Abstrak—Penelitian ini bertujuan untuk melakukan identifikasi risiko  penyebab  kebocoran  pada  offshore  pipeline  32”  MGL- NGLB Cilamaya milik PT. XYZ pada segmen pipa yang terletak di dasar laut NGLB-Cilamaya-03. Berdasarkan data lapangan, daerah  ini  merupakan  daerah  yang  tinggi  akan  risiko kebocoran. Adapun penelitian ini menggunakan metode  Fault Tree  Analysis  (FTA)  dan  Failure  Mode  and  Effects  Analysis (FMEA).  Berdasarkan  analisis  menggunakan  fish  bone didapatkan 29 risiko penyebab kebocoran Pipa Bawah Laut 32” MGL-NGLB  Cilamaya  milik  PT.  XYZ.  Hasil  dari  fault  tree analysist  didapatkan  bahwa  probability  untuk  main  event kebocoran pipa bawah laut karena factor external forces sebesar 0,176,  dan  untuk  kebocoran  pipa  bawah  laut  karena  faktor rupture sebesar 0,078.  Probability of top event yaitu kebocoran pipa bawah laut sebesar 0,254. Dari hasil pemetaan risk ranking setiap risiko ke dalam matriks risiko, didapatkan 3 risiko yang masuk ke dalam kategori high risk, yaitu dragged anchor dengan risk  ranking  16,  Kegagalan  external  corrosion  dengan  risk ranking 16, dan peralatan maintenance yang buruk dengan risk ranking 16. Berdasarkan analisis risk reducing  potensi bahaya dominan  yang  telah  dilakukan.  Peneliti  menemukan  bahwa mitigasi yang dilakukan dapat mengurangi tingkat risiko tinggi yang terjadi, dimana tingkat risiko dari ketiga risiko domininan turun menjadi 4 (low risk).
Kata Kunci—Bow-Tie Analysis, FTA, FMEA, Offshore Pipeline, Risk Assessment.

## I. PENDAHULUAN
ALAM  industri  migas  (minyak  dan  gas)  di  Indonesia, proses  transportasi  dilakukan  dengan  menggunakan pipa transportasi sebagai penghubung dari wilayah produksi ke  tujuan  tertentu  untuk  pendistribusian  minyak,  gas  alam, dan/atau produk olahan dari minyak dan gas bumi [1]. Oleh sebab  itu,  proyek  instalasi  pipa  yang  ada  pada  saat  ini semakin  banyak.  Hal  ini  diakibatkan  oleh  tingginya permintaan akan kebutuhan minyak dan gas. Pipeline adalah bagian  instalasi  produksi  minyak  yang  paling  sering mengalami kegagalan. Hal ini karena pipeline adalah bagian terbesar  dari  peralatan,  sehingga  dibandingkan  dengan peralatan lain, kemungkinan kegagalan lebih tinggi [2].
Meskipun  penggunaan  pipa  sebagai  sistem  transportasi minyak  dan  gas  lebih  unggul  daripada  metode  transportasi lainnya,  tetapi  risiko  kerusakan  pipa  sangat  membahayakan manusia  dan  lingkungan  [3].  Sistem  perpipaan  lepas  pantai jauh  lebih  mudah  mengalami  kegagalan  karena  lingkungan yang  lebih  parah  daripada  sistem  perpipaan  darat  [4]. Dampak  dari  kegagalan  ini  akan  menyebabkan  hilangnya peluang produksi, dan kerugian akan semakin besar [5].
Adapun beberapa hal yang dapat menyebabkan kebocoran atau  kerusakan  pada under  water  pipeline, yaitu  karena korosi, fractures  or  cracks akibat  gempa  atau  longsor, kerusakan  pihak  ketiga,  komponen  desain  pipa,  ketidak- akuratan  operasional  komponen,  serta  karakteristik  produk berbahaya  dan  faktor  distribusi  [6]. Pipeline pada  masa
operasinya pipa mempunyai beberapa kemungkinan risiko, di mana  hal  ini  disebabkan  oleh  kombinasi  pertemuan  antara Probability of Failure dan Consequence of Failure [7].
Metodologi  yang  diterapkan  dalam  penelitian  ini  adalah proses  penilaian  risiko.  Proses  ini  terdiri  atas  4  (empat) langkah  yaitu:  Idetifikasi hazard / risk ,  Penilaian likeli- hood /frekuensi,  Penilaian  konsekuensi  dan risk  assessment serta  mitigasi  jika  risiko  tidak  dapat  diterima.  Adapun penelitian  ini  berfokus  pada  segmen  pipa  yang  terletak  di dasar  laut  NGLB-Cilamaya-03.  Dimana  berdasarkan  data diketahui  bahwa  daerah  ini  merupakan  daerah  yang  tinggi akan  risiko  kebocoran.  Kecelakaan  kegagalan  pipa  yang terjadi secara signifikan menimbulkan masalah  dan menim- bulkan  dampak  kerugian  ekonomi  termasuk  biaya  pember- sihan dan pemulihan akibat kerusakan lingkungan. Oleh kare- na  itu,  keamanan  jaringan  pipa  gas  bawah  laut  menjadi  isu yang sangat diperhatikan dalam penelitian ini. Penelitian ini bertujuan  untuk  melakukan  identifikasi  risiko  penyebab kebocoran pada offshore pipeline 32” MGL-NGLB Cilamaya milik PT. XYZ. Adapun penelitian ini menggunakan metode Fault  Tree  Analysis (FTA)  dan Failure  Mode  and  Effects Analysis (FMEA).
Selanjutnya  penulis  juga  menggunakan  metode Bow-Tie Analysis untuk  memberikan  mitigasi  yang  dapat  dilakukan untuk mencegah atau meminimalisir terjadinya risiko. Bow- Tie Analysis memberikan gambaran menyeluruh dari  logika skenario  peristiwa  risiko  dalam  bentuk  gambar  sederhana. Metode ini dapat memberikan penjelasan dan gambaran dari hubungan antara penyebab dengan risiko  dan risiko dengan konsekuensi, sehingga dari hasil tersebut dapat terbentuknya mitigasi yang dapat dilakukan perusahaan.

## II. URAIAN PENELITIAN

## A. Diagram Alir
Saat  melakukan  penelitian,  langkah  pertama  yang dilakukan  adalah  menentukan  masalah  yang  akan  dibahas. Kemudian, melakukan pengumpulan data berupa desain pipa, spesifikasi,  riwayat  inspeksi  dan  perawatan  serta  prosedur standar  terkait  mengenai  Jaringan  Pipa  Bawah  Laut  32” MGL-NGLB Cilamaya milik PT. XYZ, data lingkungan, data sekunder berupa sumber-sumber terpercaya seperti jurnal dan buku  yang  kemudian  divalidasi  oleh expert  judgement ,  dan data kuisioner severity dan likelihood akan digunakan dalam proses pengerjaan penelitian ini. Langkah selanjutnya adalah memilih  segmen  pipa,  yang  membantu  menentukan  fokus objek  dalam  penelitian.  Kemudian,  menentukan  elemen- elemen  pada  pipa  bawah  laut  yang  berpengaruh  dalam penelitian ini. Setelah itu, identifikasi kemungkinan kejadian pada  jaringan  pipa  gas offshore agar  konsekuensi  yang dimasukkan dalam penilaian risiko dapat diketahui.
Selanjutnya,  penggambaran  kegagalan  dengan  FTA  yang

## Risk Assessment pada Jaringan Pipa Bawah Laut di PT. XYZ (Studi Kasus: 32” MGL-NGLB Cilamaya)
Jack Otniel Sinay, Daniel Mohammad Rosyid, dan Muhammad Zikra Departemen Teknik Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
e-mail : dmrosyid@oe.its.ac.id
D
hasil dari identifikasi digambarkan pada diagram Fault Tree. Kemudian segala kejadian risiko yang berpotensi menyebabkan  kegagalan  pada top  event akan  diteliti  lebih lanjut sampai pada basic event. Pada basic event yang telah ditemukan  kemudian  ditentukan  tingkat  kegagalan  yang paling  dominan  yang  akan  dianalisis  menggunakan  metode FMEA.  Kemudian,  dilakukan  perhitungan probability  of failure dari basic event didapatkan dari data sekunder berupa sumber-sumber  terpercaya  seperti  jurnal  dan  buku  yang kemudian  divalidasi  oleh expert  judgement .  Kegagalan dengan menggunakan  perhitungan Quantitative  Risk Assessment  (QRA) dengan  bantuan software  TopEventFTA dengan  menggunakan  metode cutset bottom to  up. Selanjutnya,  analisis  kegagalan  dengan  FMEA  yang  mana perhitungan  dilakukan  dengan  menggunakan  data  dari kuisioner  yang  telah  disebarkan  kepada  narasumber  yang telah berpengalaman. Kemudian dilakukan sebuah penilaian pada  setiap  mode  kegagalan  yang  teridentifikasi,  yaitu Severity (S)  dan likelihood (L).  Kemudian,  matriks  risiko Dalam melakukan penilaian risiko digunakan skala penilaian likelihood dan severity, sehingga  didapatkan  tingkat  risiko.
Lalu tingkat risiko diplot dalam tabel kategori matriks risiko sehingga  dapat  diketahui  risiko  yang  dominan  pada  proyek tersebut.  Kemudian,  melakukan  tahapan  manajemen  risiko dengan Bowtie  Analysis yang  mana  setelah  mendapatkan variabel  risiko  yang  dominan  dari  hasil  penilaian  risiko, selanjutnya  dilakukan  analisis  menggunakan software BowtieXp untuk  mendapatkan  dampak,  penyebab  dan mitigasi  dari  setiap  variabel  risiko  yang  dominan.  Yang Terakhir adalah analisis dan kesimpulan yang mana penulis melakukan  analisis  hasil  dari Risk  Assessment tersebut. Kemudian,  penulis  akan  menyusun  kesimpulan  sesuai rumusan  masalah  dan  tujuan  penelitian  ini.  Diagram  alir penelitian ini disajikan pada Gambar 1.

## III. ANALISIS DAN PEMBAHASAN
Penilaian risiko  ini dilakukan pada  Pipa Bawah Laut  32” MGL-NGLB Cilamaya milik PT. XYZ. Data dari pipa yang digunakan ditunjukan pada seperti Tabel 1.

## A. Identifikasi Risiko
Berdasarkan  hasil brainstorming dengan  tim expert, penyebab dari risiko kebocoran Pipa Bawah Laut 32” MGL- NGLB  Cilamaya  milik  PT.  XYZ  dapat  dikelompokkan menjadi 4 kriteria yaitu Men, Management, Environment, dan Material. Hasil  dari fishbone  diagram ini  kemudian  akan dikerucutkan  lagi  menggunakan Fault Tree  Analysis (FTA) untuk  mendapatkan basic  event penyebab  terjadinya top event. Berdasarkan Gambar 2, penyebab dari kebocoran Pipa Bawah  Laut  32”  MGL-NGLB  Cilamaya  milik  PT.  XYZ
Tabel 1. Data Pipa Description Unit Information Pipeline Length km 40.92 Outside Diameter mm 812.8 in 32 Pipeline Wall Thickness (Nominal) mm 12.7 Material Specification - Carbon Steel Designation/Material Grade - API 5L X-60 Manufacture Type ERW/SAWL Corrosion Coating - 5/32” D&W Internal Corrosion Allowance mm 3 Concrete Thickneess mm 90 Service - Dry Gas Design Pressure psig 700 Operating Pressure psig 265 Flow Rate MMSCFD 65 Corrosion Rate mmpy 0.124 Year Build - 1975
Gambar 2.  Diagram  Kebocoran  Pipa  Bawah  Laut  32”  MGL-NGLB Cilamaya.
Gambar 1. Diagram Alir Penelitian.
terdapat 29 risiko.
B. Penilaian Probability of Failure
Keandalan dapat  didefinisikan  sebagai  nilai  probabilitas bahwa  suatu  komponen  atau  suatu  sistem  akan  sukses menjalani fungsinya, dalam jangka waktu dan kondisi operasi tertentu.  Keandalan  bernilai  antara  0−1,  dimana  nilai  0 menunjukkan  sistem  gagal  menjalankan  fungsi  dan  1 menunjukkan  sistem  100%  berfungsi.  Gambar fault  tree analysis dari  masing-masing  risiko  kritis  disajikan  pada Gambar 3 hingga Gambar 8.
Probabilitas pada basic event pada dasarnya adalah prior probability yang akan digunakan nantinya dalam input model pada software  TopEventFTA . Software ini  digunakan  untuk mengetahui  berapa  besar  probabilitas  tiap event atau kejadian.  Probilitas  pada  kegagalan  dari  kebocoran  pipa bawah laut disajikan pada Tabel 2 sampai Tabel 6.
Maka dari itu, dapat disimpulkan bahwa probability untuk main event kebocoran pipa bawah laut karena factor External
Forces sebesar 0,176, dan untuk kebocoran pipa bawah laut karena  faktor rupture sebesar  0,078. Probability top  event yaitu kebocoran pipa bawah laut sebesar 0,254.

## C. Penilaian Risiko
Dalam  penelitian  ini,  penulis  menggunakan  metode Failrue  Mode  and  Effect  Analysis (FMEA)  berdasarkan expert  judgment menggunakan  kuesioner.  Dari  hasil kuesioner dapat dilakukan analisis matriks risiko yang terbagi menjadi likelihood dan severity.
Selanjutnya akan dilakukan analisis menggunakan metode Failrue Mode and Effect  Analysis (FMEA) untuk menentu- kan  nilai severity dan likelihood yang  selanjutnya  akan  di- ploting kan pada risk matrix seperti pada Tabel 7 .
1) Penilaian Likelihood
Pada pengisian kuesioner likelihood diberikan kriteria 1−5.
Gambar 3. Kegagalan yang terjadi saat kebocoran pipa bawah laut.
Gambar 4. Sub-FTA main event kegagalan external forces bagian I.
Gambar 5. Sub-FTA main event kegagalan external forces bagian II.
Gambar 6. Sub-FTA main event kegagalan rupture bagian I.
Gambar 7. Main event kegagalan rupture bagian II.
Gambar 8. Main event kegagalan rupture bagian III.
Setelah  dilakukan  pengisian  kuesioner  oleh  para  pihak perusahaan,  maka  kemudian  dicari  nilai  rata-rata  tingkat frekuensi  setiap  potential hazard yang  telah  diidentifikasi
berdasarkan rumus pada persamaan di bawah ini.
Average Likehood = ∑ 𝑎 𝑖 𝑛 𝑖 𝑛 𝑖=1 𝑁 (1)
Tabel 2. Probability Intermediate Event (III) Bottom Event Probability Logic Connector Middle Event (III) Probability Cacat konstruksi pengelasan 0,0003 Or Cacat Pengelasan 0,001 Cacat desain pengelasan 0,0002 Cacat konstruksi material 0,0005 Or Cacat Material 0,001 Cacat desain material 0,001 Frekuensi inspeksi pipa rendah 0,0006 And Mis-operation Konstruksi 0,0000003 Inspeksi pipa tidak serius 0,0006 Adanya pihak yang mengabaikan alarm 0,001 And Kegagalan Sistem Alarm 0,000001 Adanya gangguan implisit dari alarm 0,001 Kegagalan dari material yang tahan korosi erosi 0,010 Or Korosi Erosi 0,0187 Kegagalan Inspeksi Internal 0,009 Kegagalan Reguler Pigging Operation 0,003 And Korosi SRB 0,000008 Kegagalan Biocide Chemical Treatment 0,003 Fluida yang korosif 0,037 Or Korosi C02 0,054 Kegagalan inhibitor 0,005 Kegagalan internal coating 0,013 Tabel 3. Probability Intermediate Event (II) Middle Event (III) Probability Logic Connector Middle Event (II) Probability Cacat Material 0,001 Or Cacat 0,002 Cacat Pengelasan 0,001 Kesalahan personel pemeliharaan 0,009 Or Maintenance misoperation 0,058 Peralatan pemeliharaan yang buruk 0,050 Operator error 0,002 And Operational misoperation 0,000000004 Kegagalan sistem komunikasi 0,002 Kegagalan peralatan keselamatan 0,002 Mis-operation Konstruksi 0,0000003 Or Kegagalan Inspeksi Pipa 0,000002 Kegagalan Sistem Alarm 0,000001 Sea current 0,004 Or Fatigue 0,018 Freespan 0,014 Kegagalan Inspeksi in Line dan Inspeksi Visual Umum 0,003 Or Korosi Eksternal Pipa 0,046 Kegagalan E xternal Coating 0,043 Korosi Erosi 0,019 Or Korosi Internal 0,073 Korosi C02 0,054 Korosi SRB 0,00001 Rendahnya Kesadaran Masyarakat dan Perkembangan 0,0003 Or Kegagalan vandalisme 0,0004 Kegagalan Row patrol 0,0002 Kejatuhan jangkar 0,010 Or Kegagalan Jalur Pelayaran 0,057 Tarikan jangkar 0,046 Kecelakaan kapal 0,001 Tabel 4. Probability Intermediate Event (I) Middle Event (II) Probability Logic Connector Middle Event (I) Probability Kegagalan Jalur Pelayaran 0,057 Or Third party failure 0,057 Kegagalan Vandalisme 0,0004 Korosi Internal 0,073 Or Korosi 0,119 Korosi Eksternal Pipa 0,046 Kegagalan Inspeksi Pipa 0,000002 Or Destruksi lainnya 0,018 Fatigue 0,018 Operational misoperation 0,000000004 Or Misoperation 0,060 Maintenance misoperation 0,058 Cacat 0,002 Tabel 5. Probability Main Event Middle Event (I) Probability Logic Connector Main Event Probability Third party failure 0,057 Or External forces 0,176 Korosi 0,119 Destruksi lainnya 0,018 Or Rupture 0,078 Misoperation 0,060 Tabel 6. Probability Top Event Main Event Probability Logic Connector Top Event Probability External Forces 0,176 Or Kebocoran pipa bawah laut 0,254 Rupture 0,078 Or
Dengan 𝑎 adalah konstanta penilaian (1−5), 𝑛 𝑖 adalah jumlah responden, 𝑖 = 1,2,3,4,5, … 𝑛 ,  dan 𝑁 adalah  total  jumlah responden. Sebagai contoh dilakukan perhitungan likelihood pada risiko drop anchor sebagai berikut:
Average Likehood = (1×1)+(2×2)+(2×3)+(0×4)+(0×5) 5 ≈ 2

## 2) Penilaian Severity
Penilaian  ini  dilakukan  menggunakan  persamaan  seperti berikut.
Average Severity = ∑ 𝑎 𝑖 𝑛 𝑖 6 𝑖=1 𝑁 × 100% (2)
Dengan 𝑎 adalah konstanta penilaian (1−6), 𝑛 𝑖 adalah jumlah responden, 𝑖 = 1,2,3,4,5, … , 𝑛 ,  dan 𝑁 adalah  total  jumlah responden.  Sebagai  contoh  dilakukan  perhitungan severity pada risiko drop anchor pada sebagai berikut:
Average Severity = (2×1)+(0×2)+(2×3)+(1×4)+(0×5)+(0×6) 5
= 2
D. Risk Matrix
Setelah  didapatkan average  likelihood dan average severity dari masing-masing risiko, kemudian dapat dihitung Risk  Ranking untuk  setiap  risiko  yang  telah  diidentifikasi. Risk  Ranking merupakan  hasil  dari  perkalian Average Likelihood dan Average Severity.
Penilaian ini dilakukan menggunakan persamaan berikut.
Risk Rank = Average L × Average S (3)
Sebagai  contoh  dilakukan perhitungan risk rank pada risiko drop anchor sebagai berikut:
Risk Rank = 2 × 2 = 4
Hasil  perhitungan  tingkat  risiko  untuk  setiap  risiko yang
telah  diidentifikasi  disajikan  pada  Gambar  9.  Dari  hasil pemetaan risk ranking setiap risiko ke dalam matriks risiko, didapatkan 3 risiko yang masuk ke dalam kategori high risk atau  termasuk  dalam  kategori  risiko  dominan,  yaitu  risiko drag  anchor, kegagalan  eksternal coating, dan  peralatan maintenance yang buruk dengan risk ranking 16.

## E. Bowtie Analysis
Setelah  mendapatkan  variabel  risiko  dominan  (ekstrem) dari  hasil  penilaian  risiko,  maka  selanjutnya  dilakukan analisis  menggunakan  metode bowtie untuk  mengetahui penyebab,  dampak  dan  kontrol  pada  setiap  risiko  ekstrem yang  terjadi.  Diagram bowtie dari  risiko drag  anchor, kegagalan eksternal coating, dan peralatan maintenance yang buruk dapat  dilihat  pada  Gambar  10  sampai  Gambar  12. Selanjutnya hasil tersebut akan disajikan dalam bentuk tabel seperti Tabel 8 dan Tabel 9.

## F. Risk Reducing
Setelah  mendapatkan  variabel  risiko  dominan  (ekstrem) dari hasil indentifikasi dan penelaian risiko maka selanjutnya dilakukan  anilisis  menggunakan  metode bowtie untuk mengetahui penyebab, dampak dan kontrol pada setiap risiko ekstrim  yang  terjadi.  Dalam  tahapan  akhir  yang  mungkin dilakukan  adalah  proses  mitigasi,  yaitu  proses  untuk mengurangi  risiko  dari  daerah  yang  tidak  dapat  diterima menjadi  masuk  dalam  daerah  yang  bisa  diterima  atau setidaknya daerah ALARP.
Setelah melakukan mitigasi dengan menggunakan bow-tie analysis, selanjutnya adalah melakukan tahap verifikasi. Pada tahap  verifikasi  ini  dilakukan  pemeriksaan  ulang  melalui interview  dengan judgement dengan  melakukan  penilaian ulang likelihood dan severity pada  setiap  risiko  yang  ada. Setelah  dilakukan Risk  Reducing  Measure, ranking  risiko
Tabel 7.

## Analisis Mode Kegagalan Menggunakan Metode FMEA
Failure Mode Effect of Failure Cause of Failure mode Effect of Cause Third Party Failure Kegagalan karena Jalur Pelayaran Drop Anchor Operational activities are delayed, Pipeline damage, Environmental damage, Corrosion occurs in leakage pipes Drag Anchor Ship Grounding Kegagalan karena vandalisme Rendahnya kesadaran masyarakat dan perkembangan Operational activities delayed, Pipeline damage, Personnel injury Kegagalan Row patrol Corrosion Korosi Internal Fluida yang korosif Operational activities are delayed, Internal corrosion, Pipeline does not work optimally, Kebakaran pipa Kegagalan inhibitor Kegagalan internal coating
Kegagalan Reguler Pigging Operation
Gas distribution is failure, Internal corrosion,
Pipeline does not work optimally
Kegagalan Biocide Chemical Treatment Kegagalan dari material yang tahan korosi erosi Kegagalan Inspeksi Internal
Korosi Eksternal
Kegagalan inspeksi in line dan Inspeksi Visual Umum Pipeline damage, External corrosion, Service life goes differently than planned Kegagalan external coating Destruction Other Kegagalan Inspeksi Pipa Adanya pihak yang mengabaikan alarm Operational activities are delayed, Pipeline damage, Environmental damage, Personal Injury Adanya gangguan implisit dari alarm Frekuensi inspeksi pipa rendah Inspeksi pipa tidak serius Fatigue Sea Current Operational activities delayed, Fatigue, Scouring Freespan Vortex Induced Vibration (VIV), Operational activities delayed, Buckling Misoperation Operational misoperation Operator error Pipeline damage, Environmental damage, Personal Injury Kegagalan sistem komunikasi Kegagalan peralatan keselamatan Maintenance misoperation Peralatan pemeliharaan yang buruk Kesalahan personel pemeliharaan Cacat Cacat desain material Defect, Pipeline damage, External corrosion, Service life goes differently than planned Cacat konstruksi material Cacat desain pengelasan
Cacat konstruksi pengelasan
sudah  dapat  diterima.  Berikut  ini  merupakan  ranking  risiko setelah melakukan risk reducing.
Berdasarkan  analisis risk  reducing  measures potensi
bahaya  dominan  yang  telah  dilakukan,  didapatkan  bahwa mitigasi yang dilakukan dapat mengurangi risiko tinggi yang terjadi. Berdasarkan Gambar 13 didapatkan tingkat keparah-
Tabel 8.
Penjelasan untuk Threat Risk Threat Escalation Factor Mitigation Factor Cause Preventive Barrier Drag Anchor Dangerous maritime activities Trenching Errors in geohazards Designing offshore gas pipelines to survive dangerous maritime activities Arranging pipelines based on ship routes Errors in Pipeline Modeling Ensure the design runs references and survey results Concrete block Hard collision Controlling and activities of passing ships, Controlling and limiting the frequency of tankers passing, Providing warning signs Installing drag anchor protection Designed pipes are unable to withstand possible dragged anchors. Analyzing costs and benefits and environmental factors Pipeline patrol errors Routine row patrol Patrol with a sufficient number of patrol personnel. Cooperation, security meetings and joint exercises with government and government security agencies Unscheduled patrols and Human error Sanctioning for staff negligence Vessels for patrols are not on standby Ensure vessel standby every patrol schedule The available patrol vessels inadequate the standards Ensure that existing patrol vessels satisfy the standards. Providing Information to ships that will pass Information not updated The patrol always updates information related to the pipeline Absence of warning sign Provide warning signs around the pipeline Operational errors Certified workers Forgotten training materials The company provides renewal training Making standard operational procedures (SOP) Rejection by the operator due to not knowing the benefits of the SOP Test SOP before certifying SOP Adverse environmental condition Assess weather condition Less accurate weather forecast Monitor the weather forecast through reliable and accurate sources. Failure of external coating Corrosive Environment Good paint drying Drying is not long enough Drying in not place damp and good weather Adjustment of blasting material and level of cleanliness Material blasting error Blasting pipe fits minimum material and cleanliness level standards Selection of coatings with good adhesion and durability The selection of coating materials does not satisfy the standards. Establishing coating material standards and specifications The required coating material is not available Providing coating materials on site Maintenance Errors Regular patrol scheduling In-line inspection and general visual have different schedules and human error Ensure inspections and maintenance run on schedule and references, Perform inspections with the ROV Less competent personnel Experienced and certified workers Human error Strict and clear SOP, Sanctioning for staff negligence Recording and reporting patrol results Miscommunication and Human Error Inspection of communication devices before inspection Coating Repair Less competent personnel Experienced and certified workers Poor equipment maintenance Inadequate quality of maintenance equipment Setting quality standards for maintenance equipment
Selection of unqualified equipment Establishing equipment standards and specifications Maintenance equipment cannot function properly Perform a function test before purchase Incomplete inspection and maintenance equipment Inspection maintenance equipment regularly Maintenance equipment none and placed carelessly Provide on-site backup equipment Maintenance Errors Making a clear patrol schedule No schedule for routine inspections Strict and clear SOP, Sanctioning for staff negligence Recording and reporting patrol results Miscommunication and Human Error Inspection of communication devices before inspection
an ( severity ) baru bernilai 2 dan tingkat frekuensi ( likelihood ) 2, sehingga tingkat risikonya adalah 4 ( low risk ).

## IV. KESIMPULAN
Dari  hasil  analisis  dan  pembahasan  yang  telah  dilakukan sebelumnya,  maka  dapat  ditarik  kesimpulan  bahwa  Moda kegagalan  pada  kebocoran  jaringan  pipa  bawah  laut  32” MGL NGLB Cilamaya adalah Third Party Failure, Korosi, Destruction Lainnya,  dan  Misoperation  dengan  29  risiko penyebab  kebocoran  pipa.  Hasil  dari fault  tree  analysist
didapatkan  bahwa probability untuk main  event kebocoran pipa bawah laut karena factor External Forces sebesar 0,176, dan untuk  kebocoran pipa bawah laut karena faktor rupture sebesar  0,078. Probability top  event yaitu  kebocoran  pipa bawah laut sebesar 0,254.
Dari  hasil  pemetaan risk  ranking setiap  risiko  ke  dalam matriks  risiko,  didapatkan  3  risiko  yang  masuk  ke  dalam kategori high  risk atau  termasuk  dalam  kategori  risiko dominan,  yaitu Drag  anchor dimana  tingkat  keparahan (severity) 4 dan tingkat frekuensi  ( likelihood ) 4 dengan risk
Tabel 9.

## Penjelasan untuk
Consequences Risk Consequences Escalation Factor Mitigation Factor Consequences Mitigation Drag Anchor Operational activities delayed A clear schedule for the repair pipes due to dragged anchor Repairs do not fit the schedule Strict regulation and supervision Using temporary emergency pipelines Temporary emergency pipelines are not suitable for use Function test on temporary emergency pipelines Pipeline damage Repairing damaged pipes No inspection and maintenance documents Recording and reporting inspection and maitenance results Replacing pipe components that have passed the expiration period No repair and component replacement documents Recording and reporting repair and replacement results Environmental damage Installing safety early warning system Tool not working Routine Inspection of Alarm System Monitoring of marine life in the area around the pipeline Low pressure sensor to initiate alarm Make sure emergency equipment performs function test before installation Emergency shutdown operation Low pressure sensor to initiate shutdown Make a manual emergency response plan (ICS) Emergency response (including leaky pipe repair) Emergency equipment not working properly. Manual Activation of ESD Corrosion occurs in leakage pipes Periodic inspection and maintenance No periodic inspections and maintenance Ensure inspections and maintenance run on schedule and references Immediately replace materials that have indications of corrosion found during inspections Material is not immediately replaced when an anomaly is found during inspection Ensure that anomalies found during inspections are corrected immediately Failure of external coating Pipeline damage Rechecking pipe coatings every year No inspection and maintenance documents Recording and reporting inspection and maitenance results Replacing pipe components that have passed the expiration period No repair and component replacement documents Recording and reporting repair and replacement results External Corrosion Routine equipment inspections Routine inspections not comply with a schedule Ensure frequecncy inspections and maintenance run on schedule Immediately replace materials that have indications of corrosion found during inspections Material is not immediately replaced when an anomaly is found during inspection Ensure that anomalies found during inspections are corrected immediately General visual inspection - - Service life goes differently than planned Routine inspection and maitenance of pipeline Routine inspections and maitenance not comply with a schedule Ensure frequecncy inspections and maintenance run on schedule Conduct periodic fatigue age assessments Fatigue age assessment not carried out Conduct fatigue age assessment according to the needs Poor equipment maintenance Pipeline damage Repairing damaged pipes No inspection and maintenance documents Recording and reporting inspection and maitenance results Replacing pipe components that have passed the expiration period No repair and component replacement documents Recording and reporting repair and replacement results Environmental damage Installing safety early warning system Tool not working Routine inspection of alarm system Monitoring of marine life in the area around the pipeline Low pressure sensor to initiate alarm Make sure emergency equipment performs function test before installation Emergency shutdown operation Low pressure sensor to initiate shutdown Make a manual emergency response plan (ICS) Emergency response (including leaky pipe repair) Emergency equipment not working properly Manual Activation of ESD Personnel injury HSE (K3) officers to supervise the workers Hiring incompetent workers Choosing competent workers Providing medical devices Medical devices bot working properly Routine inspection of medical devices No medical personnel are familiar with medical devices Experienced and certified workers Using PPE Human error Making SOP, Strict supervision, Given direction or safety induction
ranking 16.  Kegagalan external  coating dimana  tingkat keparahan (severity) 4  dan  tingkat  frekuensi  ( likelihood )  4 dengan risk ranking 16. Peralatan pemeliharaan yang buruk dimana tingkat  keparahan  ( severity ) 4 dan tingkat frekuensi ( likelihood )  4  dengan risk  ranking 16.  Berdasarkan  analisis risk  reducing  measures potensi  bahaya  dominan  yang  telah dilakukan,  Peneliti  menemukan  bahwa  mitigasi  yang dilakukan dapat mengurangi tingkat risiko tinggi yang terjadi, dimana  tingkat  risiko  dari  ketiga  risiko  domininan  turun menjadi 4 ( low risk ) .

## DAFTAR PUSTAKA
[1]  Kementerian  Energi  dan  Sumber  Daya  Mineral  Republik  Indonesia,
“Statistik  Minyak  dan  Gas  Bumi,”  Kementerian  Energi  dan  Sumber Daya Mineral Direktorat Jenderal Minyak dan Gas, Jakarta, 2017.
[2]  R. Waskito, K. B. Artana, and E. Pratiwi, “Risk Assessment Of Subsea Pipeline  Using  Standard  DNVGL-RP-F107,”  IOP  Conf.  Ser.  Earth Environ.  Sci ., vol.  557,  no.  1,  2020,  doi:  10.1088/1755- 1315/557/1/012069.
[3]  M.  Jabbari,  R.  Gholamnia,  R.  Esmaeili,  H.  Kouhpaee,  and  G. Pourtaghi, “Risk assessment of fire, explosion and release of toxic gas of Siri–Assalouyeh sour gas pipeline using fuzzy analytical hierarchy process,” Heliyon ,  vol.  7,  no.  8,  2021,  doi:  10.1016/j.heliyon.2021. e07835.
[4]  F. Jiang and S. Dong, “Collision failure risk analysis of falling object on  subsea  pipelines  based  on  machine  learning  scheme,” Eng.  Fail. Anal. ,  vol.  114,  February,  2020,  doi:  10.1016/j.engfailanal.2020. 104601.
[5]  Y.  Zaidun,  “Analisa  Perbandingan  Metode  Assessment  Berbasis Resiko  dengan  Metode  Assessment  Berbasis  Waktu  pada  Stasiun Pengolahan  Gas,”  Departemen  Teknik  Metalurgi  dan  Material, Universitas Indonesia, Depok, 2010.
[6]  X.  Shan,  K.  Liu,  and  P.  L.  Sun,  “Risk  analysis  on  leakage  failure  of natural gas pipelines by fuzzy bayesian network with a bow-tie model,” Sci. Program. , vol. 2017, no. 2, 2017, doi: 10.1155/2017/3639524.
[7]  A.  A.  Hakim,  “Analisis  Resiko  Kegagalan  Operasi  dengan Menggunakan  Metode  HAZOP  Analysis  pada  Onshore  Pipeline  PT. X.,”  Departemen  Teknik  Kelautan,  Institut  Teknologi  Sepuluh Nopember, Surabaya, 2018.
Gambar 9. Hasil perhitungan tingkat risiko untuk setiap risiko yang telah diidentifikasi.
Gambar 10. Bowtie Drag Anchor .
Gambar 11. Bowtie failure of external coating .
Gambar 12. Bowtie poor equipment maintenance .
Gambar 13. Risk matrix setelah risk reducing.