Abstrak— Crossing Pipeline merupakan kondisi dimana terdapat lebih dari satu jalur pipa yang saling bersilangan dan berdekatan secara vertikal. Kondisi ini dapat diatasi dengan perancangan rute ulang atau dengan mendirikan support sesuai dengan kebutuhan seperti grout mattress, sand bags, concrete support, dan mechanical support untuk menjaga jarak aman vertikal (clearance) pipa dengna pipa lain minimal 0.3m (DNV OS-F101, Submarine Pipeline System). DNV (Det Norske Veritas) melakukan pembaharuan terhadap standar code DNV RP E305 On-bottom Stability Design of Submarine Pipeline 1988 dengan code DNV RP F109 On-Bottom Stability Design of Submarine Pipeline 2007. Revisi pada code ini terletak pada penambahan faktor reduksi pada pembebanan pipa akibat adanya permeabilitas dan penetrasi pipa ke seabed. Studi kasus yang dipakai adalah 12” gas export pipeline milik Petronas dari Bukit Tua Field menuju Onshore Recieving Facilities (ORF) di Gresik. Karena penambahan faktor reduksi terhadap gaya-gaya hidrodinamika yang bekerja maka mendorong untuk dilakukan perhitungan stabilitas kembali, sehingga dapat diketahui pengaruhnya gaya-gaya hidrodinamis yang bekerja terhadap stabilitas pipa, dan kebutuhan akan tebal concrete coating. Selanjutnya dapat dilakukan analisa kestabilan terhadap support dan laju penurunan tanah (settlement) akibat pembebanan yang terjadi. Dari hasil analisa stabilitas pipa baik lateral maupun vertikal memenuhi kriteria yang ditentukan oleh code. Analisa terhadap support dilakukan dengan menambah kedalaman tanam. Semakin dalam penetrasi support ke tanah semakin baik daya dukung tanah dan juga dalam melawan pembebanan luar seperti sliding dan overturning. Clearance pada titik silangan akan terlampaui pada saat kondisi hidrotest. Dari hasil pemodelan titik pada lokasi persilangan mengalami displacement ke arah vertikal positif.
Kata Kunci—crossing pipeline, clearance, on-bottom stability, settlement
I. PENDAHULUAN
Pipa bawah laut (Submarine Pipeline) merupakan salah satu cara untuk mengangkut minyak dan gas alam dari sumur pengeboran lepas pantai menuju berbagai tempat pengolhan ataupun penyaluran baik di darat mupun masih di lepas pantai. Namun dengan banyak faktor yang dipertimbangkan dalam pemilihan rute pipa maka dapat dimungkinkan adanya kondisi silangan (crossing) diantara pipeline dengan jarak vertikal minimal yang memisahkan antara pipa satu dengan yang lainnya adalah 0,3 m. Selain itu salah satu masalah lain yang dihadapi dalam penggunaan pipeline adalah pengaruh
gaya-gaya hidrodinamika yang bekerja pada pipa. Analisa pipa tersebut diperlukan agar pipa maupun support yang diinstal mampu untuk menahan beban-beban yang diakibatkan oleh lingkungan. Ilustrsi kondisi crossing ditunjukan pada Gambar 1.1 di bawah ini.
Gambar 1.1 Ilustrasi crossing pipeline
Kestabilan pipa diperoleh dari penambahan ketebalan lapisan concrete coating selain dengan perlindungan rock armor. Sedangkan kestabilan support diperoleh dengan menambah kedalaman tanam kaki support selain itu juga dengan penentuan lebar dan panjang kakinya. Studi kasus yang dibahas dalam Jurnal Tugas Akhir ini adalah Studi kasus yang di pakai adalah proyek saluran pipa bawah laut yang mengalirkan gas dari sebuah platform BJT-A menuju fasilitas penerimaan di darat ORF (On-shore Recieveing Facilities) dengan masa layan selama 15 tahun.
Analisa terhadap pipa dilakukan sebelumnya dilakukan berdasarakan pada DNV RP E305 (1988). Pada Tahun 2007 DNV (Det Norsk Veritas) menerbitkan standar code baru yaitu DNV RP F109 On Bottom Stability Design Of Submarine Pipeline dengan menambahkan faktor reduksi gaya akibat permeable dasar laut, reduksi gaya akibat penetrasi pipa ke tanah dan reduksi pipa akibat trenching. Selain itu pada studi kasus ini desain support sudah tertentu hanya saja penentuan penetrasi tanam footing saja yang belum ditentukan untuk melawan gaya-gaya yang bekerja. Maka dari itu perlu untuk dilakukan perhitungan stabilitas terhadap pipa dan support kembali untuk memenuhi syarat stabilitas yang diperlukan dalam code yang baru.
II. DASAR TEORI
Det Norske Veritas (DNV) OS-F101 mengatur jarak aman minimum antar crossing pipeline sebesar 0,3 meter dengan mempertimbangkan pengaruh gaya hidrodinamis, dan hal lain
Analisa Stabilitas Crossing Pipeline antara
Trunk Line Petronas dengan Existing Line
Kodeco Energy
Novella Musya
1), Imam Rochani
2), dan Kriyo Sambodho
2)Jurusan Teknik Kelautan, Fakultas Teknologi Kelaautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 Indonesia
yang beresiko tinggi. Pipa dapat dilindungi dari bahaya dengan menggunakan concrete coating, burial, cover (sand, gravel,mattress) dan berbagai proteksi mekanis lainnya. Sedangkan pemerintah mengatur dalam keputusan menteri pertambangan dan energi nomor 300.k/38/M.pel/1997 Pasal 13 Ayat 3 yang menyatakan bahwa pipa penyalur yang digelar di laut wajib memenuhi ketentuan yaitu sebagai berikut:
a. Dalam hal kedalaman dasar laut kurang dari 13 meter maka pipa harus ditanam sekurang kurangnya 2 (dua) meter di bawah dasar laut (seabed), serta dilengkapi dengan sistem pemberat agar pipa tidak bergeser atau berpindah.
b. Dalam hal kedalaman dasar laut 13 (tiga belas) meter atau lebih maka pipa dapat diletakkan di dasar laut (digelar) serta dilengkapi dengan sistem pemberat agar pipa tidak bergeser atau berpindah.
2.1 Stabilitas Pipa Bawah Laut
Kestabilan pipa di dasar laut, baik secara vertikal maupun lateral sanagt dipengaruhi oleh berat tercelup pipa. Sedangkan kestabilan support dipengaruhi selain oleh berat tercelupnya juga oleh panjang dan lebar kaki support serta kedalaman tanamnya. Gaya-gaya lingkungan yang bekerja mempengaruhi kestabilan baik pipa maupun support terdiri dari gaya-gaya hidrodinamika seperti gaya seret, gaya inersia, dan gaya angkat. Sedangkan resistensi tanah merupakan gaya gesek yang melawan gaya-gaya tersebut. Gaya-gaya stabilitas yang bekerja pada pipa ditunjukkan pada Gambar 2.1 di bawah ini.
Gambar 2.1 Gaya Hidrodinamis pada Pipa
(Mouselli, 1981)
2.1.1 Gaya Horizontal a. Gaya Seret (Gaya Drag)
Gaya seret terjadi karena adanya gesekan antara fluida dengan dinding pipa. Gaya seret dipengaruhi oleh kecepatan aliran, rumusan gaya seret dapat dilihat pada persamaan di bawah ini.
FD = rtoty ½ ρ CD D (Uscosθ +UD) 2 (1) Dengan;
FD : gaya seret (N/m)
rtoty : faktor reduksi arah horizontal ρ : massa jenis air laut (kg/m3)
CD : koefisien drag D : diameter pipa (m)
Us : kecepatan partikel air akibat gelombang (m/s) UD : kecepatan arus (m/s)
b. Gaya Inersia
Gaya inersia menunjukkan adanya masa fluida yang dipindahkan oleh pipa. Gaya inersia dipengaruhi oleh percepatan partikel air. Nilai gaya inersia dapat dirumuskan seperti di bawah ini.
FI = (πD2/4) ρ CI D assinθ (2) Dengan;
FI : gaya inersia (N/m)
rtoty : faktor reduksi arah horizontal ρ : massa jenis air laut (kg/m3
) CI : koefisien inersia
D : diameter pipa (m)
as : percepatan partikel air (m/s 2
) 2.1.2 Gaya Vertikal
Gaya vertikal yang dimaksud adalah gaya angkat. Gaya ini terjadi akibat konsentrasi streamline pada pipa. Konsentrasi streamline ini terjadi di atas silinder pipa yang mengakibatkan gaya angkat ke atas. Jika terjadi celah sempit antara silinder dan seabed, konsentrasi di bawah silinder menyebabkan gaya angakat negatif (ke arah bawah). Rumusan gaya angkat dapat dilihat pada persamaan di bawah ini.
FD = rtoty ½ ρ CD D (Uscosθ +UD) 2
(3) Dengan;
FL : gaya angkat (N/m)
rtotz : faktor reduksi arah vertikal ρ : massa jenis air laut (kg/m3) CL : koefisien angkat
D : diameter pipa (m)
Us : kecepatan partikel air akibat gelombang (m/s) UD : kecepatan arus (m/s)
2.1.3 Koefisien Hidrodinamis
Sebelum melakukan perhitungan gaya-gaya hidrodinamis maka dilakukan penentuan koefisien hidrodinamis yang menurut Mousselli koefisien tersebut tergantung pada bilangan Reynold, kekasaran pipa, dan bilangan Keulegan-Carpenter. Dimana bilangan Reynold dan bilangan Keulegan-Carpenter dinyatakan dalam persamaan di bawah ini.
Persamaan Bilangan Reynold:
(4) Persamaan Bilangan Keulegan-Carpenter:
(5) Dengan;
Re : Reynolds number Kc : Kaulegan-Carpenter υ : viskositas kinematis air (m2
/s). U : kecepatan partikel (m/s) T : periode (s)
D : diameter struktur (m) 2.2 Teori Gelombang
Persamaan kecepatan dan percepatan partikel gelombang pada arah horisontal untuk teori gelombang Stokes Orde 2 dapat diketahui dari persamaan berikut (Chakrabarti, 1987): Kecepatan Horizontal: (6) Percepatan Horizontal: (7) Dengan ; d : kedalaman perairan, (ft) H : tinggi gelombang, (ft) L :panjang gleombang (ft) T : periode gelombang, (s) k : angka gelombang,
y : koordinat gelombang di atas SWL, (ft) s : koordinat gelombang di atas sea bed, (ft) g : percepatan gravitasi, (32.185 ft/s2)
2.3 DNV RP F109
2.3.1 Berat Terendam Pipa
Berat terendam pipa (Ws) ditentukan oleh bagian-bagian penyusun pipa yang terdiri dari steel, corrosion coating, concrete coating, fluida angkut, dan bouyancy. Penentuan berat terendam pipa merupakan berat total dai kesemua bagian tersebut dan dapat dinyatakan dalam persamaan di bawah ini.
(8) Dengan,
Wst : Berat baja, N/m
Wcorr : Berat lapisan anti karat di udara, N/m Wc : Berat selimut beton di udara, N/m Wcont: Berat pengisi pipa, N/m
B : Gaya apung, N/m Ws : Berat terendam pipa, N/m
Perhitungan berat tercelup tersebut merupakan upaya untuk memenuhi ketentuan stabilitas yakni menahan gaya-gaya yang bekerja pada pipa, seperti yang ditunjukkan pada ketentuan di bawah ini.
(9) 2.3.2 Kecepatan Arus
Rumus yang digunakan untuk menghitung kecepatan arus adalah, sebagai berikut (Mousselli,1981):
(10) Dengan;
UD : kecepatan partikel air (m/s) D : diameter pipa (m)
Zo : parameter kekasaran seabed Zr : ketinggian di atas seabed 2.3.3 Koefisien Gesek Tanah
Untuk faktor kalibrasi gesek tanah disesuaikan dengan tipe tanah yang ada di lapangan. Seperti yang ditunjukkan Tabel 2.1 di bawah ini.
Tabel 2.1 Faktor Kalibrasi Gesek
2.3.4 Koefisien Reduksi
a. Reduksi Akibat Permeable Dasar Laut
Pada dasar perairan yang permeable diizinkan terjadinya aliran arus di bawah pipa yang menyebabkan terjadinya reduksi terhadap beban-beban yang bekerja pada arah horozontal maupun vertikal pipa. Berikut adalah faktor reduksi untuk tanah permeable dan non-permeable.
rnperm,z = 1 (non-permeable) rperm,z = 0,7 (permeable) b. Reduksi Akibat Penetrasi Pipa
ketika pipa berada di atas seabed, ada kemungkinan bahwa pipa tersebut terpendam akibat dari daya dukung tanah di bawah seabed lebih kecil dari tekanan efektifakibat berat pipa di atasnya. Pada perhitungan kestabilan pipa yang mengalami penetrasi baik sebagian mupun seluruhnya, dibedakan pada nilai koefisien reduksi. Faktor reduksi gaya yang terjadi dirumuskan pada persamaan di bawah ini.
Faktor Reduksi Gaya Horizontal:
(11)
Faktor Reduksi Gaya Vertikal:
2.4 Stabilitas Pondasi
Penambahan beban di atas permukaan tanah dapat menyebabkan lapisan tanah di bawahnya mengalami pemampatan. Ketika nilai beban per unit area pada pondasi bertambah, maka tanah akan mengalami reaksi plastisnya dan nilai settlement juga akan bertambah, seperti ditunjukkan pada Gambar 2.8.
Gambar 2.2. Zona Kesetimbangan Plastis (Cernica,1995)
Mayerhoff mengekspresikan persamaan bearing capacity sebagai berikut:
(13) dengan,
c : cohesion of soil γ : unit weight of soil q : W/A
dengan;
W : berat struktur dan A : luar area tekan Nc, Nq, Nγ : bearing capacity factor dc, dq, dγ : faktor kedalaman sc, sq, sγ : faktor bentuk
a. Immediate Settlement
Immediate settlement atau disebut juga dengan penurunan segera merupakan akibat dari deformasi elastis tanah kering, basah, dan jenuh air tanpa adanya oerubahan kadar air. Perhitungannya didasarkan pada teori elastisitas yang dirumuskan Timoshenko dan Goodier (1951) seperti di bawah ini.
(14) dengan :
ρi : penurunan segera
p : tekanan bersih yang dibebankan B : lebar pondasi
µ : angka Poisson
E : modulus elastisitas tanah
Ip : faktor pengaruh yang bergantung pada bentuk pondasi telapak
b. Consolidation Settlement
Consolidation settlement atau penurunan konsolidasi merupakan hasil dari perubahan volume tanah jenuh air sebagai akibat dari keluarnya air yang menempati pori-pori tanah. Persamaan penurunan konsolidasi ditunjukkan di bawah ini. (15) dengan : S : penurunan konsolidasi Cc : index pemampatan H : tebal lapisan tanah eo : angka pori
po : tekanan efektif overburden Δp : penambahan takanan vertikal
III. METODOLOGI
Pengerjaan tugas akhir ini dimulai dengan studi literatur tentang jurnal dan buku teks dan jurnal tugas akhir yang berhubungan dengan stabilitas pipa bawah laut dan pondasi. Kemudian dilanjutkan dengan proses pengumpulan data yang digunakan dalam penyelesaian pengerjaan. Data-data yang diperoleh meliputi data pipa, support dan data lingkungan seperti yang disajikan berikut ini.
Tabel 3.1 Data Umum Pipa
Description Unit Parameter
Nominal Outer Diameter
inch 12
mm 323.9
Wall Thickness mm 9.5
Material Grade - API 5L X65
Corrosion Allowance
mm 3
Young’s Modulus GPa 200
Poisson’s Ratio - 0.3
Tabel 3.2 Data Arus
Water Column Units
Current Speed 1-year RP 10-Year RP 100 year RP Surface m/s 1.15 1.5 2.00 Mid depth m/s 0.90 1.2 1.65 8m above seabed m/s 0.65 0.90 1.30
Tabel 3.3 Data Gelombang Description Units
KP 0-KP 85
1-Year RP 10-Year RP 100-Year RP Significant Wave
Height m 3 3.7 4.4
Wave Period s 7.3 8.1 8.6
Tabel 3.4 Data Tanah
Description Units Parameter
Soil Bulk Density kN/m2 2700
Poisson’s Ratio - 0.3
Grain Size 0.0625
Coefficient Friction - 0.2
Soil Elastic Modulus kN/m3 3450
Consolidation Rate m2/year 3.816
Void Ratio - 1.1
Soil Cohesion kPa 1.47
IV. ANALISADANPEMBAHASAN 4.1 Analisa Stabilitas Pipa
Analisa terhadap stabilitas pipa, baik lateral maupun vertikal dilakukan pada tiga kondisi yaitu instalasi, hydrotest, dan operasi. Hasil analisa stabilitas vertikal menunjukkan bahwa pipa mampu melawan gaya apung yang ditimbulkan oleh perpindahan volume oleh pipa yang tercelup. Hasil analisa stabilitas dapat dilihat pada tabel 4.1 di bawah ini.
Tabel 4.1 Hasil Analisa Stabilitas Pipa Vertikal
kondisi
stabilitas vertikal pipa
Ws
B
Check
N/m
N/m
Vs ≤ 1
installation
1800
1700
0,547
hydrotest
2735
1700
0,432
operation
1866
1700
0,542
Dari semua kondisi, baik instalasi, hydrotest maupun operasi pipa dalam kondisi stabil. Hal ini ditandai dengan angka check stabilitas yang kurang dari sama dengan 1(satu). Sedangkan untuk stabilitas pipa secara lateral merupakan kemampuan pipa untuk menahan gaya-gaya hidrodinamis yang bekerja pada pipa. Hasil analisa stabilitas pipa pada tiga kondisi secara lateral ditunjukkan pada tabel 4.2, 4.3 dan 4.4 di bawah ini.
Tabel 4.2 Analisa Stabilitas Lateral (Instalasi)
ketinggian
dari seabed
gaya hidrodinamis
Check
FD
FI
FL
LS ≥
1,1
0
85,22
88,97
196,02
1,84
0,3
136,58
47,95
202,52
3,91
0,75
168,7
38,81
241,01
3,38
Tabel 4.3 Analisa Stabilitas Lateral (Hydrotest)
ketinggian
dari seabed
gaya hidrodinamis
Check
FD
FI
FL
LS ≥
1,1
0
152,59
63,62
350,96
2,2
0,3
208,31
43,52
357,39
4,4
0,75
254,67
32,93
363,82
3,71
Tabel 4.4 Analisa Stabilitas Lateral (Operasi)
ketinggian
dari seabed
gaya hidrodinamis
Check
FD
FI
FL
LS ≥
1,1
0
242,73
60,75
242,73
1,1
0,3
324,56
37,2
463,65
2,83
0,75
386,23
24,96
551,76
1,4
Dari tabel-tabel di atas, kestabilan pipa secara lateral di semua kondisi memenuhi karena kesemuanya memiliki nilai lebih dari sama dengan 1(satu).
4.2 Analisa Stabilitas Support
Analisa stabilitas support dilakukan untuk mengetahui ketahanan support terhadap beban-beban yang bekerja padanya. Seperti beban akibat pipa yang ditopang dan gaya-gaya hidrodinamis yang mengenainya. Analisa stabilitas support dilakukan seperti halnya perhitungan stabilitas pada pondasi dangkal seperti analisa bearing pressure, overturning, dan sliding. Dimana hasil analisa menghasilkan kedalaman tanam support agar memenuhi faktor keamanan yang ditetapkan. Berikut disajikan gambar grafik hubungan antara penetapan kedalaman tanam support untuk memenuhi daya dukung tanah agar sesuai dengan angka keselamatan (Safety Faktor) baik support utama maupun support pendukung.
Gambar 4.1 SF (Bearing Pressure) VS Kedalaman Tanam (Support Utama)
Gambar 4.1 di atas merupakan grafik yang menggambarkan hubungan antara kedalaman tanam support utama dengan angka keamanan (SF) bearing pressure. Hasil dari variasi kedalaman tanam tersebut menunjukkan bahwa untuk angka keamanan (SF) yang diisyaratkan 3, maka pada kondisi instalasi membutuhkan kedalaman tanam sebesar 3,01m, hydro test sebesar 3,46m, dan operasi sebesar 3,79m.
Gambar 4.2 Hubungan SF (Bearing Pressure) VS Kedalaman Tanam (Support Pendukung)
Gambar 4.1 di atas merupakan grafik yang menggambarkan hubungan antara kedalaman tanam support pendukung dengan angka keamanan (SF) bearing pressure. Hasil dari variasi kedalaman tanam tersebut menunjukkan bahwa untuk angka keamanan (SF) yang diisyaratkan 3, maka pada kondisi instalasi membutuhkan kedalaman tanam sebesar 5,56m, hydro test sebesar 6,82m, dan operasi sebesar 8,16m.
4.3 Penurunan Tanah
Analisa penuruan tanah di lokasi crossing diperlukan untuk mengetahui apakah jarak aman vertikal (clearance) sebesar 0,421m antara pipa yang bersilangan terlampaui selama masa operasi. Analisa penurunan tanah hanya dilakukan pada
support utama. Tanah di lokasi crossing pipa diasumsikan homogen. Sedangkan tanah keras terletak pada kedalaman 10m di bawah seabed. Hasil analisa penurunan tanah berdasarkan tiap kondisi ditunjukkan pada gambar 4.3 di bawah ini.
Gambar 4.3 Besar Penurunan Tanah
Dari gambar 4.3 di atas diketahui bahwa besar penurunan selama kondisi instalasi adalah sebesar 121,27mm, kondisi hydrotest sebesar 227,3mm dan kondisi operasi sebesar 632,87mm. Sedangkan Gambar 4.4 di bawah ini menunjukkan laju rata-rata penurunan tanah tiap tahunnya.
Gambar 4.4 Rata-rata penurunan tanah tiap tahun Dari gambar grafik 4.4 di atas diketahui bahwa besar penurunan tanah tiap tahunnya adalah 42,19mm.
4.5 Pemodelan
Pipa pada kondisi crossing dimodelkan dengan bantuan perangkat lunak yang biasa dipakai dalam pemodelan pipa. Dalam pemodelan pipa diasumsikan di-support dengan 4 buah guide dengan gap atas dan bawah 0mm, gap kanan dan kiri sebesar 0,2mm. Sedangkan pada ujung-ujung pipa diasumsikan dengan anchor. Hasil running menunjukkan displacement pada titik tengah (node 3) arah horizontal (dx, dan dz) bernilai 0mm, sedangkan arah vertikal (dy) bernilai
atas.
Gambar 4.5 Pemodelan Pipa
V. KESIMPULANDANSARAN 5.1 Kesimpulan
Dari pengerjaan tugas akhir ini dapat ditarik kesimpulan untuk analisa stabilitas crossing pipeline bahwa :
1. Stabilitas pipa baik lateral maupun vertikal pada titik touchdown, di atas support utama dan di atas support pendukung memenuhi syarat ketentuan. Dimana gaya gesek pipa di atas support lebih besar dibandingkan dengan di atas seabed dan penambahan support guide akan menambah kestabilan pipa di atas support. 2. Dalam perhitungan analisa stabilitas support,
kemampuan support dalam menahan moment overturning, sliding dan daya dukung tanah akibat beban maksimal yang bekerja tidak memenuhi, maka dilakukan analisa terhadap kedalaman penetrasi support. Dengan penambahan kedalaman sekitar 3,8m untuk support utama dan 8,2m untuk support pendukung tersebut maka dapat memenuhi.
3. Dari desain diketahui bahwa jarak clearance antar pipa adalah 0,4261 m dimana sejauh 0,1262 mm akan terlampaui jarak minimal clearance (0,3m) yang diisyaratkan pada tahun ke-2 operasi. Perlu dicatat penurunan setelah kondisi hydrotest sebesar 227,3mm, maka perlu adanya rektifikasi sebelum dan sesudah kondisi tersebut.
5.2 Saran
Saran yang diberikan untuk penelitian selanjutnya adalah : 1. Diperlukan analisis tegangan terhadap pipa akibat
penurunan tanah.
2. Diperlukan analisa terhadap span baik dinamis maupun statis.
3. Diperlukan analisis penentuan tinggi kolom support untuk menjaga clearance pipa aman dengan mempertimbangkan penurunan dan bearing capacity tanah.
UCAPANTERIMAKASIH
Penulis mengucapkan terima kasih kepada Bapak Imam Rochani dan Bapak Kriyo Sambodho selaku dosen pembimbing yang telah banyak membimbing dan membantu
dalam pengerjaan penelitian ini. Tak lupa juga mengucapkan terima kasih kepada keluarga penulis atas bantuan materi dan imateri yang luar biasa untuk penulis.
DAFTARPUSTAKA
[1] Arifianti, Ratih Putri. 2011. Analisa Stabilitas Subsea Crossing Gas Pipeline dengan Support Pipa Berupa Concrete Mattress dan Sleeper (Studi Kasus Crossing Pipa South Sumatera West Java (SSWJ) Milik PT.Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk. Dan PT. British Petroleum). Jurusan Teknik Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember. Surabaya.
[2] Bai, Yong. 2001. Pipeline and Risers. Elsevier. USA.
[3] Christian, Fajar. 2009. Studi Peluang Kegagalan Pipa Bawah Laut Akibat Ledakan Pipa Gas pada Kondisi Crossing. Jurusan Teknik Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember. Surabaya.
[4] Charkrabarti, S.K. 1987. Hydrodynamics of Offshore Structure. Computational Mechanics Publication. Southampton.
[5] Das, Braja.M. 1985. Principles of Geotechnical Engineering. PWS Publisher. Inggris.
[6] Det Norske Veritas. 2000. DNV OS-F101, Submarine Pipeline Systems. Norway.
[7] Det Norske Veritas. 2003. DNV OS-F105, Free Spanning Pipelines. Norway.
[8] Det Norske Veritas. 2003. DNV RP-C205, Enivironmental Conditions and Enivironmental Loads. Norway.
[9] Det Norske Veritas. 2007. DNV OS-F109, On-Bottom Stability Desain of Submarine Pipelines. Norway.
[10] Det Norske Veritas. 1988. DNV RP-305, On Bottom Stability Design of Submarine Pipelines. Norway.
[11] Guaratne, Manjriker. 2006. The Foundation Engineering Handbook. Taylor & Francis Group. USA.
[12] Indiyono, Paul. 2004. Hidrodinamika Bangunan Lepas Pantai. SIC. Surabaya.
[13] Mousselli, A.H. 1981. Offshore Pipeline Design, Analysis and Method. Pennwell. Oklahoma.
[14] Munari, M., dkk. 2007. On Bottom Stability Analysis of Partially Burried Pipeline at Near Shore South Sumatera-West Java Pipeline. Journal of the Indonesian Oil and Gas Community.
[15] Rizki, Rahmat.2011. Analisa Stabilitas Pipa Bawah Laut dengan Metode DNV RP F109 : Studi Kasus Proyek Instalasi Pipeline dari Platform EZA Menuju Platform URA Sepanjang 7.706 Km Di Laut Jawa. Jurusan Teknik Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember. Surabaya.
[16] Sugiono. 2007. Pipa Laut. Airlangga University Press. Surabaya.. [17] Surat Keputusan Mentamben No. 300.k/38/M.pel/1997
