JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-6 1

(1)

Abstrak— Service Life Extension (SLE) adalah analisa ulang

yang dilakukan pada Platform yang telah habis design life-nya guna untuk memperpanjang umurnya. Pada analisa SLE akan dilakukan analisa umur kelelahan dengan Metode Full Spectral untuk mengidentifikasi joint yang kritis dan Risk Based

Inspection (RBI) untuk menetapkan strategi rencana inspesiksi

yang rasional setelah dilakukan perpanjangan umur Platform. Setelah dilakukan analisa umur kelelahan maka didapat umur kelelahan struktur yang terkecil pada joint 405L, dan 401L dengan lama masing-masing 130.659 tahun, dan 193.971 tahun. Untuk menentukan Risk Based Inspection (RBI), kita harus mengetahui Probability of Failure (PoF) dari masing-masing

joint yang kritis. Dari Simulasi Montecarlo, didapatkan PoF

dari joint 405L, dan 401L masing-masing sebesar 0.91, dan 0.65. Sesudah menentukan PoF langkah selanjutnya adalah menentukan konsekuensi kegagalan untuk mendapatkan matriks resiko. Tingkatan resiko struktur untuk joint 405L, dan 401L untuk kategori Safety dan Environment adalah Medium, dan untuk kategori Business adalah High. Dari tingkatan resiko, didapatkan strategi jadwal inspeksi untuk masing-masing kategori resiko (RBI). Pada akhir pengerjaan tugas akhir ini dapat disimpulkan bahwa struktur ‘EWY’ Well Tripod Platform masih mampu beroperasi untuk 20 tahun mendatang setelah

design life (± 20 tahun) telah habis, dengan strategi inspeksi

yang dilakukan 3 tahun sekali. Apabila dibandingkan dengan metode Time Based Inspection (TBI), penggunaan metode RBI untuk menentukan jadwal inspeksi lebih efisien, karena jadwal inspeksi dengan menggunakan RBI dilakukan 3 tahun sekali, sedangkan TBI dilakukan tiap tahunnya.

Kata Kunci— Full Spectral, Risk Based Inspection (RBI), Well Tripod Platform.

I. PENDAHULUAN

NJUNGAN lepas pantai atau biasa disebut Platform

biasanya didesain untuk beroperasi pada umur tertentu. Desain umur Platform biasanya ditentukan dengan menyesuaikan jumlah produksi minyak ataupun gas yang dapat diproduksi di atas Platform dalam kurun waktu tertentu.

Tetapi tidak semua prediksi dari umur cadangan minyak ataupun gas tersebut tepat. Ketika prediksi umur dari cadangan minyak berumur 20 tahun maka kita akan mendisain umur Platform selama 20 tahun umur operasi. Tetapi terkadang pada akhir umur bangunan ditemukan cadangan minyak yang besar atau kandungan minyak yang

masih bisa bertahan beberapa tahun lagi di tempat Platform

beroperasi. Untuk melanjutkan proses produksi maka diperlukan Platform untuk menunjang produksi minyak dan gas tersebut. Oleh karena itu untuk menghemat biaya yang disebabkan pembuatan Platform baru karena umur Platform

lama yang sudah menipis, maka dilakukan analisa Service Life Extension pada Platform lama.

Service Life Extension (SLE) adalah analisa ulang yang dilakukan pada Platform yang telah habis design life-nya

guna untuk memperpanjang umurnya [1].

Untuk memastikan dan menjamin keamanan operasi secara keseluruhan dalam rangka perpanjangan umur operasi, maka dibutuhkan studi penilaian ulang yang meliputi fatigue analysis dengan metode Full Spectral untuk mengidentifikasi joint yang rawan fatigue dan Risk-based Inspection planning (RBI) untuk menetapkan strategi rencana inspesiksi yang rasional [2].

II. URAIANPENELITIAN

A. Pengumpulan Data Struktur dan Data Lingkungan

Pengumpulan data struktur ’EWY’ Well Tripod Platform

meliputi data konfigurasi struktur, appurtunance, material, dimensi, berat. Untuk analisa fatigue, beban lingkungan yang diperhitungkan adalah beban gelombang. Data lingkungan yang digunakan dalam analisa fatigue ini adalah data gelombang tahunan dalam bentuk wave scatter diagram

sebanyak 8 arah arah pembebanan, dan dikarakteristikan oleh tiga parameter, yaitu tinggi gelombang signifikan, periode puncak, dan arah datangnya gelombang [3].

B. Permodelan Struktur ’EWY’ Well Tripod Platform.

Pemodelan awal, yaitu memodelkan struktur dengan menggunakan pemrograman analisa numerik sesuai data yang tersedia. Untuk mencegah kemungkinan terburuk di masa yang akan datang, akan dilakukan pengurangan ketebalan pada dinding tubular struktur sebesar 1/8” [4] dan 3/50” di daerah Splash Zone dan Submerged Zone. Selain itu dalam pemodelan ini tebal marine growth akan diperbesar menjadi 2 in dengan densitas kering 77 lb/ [4].

ANALISA SERVICE LIFE EXTENSION

PADA WELL TRIPOD PLATFORM DI

LAUT JAWA

Pugoh Aji Leksono, Wisnu Wardana dan J. J. Sudjono

Jurusan Teknik Kelautan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111

E-mail: wisnu@oe.its.ac.id

(2)

C. Analisa Beban Gelombang.

Dari pengolahan data probability of individual wave yang didapat dari wave scatter diagram, maka didapatkan tinggi gelombang maksimum (H) dan periode gelombang maksimum (T) sebesar 16,85 ft dan 8,59 s.

Tinggi dan periode maksimum gelombang yang didapat, dikombinasikan dengan kedalaman perairan (d), gaya grafitasi (g), serta kecepatan arus pada permukaan (V) digunakan untuk menentukan teori gembang yang tepat digunakan pada perairan Platform beroperasi. Berdasarkan penarikan garis pada Grafik Region of Validity, teori gelombang yang digunakan dalam perairan adalah teori gelombang Stoke Orde 5. Tetapi dalam analisa Fatigue Spectral akan digunakan Teori gelombang Airy (linier) dalam analisanya. Jadi dalam analisa ini akan digunakan teori gelombang linier untuk menentukan pembebanan pembebanan gelombang yang mengenai Platform ketika

Platform beroperasi.

Dari teori gelombang yang digunakan maka kita dapat menentukan kecepatan dan percepatan partikel air yang melewati struktur.

Bila D/L kecil (D/L≤ 0.2) maka pola aliran fluida tidak akan terganggu dan besarnya gaya dapat dihitung dengan persamaan Morison (O’Brien dan Morison, 1952). Persamaan Morison menyatakan bahwa gaya gelombang dapat diekspresikan sebagai penjumlahan dari gaya seret (drag force, FD), yang muncul akibat kecepatan partikel air saat melewati struktur, dan gaya inersia (inertia force, FM) akibat percepatan partikel air [5].

D. RAO Response struktur

Pembebanan gelombang pada struktur Platform akan menyebabkan respon pada struktur. Respon struktur disajikan dalam bentuk grafik transfer function yang mengkorelasikan antara variasi perbandingan amplitudo beban atau respons struktur terhadap amplitudo gelombang, yang disebut RAO (Response Amplitude Operator) Response Strukture, untuk tiap-tiap perubahan frekuensi w [6].

E. Mentransformasikan RAO respons struktur menjadi RAO tegangan (stress analysis).

RAO tegangan pada analisa ini adalah Hot Spot Stress

(HSS) Transfer Function yang merupakan range tegangan di lokasi Hot Spot dengan tinggi gelombang yang menyebabkannya. Untuk setiap komponen sambungan,

transfer function ditentukan di delapan titik dengan interval antar titik sebesar 45 deg. Delapan titik (hot spot) sepanjang garis interseksi brace dan chord dari sambungan dapat dilihat pada Gambar 1. Pada SACS 5.2, 8 titik ini dikenal dengan istilah T= Top, TL=Top-Left, L=Left, BL=Bot Left, B=Bot, BR =Bot-Right, R=Right, TR=Top-Right.

Gambar 1. Delapan Titik (Hot spot)

F. Mode Operasi

Menentukan mode operasi bangunan laut dengan mempertimbangkan data sebaran gelombang (wave scatter diagram), peluang kejadian arah gelombang, peluang gabungan dari tinggi gelombang signifikan (Hs) dan periode dominan (Peak Period) (Tp) (dari data sebaran gelombang) [6].

G. Menentukan Spektrum Gelombang

Spektrum tinggi gelombang umumnya digunakan untuk mengkarakteristikkan prilaku acak gelombang dengan pendekatan statistik [7].

H. Menentukan Spectra Response Tegangan

Spectra Response Tegangan didapatkan dari hasil perhitungan antara Hot Spot Stress (HSS) Transfer Function

(RAO tegangan) yang dikuadratkan lalu dicrosskan dengan spektrum gelombang [6].

I. Siklus Tegangan Kurun Waktu Pendek

Menentukan jumlah siklus tegangan dan sebaran siklus tegangan dalam kurun waktu pendek sesuai dengan distribusi Rayleigh utuk tiap-tiap mode operasi [6].

J. Siklus Tegangan Kurun Waktu Panjang

Menghitung sebaran siklus tegangan dalam kurun waktu panjang (yang merupakan penjumlahan siklus tegangan dalam kurun waktu pendek) dengan mempertimbangkan umur operasi T (tahun menjadi detik) dan peluang kejadian elemen-elemen dalam mode operasi dalam butir F, dan menyelesaikan persamaan menjadi distribusi sebaran beban [6].

K. Umur Kelelahan

Tahap akhir dari sistematika analisa umur kelelahan adalah perhitungan umur kelelahan. Mengkolerasikan hasil analisa dan perhitungan sebaran siklus tegangan dalam kurun waktu panjang dari butir F dengan data kelelahan kurva S-N memakai hukum Palmgren-Miner untuk menentukan umur kelelahan sambungan struktur yang ditinjau [7].

L. Menentukan Moda Kegagalan (Fatigue Damage (D))

Moda kegagalan yang digunakan dalam analisa ini adalah persamaan kelelahan terangkai yang diperkenalkan oleh Palmgren-Miner seperti di Persamaan 1.

(1) Di mana

D = Closed form fatigue damage equation

= Total siklus tegangan

= Maksimum stress range dari total siklus tegangan M = Kemiringan kurva S-N

= Parameter bentuk

A = Interaksi dari Absis log N dari kurva S-N

Δ = Batas kerusakan berkaitan dengan kegagalan

Sambungan member dikatakan gagal apabila M < 0 dan M > 1. Dikatakan sukses apabila 0 < M < 1.

(3)

M. Penentuan Variabel Acak

Pada persamaan moda kegagalan, terdapat beberapa variabel yang memiliki ketidaktentuan. Variabel yang memiliki ketidaktentuan ini akan dijadikan sebagai variabel acak. Adapun variabel acak yang terdapat di persamaan moda kegagalan di atas meliputi A (interaksi dari Absis log N dari kurva S-N) dan m (Kemiringan kurva S-N) yang nilainya didapatkan dari kurva S-N yang dijadikan acuan, (Parameter bentuk) yang nilainya didapatkan dari Almar [7],

Δ (Batas kerusakan berkaitan dengan kegagalan) yang nilainya didapatkan dari Djatmiko [6]. Dan nilai CoV (Coeficient of Variation) untuk masing-masing variabel acak didapatkan dari Djatmiko [6]. Nilai variabel acak dan CoV dapat dilihat pada tabel di bawah ini:

Tabel 1.

Nilai Ketidaktentuan Variabel Acak Sub Variabel COV Nilai Hasil (x) μ σ Tipe Distribusi 0.05 1,00 -0,02 0,05 Lognormal Δ 0.60 1,00 -0,235 0,05 Lognormal N. Menghitung Keandalan Dengan Simulasi Monte Carlo

Ketika suatu sistem yang sedang dipelajari mengandung variabel atau parameter yang memiliki nilai random, atau mengandung perubah acak maka metode simulasi Monte Carlo dapat digunakan untuk memecahkan persoalan ini [8].

O. Menentukan Peluang Kegagalan

Peluang kegagalan adalah besarnya kemungkinan kejadian yang tidak diinginkan dari sebuah peristiwa yang akan terjadi [8].

P. Analisa Resiko

Sebelum menentukan analisa resiko kita harus menentukan konsekuensi terlebih dahulu. Resiko merupakan perkalian antara peluang kegagalan/ probablity of failure (PoF) dan konsekuensi [8].

Matriks Resiko dalam analisa ini mengacu pada Rules DNV RP G101 yang diadopsi dari ISO 2000. Resiko yang dipertimbangkan dalam analisa ini adalah resiko Safety,

Environment, dan Business [9].

CoF Ranking didapatkan dari history platform yang meliputi data Average Occupancy untuk konsekuensi tipe

Safety, data produksi untuk konsekuensi tipe Environment, dan peta lokasi operasi platform untuk konsekuensi tipe

Business.

Adapun PoF Ranking untuk masing-masing Annual PoF

menurut Rules DNV RP G101 yang diadopsi dari ISO 2000 adalah sebagai berikut :

Tabel 2. Keterangan Kategori PoF Cat. Annual failure probability

Quantitative Qualitative 1 > 10-2 Failure expected 2 10-3 to 10-2 High 3 10-4 to 10-3 Medium 4 10-5 to 10-4 Low 5 < 10-5 Negligible

Q. Pemeriksaan Sesuai dengan RBI

Setelah dilakukan analisa peluang kegagalan dan konsekuensi kegagalan maka dapat dianalisa resiko, yang kemudian digunakan untuk menentukan inspeksi yang sesuai dengan tingkat resiko [10].

III. HASILDANDISKUSI

A. Hot Spot Stress (HSS) Transfer Function (RAO Tegangan)

Pada analisa ini akan diambil salah satu joint kritis, yaitu

joint 401L untuk sabungan member 401L-467 untuk Fatigue Load Case 1 (Arah Pembebanan Gelombang 313,4°) dan posisi komponen sambungan (HSS) Transfer Function bagian

Right (kanan), lokasi chord. Adapun hasil analisa Hot Spot Stress (HSS) Transfer Function untuk tiap frekuensi adalah sebagai berikut :

Gambar 2. Transfer Function Respon Tegangan B. Spektrum Gelombang

Pada analisa ini akan diambil spectrum gelombang di laut jawa untuk tinggi gelombang 0.99 ft dan periode 5.43 sec yang dianalisis melalui perangkat lunak.

Gambar 3. Grafik Spectrum Gelombang Jonswap di Laut Jawa untuk H = 0.99ft dan T = 5.43 sec

C. Spectra Tegangan (Stress Respons Spectra)

Dari hasil perkalian antara spektra gelombang dengan HSS Transfer Function maka dihasilkan Stress Respon Spectra.

Adapun hasil nilai dari dari stress respon spectra untuk joint 401L dengan Load Case 1 ( Arah 313.4° ), lokasi chord,

(4)

posisi Right, Number Spectrum 1 ( H=0.99 ft dan T = 5.43 sec) dapat dilihat pada gambar di bawah ini :

Gambar 4. Grafik Spectrum Tegangan D. Umur Kelelahan

Setelah mendapatkan Stress Respon Spectra (Spectrum Tegangan) maka dari perhitungan yang dilakukan secara otomatis menggunakan SACS 5.2 didapatlah umur kelelahan struktur. Joint sambungan dikatankan tidak gagal apabila

service life pada joint berumur 2 kali design life (SF. 2). Dan

joint dikatakan kritis apabila mempunyai service life kurang dari 10 kali design life [13].

Berikut adalah posisi sambungan hasil running umur kelelahan struktur untuk joint 401L sambungan member 403-401L, dan joint 405L sambungan member 303L-405L yang didapat dari SACS 5.2 :

Tabel 3.

Damage and Fatigue Life Details (Joint 405L) Damage and Fatigue Life Details (Joint 405L) Position

Chord 305L-405L Brace 303L-405L Damage Damage Damage _Life Top 0.242104 165.218 0.132221 302.524 Top Left 0.124612 320.996 0.054609 732.478 Left 0.056404 709.168 0.014155 2825.81 Bottom Left 0.043881 911.557 .8041-2 4974.66 Bottom 0.068986 579.828 0.014337 2790 Bottom Right 0.13828 289.268 0.037925 1054.71 Right 0.245879 162.682 0.099514 401.952 Top Right 0.306141 130.659 0.155723 256.867 Maximum 0.306141 130.659 0.155723 256.867 Tabel 4.

Damage and Fatigue Life Details (Joint 401L) Damage and Fatigue Life Details (Joint 401L) Position Chord 401L- 467 Brace 401L- 403

Damage Life Damage Life Top 0 INFINIT .5784-8 6916.+6 Top Left .1351-2 29612.8 .1249-2 32038.4 Left 0.031475 1270.85 0.014986 2669.21 Bottom Left .9577-3 41767.8 .4780-3 83678.7 Bottom .1222-7 3274.+6 .1940-5 2062.+4 Bottom Right 0.050767 787.921 0.022774 1756.42 Right 0.206217 193.971 0.090632 441.346 Top Right 0.032092 1246.4 .8670-2 4613.66 Maximum 0.206217 193.971 0.090632 441.346 E. Peluang Kegagalan

Setelah menentukan persamaan moda kegagalan dan penentuan variabel acak pada persamaan moda kegagalan maka didapatkan hasil peluang kegagalannya sebagai berikut:

Tabel 5.

Peluang Kegagalan Hasil Simulasi Monte Carlo dan Annual Probability of Failure

Member Joint PoF

Fatigue Life (Years) Annual PoF(ΔPF) (yr-1) Category PoF 303L-405L 405L 0.91 130.659 0.0069647 3 403-401L 401L 0.65 193.971 0.003351 3 F. Analisa Resiko

Berdasarkan data Average Occupancy pada Platform PHE ONWJ, ‘EWY’ Well Tripod Platform dioperasikan oleh 2 orang, tetapi tidak dihuni secara menetap, jadi peluang untuk menelan korban jiwa sangat kecil. Sehingga Safety Consequence Ranking adalah ‘B’.

Dari hasil analisa konsekuensi maka dapat dibandingkan dengan PoF adalah sebagai berikut:

Tabel 6.

Ranking Konsekuensi dan PoF Kategori Environment

Member Sambungan Anuall PoF (yr-1) Kategori PoF Kategori Konsekuensi 303L-405L 405L 0.0069647 3 B 403-401L 401L 0.003351 3 B

Dari tabel di atas sehingga didapatlah matriks resiko sebagai berikut :

Risk = Probability of Failure (PoF) x Consequence Safety

Tabel 7.

Matrix Resiko Kategori Safety PoF

Ranking A B C D E

5 YELLOW RED RED RED RED

4 YELLOW YELLOW RED RED RED

3

GREEN

YELLOW

(303L-405L) (403-401L)

YELLOW RED RED

2

GREEN GREEN YELLOW YELLOW RED 1 GREEN GREEN GREEN YELLOW YELLOW CoF

Types A B C D E

Dari hasil perkalian Matriks Resiko di atas maka didapatkan Resiko Kategori Safety untuk tiap-tiap sambungan adalah sebagai berikut :

Tabel 8.

Tingkatan Resiko untuk Kategori Safety

Member Sambungan Warna Keterangan

303L-405L 405L Yellow Medium

403-401L 401L Yellow Medium

Produksi utama pada ‘EWY’ Well Tripod Platform adalah gas. Dengan produksi CO2 dengan H2S yang rendah.

Apabila terjadi kebocoran gas karena keruntuhan Platform

ataupun karena factor lain maka polusi yang akan ditimbulkan akan dengan mudah ditangani apabila segera ditangani dengan penanganan yang tepat. Tetapi probabilitas terjadinya polusi yang semakin membesar juga patut diwaspadai berhubung fungsi utama Platform ini adalah

(5)

sebagai sumur. Karena dimungkinkan apabila kegagalan produksi sumur tersebut terus dibiarkan maka bencana yang diakibatkan karena kegagalan sumur tersebut sama halnya seperti bencana yang terjadi di ‘Lumpur Sidoarjo’. Dari penjelasan di atas maka Environment Consequence Ranking

adalah ‘C’.

Tabel 9.

Ranking Konsekuensi dan PoF Kategori Environment

Member Sambungan Anuall PoF (yr-1) Kategori PoF Kategori Konsekuensi 303L-405L 405L 0.0069647 3 C 403-401L 401L 0.003351 3 C

Tabel 10.

Matrix Resiko Kategori Environment PoF

Ranking A B C D E

3 GREEN YELLOW YELLOW (303L-405L (403-401L) RED RED 2

Types A B C D E

Dari hasil perkalian Matriks Resiko di atas maka didapatkan Resiko Kategori Environment untuk tiap-tiap sambungan adalah sebagai berikut :

Tabel 11.

Tingkatan Resiko untuk Environment

303L-405L 405L Yellow Medium

403-401L 401L Yellow Medium

Stuktur ‘EWY’ Well Tripod Platform merupakan Platform

yang berfungsi sebagai wellhead Platform. Setiap hari struktur ‘EWY’ Well Tripod Platform melakukan eksploitasi untuk memproduksi gas bumi.

Kegagalan pada struktur akan menyebabkan keruntuhan pada Platform. Mengingat Platform ini digunakan untuk sumur utama dalam mengeksploitasi gas, maka keruntuhan

Platform ini berpotensi menyebabkan ledakan pada Platform. Dan dimungkinkan juga akan terjadi kegagalan sumur yang mengakibatkan bencana yang sama seperti di ‘Lumpur Sidoarjo’.

Keruntuhan yang menyebabkan ledakan pada Platform ini berpotensi mempengaruhi hasil produksi yang dilakukan oleh

Platform yang lainnya karena letak Platform yang berdekatan dengan jalur pipeline utama Platform yang berasal dari wilayah kerja ‘Foxtrot’ maupun dari dari ‘ECHO Flotation’ yang akan didistribusikan ke Cilamaya. Dari konsekuensi yang ditimbulkan di atas, maka Business Consequence Ranking pada ‘EWY’ Well Tripod Platform akan dimasukan dalam kategori ‘E’.

Tabel 12.

Ranking Konsekuensi dan PoF Kategori Business

Member Sambungan Anuall PoF (yr-1) Kategori PoF Kategori Konsekuensi 303L-405L 405L 0.0069647 3 E 403-401L 401L 0.003351 3 E

Tabel 13.

Matrix Resiko Kategori Business PoF

Ranking A B C D E

3

GREEN YELLOW YELLOW RED (303L-405L RED (403-401L) 2

Types A B C D E

Dari hasil perkalian Matriks Resiko di atas maka didapatkan Resiko Kategori Business untuk tiap-tiap sambungan adalah sebagai berikut :

Tabel 14.

Tingkatan Resiko untuk Business

303L-405L 405L Red Hight

403-401L 401L Red Hight

G. Penerapan Risk Based Inspection (RBI)

Secara filosofi RBI (Risk Based Inspection = Inspeksi Berdasarkan Resiko) merupakan kegiatan inspeksi yang didasarkan pada Tingkat Resiko dari obyek (dalam hal ini sambungan struktur). Artinya inpeksi akan dilakukan pada saat resiko suatu obyek membesar atau tidak perlu dilakukan jika resikonya kecil atau obyeknya masih bagus [7]. Analisa resiko telah dilakukan dan menghasilkan tingkat resiko yang berbeda pada kategori konsekuensi yang berbeda namun kategori frekuensi (tingkat peluang kegagalan/probability of failure (PoF)) sama. Dengan menerapkan konsep Risk Based Inspecton (RBI) dalam menilai ulang struktur ‘EWY’ Well Tripod Platform untuk memperpanjang umur operasi, maka didapat waktu rentang interval inspeksi yang mengacu pada

Draft API RP 2SIM Wang at.all (2010): Tabel 15.

Risk-Based Inspection Interval

Risk Category Inspection Interval Range

High 3-years to 5-years

Medium 6-years to 10-years

Low 11-years or greather

Sehingga didapatlah waktu interval inpeksi untuk tiap Matriks resiko yang telah dianalisa sebelumnya sebagai berikut:

(6)

Tabel 16.

Interval Inspeksi Untuk Sambungan Struktur yang Memilki Umur Kelelahan Terkecil Berdasarkan RBI

Matrix Resiko

Member Sambungan Risk Interval

Inspeksi

I 303L-405L 405L Medium 6 Tahun

403-401L 401L Medium 6 Tahun

II 303L-405L 405L Medium 6 Tahun

403-401L 401L Medium 6 Tahun

III 303L-405L 405L Hight 3 Tahun

403-401L 401L Hight 3 Tahun

H. Penerapan Time Based Inspection(TBI)

Jadwal inspeksi untuk seluruh anjungan minyak lepas pantai yang beroperasi di perairan Indonesia ditentukan oleh Migas. Tata cara pemeriksaan keselamatan konstruksi

Platform diatur dalam Peraturan Menteri Pertambangan dan Energi No. 05/P/M/Pertamb/1997, dan pemeriksaan/inspeksi itu terdiri atas Pemeriksaan Permulaan, Pemeriksaan Berkala, dan Pemeriksaan Khusus. Penjelasan TBI pada Platform ini akan difokuskan pada Pemeriksaan Berkala yang terdiri atas

Minor inspections, Major inspections dilanjutkan Minor Inspection yang terakhir adalah Complete Inspection [14].

I. Perbandingan Inspeksi Secara Time Base Inspection (TBI) dan Risk Base Inspection (RBI)

Berdasarkan hasil analisa yang telah dilakukan untuk mendapatkan jadwal inspeksi berdasarkan Metode RBI, dan berdasarkan jadwal inspeksi yang ditetapka oleh Migas yang menerapkan Metode TBI dalam metode inspeksinya, maka dapat disimpulkan bahwa inspeksi Platform yang dilakukan dengan metode RBI dilakukan tiga tahun sekali, sedangkan inspeksi Platform yang dilakukan dengan metode TBI dilakukan tiap tahun selama umur operasinya. Adapun untuk lebih jelasnya bisa dilihat di tabel di bawah ini:

Tabel 17.

Jadwal Inspeksi dengan Metode TBI

Tabel 18.

Jadwal Inspeksi dengan Metode RBI

IV. KESIMPULAN/RINGKASAN

Setelah dilakukan analisa, maka dapat diambil kesimpulan untuk menjawab perumusan masalah adalah sebagai berikut : 1.Dari hasil analisa kelelahan didapat umur kelelahan

struktur yang terkecil pada sambungan 405L, dan 401L dengan member 303L-405L, dan 403-401L dengan lama masing-masing 130.659 tahun, dan 193.971 tahun. Sehingga struktur ‘EWY’ Jacket Platform masih mampu beroperasi untuk 20 tahun mendatang setelah melampaui umur operasi yang direncanakan (design life) 20 tahun. 2.Tingkatan resiko struktur untuk sambungan member

303L-405L, dan 403-401L untuk kategori Safety dan

environment adalah Medium, dan untuk kategori Business

adalah High.

3.

Setelah dilakukan RBI maka didapatkan interval inspeksi dilakukan setiap 3 tahun sekali dengan menerapkan

complete inspection.Apabila dibandingkan dengan metode

Time Based Inspection (TBI), penggunaan metode RBI untuk menentukan jadwal inspeksi lebih hemat, karena jadwal inspeksi dengan menggunakan RBI dilakukan 3 tahun sekali, sedangkan TBI dilakukan tiap tahunnya.

LAMPIRAN _

UCAPANTERIMAKASIH

“Penulis P.A.L. mengucapkan terima kasih kepada Dosen Pembimbing tugas akhir, Bapak Wisnu Wardana dan Bapak J. J. Sudjono yang telah memberikan dukungan keilmuan sehingga karya tulis ini dapat terselesaikan”.

DAFTARPUSTAKA

[1] Akbar, Ali. 2010. “Structural Analysis Report of ETB Jacket Platform” Laporan Kerja Praktek. Jurusan Teknik Kelautan. ITS (Laporan KP ) [2] Chakrabarti, et al. 2005. “Fatigue Analysis and Risk Based Inspection

Planning for Life Extension of Fixed Offshore Platforms. Proceedings of OMAE 2005”. 24th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering (OMAE 2005) . June 12-17, 2005, Halkidiki, Greece (Journal)

[3] Pangawitan, Nanda. 2008. “Analisa Fatigue Spectral pada Anjungan Lepas Pantai”. Tugas Akhir. Jurusan Teknik Kelautan. ITB. (Tugas Akhir)

[4] PT. Tripatra Engineering, “Structural Analysis Report of EWY Jacket Platform”. Desember 2011 (Engineering Report)

[5] Tawekal, Ricky.L, 2003, “Diktat Kuliah Perencanaan Bangunan Lepas Pantai”,Penerbit ITB (DiktatKuliah)

[6] Djatmiko, Eko Budi. 2006. “Analisa Kelelahan Struktur Bangunan Laut”. Modul Perkuliahan. Jurusan Teknik Kelautan ITS. (Module Lecture) [7] Irfan, Muhammad. 2011. “Analisa Kelelahan Berbasis Resiko pada ‘ETB’

Jacket Platform untuk Perpanjangan Umur Operasi”. Tugas Akhir. Jurusan Teknik Kelautan. ITS. (Tugas Akhir)

[8] Rosyid, D. M. 2007. Pengantar Rekayasa Keandalan; Airlangga University Press; Surabaya. (Book)

[9] DNV–RP–G101. 2010. “Risk Based Inspection of Offshore Topside Static Mechanical Equipment”.(Code)

[10] Zaidun, Yasin. 2010. “Analisa Perbandingan Metode Assessment Berbasis Resiko dengan Metode Assessment Berbasis Waktu pada Stasiun Pengolahan Gas”. Thesis. Departemen Metalurgi dan Material. UI. (Thesis)

[11] Ridloudin, Ahmad. 2004. “Analisis Perhitungan Umur Kelelahan (Faitigue Life) Struktur Hangtuah MogPU Platform di Perairan Natuna Barat ”. Tugas Akhir. Jurusan Teknik Kelautan. ITS. (Tugas Akhir) [12] Zaidun, Yasin. 2010. “Analisa Perbandingan Metode Assessment Berbasis

Resiko dengan Metode Assessment Berbasis Waktu pada Stasiun Pengolahan Gas”. Thesis. Departemen Metalurgi dan Material. UI. (Thesis)

[13] API RP 2A,2000 “Recommended Practice for Planning, Designing & Constructing Fixed Offshore Platforms – Working Stress Design”, 21th Edition, American Petroleum Institue. (Code)

[14] Suyartono. 2008. “Regulating Safety Operation in Oil and Gas Industry in Indonesia”. Ministry of Energy and Mineral Resources Directorate General of Oil and Gas. (Presented)