Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pipa riser di anjungan lepas pantai yang telah berumur 28 tahun memiliki risiko kegagalan yang tinggi. Untuk memastikan produk dapat terdistribusi dengan baik, maka perlu menjaga integritas pipa tersebut. Melakukan penilaian risiko dan penentuan interval inspeksi dari data hasil inspeksi dapat mencegah kegagalan yang akan terjadi. Salah satu metode yang dapat digunakan ialah Risk-Based Inspection (RBI).Pipa riser gas jual yang menjadi objek penelitian ini berukuran 26 inci. Data hasil In-Line Inspection (ILI) digunakan dalam penilain risk-based inspection (RBI) dengan pendekatan kuantitatif berdasarkan standar API 581. Pipa riser disegmentasi menjadi tiga, yaitu atas air, zona percikan dan bawah air. Nilai dari probability of failure (PoF) dan consequence of failure (CoF) dihitung untuk mengetahui peringkat risiko dari pipa riser. Interval inspeksi ditentukan dari target risiko yaitu ketebalan minimum pipa riser.Penelitian yang dilakukan terhadap analisis data hasil inspeksi untuk risk-based inspection (RBI), menghasilkan pengaruh yang signifikan terhadap nilai PoF tiap segmentasi pipa riser, dimana atas dan bawah air sebesar 3,06E-06 kegagalan/tahun sedangkan zona percikan sebesar 0,1376 kegagalan/tahun. Nilai PoF dan CoF mempengaruhi tingkat risiko, dimana segmen atas air dengan nilai CoF $100.658.373 dan bawah air dengan nilai CoF $100.907.400 menghasilkan tingkat risiko sedang 1E sedangkan zona percikan dengan nilai CoF $100.907.400 di tingkat risiko tinggi 5E. Interval inspeksi ditetapkan dari tingkat risiko tertinggi dari segmentasi pipa riser, yaitu zona percikan. Karena target risiko telah terlampaui dalam hal ini ialah ketebalan minimum, maka interval inspeksi ditetapkan sesuai dengan jadwal penilain RBI yaitu Januari 2022.

---

Riser pipes on offshore platforms more than 28 years old are prone to failure. It is critical to maintaining the pipe's integrity to ensure proper product distribution. Conducting risk assessments and establishing inspection intervals based on inspection data can help avoid failures. Risk-based inspection (RBI) is one method that can be used.

The sales gas riser pipe, on which this research is based, measures 26 inches in length. In-Line Inspection (ILI) data is used in a quantitative approach to risk-based inspection (RBI) assessment based on the API 581 standard. The riser pipe is divided into three sections designated as above water, splash zone, and below water. The probability of failure (PoF) and consequence of failure (CoF) values are calculated to determine the riser pipe's risk rating. The risk target determines the inspection interval, precisely the minimum riser pipe thickness.

Research conducted on the analysis of inspection data for risk-based inspection (RBI) resulted in a significant effect on the PoF value of each riser pipe segmentation, where above and below water were 3.06E-06 failures/year while the splash zone was 0.1376. failure/year. PoF and CoF values affect the risk level, where the above water segment with a CoF value of $100,658,373 and below water with a CoF value of $100,907,400 produces a medium risk level of 1E while the splash zone with a CoF value of $100,907,400 at a high-risk level of 5E. The inspection interval is determined from the highest risk level of the riser pipe segmentation, namely the splash zone. Since the risk target exceeded the minimum thickness in this case, the inspection interval is set according to the RBI assessment schedule, namely January 2022."

"Potensi sumber daya minyak dan gas Indonesia saat ini masih cukup besar, terutama di area lepas pantai. Salah satu metode transmisi dan distribusi yang efektif dan efisien adalah dengan menggunakan pipa bawah laut. Pada proyek pembangunan pipa bawah laut seringkali ditemui masalah-masalah yang dapat menyebabkan kegagalan sehingga mengakibatkan menurunnya kinerja proyek. Masalah-masalah yang timbul dapat diakibatkan oleh beberapa aspek, termasuk diantaranya aspek teknis dan lingkungan. Oleh karena itu analisa berbasis risiko akan dilakukan pada penelitian ini dan diharapkan dapat menghasilkan strategi pengelolaan risiko yang baik sehingga kinerja waktu dan biaya pada proyek pembangunan pipa bawah laut dapat dioptimalkan.

---

Oil and gas resources in Indonesia is still quite large, especially in offshore area. Subsea pipeline is one of the transmission and distribution method which effective and efficient. In subsea pipeline construction project often encountered problems that can cause a failure resulting in reduced performance of the project. The problems that arise can be caused by several aspects, including technical and environmental aspects. Therefore, a risk-based analysis will be carried out in this research study and is expected to produce a good risk management strategy so that the performance of the time and cost of the subsea pipeline construction project can be optimized."

"Perbandingan Standar Perancangan Amerika, Norwegia, dan Rusia dalam Menghitung Ketebalan Dinding Pipa Gas Bawah Laut. Salah satu parameter utama dalam perancangan jaringan pipa adalah perhitungan ketebalan dinding pipa. Studi ini membahas perbandingan metode perhitungan ketebalan dinding pipa untuk pipa gas bawah laut berdasarkan standar perancangan Norwegia (DNV-OS-F101), standar perancangan Indonesia (SNI 3474) yang mengacu pada standar Amerika (ASME B31.8), dan standar perancangan Rusia (VN39-1.9-005-98). Berdasarkan perhitungan terhadap pipa gas bawah laut di Indonesia (tekanan 12 Mpa, diameter eksternal 668 mm) didapatkan hasil ketebalan dinding pipa sebesar 18.2 mm (VN39-1.9-005-98), 16 mm (ASME B31.8), dan 13.5 mm (DNV-OS-F101). Untuk setiap standar, formula untuk hoop stress diintrepretasikan dengan metode yang berbeda. Hanya standar Norwegia yang menghitung hoop stress dari permukaan dalam pipa sehingga menghasilkan nilai ketebalan dinding pipa yang lebih kecil. Untuk perhitungan faktor collapse akibat tekanan luar, hanya standar Amerika dan Norwegia yang memperhitungkan faktor tersebut sedangkan standar Rusia hanya menggunakan faktor tersebut sebagai parameter antara untuk menghitung local buckling. Untuk propagation buckling, baik standar Rusia maupun Amerika menerapkan formula empiris tekanan hidrostatis kritis sebagai input dalam menghitung propagation buckling. Formula empiris ini hampir sama dengan formula empiris yang diterapkan pada standar Norwegia. Dari ketiga standar yang dibandingkan tersebut, standar Norwegia memberikan persyaratan desain yang lebih ketat dibandingkan yang lainnya.

---

One of the key issues in the pipeline design is wall thickness calculation. This paper highlights a comparison of wall thickness calculation methods of submarine gas pipeline based on Norwegian Standard (DNV-OS-F101), Indonesian Standard SNI 3474 which refers to American Standard (ASME B31.8), and Russian Standard (VN39-1.9-005-98). A calculation of wall thickness for a submarine gas pipeline in Indonesia (pressure 12 MPa, external diameter 668 mm) gives the results of 18.2 mm (VN39-1.9-005-98), 16 mm (ASME B31.8), and 13.5 mm (DNV-OS-F101).The design formula of hoop stress due to internal pressure is interpreted in different ways for every standard. Only Norwegian Standard requires calculating hoop stresses in the inner surface, which leads to a decreased value of the wall thickness. Furthermore, the calculation of collapse factor due to external pressure is only regulated in American and Norwegian Standards while Russian Standard uses that factor as an intermediate parameter in calculating local buckling. For propagation buckling, either Russian or American Standard explains empirical formula of critical hydrostatics pressure as the input in propagation buckling calculation. This formula is almost similar to the empirical formula of Norwegian Standard. From the comparison of these standards, DNV OS-F101 gives more stringent requirements than others."

"Proyek Pipanisasi BBM Kertapati - Jambi di Sumatra Bagian Selatan yang saat ini terhenti dikaji kembali kelayakannya; baik dari segi kebutuhan operasional maupun secara ekonomi. Untuk itu dikumpulkan data realisasi kebutuhan BBM depot Jambi dan ongkos angkutannya untuk beberapa tahun terakhir (9 tahun) serta kemampuan penerimaan di depot Jambi sebagai bahan kajian kebutuhan operasional. Hasil analisa menunjukkan bahwa secara operasional sistim pipanisasi BBM ini sangat diperlukan. Kajian ekonomi dibuat dengan cara membandingkan biaya proyek yang diperlukan dengan besarnya penghematan yang didapat bilamana proyek atau sistim pipanisasi BBM yang dibangun telah dioperasikan, yaitu sebesar biaya angkutan BBM dengan tanker, dikombinasikan dengan angkutan BBM melalui darat dengan truk tanki. Hasil kajian menunjukkan bahwa proyek ini layak secara ekonomi dan dengan umur pakai selama 30 tahun mempunyai nilai NPV sebesar Rp 628,45 milyar, IRR sebesar 19, 62 % dan periode pengembalian modal selama 13 tahun. Selanjutnya proyek akan dilaksanakan dengan menerapkan satu pengendalian proyek; untuk itu memerlukan beberapa prasyarat yang harus dipenuhi; seperti adanya ikatan kerja/kontrak yang melibatkan pihak penjamin (asuransi), organisasi proyek, basis biaya dan waktu, prosedur dan adminitrasi proyek, anggaran contingency/allowance dalam biaya proyek serta bentuk atau model pengendalian yang akan diterapkan.

---

Kertapati Pipeline Project at South Sumatra that was temporarily terminated in the recent time need to be analyzed whether it is still operationally and economically feasible or not. To determine the project feasibility a short study about the pattern of fuel consumption, supply and distribution cost especially for petrol, kerosene and gas oil needed for Jambi terminal should be made. It requires data on sales volume and distribution cost in the last nine years and also the terminal receiving capacity to predict the future condition of operational needed; and the result is that pipeline project is feasible for built. Economical analysis is made by comparing amount of project cost with revenue of saving when the pipeline system built is already in operations; that is equal with distribution cost by the tanker and tank truck. The result showed that the project is economically feasible and by 30 years life of use it has NPV of Rp 628. 45 billions, IRR 19, 62 % and pay back period 13 years. Project will be executed with a certain of project control model applied on it; it requires some preconditions that must be fulfilled; such as term of contract that includes insurance, project organization, time & cost baseline, project procedures, contingency/allowance cost and the model of project control."

"Piping stress analysis on instrument Air System have been performed. Analysis carried out to estimate the provision of sufficient flexibility in the piping system to ensure that the heat expansion and contraction of the pipe allowable stress range...."

"This book summarizes the results of experimental work on the development of technologies for the manufacture of sour service line pipe steels. It presents the latest theories on the mechanisms of cracking and factors affecting fracture resistance in H2S-containing media of low-alloy pipe steels. The authors propose methods for improving the quality of continuously cast slabs and show the effect of the chemical composition on the microstructure and properties of rolled plates for pipes. Considerable attention is paid to the metallurgical aspects of microstructure formation and its mechanical properties, as well as the enhancement and cracking resistance of sour service sheets under thermomechanical rolling with accelerated cooling. In brief, the book presents a cutting-edge overview of sour service sheet and pipe production."