Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Material pipa baja karbon API 5Lgrade B merupakan pipa baja yang banyak digunakan dalam industry minyak dan gas bumi. Jenis pipa tersebut sering terjadi kerusakan yang disebabkan oleh korosi internal. Penelitian ini dilakukan pada unit FGR karena terjadinya internal korosi yang tinggi. Penelitian ini dilakukan dengan metoda Risk Based Inspection untuk mengetahui tingkat risiko pada unit tersebut. Peneliti menganalisis perilaku korosi sampel pipa terkorosi API 5L grade B berupa struktur mikro, perubahan sifat mekanik dan perubahan komposisi kimia yang dibandingkan dengan pipa yang baru dan belum terkorosi. Dari hasil penelitian tersebut didapatkan bahwa pipa penyalur pada unit FGR tersebut penilaian tingkat risiko yang didapatkan adalah medium risk dengan analisis komposisi kimia produk korosi yang dominan adalah FeCO3 Siderit yang diakibatkan dari proses oksidasi besi akibat adanya H2O dan CO2.

---

Carbon steel pipe material API 5L grade B is commonly used for distribution of oil and gas industry. It often occurs damage that is caused by internal corrossion. This research is done in flare gas recovery unit where high internal corrosion happened. It has been performed by risk based inspection method to know risk level of this part. The researcher analyze fluid composition and corroded sample API 5L grade B by developing of microstructure, mechanical denaturing and change of chemical composition comparing with new pipe sample.

The result is showing that the pipe API 5L grade B applied as distribution line is found existence of deterioration pipe material caused by internal corrosion and has risk at medium level medium risk. The chemical composition analysis at corroded sample API 5L grade B indicates dominant corrosion product is hematite FeCO3, that is caused by H2O and CO2. Mechanical properties of this sample is still meet the standard of API 5L grade B."

"Di industri minyak dan gas bumi, pengelolaan integritas peralatan produksi sangat penting untuk menjaga keberlanjutan produksi. Kegagalan integritas peralatan produksi dapat menyebabkan kerugian bagi perusahaan. Pengelolaan peralatan produksi yang mendekati umur desainnya memiliki tantangan meningkatnya biaya Inspection, Maintenance, dan Repair (IMR). Oleh karena itu diperlukan strategi untuk IMR yang lebih efisien. Pengelolaan IMR terbaru menggunakan RBI yang bersifat prediktif yang dinilai lebih efisien dibandingkan dengan metode Time Based Inspection. Pada penilaian RBI pada pipa penyalur gas jual bawah laut yang telah berusia 28 tahun, penentuan tingkat risiko menggunakan perhitungan kuantitatif standar API 581 dengan data inspeksi In-Line Inspection (ILI).  Pipa penyalur gas dibagi menjadi 12 segmen untuk menggambarkan PoF dan CoF secara lebih spesifik. Interval inspeksi ditentukan dengan menentukan target ketebalan minimum sebelum terjadinya kebocoran. Hasil perhitungan risiko menunjukkan 12 segmen pipa penyalur berada pada tingkat medium (3 segmen 1D dan 1E, dan 2C). Sedangkan 9 segmen lainnya berada pada level risiko rendah (1C). Nilai PoF tertinggi 1,04E-4 kegagalan/tahun pada segmen 9 karena terdapat nilai penipisan paling tinggi. Sedangkan CoF paling tinggi berada pada tingkat E pada segmen 1 karena lokasi kebocoran dekat dengan anjungan tengah laut dengan nilai CoF USD 105.628.767. Perhitungan interval inspeksi menunjukkan inspeksi berikutnya 20 tahun dari inspeksi terakhir. Metode lainnya dengan pendekatan batas ketebalan Estimated Repair Factor (ERF) mendapatkan hasil yang sama, sedangkan perhitungan sesuai dengan rekomendasi di dalam ASME B31.8S menunjukkan interval inspeksi yang lebih pendek 10 tahun dengan metode inspeksi menggunakan ILI.

---

In the oil and gas industry, the integrity of equipment is important to maintain the sustainability of production. The company shall have strategy to maintain production equipment that has approaching to its design life, because the IMR cost tend to increase while the production rate decreased. Current IMR strategy uses RBI, which is considered more efficient than the time-based inspection. In the RBI assessment of the 28-year-old sales gas sub-sea pipeline, the risk was determined by API 581 quantitative calculations with In-Line Inspection (ILI) data. The pipelines was devided into 12 segments to elaborate PoF and CoF. The inspection interval is determined by minimum thickness target before its leakage. Risk calculation show 3 pipeline segments at the medium level (1 segments 1E, 1 segment 2C, and 1 segment 1D). Other segment in in low risk (1C). The highest PoF value is 1.04E-4 failures/year in segment 9 because there is the highest corrosion rate. Meanwhile, the highest CoF is at level E in segment 1 because the location of the leak is close to the production platform with a CoF value of USD 105.628.767. Inspection interval calculation show that the next inspection is 20 years. Another method with the Estimated Repair Factor (ERF) thickness limit obtains the same results, while the calculation according to the recommendations in ASME B31.8S shows inspection interval of 10 years with ILI inspection method."

"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."

"Pipa riser di anjungan lepas pantai yang telah berumur 28 tahun memiliki risiko kegagalan yang tinggi. Untuk memastikan produk dapat terdistribusi dengan baik, maka perlu menjaga integritas pipa tersebut. Melakukan penilaian risiko dan penentuan interval inspeksi dari data hasil inspeksi dapat mencegah kegagalan yang akan terjadi. Salah satu metode yang dapat digunakan ialah Risk-Based Inspection (RBI).Pipa riser gas jual yang menjadi objek penelitian ini berukuran 26 inci. Data hasil In-Line Inspection (ILI) digunakan dalam penilain risk-based inspection (RBI) dengan pendekatan kuantitatif berdasarkan standar API 581. Pipa riser disegmentasi menjadi tiga, yaitu atas air, zona percikan dan bawah air. Nilai dari probability of failure (PoF) dan consequence of failure (CoF) dihitung untuk mengetahui peringkat risiko dari pipa riser. Interval inspeksi ditentukan dari target risiko yaitu ketebalan minimum pipa riser.Penelitian yang dilakukan terhadap analisis data hasil inspeksi untuk risk-based inspection (RBI), menghasilkan pengaruh yang signifikan terhadap nilai PoF tiap segmentasi pipa riser, dimana atas dan bawah air sebesar 3,06E-06 kegagalan/tahun sedangkan zona percikan sebesar 0,1376 kegagalan/tahun. Nilai PoF dan CoF mempengaruhi tingkat risiko, dimana segmen atas air dengan nilai CoF $100.658.373 dan bawah air dengan nilai CoF $100.907.400 menghasilkan tingkat risiko sedang 1E sedangkan zona percikan dengan nilai CoF $100.907.400 di tingkat risiko tinggi 5E. Interval inspeksi ditetapkan dari tingkat risiko tertinggi dari segmentasi pipa riser, yaitu zona percikan. Karena target risiko telah terlampaui dalam hal ini ialah ketebalan minimum, maka interval inspeksi ditetapkan sesuai dengan jadwal penilain RBI yaitu Januari 2022.

---

Riser pipes on offshore platforms more than 28 years old are prone to failure. It is critical to maintaining the pipe's integrity to ensure proper product distribution. Conducting risk assessments and establishing inspection intervals based on inspection data can help avoid failures. Risk-based inspection (RBI) is one method that can be used.

The sales gas riser pipe, on which this research is based, measures 26 inches in length. In-Line Inspection (ILI) data is used in a quantitative approach to risk-based inspection (RBI) assessment based on the API 581 standard. The riser pipe is divided into three sections designated as above water, splash zone, and below water. The probability of failure (PoF) and consequence of failure (CoF) values are calculated to determine the riser pipe's risk rating. The risk target determines the inspection interval, precisely the minimum riser pipe thickness.

Research conducted on the analysis of inspection data for risk-based inspection (RBI) resulted in a significant effect on the PoF value of each riser pipe segmentation, where above and below water were 3.06E-06 failures/year while the splash zone was 0.1376. failure/year. PoF and CoF values affect the risk level, where the above water segment with a CoF value of $100,658,373 and below water with a CoF value of $100,907,400 produces a medium risk level of 1E while the splash zone with a CoF value of $100,907,400 at a high-risk level of 5E. The inspection interval is determined from the highest risk level of the riser pipe segmentation, namely the splash zone. Since the risk target exceeded the minimum thickness in this case, the inspection interval is set according to the RBI assessment schedule, namely January 2022."

"

Sensitivitas merupakan efek perubahan dari setiap variabel yang merubah hasil resiko. Metodologi Risk Assessment yang paling umum digunakan di indonesia adalah Muhlbauer, Modified Muhlbauer dan Risk Based Inspection. Pada penelitian ini enam sample segmen jaringan pipa dievaluasi. Secara umum terdapat dua tujuan, yang pertama adalah membandingkan hasil resiko antara metodologi Risk Assessment. yang kedua adalah membandingkan sensitivitas. Metodologi Risk Assessment diterjemahkan kedalam persamaan model matematis dan dihitung dalam software berdasarkan simulasi Montecarlo. Hasil nilai resiko pada segmen high dan medium risk dinilai valid dengan rentang deviasi 24% dan 13%. Hasil analisis sensitivitas menunjukkan bahwa Metodologi Muhlbauer dan Modifikasi Muhlbauer sensitif terhadap kegiatan pihak ketiga. Risk Based Inspection sensitif terhadap damage mechanism intrinsik. Data sensitivitas ini dapat digunakan untuk menghasilkan Metodologi Risk Assessment Pipa Gas yang lebih sensitif dimasa yang akan datang.  

 

---

Sensitivity is the effect of changes in any variables that changes the risk results. The most common  Risk Assessment Methodology in Indonesia is Muhlbauer, Modified Muhlbauer & Risk Based Inspection. In this study, six natural gas distribution pipeline segment sample was evaluated. In general there are two objectives, firstly comparing the risk result between Risk Assessment Mehodology. Second objectives is to compare the sensitivity. The Risk Assessments methodology is translated into mathematic model and computed in Monte Carlo based simulation software. The risk value result show that in high risk & medium risk pipeline segment, all methodology is valid with 24% and 13% deviation respectively. The sensitivity analysis result show that Muhlbauer & Modified Muhlbauer methodology is sensitive to third party activity. Risk Based Inspection is sensitive to intrinsic damage mechanism. This sensitivity data can be adopted to develop more sensitive Gas Pipeline Risk Assessment Methodology in the future.

"

"Material pipa baja karbon API 5L grade B dalam industri minyak dan gas banyak digunakan pada pipa penyalur dengan tekanan operasi dan suhu yang cukup tinggi, terutama pada jalur distribusi gas dan uap dimana saat operasionalnya sering terjadi kerusakan yang diakibatkan korosi. Penelitian ini dilakukan dengan analisis indeks korosi menggunakan metoda manajemen resiko terhadap pipa jalur distribusi gas pada area produksi gas berdasarkan nilai index sum dan menganalisis perilaku korosi sampel pipa API 5L Grade B berupa struktur mikro, perubahan sifat mekanik, dan perubahan komposisi kimia pada pipa yang terkorosi. Hasil memperlihatkan bahwa pipa API 5L grade yang digunakan sebagai jalur distribusi gas pada area produksi gas ditemukan adanya cacat atau kemunduran bahan pipa dan memiliki resiko pada skala medium (medium risk). Analisis komposisi kimia pada sample pipa API 5L grade B menunjukkan bahwa didalam bahan terdapat kandungan oksigen yang tinggi (range 20 ? 30 %) sebagai pembentuk besi oksida jika bereaksi dengan logam besi (Fe).

---

Carbon steel pipe material API 5L grade B commonly used for distribution of gas and vapour high pressure and temperature pipeline in oil and gas industry, it is often happened of damage caused by corrosion process. This research has been performed by analyzed of corrosion index using risk management method at gas pipeline distribution in gas production area based on index sum value and results study for corrosion process of pipe API 5L grade B sample has been developed of microstructure, mechanic denaturing, and change of chemical composition at pipe corrosion.

Result is showing that pipe API 5L grade applied as distribution line of gas at production gas area is found existence of deformity or deterioration of pipe material and has risk at medium scale (medium risk). Chemical composition analysis at pipe sample API 5L grade B indicates that in material there is high oxygen content (range 20 - 30 %) as iron oxide former if reacts with iron metal (Fe)."

"Material pipa yang digunakan pada PT.X sebagai alat transmisi gas adalah pipa baja karbon API 5L Grade B. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan dan menganalisis tekanan operasi maksimum yang diperbolehkan pada pipa (MAOP) yang terdapat pada empat jalur PT.X . Faktor yang mempengaruhi perhitungan dari MAOP didapat berdasarkan hasil inspeksi lapangan, faktor tersebut antara lain ketebalan pipa yang diukur menggunakan alat ultrasonic testing, kondisi lingkungan pipa (misalnya pH dan resistivitas), tegangan luluh maksimum material pipa, faktor sambungan pipa, faktor suhu. Perhitungan dilakukan menggunakan Standar ASME B31.8 dan Perangkat Lunak RSTRENG. Dimana berdasarkan hasil perhitungan, keempat jalur pipa gas memiliki tekanan operasi yang berada dibawah tekanan maksimum yang diperbolehkan dan tekanan desain yang mengindikasikan bahwa pipa bekerja pada tekanan yang aman.

---

Pipe material that used in PT.X as gas transmission device is carbon steel API 5L Grade B. This study aims to determine and analyze the maximum allowable operating pressure (MAOP) contained in the four pipa gas PT.X. Factors affecting the calculation of MAOP obtained by field inspection results, thickness of the pipe is measured using Ultrasonic Testing Machine, pipe environmental conditions (pH and resistivity), the maximum yield stress of pipe material, pipe connection factor, temperature factor. The calculation based on ASME B31.8 standard and RSTRENG software. The result of the calculation is below the maximum allowable operating pressure and pressure designs indicate that the pipe work is in safe pressure."

"Penelitian ini bertujuan untuk menganalisa sifat kimia dari anoda korban magnesium serta mengetahui desain perhitungan anoda korban magnesium tersebut pada empat jalur pipa yang memiliki nilai resistivitas yang berbeda yaitu PPP 1 - SKG 1, SP 1 - PPP 1, SP B - SP C, SKG A - SP A pada PT X.Pengujian komposisi dilakukan dengan OES serta pengujian efisiensi, polarisasi dan EIS dilakukan pada larutan CaSO4.2H2O.Mg(OH)2 sesuai standar ASTM G-97. Berdasarkan komposisinya, anoda korban ini merupakan jenis high potential yang memiliki kandungan mangan yang tinggi. Efisiensi yang diperoleh adalah 50.09%, laju korosi sebesar 0.763mm/year serta diperoleh nilai tahanan elektrolit (Rs) sebesar 125, nilai tahanan transfer muatan adalah 868, nilai dari kapasitansi dari double layer (Cdl) sebesar 29 nF dan juga nilai elemen Warburg sebesar 139 ).Dari hasil perhitungan disain anoda korban pada keempat jalur pipa, dapat diketahui bahwa resistivitas mempengaruhi umur dan kebutuhan anoda yang diperlukan dan diperoleh bahwa penggunaan anoda korban magnesiumtidak cocok untuk keempat wilayah jalur pipa.

---

The main aim of this experiment is to analyze the chemical properties of magnesium sacrificial anode and knowing the design calculations of the magnesium sacrificial anode on four pipeline which have different resistivity values, that is PPP 1 - SKG 1, SP 1 - PPP 1, SP B - SP C, SKG A - SP A at PT X.

Composition test were done by OES and efficiency, polarization and EIS testing performed on CaSO4.2H2O.Mg(OH)2 solution according to the standard ASTM G-97. Based on the composition, the type of this sacrificial anode is high potential who have a high manganese content. Efficiency obtained is 50.09%, the corrosion rate is 0.763mm / year and the obtained value of electrolyte resistivity is 125 Ω, the charge transfer resistance value is 868 Ω, the value of the capacitance of the double layer (Cdl) is 29 nF and also the value of Warburg element value is 139 ).

From the results of design calculations sacrificial anodes on the four pipelines, it can be seen that the resistivity affects the age and needs of the required anode and found that the use of sacrificial anodes is not suitable for the fourth region of the pipeline."

"Sebagai instalasi yang sangat vital untuk mentransportasikan gas dari suatu lapangan untuk sampai kepada pengguna (End User) maka kehandalan sisstem pipa transmisi gas harus terus dijaga. Hal tersebut dilakukan dengan beberapa cara antara lain pelaksanaan inspeksi, program perawatan (maintenance) secara berkala atas sistem pipa transmisi gas tersebut. Metode inspeksi dirasakan masih memiliki beberapa kelemahan antara lain biaya tinggi, pelaksanaan inspeksi lebih ditekankan pada waktu inspeksi dan tidak mempertimbangkan risiko yang mungkin timbul serta dampaknya bila terjadi kegagalan operasinya. Dalam rangka meningkatkan efisiensi dalam hal keinspeksian, di industri migas telah dikenal suatu metode inspeksi yang didasari kepada pertimbangan risiko yang dikenal dengan istilah inspeksi berbasis risiko (Risk Based Inspection/RBI). American Petroleum Institute telah mengembangkan metodologi RBI tersebut yang pada awalnya masih dikhususkan pada instalasi dan peralatan yang berada pada suatu area tertentu dan memiliki tekanan (pressurize) RBI memfokuskan pelaksanaan inspeksi pada peralatan dan instalasi yang memiliki risiko kegagalan operasi sangat tinggi dengan dampak terhadap manusia sangat berbahaya. RBI dasar dikenal dengan perkalian antara Pof x CoF, dimana PoF itu adalah faktor penyebab kegagalan dan Cof itu adalah dampak yang ditimbulkan. Perkalian Pof dengan CoF menghasilan risiko yang ada pada instalasi dan peralatan. Mengingat parameter-parameter yang digunakan untuk menghitung PoF dan CoF pada peralatan dan instalasi bersifat tetap, maka menghitung risiko yang ada mudah dilaksanakan. Sebaliknya untuk sistem pipa transmisi gas dengan material baja API 5L X52 yang digelar melintasi berbagai area dimana memiliki sifat dan karakteristik yang berbeda sehingga menjadikan banyak factor ketidakpastian (uncertainity), maka RBI sulit untuk diaplikasikan. Penelitiaan ini bertujuan untuk mengembangkan dan mengaplikasikan model inspeksi berbasis risiko pada sistem pipa transmisi gas baja API 5L X52 di daratan dengan melakukan analisa permodelan terhadap faktor uncertainity sebagaimana disebutkan di atas. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa korosi eksternal menjadi faktor utama penyebab terjadinya kegagalan operasi dengan catatan gas yang mengalir adalah dry gas. Seluruh faktor kondisi tanah sekitar pipa digelar dan ditanam termasuk coating dan proteksi katodik menjadi faktor uncertainity. Untuk mengetahui tingkat risiko pada sistem pipa transmisi gas, maka dilakukan permodelan kuantifikasi dengan penghitungan melalui analisa distribusi weibull, dengan demikian risiko pada setiap segmen dapat diperhitungkan. Pada sistem pipa transmisi gas yang diproteksi dengan pelindung maka coating breakdown factordan penurunan proteksi katodik menjadi parameter yang penting dalam menghitung laju korosinya. Metode pengukuran laju korosi dilakukan dengan menggunakan polarisasi dengan parameter resistivitas tanah dan pH. Hasil pengukuran resistivitasdan pH sepanjang jalur pipa dengan sampel tanah yang diambil dianalisis di laboratorium dengan prinsip mengaplikasikan arus sinyal/AC dalam sel elektrokimia dengan menggunakan sirkuit tiga elektroda. Hasil penelitian menunjukkan bahwa laju korosi material baja API 5L X 52 meningkat dengan semakin kecilnya resistivitas tanah dan sebaliknya akan menurun dengan semakin tingginya resistivitas tanah. Laju korosi yang dihasilkan berdasarkan hasil analisis yaitu 0.7409 e –0.002(r) (pH) (CB) (CP). Besaran laju korosi untuk tiap segmen dapat diperhitungkan sehingga PoF dapat ditentukan. Permodelan kedua adalah penghitungan dampak yang diakibatkan bila pipa tersebut mengalami kegagalan operasi dan mengakibatkan kebocoran pipa maka dampak terhadap manusia menjadi hal yang harus diperhitungkan atau dikenal dengan istilah Number Of Death (NOD). Secara spesifik Jo dan Ann telah menemukan bahwa NOD dapat dihitung dan sangat tergantung pada densitas penduduk yang berada pada jarak tertentu dengan jalur pipa itu. CoF dalam hal ini diambil dari hasil perhitungan NOD dan diperhitungan untuk setiap segmen pipa. Pada tingkat fatality 90 % dengan densitas penduduk 0.00769 maka NOD adalah 1.Permodelan inspeksi sebagai bagian dari mitigasi risiko merupakan tahapan akhir dari proses penelitian ini sebagai respon dari analisis risiko yang dibuat agar pipa transmisi gas dapat dioperasikan dengan handal dan aman.. Skema inspeksi diperoleh melalui perhitungan laju korosi dengan mengetahui tingkat kritikaliti (kekritisan) per tahun atau per segmen. Penurunan risiko secara signifikan mampu mengurangi frekuensi inspeksi dimana meningkatkan efisiensi dan menghemat biaya. Penurunan risiko adalah implementasi metode ALARP yang implementasinya dilaksanakan melalui strategi IMR sebagai keluaran dari proses permodelan inspeksi berbasis risiko pada penelitian ini.

---

For installations that are vital for transporting gas from a field to get to the user (End User) the reliability system gas transmission pipeline must be maintained. This is done in several ways, among others, the implementation of the inspection, maintenance program (maintenance) periodically over the gas transmission pipeline system. Perceived inspection method still has some drawbacks include high cost, the implementation of the inspection more emphasis on inspection time and do not consider the possible risks and impacts in the event of failure of the operation. In order to improve efficiency in terms of inspection, in the oil and gas industry has known an inspection method that is based on the consideration of risk is known as risk-based inspection ( Risk Based Inspection / RBI ).

The American Petroleum Institute has developed the RBI methodology which initially was devoted to the installation and equipment located in a particular area and have the pressure ( pressurize ) RBI to focus inspections on equipment and installations that have a very high risk of failure with extremely harmful effects on humans. RBI base known as the multiplication between POF x CoF, which PoF it is a factor that is a failure and Cof impact. Multiplication POF with CoF produce risk of the installation and equipment. Given the parameters used to calculate the PoF and CoF on equipment and installations are fixed, then calculate the risks that exist easily implemented. In contrast to the gas transmission pipeline system with API 5L X52 steel materials are held across a range of areas which have different properties and characteristics that make a lot of uncertainty factors ( uncertainity ), the RBI is difficult to apply. The aim of this research to develop and apply models of risk -based inspection system of gas transmission pipeline API 5L X52 steel in the mainland by analyzing uncertainity modeling of the factors mentioned above.

The results of this study indicate that external corrosion becomes a major factor causing the failure of the operation to record the flowing gas is gas cleaning. All factors of soil around the pipe was held and planted including coatings and cathodic protection uncertainity factor. To determine the level of risk in the gas transmission pipeline system, it is done by calculating the quantification modeling through analysis of weibull distribution, thus the risks on each segment can be calculated. In the gas transmission pipeline systems protected with the protective coating breakdown factordan decrease in cathodic protection becomes an important parameter in calculating the corrosion rate. The method of corrosion rate measurements done using polarization with soil resistivity and pH parameters. Results ressitivity dan pH measurements along a pipeline with soil samples taken were analyzed in the laboratory by applying the principle of signal flow / air in an electrochemical cell using a three- electrode circuit.

The results showed that the corrosion rate of the steel material API 5L X- 52 increased with the size of the soil resistivity and vice versa to decrease with increasing soil resistivity. The resulting corrosion rate based on the results of the analysis are 0.7409 e -0002 ( r ) ( pH ) ( CB ) ( CP ). The amount of corrosion rate can be calculated for each segment so that PoF can be determined. The second is the calculation modeling the impact caused when the pipe failure resulting in leakage of pipeline operations and the impact of humans into things that must be considered or known as Number Of Death ( NOD ). Specifically Jo and Ann have found that NOD can be calculated and is highly dependent on the density of the population who are at a certain distance with the pipeline. CoF in this case are taken from the calculation of NOD and reckoned for each pipe segment. At the fatality rate of 90 % with a population density of 0.00769 then NOD is 1.

Modeling inspection as part of risk mitigation is the final stages of the research process in response to the risk analysis made to the gas transmission pipeline can be operated reliably and safely. Inspection scheme is obtained by calculating the corrosion rate by knowing the level kritikaliti ( criticality ) per year or per segment. Decreased risk significantly reduced the frequency of inspections which improve efficiency and save costs. The reduction in risk is ALARP method implementation are implementation strategies implemented through IMR as the output of a risk -based inspection process modeling in this study."