Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Leak detection is always interesting research topic,where leak location and leak rate are two pipeline leaking parameters that should be detewrmined...."

"Kondisi pipa penyalur sepanjang 21.7 km yang umumnya tidak tertanam dan pada beberapa area dekat dengan rumah warga sehingga potensi terjadi kegagalan sangat tinggi. Oleh karena itu dilakukan kajian kuantitatif risiko apabila terjadi kebakaran dan ledakan pada pipa penyalur gas dengan menggunakan software BREEZE dan ALOHA. Kajian risiko yang dikaji adalah risiko individu dan kelompok pada faktor kegagalan gangguan pihak luar (external interference) dan korosi. Dari hasil analisa risiko individu dan kelompok memiliki risiko yang masih dapat diterima atau ditolerir. Namun risiko tersebut harus tetap dijaga agar masih tetap dalam batas yang diterima dengan melakukan upaya penurunan risiko seperti memasang sistem deteksi kebocoran pada pipeline, menyiapkan rencana tanggap darurat bila terjadi kebocoran pada pipa penyalur, education public, penambahan Pipeline Marker dan Warning Sign, meningkatkan frekuensi patroli, inspeksi dan perawatan secara rutin serta memberikan perlindungan tambahan pada pipa penyalur yang melintasi pemukiman agar tidak mudah dijangkau oleh masyarakat.

---

Pipeline condition for 21.7 km long which mostly unburied and at some area located near residential area makes it potential of failure very high. Therefore a quantitative risk a assessment conducted in case of fire and explosion on gas pipeline using BREEZE and ALOHA software. Risk assessment that were examined is individual and societal risk with the failure factor is external interference and corrosion.

From the result of individual and societal risk analysis, it shows an acceptable or tolerable risk. However these risk should be maintained in order to remain within acceptable limits by conducting an effort to reduce risk such as installing leakage detection system on pipeline, prepare an emergency response plans in case of pipeline leaking, public education, added the number of Pipeline marker and warning sign, increasing the frequency of patrol, perform continuous inspection and maintenance and provide additional protection to the pipeline that pass residential area so that it’s not easily access by the public."

"ABSTRAKFasilitas minyak dan gas bumi yang telah mengalami penuaan atau aging beresiko mengalami kerusakan atau dalam bahasa ilmu material sebagai kegagalan. Kegagalan ini dapat menyebabkan kerugian yang besar. Salah satu penyebab terbesar dari kegagalan pada anjungan minyak dan gas terutama pada sistem perpipaan adalah korosi. Manajemen korosi diperlukan supaya menjaga sistem perpipaan dari kegagalan, salah satu bentuknya adalah perlakuan inspeksi. Penggunaan inspeksi dengan metode dengan berbasis resiko RBI disebutkan lebih efisien dan tepat dibandingkan metode inspeksi yang sebelumnya. Dalam melaksanakan RBI memerlukan beberapa data, terutama RBI pada sistem perpipaan seperti data kondisi lingkungan, data kondisi operasi perpipaan, kecepatan aliran pipa, data inspeksi pemeliharaan, ditambah dengan data primer yang terkini. Hasil penelitian menunjukkan dengan menggunakan RBI peneliti dapat mengetahui tingkatan resiko pada pipa menunjukkan pada medium-high, efek dari kegagalan pipa BA yaitu tumpahan fluida dengan luas daerah sebesar 9714 ft2, pipa BA lebih berpeluang terjadi kegagalan dikarenakan korosi. Resiko pipa BA bisa diturunkan dengan menurunkan tingkat korosifitas fluida yang mengalir di dalam pipa dan menambahkan jenis mitigasi.

---

ABSTRACTOil and gas facilities that have aging having risk of damage or in materials science called a failure. This failure can cause a great loss. One of the biggest causes of failures on oil and gas platforms, especially in piping systems are corrosion. Corrosion management is required in order to keep the pipeline of the failure, one of the work to do is the inspection. Using risk based inspection RBI is the more efficient and precise than previous inspection methods. In implementing the RBI requires some data, particularly RBI in pipeline systems such as environmental conditions data, the data pipeline operating conditions, maintenance inspection data, coupled with recent primary data. The results says that with RBI writer can understand the risk of pipe ba was medium high, the effect of failure on ba pipe is flood of its fluids with area of 9714 ft2, he risk of ba pipe could be decreased if the corrosivity of the fluid is lowered, and adding some other corrosion mitigation."

"Permintaan bahan bakar gas telah meningkat dalam satu tahun terakhir di Indonesia menunjukkan bahwa di masa depan, pasar gas akan mengalami peningkatan. Memastikan bahwa sistem pipa dalam kondisi baik sangat penting untuk mengimbangi tingginya permintaan dan kebutuhan gas dan bahan bakar. Tinjauan dilakukan mengenai implementasi Pipeline Integrity Management System (PIMS) untuk menurunkan tingkat resiko pada jaringan pipa gas. PIMS adalah sistem manajemen yang digunakan pada area jaringan sistem pipa berbasis risiko sehingga pipa tetap dapat mengirim cairan dengan kondisi yang andal dan aman. Dalam tesis ini dijelaskan bagaimana mencapai rencana operasi yang lebih efektif pada sistem jaringan pipa area "x", menggunakan panduan dari buku Kent Muhlbaeur tentang Pedoman Manajemen Risiko Pipeline. Hasil yang didapatkan pada tesis ini adalah:(1) Tingkat resiko untuk jaringan pipa area lapangan "x"(2) Saran integrasi untuk pekerjaan inspeksi, perawatan, dan perbaikan(3) Hasil penurunan tingkat resiko pada jaringan pipa gas area "x"

---

Demand for natural gas has increased in the past year in Indonesia, indicating that in the future, the gas market will expand. Ensuring that the pipeline system is in good condition is very important to offset the high demand of gas and fuel. This review was conducted on the implementation of the Pipeline Integrity Management System (PIMS) to reduce the level of risk in the gas pipeline network. PIMS is a risk-based management system that is used in the pipeline systems so that the pipeline would be able to send fluids in a reliable and safe conditions. In this thesis, it is explained how to achieve a more effective operating plan in "x" field pipeline system, using guidance from Kent Muhlbaeur's book on Pipeline Risk Management Guidelines. The results obtained in this thesis are:(1) Risk level for "x" field area pipelines(2) Suggested integration for inspection, maintenance and repair work(3) Risk level reduction in "x" field gas pipeline."

"Impor LPG di Indonesia lebih dominan dibandingkan LPG produksi dalam negeri. Untuk menekan impor LPG, diperlukan adanya diversifikasi penggunaan bahan bakar selain LPG yaitu dengan memanfaatkan produksi gas bumi dalam bentuk LNG. Tujuan penelitian ini adalah melakukan Analisis keekonomian LNG Skala Mikro dalam rangka mendukung program pemerintah untuk melakukan diversifikasi bahan bakar sehingga dapat mengurangi penggunaan LPG. Wilayah kajian penelitian ini adalah wilayah D.I Yogyakarta untuk sektor Hotel, Restauran & Kafe (HOREKA). Metode yang dilakukan adalah dengan menghitung CAPEX dan OPEX, kemudian menganalisis keekonomian dengan menggunakan indikator NPV, IRR, DPP dan menghitung harga LNG yang akan diterima oleh sektor HOREKA. Analisis keekonomian menunjukkan perusahaan dapat melanjutkan proyek LNG skala mikro dengan hasil nilai NPV untuk proyek selama 10 tahun adalah Rp 6.640.629.748,- dan IRR 11,5%. Harga LNG yang akan diterima oleh sektor HOREKA adalah sebesar Rp 325.060,-/MMBTU lebih murah dibandingkan dengan harga LPG sebesar Rp 383.094/MMBTU dan harga gas pipeline sebesar Rp 406.274/MMBTU.......LPG imports are more dominant compared to domestically produced LPG. To reduce LPG imports, it is necessary to diversify the use of fuel other than LPG by utilizing natural gas production in the form of LNG.. The purpose of this study is to conduct an economic analysis of micro-scale LNG to support the government program to diversify fuels to reduce LPG imports. The research study area is for DI Yogyakarta area for the Hotel, Restaurant & Cafe sector. The method used to calculate CAPEX and OPEX, then analyze the economy using the NPV, IRR, DPP indicators and calculate the LNG price that will be received by the HOREKA sector. Economic analysis shows that the company can continue micro-scale LNG project with NPV for project lifetime 10th years is Rp 6,640,629,748 and IRR is 11.5%. The LNG price that will be received by HOREKA sector is Rp 325.060,-/MMBTU, cheaper than the LPG price Rp 383.094/MMBTU and gas pipeline Rp 406.274/MMBTU."

"Indonesia memiliki target produksi minyak bumi 1 juta BOPD dan gas bumi 12 BSCFD pada tahun 2030. Strategi untuk mencapai target produksi pada tahun 2030 adalah dengan transformasi resources to production, mempercepat chemical EOR, eksplorasi secara masif untuk penemuan sumur besar dan optimalisasi produksi lapangan existing. Optimalisasi produksi lapangan existing, salah satu faktor pendukungnya adalah fasilitas produksi sehingga dibutuhkan fasilitas produksi dengan integrity yang baik untuk meminimalkan uplanned shutdown. Instalasi migas yang memiliki risiko tinggi salah satunya adalah instalasi pipa penyalur migas. Instalasi pipa penyalur existing yang berada diperairaan laut jawa yaitu dari Cirebon Utara sampai dengan Kepulauan Seribu memiliki luas 8300 km2 dan dioperasikan oleh PT XYZ. Maka dari itu membutuhkan data inspeksi yang lengkap dan akurat untuk mengetahuinya. Metode penelitian ini menggunakan modifikasi dari index scoring Kent Muhlbauer. Tingkat risiko pada ketiga pipa penyalur bawah laut di Perusahaan XYZ yaitu 4 in GL MBA-MB2, pipa penyalur 8 in GL ECOM-EQSB, dan pipa penyalur 8 in GL MMF-MXB didapatkan kategori dengan risiko very high. Strategi inspeksi yang dilakukan untuk ketiga pipa dengan kategori risiko very high yaitu visual inspeksi (ROV), freespan assesment, pengecekan proteksi katodik (CP), inspeksi UT thickness pada bagian riser dan elbow (topside dan subsea), inspeksi UT thickness pada bagian subsea pipeline menggunakan metode NACE ICDA untuk titik pengambilan thickness dan periode inspeksi 4 tahun sekali atau berdasarkan Risk Based Inspection (RBI). Biaya dan upaya strategi inspeksi akan berbanding lurus dengan tingkat kategori risiko, oleh karena hal tersebut agar strategi inspeksi dapat optimal, efektif dan efisien maka dibagi menjadi 3 (tiga) kategori risiko yaitu low, medium dan high/very high, dimana pemilihan strategi inspeksi sesuai dengan tingkat risikonya. Hasil penelitian ini diharapkan bisa menjadi referensi dalam pembuatan suatu kebijakan ataupun regulasi untuk melakukan inspeksi pipa penyalur bawah laut secara berkala dengan menggunakan metoderisk analysis untuk menentukan strategi inspeksinya......Indonesia has a target of producing 1 million BOPD of oil and 12 BSCFD of natural gas in 2030. The strategy for achieving the production target in 2030 is transformation from resources to production, accelerating chemical EOR, massive connectivity for finding large wells, and optimizing field production. In optimizing existing field production, one of the supporting factors is production facilities, so production facilities with good integrity are needed to minimize upplanned shutdowns. One of the oil and gas installations that pose a high risk is the installation of oil and gas pipelines. The existing pipeline installation in the Java Sea, from North Cirebon to the Seribu Islands, has an area of 8300 km2 and is operated by PT XYZ. Therefore, it requires complete and accurate inspection data to find out. This research method uses a modification of the Kent Muhlbauer scoring index. The risk level of the three subsea pipelines at Company XYZ, namely 4 in GL MBA-MB2, 8 in GL ECOM-EQSB pipeline, and 8 in GL MMF-MXB pipeline, is found to be in the very high risk category. The inspection strategy carried out for the third pipe with a very high risk category is visual inspection (ROV), freespan assessment, cathodic protection check (CP), UT thickness inspection on the riser and elbow (topside and subsea), and UT thickness inspection on the bottom pipe sea using the NACE ICDA method for thickness taking points and inspection periods once every 4 years or based on risk-based inspection (RBI). The cost and effort of examining the strategy will be assessed directly with the level of the risk category. Because of this, so that the inspection of the strategy can be optimal, effective, and efficient, it is divided into 3 (three) risk categories, namely low, medium, and high/very high, where the selection of strategy inspection is appropriate with the level of risk. The results of this study are expected to be a reference in making a policy or regulation to carry out regular inspections of underwater pipelines by using the risk analysis method to determine the inspection strategy."

"Inspeksi dan Non-Destructive Evaluation (NDE) untuk pipa minyak dan gas adalah operasi yang signifikan untuk mendeteksi dan memprediksi kejadian kegagalan di sepanjang pipa. Pipa transmisi - pipa jarak jauh yang sebagian besar datar dan mempunyai diameter konstan - menjadi objek penelitian ini. Kompleksitas operasi dan pemeliharaan Pipeline Inspection Gauges (PIG) menyebabkan peningkatan biaya inspeksi pipa. Hal ini mendorong pertumbuhan di sektor robotik. Namun demikian, banyak dari platform robotik yang dikembangkan ini terbatas dalam segi otonomi dan akurasi pengukuran.Oleh karena itu, untuk mengatasi masalah tersebut, pengembangan In-Pipe Inspection Robot (IPIR) bernama ORION dibentuk. Sistem ini mengajukan teknik inspeksi baru yaitu dengan menggunakan depth sensory camera, yang dapat mengambil pengukuran 3D dari kerusakan pipa untuk memprediksi tingkat keparahannya. Kemampuan pengukuran ini belum dapat dicapai dari platform robotik prekursor. Oleh karena itu, ORION merangkum kedua keunggulan dari akurasi PIG dan memiliki kesederhanaan serta kemampuan beradaptasi dari IPIR. Dari segi sistem, ORION adalah robot yang sepenuhnya otonom dengan menerapkan algoritme Machine Learning, yaitu Convolutional Neural Network (CNN) untuk mendeteksi cacat pipa. Makalah ini bertujuan untuk membahas pertimbangan desain, strategi Additive-Manufacturing (AM), dan solusi sistem kontrol untuk ORION.......Inspection and Non-Destructive Evaluation (NDE) for oil and gas pipelines is a significant operation to detect and predict the failure instances along the pipe. Main transmission pipelines – a long-distance pipe that is mostly leveled and has a constant diameter – becomes the object of this research. The operation and maintenance complexity of Pipeline Inspection Gauges (PIGs) leads to an increase in cost. This has prompted a large growth in the sector of robotic devices. Nevertheless, many of these robotic platform developed fall short of autonomy and measurement accuracy. Therefore, to address these circumstances, the development of an In-Pipe Inspection Robot (IPIR) named ORION was established. The system utilizes a novel inspection technique using a depth sensory camera, which can extract precise 3D measurements of pipe defects to predict their severity. This measurement capability cannot be achieved from the precursory robotic platforms. Consequentially, ORION encapsulates both merits from the accuracy of PIGs and possesses the simplicity also the adaptability of IPIR. System-wise, ORION is a fully autonomous robot that implements a Machine Learning algorithm, namely Convolutional Neural Network (CNN) for defect detection. This paper aims to cover the design considerations, Additive-Manufacturing (AM) strategy, and control system solution for ORION. "

"Kegagalan pada sistem transportasi saluran pipa gas bawah laut dapat mengakibatkanbeberapa risiko yang dapat membahayakan bagi manusia dan lingkungan di sekitarsaluran pipa apabila terjadi kebocoran atau bahkan ledakan. Kegagalan tersebut dapatdisebabkan beberapa faktor, antara lain terjadinya kebocoran leaking karena risikokorosi. Berbagai penelitian dan laporan kasus membuktikan tingkat kecelakaan ataukebakaran dan kebocoran pipa gas bawah laut masih terus terjadi. Analisis safetybarriers risiko korosi pipa gas bawah laut dilakukan untuk mengetahui tingkatperforma pipeline safety barriers risiko korosi dengan studi kasus pada jaringan pipagas bawah laut sumur A di PT. XYZ. Penelitian ini dilakukan dengan desaindeskriptif analitik melalui data sekunder yang ada di perusahaan. Penelitian inimenggambarkan performa pipeline safety barriers risiko korosi, merujuk kepadapipeline risk level, dan pada akhirnya akan diperoleh pipeline safety level sebagaiacuan dalam operasional jaringan pipa gas bawah laut. ......Failure on the offshore gas pipelines can cause some risks that can be harmful tohumans and the environment around the pipeline in case of leakage or even anexplosion. The failure may be due to several factors, including leaking to the liningof pipelines due corrosion risks. Various studies and case reports indicate the level ofaccidents or fires and leaking offshore gas pipeline is still going on. Analysis ofsafety barriers corrosion risks offshore gas pipeline conducted to determine theperformance levels of pipeline safety barriers with a case study on an offshore gaspipeline A wells, PT. XYZ. This research was conducted with descriptive analyticdesign using secondary data that has available in the company. This study illustratesthe performance of the pipeline safety barriers, refers to the pipeline level of risk, andultimately will be obtained a pipeline safety level as reference in the operation. "