Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kebutuhan energi nasional meningkat seiring dengan laju ekonomi, saat ini energi yang paling banyak digunakan masyarakat untuk kebutuhan sehari hari adalah gas dalam bentuk LPG, batubara memiliki potensi untuk menjadi energi pengganti LPG. Indonesia merupakan negara yang memproduksi batubara terbesar ke-3 di dunia nantinya batubara diolah menjadi methanol dan Dimethyl Eter (DME) yang dapat digunakan sebagai pengganti LPG untuk mendekati pengguna elpiji, DME dan produk lainnya harus dapat ditransportasikan dengan murah. Pipanisasi merupakan solusi yang paling efektif untuk jarak kurang dari 1000 km, dibandingkan dengan metode transportasi yang lain (yaitu, kapal, kereta api, dan truk), pipanisasi adalah cara yang lebih dapat diandalkan dan ekonomis, pipa harus dirancang sedemikian rupa sehingga dapat memenuhi nilai ekonomis. Untuk mendapatkan desain yang tepat pipa disimulasikan dengan hysis sehingga didapatkan rancangan utilitas transportasi yang tepat guna dimana biaya total investasi yang dibutuhkan ekonomis dengan biaya operasi per tahun tidak lebih dari 5% dari CAPEX, dari Kajian didapat kan dimensi pipa 16” dan ketebalan Pipa sebesar 0,375 inch  dengan Right Of Way (ROW) sepanjang 168 km, untuk besaran nilai investasi (CAPEX) pembangunan Pipa Multiproduk DME, Methanol, dan MEG adalah $ 108.843.283 atau dalam IDR  1.578.227.604.582,09 dengan toll fee $ 19.64 /MT.

---

National energy needs increase along with the pace of the economy. Currently, the most widely used energy for daily needs is gas in the form of LPG, coal has the potential to be a substitute for LPG. Indonesia is a country that the 3rd largest produces coal in the world, later the coal will be processed into methanol and DME, which can be used as a substitute for LPG. To approach LPG users, DME and other products must be cheaply transported. Piping is the most effective solution for distances less than 1000 km, Compared to other transportation methods (i.e., ships, trains, and trucks), transmission pipelines are a more reliable and economical way, the objective of this study is to deliver DME, Methanol and MEG using Single line Pipeline.  Pipelines must be designed in such a way that they can meet economic value.  The methode to get the right design, first is simulated pipelines with pipesim, then selecting an appropriate utility and operation, where the total investment required is economical with an annual operating cost of not more than 5% of CAPEX, with an optimum NPV value and targeted IRR value.From the study, it was found that the dimensions of the pipe are 16” and the thickness of the pipe is 0.375 inch with a ROW of 168 km. The investment value (CAPEX) for the construction of the DME Methanol and MEG Multiproduct Pipe is $ 108.843.283 or in IDR  1.578.227.604.582,09 with toll fee $ 19.64 /MT."

"Pengelaran jalur pipa baru dapat memanfaatkan fasilitas lahan yang tersedia dengan bekerjasama dengan perusahaan lain pemilik lahan yang ada untuk mengurangi biaya pembebasan lahan dan menghemat jadwal proyek. Dalam proyek ini pipa baru milik perusahaan Pertagas melalui lahan Right of Way (RoW) yang telah ada jalur pipa perusahaan Eni.  Jalur pipa Pertagas tersebut bersilangan dengan jalur pipa aktif milik Eni di bawah tanah dengan kedalaman 5m dan jarak antara pipa 1m. Untuk melaksanakan proyek ini diperlukan kerjasama antar kedua perusahaan agar aspek legal dan aspek teknis integritas pipa terjaga dengan aman. Tahapan proyek dimulai dengan aspek legal berupa perjanjian persilangan jalur pipa antara kedua perusahaan. Kemudian dilanjutkan aspek teknis dengan mengumpulkan data survey lokasi dan kedalaman pipa aktif yang beroperasi. Setelah kedalaman dikonfirmasi maka perencanaan desain konstruksi dimulai dengan perencanaa gambar teknis dan menghitung potensi longsor tanah saat penggalian lubang pit untuk peletakan alat pengeboran. Metode identifikasi bahaya saat konstruksi (Hazid) dilakukan sebelum pelaksanaan agar dapat diketahui resiko bahaya yang terjadi dan mitigasi yang dapat diterapkan. Aspek K3 keselamatan dan keamanan bekerja diterapkan baik untuk alat dan pekerja proyek. Pelaksanaan pengeboran dilakukan setelah semua pihak melakukan cek list persetujuan dan komunikasi tanggap darurat telah siap di lapangan. Proses pengeboran horizontal berjalan sesuai dengan desain dan pipa yang terpasang kemudian diperiksa untuk memastikan tidak menganggu integritas pipa aktif yang ada. Evaluasi menunjukkan dari aspek teknis pelaksanaan telah sesuai perencanaan desain yang tertuang dalam prosedur metoda kerja dengan menerapkan aspek quality selama pengeboran dan pemasangan pipa. Namun pemulihan kembali situs area kerja ke kondisi semula menjadi temuan yang perlu pemeliharaan berkelanjutan. Sementara itu evaluasi penerapan keselamatan masih perlu ditingkatkan khususnya pekerja yang bekerja di bawah tanah yang berpotensi resiko bahaya bekerja di ruang terbatas. Kesimpulan dari pekerjaan persilangan pipa ini adalah pemilihan metode pengeboran horizontal merupakan pilihan tepat karena jarak penggalian lubang mencukupi dan tidak menganggu aktivitas pipa yang sedang beroperasi.

---

Installation of a new pipeline route can used existing land facilities by collaborating with other land owned companies to reduce land acquisition cost and save project schedules. In this project, the new pipeline is owned by the company Pertagas and through the existing Right of Way (RoW) owned by company Eni, where Pertagas pipeline crossing with Eni active pipeline underground at a depth of 5 meters with a 1 meter spacing between the pipes. To carry out this project, cooperation between both companies are required to ensure both legal and technical aspects of pipe integrity are safely applied. The project stages begin with the legal aspect, which involves an agreement on the pipeline crossing between the two companies. Then the technical aspects continued by collecting data survey and the depth of active pipes in operation. Once the depth was confirmed, the construction design planning begins, including technical drawings and calculating the potential soil erosion during pit excavation for boring equipment placement. Hazard identification during construction (Hazid) is conducted before implementation to determine potential hazards and the applicable mitigation measures. Occupational health and safety (K3) aspects are applied for both equipment and project workers. Boring work is carried out after all parties have completed approval checklist and emergency communication is ready on-site. The horizontal boring performed according to design, and the installed pipes are tested to ensure they do not interfere with the integrity of the existing active pipes.

The evaluation indicates that, from a technical perspective, the implementation is in line with the planned work procedures, by applying quality aspects during boring and pipe installation. However, site restoration to its original condition requires follow up maintenance. Meanwhile, the evaluation of safety implementation still needs improvement, especially for workers working underground in confined spaces. The conclusion from this pipe crossing work is that horizontal boring method is the right choice due to the excavation pit distance is sufficient and does not interfere with the activities of live pipeline that are currently operating."

"[Jaringan pipa adalah salah satu sarana transportasi minyak dan gas yang palingaman dan ekonomis sehingga pipa tidak boleh mengalami kegagalan saatberoperasi. Pipa sambungan dalam suatu pipeline adalah pipa dengan geometriyang paling sering dijumpai. Jalur pipa transmisi biasanya ditanam didalam tanah(underground) sehingga rentan terhadap korosi eksternal. Oleh karena itu perludilakukan analisis keandalan, terutama pada geometri sambungan. Pengujiankeandalan dilakukan dengan menggunakan simulasi Monte Carlo. Untukmengetahui pengaruh tanah terhadap laju korosi pipa maka dilakukan pengukuranpH , resistivitas tanah dan laju korosi pipa pada setiap segmen. Hasil daripengukuran laju korosi pipa sambungan kemudian dibandingkan dengan lajukorosi pipa sambungan. Pengamatan mikrostruktur dilakukan untuk mengetahuipenyebab perbedaan laju korosi kedua jenis pipa tersebut. Nilai resistivitas tanahpada segmen I berada pada level very corrosive 􀀋􀀟􀀘􀀓􀀓􀈍-cm), segmen II beradapada level corrosive (500-􀀔􀀓􀀓􀀓􀀃 􀈍-cm), dan segmen II berada pada levelmoderately corrosive (1000-􀀕􀀓􀀓􀀓􀀃􀈍-cm). Nilai pH berada pada rentang 5-7 untuksemua segmen. Laju korosi pipa sambungan meningkat seiring penurunan nilairesistivitas tanah, dengan range nilai antara 0.03-0.75 mm / year. Keandalan pipasambungan pada segmen adalah 34,53%, segmen II adalah 64,04%, dan segmenIII adalah 99,78%, Pipeline is one mean of oil and gas transportation which is the most safe andeconomical so that the pipe should not fail during operation. Tee pipe in thepipeline is a pipe which geometry is the most frequently encountered.Transmission pipelines are usually planted in the ground (underground) so that itis susceptible to external corrosion. Therefore it is necessary to perform thereliability analysis, especially in a tee geometry. Reliability testing was doneusing Monte Carlo simulations. To determine the influence of soil on the rate ofcorrosion of pipes, the measurements of pH, soil resistivity and corrosion rate ofpipes on each segment were carried out. Results of tee pipe corrosion ratemeasurements were then compared with the corrosion rate of the straight pipe.Microstructural observations was performed to determine the cause of differencesin the corrosion rate of the two types of pipe. Soil resistivity values in the segmentI was at the very corrosive level 􀀋􀀟􀀘􀀓􀀓􀈍-cm), segment II at the corrosive level(500-􀀔􀀓􀀓􀀓􀀃 􀈍-cm), and segment II at the moderately corrosive level (1000-2000􀈍-cm). pH value was in the range 5-7 for all segments. Tee pipe corrosion rateincreases with the decreasing of soil resistivity values, ranging between 0.03-0.75mm / year. Reliability tee pipe segment was 34,53%, segment II was 64,04%, andsegment III was 99,78%]"

"ABSTRAKPenelitian ini bertujuan untuk untuk menilai risiko keselamatan pipa transmisi minyak/ main oil line (MOL). Penelitian ini adalah penelitian deskriptif analitik dengan menggunakan metode semi kuantitatif. Penelitian ini mengamati pipa 24? dan 20?, mulai dari lapangan C sampai ke terminal pengumpul sejauh kurang lebih 20 km. Pengolahan data dilakukan dengan mengacu kepada perhitungan penilaian risiko pada pipa yang dikembangkan oleh Kent. Muhbauer. Variabel yang dimasukkan ke dalam perhitungan adalah indeks kerusakan pihak ketiga, indeks korosi, indeks desain dan indeks kesalahan operasional. Dari hasil data yang dikumpulkan dan perhitungan, terlihat bahwa dapat disimbulkan bahwa variabel indeks desain adalah faktor yang paling besar pengaruhnya terhadap risiko keselamatan pipa, yang kemudian diikuti oleh indeks pihak ketiga dan indeks kesalahan operasi. Nilai faktor dampak kebocoran terbesar berada pada daerah yang dekat dengan hunian penduduk. Hal ini diakibatkan aktifitas penduduk dapat menyebabkan pipa menjadi retak/bengkok sehingga kebocoran pada pipa dapat terjadi. Dalam rangka menjaga keselamatan jalur pipa minyak sepanjang 20 km, maka perlu dilakukan tindakan-tindakan pemeliharaan yang berhubungan dengan masing-masing variabel.

---

ABSTRACT

The aim of this study is to analyze the oil transmission pipeline/main oil line risk for safety. This study is analytic descriptive research by using quantitative method. This study is observing the 24? and 20? pipeline, starting from field C up to collecting terminal 20km long. The data tabulation will be referring to the pipeline risk assessment methodology, which was developed by Kent. Muhbauer. The variables, which are, use such as third party index, corrosion index, design index and incorrect operational index. The result of data collecting and calculation shows that the index design is the most significant value that can interfere to the pipeline safety risk, than followed by third party index and in correctional operation index. The leak impact factor biggest value were lies near the local resident. The local resident activity can cause the pipeline become dent/cracked so the pipeline leakage can be happened. In order to keep the safety of 20 km oil pipeline, then the maintenance activity should be done according to each variable."

"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."

"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."

"Penelitian ini dilakukan di PT X, yang memiliki proyek pipa gas di Indonesia. Proses desain pipa gas merupakan desain khusus yang cukup kompleks ditinjau dari segi teknis, karena karakteristik gas dan penggunaan gas akan menentukan filosofi desain pipa gas tersebut. Tahap perencanaan merupakan faktor penting yang menentukan kualitas desain pipa gas. Selain faktor kualitas, faktor estimasi waktu perencanaan harus meimiliki tingkat akurasi yang baik karena terdapat batasan waktu kapan suatu pipa gas harus mulai dapat beroperasi. Oleh karena itu, penelitian ini akan mengulas mengenai penentuan penilaian kinerja konsultan perencana yang baik.

---

This research was conducted at PT. X, which has many gas pipeline project in Indonesia. Gas pipeline project has the specific and high complexity technical design, because of the gas design philosphy are depend on gas characteristics and gas utilization. Technical design is the main factor that influence the project quality. Meanwhile, the project time performance also has an important role because of time constraint when the gas field should start to operate. Select a design consultant with sufficient performance will be needed and this research will focus on it."

"Kebutuhan gas sebagai bahan bakar di kilang minyak adalah sebesar 57 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet per Day) pada tahun pertama sampai dengan tahun ketiga, kemudian bertambah menjadi 120 MMSCFD pada tahun ketiga sampai dengan tahun kesepuluh dan bertambah kembali menjadi 157 MMSCFD pada tahun kesepuluh sampai dengan tahun keduapuluh. Dikarenakan kebutuhan gas yang berkembang tersebut, maka perlu dilakukan perancangan desain yang optimal untuk memenuhi kebutuhan gas di kilang tersebut.Tujuan dari penelitian ini adalah mendapatkan desain pipa transmisi gas yang optimal dan mengetahui kelayakan keekonomian dari pembangunan pipa transmisi tersebut. Berdasarkan kajian tersebut, maka desain yang digunakan adalah penggunaan pipa ukuran 18 inchi dengan tebal 0,5 inchi dan pipa ukuran 16 inchi dengan tebal 0.406 inchi.Biaya investasi pembangunan pipa transmisi tersebut adalah sebesar USD 24.600.000,-. Nilai toll fee sebesar 0,271 USD/MSCF jika Internal Rate Return (IRR) ditetapkan sebesar 15%. Nilai Net Present Value (NPV) sebesar USD 7.537.206,- dan nilai Pay Back Period sebesar 11 tahun 8 bulan sehingga dapat disimpulkan proyek tersebut layak secara keekonomian.

---

Gas demand in the oil refinery amounted to 57 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet per Day) in the first year until the third year, later raised to 120 MMSCFD in the third year until the tenth year and then increased to 157 MMSCFD in the tenth to the twentieth year. Due to growing gas needs, it is necessary to design the optimal design in addressing the needs of gas at the refinery.

The purpose of this research is to design an optimal gas transmission pipeline and determine the economic feasibility of the pipeline project. Based on these studies, the design is using of pipe 18 inches with 0,5 inches pipe wall thickness and 16 inches with 0,406 inches pipe wall thickness.

The investment cost of pipeline are USD 24.600.000,-. The toll fee is $ 0.37 / MSCF if the Internal Rate of Return (IRR) is set at 15%. Net Present Value (NPV) is USD 7.537.206,- and the value of Pay Back Period is 11 years and 8 months so it can be concluded that the project viable economical."