Jurnal Teknik Lingkungan Volume 24 Nomor 2, Oktober 2018 (Hal 1 - 14)

## IDENTIFIKASI BAHAYA DAN ANALISIS RISIKO PADA JARINGAN PIPA TRANSMISI CRUDE OIL
DI PERUSAHAAN MIGAS

## HAZARDS IDENTIFICATION AND RISK ANALYSIS OF CRUDE OIL TRANSMISSION PIPELINE IN OIL AND GAS COMPANY
Megahapsari Martaningtyas 1 dan Herto Dwi Ariesyady 2
Program Studi Teknik Lingkungan, FTSL, Institut Teknologi Bandung Jalan Ganesha No. 10 Bandung 40132
Email: 1 megahapsari@students.itb.ac.id dan 2 herto@ftsl.itb.ac.id
Abstrak: Kegiatan operasi di bidang migas telah banyak dilakukan, baik itu dikelola oleh pemerintah maupun pihak  swasta.  PT.  X  merupakan  salah  satu  perusahaan  yang  bergerak  di  bidang  eksplorasi,  pengolahan  serta produksi  minyak  dan  gas  bumi  di  Indonesia  yang  menggunakan  sistem  perpipaan  dalam  proses  distribusinya. Penggunaan sistem perpipaan sebagai sarana untuk menyalurkan produk minyak dan gas dianggap lebih efektif dan efisien  dari  segi  kapasitas  dan  jarak  yang ditempuh.  Proses  penyaluran di  area  utara  PT.  X menggunakan fasilitas  jalur  pipa offshore dan onshore sebagai  sarana  distribusi  produksi  minyak  mentah.  Apabila  terjadi kegagalan pada jalur pipa maka dapat mengakibatkan dampak kerugian yang besar seperti kebocoran, tumpahan, dan ledakan. Oleh karena tingginya potensi bahaya dan risiko tersebut maka perlu dilakukan penilaian risiko pada sistem  perpipaan  yang  digunakan,  termasuk  risiko  pada  jaringan  pipa  transmisi crude  oil. Pada  penelitian  ini dilakukan  analisis  risiko  dengan  pendekatan loss  prevention  and  risk  assessment yang  dikembangkan  oleh Muhlbauer  (2004).  Hasil  penelitian  ini  menunjukkan  faktor  risiko  yang  paling  besar  memberikan  kontribusi terhadap kemungkinan kegagalan jalur pipa transmisi minyak 18 inci dari A platform sampai S terminal adalah faktor  kerusakan  oleh  pihak  ketiga.  Segmen  pipa  yang  paling  berisiko  untuk  mengalami  kegagalan  yang menyebabkan kebocoran tertinggi adalah pada segmen pipa offshore. Sedangkan faktor konsekuensi dengan nilai dampak tertinggi adalah pada segmen riser. Analisis risiko ledakan atau kebakaran dengan metode Dow’s F & EI pada  pipa  transmisi  memiliki  nilai  sebesar  113,168  dengan  kategori intermediate. Hasil  tersebut  menyatakan bahwa pihak manajemen perusahaan harus memperhatikan dan mengawasi secara lebih seksama pada jaringan pipa transmisi, sehingga dapat melakukan tindakan mitigasi risiko secara cepat apabila terjadi kegagalan pipa.
Kata kunci: crude oil , Dow’s F & EI, metode Muhlbauer, pipa transmisi, risk assessment
Abstract:  Oil  and  gas  operations  have  been carried  out  widely,  both  managed  by  the  government  and  private parties. PT. X is one of the companies engaged in the exploration, processing and production of oil and gas in Indonesia that used pipeline system in the distribution processes of oil and gas. The use of pipeline systems was considered more effective and efficient in terms of capacity and distance passed by to distribute oil and gas. The operation processes in the northern area of PT. X use offshore and onshore pipeline facilities to distribute crude oil. The event of a failure on the pipeline can cause major loss impacts such as leaks, spills and explosions. The high potential hazards and risks need to be carried out by risk assessment on the pipeline system used, including
the risks in the transmission pipeline network of crude oil. In this research, risk analysis with loss prevention and risk assessment approach developed by Muhlbauer (2004) is measured using semi-quantitative pipeline risk on third party index of damage index, corrosion, pipe design, improper operation. The results of this study indicate that the biggest risk factor contributing to the possibility of failure of the 18-inch oil transmission pipeline from A platform to S terminal is the damage factor by third parties. The pipe segment which is most at risk for failure which causes the highest leakage is in the offshore pipeline segment. Whereas the consequence factor with the highest  impact  value  is  in  the  riser  segment.  Explosion  or  fire  risk  analysis  with  Dow's  F  &  EI  method  on transmission pipes has a value of 113.168 with an intermediate category. The results stated that the management of the company must pay close attention to and supervise the transmission pipeline network, so that it can carry out risk mitigation actions quickly if a pipe failure occurs.
Keywords: crude oil, Dow’s F & EI, Muhlbauer method, risk assessment, transmission pipe

## PENDAHULUAN
Penggunaan  sistem  perpipaan  dalam  industri  minyak  dan  gas  bumi  sebagai  sarana untuk  menyalurkan  produk  minyak  dan  gas  sangat  efektif  dan  efisien,  terutama  dalam menempuh jarak yang jauh melalui laut maupun darat. Dilihat dari rute yang dilalui pipa sangat beragam, maka potensi bahaya dan risiko keselamatan seperti kebocoran, tumpahan, ledakan dan  pencemaran  lingkungan  dapat  mungkin  terjadi.  Berbagai  macam  persoalan  tersebut dipengaruhi  oleh  beberapa  faktor  baik  oleh  faktor  internal  seperti  korosi  maupun  faktor eksternal seperti lingkungan maupun masyarakat sekitar (Muhlbauer, 2004).
Di Indonesia dalam kurun waktu lima tahun terakhir ini terdapat insiden  yang terjadi pada pipa transmisi minyak mentah salah satunya adalah pada akhir bulan maret 2018 terjadi kebocoran pada pipa penyalur crude oil berukuran 20 inci  dan  ketebalan 12 mm  dari  lawe- lawe menuju kilang milik PT. Pertamina RU V di Balikpapan. Kegagalan pipa tersebut diduga diakibatkan oleh faktor eksternal diantaranya dalam upaya perawatan dan inspeksi pipa yang tidak  memadai,  kurangnya  sistem  pemantauan  pipa  otomatis  dan  tidak  memiliki  sistem peringatan  dini.  Kebocoran  minyak  mentah  ini  berakibat  kematian  limaorang  nelayan  dan berdampak pada lingkungan di  teluk Balikpapan. Area terdampak karena tumpahan minyak diperkirakan  mencapai  sekitar  7.000  hektar  dengan  panjang  pantai  terdampak  di  Kota Balikpapan dan Penajam Paser Utara sekitar 60 kilometer (KLHK, 2018).
Melihat besarnya dampak akibat faktor risiko kegagalan pada pipa transmisi crude oil dalam  kasus  yang  pernah  terjadi  sebelumnya  maka  dapat  disimpulkan  bahwa  perlunya memahami semua potensi bahaya di tempat kerja, mengetahui prosedur yang berlaku di tempat kerja, serta mengetahui penyebab kecelakaan kerja dan mitigasi risiko. Oleh karena itu, perlu
dilakukan penilaian risiko ( risk assessment ) pada sistem perpipaan yang digunakan, termasuk risiko pada pipa transmisi crude oil sehingga upaya pencegahan dan pengendalian dapat dengan maksimal mengurangi risiko kerugian, keselamatan manusia hingga meningkatkan kelancaran operasi minyak dan gas bumi melalui pipa transmisi crude oil di PT.X.

## METODOLOGI
Tahap  persiapan  dimulai  dari  studi  literatur  mengenai  kegagalan  sistem  perpipaan, kejadian kecelakaan terkait dan faktor-faktor  yang mempengaruhi  kegagalan pada  jalur pipa transmisi  khususnya crude  oil (Sidik  dan  Damanhuri,  2012).  Selanjutnya  dilakukan pengumpulan data primer dan data sekunder dari lokasi penelitian yaitu PT. X yang merupakan salah satu perusahaan yang bergerak dibidang minyak dan gas bumi di Kalimantan Timur. Data primer yang dibutuhkan yaitu kondisi nyata atau right of way, wawancara dan diskusi dengan pihak  terkait  yang  bertanggung  jawab  dalam  pengoperasian  dan  pemeliharaan  pipa, dokumentasi,  serta  melakukan  identifikasi  potensi  kebocoran  pipa  transmisi crude  oil dan kandungan  zat  yang  berada  disekitar  pipa  maupun  didalam  pipa.  Data  sekunder  yang diperlukan sebagai data pendukung diantaranya yaitu profil lokasi penelitian, desain pipa, data spesifikasi  pipa yang digunakan, Standard Operating Procedure (SOP) pengoperasian pipa, dokumen  pemeliharaan  dan  pengawasan  keselamatan  pipa,  data  inspeksi,  data  kecelakaan kerja, peraturan dan perundang- undangan, referensi ilmiah terbaru, serta dokumen penunjang lainnya.

## Identifikasi Proses dan Bahaya
Identifikasi  bahaya pada penelitian  ini, dilakukan pada pipa transmisi crude oil yang berpotensi  terjadi  kebocoran  atau  kegagalan  sistem  perpipaan.  Metode  identifikasi  yang dilakukan  dengan  menggunakan  JHA  ( Job  Hazard  Analysis ),  Fine  dan  ETA  ( Event  Tree Analysis ) (Purba dan Salami, 2016). Job Hazard Analysis atau JHA adalah salah satu teknik dimana  memusatkan  tugas  dalam  pekerjaan  sebagai  langkah  untuk  mengidentifikasi  bahaya sebelum kecelakaan terjadi. JHA berfokus pada hubungan antara pekerja, tugas, peralatan dan lingkungan  tempat  kerja.Idealnya  setelah  mengidentifikasi  bahaya  yang  tidak  dapat dikendalikan,  kemudian  mengambil  langkah  mengeliminasi  atau  mengurangi  bahaya  ke tingkat yang dapat diterima (OSHA, 2002). Metode Fine atau semi kuantitatif berguna untuk mengidentifikasi  dan  memberikan  peringkat  dari  suatu  kejadian  yang  berpotensi  untuk menimbulkan konsekuensi yang parah (Kolluru dkk., 1996 dalam Satriyani, 2017).
Metode  ETA  digunakan  untuk  menentukan  nilai  suatu  risiko  dengan  pendekatan induktif yang dimulai dari sebab (kejadian awal) untuk mencari akibat (kejadian akhir). Event Tree Analysis melibatkan perkembangan konsekuensi (hasil) dari suatu peristiwa. Metode ini dipilih karena mampu memodelkan skenario kecelakaan dengan analisis yang komprehensif, terstruktur, dan logis untuk mengidentifikasi  dan mengevaluasi  risiko  pada sistem teknologi yang kompleks yang belum pernah terjadi sebelumnya pada jalur pipa transmisi crude oil di PT.X.
Pada penelitian ini, dilakukan identifikasi bahaya terhadap dua tahapan proses kegiatan yaitu  tahapan  kegiatan  operasional  distribusi crude  oil melalui  pipa transmisi    yang  terbagi menjadi tiga sub kegiatan diantaranya proses startup , steady state , dan shutdown, serta tahapan kegiatan intelligent pigging yang merupakan salah satu kegiatan pemeliharaan pipa yang telah dilakukan perusahaan.

## Pengolahan dan Analisis Data Hasil Pengamatan
Metode  yang  akan  digunakan  untuk  menganalisa  risiko  berdasarkan  data  yang diperoleh  sebelumnya  adalah risk  rating  model dari  Muhlbauer.  Model  ini  sudah  banyak digunakan  di  berbagai  sistem  perpipaan  di  perusahaan  minyak  dan  gas  di  dunia  yang menggunakan teori pipeline risk management.
Penilaian risiko adalah proses kuantifikasi untuk menentukan risiko apayang mungkin terjadi dalam suatu sistem. Dalam mendapatkan konsep kualitas dan manajemen yang baik dari suatu  proses,  melibatkan  faktor-faktor  yang  harus  dikuantifikasi  (Rosyid  dkk.,  2017).  Pada teori  ini  penilaian  dilakukan  dengan  memberikan  bobot  atau  nilai  kepada  masing-masing elemen  risiko,  yaitu  komponen  kerusakan  oleh  pihak  ketiga,  komponen  korosi,  komponen desain  pipa  dan  komponen  operasional  yang  tidak  tepat  serta  komponen  keselamatan, kesehatan, lingkungan dan aset.
Penentuan  bobot  dan  nilai  dengan  mempertimbangkan  kontribusi  masing-masing elemen terhadap  usaha  pencegahan  ( atribute )  atau  penanggulangan  kejadian  (konsekuensi). Semakin tinggi nilai akhir semakin aman sistem jalur pipa tersebut, sedangkan semakin rendah nilai  akhir  maka  semakin  tinggi  tingkatrisikonya.  Penilaian  konsekuensi  kerusakan  pipa dilakukan untuk mengetahui kerugian akibat  kejadian kegagalan, termasuk kerugian manusia, aset, produksi dan lingkungan (Zadasti dkk.,2017).
Manajemen  risiko  bertujuan  untuk  mengurangi  risiko  dan  melindungi  terhadap dampaknya  dengan  mengidentifikasi  risiko  yang  terkait  dengan  investasi  yang  sedang dipertimbangkan,  hal  tersebut  penting  dilakukan  karena  memungkinkan  perusahaan  untuk
mengambil tindakan untuk melindungi atau mengurangi risiko (Kwestarz, 2017). Tahap untuk memulai scoring system menggunakan metode Muhlbauer antara lain:
1. Penilaian risiko yang digunakan dengan model indeks (pemberian skor) sesuai dengan metode Muhlbauer. Pada formula tersebut terdapat empat indeks Probability of Failure (PoF)  yaitu third  party  damage  index , corrosion  index , design  index ,  dan incorrect operations  index dan Consequences  of  Failure (CoF)  berdasarkan  penerapan perusahaan yaitu safety, healthy, environmental, dan asset.
2. Data  pendukung  yang  diperlukan  yaitu  data  umum  pipa,  data  spesifikasi,  operasi, pemeliharaan  dan  inspeksi.  Beberapa  data  lainnya  dilakukan  dengan  survey  dan interview. Setelah data di kumpulkan maka  dilakukan sectioning pipeline . Penentuan sectioning dilakukan  karena  mempunyai  tingkat  risiko  dan  konsekuensi  yang  tidak sama.  Pada  penelitian  ini, dibagi  menjadi  tiga  segmen  yaitu  pipa riser , offshore dan onshore.

## 3. Pemberian skor indeks dan faktor konsekuensi
Masing-masing  indeks  dari  empat  indeks  tadi  diberikan  skor  sesuai  kondisi  dan    data  yang didapat.Pemberian skor sesuai ketentuan danpetunjuk pada buku pipeline risk assessment dan metode perusahaan.
4. Penjumlahan skor indeks (PoF) dan konsekuensi(CoF)
Setelah pemberian skor indeks sesuai segmen yang telah ditentukan maka setiap indeks dan nilai konsekuensi dijumlahkan.
Risiko  didefinisikan  sebagai  kombinasi  antara probability  of  failure (PoF)  dan consequence of failure (CoF) sesuai dengan Persamaan 1 berikut ini.
( Pers. 1 )
Dengan:
Risiko : Kemungkinan terjadinya peristiwa yang dapat merugikan perusahaan, atau bahaya yang dapat terjadi akibat sebuah proses yang sedang berlangsung atau kejadian yang akan datang.
Probabilitas  : Kemungkinan  terjadinya    peristiwa    per    satuan    waktu,biasanya dalam satu tahun.
Konsekuensi  : Seberapa  besar  tingkat  kerusakan  yang  diakibatkan  karena  adanya bahaya.
Risk = PoF x CoF
Pada analisis risiko kebakaran atau ledakan dalam penelitian ini menggunakan metode penilaian Dow’s F & EI bertujuan untuk mengetahui luasan area terkena dampak kebakaran atau  ledakan,  jumlah  hari  kerja  yang  hilang  sampai  kepada  kerugian  finansial  yang  akan diterima perusahaan. Metode Dow’s F & EI dipilih karena metode ini dapat dengan mudah dipelajari serta menghasilkan data yang mudah dipahami oleh manajemen perusahaan. Selain itu,  metode  ini  sudah  diterapkan  pada  penelitian-penelitian  sebelumnya  yang  menghitung analisis risiko dari suatu kebakaran atau ledakan.

## Penentuan Langkah Mitigasi
Pembuatan  usulan  rekomendasi  mitigasi  risiko  kebocoran  dilakukan  setelah  proses analisis  dan  evaluasi  dengan  menggunakan  metode  ETA  dan  metode  Muhlbauer  selesai dilaksanakan.  Berdasarkan  tingkat  risiko  yang  dihasilkan  akan  dapat  dengan  mudah  untuk mengambil  tindakan lanjutan yang dapat dijadikan masukan sistem mitigasi PT.X, sehingga tujuan  utama  pencegahan  kecelakaan  untuk  mengurangi  kemungkinan  dan  menunjang kelancaran  operasi  minyak  dan  gas  bumi  melalui  pipa  transmisi  dapat  tercapai  serta  tidak berkembang menjadi tingkat risiko yang lebih  tinggi.
Perancangan  sistem  pencegahan  dan  pengendalian  ini  mengacu  pada  peraturan- peraturan yang berlaku dan berkaitan dengan objek penelitian.Salah satunya yaitu Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi Nomor 300.K/38/M.PE/1997 mengenai keselamatan kerja pipa transmisi minyak dan gas bumi.

## HASIL DAN PEMBAHASAN

## Hasil Identifikasi Bahaya dengan Metode JHA, Fine, dan ETA
Proses  identifikasi  risiko  yang  dilakukan  di  PT.X  didapatkan  dengan  melakukan observasi dilapangan onshore, wawancara pekerja berpengalaman lebih dari 5 tahun bekerja dibidang pipeline , serta telaah data sekunder yang  kemudian dalam proses mengidentifikasi kemungkinan terjadinya penyebab kegagalan pipa dengan menggunakan metode Job Hazard Analysis , Fine dan Event Tree Analysis .
Hasil  identifikasi  bahaya  menggunakan  metode  kombinasi  JHA  dan  Fine  untuk mengetahui  tahapan  proses  tiap  kegiatan,  bahaya,  risiko  serta  upaya  pengendalian  dapat dianalisis  secara  semi  kuantitatif  dengan  menggunakan  parameter  tingkat  risiko . Pada penelitian  ini  membahas  dua  kegiatan  yang  berkaitan  dengan  operasional  distribusi  minyak mentah dari A platform menuju S terminal menggunakan pipa transmisi 18 inci, yaitu tahapan
kegiatan operasional distribusi yang terdiri dari tiga sub kegiatan dan kegiatan maintenance. Berdasarkan hasil identifikasi didapatkan tingkat risiko priority 3 sebesar 10% tingkat risiko  untuk  risiko  pada  rentang  20-70,  tingkat  risiko  selanjutnya  sebesar  49%  untuk substansial dengan rentang 70-180, tingkat  risiko priority 1 sebesar 25% untuk  rentang 18- 350, terakhir 16% untuk rentang very high yaitu tingkat risiko lebih dari 350. Hasil identifikasi menunjukkan bahwa tingkat risiko substansial memiliki persentase tertinggi diikuti priority 1 , very high dan priority 3. Tingginya level  risiko very high menunjukkan perlunya dilakukan tindakan penanganan secepatnya dan mengharuskan dilakukan secara teknis untuk mengurangi tingginya tingkat risiko pada tahapan kegiatan kerja. Apabila tidak segera dilakukan tindakan pengamanan dapat  memberikan dampak bahaya yang dapat  menyebabkan kecelakaan  besar. Perbandingan persentase tingkat risiko ditunjukkan pada Gambar 1 berikut.
Gambar 1. Persentase perbandingan tingkat risiko
Hasil  identifikasi  bahaya  JHA  dan  Fine  pada  proses  kegiatan  yang  memiliki  tingkat risiko paling tinggi ( very high ) adalah pada proses steady state normal operation yang  dapat menyebabkan  risiko  terjadinya  kebocoran  pada valve , vessel ,  pipa  dan  kerusakan fuel  gas scrubber .  Tahapan  selanjutnya  dari  analisis  identifikasi  bahaya  adalah  melakukan  analisis event  pada  ringkat  risiko  tertinggi  ( very  high )  lanjutan  menggunakan  metode event  tree analysis .
Penilaian  identifikasi  bahaya  dilakukan  dengan  menggunakan  metode  ETA  karena mampu memberikan pendekatan terstruktur dan ketat serta mengambarkan tentang hubungan sebab akibat secara deduktif. Namun perlu dilakukan identifikasi Initiating Event dan semua peristiwa  penting  yang berkontribusi  atau pivotal events dengan  tepat  sehingga  tidak  terjadi kesalahan dalam menggunakan metode identifikasi Event Tree Analysis .
Pada  kasus  kegagalan  pipa  mengakibatkan  kebocoran  dapat  terkendali  apabila, dilakukan inspeksi secara berkala pada jalur pipa distribusi  mampu mengatasi permasalahan korosi  internal  pada bagian dalam  pipa dengan mendeteksi  menggunakan metode intelligent pigging , kemudian pembersihan pipeline dengan pigging mampu membersihkan kotoran yang
akan  mengganggu  aliran  fluida  di  dalam  pipa.  Selain  itu  upaya  pengendalian  yang  dapat dilakukan yaitu mengetahui, memahami  dan melaksanakan prosedur kerja  yang telah dibuat perusahaan sesuai dengan jenis pekerjaan yang akan dilakukan.
Risiko  kerusakaan fuel  gas  scrubber tentu  akan  mengganggu  berjalannya  proses maintenance pipa , sehingga  perlu  dilakukan  pengendalian  berupa  pelatihan  atau  program training bagi operator, pemeriksaan dan perawatan peralatan secara berkala, serta memahami prosedur kerja terkait pengoperasian fuel gas scrubber. Tindakan pencegahan dapat dilakukan dengan melakukan monitoring secara langsung, pemeriksaan dan perawatan peralatan secara berkala, serta memahami prosedur kerja yang telah dibuatperusahaan.
Tindakan  pengendalian  bagi  risiko  pencemaran  lingkungan  yang  terjadi  akibat pembuangan emisi dari proses. Pengendalian dapat dilakukan dengan melakukan pengawasan atau  monitoring  pada  proses  pembuangan  emisi  untuk  memastikan  buangan  tersebut  tidak kontak  langsung  dengan  lingkungan,  menyediakan  penampung  emisi  yang  memadai,  serta meningkatkan pemahaman prosedur kerja terkait.

## Hasil Analisis Risiko dengan Metode Muhlbauer
Penilaian  Risiko  dilakukan  pada  setiap  segmen  pipa  transmisi  sepanjang  ±  22  km berdasarkan metode Muhlbauer dengan melakukan pengolahan data operasional di lapangan sehingga dapat diketahui nilai probabilitas dan nilai konsekuensi untuk ketiga segmen pipa yang dianalisis. Setelah nilai faktor probabilitas dan nilai konsekuensi untuk setiap segmen pipa diketahui maka nilai risiko diperoleh dengan mengalikan kedua nilai faktor probabilitas dan  nilai  konsekuensi.  Adapun  hasil  analisis  risiko  untuk  setiap  segmen  pipa  dijelaskan sebagai berikut.

## Analisis Probabilitas
Probabilitas kegagalan ( Probability of Failure , PoF) atau faktor potensi bahaya pada jalur  pipa  transmisi  minyak  dikelompokkan  berdasarkan  beberapa  bahaya  besar  yang ditemukan selama periode operasional pipa.
Penentuan  kemungkinan  kegagalan  pipa  dianalisis  berdasarkan  parameter  kerusakan pipa  dengan  mempertimbangkan  bobot  masing-masing  bahaya  yang  terjadi  dengan  sistem scoring yang  digunakan  didasarkan  pada  metode  Muhlbauer  (2004).  Adapun  hasil  analisis keempat faktor probabilitas untuk setiap segmen pipa dijelaskan sebagai berikut.
1. Faktor Kerusakan oleh Pihak Ketiga ( Third Party Damage Index )
Kerusakan oleh pihak ketiga merupakan faktor kemungkinan risiko  yang berasal dari
segala aktivitas yang dilakukan oleh pihak ketiga atau diluar kegiatan pengoperasian dan pemeliharaan pipa yang berpotensi  menimbulkan bahaya pada sistem perpipaan. Berdasarkan hasil penilaian diketahui bahwa PoF pada segmen onshore mendapatkan hasil terendah yaitu 9 poin. Hasil penilaian tersebut menunjukkan tingkat risiko pada faktor  kerusakan  oleh  pihak  ketiga  dapat  digolongkan  berisiko  tinggi,  hal  ini  sesuai dengan teori penentuan bobot dimana semakin rendah skor nilai yang didapatkan maka semakin  rendah  pula  tingkat  keamanan  dengan  kata  lain  berisiko  tinggi  adanya gangguan oleh pihak ketiga terhadap sistem perpipaan.

## 2. Faktor Kerusakan oleh Korosi ( Corrosion Index )
Korosi  didefinisikan  sebagai  kerusakan  dari  material  yang  bisaanya  adalah  material logam  melalui  reaksi  dengan  lingkungan.  Berdasarkan  hasil  penilaian  didapatkan bahwa  nilai  probabilitas  (PoF)  pada  segmen riser mendapatkan  hasil  terendah  yaitu 10,58  poin. Hasil penilaian tersebut  menunjukkan besarnya risiko  pada faktor korosi dapat  diklasifikasikan  berisiko  tinggi,  hal  ini  sesuai  dengan  teori  penentuan  bobot dimana semakin rendah skor nilai yang didapatkan maka semakin rendah pula tingkat keamanan dengan kata lain berisiko tinggi adanya korosi.
3. Faktor Kerusakan oleh Desain ( Design Index )
Pemberian  skor  pada  faktor  desain  merupakan  penilaian  potensi  bahaya  yang  telah diidentifikasi  dan  dikategorikan  sebagai  akibat  hubungan  antara  desain  awal  pipa dengan  proses  pengoperasian  apakah  telas  sesuai  dengan  persyaratan  desain. Berdasarkan  hasil  penilaian  didapatkan  bahwa  nilai  probabilitas  (PoF)  pada  segmen onshore mendapatkan  hasil  terendah  yaitu  12,55  poin.  Hasil  penilaian  tersebut menunjukkan besarnya risiko segmen onshore dapat dipengaruhi dari perbedaan bobot antara  jenis  pipa onshore dan offshore dimana  melihat  kondisi  area  yang  dapat mempengaruhi perbedaan besarnya gangguan yang berasal dari faktor desain.
4. Faktor Kerusakan oleh Kesalahan Operasi ( Incorrect Operation Index )
Faktor kesalahan operasi dapat dikategorikan sebagai potensi bahaya yang disebabkan oleh kesalahan ataupun kelalaian operasional yang dapat mempengaruhi keselamatan sistem  perpipaan.  Berdasarkan  hasil  penilaian  didapatkan  bahwa  nilai  probabilitas (PoF)  setiap  segmen  mendapatkan  hasil  yang  sama  dikarenakan  tinjauan  yang  sama sehingga  didapatkan  skor  sebesar  22,5  poin.  Hasil  tersebut  menunjukkan  bahwa perusahaan  telah  melakukan  upaya  pengendalian  risiko  kesalahan  operasi  dengan sangat  baik. Hal  ini terlihat  dari  beberapa aspek penilaian yang telah terpenuhi  yaitu melakukan pengawasan kondisi sistem perpipaan, memantauan tekanan operasi telah
dilakukan  secara  rutin  sehingga  kemungkinan  terjadinya  tekanan  melampaui  MAOP tidak dapat terjadi, dan upaya lainnya.

## Analisis Konsekuensi
Konsekuensi  kegagalan  ( Consequences  of  Failure ,  CoF)  ditentukan  berdasarkan parameter  risiko  yang diterapkan  perusahaan  yang disesuaikan  pada  konsekuensi  kebocoran metode Muhlbauer dengan mempertimbangkan bobot masing-masing faktor risiko dari setiap kemungkinan  yang  terjadi  dalam  kegiatan  operasional  dan  pemeliharaan  pipa  transmisi. Penilaian aspek ini diharapkan mampu mencegah kesalahan dalam pengoperasian yang dapat mengakibatkan kebocoran pipa, kerusakan peralatan, kehilangan produksi, dan risiko lain yang tidak  diinginkan  dengan  mengetahui  besaran  risiko  masing-  masing  faktor.  Adapun  hasil analisis keempat faktor konsekuensi untuk setiap segmen pipa dijelaskan sebagai berikut.
1. Faktor Keselamatan ( Safety )
Faktor  keselamatan  merupakan  penilaian  konsekuensi  yang  berfokus  pada  tingkat gangguan keamanan pekerja dan masyarakat jika pipa mengalami kebocoran.Berdasarkan hasil penilaian diketahui bahwa risiko tertinggi dengan skala 4 ( moderate ) berada pada segmen pipa dengan risiko keselamatan dapat menyebab cidera ringan  pada  pekerja  yang  berada  dekat  dengan  jalur  pipa    dan  dapat  menghentikan pekerjaan secara permanen.
2. Faktor Kesehatan ( Healthy )
Konsekuensi kesehatan terhadap pekerja dan masyarakat menunjukkan seberapa besar tingkat  gangguan  kesehatan  yang  ditimbulkan  jika  pipa  mengalami  kebocoran. Berdasarkan  hasil  penilaian  diketahui  bahwa  risiko  tertinggi  dengan  skala  5  ( minor ) berada  pada  keseluruhan  segmen  pipa . Skala  tersebut  menunjukkan  besaran  risiko kesehatan yang akan diterima pekerja dan masyarakat jika terjadi kebocoran pada jalur pipa.  Konsekuensi  kesehatan  pada  pekerja  dapat  menyebabkan  sakit  ringan  atau mengalami gangguan fungsional namun secara medis bisa ditangani, sedangkan risiko kesehatan pada masyarakat dapat menyebab penyakit ringan yang tidak membutuhkan perawatan medis.
3. Faktor Lingkungan ( Environment )
Berdasarkan  hasil  penilaian  diketahui  bahwa  risiko  tertinggi  dengan  skala  1 ( catastrophic ) berada pada segmen pipa riser dan offshore. Besarnya risiko kerusakan lingkungan akibat kebocoran pipa dapat menurunkan kualitas perairan dan biota laut .

## 4. Faktor Aset ( Asset )
Berdasarkan hasil penilaian diketahui  bahwa risiko  tertinggi  dengan skala 2 ( severe ) berada pada segmen pipa riser dan onshore. Skala tersebut menyatakan besarnya risiko kerugian yang diterima perusahaan akan mengakibatkan hilangnya aset atau kerusakan fasilitas  yang  parah, downtime yang  signifikan,  dampak  ekonomi  yang  cukup  besar dengan kerugian > $ 100 jita tetapi < $ 1 miliar. Hal ini berdasarkan banyaknya fasilitas perusahaan yang berada di area produksi berdekatan dengan jalur pipa transmisi.

## Evaluasi Hasil Analisis Risiko
Analisis risiko dilakukan untuk mengetahui besarnya tingkat risiko yang terjadi pada jalur pipa transmisi minyak mentah. Penilaian risiko berdasarkan metode Muhlbaeur diperoleh dari pemberian skor pada masing-masing segmen pipa untuk setiap parameter yang kemudian akan dikalikan dengan bobot masing-masing sehingga akan didapatkan nilai faktor probabilitas kegagalan (PoF). Faktor konsekuensi (CoF) diperoleh berdasarkan pemberian skala masing- masing  faktor  yang berpengaruh sesuai  dengan metode yang diterapkan perusahaan. Setelah nilai  faktor  probabilitas  kegagalan  dan  faktor  konsekuensi  telah  diketahui  maka  nilai  risiko diperoleh dengan mengalikan kedua nilai faktor tersebut.Hasil perhitungan risiko dapat dilihat pada Tabel 1 berikut  ini.
Tabel 1. Hasil perhitungan risiko Parameter Segmen Riser Segmen Offshore Segmen Onshore Faktor Probabilitas (PoF) Kerusakan oleh pihak ketiga (40%) 13,6 9,7 9 Korosi (30%) 10,58 10,83 12,58 Desain (15%) 14,45 14,45 12,55 Kesalahan operasi (15%) 22, 5 22, 5 22, 5 Total PoF 14, 15 12, 52 12, 62 Faktor Konsekuensi (CoF) Keselamatan 4 5 4 Kesehatan 5 5 5 Lingkungan 2 1 4 Aset 3 3 2 Total CoF 14 15 15 Risiko (PoF x CoF) 198,1 177,38 189,3
Berdasarkan hasil analisis Dow’s F & EI pada jaringan pipa transmisi minyak mentah memiliki nilai Dow’s F & EI sebesar 113,168 dengan kategori intermediate. Nilai Dow’s F & EI  dapat  dikonversi  menjadai  nilai  radius  pajanan  dengan  mengalikannya  dengan  faktor pengali  0,84,  dengan  demikian  didapatkan  radius  pajanan  sebesar  95,061  ft.  Nilai  tersebut dapat diartikan jika terjadi ledakan atau kebakaran pada pipa transmisi minyak mentah berada pada radius 95,061 ft dari titik tengah pipa onshore akan terkena dampak dari bahaya tersebut.

## Usulan Rekomendasi Mitigasi Risiko
Mitigasi  risiko  merupakan  tindakan  untuk  menghilangkan  potensi  bahaya  atau mengurangi  probabilitas  kegagalan  pada  pipa.Pengendalian  risiko  dapat  dilakukan  secara teknik/ rekayasa engineering dan manajemen. Usulan rekomendasi untuk mengurangi potensi risiko berkaitan dengan faktor kemungkinan kegagalan diantaranya sebagai berikut:

## 1. Faktor Kerusakan oleh Pihak Ketiga
Salah  satu  pengendalian  risiko  pada  pipa  terkait  kerusakan  oleh  pihak  ketiga  dapat dilakukan  dengan  melakukan  kegiatan  yang  bertujuan  untuk  meningkatkan pengetahuan masyarakat sekitar jalur pipa, hal ini dapat dimasukan ke dalam program Corporate Social Responsibility (CSR) perusahaan.
2. Faktor Korosi
Salah satu strategi yang harus dilakukan jika ditemukan faktor korosi internal sebagai penyebab kebocoran pipeline adalah dengan melakukan inspeksi menggunakan metode intelligent pigging secara berkala. Intelligent pigging merupakan teknik inspeksi yang digunakan  untuk  mendeteksi  korosi  internal  dan  memonitor  kondisi  bagian  dalam pipeline .Sedangkan salah satu upaya mitigasi dalam pencegahan faktor korosi eksternal dapat dilakukan dengan  metode pelapisan pipa ( coating ). Coating merupakan lapisan penutup  yang  digunakan  untuk  melindungi  pipa  dari  kontak  langsung  dengan lingkungan.
3. Faktor Desain
Pencegahan risiko pada faktor desain dapat dilakukan dengan melakukan uji stabilitas perairan dan pergerakan tanah pada jalur pipa. Walaupun lokasi area jalur pipa berada di pulau Kalimantan yang memiliki kondisi tanah dan perairan relatif stabil atau tidak terjadi pergerakan, masih dirasa perlu dalam melakukan pengujian tersebut.
4. Faktor Kesalahan Operasi
Kegiatan  pengendalian  risiko  yang  telah  dilakukan  perusahaan  perlu  dipertahankan
atau  bahkan  ditingkatkan  dalam  menjaga  keselamatan  sistem  perpipaan.  Salah  satu upaya  yang  dapat  dilakukan  perusahaan  adalah  dengan  memberikan training yang dilengkapi dengan metode test atau ujian kompetensi pada akhir sesi pelatihan kepada setiap operator operasional pipa transmisi.
Usulan  rekomendasi  untuk  mengurangi  risiko  ledakan  maupun  kebakaran  di  PT.  X diantaranya sebagai berikut:
1. Pembebasan lahan sejauh 28 meter (dihitung  dari pipa transmisi) dengan melakukan pemindahan  tempat  atau  relokasi  area  yang  terkena  dampak  ledakan  seperti marine storage ,  pos  keamanan,  dan fuel  pump .  Sedangkan  untuk  area  proses  yang  tidak memungkinkan  untuk  dilakukan  pemindahan  tempat  dapat  dilakukan  pengendalian secara isolasi area dengan penambahan blast wall yang berfungsi sebagai barrier .
2. Penggunaan  perangkat  lunak  pemodelan  ledakan  yang  memiliki  spesialisasi keselamatan dan manajemen risiko, salah satunya dengan menggunakan Risk in Early Design (RED).
Meningkatkan pengawasan terutama di area proses terhadap berbagai potensi sumber api.

## KESIMPULAN
Berdasarkan  hasil  identifikasi  menggunakan  kombinasi  metode  JHA  dan  Fine didapatkan potensi risiko bahaya tertinggi pada proses kegiatan yang memiliki tingkat risiko paling  tinggi  ( very  high )  adalah  pada  proses steady  state  normal  operation yang  dapat menyebabkan  risiko  terjadinya  kebocoran  pada valve , vessel ,  pipa  dan  kerusakan fuel  gas scrubber . Komponen risiko yang paling besar memberikan kontribusi terhadap kemungkinan kegagalan jalur pipa transmisi minyak 18 inci dari A platform sampai S terminal adalah faktor kerusakan oleh pihak ketiga. Hasil tersebut berasal dari rendahnya poin yang didapatkan pada hasil scoring yang menunjukkan adanya risiko kegagalan jalur pipa dari gangguan pihak ketiga. Segmen  pipa  yang  paling  berisiko  untuk  mengalami  kegagalan  yang  menyebabkan kebocoran paling tinggi adalah pada segmen pipa offshore. Pihak manajemen perusahaan harus memperhatikan dan mengawasi secara  lebih seksama pada seluruh segmen pipa, sehingga dapat melakukan tindakan mitigasi risiko secara cepat apabila terjadi kebocoran pipa.
Analisis risiko  ledakan atau kebakaran dengan metode  Dow’s F&EI pada pipa transmisi minyak  mentah  memiliki  nilai  sebesar  113,168  dengan  klasifikasi  bahaya  menengah ( intermediate ).

## DAFTAR PUSTAKA
Keputusan  Menteri  Pertambangan  dan  Energi  Nomor  300.K/38/M.PE/1997  tentang  Keselamatan  Kerja  Pipa Transmisi Minyak dan GasBumi.
KLHK (2018): Laporan Tim Penanganan Kejadian Tumpahan Minyak (Oil Spill) di Perairan Teluk Balikpapan Kota Balikpapan dan Kabupaten Penajam Pasir Utara, Provinsi Kalimantan Timur. Jakarta Kolluru, R. V., Bartell, S. M., Robin, M. P., (1996): Risk Assessment and Management Handbook. New York:
McGraw-Hill Inc.
Kwestarz,  Malgorzata.  (2017): The  Application  of  W.Kent  Muhlbauer’s  Model  For The  Risk  Assessment  of District Heating Networks. International Journal of Mechanical and Civil Engineering 14(3) , 65-73.
Muhlbauer, W. Kent. (2004): Pipeline Risk Management Manual: Ideas, Technique, and Resource. Burlington USA: Gulf professional publishing.
OSHA  3071  (2002):  Job  Hazard  Analysis-Occupational  Safety    and    Health  Administration.
https://www.osha.gov.osha3071.pdf Akses tanggal 13 April 2018.
Purba, L., Salami, I. R. S., & Rahardyan, B. (2016). PEMILIHAN METODE IDENTIFIKASI BAHAYA DAN ANALISIS  RESIKO  SERTA  PENERAPANNYA  MENGGUNAKAN  AHP  (ANALYTICAL HIERARCHY PROCESS) DI INDUSTRI MANUFAKTUR. Jurnal Teknik Lingkungan, 23(1), 22-31.
Rosyid, D., M, Muhammad Y Jamil & Wahyudi. (2017): Risk Assessment of Onshore Pipeline in Gresik Area.
International Journal of Offshore and Coastal Engineering.1(1) , 29-34
Satriyani,  K.  (2017): Identifikasi  Bahaya  dan  Analisis  Risiko  Pada  Pengeboran  Minyak  PT.  X  di  Sumatera Selatan . Tesis. Institut Teknologi Bandung
Sidik, A. A., & Damanhuri, E. (2012). STUDI PENGELOLAAN LIMBAH B3 (BAHAN BERBAHAYA DAN BERACUN) LABORATORIUM LABORATORIUM DI ITB. Jurnal Teknik Lingkungan, 18(1), 12-10. Zadasti, L., Nordin Yahaya, Alireza Valipour, Ahmad Safuan A. Rashid & Norhazilan Md Noor. (2017): Review on the Identification of Reputation Loss Indicators in an Onshore Pipeline Explosion Event. Journal of Loss Prevention in the Process Industries . S0959-4230(16)30382-5