi atau yield dari suatu investasi. Suatu proyek/investasi dapat dilakukan apabila rate of returnnya lebih besar daripada return yang diterima apabila kita melakukan investasi di tempat lain (bank, bonds, dll). Jadi IRR harus dibandingkan dengan alternatif investasi yang lain.
Secara matematis, IRR didefinisikan sebagai discount rate yang menghasilkan NPV sama dengan nol. Misal:

YearCash Flow
0-100
1+30
2+35
3+40
4+45
Internal Rate of Return (IRR)
NPV = 0 = -100 + 30/(1+r) + 35/(1+r)2 + 40/(1+r)3 + 45/(1+r)4
IRR: = r,
NPV = 0, pada r = 17.09% sehingga IRR = 17.09%


Grafik NPV sebagai fungsi dari r (sumbu X merupakan discount rate dan sumbu Y merupakan NPV) - terlampir.
IRR memiliki kelemahan dimana IRR umumnya digunakan untuk pengambilan keputusan untuk single project bukan mutually exclussive project (proyek yang saling menghilangkan). Untuk mutually exclusive project, kriteria NPV lebih dominan digunakan dimana proyek dengan NPV lebih besar akan dipilih walaupun memiliki IRR yang lebih kecil. Dari grafik, suatu proyek mungkin akan memiliki beberapa discount rate yang membuat nilai NPV = 0 (ada net income negatif di sela-sela tahun net income positif), sehingga nilai IRR bisa lebih dari satu atau kita dihadapkan pada beberapa pilihan nilai IRR. Dari segi reinvestasi, IRR juga memiliki kelemahan sehingga digunakan MIRR (Modified Rate of Return).

Walaupun secara akademik NPV lebih dominan dipilih, survey mengindikasikan bahwa kalangan eksekutif lebih menyukai IRR daripada NPV. Hal ini dikarenakan para manager ataupun pemilik modal lebih gampang membandingkan investasi/proyek yang berbeda besaran dalam bentuk % rate of return (IRR) dibandingkan dengan besaran uang (NPV).


Tanggapan 10 - NYOMAN PRIBADI WP

Komang......mantap ulasannya panjang dan njelimet bagi saya yang Cuma dapet kaya gituan waktu kuliah Analisa Teknik dan Biaya hehehe btw......kembali ke pangkuan ibu pertiwi mang??



Emas Putih

"Mas Putih bukan Platina ( Pt ). Mas Putih merupakan Emas ( Au , baca Aurum ) yang di plating atau dicampur dengan Nickel ( Ni ), Perak ( Ag, baca Argentum ), Palladium ( Pd ) atau Rhodium ( Rh ). Namun karena dicampur atau dilapisi dengan logam-logam pencampur mengakibatkan warnanya putih s.d putih mengkilap ( cemerlang ). Sedangkan Platina ( Pt ) sesuangguhnya adalah logam yg berwarna putih pudar cendrung agak abu - abu, logam ini sangat lunak bila ditekuk dengan tangan ( terutama Pt yg kemurniannya mencapai 90 %, yg dalam dunia perdagangan ditulis Pt900 )."


Tanya - Setiyo


Bapak/Ibu,

Saya ingin tanya, apakah emas putih itu sama dengan platina?
Kalau beda, lalu emas putih itu apa dan platina itu apa?

Maklum, terimaksih


Tanggapan - Masri masri@sucofindo


Dear Mas Setiyo,
Mas Putih bukan Platina ( Pt ).
Mas Putih merupakan Emas ( Au , baca Aurum ) yang di plating atau dicampur dengan Nickel ( Ni ), Perak ( Ag, baca Argentum ), Palladium ( Pd ) atau Rhodium ( Rh ). Namun karena dicampur atau dilapisi dengan logam-logam pencampur mengakibatkan warnanya putih s.d putih mengkilap ( cemerlang ).
Sedangkan Platina ( Pt ) sesuangguhnya adalah logam yg berwarna putih pudar cendrung agak abu - abu, logam ini sangat lunak bila ditekuk dengan tangan ( terutama Pt yg kemurniannya mencapai 90 %, yg dalam dunia perdagangan ditulis Pt900 ).
Dalam bisnis perhiasan memang saat ini mulai trend pemakaian perhiasan Pt utk Wedding, namun kudu hati-hati, karena secara visual menunjukkan bahwa sulit membedakan Pt dengan logam lain ( logam yg hampir berdekatan penampakan visualnya adalah Perak dan Aluminium ( Al ), yg secara fisik juga agak lunak. Lebih baik beli perhiasan Pt dari toko perhiasan yg dapat memberikan jaminan composisi Pt dalam perhiasan ( misal Pt900, Pt950 dsb nya, kalau perlu toko perhiasan tsb dapat menunjukan sertifikat pembelian bahan baku perhiasan Pt yg mereka jual adalah sertifikat quality barang dari ( mis : dari perusahan peleburan spt PT. Logam Mulia ), dan jaminan-jaminan lain yg meyakinkan. tapi yg paling sahih adalah dibuktikan dg uji Lab, hanya sayang...bila diuji di Lab , maka perhiasan tsb dirusak/dilarutkan dan tidak bisa dikembalikan kebentuk semula karena sudah berubah menjadi larutan.
harga Perhiasan atau bahan Lab dari Pt sangat mahal karena :

1. Keberadaan Pt dialam sangat sedikit an sulit menemukannya ( jml : sekitar 30.000 ton saja ) , keberadaanya di Afrika, Columbia, Alaska, Rusia dan sulit utk membuatkanya menjadi Pt murni adalah 1 ounce Pt murni adalah diperoleh dari 10 ton biji bahan baku galian yg mengandung Platina.
2. Utk menjadi perhiasan, harus dilebur dg suhu tinggi, minimal = titik lelehnya dan utk mempercantik penampilan, biasanya di plating dg Rhodium ( Rh ) agar mengkilap.
3. Butuh keterampilan khusus utk membuatnya sbg perhiasan, karena walaupun lunak, ternyata Pt itu liat dan sulit diukir.

Secara Kimia & Laboratory, Pt merupakan logam yg memiliki berat jenis tinggi yaitu 21.4 g/cm3 dg titik leleh 1773 deg C nm dan untuk membuktikan harus diuji di Lab dg pelarut aquaregia dan ditentukan nilai concentrationnya dg alat AAS ( Atomic Absorption Spectrophotometer ) pada l 265.9 nm ( baca : gelombang 265.9 nanometer ). Umumnya Pt lebih banyak digunakan sebagai katalis dalam membuat suatu product ( spt : membuat Aldehyde dari Methanol, dsb nya ), sbg catalyc converter dalam lingkup automotif , sebagai cawan analisa logam ( wadah preparasi khusus ) di laboratorium, sebagai bahan tambal gigi dsb nya.

Hanya sedikit itu yg saya tahu tentang Pt. Semoga benar dan bermanfaat.


Monday, April 23, 2012

Job Opportunity

Energy Resourcing is a progressive provider of professional services to the global resources sector, specialising in recruitment (executive search and targeted campaigns); contracting management services (contracts; pre employment checks and immigration) and corporate intelligence (generic and bespoke benchmarking; workforce planning; surveys and technical publications).

Our client is mainly involved in Engineering, Procurement, Installation, Construction and Commissioning serving regional offshores & onshores operators primarily involved in steel structure, process, piping, mechanical, electrical & Instrumentation for offshore well head platforms and structure fabrication. 


Various positions to be filled, based in Singapore. 

Structural Draftsman
-Proficient using AutoCad Software to make shop drawings
-Understand contents in Structural, Mechanical, Piping and P&ID Drawings
-Diploma in Structural Engineering / NTC in Drafting
-Minimum 2 years experience
-Preferably in Oil & Gas Industry

Senior Engineer (Rotating / Package), Equipment Group
-FEED, Detail Engineer, EPC or EPCm projects
-Handle all mechanical data sheets
-Bachelor's Degree in Mechanical Engineering
-8 to 12 Years in Oil & Gas, Petrochemical and Industrial plants.Consistent career experience in the engineering department

Mechanical Engineer- Rotaitng and Package Equipment
-Handling Rotating such as pumps, fans, compressors, etc
-Handling package equipment boilers, furnaces, etc
-EPC nature experience
-3 to 10 years Experience
-Bachelor Degree in Mechanical Engineering

Mechanical Engineer- Static Equipment
-Handling static equipment such as pressure vessels, heat exchangers, tanks, etc
-3 to 10 years experience
-Bachelor degree in Mechanical Engineering

Senior Piping Design Engineer
-Basic knowledge of AutoCad/CAD pipe and Microstation 2D
-3D Model review through Naviswork / SPR
-Bachelor Degree preferably in Mechanical Engineering or 10 years of related experience
- Minimum 8 years in the field of piping design involving detailed design, stress evaluation, production work, 3D model review, and construction engineering support, 3 years of which in a supervisory capacity.

Piping Engineer
-Able to use AutoCad/ Cad pipe and Microstation 2D CAD
-Naviswork or SPR
-Bachelor degree in Mechanical / Chemical Engineering
-3-4 years of experience in Piping Engineering design involving preparation of piping layout, piping plan drawings and ISO Sketches, 3D Model review, piping material take off, and construction enginering support

PDMS Designer (Structural)
-3 years experience in Structural Drafting, offshore structures using PDMS
-Must have PDMS/PDS. AutoCAD, Microstation experience
-Candidate must have design experience, FPSO, platform & offshore Oil and Gas Projects experience.

PDMS Designer (Instrument)
-Prepare all instrument drawings (cable routing, instrument layout and etc)
-5 Years design experience in offshore Oil & Gas Industrial projects
-3 years hands on on 3D PDMS
-AutoCAD & Intools (SPI)

PDMS Designer (Electrical)
-Prepare electrical drawings based in project specifications
-Input of design drawings to PDMS
-5 Years design experience in offshore Oil & Gas industrial projects
-3 years hands o on experience in 3D PDMS
-MDS administrtion, AutoCAD Suite and Naviswork

Structural Engineer
-Experience in Civil/ Structural
-5 to 10 years experience in Structural Engineering/management, topisde multidiscipline design & construction
-Industry Codes & standards
- Candidate must have offshore, platform, review design & drawings and subsea lines experience

Engineer (Electrical)
-SLD and layout drawings
-Prepare technical specifications
-Technical Bid Analysis
-5 years in Electrical design, construction in Oil & Gas, Petrochemical / Chemical industry
-EDSA, SKM power tool, ACAEDOS

Electrical Engineer (Smart Plant)
-Detailed engineering usage and smartplant electrical
-Single line / Schematic Diagram
-5 years working experience in Electrical / detailed engineering
-2 yrs hands on experience in Smartplant
-SPEI symbols and IEC Standards

Engineer / Senior Engineer (Piping)
-Develop, review & maintain all engineering standards
-10 years experience in piping design engineering in Oil & Gas, topside design with offshore platforms and SPAR topside facility
-MS Office and PDMS
-Preparation of design & drafting activities for FPSO, EPC and LQ projects.

Candidates who wish to apply for the above positions may send their CV to Naziha Ahmad at naziha.ahmad@energyresourcing.com
LinkedIn website

Unsubscribe jmasjhuda@gmail.com from this list.

Our mailing address is:
Energy Resourcing Singapore Pte Ltd
350 Orchard Road
Shaw House
Singapore 238868
Singapore


IT Programmer

Dibutuhkan segera:

Staff  IT Programmer (exp 3 - 4 tahun) VB6, SQL Server, CorellDraw

kirim lamaran langsung via email ke: nyoman1954@gmail.com


Terimakasih.

Nyoman Surawiyatha


Lowongan

Untuk membantu rekan-rekan kita yang lagi tidak kerja, juga yang baru tamat dari SMK yang tidak melanjutkan ke jengjang pendidikan/kuliah:

Buat rekan-rekan migas mari bersama-sama sebarkan lowongan ini kepada rekan/teman atau keluarga yang fresh graduate, sekarang lagi dibutuhkan tenaga kerja sbb.:

1. QA - S1 Jurusan Pangan & Perikanan, pengalaman 2 - 3 tahun "punya SIM A" - laki-laki 4 orang
2. Supervisor Maintenance - D3 mesin, pengalaman 2 - 3 tahun - 8 orang
3. Asst Manager Printing - D3 Grafika, pengalaman 3 - 5 tahun  - 3 orang
4. SMK Grafika & Kimia  - 25 orang (fresh graduated)
5. HR Supervisor - 2 orang
6. HSE - punya certificate & pengalaman min 4 tahun - 2 orang
7. Staff Logistic - pengalaman  2 - 3 tahun - 2 orang
8. SMK - Otomotif - 5 orang
9. Operator forklift - 3 orang
10. Sopir - punya SIM B1 Umum - 5 orang

langsung kirim lamaran ke recruitment@cometa.co.id 

Terimakasih atas perhatiannya.


Vacancy - Electrical engineer / designer

Perusahaan based di Singapore dan berkantor cabang di Jakarta, sedang mencari posisi : Electrical engineer / designer.
Yang mereka cari, seperti cuplikan e-mail mereka ke saya seperti berikut

-----

We are Looking for electrical engineer/draftsmen for design and engineering with autocad skills and prior experience in
offshore jack ups, FPSO, FSO projects.  Working experiences at least 2 to 3 years experience.
Must have engineering design and ACAD background and experiences from previous jobs.

Job located will be at Jakarta Base.

-----

Bagi yang tertarik, silahkan untuk submit CV dan expected salary ke alamat e-mail saya, atau bisa langsung ke ;
Iris Lim <ilim@lionglobal.com.sg>


Instrument & Control Engineer - Abu Dhabi

TS International are urgently recruiting for an Intrument & Control Engineer to
be based in Abu Dhabi on a long term contract for 12-18 months permanent
residential status.

You will be living in Abu Dhabi onshore and then day tripping offshore when the
time comes. You must have adequate (Minimum 12 years experience) in offshore
projects and have design experience and commissioning support experience for
DCS,ESD, F&G systems, control systems, field side instrumentation etc.

My client will pay a net salary of $5500 USD per month + $550 USD per month
living allowance, based on 5 days per week, 8 hrs per day and my client will
also provide you you're your accommodation, flights, medical, local transport,
phone and visas.

If interested in the above role you please forward me a copy of your most recent
up to date CV (Word.doc format) in which I will forward to my client for review
and will revert back to you once I have feedback and also please let me know the
following:

Availability / Notice period ? You must be available ASAP
Nationality ?
Full date of birth ?
Highest level of education?
Current Salary (USD) ?
Acceptbale to $5000 per month salary?

I look forward to your response.

Regards,
Shakeel Khan
TS International
Senior Consultant
Direct line: 0044 (0)1277 262 936
TS International
Jubilee House
The Drive, Great Warley
Brentwood, CM13 3FR, UK
Fax 0044 (0)1277 725 001
Email shaks@tsinternational.co.uk
Web www.tsinternational.co.uk

-------------------------------------------
India Office
Citi Centre.
0091 44 4221 8262.
Level 6, Chennai Citi Centre.
10/11, Dr.Radhakrishnan Salai,
Chennai - 600 004.
INDIA


Job Vacancies

Kami, perusahaan yang bergerak dibidang eksplorasi migas di indonesia, mencari
kandidat karyawan untuk ditempatkan pada posisi-posisi sebagai berikut:

1.Reservoir Engineer, dengan persyaratan khusus:
a.Pendidikan minimal S1-Teknik Perminyakan atau terkait lainnya
b.Mengetahui dan mampu menangani hal-hal terkait dengan POD
c.Mampu menggunakan software simulasi reservoir (Eclipse, CMG)
d.Bertanggung jawab untuk semua analisa data reservoir termasuk perhitungan
cadangan, reservoir simulation, pressure test analysis, PVT correlation, Rock
type correlation dll
e.Mampu menganalisa data reservoir dengan data yang terbatas.
f.Merupakan nilai lebih apabila mengetahui teknik produksi

2.Drilling Engineer, dengan persyaratan khusus adalah :
a.Pendidikan minimal S1-Teknik Perminyakan atau terkait lainnya
b.Pengalaman Kerja di Industri Oil & Gas (Drilling) minimal 5 tahun
c.Mampu menyusun Drilling Program, termasuk Budgeting AFE
d.Mengetahui dan mampu dalam pelaksanaan Management Project

3.HSE Officer, dengan persyaratan khusus adalah :
a.Pendidikan minimal S1-Teknik Lingkungan atau terkait lainnya
b.Mampu menyusun dan menerapkan HSE Management System
c.Mengetahui standard HSE untuk pengeboran, seismic, dan pembangunan fasilitas
produksi,
d.Mengetahui dan mampu dalam pelaksanaan Management Project
e.Memiliki sertifikat terkait dari institusi resmi (K3L, Amdal, lain-lain)

Persyaratan umum yang harus dipenuhi oleh setiap kandidat adalah:
1.Memiliki Pengalaman Kerja di Industri Oil & Gas minimal 5 tahun
2.Tertib administrasi dan berintegritas.
3.Mampu bekerja sama dengan tim

Kandidat yang memenuhi persyaratan dan tertarik dapat mengirimkan surat lamaran,
CV, dan gaji yang diinginkan ke hrd@tiarabumi.com.

Terimakasih
Recruitment Team


INPEX Vacant Positions

INPEX is a worldwide oil & gas exploration and production company based in Japan, involved in more than 70 projects across 26 countries. INPEX has been in Indonesia since 1966. As the pioneer of Indonesian deep-water exploration and the operator of Masela Block and Babar Selaru Block, INPEX has successfully discovered the Abadi giant gas field. Parallel with the activities, INPEX Organization is growing rapidly and currently we need the following positions :

ASSET SUPPORT (ASP)
1. Sr. Asset Geophysicist
2. Sr. Asset Geologist
3. Asset Geologist

BUSINESS INFRASTRUCTURE
4. Sr Staff Security & Compliance
5. Security & Compliance Staff 
6. IT Business Application Staff

COMMERCIAL
7. Commercial Senior Coordinator

COMMUNICATION & RELATIONS
8. Permit Liaison Staff
9. Sr Staff External Relations Formality

DRILLING
10. Completion Engineer
11. Offshore Drilling Operations Staff
FLNG
12. EPCI Technical Coordinator
13. Assistant FLNG Project Services Manager

FULLFIELD DEVELOPMENT (FFD)
General Precise for all Full Field Development Positions

The Abadi field is a large gas discovery located some 350 km east of Timor Island in Indonesian waters and 350 km north of Darwin, Australia.  It lies adjacent to the northern international boundary with Australia, in 400–800 m water depth.  The Masela Production Sharing Contract (PSC) was awarded to INPEX Masela as Operator with 100% interest in November 1998.  The discovery well, Abadi-1, was drilled and completed in late 2000.  INPEX has been planning for the development of the field through application of a 2.5mmtpa Floating LNG installation for a Stage 1.

The project is starting the FEED (Define) Phase of the Stage 1 FLNG Development, whereby the SURF FEED will be performed by a single Contractor and the FLNG FEED will be a design competition between two Consortia with the successful FEED Consortia proceeding through to EPC of the FLNG facility.

The Full Field Development (FFD) is to enter into Concept Select Phase during 2012 which will entail formation of a Full Field Development Team and implementation of Offshore/Onshore Surveys and Concept Select Consultancy Contracts for screening of multiple development options, including large scale FLNG.

14. Sr. Offshore Facilities Engineer
15. Sr. FLNG Engineer
16. Cost Engineer
17. Offshore Pipeline Engineer
18.  Geotechnical Coordinator
19. Contract Staff
20. Head of Onshore LNG
21. Sr. LNG Process Engineer
22.  Sr. Civil Engineer
23. Sr. Logistics Engineer
24. AMDAL/ESIA Specialist
25. Sr. Development Planning Engineer
26. HSE Engineer
27.  Schedule Planner


GAS AND CRUDE OIL MARKETING
28. Sr. Staff Gas Contract

GENERAL SERVICES
29. Sr. Staff Office Service
30. Sr. Staff Office Security
31. Technical Assistant

INTEGRATION
32. Subsea Engineer
33. Senior Production Engineer

INTERFACE/CHANGE/RISK MANAGEMENT
34. Sr. Staff – Interface Change Management
35. Staff – Interface Change Management
36. Sr. Interface Engineer  
37. FLNG Interface Coordinator
38. SURF Risk Coordinator
39. FLNG Risk Coordinator

INTERNAL BUSINESS AUDITOR
40. Sr. Internal Auditor
41. Internal Auditor

LOGISTIC BASE ENGINEERING
42. Principal Civil Engineer (Senior Structural Engineer)
              
PLANNING AND COORDINATION
43. Sr. Economist
44. Cost Engineer
45. Sr. Budget Controller
46. Sr. Cost Estimator
47. Budget Controller
48. Cost Estimator

PRE OPERATION (OPE)
49. Sr. Operations Recruitment and Training Planner
50. Sr. Plant Operations Engineer
51. Senior Operations Planner - Logistics and Maintenance
52. Senior Marine Engineer
53. Senior Commissioning and Operation Engineer

PROJECT SERVICE (PRJ)
54. Senior Contract Engineer
55. Senior Contracts Superintendent
56. Sr Logistics and Warehouse Staff

QHSE (QHS)
57. Safety Manager
58. Security Advisor
59. Senior Safety Specialist (for Technical Safety Design)
60. Lead QA/QC Engineer
61. QA/QC Engineer

SUBSURFACE DEVELOPMENT (SSD)
62. Senior Development Geologist
63. Petrophysicist
64. Sr. Reservoir Engineer
65. Sr. Petroleum Engineer
66. Petroleum Engineer
67. Operation Geophysicist
68. Sr. Staff Subsurface Data Management

HUMAN RESOURCES
69. Medical Doctor 
70. HR Service Staff (Compensation & Benefit)


For detail information, please log in to: http://career.inpex.co.id

Or simply drop your CV (put title of the position in email's subject) to: recruit_general@inpex.co.jp