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."

"Pipe Support merupakan bagian yang tidak terpisahkan pada instalasi pipa dan pada bagian ini sering terjadi korosi, posisinya yang tertutup dan sulit seringkali tidak dapat di inspeksi visual maupun alat inspeksi biasa. Korosi merupakan masalah di dalam industri produksi karena dapat menurunkan efektivitas produksi dan menimbulkan kerusakan yang berakibat fatal. Tujuan akhir dari penelitian ini adalah untuk memperoleh keakuratan penggunaan dari alat PAUT dan SRUT terhadap korosi ,mendapatkan karakterisasi material, dan analisa CUPS. Kalibrasi PAUT 1 (Gain 25, Focus Depth 40) yang menggunakan Total Focusing method mengalami kendala saat inspeksi pada pipe support karena jarak pantulan untuk mendeteksi CUPS melebihi 3x ketebalan dari material dan jarak inspeksi dari probe ke CUPS lebih dari 15 cm. Sedangkan dengan Kalibrasi PAUT 2 (Gain 30, Focus Depth 30) saat dilakukan inspeksi, akan tetapi karena CUPS merupakan korosi yang terjadi di eksternal pipa dan jarak inspeksi dari probe ke CUPS lebih dari 15 cm sehingga menggukan Gain 70-80 dB pada saat inspeksi. Efek dari penggunaan gain yang tinggi saat inspeksi mengakibatkan hanya hasil inspeksi A-scan yang dapat di interpretasi kedalaman serta jarak korosi, sedangkan S-scan pulsa nya merah semua sehingga hasil inspeksi nya tidak dapat di interpretasi hasil S-scan. Hasil Inspeksi SRUT pada line number 38PR4-4-FG2D/PS 3 jarak korosi dari probe 19.4 mm,panjang 128.1 mm, lebar 36.1 mdan pada line number 38P24-4-CB2B/PS 3 jarak korosi dari probe 51.7 mm, panjang 188.7 mm dan lebar 34.2 mm. Data komposisi material sesuai dengan spesifikasi A 106 Gr. B dan sample produk korosi yang dominan adalah chromite FeCr2O4 sebesar 74% serta komposisi produk korosi yang paling kecil adalah hematite Fe2O3 8%. Pengujian Optical microscopy menampilkan foto microstructure dari sample potongan pipe line number 38PR4-4-FG2D carbon steel A 106 Gr. B terdiri dari pearlite yang gelap tertanam di substrat yang putih. Data laju korosi hasilnya potensial korosi sebesar -674 mv, arus korosi sebesar 27.80 uA, dan laju korosi sebesar 12.7 mpy.

---

Pipe Support is an integral part of the pipe installation and in this section corrosion often occurs, its closed and difficult position often cannot be visually inspected or by ordinary inspection tools. Corrosion is a problem in the production industry because it can reduce the effectiveness of production and cause fatal damage. The ultimate goal of this research is to obtain the accuracy of the use of PAUT and SRUT tools against corrosion, obtain material characterization, and CUPS analysis. PAUT 1 calibration (Gain 25, Focus Depth 40) using the Total Focusing method encountered problems during inspection of the pipe support because the reflection distance to detect CUPS exceeds 3x the thickness of the material and the inspection distance from probe to CUPS is more than 15 cm. Meanwhile, with PAUT 2 Calibration (Gain 30, Focus Depth 30) during inspection, however, because CUPS is corrosion that occurs on the external pipe and the inspection distance from the probe to CUPS is more than 15 cm so we use a Gain of 70-80 dB during inspection. The effect of using high gain during inspection results in only the A-scan inspection results being able to interpret the depth and distance of corrosion, while the S-scan pulses are all red so that the inspection results cannot be interpreted from the S-scan results. SRUT inspection results on line number 38PR4-4-FG2D/PS 3 corrosion distance from probe 19.4 mm, length 128.1 mm, width 36.1 m and line number 38P24-4-CB2B/PS 3 corrosion distance from probe 51.7 mm, length 188.7 mm and 34.2mm wide. Material composition data according to specification A 106 Gr. B and the dominant corrosion product sample is chromite FeCr2O4 by 74% and the composition of the smallest corrosion product is hematite Fe2O3 8%. Optical microscopy testing displays a photo of the microstructure of the sample pipe line number 38PR4-4-FG2D carbon steel A 106 Gr. B consists of dark pearlite embedded in a white substrate. Corrosion rate data results in a corrosion potential of -674 mv, a corrosion current of 27.80 uA, and a corrosion rate of 12.7 mpy.

"