Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penelitian ini memfokuskan pada penilaian resiko pada pipa gas alam dengan teknik Risk Based Assessment. Beberapa survey dilakukan pada pipa untuk mengetahui keadaan aktual pipa diantaranya pengujian resistivitas tanah, pengukuran pH, pengujian sistem proteksi katodik, pengukuran ketebalan pipa dan coating dan pengumpulan data pipa. Pipa diidentifikasi untuk mengetahui potensial bahaya. Data digunakan untuk analisis probability dan consequence dari resiko. Dari hasil penelitian didapatkan rating dari probability dan consequence. Kedua nilai tersebut diplot pada matriks resiko. Pipa gas dikategorikan medium risk. Nilai resiko tersebut dikarenakan tingginya nilai consequence yang disebabkan oleh korosi internal dari pipa. Tingkatan resiko tersebut berlaku untuk area yang masuk ke dalam radius potential impact area. Nilai potensial impact area yaitu 35,6 meter dari pipa. Beberapa insepksi harus dilakukan untuk mengurangi nilai dari resiko tersebut.

---

The research focused on assessing risk of gas pipeline using Risk Based Assessment technique. Several surveys were done to pipeline to understand actual condition of pipeline like soil resistivity, cathodic protection system, wall and coating thickness survey. Pipe is identified to understand potential hazard. Data are used to analysis risk probability and consequence.

The research obtained showed probability and consequence factor. Both of factor are plotted to risk matrix. Gas pipeline categorized to medium risk. Rating of risk is caused by consequence factor from internal corrosion of pipeline. Risk level is obtained for radius of potential impact area. Value of potenstial impact area is 35,6 meter from pipeline. Some inspection must be done to reduce level of risk."

"Perusahaan energi dan Perusahaan kimia menggunakan pipa penyalur untuk menyalurkan minyak, gas dan fluida lainnya dari satu tempat ke tempat lainnya, baik didalam lokasi pabrik maupun antar pabrik. Integritas pipa penyalur menjadi sangat penting dikarenakan kebocoran pipa penyalur dapat menyebabkan kerugian ekonomi maupun lingkungan yang sangat serius. Beberapa penelitian telah diterapkan pada pipa penyalur mengetahui dan mengidentifikasi faktor-faktor yang dapat mempengaruhi nilai ekstrapolasi ketebalan minimum pipa penyalur menggunakan Teori Nilai Ekstrim. Penelitian ini menggunakan dan menerapkan model statistik dan Metode Extreme Value untuk kehandalan pipa penyalur dengan mengasumsikan laju korosi yang tetap dan deviasi akibat alat ukur diabaikan. Penelitian ini mendapatkan sisa usia pakai dari 344 blok data dari pipa penyalur sekitar 5,23 tahun dengan menggunakan teknik Generalized Extreme Value. Sehingga disarankan untuk melakukan pigging pada pipa penyalur dalam 2,5 tahun yang akan datang. Data yang sama disimulasikan dengan teknik Generalized Pareto Distribution namun hasil menyatakan bahwa distribusinya tidak sesuai dengan distribusi Pareto sehingga nilai ekstrim minimum, sisa usia pakai pipa penyalur dan waktu pigging berikutnya tidak dapat ditentukan

---

Energy and chemical companies use pipelines to transfer oil, gas and other materials from one place to another, within and between their plants. Pipeline integrity is an important concern because pipeline leakage could result in serious economic or environmental losses. Some researches has applied to understand the effect on extrapolation value of minimum thickness of pipeline by using the Extreme Value Theory. In this research both statistical models and Extreme Value methods were applied and developed for reliability of pipeline by assuming the constant corrosion rate and deviation due to measuring devices was neglected. The research obtained that the remaining life of 344 blocks data of the pipeline around 5,23 years by using Generalized Extreme Value Technique. It could be suggested that next pipeline pigging should be conducted within 2,5 years. The result found that the extreme value method seems not close agreement with the Pareto Distribution so the minimum extreme value, remaining useful and next pigging could not be determined. "

"Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi lokasi kemungkinan terjadinya korosi dalam pipa penyalur gas bawah laut dan memverifikasi hasil pemodelan tersebut menggunakan data inspeksi langsung. Metode penelitian melibatkan pengumpulan data teknis pipa penyalur, data operasi, serta data inspeksi dari Non Destructive Testing (NDT) dan In Line Inspection (ILI) yang menggunakan prinsip Magnetic Flux Leakage (MFL). Langkah-langkah penelitian meliputi pengumpulan data, analisa data ILI, analisa data perawatan pipa, penilaian awal, pemodelan korosi dan penilaian lokasi korosi, serta evaluasi pemodelan dan hasil inspeksi ILI. Data yang digunakan mencakup komposisi kimia gas dan cairan, laju dan volume aliran, tekanan dan suhu, serta kondisi dasar laut. Pemodelan korosi dilakukan pada setiap lokasi dengan interval tertentu dalam satu sub-region menggunakan data aliran dari pemodelan multifasa. Hasil penelitian menunjukkan bahwa pemodelan aliran dan laju korosi dapat digunakan untuk memprediksi lokasi dan derajat keparahan dari korosi internal dengan tingkat akurasi model sebesar 66.6%. Model dengan perhitungan rentang jarak 500m dan laju korosi tinggi memiliki akurasi sebesar 42%, sementara model dengan perhitungan rentang jarak 500m dan laju korosi rendah memiliki akurasi sebesar 92%. Program mitigasi korosi menggunakan inhibitor cukup berhasil, namun beberapa lokasi menunjukkan laju korosi yang lebih tinggi.

---

This research aims to identify potential corrosion locations in subsea gas pipelines and verify the modeling results using direct inspection data. The research method involves data collection of pipeline technical specifications, operational data, and inspection data from Non-Destructive Testing (NDT) and In-Line Inspection (ILI) using the Magnetic Flux Leakage (MFL) principle. The research steps include data collection, ILI data analysis, pipeline maintenance data analysis, initial assessment, corrosion modeling and location assessment, and evaluation of modeling and ILI inspection results. The data used includes the chemical composition of gas and liquid, flow rate and volume, pressure and temperature, and seabed conditions. Corrosion modeling is performed at each location with certain intervals within a sub-region using flow data from multiphase modeling. The results indicate that flow and corrosion rate modeling can predict the location and severity of internal pipeline corrosion with a model accuracy of 66.6%. Models with 500m interval calculations and high corrosion rates have an accuracy of 42%, while models with 500m interval calculations and low corrosion rates have an accuracy of 92%. The corrosion mitigation program using inhibitors is generally successful, though some locations exhibit higher corrosion rates."

"Terjadi kegagalan pada pipa yang menyalurkan air ke system injeksi air pada sebuah instalasi geothermal. Kegagalan yang terjadi berupa kebocoran pada pipa bagian T. Analisis dilakukan dengan pengambilan sample air dan pipa yang mengalami kegagalan. Pengujian yangdilakukan adalah pengujian komposisi air, pengujian indeks saturasi, pengamatan visual sample pipa, pengujian komposisi pipa, pengujian kekerasan, pengujian komposisi produk korosi pipa dan pengujian polarisasi. Dari pengujian dan analisis yang dilakukan, dapat diambil kesimpulan kerusakan yang terjadi pada pipa disebabkan oleh korosi-erosi. Kombinasi korosi dan erosi menyebabkan pipa mengalami kerusakan yang jauh lebih cepat daripada yang seharusnya.

---

There were a failure in the pipeline injection system in a geothermal installation. The failure took form of leak in part T. Analysis is done by taking sample of water and the failed pipe. The tests include water compositon test, saturation index test, visual test for pipe sample, pipe composition test, hardness test, corrosion product composition test and polarization test. From the test results and analysis, it can be concluded that the failure in pipe were done by corrosion-erosion. The combination of corrosion with erosion causing the pipe to fail faster than the calculation."

"Sebuah pipa elbow yang merupakan komponen sistem pengikjeksi kondensat dari pembangkit energi geothermal mengalami kebocoran pada bagian lasannya. Sistem ini digunakan untuk menginjeksikan kondesat yang berasal dari menara pendingin ke dalam bumi melalui sumur injeksi. Kondisi pipa telah mengalami proses korosi pada seluruh permukaan dalam pipa dan penipisan pada dindingnya. Analisis dilakukan dengan pengambilan sampel air dan pipa yang mengalami kegagalan. Pengujian yang dilakukan adalah pengujian komposisi air, pengujian indeks korosifitas, pengamatan visual sampel pipa, pengukuran ketebalan sampel pipa, pengujian komposisi pipa, pengujian kekerasan, pengujian komposisi produk korosi pipa dan pengujian polarisasi. Hasil analisa menunjukkan bahwa penyebab dari terjadinya kerusakan pada pipa elbow ini adalah karena terjadinya sel differential aerasi pada daerah dibawah produk korosi yang menyebabkan terjadinya korosi di bawah kerak (under scale corrosion).

---

There were a failure in the elbow pipe of injection condensate system. The failure took form of a leakage in the weld part. This system was used to inject the condensate which came from cooling tower to the earth back by injection well. The condition of the pipe has experienced of corrosion process at overall of the surface and wall thinning.

Analysis is done by taking sample of water and the failed pipe. It was carried out by several testing such as water composition test, saturation index test, visual test for pipe sample, measurement of pipe wall, pipe composition test, hardness test, corrosion product composition test and polarization test.

The result of this analysis, shows that the failure in pipe is caused by aerated differential cell under the deposit, it?s due to the under scale corrosion was occur."

"Industri minyak dan gas umumnya menggunakan sistem perpipaan untuk mengalirkan fluida. Meskipun pipa yang digunakan telah dirancang dengan baik, penggunaan pipa sebagai sarana transportasi fluida tetap memberikan kemungkinan kegagalan yang bisa terjadi kapan saja, salah satunya akibat korosi seragam. Penggunaan Risk Based Inspection (RBI) standar sesuai dokumen API RBI RP 581 telah banyak digunakan untuk mengantisipasi potensi kegagalan yang terjadi terhadap komponen pipa. Penggunaan RBI standar dapat menekan tingkat risiko kegagalan secara signifikan. Pada kenyataannya dikarenakan RBI standar menganggap nilai risiko suatu komponen bernilai konstan, menyebabkan kemungkinan adanya eror terhadap penilaian status komponen. Sangat disayangkan untuk terjadi, apabila suatu industri mengalami kegagalan akibat kondisi komponen yang tidak bisa di pantau secara akurat dan akan menyebabkan kerugian yang besar secara finansial. Pada penelitian ini akan dibahas susunan rancangan RBI dinamik dengan menggunakan data ketebalan 12 titik inspeksi PT.X dalam 5 interval waktu inspeksi. Hasil penelitian didapatkan bahwa rancangan RBI dinamik yang disusun mampu memberikan status kondisi komponen secara real-time. RBI dinamik diketahui juga mampu untuk menangkap fluktuasi laju korosi yang terjadi pada komponen. Hasil yang diperoleh dapat memberikan gambaran secara akurat terkait kondisi komponen yang sebenarnya. Menggunakan rancangan RBI dinamik ini perencanaan inspeksi dan pemeliharaan dapat direncanakan lebih akurat serta dapat meminimalisir biaya yang diakibatkan oleh inspeksi terlalu cepat ataupun kerusakan komponen akibat kemungkinan tidak akuratnya prediksi kegagalan komponen ketika menggunakan RBI standar.

---

The oil and gas industry generally uses a piping system to drain fluids. Although the pipes used have been well designed, the use of pipes as a means of fluid transportation still provides the possibility of failure that can occur at any time, one of which is due to uniform corrosion. The use of standard Risk Based Inspection (RBI) according to the API RBI RP 581 document has been widely used to anticipate potential failures that occur to pipe components. The use of standard RBI can reduce the risk of failure significantly. In fact, because the standard RBI considers the risk value of a component to be constant, it is possible for an error to occur in the component status assessment. It is unfortunate to happen, if an industry fails due to the condition of components that cannot be monitored accurately and will cause huge financial losses. In this study, we will discuss the arrangement of dynamic RBI designs using thickness data of 12 PT.X inspection points in 5 inspection time intervals. The results showed that the dynamic RBI design that was compiled was able to provide real-time component condition status. Dynamic RBI is also known to be able to capture fluctuations in the corrosion rate that occurs in components. The results obtained can provide an accurate description of the actual condition of the components. Using this dynamic RBI design, inspection and maintenance planning can be planned more accurately and can minimize costs caused by too fast inspections or component damage due to the possibility of inaccurate component failure predictions when using standard RBI."