TUGAS1_2017_15513016

(1)

Diberikan: Jumat, 27 Januari 2017 (Kelas 1 & 2)

TUGAS #1 - KL 4220 PIPA BAWAH LAUT Dosen: Prof. Ricky Lukman Tawekal

Dikumpulkan: Senin, 6 Februari 2017 (Kelas 1 & 2)

Buatlah resume berupa paparan detail dari video berdurasi 47 menit mengenai proyek besar

instalasi pipa bawah laut dan juga flowchartnya)! Bila dirasakan perlu, Anda dapat men-capture

(print screen) tampilan pada video tersebut untuk memperjelas paparan Anda. Paparan yang

detail dan beralur baik memperoleh nilai lebih. Pastikan Anda meresume sendiri karena bagi yang

terdeteksi menyontek/menjiplak sebagian atau keseluruhan pekerjaan temannya tidak diberi

nilai sama sekali.

File video sudah diupload di ftp dengan judul : National Geographic Megastructures Super

Pipeline

(Saran: Sebaiknya Anda meresume dengan menonton sendiri video ini karena pemahaman fisik pipeline melalui wahana audio visual ini akan banyak membantu Anda saat mengerjakan Tugas Besar tentang Analisa Instalasi yang akan diberikan pada pertemuan ke 6 atau ke 7 (sebelum UTS) kuliah ini serta membantu Anda memiliki pemahaman yang baik saat paparan akhir tugas besar (di akhir kuliah)).

Aktif dalam dunia kerja dan bisnis oil & gas maupun dunia kerja teknik kelautan lainnya, memerlukan wawasan yang luas dan pengetahuan multi-disiplin yang beragam. Salah satu kemampuan yang sangat Anda perlukan dalam dunia kerja kelak adalah kemampuan membaca dan pelaporan (reporting). Untuk topik desain pipa bawah laut saja, banyak sekali code, standar, referensi yang berpeluang untuk dapat Anda fahami hingga tingkatan aplikatif. Untuk itu, sebaiknya Anda mulai mengenal berbagai macam standar yang lazim dipakai sejak dini seperti ASME B31.8, ASME B31.4, DnV OS F101, DnV 1981, API RP 1111. Nah, soal ini khusus didesain untuk menstimulasi Anda agar lebih proaktif banyak membaca. Berikut beberapa bagian introduksi dari standar yang perlu Anda baca:

No Kode Tugas

1. ASME B31.8- Gas Transmission and

Distribution Piping System

Sec. 802 (hal 1)

Sec. 804 Piping Systems Component Definitions

Sec. 805 Design, Fabrication, Operation, and Testing Terms and Definitions

Sec. A801 general (hal 98) Sec. A802 scope & intent (hal 98)

Sec. A803 Offshore Gas Transmission Terms and Definition (hal 98- 99)

2. ASME B31.4 - Liquid

Transportation System Sec 400.1 Scope Sec.400.2 Definition Sec 401. Design condition

SOAL 1 – Mengenal Proses Instalasi Pipa Bawah Laut (20%)

(2)

No Kode Tugas for Hydrocarbons and other

Liquids

3. DnV OS F101– Submarine Pipeline Systems

Sec. 1 General

Sec. 2 Safety Philosophy 4. DnV 1981 - Rules for

Submarine Pipelines

Sec.1 General Regulations 5. API RP 1111 - Design,

Construction, Operation and Maintenance of Offshore Hydrocarbon

Pipelines

Sec. 1 Scope Sec 2.1 Definitions

Sec. 4.1 Design Conditions

Tugas Anda:

a. Jelaskan perbedaan skup (scope) yang ada pada kelima standar di atas! Untuk kondisi pipa

apa saja dan seperti apa masing-masing standar tersebut berlaku?

b. Dari definisi-definisi yang Anda baca dalam kelima standar di atas (Sec 1 part C200 di OSF101, Sec 1.3 DNV 1981, Sec 400.2 di ASME B31.4, Sec 803-805 di ASME B31.8, dan Sec 2.1 di API RP1111), bandingkan/ jelaskan perbedaan (DALAM BENTUK TABEL) masing2 definisi (yang

mirip) dari kelima code di atas! Misalkan Anda menjelaskan perbedaan definisi “pipeline” antara

code ASME B31.8 dan API RP 1111. Atau Anda menjelaskan perbedaan definisi “design pressure” antar kelima code di atas. Gunakan Bahasa Anda sendiri dan dalam Bahasa Indonesia dalam pemaparan Anda (bukan copy paste).!

Sama seperti soal nomor 2, tapi Anda boleh copy paste untuk nomor ini. Soal ini bertujuan untuk memastikan Anda pernah membaca contoh referensi regulasi yang diberikan.

Bacalah :

1. Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi Nomor 300.K/38/M.PE/1997 2. Keputusan Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Nomor 84.K/38/DJM/1998

3. Peraturan Menteri Perhubungan No. PM 129 Tahun 2016 Tentang ”Alur-Pelayaran di Laut dan Bangunan dan/atau Instalasi di Perairan”

Tugas : Ref 1 dan 2:

a. Berapa meter ROW (right of way) untuk pipa gas di darat? b. Berapa meter pipa harus dikubur kalau crossing sungai?

c. Pipa boleh tidak dikubur di laut untuk kedalaman berapa meter? d. Dalam hal apa analisis resiko wajib diperlukan terhadap pipa?

e. Pemeriksaan keselamatan kerja dilakukan terhadap instalasi apa saja?

SOAL 3 – Regulasi Nasional

(3)

Ref 3:

f. Apa kriteria pemendaman untuk pipa dan kabel?

g. Apa saja syarat yang harus dipenuhi untuk pipa yang dikecualikan untuk dipendam? (Jelaskan beserta lokasinya yang diperbolehkan untuk pengecualian pemendaman)

h. Aspek apa saja yang diliput untuk risk assessment pipa bawah laut?

Sebuah pipa bawah laut yang akan dilakukan routing memiliki data sbb:

Diameter Pipa (OD) = 20 inch

Material API 5L X42, dg SMYS = 42000 psi Modulus Elastisitas Baja, E = 200 GPa

a. Hitunglah radius curvature minimum (Rmin) pada pipa dalam satuan meter dengan persamaan:  Bending stress

 Janseen VH

Gunakan faktor keamanan f = 10 %

b. Bila material pipa pada soal 2a diganti dengan API 5L X65 dengan SMYS=65000 psi, Cek dengan kedua persamaan di atas apakah masih aman jika radius curvaturenya R=1500 meter?

 Tentukan rute yang paling optimal sesuai kaidah-kaidah dan kriteriakriteria yang berlaku agar pipa tetap aman beroperasi! (Lihat peta dibawah) harap di gambar/plot garis rute yg dipilih!  Ada berapa jumlah crossing dengan pipa existing dan cable existing yang dilalui? (Hint:

perhatikan legenda dengan baik, crossing dapat terjadi untuk pipa-pipa, pipa-kabel, kabel-kabel)  Tentukan jenis pipeline route survey yang anda ketahui dan tentukan lebar korider surveynya

SOAL 4 – Radius Kurvatur pada Pipa Bawah Laut (20%)

(4)

- Jangan lupa untuk melampirkan nama mahasiswa/i, NIM, dan soal tugas pada jawaban tugas -

(5)

SOAL 1 – Mengenal Proses Instalasi Pipa Bawah Laut

Latar belakang dari adanya proyek ini adalah kebutuhan gas yang semakin membesar di Inggris karena sebagian besar gas diperuntukkan untuk menjalankan turbin listrik sehingga gas yang diperuntukkan untuk kebutuhan sehari-hari belum cukup. Para insinyur dari Norwegia melihat potensi ini beriringan dengan ditemukannya ladang gas di Ormen. Ladang gas ini terletak sejauh 120 km di utara Norwegia. Sedalam 3000 m dari permukaan air laut terdapat sumur yang mampu mencukupi kebutuhan gas sebanyak 20 persen penduduk Inggris selama 40 tahun.

Rencananya, jalur pipa akan direncanakan sebagai berikut:

1. Dari proses drilling di deposit, gas dialirkan menuju Processing Plant yang terletak di Nyhamna.

2. Setelah dilakukan pemrosesan, gas selanjutnya ditranspor menuju Inggris.

Perjalanan keseluruhan menempuh jarak mencapai 1200 kilometer. Ilustrasi dari jalur pipa rencana ditunjukkan dalam Gambar 1.

Gambar 1 – Jalur Pipa Bawah Laut Rencana

(6)

Kondisi alam di laut sekitar Ormen menjadi suatu tantangan karena kedalaman laut yang terlalu dalam serta kondisi cuaca ekstrim di permukaan. Struktur rig di permukaan laut dianggap tidak mampu bertahan dalam kondisi cuaca yang terlalu ekstrim. Sehingga muncul sebuah pemikiran untuk membawa struktur tersebut ke dasar laut yang dinamakan Template. Selain itu, tantangan lainnya adalah kondisi topografi di dasar perairan yang sangat kasar. Adanya fenomena longsornya dasar perairan menyebabkan dasar perairan ini memiliki jurang yang sangat curam dan bergunung-gunung.

Secara keseluruhan proses instalasi pipa bawah laut di kawasan Ormen ini ditunjukkan dalam Gambar 2.

Gambar 2 – Keseluruhan Proses Instalasi Pipa Bawah Laut pada Ladang Ormen

Penjelasan lebih lanjut tiap tahapannya akan dijelaskan dalam poin-poin berikut. 1. Konstruksi Processing Plant di Nyhamna

(7)

Rencana dari struktur Processing Plant dapat dilihat pada Gambar 3. Processing Plant ini adalah lokasi untuk konversi gas yang dibawa menggunakan pipa bawah laut menjadi gas yang siap digunakan dalam kehidupan sehari-hari.

Lokasi yang dipilih sebagai tempat konstruksi adalah lokasi dengan jumlah komunitas yang kecil, tidak merusak lingkungan, serta mengganggu kegiatan para nelayan.

Gambar 4 – Keadaan Site saat Konstruksi Berjalan

Gambar 5 – Hotel Sementara sebagai Tempat Tinggal para Pekerja

Proses berjalannya konstruksi tidak pernah berhenti dan selalu sibuk seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 4. Para pekerja yang tinggal, makan, dan beristirahat pada hotel sementara yang berdiri di sekitar site konstruksi yang dapat dilihat pada Gambar 5. Saat konstruksi selesai, bangunan tersebut akan dihilangkan.

Sebelum konstruksi dilakukan, pemodelan 3 dimensi dari tiap-tiap komponen Processing Plant dilakukan sebagai visualisasi dari apa saja serta letak-letak dari

(8)

sistem Processing tersebut. Pemodelan 3 dimensi ini dilakukan secara detail seperti yang dapat dilihat pada Gambar 6.

Gambar 6 – Visualisasi Pemodelan 3D Processing Plant

2. Fabrikasi dan Instalasi Template

Gambar 7 – Proses Fabrikasi Template

Template merupakan Platform yang tersusun dari baja di bawah laut yang berfungsi untuk meng-guide alat drill menuju ladang gas dan mengontrol aliran gas tersebut. Struktur ini ditancapkan pada seabed karena kondisi permukaan yang terlalu ganas. Gas yang telah diambil akan dialirkan menuju pesisir pantai/shore.

Keseluruhan unit proses ini diatur dari jarak jauh. Template yang difabrikasi berjumlah 4 sehingga akan menghasilkan 24 titik wellhead. Proses fabrikasi dapat dilihat dalam Gambar 7.

(9)

Gambar 8 – Proses Transpor Template menggunakan Kapal Barge

Setelah selesai difabrikasi, struktur Template di-loadout, dan dibawa menggunakan kapal barge menuju drop site. Ilustrasi dapat dilihat pada Gambar 8. Selanjutnya yang menjadi tantangan adalah instalasi struktur karena kedalamannya yang mencapai 1000 meter. Sebelum dilakukan instalasi, operator berlatih untuk meletakkan struktur tersebut menggunakan simulasi 3 dimensi.

Pada drop side, terdapat semi-submersible crane vessel bernama ‘THIALF’ yang akan melakukan eksekusi instalasi. Proses instalasi akan dimulai ketika cuaca baik.

(10)

Gambar 10 – Instalasi Dimulai

Instalasi pun dimulai seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 9 dan Gambar 10. Ketika instalasi dimulai, Remote Operated Vehicles atau disingkat ROV diluncurkan untuk mengawasi berjalannya proses instalasi. Alat ini dikontrol dari jauh oleh para operator yang diilustrasikan dalam Gambar 11. Gambar pun juga dikirim kepada operator crane dalam prosesnya meletakkan struktur Template. Sedangkan Insinyur mengawasi koordinat peletakaan struktur serta mengecek tekanan.

Gambar 11 – Para operator mengontrol ROV

Pada akhirnya, proses instalasi sukses dengan galat sejauh 40 sentimeter dari koodinat yang seharusnya.

(11)

3. Proses Drilling melalui Template

Gambar 12 – Kapal Drilling ‘West Navigator’

Untuk melakukan drilling pada 8 titik diperlukan waktu selama 2 tahun. Sebuah kapal bernama ‘West Navigator’ yang ditunjukkan pada Gambar 12 adalah kapal yang akan melakukan drilling menuju ladang gas. Proses drilling dilakukan menggunakan power drill head yang dikontrol langsung dari kapal.

Proses drilling dilakukan melalui struktur Template. Ketika posisi drill head sudah tepat maka proses drilling dimulai dan diarahkan menuju deposit gas seperti yang ditampilkan dalam Gambar 13.

Gambar 13 – Proses mengarahkan Drill Head menuju Deposit Gas

Setiap pergerakan drill head dimonitor dan disimpan dalam sebuah Virtual Database. Dari database tersebut dijadikan menjadi sebuah model 3 dimensi yang dapat dicek oleh para insinyur untuk melihat kondisi deposit gas.

(12)

4. Fabrikasi dan Instalasi Umbilical

Umblical merupakan sebuah komponen untuk mengontrol jarak jauh serta mengalirkan listrik pada sistem-sistem yang ada di dasar laut, seperti Template. Kabel ini memiliki komponen berupa power cables, fiber optic lines, suplai hydraulic, inhibitor dan annulus bleed lines. Potongan kabel dapat dilihat melaui Gambar 14.

Gambar 14 – Potongan Kabel Umbilical

Proses fabrikasi kabel ini dilakukan di dalam dock. Pengelasan dari kabel harus menyamai pengelasan yang dilakukan pada pipa nantinya. Proses fabrikasi diilustrasikan dalam Gambar 15.

Gambar 15 – Proses Fabrikasi Kabel Umbilical

Setelah kabel selesai difabrikasi, kabel digulung pada spool di atas dock. Ketika seluruh proses fabrikasi dan penggulugan selesai, kabel selanjutnya diinstalasi untuk menghubungkan ruang control dengan struktur Template.

(13)

5. Fabrikasi dan Instalasi Pipeline End Termination Unit

Pipeline End Termination Unit atau biasa disingkat PLET merupakan komponen utama yang menghubungkan struktur Template dengan pipa bawah laut. Struktur dapat dilihat dalam Gambar 16. Sama halnya seperti Template, struktur ini difabrikasi di yard yang ada di daratan dan tersusun atas baja.

Gambar 16 – Struktur Pipeline End Termination Unit (PLET)

Setelah struktur sampai pada dasar laut selanjutnya adalah pemasangan komponen-komponen yang disebut modules yang dapat dilihat pada Gambar 17. Modules merupakan komponen paling penting dalam menghubungkan struktur Template dengan pipa. Seluruh proses pemasangan modules dikontrol oleh remote operating vehicles yang diilustrasikan dalam Gambar 18.

(14)

Gambar 18 – Pemasangan Modules dikontrol oleh Remote Operating Vehicles

6. Trenching Jalur Pipa

Gambar 19 – Ekskavator Raksasa ‘Spider’

Dasar perairan di Ormen memiliki bentuk bergunung-gunung dan memiliki dasar yang sangat kasar sehingga dibutuhkan sebuah ekskavator raksasa yang mampu menggali gunung-gunung tersebut. Proses penggalian dinamakan dengan Trenching. Ekskavator raksasa tersebut bernama ‘Spider’ seperti yang ditampilkan pada Gambar 19. Penggalian terbesar memiliki lebar 4 meter dengan kedalaman 4 meter.

Terdapat dua jenis ‘Spider’. Yang pertama memilki kapasitas shovel untuk melakukan penggalian sebesar 3 ton, yang lainnya memiliki suction nozzle untuk menyedot sandbed setelah disemprot dengan water jet.

(15)

Pada akhirnya kedua alat ini berhasil menggali 3000 meter kubik sandbed dan menghasilkan jalur yang aman bagi pipa bawah laut.

Kemudian pada tempat lain ditemukan gundukan yang sudah mengeras sehingga diperlukan alat khusus untuk menggalinya. Proses penggaliannya menggunakan Clay Hybrid Water Jet dengan hasil galian selebar 7 meter dan kedalaman 5 meter. Selama keberjalanan penggalian seluruh proses diawasi menggunakan ROV.

7. Fabrikasi dan Instalasi dengan sistem S-Lay Fabrikasi Pipa (Line Pipe)

Bahan penyusun pipa terbuat dari lembaran baja yang kemudian dilas menggunakan metode longitudinal seam welding seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 20. Material pipa harus mampu menahan tekanan yang berada pada dasar perairan. Selanjutnya pipa dilapisi oleh baja penguat (reinforced steel) dan beton sebagai pemberat pipa agar tetap pada posisinya saat berada di dasar perairan yang diilustrasikan dalam Gambar 21.

(16)

Gambar 21 – Pelapisan Pipa dengan Reinforced Concrete dan Beton

Setelah seluruh pipa selesai difabrikasi, selanjutnya diangkut menuju kapal barge S-Lay untuk dilakukan pengelasan dan drop-out.

Pengelasan Pipa menjadi Pipeline

Dalam kapal barge, terdapat stasiun-stasiun pengelasan pipa. Stasiun pertama dilakukan hot rolling, kemudian dilakukan pengelasan antar pipa seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 22. Setelah dilakukan pengelasan, hasil lasan harus diperiksa apakah masih terdapat celah atau pun retak. Proses pengecekan dilakukan menggunakan X-Ray dan inspeksi langsung dengan mata. Jika ada, maka harus segera dilas kembali. Setelah itu, baja yang masih terekspos harus ditutup dengan plastik yang dalam pemasangannya harus dipanaskan. Terakhir, bagian tersebut ditutup dengan foam untuk menghindari korosi.

(17)

Instalasi Pipa dengan metode S-Lay

Selanjutnya ada proses drop-off pipa yang diilustrasikan dalam Gambar 23. Pada bagian atas, pipa ditahan oleh suatu alat bernama rubber tensioner agar tidak langsung jatuh ke laut. Sistem S-Lay diaplikasikan pada laut yang dangkal, yakni sebelum mencapai lereng Storengga.

Gambar 23 – Proses Laying Pipa

8. Penguburan Jalur Pipa pada Seabed

Setelah pipa diletakkan di dasar laut, dilakukan penguburan pipa tersebut. Proses ini dilakukan menggunakan alat penggali bernama ‘Plough’. Klemnya mengangkat pipa kemudian bergerak sejalur dengan pipa. Alat tersebut dapat dilihat pada Gambar 24.

(18)

9. Proses Tie-in dengan Platform Sleipner

Adanya Platform Sleipner ini adalah untuk mengawasi dan melakukan pengecekan terhadap kualitas dari gas yang ditranspor melalui pipa. Platform ini terletak di tengah-tengah perjalanan pipa dari Norwegia menuju Inggris.

10. Fabrikasi dan Instalasi Pipa dengan sistem J-Lay

Sistem Instalasi sama seperti S-Lay, namun menggunakan metode J-Lay. Digunakan metode ini karena dari lereng Storengga hingga drilling site memilki kedalaman yang sangat dalam.

Kegiatan lainnya di samping tahap-tahapan ini adalah proses penimbunan batuan di beberapa titik yang dianalisis dapat menimbulkan kerusakan pada pipa akibat adanya free-spanning.

SOAL 2 – Lingkup Standar Internasional Utama untuk Desain Pipa Bawah Laut

a. Jelaskan perbedaan skup (scope) yang ada pada kelima standar. Untuk kondisi pipa apa saja dan seperti apa masing-masing standar tersebut berlaku?

Perbedaan terletak pada penetapan kriteria yang menyesuaikan dengan kegunaan masing-masing pipa yang akan dibuat.

Scope untuk masing-masing standar adalah sebagai berikut.

 ASME B31.8 – Gas Transmission and Distribution Piping System meliputi desain, fabrikasi, instalasi, inspeksi, dan pengujian fasilitas pipa transportasi gas. Kode ini juga mencakup keamanan aspek operasi dan pemeliharaan fasilitas tersebut. Kode ini hanya berfokus pada aspek keamanan dari bahan bakar gas cair ketika mereka diuapkan dan digunakan sebagai bahan bakar.

Seluruh persyaratan yang berhubungan dengan desain, konstruksi, operasi dan pemeliharaan dari fasilitas piping harus diaplikasikan pada sistem yang mengatus gas butane, propane, atau campuran dari kedua gas tersebut.

 ASME B31.4 – Liquid Transportation System for Hydrocarbons and other Liquids mengatur persyaratan untuk desain, bahan, konstruksi, perakitan, inspeksi, dan pengujian pipa transportasi cairan, seperti minyak mentah, kondensat, bensin alam, gas alam cair, bahan bakar gas cair, karbon dioksida, alkohol cair, amonia anhidrat cair, dan produk petroleum cair di antara fasilitas produksi, pabrik pengolahan gas alam, kilang, stasiun, pabrik amoniak, terminal (laut, kereta api, dan truk), dan penerimaan pengiriman lainnya.

(19)

1) Piping (yang terdiri atas pipa, flange, katup, baut, fittings, gaskets, relief devices, dan komponen lainnya yang biasa terkena tekanan) utama maupun komponen tambahan yang membawa bahan bakar gas cair dan ammonia anhidrat cair.

2) Tangki penyimpanan dan kerja.

3) Aspek kemananan dan operasi dari Liquid Pipeline System yang berhubungan dengan kemanan dan perlindungan terhadap public, personil dari perusahaan operasi, lingkungan, properti, dan sistem perpipaan.

 DnV OS F101 – Submarine Pipeline Systems memberikan panduan tentang kriteria dan konsep pengembangan, desain, konstruksi, operasi dan abandonment atau pengabaian dari sistem pipa bawah laut. Standar ini menjelaskan sistem pada industri minyak bumi dan gas alam pada umumnya.

 DnV 1981 – Rules for Submarine Pipelines berisi aturan-aturan yang berlaku untuk sistem pipa bawah laut yang saling berhubungan. Digunakan untuk transportasi pengangkut cairan dan gas hidrokarbon. Aturan ini juga dapat diterapkan, seluruhnya atau sebagian, untuk sistem pipa yang membawa produk lain. Dilakukan pemeriksaan menggunakan aturan ini terhadap konsep sistem pipeline untuk mengidentifikasi titik lemah atau desain yang tidak diterima.

 API RP 1111 – Design, Construction, Operation and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines menetapkan kriteria untuk desain, konstruksi, pengujian, pengoperasian, dan pemeliharaan saluran pipa baja lepas pantai yang digunakan dalam produksi, dukungan produksi, atau transportasi hidrokarbon, yaitu gerakan dengan pipa cairan hidrokarbon, gas, dan campuran dari hidrokarbon tersebut dengan air.



b. Bandingkan/ jelaskan perbedaan (DALAM BENTUK TABEL) masing2 definisi (yang mirip) dari kelima kode!

Dari kelima kode tersebut ditemukan perbedaan dalam definisi berikut. 1) Pipeline System

Kode Definisi

ASME B31.8

System atau Pipeline system adalah keseluruhan infrastruktur pipeline milik operator atau sebagian besar infrastruktur yang memiliki titik awal dan pemberhentian yang jelas.

(20)

ASME B31.4

Recommended Practice ini mendefinisikan pipeline systemdalam bentuk ilustrasi. Ilustrasi tersebut

menggambarkan keseluruhan sistem pipeline yang terhubung satu sama lain.

DnV OS F101

Pipeline system adalah pipeline dengan kompresor atau stasiun pompa, stasiun kontrol tekanan, stasiun kontrol aliran, metering tankage, kontrol supervisi dan sistem akuisisi data SCADA), sistem keamanan, sistem perlindungan korosi, dan alat, fasilitas atau bangunan lainnya yang digunakan dalam trasportasi cairan.

DnV 1981

Pipeline system adalah sistem yang terkoneksi dari pipa bawah laut, riser pipa, supports, seluruh komponen

terintegrasi, sistem perlindungan korosi dan weight coating.

API RP 111

Pipeline system adalah pipeline dan seluruh komponennya termasuk stasiun kompresor dan stasiun pompa yang mengalami tekanan internal oleh cairan hidrokarbon yang ditranspor.

Definisi Pipeline System dari kelima code tersebut hampir sama dan memiliki inti, yakni pipa beserta seluruh komponennya termasuk infrastruktur pendukung pipa yang mendukung dalam transportasi cairan, gas, dan bahan lainnya.

Namun pada DnV OS F101, infrastruktur dan komponen yang disebutkan lebih spesifik yaitu kompresor atau pompa stasiun, stasiun kontrol tekanan, stasiun kontrol aliran, dan sebagainya yang digunakan dalam transportasi cairan.

Pada API RP 1111 didefinisikan pipa dan komponen-komponennya, termasuk stasiun kompresor dan stasiun pompa yang mengalami tekanan internal oleh cairan hidrokarbon yang diangkut.

2) Splash Zone

ASME B31.8

Splash Zone adalah area pipeline riser atau komponen pipeline lainnya yang sesekali basah dan kering karena adanya gelombang dan pasang surut.

ASME B31.4

DnV OS F101

Splash Zone adalah permukaan eksternal suatu struktur yang masuk dan keluar air secara bergantian karena pengaruh gelombang dan pasang surut.

(21)

DnV 1981

Splash Zone adalah rentangan pasang surut astronomis ditambah dengan tinggi gelombang yang memiliki probilitas terlampaui 0.01. Batas atas dari splash zone ditentukan dengan mengasumsikan 65% tinggi gelombang berada di atas HAT dan batas atas dengan mengasumsikan 35% di bawah LAT.

API RP 111

Definisi Splash Zone menurut ASME B31.8, ASME B31.4, dan API RP 1111 adalah daerah pipa atau komponen pipa yang secara berulang menjadi basah dan kering akibat pengaruh dari gelombang dan pasang surut.

Menurut DnV OS F101 adalah permukaan luar dari struktur atau pipa yang secara periodik masuk dan keluar dari air akibat pasang surut dan gelombang.

DnV 1981 mendefinisikan lebih spesifik mengenai rentang pasang surut astronomi ditambah ketinggian gelombang, memiliki probabilitas terlampaui sebesar 0.01. Batas atas splash zone ditentukan dengan mengasumsikan 65% dari tinggi gelombang di atas HAT dan batas bawah dengan asumsi 35% di bawah LAT.

SOAL 3 – Regulasi Nasional

Ref 1 dan 2:

a. Berapa meter ROW (right of way) untuk pipa gas di darat?

Jawaban Regulasi

Untuk pipa yang digelar di daratan, jarak minimum yang ditetapkan sepanjang 9 meter.

Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi Nomor 300.K/38/M.PE/1997:

Pasal 9 ayat 1:

Pipa Transmisi Gas dan Pipa Induk yang digelar di daratan tekanan lebih dari 16 (enam belas) bar, harus dirancang sesuai ketentuan klasifikasi lokasi kelas 2 (dua) sertu memenuhi ketentuan pasal 7 dengan Jarak Minimum ditetapkan sekurang-kurangnya 9 (sembilan) meter.

(22)

b. Berapa meter pipa harus dikubur kalau crossing sungai?

Jawaban Regulasi

Jika crossing sungai, pipa dikubur sekurang-kurangnya 2 meter di bawah dasar normalisasi sungai atau saluran irigasi.

Pasal 13 ayat 1:

Pipa Penyalur yang digelar melintasi sungai atau saluran irigasi wajib ditanam dengan kedalaman sekurang-kurangnya 2 (dua) meter di bawah dasar normalisasi sungai atau saluran irigasi

c. Pipa boleh tidak dikubur di laut untuk kedalaman berapa meter?

Jawaban Regulasi

Pipa bawah laut tidak boleh dikubur untuk kedalaman lebih dari 13 meter.

Pipa Penyalur yang digelar di laut wajib memenuhi ketentuan 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 (sea bed), serta dilengkapi dengan sistem pemberat agar pipa tidak tergeser atau berpindah, atau disanggah dengan pipa pancang. b. Dalam hal kealaman dasar laut 13

(tiga belas) meter atau lebih maka pipa dapat diletakkan di dasar.

(23)

d. Dalam hal apa analisis resiko wajib diperlukan terhadap pipa?

Jawaban Regulasi

Analisis resiko wajib dilakukan jika terjadi perubahan kondisi

lingkungan pada jalur pipa.

Dalam hal terjadi perubahan kondisi lingkungan pada jalur pipa, pengusaha wajib melakukan analisis risiko untuk menetapkan langkah pengaman tambahan.

e. Pemeriksaan keselamatan kerja dilakukan terhadap instalasi apa saja?

Jawaban Regulasi

Pemeriksaan dilakukan terhadap instalasi dalam bidang:

a. Eksplorasi dan eksploitasi, seperti alat untuk melakukan pengeboran, produksi, pengumpulan, dan lain-lain. b. Pemurnian dan Pengolahan,

yakni alat-alat untuk

memurnikan, mengolah hasil pengeboran, melakukakan pembongkaran dan pemuatan, dan lain-lain.

c. Penimbunan dan

Pemasaran, yakni instalasi depot, stasiun pengisian bahan bakar, transit terminal, dan lain-lain.

Keputusan Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Nomor 84. K / 38 / DJM / 1998:

Pasal 2 ayat 1:

Pemeriksaan Keselamatan Kerja sebagaimana dimaksud pada ayat (1) dilakukan terhadap Instalasi dan Peralatan yang :

a. akan dipasang atau didirikan; b. sedang dipasang atau didirikan; c. telah dipasang atau didirikan;

Instalasi yang wajib dilaksanakan pemeriksaan keselamatan kerja: 1. Instalasi Eksplorasi dan Eksploitasi : a. Instalasi pemboran ;

b. Instalasi produksi ; c. Instalasi pengumpul ;

d. Instalasi lainnya yang terkait dengan kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi.

(24)

Jawaban Regulasi

2. Instalasi Pemurnian dan Pengolahan : a. Instalasi Pemurnian dan Pengolahan ; b. Pembongkaran dan Pemuatan ; c. Instalasi lainnya yang terkait dengan kegiatan Pemurnian dan Pengolahan baik langsung maupun tidak langsung berhubungan dengan kegiatan

termaksud.

3. Instalasi Penimbunan dan Pemasaran yang dimaksud adalah :

a. Instalasi Seafed Depot ; b. Instalasi Inland Depot ;

c. Instalasi Depot Pengisian Pesawat Udara (DPPU) ;

d. Instalasi Transit Terminal ;

e. Instalasi Stasiun Pengisian Bahan Bakar Umum (SPBU) dan Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas (SPBG) ; f. Instalasi lainnya yang terkait dengan Kegiatan penimbunan dan pemasaran.

Ref 3:

f. Apa kriteria pemendaman untuk pipa dan kabel?  Untuk pipa

1) Kriteria pemendaman berdasarkan kedalaman:

Kedalaman perairan Kriteria pemendaman

<20 meter 2 meter di bawah permukaan dasar perairan.

20 meter atau lebih Digelar di atas permukaan dasar perairan.

(25)

 Untuk kabel

1) Kriteria pemendaman berdasarkan jarak dari garis pantai: Jarak dari garis pantai (GP) Kriteria pemendaman

0 – 10 meter 2 meter di bawah permukaan dasar perairan.

10 – 15 meter 1 meter di bawah permukaan dasar perairan.

>15 meter 0.5 meter di bawah permukaan dasar perairan.

2) Pemendaman harus duduk stabil pada tempatnya.

g. Apa saja syarat yang harus dipenuhi untuk pipa yang dikecualikan untuk dipendam? (Jelaskan lokasinya yang diperbolehkan untuk pengecualian pemendaman)

Lokasi yang diperbolehkan untuk dilakukan instalasi tanpa harus dilakukan pemendaman adalah sebagai berikut.

a. Dasar perairan yang keras berupa batuan atau karang.

b. Persilangan dengan instalasi yang telah ada sebelumnya (eksisting). c. Pengaruh terhadap daya hantar.

d. Daerah-daerah lain sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan.

h. Aspek apa saja yang diliput untuk risk assessment pipa bawah laut?

Sesuai dengan pasal 82 ayat 3, penilaian resiko (risk assessment) yang dilakukan oleh pihak perseorangan maupun lembaga yang memiliki bidang kajian teknis meliputi aspek-aspek sebagai berikut.

a. Teknis persilangan (crossing) pipa dan/atau kabel, daya hantar dan kondisi alam (dasar laut yang keras).

b. Teknis pengamanan (protection) pipa dan/atau kabel selain dengan pemendaman.

c. Teknis keselamatan pelayaran dari keberadaan instalasi pipa dan/atau dengan analisa kejatuhan jangkar (dropped anchor), garukan jangkar (dragged anchor) dan kapal tenggelam (ship sinking).

(26)

SOAL 4 – Radius Kurvatur Pipa Bawah Laut

Diketahui:

Diameter Pipa (OD) = 20 in = 508 mm Material API 5L X42, SMYS = 42000 psi = 290 MPa Modulus Elastisitas Baja, E = 200 GPa

Safety factor, f = 10% Pertanyaan:

a. Hitung radius kurvatur minimum.  Bending stress 𝑅𝑚𝑖𝑛 = 𝐸. 𝐷 2. 𝑓. 𝑆𝑀𝑌𝑆= 200 𝐺𝑃𝑎 . 508 𝑚𝑚 2 . 0,1 . 290 𝑀𝑝𝑎 𝑅𝑚𝑖𝑛 = 1734,5 𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟

Dengan persamaan bending stress, didapatkan radius kurvatur minimum sebesar 1734.5 meter.  Jansen VH 𝑅𝑚𝑖𝑛 = 3 . 𝐸. 𝐷 4 . 𝑓𝑎 = 3 . 𝐸. 𝐷 4 . 𝑓. 𝑆𝑀𝑌𝑆= 3 . 200 𝐺𝑃𝑎 . 508 𝑚𝑚 4 . 0,1 . 290 𝑀𝑝𝑎 𝑅𝑚𝑖𝑛= 2627,6 𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟

Dengan persamaan Jansen VH, didapatkan radius kurvatur minimum sebesar 2627.6 meter.

b. Hitung radius kurvatur bila material pipa diganti dengan API 5L X65, amankah jika radius kurvaturnya 1500 meter?

Material API 5L X65, SMYS = 65000 psi = 448 MPa.  Bending stress 𝑅𝑚𝑖𝑛 = 𝐸. 𝐷 2. 𝑓. 𝑆𝑀𝑌𝑆= 200 𝐺𝑃𝑎 . 508 𝑚𝑚 2 . 0,1 . 448 𝑀𝑝𝑎 𝑅𝑚𝑖𝑛 = 1041 𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟

Dengan persamaan bending stress, didapatkan radius kurvatur minimum sebesar 1041 meter.  Jansen VH 𝑅𝑚𝑖𝑛 = 3 . 𝐸. 𝐷 4 . 𝑓𝑎 = 3 . 𝐸. 𝐷 4 . 𝑓. 𝑆𝑀𝑌𝑆= 3 . 200 𝐺𝑃𝑎 . 508 𝑚𝑚 4 . 0,1 . 448 𝑀𝑝𝑎 𝑅𝑚𝑖𝑛= 1561,5 𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟

(27)

Dengan persamaan Jansen VH, didapatkan radius kurvatur minimum sebesar 1561.5 meter.

Dengan menggunakan persamaan bending stress, radius kurvatur 1500 meter sudah tidak aman. Sedangkan menggunakan persamaan Jansen VH, radius kurvatur 1500 meter masih aman.

(28)

SOAL 5 – Rute Pipa Bawah Laut

 Rute yang dipilih adalah yang ditunjukkan oleh garis berwarna kuning. Rute ini ditentukan dengan mempertimbangkan bentuk kontur seabed, menghindari kontur yang memiliki perbedaan kedalaman yang besar atau landslide, serta meminimalisir kurvatur yang terjadi.

 Rute ini melintasi 2 jalur pipa eksisting yang ditunjukkan oleh garis berwarna coklat, 4 jalur kabel eksisting yang ditunjukkan garis berwarna biru, dan jalur Alur Laut Kepulauan Indonesia (ALKI) ditandai dengan garis berwarna hijau.

(29)

 Pipeline route survey yang perlu dilakukan adalah sebagai berikut.

1) Side scan sonar, diperlukan untuk memeriksa kondisi dasar laut terutama di area yang terdapat pipeline yang sudah ada sebelumnya (dekat Platform KL).

2) Sub-bottom profiler, diperlukan untuk memeriksa kondisi lapisan tanah dasar laut yang akan dilalui oleh pipeline.

3) Magnetometer, diperlukan untuk memeriksa keberadaan debris, bangkai kapal, atau pipa/kabel yang terbenam di dasar laut sehingga terhindar dari gangguan yang tidak diinginkan.