Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penelitian ini dilakukan untuk memprediksi pengaruh sifat air baku sedimen dalam kandungan minyak mentah terhadap laju korosi pipa penyalur minyak dengan cara perhitungan indeks korosifitas yang dikomparasikan dengan metode polarisasi. Data yang dihasilkan dapat digunakan untuk menentukan sistem pengendalian korosi pada produksi minyak mentah Sampel air sedimen baku yang digunakan sehanyak 5 buah dan sampel baja karbon, yang berasal dari pipa penyalur minyak. sebanyak 3 buah. Ketiga sampel baja karbon diuji dengan metode polarisasi terhadap lima sampel air sedimen baku. Selanjutnya dipilih masing-masing 1 buah sampel dari tiga sampel baja karbon untuk diuji dengan cara pengadukan pada pengujian polarisasi. Dilakukan pengamatan terhadap laju korosi yang dihasiikan oleh seluruh sampel baja karbon, baik yang tanpa atau dengan pengadukan, dan dikomparasikan dengan indek korosifitas masing-masing larutan."

"Lapangan Lima yang merupakan bagian dari Laut Jawa berupaya untuk terus mempertahankan produksi minyak salah satunya dengan cara memperbaiki fasilitas pipa penyalur. Pipa penyalur yang saat ini terpasang kondisinya sudah pernah bocor dan telah dipasang clamp untuk menutup sementara titik yang bocor. Sebagai solusi permanen akan dipasang pipa penyalur baru yang menghubungkan anjungan LLB menuju anjungan LPRO (Lima Process). Ada beberapa pilihan jalur yang bisa dipilih untuk memasang pipa penyalur.Naskah tesis ini membahas analisis pemilihan jalur pipa penyalur dengan pertimbangan hidrolik, efek penurunan permukaan, dan keekonomian. Parameter yang digunakan adalah nilai tekanan pengiriman, total penurunan, laju penurunan, IRR, NPV, dan payback period. Dari hasil penelitian, pipa penyalur dengan jalur LLB-LPRO mempunyai tekanan pengiriman paling rendah sebesar 51 psig, dengan parameter ekonomi yang memenuhi kelayakan yaitu NPV 72,67, IRR 115,7%, dan payback period 2,55 tahun. Dari total penurunan dan laju penurunan untuk anjungan LPRO juga masih masih aman untuk dilewati pipeline baru, karena total penurunan saat ini sampai dengan 10 tahun ke depan belum mencapai 56,48%.

---

Lima field as part of Offshore North West Java strives to continue to maintain oil production by improving pipeline facilities. Pipeline that is currently installed has been leaked and has been being installed clamp to cover the temporary leak point. As a permanent solution will be installed a new pipeline connecting the LLB platform to LPRO (Lima Process). There are several choices of route to choose from to install the pipeline.This thesis discusses the proposed analysis of pipeline route selection with hydraulic considerations, subsidence effect, and economic analysis. The parameter used is the value of back pressure, subsidence value, subsidence rate, IRR, NPV, and payback period. The riset shown that pipeline with route LLB-LPRO have the lowest back pressure, with economic parameters that meet the feasibility : NPV 72.67, IRR 115.7%, dan payback period 2.55 years. Subsidence value and subsidence rate of LPRO platform shown that this platform still safe to be passed new pipeline, because the current subsidence up to the next 10 years has not reached 56.48%."

"Pipa penyalur merupakan salah satu moda transportasi minyak dan gas yang dianggap paling ekonomis hingga saat ini. Fluida minyak dan gas yang mengandung hidrokarbon yang berbahaya dan bersifat korosif, seperti H2S, akan memberikan risiko kebocoran pada pipa penyalur. Penelitian ini dilakukan untuk menjadi salah satu masukan untuk menghindari kebocoran pada pipa penyalur yang sering terjadi pada daerah pengelasan. Sambungan pengelasan yang diteliti akan mewakili sambungan pipe to pipe bend, yang diwakili oleh sambungan pengelasan material API 5L X65 dan API 5L X65, dan pipe to flange, yang diwakili oleh sambungan pengelasan material API 5L X65 dan ASTM A694 F65, yang banyak ditemui dalam satu jalur pipa penyalur. Metode pengujian yang dilakukan mencakup pengujian tarik, tekuk, dan kekerasan pada spesimen yang dilanjutkan dengan pengujian SSC (Sulphide Stress Corrosion Cracking) berdasarkan NACE TM-0177 serta diikuti dengan pengamatan makro, mikro dan karakterisasi SEM/EDS. Hasil penelitian menunjukkan bahwa spesimen sambungan pipe to pipe bend mengalami retakan pada daerah mid pengelasan yang disebabkan oleh stress oriented hydrogen induced cracking (SOHIC) sedangkan spesimen sambungan pipe to flange juga mengalami retakan, akan tetapi pada daerah root pengelasan yang disebabkan oleh SSC.

---

Pipeline is the most economical and the most effective of oil and gas transportation mode. Oil and gas fluid also containing the toxic and corrosive hydrocarbon, such as H2S. The objective of present research was conducted to become one of the inputs to avoid pipelines leakage which often occur in the welding area. The investigated welding connection may represent the connection of pipe to pipe bend, represented by the welding connection of API 5L X65 and API 5L X65, and connection of pipe to flange material, represented by welding connection of API 5L X65 and ASTM A694 F65. The testing method including tensile, bending and hardness testing on specimens, which was followed by SSC (Sulphide Stress Corrosion Cracking) test based on NACE TM-0177. The macro and microphotograph examination, SEM and also EDS characterization were used to determine failure on both speciments. The results showed that pipe to pipe bend joint specimen were fracture in the mid-welding area which was caused by SOHIC (Stress Oriented Hydrogen Induced Cracking) while the pipe to pipe flange joint specimens also experienced cracks at the welding root area which was caused by SSC."

"Kegiatan eksplorasi produksi minyak dan gas bumi (migas) di Lapangan Arjuna milik PT XYZ dimulai sejak tahun 1970an. Sejumlah 192 pipa penyalur bawah laut di lapangan ini masih aktif beroperasi sebagai alat transportasi migas dan 75% diantaranya sudah berumur lebih dari 25 tahun. Sekitar 17 kasus kebocoran pipa bawah laut di Lapangan Arjuna terjadi setiap tahunnya dan sebagian besar kasus terjadi pada pipa-pipa tua. Kejadian ini memberikan dampak yang cukup signifikan baik dari sisi keselamatan, lingkungan maupun bagi kegiatan operasi dan produksi migas. Program pemeliharaan pipa-pipa bawah laut ini membutuhkan biaya dan sumber daya cukup besar. Oleh karena itu, prioritisasi program ini harus diberikan pada pipa-pipa berisiko tinggi agar risiko kebocoran pipa dapat segera diturunkan. Penelitian ini bertujuan untuk melihat profil risiko 10 pipa penyalur utama minyak dan gas bawah laut di Laut Jawa yang sudah tua dan membuat program pemeliharaannya. Konsep manajemen risiko ISO 31000: 2009 digunakan dalam penelitian ini fokus pada tahapan kajian risiko (risk assessment) dan penanganan risiko (risk treatment). Pada tahapan kajian risiko, metode yang digunakan adalah metode indeks Kent Muhlbauer dikombinasikan dengan metode kajian risiko PT. XYZ dengan matriks. Metode indeks Ken Muhlbauer menggunakan empat indeks untuk menghitung potensi kegagalan sistem pipa bawah laut yaitu indeks kerusakan pihak ketiga, indeks korosi, indeks desain, dan indeks kesalahan operasi, dilanjutkan dengan analisis dampak kebocoran (Leak Impact Factor). Kemudian dilakukan perhitungan probability of failure dan consequence of failure yang dimapping pada matriks penilaian risiko perusahaan. Kajian risiko dengan kedua metode ini menghasilkan peringkat risiko (risk rangking) dan nilai risiko relatif untuk kemudian digunakan sebagai basis penentuan tingkat risiko dan prioritisasi program pemeliharaan kesepuluh pipa penyalur. Hasil akhir kajian risiko 10 pipa bawah laut utama di Laut Jawa menunjukkan ada enam pipa berisiko tinggi yang perlu diturunkan risikonya ke tingkat yang dapat diterima. Tahapan penanganan risiko dimulai dengan membuat program pemeliharaan enam pipa berisiko tinggi berdasarkan indeks paling kritikal yang dihasilkan dari penilaian risiko, yaitu korosi. Ada 10 tindakan pencegahan dan 2 tindakan mitigasi sebagai usulan program yang harus dikomunikasikan kepada pihak yang berkepentingan agar risiko kebocoran pipa penyalur utama dapat dikurangi. Salah satu tindakan pencegahan kebocoran yang diusulkan adalah penggantian pipa penyalur 16 MOL M-J sebagai prioritas utama.

---

Oil and gas exploration and production activities in the Arjuna Field, Java Sea, owned by PT XYZ began in the 1970s. A total of 192 subsea pipelines in this field are still being operated to transport oil and gas product and 75% of them are over 25 years old. There are around 17 cases of subsea pipeline incident at Arjuna Field per year which occur mainly in the 25`s year old pipelines. The incident has a significant impact in terms of safety, environment and oil and gas bussiness. Maintenance program for these pipelines require expensive cost and resources thus need prioritization. The aims of this research is to assess risk profile of aging 10 subsea oil and gas pipelines in PT. XYZ and provide risk mitigation action plan. The Kent Muhlbauers index method is used combined with companys risk matrix method. The index method uses four indexes related to the failure of the subsea pipeline system: the third-party damage index, corrosion index, design index, and incorrect operations index for probability assessment, continue with consequence assessment using leak impact factor. Then its converted to probability of failure (PoF) and consequence of failure (CoF). The calculations and mapping results risk ranking and relative risk which is used as a basis of pipeline maintenance program prioritization. The final risk assessment result of subsea pipeline in PT. XYZ shows six high risk pipelines which require risk reduction action plan to reduce the risk into acceptable level. The pipeline maintenance program is made based the most critical index, corrosion, resulting from the assessment. The program proposes 10 preventive and 2 mitigation measures that must be communicated to each responsible parties so that risk of hydrocarbon leak can be minimized. The replacement of 16 MOL M-J is proposed as a top priority of pipeline replacement program."

"Penilaian risiko pipa penyalur dilakukan sebagai bagian dari pipeline integrity management. Dengan bertambahnya umur pipa penyalur, maka kemungkinan kerusakan akan semakin meningkat kecuali dilakukan tatakelola yang tepat dalam upaya untuk menekan risiko. Penelitian ini menjelaskan tentang analisis risiko berdasarkan kemungkinan dan konsekuensi kegagalan sejalan dengan korosi yang terjadi pada pipa penyalur. Penentuan laju korosi yang cermat sangat penting untuk mengambil keputusan terkait integrity dan efektivitas dalam memastikan keandalan pipa penyalur. Penentuan laju korosi yang akurat sangat sulit ditentukan karena sejumlah faktor yang mempengaruhi reaksi korosi. Estimasi laju korosi yang umum digunakan pada pipa penyalur adalah dengan alat In-line inspection(ILI). Laju korosi digunakan sebagai dasar untuk estimasi integrity pipa penyalur dalam suatu periode waktu. Sedangkan kemungkinan kegagalan dihitung menggunakan metode distribusi Weibull dua parameter dan estimasi konsekuensi kegagalan disiapkan berdasarkan sejumlah rujukan standar API 581. Dengan memahami tingkat ketidakpastian ILI, maka diharapkan penentuan laju korosi akan dapat lebih akurat sehingga kondisi integrity pipa penyalur di masa depan akan lebih baik termasuk juga mitigasi yang perlu dilakukan. Tesis ini juga dilengkapi dengan studi kasus yang terjadi pada PT. X untuk memahami risiko pipa penyalur terkait dengan degradasi alami material. Berdasarkan perhitungan, pipa penyalur dikategorikan ke dalam peringkat risiko 5C yang berarti dalam kondisi risiko medium-high. Variasi tingkat kegagalan terhadap segmen atau sub segmen pipa penyalur juga diperoleh dengan kemungkinan kegagalan tercepat pada selang waktu kurang dari tiga tahun dan kegagalan

---

Risk assessment of gas pipeline is carried out as part of pipeline integrity management. As the life of the pipeline increases, the likelihood of failure will increase unless proper governance is carried out in an effort to reduce risk. This study describes the risk analysis based on the likelihood and consequences of failure in line with corrosion that occurs in the gas pipeline. A careful determination of the rate of corrosion is very important to make decisions regarding integrity and effectiveness in ensuring the reliability of the pipeline. Accurate determination of the rate of corrosion is very difficult to determine because of a number of factors that influence a corrosion reaction. Corrosion rate estimation that is commonly used in conduit is by In-line inspection (ILI). Corrosion rate is used as a basis for estimating the integrity of the conduit in a period of time. While the probability of failure is calculated using the two parameter Weibull distribution method and the estimated consequences of failure are prepared based on a number of API 581. Standard references. mitigation needs to be done. This thesis is also complemented by a case study that occurred at PT. X to understand the risks of channel pipes associated with natural degradation of the material. Based on calculations, the pipeline is categorized into a risk matrix 5C which means it is in a medium-high risk condition. Variations in the failure rate of the pipeline segments or sub-segments are also obtained with the possibility of the fastest failure in an interval of less than three years and the longest failure in an interval of 11 years."

"Pipa penyalur panas bumi mengalami korosi yang disebabkan oleh ion atau senyawa yang terlarut dalam uap dan kondensat yang menjadi servisnya. Ion atau senyawa tersebut antara lain adalah karbondioksida, oksigen, amoniak, pH, dan khlorida. Prediksi pertumbuhan laju korosi pada pipa penyalur panas bumi perlu dilakukan untuk memberikan reliabilitas dan keamanan yang lebih baik. Untuk memperoleh prediksinya, dalam tesis ini dilakukan analisa multivariate menggunakan teknik regresi Nonlinier. Pengurangangan ketebalan pipa diambil sebagai variabel tak bebas dan konsentrasi ion atau senyawa penyebab korosi sebagai variabel bebas. Model yang dipakai untuk analisanya adalah Δy = κtv dimana Δy adalah kehilangan ketebalan, "t" waktu paparan, dan κ, v berturut-turut merupkan parameter korosi yang berkontribusi secara linier dan parameter korosi yang berkontribusi secara ekponensial. Data case study didapatkan dari rekaman operasi dan maintenance pipa penyalur panas bumi. Hasil analisa menunjukkan pipa penyalur mengalami pengurangan ketebalan yang signifikan yang disebabkan oleh khlorida dan pH. Khlorida dan pH merupakan parameter-parameter korosi yang berkontribusi linier.

---

Geothermal pipeline undergoes corrosion caused by ions or compounds dissolved in its service, steam and condensate. Ion or compound dissolved in the steam meanwhile carbon dioxide, oxygen, ammonia, pH, and chloride. Corrosion rate analysis is necessary to be conducted to provide corrosion rate prediction for reliabe and safe operation reference. To obtain the predictions, in this thesis, multivariate analysis was conducted using nonlinear regression techniques. Loss of thickness was taken as the dependent variable and the concentration of ions or compounds cause corrosion was taken as independent variables. The model used for analysis is Δy = κtv where Δy is the loss of thickness, "t" time exposure, κ and v are the corrosion proportionanilty and exponent parameters respectively. Case study was conducted on geothermal plant and the data was obtained from its operation and maintenance records. Results of analysis show that the pipeline have a positive impact in thickness loss caused by the chloride and pH. Chloride and pH are parameters that contribute linearly dan exponentially."

"Kebocoran atau kegagalan operasi pipa penyalur akan menimbulkan bahaya bagi manusia dan lingkungan sekitarnya. Kegagalan ini seringkali terjadi dibawah umur teknis yang direncanakan. Analisa sisa umur pakai pipa penyalur yang tepat akan membantu pengguna dalam membuat perencanaan inspeksi berikutnya. Pada penelitian ini, sisa umur pakai dianalisa dengan melakukan pengujian laboratorium dan pengkajian data lapangan. Sampel uji yang digunakan adalah material spesifikasi API 5L gr. B baru standar pabrik dan material pipa unknown spec, dengan pengaruh laju korosi pada lingkungan atmosfer dan air tanah. Hasil pengujian lab dan pengkajian data lapangan menunjukkan bahwa sisa umur pakai terendah berturut-turut adalah 1,5 tahun dan 8,7 tahun. Berdasarkan regresi linier antara sisa umur pakai dan laju korosi pada pengujian lab dan pengkajian data lapangan menunjukkan bahwa keduanya memiliki hubungan dengan koefisien korelasi (r) berturut-turut sebesar 0,93 dan 0,97.

---

Leakage or failure of the operation of the pipeline would pose a danger to humans and the surrounding environment. This failure often occurs under the thickness designed. A proper remaining life analysis of the pipeline will assist users in planning the next inspection. In this study, the remaining life analyzed by laboratory testing and assessment of field data. The sample used is a new API 5L gr. B material specification and unknown spec pipe material, with the effect of the corrosion rate in atmospheric environment and groundwater.

The test results and assessment of field data showed that the remaining life of the lowest row is 1.5 years and 8.7 years. Based on linear regression, remaining life and corrosion rate between lab testing and assessment of the field data show that both have a relationship with a correlation coefficient (r) respectively of 0.93 and 0.97."

"Manajemen integritas pipa penyalur dimulai dari bagaimana ancaman terhadap integritas pipa penyalur di-identifikasi dan dikelola dengan efektif. Penilaian resiko terhadap ancaman integritas pipa penyalur dilakukan terhadap aset pipa penyalur sebagai obyek yang di-analisa. Pendekatan pendataan informasi keselamatan proses (process safety information) aset pipa penyalur umumnya diperlakukan melekat sebagai satu kesatuan jalur utuh dari Launcher ke Receiver. Keberagaman mode ancaman dan mode kerusakan menjadi dasar melakukan segmentasi pipa penyalur tersebut agar penilaian resiko lebih akurat. Dengan kemajuan teknologi inspeksi saat ini, inspeksi In-Line-Inspection menjadi semakin akurat dan terjangkau. Inspeksi baseline atau re-inspeksi In-Line-Inspection berpotensi menjadi basis pendataan aset (Asset Register) karena mampu mendeteksi komponen-komponen perpipaan pada pipeline secara akurat. Dengan adanya pendataan informasi keselamatan proses secara detail pada setiap komponen perpipaan, segmentasi yang dilakukan saat penilaian resiko dapat menjadi lebih detail sampai ke level komponen. Tesis ini membahas bagaimana memanfaatkan potensi penilaian resiko yang lebih detail hingga ke level komponen dengan memanfaatkan asset register yang detail yang diperoleh dari pemanfaatan data in-line inspection. Kelemahan dari metode segmentasi detail adalah banyaknya data dan juga usaha yang diperlukan dalam melakukan penilaian resiko. Namun dari berkembangnya teknologi informasi saat ini, populasi data yang besar (big data) dapat dikelola dengan bantuan teknologi informasi yang relevan.

---

Pipeline integrity management is initiated from how hazards/threats toward pipeline integrity are to be identified and managed effectively. Risk assessment conducted to pipeline integrity hazards/threats is subjected to how the pipeline as object is perceived to be analyzed. The approach of documenting process safety information on pipeline generally developed and regarded as a whole pipeline assets consist from launcher to receiver. The diverse of threats and damage mechanism along the line is the basis of pipeline segmentation in order to specify risk assessment object thus increase its accuracy. In the development of inspection technology, in-line-inspections are become more sensitive and become more affordable. Whether baseline or re-inspection of in-lineinspection could have potential to be utilized in developing asset register, because it can distinguish pipeline components accurately. By embedding process safety information specific for each pipeline components, the segmentation taken during pipeline risk assessment can be detailed to the component level. The focus of this study is analyzing pros and cons of utilization the advantages of detailed pipeline risk assessment to component level by utilizing detailed asset register which obtained from in-lineinspection data. The weakness of detailed segmentation is the abundant of segment to be analyzed and increase the efforts during risk assessment. However, in the development of information technology, big data can be manageable by utilizing relevant information technology."

"Minyak mentah yang mengalir dalam pipa penyalur minyak mempunyai kandungan air kira-kira sehesar 90% dari volume total. Air tersebut mengandung unsur-unsur kimia yang dapat membentuk kerak. Kerak merupakan fenomena deposit kimia di bawah permukaan pipa yang terjadi karena konsentrasi garam terlarut melampaui batas jenuh dan biasanya meropakan hasil dari senyawa kimia yang berlebih dalam larutan yang bisa terjadi karena penguapan atau perubahan temperatur. Pembentukan kerak pada pipa menghambat lajunya aliran minyak, disamping tentu saja menyebabkan kerusakan pada pipa. Oleh karena itu penelitian ini bertujuan untuk memprediksi kecenderungan pembentukan kerak berdasarkan hasil analisa kualitas air serta perbandinganya pada temperatur 25,5°C (78°F) dan 71°C 160°F). Pengujian komposisi kimia meliputi pengujian kation, yang dicari konsentrasinya dengan metode AAS, pengujian anion dengan metode titrimetric pengujian pH menggunakan pH meter dan indikator universal serta pengujian turbiditas air yang menggunakan metode spektrometri. Kemudian hasil pengujian didata dan dihitung untuk kemudian ditentukan indeks stabilitas karbonat, indeks stabilitas suljat serta indeks agresifitas air. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa air mempunyai kecenderungan untuk membentuk kerak. Meningkatnya temperature akan memperbesar kemungkinan terbentuknya kerak, mengingat kelarutan senyawa rata-rata akan menurun pada temperatur tinggi (kondisi operasional kira-kira 100°C. Selain itu dari perhitungan indeks agresifitas, diketahui pula bahwa air berada pada taraf korosifitas medium pada pH 8,83 dan 9,00 serta berada pada taraf cenderung tidak korosif pada pH 10. Hal ini menunjukkan bahwa semakin tinggi nilai pH air, semakin berkurang pula kecenderungan air untuk bersifat korosif."