Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung Pangkah-Gresik Dengan Standard D V RP F107

(1)

28 Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung Pangkah-Gresik

Dengan Standard DV RP F107

Ketut Buda Artana

Teknik Sistem Perkapalan FTK – ITS, Surabaya Jl. Teknik Sipil Blok J-53 Surabaya 60111

Telp.:(031)5932350, Fax.:(031)5923411 E-mail: [email protected]

Diterima 21 Juli 2008; diterima terkoreksi 25 Nopember 2008; disetujui 06 Pebruari 2009 Abstract

This paper describes a case study on risk assessment of an export gas pipeline of Amerada Hess (Indonesia – Pangkah) Limited due to anchor dropped based on D!V Recommended Practice (RP) F107. The risk is assessed using risk matrix and careful attention is given according to the decree of Ministry of Energy and Mineral Resources of Indonesia !o: 300.K/38/M.PE/1997. Hazard likelihood is assessed by means of Event Tree Analysis (ETA) method and the consequences are assessed for 5 (five) available pipe zones. The pipeline is evaluated whether or not within the ALARP (As Low As Reasonably Practicable) condition. Attentiveness is given to zone III, in where the pipeline can not be buried due to soil condition that makes trenching is not possible. It is found that though the pipeline in zone III can not be buried, the risk imposed to the pipeline is still within the acceptable region. The risk shifts to the ALARP condition when the pipeline is not protected by concrete coating.

Keywords: pipeline, risk assessment, event tree analysis, D!V RP F107, risk matrix.

Kegagalan pada sistem transportasi saluran pipa gas bawah laut dapat mengakibatkan beberapa resiko yang dapat membahayakan bagi manusia dan lingkungan di sekitar saluran pipa apabila terjadi kebocoran atau bahkan ledakan. Kegagalan tersebut dapat disebabkan beberapa faktor, antara lain kerusakan pada lapisan saluran pipa, saluran pipa penyok (denting), terjadi kebocoran (leaking),saluran pipa pecah/putus (rupture), dan kegagalan lainnya [1].

Ed Clucky [2] telah melakukan kajian tentang penilaian resiko untuk pipa gas bawah air yang dipasang pada laut dalam. Kajian resiko dilakukan untuk membandingkan sistem transportasi gas yang paling ekonomis dan aman dari beberapa alternatif. Pipa gas terpilih sebagai alternatif yang paling ekonomis, sekalipun memberi tingkat resiko yang harus dikurangi dengan beberapa upaya mitigasi seperti jarak pemasangan antara block anchor yang lebih dekat, ketebalan coating pipa dan upaya mitigasi lainnya.

Kajian resiko pipa gas juga telah menjadi fokus dalam sistem transportasi gas di darat. Fandino [3] mengkaji resiko dan pengaruh dari pipa gas di daerah yang memiliki tidak terlalu banyak penduduk. Kajian ini menunjukkan bahwa sekalipun pengaruh terhadap manusia dengan beroperasinya pipa gas relatif kecil, namun demikian upaya mitigasi tetap perlu dilakukan.

Beberapa kondisi operasi pipa gas khusus yang tidak diatur oleh standar/code telah juga mendapat perhatian serius. Glitney [4] memberi beberapa pemanfaatan rumus empiris dalam kajian resiko pipa gas. Pemanfaatan program komputer untuk mengestimasi tingkat deformasi pada pipa gas akibat beban internal dan eksternal juga diuraikan dengan jelas. Kajian resiko pipa gas yang ada di anjungan terapung (FPSO) juga telah banyak di kaji. Salah satunya adalah kajian yang dilakukan oleh Overfield dan Collins [5].

(2)

Berdasarkan standar DNV RP F107 [6] yang menjadi acuan pada paper ini, bahaya (hazard) yang mungkin terjadi pada pipa gas bawah laut adalah bahaya-bahaya yang disebabkan karena kejatuhan jangkar kapal (anchor drop), terseret jangkar (anchor drag), tertimpa kapal (Ship Shunken), serta terseret jaring (trawling activities).

Dengan standar tersebut, Risk Assessment of Pipeline Protection yang dipakai acuan dalam paper ini, tingkat resiko ditentukan dalam risk profile matrix yang dikelompokkan menjadi 3 (tiga) daerah yakni: (1) daerah dapat diterima, (2) daerah ALARP, dan (3) daerah tidak dapat diterima, seperti terlihat pada Gambar 1.

Daerah pada risk profile matrix yang berwarna merah adalah daerah dimana resiko tidak dapat diterima. Daerah ALARP (As Low As Reasonably Practicable) mengidentifikasikan daerah dimana resiko dapat diterima, namun pengurangan dari resiko harus diikuti dengan evaluasi Cost-Benefit. Jika resiko berada di daerah tidak dapat diterima, maka harus dilakukan pengurangan resiko dengan [7]: mengurangi frekuensi dari kejadian, mengurangi konsekuensi dari kejadian, atau kombinasi dari keduanya. Pengurangan frekuensi lebih diprioritaskan dibandingkan dengan pengurangan konsekuensi. Jika tingkat resiko berada pada daerah yang dapat diterima, maka sistem dapat dioperasikan lebih lanjut. Daerah berwarna kuning adalah daerah ALARP dan daerah berwarna hijau adalah daerah resiko yang dapat diterima [6].

Paper ini memberikan diskripsi bagaimana proses penilaian resiko pipa gas bawah laut dengan menggunakan standar DNV RP F107. Obyek bahasan adalah

saluran pipa gas bawah laut milik Amerada Hess (Indonesia – Pangkah) Limited yang terletak di lapangan gas Ujung Pangkah (Wellhead Platform-WP) di dalam Blok Pangkah sekitar 3 - 5 km timur laut perairan Ujung Pangkah (sekitar 35 km ke arah barat laut dari Surabaya) menuju tempat fasilitas pengolahan gas (Onshore Processing Facilities, OPF) yang terletak di kawasan Industri Maspion di Desa Manyar, Kecamatan Manyar seluas kurang lebih 8 hektar seperti terlihat pada Gambar 2. OPF tersebut dapat menghasilkan 144 juta kaki kubik gas per hari (MMSCFD) [9].

Saluran pipa tersebut dibagi menjadi 5 zone. Pada zone III, yaitu pada kilometer pos (KP) 6,7 sampai 9,3, pipa gas bawah laut tidak bisa ditanam karena kondisi dasar laut yang keras dan berbatu. Kedalaman air pada saluran pipa gas Amerada Hess pada zone III ini adalah antara 7 sampai 13 m [9].

Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi No. 300.K/38/M.PE/1997 tentang Keselamatan Kerja Pipa Penyalur Minyak dan Gas Bumi mengatur bahwa dalam hal kedalaman dasar laut kurang dari 13 meter, maka pipa harus ditanam dengan kedalaman sekurang-kurangnya 2 (dua) meter di bawah

(3)

dasar laut (seabed), serta dilengkapi dengan pemberat agar pipa tidak tergeser atau berpindah, atau disanggah dengan pipa pancang [8, 10]. Dengan demikian, maka pipa pada zone III ini tentunya tidak dapat memenuhi ketentuan ini, karena tidak dapat ditanam dan memiliki kedalaman kurang dari 13 meter.

Selanjutnya Keputusan Menteri

Pertambangan dan Energi No.

300.K/38/M.PE/1997 juga menyatakan bahwa dalam hal terjadi perubahan kondisi lingkungan pada jalur pipa, maka wajib dilakukan analisa resiko untuk menetapkan langkah pengamanan tambahan. Karena hal tersebut, maka perlu dilakukan penilaian terhadap tingkat resiko (risk level) dari pipa di zone III tersebut dan perlu dikaji disain sistem pengaman tambahan terhadap pipa yang paling optimal.

ASUMSI DA BATASA MASALAH

Sebagaimana yang diuraikan sebelumnya, obyek studi yang dibahas pada paper ini adalah saluran pipa gas Amerada Hess (Indonesia – Pangkah) Limited pada Zone III saja, mengingat hanya pada zone ini saja pipa tidak bisa ditanam. Paper ini juga hanya menilai resiko terhadap pipa yang diakibatkan oleh penurunan jangkar saja. Dengan demikian resiko yang muncul akibat

kegagalan material serta pengelasan serta kejadian alam (sunami, letusan volkanik, dll) tidak dibahas. Standar yang digunakan sebagai acuan adalah standar yang dikeluarkan oleh Det !orskeVeritas, yaitu DNV RP F107 (Risk Assessment of Pipeline Protection).

Seperti terlihat pada Gambar 3, pipa milik Hess ini berada di Selat Madura yang memiliki kedalaman yang relatif rendah serta lalu lintas kapal yang tinggi. Sekalipun Direktorat Jenderal Perhubungan Laut telah menentukan alur kapal (shipping channel) yang harus dilalui oleh kapal saat melintas di selat ini, namun diasumsikan bahwa peluang kapal keluar dari shipping channel ini adalah 10% (nilai ekstrim), sekalipun Lloyd’s Register menentukan hanya 5% saja [11].

STADAR DV RP F107

Risk assessment (penilaian resiko) pada paper ini diartikan sebagai pendekatan kuantitatif untuk menentukan tingkat resiko suatu obyek yang direpresentasikan dalam variabel frekuensi penyebab resiko dan variabel konsekuensi jika resiko tersebut terjadi. Penilaian terhadap tingkat resiko ini yang kemudian akan dijadikan sebagai pertimbangan dalam pengambilan keputusan, termasuk pertimbangan ekonomi yang muncul di dalamnya.

(4)

Menurut Colin & Howat [7], resiko dapat dirumuskan sebagai perkalian antara probability/likelihood dan severity.

Risk = Probability × Severity (1) Dimana resiko dapat diartikan sebagai potensi terjadinya kerusakan atau kerugian yang disebabkan adanya bahaya dan kegagalan. Probabiity/likelihood yang dimaskudkan disini adalah frekuensi kemunculan bahaya (hazard) yang memberi resiko, dan Severity adalah konsekuensi yang meliputi besar/tingkat dari kerusakan, kerugian, dan juga jumlah orang yang dipengaruhi (terluka/meninggal) yang ditimbulkan karena adanya bahaya.

DNV RP F107 merangking frekuensi dan konsekuensi seperti terlihat berturut-turut pada Tabel 1 dan Tabel 2.

Kerusakan material pada saluran pipa dikelompokkan sebagai berikut :

Kerusakan minor (D1) : kerusakan yang tidak membutuhkan perbaikan, dan juga

tidak menimbulkan pelepasan hidrokarbon.

Moderate damage (D2) : kerusakan yang membutuhkan perbaikkan, tetapi tidak menimbulkan pelepasan hidrokarbon. Major Damage (D3) : kerusakan yang

menimbulkan pelepasan hidrokarbon atau air, dll.

Dalam kasus kerusakan yang menyebabkan pelepasan hidrokarbon (D3), klasifikasi pelepasan hidrokarbonnya dapat diranking menjadi:

!o Release (R0) : tidak ada pelepasan gas hidrokarbon.

Small Release (R1) : pelepasan dari lubang yang kecil hingga menengah pada dinding pipa.

Major Release (R2) : pelepasan gas dari saluran pipa yang pecah. Full rupture akan menyebabkan pelepasan total dari volume gas pada saluran pipa dan akan berlanjut hingga saluran pipa diisolasi. Tabel 1. Rangking frekuensi

o Deskripsi Frek/thn

1 Frekuensi sangat rendah dimana kejadian dapat diabaikan < 10-5

2 Kejadian diperkirakan jarang terjadi 10-4 > 10-5

3 Kejadian secara individu tidak diperkirakan terjadi, tapi ketika diringkaskan

melebihi jumlah yang besar dari saluran pipa dipercaya akan terjadi sekali 10

-3_{> 10}-4

4 Kejadian secara individu diperkirakan terjadi sekali selama usia saluran

pipa

10-2_{> 10}-3

5 Kejadian secara individu diperkirakan terjadi lebih dari sekali selama usia

saluran pipa > 10

-2

Tabel 2. Rangking Konsekuensi

Rank

Dent / Diametr

(%)

Impact

Energi Damage description

Conditional Probability D1 D2 D3 R0 R1 R2 1 < 5 EE Minor damage 1 0 0 1 0 0 2 5 – 10 EE Major damage 0.1 0.8 0.1 0.9 0.1 0 Leakage anticipated 3 10 – 15 EE Major damage 0 0.75 0.25 0.75 0.2 0.05

Leakage and rupture anticipated

4 15 – 20 EE

Major damage

0 0.25 0.75 0.25 0.5 0.25

Leakage and rupture anticipated

(5)

Gambar 4 menunjukkan konsekuensi yang diterima pipa yang dilapisi dengan pelindung campuran beton (concrete coating) saat kejatuhan jangkar. EE adalah energi

kinetik efektif jangkar pada saat membentur lapisan saluran pipa. Ek adalah energi kinetik

yang dapat diredam lapisan concrete dan E adalah besarnya energi yang diterima saluran pipa akibat kejatuhan jangkar yang menyebabkan saluran pipa mengalami penyok (deformasi).

Energi yang dapat diredam lapisan pipa (Concrete) adalah fungsi dari volume benda dan crushing strength. Ini dapat diberikan oleh persamaan 2.

Ek = Y b h xo (2)

dimana :

Y = Tekanan lapisan pipa (N/m2), sebesar 3 – 5 kali Cube Strength untuk berat jenis lapisan normal, atau 5 – 7 kali Cube Strength untuk berat jenis lapisan ringan. Cube Strength sebesar 35 sampai 45 Mpa.

b = lebar dari luasan benda yang menubruk lapisan pipa

h = panjang dari luasan benda yang menubruk lapisan pipa

xo= tebal lapisan pipa

Setelah nilai Ek diperoleh, nilai ini akan ditambahkan pada masing-masing batas energi yang diterima saluran pipa pada masing-masing rasio dent/diameter untuk masing-masing rangking konsekuensi seperti pada Tabel 2.

Energi yang dihasilkan jangkar saat mengenai saluran pipa dapat dihitung sebagai berikut. Langkah pertama adalah menghitung kecepatan jatuhnya jangkar dengan persamaan 3. ((mV)xρwater)xg= 2 2 1 T D water×C ×A×v ρ (3) dimana : m = berat jangkar, (kg) g = kecepatan gravitasi,(9.81 m/s2) V = volume jangkar, (m3)

ρwater = berat jenis air laut,(1025 kg/m3)

CD = koefisien drag jangkar

A = proyeksi luas jangkar, (m2₎

vT = kecepatan jatuh jangkar, (m/s)

Koefisien drag diberikan oleh DNV RP F107 seperti terlihat pada Tabel 3. Energi kinetik Efektif (EE) dari jangkar dapat

dihitung dengan persamaan 4. EE= ET + EA=

(

)

2

1

T a

v

m

+

×

(4) dimana : ma = berat tambahan, (kg) = ρwater x Ca x V

Ca = koefisien drag berat tambahan

Gambar 4. Pipa kejatuhan jangkar Tabel 3. Koefisien Drag

o Berat jangkar (ton) CD CA

1 <2 0.7 0.1 2 2 0.8 0.2 3 3 0.9 0.3 4 4 1 0.4 5 5 1.1 0.5 6 6 1.2 0.7 7 7 1.3 0.8 8 8 1.4 0.9 9 >8 1.5 1

(6)

Perhitungan energi kinetik efektif jangkar dapat dilakukan dengan mengelompokkan jangkar berdasarkan kelompok kapal, mengingat berat jangkar di kapal adalah fungsi dari ukuran kapal.

AALISA DATA

Secara umum langkah-langkah penilaian resiko saluran pipa gas dapat dilakukan sebagai berikut:

1. Mengelompokkan kapal berdasarkan data lalu lintas kapal di daerah yang di analisa dan menentukan berat jangkar berdasarkan kelompok yang dibuat. 2. Mengidentifikasi hazard yang mungkin

muncul.

3. Menentukan frekuensi kapal keluar dari shipping channel.

4. Menentukan frekuensi kapal masuk daerah CADZ (Critical Anchor Drop Zone).

5. Menentukan frekuensi kapal menjatuhkan jangkar di daerah CADZ. 6. Menentukan konsekuensi yang muncul

berdasarkan Tabel 2 dan persamaan 3. 7. Menentukan tingat resiko (risk level)

berdasarkan kelompok frekuensi dan konsekuensi melalui risk profile matrix. 8. Membandingkan risk level dengan

acceptance criteria. Jika dapat diterima, maka pipa dapat dioperasikan dengan aman dan jika tidak dapat diterima maka perlu dilakukan upaya untuk menghindari/ mengurangi /mentransfer resiko.

Data lalu lintas kapal yang berlayar di sekitar zone III didekati dengan menggunakan data kapal yang melintasi Selat Madura, yakni kapal yang akan berlabuh atau meninggalkan pelabuhan Tanjung Perak (Tabel 4)[9].

Dimensi pipa gas yang terbentang dari WP hingga OPF menggunakan pipa tipe API 5L X65 yang mempunyai yield strength sebesar 448 Mpa terlihat pada Tabel 5. Pipa bawah laut yang akan dianalisa dalam paper ini adalah pipa di zone III. Pipa pada zone ini dibagi menjadi 13 segmen, masing-masing segmen memiliki panjang 200 meter. Berdasarkan data lalu lintas kapal pada Tabel

4, maka kapal dapat dikelompokkan menurut berat jangkarnya seperti terlihat pada Tabel 6.

PERHITUGA FREKUESI

Frekuensi munculnya hazard (anchor drop) pada kasus ini dihitung dengan menggunakan metoda Event Tree Analysis [12]. Konsep yang dipergunakan adalah join probability dimana peluang jangkar mengenai pipa adalah gabungan antara peluang kapal berada di CADZ, digabungkan dengan peluang kapal akan menjatuhkan jangkar serta peluang kapal dari kelompok yang mana yang menjatuhkan jangkar. CADZ adalah Critical Anchor Damage Zone, yaitu daerah kritis untuk penurunan jangkar kapal (dua kali lebar jangkar (objek) ditambah diameter pipa terluar). Masing-masing kelompok kapal yang dapat melintasi pipa mempunyai peluang sebesar jumlah kapal dalam kelompok tersebut dibagi total jumlah kapal yang dapat melintasi segmen saluran pipa tersebut. Tidak semua kapal yang melintas di Selat Madura dapat menjatuhkan jangkar di setiap segmen saluran pipa zone III ini karena kedalaman laut dari masing-masing segmen saluran pipa zone III yang berbeda. Karena itu hanya kapal yang memiliki tinggi sarat yang kurang dari kedalaman air laut yang diperhitungkan dari masing-masing segmen. Dalam perkiraan frekuensi, kecepatan kapal, peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran, dan peluang kapal menjatuhkan jangkar diasumsikan.

Asumsi ini sedapat mungkin didasarkan pada engineering practice ataupun dari beberapa referensi [9, 11]. Asumsi tersebut divariasikan untuk mengetahui apakah variasi tersebut berpengaruh besar (uji sensivitas) terhadap perkiraan frekuensi. Asumsi kecepatan kapal sebesar 5 knot, 7.5 knot, dan 10 knot. Asumsi peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran sebesar 5%, 7.5%, dan 10%. Sedangkan asumsi peluang kapal menjatuhkan jangkar sebesar 5%, 7.5%, dan 10%. Dari ketiga asumsi tersebut, maka didapatkan 27 kombinasi asumsi yang harus dievaluasi. Dari keduapuluhtujuh kombinasi asumsi tersebut, semua kelompok kapal berada pada rangking 1 (Frekuensi sangat

(7)

Tabel 4. Data Lalu Lintas Kapal Di Selat Madura Per Tahun

o Tipe

Kapal Deskripsi Tipe Kapal

Frek/ thn Rute Range DWT Berat Jangkar (ton) Draft (m)

1 PFS Passenger Ferry (Small) 2190 Madura – Surabaya 2000 1.29 0 - 5

2 PFM Passenger Ferry (Medium) 730 Madura - Surabaya -

Gresik 6000 2.46 0 - 5

3 PFL Passenger Ferry (Large) 730 International - Antar

Pulau 15000 4.05 0 - 5

4 SVS Supply Vessel (Small) 3650 Laut Jawa - Gresik -

Surabaya 1000 1.14 0 - 5

5 SVM Supply Vessel (Medium) 1825 Laut Jawa - Gresik - _Surabaya 15000 4.05 5 - 10

6 SVL Supply Vessel (Large) 1825 Laut Jawa - Gresik -

Surabaya 35000 6.45 > 10

7 TVM Oil Tanker Vessel

(Medium) 1095

Laut Jawa - PT

Petrokimia – sby 10000 3.54 5 - 10

8 TVL Oil Tanker Vessel (Large) 365 _{Petrokimia – sby}Laut Jawa - PT 30000 6 > 10

9 CTL Container (Large) 2920 Laut Jawa - Surabaya 35000 7.8 > 10

10 CTX Container (Extra Large) 730 Laut Jawa - Surabaya 70000 16.9 > 10

11 NVM Navy Vessel (Medium) 2920 _{Madura – Surabaya}Laut Jawa - Selat 20000 4.32 > 10

12 NVL Navy Vessel (Large) 730 Laut Jawa - Surabaya 30000 6 0 - 5

13 FVS Fishing Vessel (Small) 3650 Madura – Gresik <50 n/a 0 - 5

14 FVM Fishing Vessel (Medium) 10950 Madura - Gresik -

Surabaya 100 0.48 0 - 5

15 FVL Fishing Vessel (Large) 7300 Madura - Gresik -

Surabaya 200 0.48 0 - 5

16 TUG Tug Boats - Madura – Gresik 100 0.48 0 - 5

17 TNKP Tanker Primary 24 Laut Jawa - Maspion -

Surabaya 90000 33 > 10

18 TNKT Tanker Tug (3 per tanker) 72 Laut Jawa - Maspion - _Surabaya 1000 0.48 0 - 5

Tabel 5. Dimensi Pipa

o Zone KP Diameter (mm) Ketebalan Pipa (mm) Ketebalan Lapisan (mm) Berat Jenis Lapisan (Kg/m3) 1 I 0-3,5 457 16,8 30 2400 2 II 3,5-6,7 457 16,8 30 2400 3 III 6,7-9,3 457 16,8 30 2400 4 IVa 9,3-15 457 14,8 30 2400 5 IVb 15-24,2 457 14,8 30 3040 6 IVc 24,2-27,6 457 14,8 67 3040 7 Va 27,6-35 457 14,8 78 3040 8 Vb 35-38,4 457 14,8 39 3040

(8)

rendah dimana kejadian dapat diabaikan, < 10-5), baik pada KP 6,7 – 6,9 dan KP 8,5 – 9,3 maupun pada KP 8,5 – 9,3.

Berikut ini adalah contoh perhitungan perkiraan frekuensi dengan kombinasi asumsi kecepatan kapal 5 knot, peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran 10%, dan peluang kapal menjatuhkan jangkar 10%,

dimana kombinasi asumsi tersebut mempunyai hasil perkiraan frekuensi terbesar daripada kombinasi asumsi yang lainnya.

Kelompok kapal yang dapat melewati saluran pipa dan peluang dari masing-masing kelompok kapal dari tiap segmen saluran pipa ditunjukkan pada Tabel 7. Tabel 8 menunjukkan perhitungan peluang kapal Tabel 6. Pengelompokan Kapal

o Kelompok Kapal Berat Jangkar (Ton) Tipe Kapal Frek. Tahunan Jumlah Kapal 1 A 0.48 FVM 10950 18322 FVL 7300 TNKT 72 2 B 1.14 SVS 3650 3650 3 C 1.29 PFS 2190 2190 4 D 2.46 PFM 730 730 5 E 3.54 TVM 1095 1095 6 F 4.05 PFL 730 2555 SVM 1825 7 G 4.32 NVM 2920 2920 8 H1 6 TVL 365 1095 H2 NVL 730 9 I 6.45 SVL 1825 1825 10 J 7.8 CTL 2920 2920 11 K 16.9 CTX 730 730 12 L 33 TNKP 24 24 JUMLAH 38056 38056

Tabel 7. Peluang Kelompok Kapal yang Menjatuhkan Jangkar

KP 6,7 - 6,9 dan KP 8,5 - 9,3 KP 6,9 - 8,5 Kelompok Jumlah

kapal

Peluang Kelompok Jumlah kapal Peluang

A 18322 0.626 A 18322 0.563 B 3650 0.125 B 3650 0.112 C 2190 0.075 C 2190 0.067 D 730 0.025 D 730 0.022 E 1095 0.037 E 1095 0.034 F 2555 0.087 F 2555 0.078 H2 730 0.025 G 2920 0.090 Jumlah 29272 1 H 1095 0.034 Jumlah 32557 1

(9)

berada di CADZ. Peluang dari masing- masing kelompok kapal dari tiap segment Tabel 8. Perhitungan Peluang Kapal di CADZ

o Perhi-

tungan Persamaan Keterangan Satuan

KP 6.7-6.9 dan KP 8.5-9.3

KP 6.9-8.5

1 A - Panjang saluran pipa meter 200 200

2 - - Kedalaman laut meter < 10 >10

3 B - Kecepatan kapal knot 5 5

m/s 2.57 2.57

4 C A / B Waktu kapal untuk melewati

saluran pipa s 77.82 77.82

5 - - Kelompok kapal yang lewat - A - F, H2 A – H

6 D - Jumlah kapal - 29272 32557

7 E C x D Total waktu kapal melewati saluran

pipa s 2277976.7 2533618.7

8 F - Diameter pipa m 0.457 0.457

9 G - Lebar jangkar terbesar m 2.09 2.09

10 H - Tebal lapisan pipa m 0.03 0.03

11 I F + 2G + 2H Lebar CADZ (Critical Anchor

Damage Zone) m 4.697 4.697

12 J - Lebar selat m 1000 1000

13 K I / J Peluang kapal di CADZ - 0.004697 0.004697

14 L E x K Total waktu kapal di CADZ per _tahun s 10699.6563 11900.4069

15 M Waktu dalam satu tahun s 31536000 31536000

16 N L / M Peluang kapal berada di CADZ tiap

tahun - 0.0003393 0.0003774

17 O - Peluang kapal menyimpang dari

shipping channel - 0.1 0.1

18 P N x O

Peluang kapal menyimpang dari Shipping Channel dan berada di CADZ

- 0.00003393 0.00003774

Tabel 9. Peluang Kelompok Kapal yang Menjatuhkan Jangkar

KP 6,7 - 6,9 dan KP 8,5 - 9,3 KP 6,9 - 8,5 Kelompok Jumlah

kapal

Peluang Kelompok Jumlah kapal Peluang

A 18322 0.626 A 18322 0.563 B 3650 0.125 B 3650 0.112 C 2190 0.075 C 2190 0.067 D 730 0.025 D 730 0.022 E 1095 0.037 E 1095 0.034 F 2555 0.087 F 2555 0.078 H2 730 0.025 G 2920 0.090 Jumlah 29272 1 H 1095 0.034 Jumlah 32557 1

Comment [FM1]: Kenapa Table 7 dan Table 9 sama persis?

(10)

saluran pipa ditunjukkan pada Tabel 9. Dari perhitungan yang telah dilakukan, maka dapat ditentukan frekuensi terjatuhnya jangkar untuk masing-masing kelompok kapal (berat jangkar) dengan menggunakan event tree analysis. Gambar 5 menunjukkan event tree analysis untuk perkiraan frekuensi pada KP 6,7 – 6,9 dan KP 8,5 – 9,3.

Dari Event Tree Analysis yang telah dibuat, maka perkiraan frekuensi dari penurunan jangkar dari masing-masing kelompok kapal setiap segment pipa didapat rangking frekuensi kelompok kapal tersebut sesuai tabel rangking frekuensi pada DNV RP F107. Rangking dari masing-masing kelompok kapal di tiap segmen saluran pipa ditunjukkan pada Tabel 9.

PERHITUGA KOSEKUESI

Besarnya energi tubrukan dari masing-masing kategori (dent/diameter) tergantung dari data pipa dan dapat dihitung dengan persamaan (1), dimana σy (Yield strength) =

448 x 106 N/m2, t = 16,8 mm, dan D = 457 mm. Sehingga pada tiap rasio dent/diameter (%) dapat dihitung energi tubrukannya. Di bawah ini adalah contoh perhitungan energi tubrukan tiap dent/diameter (%).

Pada dent/diameter sebesar 5% :

(

)

2 3 2 1 3 2 1 05 , 0 457 , 0 10 8 , 16 457 , 0 6 , 1881 9 14 , 3 2 16 × ×       × × ×       × × = − E = 11258,74 Joule = 11,26 kJ

Untuk dent/diameter yang lain dapat dihitung dengan cara yang sama, hasil perhitungan ditampilkan pada Tabel 10.

Besarnya energi yang dapat diserap lapisan concrete untuk menahan energi tubrukan benda adalah fungsi dari volume benda yang menembus lapisan pipa dan crushing Strength, hal tersebut ditunjukkan pada persamaan (2), dimana Y = 3 x 35 MPa, b = 387 mm, h = 241,7 mm, dan xo = 30 mm.

Besarnya energi yang dapat diserap lapisan

Gambar 5. Event Tree Analysis untuk Perkiraan frekuensi KP 6,7 – 6,9 dan KP 8,5 – 9,3 Tabel 10. Energi Tubrukan Tiap Dent/Diameter

o Dent / Diameter (%) Energi (Joule) Energi (Kj) 1 5 11258.74 11.26 2 10 31844.53 31.84 3 15 58502.13 58.50 4 20 90069.92 90.07

(11)

concrete untuk menahan energi tubrukan jangkar adalah sebesar :

Ek = 105 . 106 x 0,387 x 0,2471 x 0,03 = 294644,39 Joule

= 294,6 kJ

Besarnya energi tubrukan yang dapat

menyebabkan saluran pipa penyok ditampilkan pada Tabel 11 untuk masing-masing dent/diameter. Dari perhitungan yang telah dilakukan di atas, maka didapatkan kategori konsekuensi yang ditunjukkan pada Tabel 12.

Langkah selanjutnya adalah melakukan perhitungan seberapa besar energi tubrukan yang akan terjadi apabila jangkar dijatuhkan mengenai saluran pipa untuk masing-masing kelompok kapal. Untuk kelompok kapal A dengan berat jangkar 0,48 ton dapat dihitung dengan menghitung kecepatan jatuhnya jangkar dengan persamaan (3), dimana m = 0,48 ton, g = 9.81 m/s2_{, V = 0,056 m}3_{, ρ} water = 1025 kg/m3, CD = 0,7, dan A = 0,348 m2. Sehingga : ((480–0,056)1025)9,81= 2

348 ,

0

7 ,

0 1025

2

1

T

v

×

didapat nilai VT2 sebesar 33,19.

Energy kinetik Efektif (EE) dari jangkar

dapat dihitung dengan persamaan (4). ma = ρwater x Ca x V ;

= 1025 x 0,1 x 0,056 = 5,72 kg

Maka nilai energi kinetik efektif dari jangkar dengan berat 0,48 ton didapat sebesar :

EE = 0,5 (480 + 5,72) x 33,19

= 8060,52 Joule = 8,06 kJ

Dengan cara yang sama, energi kinetik efektif dari berat jangkar kelompok kapal yang lain dapat dihitung. Kemudian dari hasil perhitungan tersebut dapat dilihat kategori konsekuensi dari masing-masing kelompok kapal berdasarkan DNV RP F107. Besarnya energi kinetik efektif dan kategori konsekuensi dari masing-masing kelompok kapal tersebut ditunjukkan ke dalam Tabel 14.

RISK MATRIX

Tabel 11. Energi Tubrukan

o Dent / Diameter (%) Energi (kJ) o Coating Coating 1 5 11.26 1 2 10 31.84 2 3 15 58.50 3 4 20 90.07 4

Tabel 12. Rangkingan konsekuensi

Rank Dent / Diamet (%) Energi (kJ) o Coating Coating 1 <5 <11.26 < 305.9 2 5 - 10 11.26 - _31.84 305.9 - _326.49 3 10 - 15 31.84 - 58.5 326.49 - _353.15 4 15 - 20 58.5 - 90.07 353.15 - 384.71 5 > 20 > 90.07 > 384.71

Tabel 13. Koefisien Drag

o Berat jangkar (ton) CD Ca 1 <2 0.7 0.1 2 2 0.8 0.2 3 3 0.9 0.3 4 4 1 0.4 5 5 1.1 0.5 6 6 1.2 0.7 7 7 1.3 0.8 8 8 1.4 0.9 9 >8 1.5 1

(12)

Dari hasil pengolahan data perkiraan frekuensi dan konsekuensi, dapat dibuat Risk Matrik dari setiap segment saluran pipa. Di bawah ini adalah risk matrik dari setiap segment saluran pipa tersebut.

Dari Risk Matrix di atas dapat diketahui bahwa resiko akibat penurunan jangkar kapal pada saluran pipa Amerada Hess zone III pada waktu tanpa lapisan pipa (Concrete), untuk saluran pipa KP 6,7 – 6,9 dan 8,5 – 9,3

kelompok kapal A, B, C, dan D berada pada tingkat resiko dapat diterima, sedangkan kelompok kapal E, F, dan H2 resiko berada pada tingkat ALARP. Pada KP 6,9 -8,5 kelompok kapal A, B, C, dan D juga berada pada tingkat resiko dapat diterima, sedangkan kelompok kapal E, F, G, dan H resiko berada pada tingkat ALARP.

Pada perkiraan resiko setelah saluran pipa diberi lapisan concrete, untuk saluran pipa KP 6,7 – 6,9 dan KP 8,5 – 9,3, semua kelompok kapal, baik kelompok kapal A, B, C, D, E, F, dan H2, resiko penurunan jangkarnya berada pada tingkat yang dapat diterima. Begitu pula pada saluran ppa KP 6,9 – 8,5, semua kelompok kapal, baik kelompok kapal A, B, C, D, E, F, G, dan H, resiko penurunan jangkarnya berada pada tingkat yang dapat diterima.

Dari perhitungan yang telah dilakukan dan Risk Matrik di atas, dapat disimpulkan bahwa desain saluran pipa Amerada Hess pada zone III termasuk desain pemberian lapisan concrete telah tepat. Hal ini Tabel 14. Energi Kinetik Efektif dan Rangking

Konsekuensi o Klmp Kapal Berat Jangkar (Ton) EE (kJ) Rangking o Coat Coat 1 A 0.48 8.06 1 1 2 B 1.14 25.38 2 1 3 C 1.29 30.04 2 1 4 D 2.46 62.87 4 1 5 E 3.54 92.63 5 1 6 F 4.05 100.20 5 1 7 G 4.32 110.18 5 1 8 H 6 145.67 5 1 Tanpa Lapisan Tabel 15. KP 6,7 – 6,9 dan 8,5 – 9,3 Rangking Konsekuensi 1 2 3 4 5 R a n g k in g F r e k u e n si 1 A B, C D E,F, H2 2 3 4 5 Tabel 16. KP 6,7 – 8,5 Rangking Konsekuensi 1 2 3 4 5 R a n g k in g F r e k u e n si 1 A B, C D E,F, G,H 2 3 4 5

Dengan Lapisan Concrete Tabel 17. KP 6,7 – 6,9 dan 8,5 – 9,3 Rangking Konsekuensi 1 2 3 4 5 R a n g k in g F r e k u en si 1 A, B, C, D, E, F, H2 2 3 4 5 Tabel 18. KP 6,7 – 8,5 Rangking Konsekuensi 1 2 3 4 5 R a n g k in g F r e k u e n si 1 A, B, C, D, E, F, G, H 2 3 4 5

(13)

didasarkan pada kenyataan bahwa desain saluran pipa Amerada Hess pada zone III telah dapat mengamankan resiko akibat penurunan jangkar kapal pada tingkat yang dapat diterima.

BIAYA PERLEGKAPA PERLIDUGA TAMBAHA

Pada estimasi biaya perlengkapan perlindungan tambahan untuk saluran pipa Amerada Hess zone III ini, hanya sebatas Tabel 19. Harga Bahan Pembuat Pre-Cast

o Bahan Banyak Satuan ρρρρ

(kg/m3₎ Harga Campuran per m3 beton (kg) 1 Semen 40 kg 3112 30.000 487 2 Pasir 1 m3 2733 115.000 577 3 Batu 1 m3 2677 165.000 1121

Tabel 21. Estimasi Biaya Pengadaan Barang Alternatif 2

o Bahan Banyak Keterangan Harga Jumlah

1 Semen 5698 per 40 kg 30.000 170.940.000

2 Pasir 6458 per m3 115.000 742.670.000

3 Batu 196 per m3 _165.000 _32.340.000

4 Besi ulir 13mm 867 panjang 12 m 48.600 42.136.200

5 Besi 10 mm 1625 panjang 12 m 26.250 42.656.250

6 Geo bag 26000 Ukuran 1.45 x 1.3 225.500 5.863.000.000

Jumlah Rp 6.893.742.450

1 Semen 24248 per 40 kg 30.000 727.440.000

2 Pasir 6780 per m3 115.000 779.700.000

3 Batu 834 per m3 165.000 137.610.000

5 Besi 10 mm 6500 panjang 12 m 26.250 170.625.000

6 Geo bag 7430 Ukuran 2.38 x 1.45 370.000 2.749.100.000

Jumlah Rp 4.711.927.400

1 Semen 25196 per 40 kg 30.000 755.880.000

2 Pasir 6797 per m3 _115.000 _781.655.000

3 Batu 868 per m3 165.000 143.220.000

5 Besi 10 mm 13000 panjang 12 m 26.250 341.250.000

6 Geo bag 26000 Ukuran 1.45 x 1.3 225.500 5.863.000.000

(14)

pengadaan bahan saja. Biaya proses pembuatan, pemasangan, dan perawatan tidak diikutsertakan. Harga pembelian pengadan bahan berdasarkan harga di lapangan dari informasi yang didapat. Gambar 6 menggambarkan 3 alternatif metode perlengkapan perlindungan tambahan yang akan diestimasi biaya pengadaan bahannya.

Tabel 19 adalah tabel harga untuk bahan pembuatan Pre-cast (beton) dan kebutuhan campurannya per m3 yang menggunakan semen Gresik tipe PPC (Porland Pozzolan Cement) yang didapat dari website PT. Semen Gresik (Persero) dengan nilai mutu 500.

Jumlah kebutuhan bahan dan estimasi harga pembelian barang untuk metode perlengkapan perlindungan tambahan alternatif 1 ditunjukkan dalam Tabel 20.

KESIMPULA DA SARA

Beberapa hal yang dapat disimpulkan pada studi ini adalah sebagai berikut: Tingkat resiko pada saluran pipa Amerada Hess pada zone III akibat penurunan jangkar kapal berada pada tingkat yang dapat diterima. Sehingga dapat direkomendasikan bahwa saluran pipa Amerada Hess dapat dioperasikan dengan resiko yang ada dari penurunan jangkar walaupun saluran pipa zone III tidak terpendam. Dari perhitungan perkiraan frekuensi dapat diambil kesimpulan sebagai berikut :

1. Kombinasi dari ketiga asumsi, yaitu : - Kecepatan kapal 5 knot, 7.5 knot, dan

10 knot

- Peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran 5%, 7.5%, dan 10% - Peluang kapal akan menjatuhkan

jangkar 5%, 7.5%, dan 10%

Didapat 27 (dua puluh tujuh) kombinasi asumsi dengan ranking perkiraan frekuensi yang sama, yaitu ranking 1. 2. Ranking frekuensi mulai naik ke ranking

2, yaitu pada perkiraan frekuensi untuk kelompok kapal A, jika asumsi kecepatan kapal adalah 5 knot, peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran Gambar 6. Alternatif Metode Perlengkapan Perlindungan Tambahan

(15)

adalah 10%, dan peluang kapal menjatuhkan jangkar adalah 50%. Saran yang dapat diberikan berdasarkan studi adalah sebagai berikut :

1. Perlu dilakukan analisa resiko ulang apabila diketahui pada masa yang akan datang terdapat kapal yang memiliki berat jangkar yang lebih besar dari perhitungan yang telah dilakukan dapat melewati saluran pipa Amerada Hess zone III untuk memastikan tingkat resiko dari penurunan jangkar kapal tersebut dapat diterima atau tidak.

2. Dari analisa di atas terlihat bahwa pada kasus pipa gas dengan concrete coating memiliki resiko yang dapat diterima. Namun demikian mengingat pipa pada zone III yang tidak tertanam memiliki kedalaman kurang dari 13M di beberapa posisi, maka pada zone ini tetap disarankan untuk melengkapi dengan sistem pengamanan tambahan. Terdapat banyak disain sistem pengamanan tambahan dan tentunya adalah sistem yang dipilih akan memberikan perlindungan teknis yang memadai serta biaya tambahan yang dapat diterima (ekonomis). Biaya ini hendaknya mengakomodasi bukan hanya biaya investasi pengaman tambahan saja, namun juga perlu dilakukan estimasi biaya penginstalan dan perawatan untuk mengetahui estimasi biaya keseluruhan pembuatan metode perlengkapan perlindungan tambahan untuk saluran pipa Amerada Hess pada zone III yang paling ekonomis.

DAFTAR PUSTAKA

[1] Roy H., 1996, An Introdution to Offshore Pipelines, 2nd _edition,

McGraw-Hill,Inc., New York.

[2] Clucky, E., April 2007, “Pipeline Risk Assessment In Deep Sea Furrow Regions”, Proc. Offshore Technology Conference 18939, Houston Texas USA, 165-175.

[3] Fandino, K., September 2001, “Risk and Risk Impact Assessment of Natural Gas Pipelines in Rural Highway” Proc.

Annual Conference of the Transportation Association of Canada, Halifax, Nova Scotia, Canada, 221-230. [4] Glitney, K, October 2000, “Special Problems in Pipeline Risk Assessment”, Proc. International Pipeline Conference, Calgary-Canada, 67-78. [5] Overfield R. E. & Collins J. F.,

“Quantitative Risk Assessment As A Design Tool: Recent FPSO Experience”, Proc. SPE production & facilities, Society of Petroleum Engineers, Tokyo-Japan, 72-77. [6] Det Norske Veritas (DNV) RP F107,

2001, Risk Assessment of Pipeline Protection.

[7] Colin. S, Howat, C., 2002, Introduction To Proces HAZARD Evaluation & HAZARD and Operability Studies (HazOp). Kurata Thermodinamics

Laboratory Department of

Chemicalland Petroleum Engineering University of Kansas.

[8] Soegiono., 2007, Pipa Laut. Surabaya, Airlangga University Press, Surabaya. [9] FTK-ITS-Amerada Hess, 2006,

“Review On Risk Assessment And Geohazard Assessment Of Gresik-Maspion Pipeline”, Project Report. [10] Keputusan Menteri Pertambangan dan

Energi Republik Indonesia Nomor 300.K/38/M.PE/1997 tentang Keselamatan Kerja Pipa Penyalur Minyak dan Gas Bumi

[11] Lloyd’s Register, 2005, “news and events, news archive”, PR18.

[12] Kent, M. W., 2004, Pipeline Risk Management Manual, 3rd Edition, Gulf Pub Co.