Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKAnalisa terhadap pipa penyalur bawah tanah dengan spesifikasi API 5L PSL1 GradeB dan lapisan eksternal three layer polyethylene serta lapisan internal epoxypolyamide untuk mendistribusikan avtur dari Depot Pengisian Pesawat Udara keBandar Udara yang mengalami kegagalan beroperasi sesaat setelah prosescommissioning dinyatakan baik dan masih dalam masa pemeliharaan setahun.Analisa dilaksanakan dengan melakukan pengujian secara mekanik, kimia, dandilakukan pengamatan secara rinci pada produk karat dengan menggunakanScanning Electron Microscopy serta Energy Dispersive X-Ray. Uji polarisasidilakukan dalam medium Avtur dan medium air hasil proses Horizontal DirectDrilling. Kondisi lingkungan dan sistem elektrikal di lokasi berpengaruh besarterhadap percepatan korosi.

---

ABSTRACTAnalyze of underground pipeline with API 5L PSL1 Grade B and three layerpolyethylene external coating and epoxy polyamide internal coating to distributeaviation fuel from the Aircraft Filling Depot to the Airport that failed operateshortly after commissioning process is declared good and still under maintenancea year. The analysis was carried out by testing mechanical, chemical, and detailedobservation on rust by using Scanning Electron Microscopy and Energy DispersiveX-Ray. The polarization test was conducted on Avtur medium and horizontal DirectDrilling process water medium. Environmental and electrical system at the sitehave a major effect on corrosion acceleration."

"Direktorat Jendral Sumber Daya Air Balai Besar Wilayah Sungai Citarum yangbekerja sama dengan Kementrian Pekerjaan Umum dan Perumahan Rakyat (PUPR)akan membangun alur distribusi pipa penyediaan air baku untuk memenuhikebutuhan air minum disekitar lokasi tersebut. Lapangan – Z menjadi lokasi untukpemasangan pipa bawah tanah yang nantinya dipakai untuk mendistribusikan air.karenanya perlu dilakukan identifikasi lapisan tanah untuk kemudian dapatmenggambarkan keadaan bawah permukaan sebagai bahan pertimbanganpemasangan pipa bawah tanah. Identifikasi pada lapangan – Z menggunakanmetode tahanan jenis konfigurasi Wenner-Schlumberger dengan menggunakandata 4 lintasan, 47 elektroda dan jarak spasi sebesar 5m. Daerah penelitian masukkedalam formasi gunung api, persebaran litologi batuan pada daerah penelitianmencakup batuan lanau dan lempung yang memiliki kisaran nilai tahanan jenis 0 –37,9 Ωm, batuan tuff dan breksi yang memiliki kisaran nilai tahanan jenis 38 – 228Ωm, dan lava andesit yang memiliki nilai kisaran diatas 229 Ωm. Didapatkan hasilinterpretasi dari penampang 2D yang diolah menggunakan Res2dinv berturut-turutyaitu pada lintasan A-A¹ pipa tidak menerus pada lintasan ini, pada lintasan B-B¹pipa berada litologi lava andesit yang memiliki pendugaan sebagai andesit yangrentan, pada lintasan C-C¹ pipa berada pada litologi batuan tuf yang memiliki rentannilai tahanan jenis 69 – 115 Ωm, pada lintasan D-D¹ pipa berada pada litologibatuan tuf yang memiliki rentan nilai tahanan jenis 69 – 115 Ωm

---

The Directorate General of Water Resources at the Citarum River Basin, in

collaboration with the Ministry of Public Works and Public Housing (PUPR), will

build a distribution channel for raw water supply pipes to meet drinking water needs

around the location. Field-Z is the location for installing underground pipes, which

will later be used to distribute water. Therefore, it is necessary to identify the layers

of soil in order to be able to describe the subsurface conditions for consideration in

the installation of underground pipes. Identification in the Z field uses the Wenner-

Schlumberger configuration resistivity method using 4 paths, 47 electrodes, and 5

m spacing. The research area is included in volcanic formations. The distribution

of rock lithology in the study area includes silt and clay rocks, which have a

resistivity value range of 0–37.9 Ωm, tuff and breccia rocks, which have a resistivity

value range of 38–228 Ωm, and andesitic lava, which has values in the range above

229 Ωm. Interpretation results obtained from 2D sections processed successively

using Res2dinv are as follows: on the A-A1 line, the pipe is not continuous on this

track; on the B-B1 line, the pipe is andesitic lava lithology, which has an estimation

as a vulnerable andesite; on the C-C1 line, the pipe is located in tuff lithology, which

has a resistivity value of 69–115 Ωm; and on the D-D1 line, the pipe is located in

tuff lithology, which has a resistivity of 69–115 ohm"

"Peralatan produksi pada industri minyak dan gas saat ini sudah banyak yang beroperasi mendekati umur desainnya. Khususnya peralatan produksi berupa pipa penyalur bawah air, bahkan banyak yang sudah beroperasi melewati umur desain. Meskipun demikian pipa penyalur tersebut masih digunakan untuk mengalirkan cairan hidrokarbon dengan laju alir dan tekanan yang relatif tinggi. Hal ini guna mengimbangi semakin tingginya kegiatan sumuran yang dilakukan, baik pengeboran sumur baru, peningkatan produksi sumur yang ada dengan artificial lift (water injection atau gas lift) maupun pengaktifan kembali sumur mati atau idle. Untuk memastikan bahwa integritas pipa penyalur masih baik untuk mendukung kontinyuitas produksi minyak dan gas, maka kegiatan integritas yang mencakup inspeksi, perawatan dan perbaikan dilakukan secara berkala untuk menghindari kehilangan produksi tidak terjadwal. Inspeksi pipa penyalur bawah air yang dipakai menggunakan metoda Inline Inspection (ILI) karena pertimbangan efisiensi waktu dan biaya. Kajian integritas menghasilkan nilai failure pressure (PF) 176,6 bar dan safe operating pressure (PS) 127,2 bar. Nilai tersebut masih di atas MAOP pipa 29 bar sehingga pipa masih layak operasi saat ini. Mempertimbangkan laju korosi sebesar 0,797 mmpy maka kajian sisa umur layan pipa penyalur adalah 2,4 tahun dari inspeksi terakhir. Korelasi yang signifikan antara laju korosi maupun penipisan ketebalan dinding pipa terhadap waktu usia pipa ditunjukkan dengan nilai R=1. Model matematika untuk fungsi ketebalan dinding pipa (Ta) = -0.1588x2+3.6195x-16.669 dan fungsi laju korosi (CR) = 0.0137x2-0.3752x + 3.2674.

---

Production equipment in oil and gas industry mostly have already been operated close to its design life. Especially for subsea pipeline, many of those have already operated exceed its design life. Nevertheless, the subsea pipelines are still utilized to flow the hydrocarbon fluid with high flowrate and pressure. This is to accommodate and compensate the increasing of well activity, such as drilling new well, improvement of well performance through artificial lift (water or gas lift injection) or reactivation the idle well. As assurance that integrity of subsea pipelines is still fit for service to support continuity oil and gas production lifting, then inspection activity shall be done in frequent. Subsea pipeline inspection activity which commonly used due to its time and cost efficiency is inline inspection (ILI). Integrity assessment resulting the pipeline failure pressure (PF) 176,6 bar and safe operating pressure (PS) 127,2 bar. These values are much higher than pipeline MAOP 29 bar so that pipeline is fit for service. Considering corrosion rate value 0,797 mmpy, then remaining life assessment resulting the pipeline has remaining life for 2,4 year from last inspection. Significant correlation between corrosion rate and pipeline wall thickness by time is showed by value R=1. Mathematic model for pipeline wall thickness (Ta) = -0.1588x2 + 3.6195x-16.669 while corrosion rate (CR) = 0.0137x2-0.3752x + 3.2674."

"Eksplorasi minyak lepas pantai (off shore) membutuhkan jaringan instalasi pipa bawah laut yang disebut Pipe Line System. Kontur permukaan dasar laut yang tidak teratur menyebabkan pipa terbentang bebas (tanpa mengalami kontak antara pipa dan dasar laut) atau mengalami free span. Salah satu aspek penting dalam perancangan offshore pipeline adalah analisa rentangan bebas (free span analysis) dan analisis VIV (Vortex Induced Vibration) akibat pelepasan vortek shedding pada aliran fluida yang melewati pipa. Studi ini fokus pada interaksi frekuensi alami akibat free spanning dan kaitannya dengan VIV yang jika tidak disesuaikan akan mengakibatkan resonansi dan menyebabkan kegagalan struktur. Tugas ini mengambil studi kasus pada konstruksi - Oyong Project - milik Santos Pty Ltd. Analisis dan kalkulasi yang digunakan untuk menghitung free spanning adalah menggunakan rule DNV RP F105 dan simulasi vortex shedding pada system instalasi menggunakan program CFD yaitu program EFDLab yang pada akhirnya dapat dianalisis panjang free span yang aman dan optimum dalam project ini.

---

Oil and gas exploration needs installation of piping system that so called pipeline system. Seabed contour that randomly not such a plane makes piping system to be freely hanged on several parts, this case called free spanning. One of the most important aspect in piping design is determine and analyse the free spanning on the pipeline and the relation with vortex shedding (VIV: Vortex Induced Vibration) caused by the fluids flow around the pipeline.

This Study focused on the interaction and relation between free spanning with VIV that if not well analyzed causes fail in construction and structure. This Final Project takes study case in 'Oyong Project' by Santos Pty Ltd as data source.

The analysis of Free Spanning uses DNV RP F105 Rule, and the Simulation Uses CFD program, EFD Lab to simulate Vortex Shedding around the pipe line which finally could get the final result in safe and optimum installation of the pipeline."

"Manajemen integritas pipa penyalur dimulai dari bagaimana ancaman terhadap integritas pipa penyalur di-identifikasi dan dikelola dengan efektif. Penilaian resiko terhadap ancaman integritas pipa penyalur dilakukan terhadap aset pipa penyalur sebagai obyek yang di-analisa. Pendekatan pendataan informasi keselamatan proses (process safety information) aset pipa penyalur umumnya diperlakukan melekat sebagai satu kesatuan jalur utuh dari Launcher ke Receiver. Keberagaman mode ancaman dan mode kerusakan menjadi dasar melakukan segmentasi pipa penyalur tersebut agar penilaian resiko lebih akurat. Dengan kemajuan teknologi inspeksi saat ini, inspeksi In-Line-Inspection menjadi semakin akurat dan terjangkau. Inspeksi baseline atau re-inspeksi In-Line-Inspection berpotensi menjadi basis pendataan aset (Asset Register) karena mampu mendeteksi komponen-komponen perpipaan pada pipeline secara akurat. Dengan adanya pendataan informasi keselamatan proses secara detail pada setiap komponen perpipaan, segmentasi yang dilakukan saat penilaian resiko dapat menjadi lebih detail sampai ke level komponen. Tesis ini membahas bagaimana memanfaatkan potensi penilaian resiko yang lebih detail hingga ke level komponen dengan memanfaatkan asset register yang detail yang diperoleh dari pemanfaatan data in-line inspection. Kelemahan dari metode segmentasi detail adalah banyaknya data dan juga usaha yang diperlukan dalam melakukan penilaian resiko. Namun dari berkembangnya teknologi informasi saat ini, populasi data yang besar (big data) dapat dikelola dengan bantuan teknologi informasi yang relevan.

---

Pipeline integrity management is initiated from how hazards/threats toward pipeline integrity are to be identified and managed effectively. Risk assessment conducted to pipeline integrity hazards/threats is subjected to how the pipeline as object is perceived to be analyzed. The approach of documenting process safety information on pipeline generally developed and regarded as a whole pipeline assets consist from launcher to receiver. The diverse of threats and damage mechanism along the line is the basis of pipeline segmentation in order to specify risk assessment object thus increase its accuracy. In the development of inspection technology, in-line-inspections are become more sensitive and become more affordable. Whether baseline or re-inspection of in-lineinspection could have potential to be utilized in developing asset register, because it can distinguish pipeline components accurately. By embedding process safety information specific for each pipeline components, the segmentation taken during pipeline risk assessment can be detailed to the component level. The focus of this study is analyzing pros and cons of utilization the advantages of detailed pipeline risk assessment to component level by utilizing detailed asset register which obtained from in-lineinspection data. The weakness of detailed segmentation is the abundant of segment to be analyzed and increase the efforts during risk assessment. However, in the development of information technology, big data can be manageable by utilizing relevant information technology."

"Pipa sebagai sistem penyaluran atau distribusi menjadi kebutuhan utama di industri minyak dan gas bumi saat ini. Namun penggunaan jalur pipa ini tersimpan bahaya sehingga menjadi salah satu sumber bahaya utama instalasi minyak dan gas bumi di dunia. Penilaian risiko fasiltas operasi di industri minyak dan gas bumi mutlak diperlukan untuk melihat tingkat kegagalan dan kehandalan sistem operasi fasilitas tersebut. Fasilitas CGP SKW PTJM akan dilakukan perubahan fasilitas, salah satunya adalah pipa penyalur LPG existing 8 inchi sepanjang 110 km yang akan menjadi pipa penyalur pipa kondensat dari CGP SKW ke ORF J. Keadaan tersebut menyebabkan diperlukannya penilaian risiko kembali fasilitas pipa existing 8 inchi sepanjang 110 km. Penelitian ini dilakukan untuk mendapatkan gambaran risiko relatif keberadaan jalur pipa kondensat ukuran 8 inchi dari CGP SKW ke ORF J sepanjang 110 km. Penelitian dilakukan dengan menggunakan metode semi kuantitatif model W. Kent Muhlbauer tahun 2004. Pembagian seksi pipa dilakukan berdasarkan kepemilikan lahan, tipe penggunaan lahan, kedalaman pipa, buoyancy control, teknik konstruksi, tipe proteksi katodik dan tipe vegetasi sehingga menghasilkan 12 seksi jaringan pipa. Dari hasil penelitian diperoleh indek risiko yang paling rendah adalah indek indek kesalahan pihak ketiga dengan nilai (69,50), setelah itu indek desain dengan nilai (70,50), urutan berikutnya adalah indeks korosi dengan nilai sebesar (71,33), dan indeks yang tertinggi adalah indek kesalahan operasi dengan nilai sebesar 85. Faktor dampak kebocoran tertinggi terdapat pada seksi 1, 9, 11 dan 12 dengan nilai 5,25. Faktor dampak kebocoran terendah terdapat pada seksi 2,4,6,7 dan 10 dengan nilai 1,75. Seksi pipa yang paling berisiko untuk mengalami kegagalan paling tinggi adalah seksi 1, 11 dan 12 dengan nilai 56,95. Sedangkan seksi pipa yang paling tidak berisiko untuk mengalami kegagalan adalah seksi 6 dengan nilai 174,29. PTJM berdasarkan standar AS/ANZ 4360 harus melakukan pengelolaan risiko dengan prioritas puncak pada seksi pipa 1,3,5,8,9, 11 dan 12. Variabel risiko yang dapat dilakukan peningkatan oleh PTJM antara lain indek kerusakan pihak ketiga (line locating, public education, ROW condition dan patrol frequency), indeks korosi (proteksi internal, tes timbal, close interval survey condition dan internal inspection), indeks desain (corrective action) dan indeks kesalahan operasi (safety system, SCADA, training dan mechanical error preventer).

---

Pipeline as transmission and distribution system becoming major demands for oil and gas industry today. However these pipeline applying contain hazard that become the one of the major instalation hazard source in world of oil and gas installation. Operating facilitiy risk assessment is essential for oil and gas industry operation to overview facility operation system failure and reliability level. In the other hand, CGP SKW PTJM will change their facility structure, one of the changes is 8 inch LPG existing pipeline along 110 km that will becoming condensate pipeline from CGP SKW to ORF J. These condition to cause the need to reassess of 8 inch existing pipeline risk along 110 km.

This study was conducted to have risk relative overview of 8 inch condensate pipeliene from CGP SKW to ORF J along 110 km. The study use 2004 W. Kent Muhlbauer semi quantitative method. Pipe sectioning of this study was conducted based on land ownership, land use, pipe depth, buoyancy control, construction type, cathodic protection type and vegetation tipe that resulted 12 section of pipeline.

From these study generate risk relative score, the lowest risk relative score is coming from third party index with score of 69.53, then the second one is design index with score of 70.50, the third one is corrosion index with score of 71.33, and the highest one is incorrect operatios index with score of 85. The highest score for leak impact factors is coming from section 1, 9, 11 and 12 with score of 5.25. The lowest leak impact factors is coming from section 2,4,6,7 and 10 with score of 1.75.

Pipe section that have the highest risk for chance of failure is section 1,11 and 12 with score of 56,95. While the lowest one is section 6 with score of 169,71. According to AS/ANZ 4360 standard, PTJM have to conduct pipeline risk management with top priority on section 1,3,5,8,9, 11 and 12. Risk variables that can be improved by PTJM are third party index (line locating, public education, ROW condition and patrol frequency), corrosion index (internal protection, lead test, close interval survey condition and internal inspection), design index (corrective action) and incorrect operations index (safety system, SCADA, training and mechanical error preventer)."

"Sistem pipa bawah laut merupakan sarana transportasi yang sangat penting terutama untuk menyalurkan minyak dan gas bumi dari sumbernya ke tempat pengolahan. Akibat dari kondisi topografi dasar laut yang tidak teratur, suatu offshore pipeline bisa saja terbentang bebas atau mengalami free span. Salah satu aspek penting dalam perancangan offshore pipeline adalah analisa rentangan bebas (free span analysis). Pada pengerjaan skripsi kali ini perhitungan free span dinamik pada pipa bawah laut yang dilakukan dengan menggunakan perhitungan berdasarkan Boyun Guo dan panjang span statik berdasarkan ASME B31.8 untuk pipa gas 14 inchi pada Oyong Project milik Santos Pty Ltd dan juga menggunakan program CFD yaitu program EFD Lab. Program tersebut akan digunakan untuk mensimulasikan kondisi aliran disekitar pipa bawah laut tersebut dan fenomena vortex shedding yang terjadi dan nantinya hasil dari program tersebut akan digunakan untuk dijadikan perbandingan perhitungan dari literatur yang telah dilakukan.

---

Subsea pipeline system is a means of transportation which is very important especially for delivering oil and gas from the source to the processing. As a result of the condition of the seabed topography is not smooth, an offshore pipeline could go free or have free span. One important aspect in the design of offshore pipeline analysis is free span analysis.

At the time this final project is processing calculations on the dynamic free span pipeline under the sea by using a calculation based on offshore pipeline Boyun Guo and static based on the length of span ASME B31.8 for 14 inches gas pipeline on the property of Santos Oyong Project Pty Ltd and also using the CFD program (EFD Lab). The program will be used to simulate flow conditions around the pipe under the sea and the vortex shedding phenomenon which occurs later and the results of the program will be used for the calculation of comparative literature that has been done."

"Ramainya lalu lintas pelayaran di perairan Teluk Jakarta akibat keberadaan Pelabuhan Maura Angke dan Pelabuhan Muara Baru menyebabkan tingginya resiko kecelakaan laut di daerah tersebut. Salah satu kecelakaan laut yang mungkin terjadi adalah kebocoran pipa bawah laut akibat jangkar kapal. Kurangnya pengetahuan para pelaut akan posisi pipa tersebut merupakan penyebab umum dari kecelakaan laut tersebut. Selain itu, pipa bawah laut juga sering kali dibangun tanpa adanya kerja sama antar perusahaan pemilik dengan lembaga pemerintahan terkait sehingga letaknya tidak terpetakan dengan baik dalam Peta Laut Indonesia. Maka dari itu, diperlukan pemetaan jalur pipa bawah laut yang lebih lanjut menggunakan metode geofisika seperti metode magnetik. Metode ini dipilih karena selain dapat mengidentifikasi struktur geologi dasar laut juga dapat mendeteksi objek-objek seperti jaringan pipa, kabel optik, dan persenjataan yang terkubur di bawah laut. Data magnetik yang diolah dalam penelitian ini merupakan data sekunder dari Pusat Hidro-Oseanografi TNI AL (PUSHIDROSAL) yang diakuisisi pada tanggal 6 dan 7 September 2021 dengan instrumen Geometrics G-882 Marine Magnetometer pada 46 lintasan. Selain itu, digunakan pula data pendukung yaitu data batimetri dan Peta Laut Indonesia (PLI) no. 86A tahun 2018. Pengolahan data magnetik dilakukan dengan menerapkan koreksi IGRF, transformasi reduce to pole, dan analytic signal. Sedangkan, PLI diolah dengan melakukan digitasi peta kontur batimetri. Dilakukan pula pemodelan 2D dari data magnetik dengan melakukan pemotongan pada 4 titik di peta hasil analytic signal. Melalui hasil pengolahan dan pemodelan 2D, diketahui bahwa terdapat sebuah pipa bawah laut yang terletak serong dari arah Barat Laut hingga Tenggara dengan besar anomali magnetik 2 – 5,6 nT. Kedalaman pipa ini ditentukan dengan data kontur batimetri dan peraturan yang berlaku yaitu diasumsikan sebesar 9 – 11 meter. Di sekitar pipa juga terdapat anomali lain yang berasal dari kabel dan objek yang belum teridentifikasi. Analisis hasil pengolahan dengan peraturan pelayaran yang ada menghasilkan langkah mitigasi keselamatan pelayaran di sekitar pipa, antara lain, kegiatan pelayaran harus mengacu pada PLI serta dalam lego jangkar kapal lebih baik dilakukan di lokasi yang berjarak lebih dari 500 meter dari letak instalasi atau pipa laut.

---

The heavy shipping traffic in the waters of Jakarta Bay due to the presence of Maura Angke Port and Maura Baru Port causes a high risk of marine accidents in the area. One of the marine accidents that may occur is a leak of a submarine pipe due to a ship's anchor. The seafarers' lack of knowledge of the position of the pipeline is a common cause of these marine accidents. In addition to that, submarine pipelines are also often built without cooperation between the owner company and the relevant government institutions so that their location is not well mapped in the Indonesian Marine Map. Therefore, further mapping of submarine pipelines using geophysical methods such as magnetic methods is required. This method was chosen because apart from being able to identify the geological structure of the seabed, it can also detect objects such as pipelines, optical cables, and weapons buried under the sea. The magnetic data used in this study is secondary data from the Indonesian Navy's Hydro-Oceanography Center (PUSHIDROSAL), which was acquired on 6 and 7 September 2021 with the Geometrics G-882 Marine Magnetometer instrument on 46 tracks. In addition, supporting data such as bathymetry data and the Indonesian Marine Map (PLI) no. 86A 2018 are used. Magnetic data processing is carried out by applying IGRF correction, reduce to pole transformation, and analytic signal. Meanwhile, PLI is processed by digitizing bathymetric contour maps. 2D modeling of magnetic data was also carried out by cutting 4 points on the map resulting from the analytic signal. Through the results of processing and 2D modeling, it is known that an underwater pipe is located obliquely from the Northwest to the Southeast with a magnetic anomaly of 2 – 5.6 nT. The depth of this pipe is determined by bathymetric contour data, and the applicable regulations are assumed to be 9 – 11 meters. Around the pipe, there are other anomalies originating from cables and objects that have not been identified. The analysis of the processing results with existing shipping regulations results in mitigating steps for shipping safety around the pipeline; shipping activities must refer to PLI, and it is better to do ship anchorage at a location that is more than 500 meters from the installation or marine pipeline."