Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
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.

Abstrak :
Perencanaan pembangunan jalur transmisi tenaga listrik dengan tegangan 500 kV untuk mentransmisikan daya sebesar 1700 MW oleh pembangkit listrik tenaga gas. Dalam pembangunan jalur transmisi tenaga listrik terdapat lokasi yang bersimpangan dengan saluran pipa gas yang sudah dibangun. Dimana persimpangan ini dapat mengakibatkan adanya fenomena Interferensi AC yang dihasilkan oleh jalur transmisi 500 kV terhadap saluran pipa. Jalur transmisi 500 kV memiliki 3 jenis pengaruh terhadap saluran pipa yaitu kapasitif, induktif dan konduktif. Pengaruh dari jalur transmisi 500 kV dapat berdampak pada keamanan personil yang melakukan kontak dengan saluran pipa dan integritas terhadap pipa itu sendiri yang disebut korosi AC. Bahaya ini dapat dihasilkan pada kondisi operasi normal atau dalam kondisi gangguan. Sebagai pencegahan bahaya ini, berbagai standard internasional telah menetapkan batasan parameter tegangan dan arus yang ditimbulkan oleh fenomena AC Interference pada saluran pipa. Maka itu dibutuhkan adanya kajian teknis yang membahas mengenai dampak yang dihasilkan oleh perencanaan pembangunan saluran transmisi tenaga listrik 500 kV terhadap saluran pipa yang letaknya bersimpangan. Hasil perhitungan menunjukan bahwa dalam kondisi eksisting, kedua lokasi persimpangan masih dalam batasan aman terhadap pengaruh kopling kapasitif, induktif dan konduktif baik dalam kondisi operasi normal dan kondisi gangguan. Sedangkan berdasarkan hasil perhitungan skenario keadaan terburuk, kedua lokasi persimpangan dalam batasan aman terhadap pengaruh kopling kapasitif dan induktif namun untuk menghindari pengaruh kopling konduktif dibutuhkan jarak terdekat antara tower transmisi dan pipa maximal 20 meter dan 13.2 meter pada lokasi T02-T03 dan T20-T21. ......Planning for construction od an electric power transmission with a voltage of 500 kV to transmit 1700 MW of power by the generator gas power. In the construction of the electric power transmission line, there is a location that cross with gas pipelines that has been built. The crossing of 500 kV transmission line with pipeline may result in the AC Interference phenomenon. Where there will be 3 types of influence, namely capacitive, inductive, and conductive. The interference of 500 kV transmission line can have an impact on the safety of personnel in contact with pipeline and the integrity of the pipeline itself which is called AC Corrosion. These hazard may result under normal condition or under fault condition. To prevent this hazard, various international standard have been made to set the limits of the voltage and current on pipeline that caused by AC Interference. So it is necessary to have a technical study that discusses the impact generated by planning the construction of a 500 kV electric power transmission line on pipelines that are located at intersections. The calculation results show that in the existing conditions, the two crossing locations are still within safe limits against the effects of capacitive, inductive and conductive coupling both under normal operating conditions and fault conditions. Meanwhile, based on the calculation of the skenario keadaan terburuk, the two crossing locations are within safe limits against the effects of capacitive and inductive coupling, but to avoid the effect of conductive coupling, the closest distance between the transmission tower and the pipeline is a maximum of 20 meters and 13.2 meters at locations T02-T03 and T20-T21.

Abstrak :
Sistem Evaluasi Keamanan (Safety) Instalasi Pengolahan Gas Bumi ini merupakan sistem yang disusun untuk digunakan sebagai alat evaluasi tingkat keamanan instalasi pengolahan gas bumi. Tinjauan yang digunakan dalam sistem evaluasi ini diambil secara makro, dengah harapan dapat merangkum sistem secara menyeluruh. Pada sistem ini penilaian dilakukan atas 4 (empat) faktor utama yaitu :
1. Faktor instalasi.
2. Faktor Operasi dan Perawatan.
3. Faktor Korosi.
4. Faktor Lain. Dari masing-masing faktor tersebut selanjutnya diuraikan menjadi beberapa komponen yang masing-masing dianggap memiliki pengaruh terhadap tingkat keamanan instalasi. Evaluasi ini dilakukan dengan melakukan penilaian (skoring) terhadap masing-masing komponen sesuai dengan kondisinya. Semakin tinggi nilai yang diberikan berarti komponen dianggap semakin aman, dan sebaliknya semakin rendah nilai yang diberikan berarti komponen tersebut dianggap semakin tidak aman. Untuk lebih efektifnya penilaian, diharapkan team evaluasi terdiri dari personil yang telah memiliki pengalaman lapangan, sehingga selain memiliki kemampuan yang cukup juga memilikl sense yang baik terhadap obyek penilaian. Dari hasil evaluasi ini akan dapat diketahui apakah instalasi dalam kondisi AMAN, CUKUP AMAN atau TIDAK AMAN berdasarkan nilai yang diperoleh. Batasan kriteria penilaian AMAN atau TIDAK untuk masing-masing komponen didasarkan pada batasan yang umum/lazim dipergunakan.

Abstrak :
Pendahuluan : Pengoperasikan jalur pipa dislribusi crude oil dari Tanjung - Balikapapan selama 46 tahun dengan panjang 232 km memillki resiko yang antara lain : ada aliran fluida yang mudah terbakar, pipa Ieiah dioperasikan lama, degradasi/penurunan material selama operasi, meningkatnya rnasyarakat disekitar pipa, aktivitas disekitar pipa dan masalah-masalah yang berkaitan dengan perawatan, operasi dan inspeksi. Analisa resiko ini dilakukan unluk mengantisipasi risiko-risiko yang akan limbul pada kegiatan distribusi crude oil melalui sistem perpipaan dan hasilnya diharapkan dapat memberikan masukan bagi Pertamina maupun pihak-pihak terkait yang berkaitan dengan proses pembuatan kebijakan dan sistem pengoperasian pipa yang handal, aman dan selamat. Telitian: Secara keseluruhan pipa distribusi jalur Tanjung-Balikpapan mempunyai nilai risiko relatif sebesar 93,56 (nilai standar >90). Sementara itu nilai index sum (total nilai indek) yang berasal dari penjumlahan : third party index+ corrotion index + design index + incorrect operation index mempunyai nilai 298,45 (nilai maksimal 400). Nilai index sum dapat digunakan untuk menunjukkan tingkat survival probability sebesar = (298,45: 400) x 100% = 74,61%. lni berarti jalur pipa Tanjung-Balikpapan mempunyai tingkat chance of survival sebesar 74,61% dan tingkat chance of failure sebesar 100- 74,61= 25,39%. Kesimpulan : Dengan melihat batas aman pada tingkat change of survival sebesar 70 %, maka secara umum jalur pipa Tanjung - Balikpapan masih termasuk kriteria aman. Oleh karena itu perlu tetap dilakukan pemantauan dan peningkatan terhadap faktor-faktor yang mempengaruhi tingkat risiko ini, terutama pada section yang mempunyai nilai risiko relative dibawah nilai ratarata 93,56 , seperti maintenance ROW dan patrol di sepanjang jalur pipa. ......Introduction : Operation of crude oil distribution pipeline from Tanjung to Balikpapan of 232 km for 46 years has potential risks, namely flammable fluids, materials degradation during time operation, accumulation of peoples and increase of activities in pipeline circumstances, human errors during pipeline operation and maintenance. This pipeline risk analysis is perform to anticipate the above highlight risks during operation period and the results could be used by Pertamina and related parties as inputs for development of policies as well as safe and reliable operating systems. Research: Overall relative risk score for the distribution pipeline is 93.56 from standard value of 90. The index sum as summation of .third party index + corrosion index+ design index + incorrect operation index is 298,45 of maximum value of 400. The index sum show the survival probability= (298.45 : 400) x 100% = 74.61%. It means the Tanjung-Balikpapan pipeline has chance of survival of 74.61% and in the opposite the chance of failure of 100 -74,61= 25,39%. Conclusions: Considering the pipeline is on safe level and has change of survival above 70%, then we conclude that Tanjung - Balikpapan pipeline is on the risk tolerable category. However, the inspection and monitoring on certain segments that have higher risks scores shall be performed, such as ROW maintenance and pipeline petrols.

Abstrak :
Dalam operasi industri migas lepas pantai instalasi pipa bawah laut digunakan sebagai moda transportasi untuk memindahkan produk migas dari satu tempat ke tempat lainnya, operasi pipa bawah laut tersebut tidak lepas dari bahaya dan resiko yang bisa disebabkan oleh berbagai faktor. Mayoritas kegagalan pipa bawah laut terjadi disebabkan karena kegagalan dalam mengenali bahaya dan tidak adanya mitigasi bahaya yang tepat. Kegagalan tersebut dapat dicegah melalui suatu metode manajemen risiko keselamatan dan salah satu tahapan dari manajemen risiko tersebut adalah penilaian risiko. Pipa memiliki kerentanan dalam mengalami kerusakan yang dapat mengakibatkan berbagai insiden keselamatan yang berdampak pada keselamatan manusia, pencemaran lingkungan, serta bisnis perusahaan. Penelitian ini bertujuan untuk melakukan penilaian risiko pipa bawah laut 20 inchi yang berlokasi di perairan Kalimantan Timur milik PT.X pada fase operasi. Penelitian ini merupakan penelitian kuantitatif dengan menggunakan data sekunder yang didapatkan dari dokumen PT. X. Metodologi penilaian risiko pipeline (DNV-RP-F107) digunakan untuk mengidentifikasi risiko. Dari hasil analisis yang dilakukan dalam penelitian ini, didapatkan bahwa penilaian Risiko pada Pipa utama 20” penyalur MIGAS PT X telah dilakukan pada skenario kejatuhan dan terseret jangkar, kebocoran pipa, dan kapal tenggelam dengan hasil penelitian menunjukan risiko yang masih bisa diterima (acceptable/minor risk). Mitigasi yang telah dilakukan oleh PT X dalam mengoperasikan pipa 20” untuk terus dipertahankan agar risiko pada ketiga skenario yang diteliti dapat terus terkontrol dan berada pada tingkat risiko yangrendah/dapat diterima. ......In offshore oil and gas industry operations, underwater pipeline installations are used as transportation to move oil and gas products from one place to another, the underwater pipeline operation cannot be separated from the dangers and risks that can be caused by various factors. Most subsea pipeline failures occur due to failure to recognize hazards and the absence of proper hazard mitigation. These failures can be prevented through a safety risk management method and one of the stages of risk management is risk assessment. Pipes have a vulnerability to damage that can result in various safety incidents that have an impact on human safety, environmental pollution, as well as the company's business. This study aims to conduct a risk assessment of the 20-inch submarine pipeline located in the waters of East Kalimantan belonging to PT.X in the operation phase. This research is a quantitative research using secondary data obtained from PT. X. A pipeline risk assessment methodology (DNV-RP-F107) will be used to identify risks. From the results of the analysis carried out in this study, it was found that the Risk assessment of the 20” main pipeline for oil and gas distributor PT X had been carried out in the scenarios of falling and being dragged by anchors, pipe leaks, and sinking ships with the results of the study showing acceptable risks. The mitigation that has been carried out by PT X in operating the 20” pipe is to be maintained so that the risks in the three scenarios studied can be controlled and are at a low/acceptable level of risk.

Abstrak :
Salah satu tugas BPH Migas (Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi) meliputi pengaturan, penetapan dan pengawasan pengusahaan transmisi dan distribusi Gas Bumi melalui pipa. Dalam melakukan pengawasan kegiatan usaha pengangkutan dan niaga gas bumi, BPH Migas melakukan pengawasan on desk melalui verifikasi volume atas kesesuaian data dukung, dan pengawasan on site (lapangan) dengan melakukan pengecekan lapangan berdasarkan data dukung yang dilaporkan oleh Badan Usaha. Permasalahan yang terjadi di lapangan diantaranya terdapat temuan di mana selisih pada Neraca Gas Badan Usaha yang disebabkan oleh beberapa perbedaan seperti jenis alat ukur gas bumi, atau losses. Studi ini bertujuan untuk mendapatkan pedoman teknis pengukuran volume gas bumi, Mendapatkan metode untuk menentukan kandungan energi gas bumi yang terdapat di dalam pipa gas, dan mendapatkan pedoman teknis verifikasi volume gas bumi. Hasil studi telah berhasil mendapatkan Pedoman teknis pengukuran volume gas bumi di titik terima dan di titik serah dan dapat digunakan untuk verifikasi penyaluran gas bumi di lapangan. Selain itu telah juga dibuat kalkulator untuk perhitungan energi linepack dapat digunakan dilapangan dan telah divalidasi oleh simulator proses kimia dengan perbedaan hanya sekitar 1,1%. ......One of the tasks of BPH Migas (Oil and Gas Downstream Regulatory Agency) includes regulating, determining, and supervising natural gas transmission and distribution operations through pipelines. In handling natural gas transportation and trading business activities, BPH Migas conducts on-desk supervision through volume verification of the suitability of the supporting data and on-site (field) supervision by conducting field checks based on the supporting data reported by the Business Entity. Problems in the field include findings where several factors, such as the type of natural gas measuring instrument or losses, cause the difference in the Gas Balance of Business Entities. This study aims to obtain technical guidelines for measuring the volume of natural gas, obtaining methods for determining the energy content of natural gas contained in gas pipes, and obtaining technical procedures for verifying natural gas volume. The results of the study have succeeded in getting technical guidelines for measuring the volume of natural gas at the receiving point and the delivery point and can be used to verify the distribution of natural gas in the field. Apart from that, a calculator for linepack energy calculations has also been made, which can be used in the field and has been validated by a chemical process simulator with a difference of only about 1.1%.