15. Probabilistic Life Assessment, Failure Analysis and Prevention ASM Handbook Vol. 11, ASM International, Haldar, A.

Ukuran: px

Mulai penontonan dengan halaman:

Download "15. Probabilistic Life Assessment, Failure Analysis and Prevention ASM Handbook Vol. 11, ASM International, Haldar, A."

Hadi Widjaja
6 tahun lalu
Tontonan:

1 Daftar Pustaka 1. INDOCOR, Training Sertifikasi Korosi, Indonesian Corrosion Association, US DOI, Minerals Management Service Data Base, Dept. of the Interior, Pipeline Integrity Management - Pengelolaan Inspeksi dan Pemeliharaan Jaringan Pipa Secara Terpadu & Terstruktur Berbasis Resiko dan Ketahanan Mekanik, Training Material, PT Surveyor Indonesia, GM EP COR 029, Top-of-line Corrosion Risk Evaluation and Prevention Method, Total Indonesie General Specification, Gunaltun, Y., Top-of-line Corrosion - Example of Material Selection for Pipelines, Indonesian Pipeline Conference, Mei UK HSE OTR No. 044, Review of Corrosion Management for Offshore Oil and Gas Processing, American Society for Metal, Corrosion, Vol. 13, ed. 9, ASM International, International Standard, NACE MR0175/ISO 15156, Petroleum and Natural Gas Industries Materials for Use in H 2 S-containing Environments in Oil and Gas Production, NACE International, Uhlig, H. H., Corrosion and Corrosion Control, Wiley, New York, Jamaluddin A., Top of Line Corrosion among The History, Theory and Reality, EMINEX Seminar, ITB, Bandung, Vitse, F., Experimental and Theoretical Study of the Phenomena of Corrosion by Carbon Dioxide under Dewing Condition at the Top of a Horizontal Pipeline in The Presence of a Non-condensable Gas, Russ College Technology & Engineering, Singer, M., Srdjan, N., Gunaltun, Y., Top of The Line Corrosion in Presence of Acetic Acid and Carbon Dioxide, NACE Paper No , Wibowo E., Wahyudi, Bambang Ari, Pengaruh Asam Asetat terhadap Korosi Basah CO 2 Studi Mekanisme Korosi Langit-langit Pipa (Top-of-Line) dan Inhibisinya di Lapangan Tunu Total FinaElf Kalimantan Timur, Dept. T. Kimia ITB, Bandung, Desjardins, G., Reliability Approach to Optimized Pipeline Integrity Planning Based On Probabilistic Assessment of Corrosion Rates and Future Corrosion Severity, Proceedings of the 6 th International Pipeline Rehabilitation & Maintenance Conference, Berlin,

2 15. Probabilistic Life Assessment, Failure Analysis and Prevention ASM Handbook Vol. 11, ASM International, Haldar, A., Probability, Reliability and Statistical Methods in Engineering Design, John Wiley & Sons, New York, Turner, T.E., Jones, D.G., et. all., Fitness for Purpose Assessment of TFE MWP B SNP Gas Condensate Pipeline, PII, Aug Bai, Young, Pipelines and Risers, Elsevier Ocean Engineering Book Series Vol.3, Nielsen, M.F., Increasing Availability The Benefit of RBI for Sweet Oil & Gas Corrosion, Quest Consulting Ltd., dipresentasikan pada NACE, Kusumo, A. L. P., Corrosion Management in Production Pipeline Network using Risk Management Analysis, SPE Paper 80499, SPE International 21. Standard, I., CEI IEC Dependability Management - Part 3: Application Guide - Section 9: Risk Analysis of Technological Systems, Recommended Practice DnV RP-F-107, Risk Assessment of Pipeline Protection, Roberge, P.R., Handbook of Corrosion Engineering, McGraw-Hill, Munger, C., Corrosion Prevention by Protective Coating, NACE, TPC 2, Coating and Lining for Immersion Service, NACE, Rochim, Taufik, Dr., Perancangan Penelitian dan Analisa Data Statistika, Diktat Kuliah Analisis Teknik I Prog. Magister Teknik Mesin ITB, Bandung, The Joint Risk Management Program Standard Team, Risk Management Program Standard, The Office of Pipeline Safety, USA, Joint Industry Project, Guideline for Offshore Structural Reliability Analysis, Technical Report No , Det Norske Veritas 29. Dokumentasi Hasil Intelligent Pigging dan Lokasi-lokasi yang Mengalami UHB, FO/INT/PRD, Pipeline Integrity Dept. Total Indonesie, Balikpapan 30. Hopkis, P., Training Engineers in Pipeline Integrity, Western Regional Gas Conference, Recommended Practice DnV RP-H-101, Risk Management in Marine and Subsea Operation, Jan Technical Note No. LTCS-OP/PLN-004, Integrity Management Performance Indicator and Measuring Plan, TGE-Prosys Consortium,

0 Valves Full Bore Ball Valve Features Tees Barred Bends 5D Operating Min. (Outlet) 40 C Temperature Max. (Inlet) 85 C Normal Op.

3 Lampiran 1 Data Teknikal Pipeline Data-data teknikal untuk pipa yang ditinjau adalah sebagai berikut : Outside Diameter 508 CP System Sacrificial Anode Location Launcher Offshore Receiver Offshore Available Space Launcher length (m) x wide (m) Receiver 3.0 x 3.0 Valves Full Bore Ball Valve Features Tees Barred Bends 5D Operating Min. (Outlet) 40 C Temperature Max. (Inlet) 85 C Normal Op. (Approx.) 63 C Operating Min. (Outlet) 73 Bar Pressure Max. (Inlet) 79 Bar Normal Op. (Approx.) 76 Bar Product Flow Rate Normal Op. 100 MMSCFD 50

4 Lampiran 2 Data Inspeksi a. Data ketebalan pipa, laju korosi dan proteksi katodik Jumlah lokasi terkorosi pipa hasil intelligent pigging terakhir adalah 760 lokasi korosi internal dan 16 lokasi korosi eksternal. Data dicuplik dari laporan hasil intelligent pigging terakhir (tahun 2005). Nilai Estimated Repair Factor (ERF) tertinggi berdasarkan ASME B31G, diikuti penipisan terdalam adalah sebagai berikut : KP Comment Depth Axial length Circumf. width ERF Nom. WT INT ML :15 Adapun laju penipisan positif yang teridentifikasi adalah sebagai berikut : KP Orientation Orientation Nom. WT depth t rem CR (mm/yr) : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

KP Orientation Nom. WT depth t rem CR (mm/yr) 3835.05 11:00 19.05 2.29 16.76 0.25 3835.06 2:30 19.05 5.14 13.91 0.51 3835.13 11:30 19.05 1.91 17.15 0.19 3835.92 3:00 19.05 0.95 18.10 0.12 3837.

42 Hasil monitoring korosi menggunakan corrosion coupon (CC) dan electrical resistance (ER) probe adalah sebagai berikut : Data pengukuran proteksi katodik untuk pipa yang ditinjau: - pada riser GTS

5 KP Orientation Nom. WT depth t rem CR (mm/yr) : : : : : Hasil monitoring korosi menggunakan corrosion coupon (CC) dan electrical resistance (ER) probe adalah sebagai berikut : Data pengukuran proteksi katodik untuk pipa yang ditinjau: - pada riser GTS : lebih negatif dari -800mV vs elektroda ref. Ag/AgCl - pada riser MP : lebih negatif dari -800mV vs elektroda ref. Ag/AgCl b. Data umur sisa dan penjadualan inspeksi berikutnya Metode perhitungan umur sisa dan penjadualan inspeksi yang saat ini diadopsi adalah dengan pendekatan berdasarkan standar ASME B31G dengan asumsi pertambahan axial length pit 10%/tahun. Umur sisa pipa GTS ini adalah 20,5 tahun (berakhir tahun 2025), sedangkan jadual inspeksi berikutnya (berdasarkan batasan ERF-ASME B31G sebesar 80% atau kedalaman pit 65%) adalah 5 tahun (berakhir tahun 2010). ERF merupakan perbandingan tekanan operasi yang diijinkan (MAOP) dengan tekanan desain. 52

6 Lampiran 3 Contoh Komposisi Gas Data komposisi gas (dalam % mol) dari beberapa sumur di lapangan gas Kalimantan Timur ini adalah sebagai berikut : Sampling Point Date Analyzed Sampling Date Press. (B) Temp. ( C) CO2 N2 C1 C2 C3 i-c4 n-c4 i-c5 n-c5 C6+ MW SG GHV NHV PK- A1 13-Dec Dec PK- A3 19-Nov Nov PK- A4 16-Nov Nov PK- A5 13-Dec Dec PK- A6 20-Nov Nov PK- B1 13-Dec Dec PK- B2 28-Nov Nov PK- B3 28-Nov Nov PK- B4 19-Nov Nov PK- B5 15-Nov Nov PK- B6 28-Nov Nov PK-A1 12-Nov Nov PK-A10 30-Dec Dec PK-A11 14-Jan Jan PK-A2 08-Oct Oct PK-A3 23-Sep Sep PK-A4 07-Feb Feb PK-A5 02-Oct Sep PK-A6 14-Jan Jan PK-A7 27-Mar Mar PK-A8 27-Mar Mar PK-A9 24-Jul Jul PK-B Jul Jun-2005 N/A N/A PK-B1 22-Aug Aug PK-B10 04-Dec Dec PK-B10/B11 05-Dec May Catatan : Laju alir air untuk pipa yang ditinjau, berdasarkan data tahun 2002 adalah 2843,43 bwpd. 53

7 Sampling Point Date Analyzed Sampling Date Press. (B) Temp. ( C) CO2 N2 C1 C2 C3 i-c4 n-c4 i-c5 n-c5 C6+ MW SG GHV NHV PK-B11 05-Jul Jun PK-B12 14-Jun Jun PK-B16 09-Jun Jun PK-B2 09-Jan Jan PK-B3 03-Jul Jun PK-B4 05-Dec PK-B5 20-Jan Jan PK-B6 09-Jan Jan PK-B7 26-Dec Dec PK-B8 02-Oct Sep PK-B9 24-Jul Jul PK-C17 30-Nov Nov PK-C2 01-Mar Feb-2002 N/A N/A PK-C7 02-Oct Sep PK-C8 01-Mar Feb PK-E11 06-Sep Sep PK-E12 03-Feb Jan PK-E14 04-Apr Apr PK-E4 04-Feb Feb PK-E5 07-Oct Sep PK-E7 29-Mar Mar PK-G13 02-Oct Sep PK-G14 26-Jun Jun PK-G15 26-Apr Apr PK-G16 17-Apr Apr PK-G18 14-Apr Apr PK-G2 10-Oct Oct PK-G6 23-Jun Jun PK-G9 05-Dec May PK-K10 20-Jan-2006 n/a n/a n/a PK-K12 05-Dec Nov PK-K14 02-Oct Sep PK-K6 01-Nov Oct

dokumen-dokumen yang mirip

PENDAHULUAN PERUMUSAN MASALAH. Bagaimana pengaruh interaksi antar korosi terhadap tegangan pada pipa?

PENDAHULUAN PERUMUSAN MASALAH. Bagaimana pengaruh interaksi antar korosi terhadap tegangan pada pipa? PENDAHULUAN Korosi yang menyerang sebuah pipa akan berbeda kedalaman dan ukurannya Jarak antara korosi satu dengan yang lain juga akan mempengaruhi kondisi pipa. Dibutuhkan analisa lebih lanjut mengenai