Dasar Teori Pipeline

7/21/2019 Dasar Teori Pipeline

http://slidepdf.com/reader/full/dasar-teori-pipeline 1/8

1

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Penggunaan pipa bawah laut ( subsea pipeline) dalam industri minyak dan gas

bumi lepas pantai merupakan salah satu alternatif moda transportasi untuk

memindahkan produk penambangan tersebut dari satu tempat ke tempat lainnya,

mencakup misalnya dari sumur minyak atau gas ke tempat pengumpul, dari

tempat pengumpul ke terminal, dari terminal ke fasilitas proses dan sebagainya.

Instalasi pipa bawah laut sebagai sarana transportasi demikian itu, selain dari

aspek ekonomis yang lebih murah daripada jenis moda transportasi yang lainnya,

harus dirancang dan dipasang demikian rupa hingga dapat menjamin proses

transportasi yang aman, efisien dan handal. (Dirta Marina C, 2009).

Sebelum diakuisisi oleh Pertamina dari BP Indonesia, Pertamina Hulu Energy

Offshore North West Java memiliki nama BP Offshore North West Java. BP

Offshore North West Java merupakan Kontraktor Kontrak Kerjasama Sama(KKKS) asing yang memiliki daerah konsensi di laut Jawa dengan luas area 8300

km2, daerah timurnya dimulai dari utara Cirebon dan bagian baratnya Kepulauan

Seribu. Dulu lapangan West Java ini merupakan daerah konsensi milik Atlantic

Rich Field Company (ARCO) yang memulai kegiatan eksplorasi dan produksi

pada tahun 1970. Pada tahun 2000 ARCO diakuisisi oleh BP AMOCO, ARCO,

dan Castrol. Selama beroperasi 35 tahun di laut Jawa, BP telah menghasilkan 1.4

BBO ( Billion Barrel Oil) dan 1 TCF (Trillion Cubic Feet) gas bumi dari lapangan

Arjuna, Arimbi, dan Bima. Setelah akuisisi tersebut semua asset dari ARCO telah

menjadi asset BP termasuk asset platform, storage, dan jaringan pipa. BP West

Java memilki 218 platform dan 382 jaringan pipa baik minyak, gas ataupun dua

phasa dengan panjang total 1448 km dan semuanya berada di lepas pantai. Dan

semenjak diakuisisi PT Pertamina Hulu Energi dari BP Indonesia pada Juli 2009,

kinerja blok ONWJ praktis terus menunjukkan prestasi yang membanggakan.

Menutup lembaran tahun 2010, kinerja produksi migas blok ONWJ terus



2

menunjukkan grafik yang meningkat. Sebelum akuisisi, produksi minyak ONWJ

sebesar 23.000 BOPD. Kini pasca akuisisi, produksi minyak telah mencapai

hingga 32.000 BOPD. Melihat tingkat produksi ini maka diperlukan perhatian

khusus pada sistem jaringan pipa penyalur minyak bumi PT. PHE-ONWJ.

Gambar 1-1. Peta Jaringan Pipeline PHE-ONWJ

(sumber: Pipeline IMR Plan PHE-ONWJ, 2010)

Total aset jaringan pipa yang dimiliki PHE-ONWJ adalah 392 pipelines. Dari

total seluruh jaringan pipa tersebut, semuanya terhubung dengan 233 aset struktur

(flow stattion dan NUI) yang dimiliki oleh PHE-ONWJ. Jaringan pipa

berdasarkan data jumlah aset struktur dapat dibagi sebagai berikut:

Terpasang pada flow station (F/S): 101 pipelines

Terpasang pada Normally Unmanned Installation (NUI) prod: 146

pipelines

Terpasang pada NUI non-produksi: 78 pipelines

Terpasang pada aset yang non-aktif: 61 pipelines

dan, jaringan pipa yang dimiliki oleh pihak ketiga: 6 pipelines.

(sumber: Pipeline IMR Plan PHE-ONWJ, 2010)

Dari jumlah total jaringan pipa tersebut, PHE-ONWJ berusaha agar seluruh

offshore pipeline atau sistem jaringan pipa bawah lautnya selama beroperasi

selalu mengikuti prosedur operasi, maintenance, inspeksi dan repair atau



3

rehabilitation secara terintegrasi dalam mengoperasikan jaringan pipa tersebut

sesuai code dan standard yang menjadi acuan. Sejarah operasional pipa, status

jaringan pipa yang masih aktif, dan juga perlu suatu pemahaman yang baik

tentang teknik jaringan pipa itu sendiri serta aspek lain yang terkait seperti

pengendalian korosi, mekanika fluida, struktural, pemeliharaan mesin. Oleh

karena itu, diperlukan teknisi-teknisi dari berbagai disiplin ilmu yang berbeda

untuk bekerja sama dalam suatu tim agar sistem jaringan pipa bawah laut dapat

beroperasi sesuai dengan fungsinya.

Mengingat pentingnya suatu jaringan pipa agar dapat mengalirkan fluida

maka diperlukan suatu strategi khusus sehingga jaringan pipa akan selalu dapat

menjalankan fungsinya dengan baik dan aman. Ada beberapa metoda yang

digunakan agar suatu jaringan pipa tetap dapat mengalirkan fluida dengan baik

dan aman antara lain inspection (pengawasan), maintenance (pemeliharaan) dan

repair (perbaikan jika dibutuhkan) secara teratur. Hanya saja metoda yang

disebutkan diatas dilakukan tidak terintegrasi, baik data maupun informasi

sehingga kegagalan pada jaringan pipa tetap saja terjadi. Dengan alasan tersebutdihrapakan dari studi Pipeline Integrity Management System (PIMS) ini dapat

digunakan untuk menyusun strategi agar jaringan pipa tersebut dapat mengalirkan

fluida dengan baik dan aman. (Dedy Iskandar, 2008).

Studi tentang PIMS telah banyak dilakukan beberapa peneliti, diantarnya

yaitu E. Espinera dan D. Falabella (2006) dengan judul “ Integrity Management

for old Pipeline System”. Dalam penelitian ini, E Espinera dan D. Falabella

menganalisa pipa gas yang sudah berumur lebih dari 30 tahun di negara

Argentina. Dimana didapat kesimpulan bahwa dalam merencanakan integrity

management diperlukan operataor dengan basis data tunggal yang menyediakan

semua parameter teknis yang berguna dalam pengambilan keputusan dalam

melakukan integitas untuk jangka panjang. Penulis lain, yaitu Franciscus V.N

(2008) melakukan penelitian pada offshore pipeline dengan judul “Management

Resiko Pada Pipa Bawah Laut”. Dalam penelitian ini, Franciscus melakukan

analisa resiko dengan menggunakan dengan menggunakan metode Bea untuk



4

mendapatkan indeks keandalan, sedangkan untuk menghitung konsekuensi

kegagalan menggunakan metode semi kuantitatif RBI, sehingga bisa diketahui

resiko dari suatu pipeline. Untuk mode kegagalan pada pipa bawah laut yang

digunakan adalah akibat gaya hidrodinamis , hoop stress, longitudinal stress, dan

combined stress. Sedangkan penulis lainnya adalah M. Yudi dan M. Sholihin

(2007) dengan judul ” Tingkat Kehandalan Pipeline Pada Transportasi Minyak

dan Gas Dengan Menggunakan Metode Pipeline Integrity Managment System

(PIMS)”. Dimana dalam penelitian yang dilakukan M. Yudi dan M. Sholihin

didapatkan kesimpulan diantaranya bahwa Metoda PIMS dan RBI dapat

menentukan perencanaan inspeksi dan strategi pemeliharaan.

Dalam Tugas Akhir ini akan menganalisa jaringan pipaminyak bumi non-

aktif PHE-ONWJ yang mengalami kebocoran (leak). Jaringan pipa non-aktif

adalah jaringan pipa yang tidak mengalirkan fluida produksi, namun jaringan pipa

ini tetap dijaga integritasnya jika suatu saat nanti jaringan pipa ini akan

dibutuhkan untuk memproduksi kembali. Berikut data 6 pipeline non-aktif yang

mengalami kebocoran milik PHE-ONWJ yang menjadi objek penelitian dalamTugas Akhir ini:

Tabel 1-1. Data Jaringan PipaMinyak Bumi Non-aktif PHE-ONWJ yang

mengalami kebocoran.

No. Pipeline ID

Year ServiceRepair

History

Leak/Defect

Spread

(miles)

Year

BuiltAge

1 12.75" MOL ESA - EPRO 1978 33 12 Clamp 6.800

2 12.75" MOL EQA - EPRO 1983 28 3 Clamp 1.02

3 12" MOL EB - EPRO 1998 13 1 Clamp0.003

(hole + crack)

4 12.75" MOL UXA-UWJ 1982 29 3 Clamp 0.82

5 12.75" MOL HZEA-FNPRO 1981 30 1 Clamp

6 16" MOL FPRO - FFA 1983 28 2 Clamp 0.2

(sumber: Technical Evaluation PHE-ONWJ)



5

Studi kasus yang diangkat dalam Tugas Akhir adalah PHE-ONWJ berencana

untuk mengaktifkan kembali 6 jaringan pipa ini. Keenam pipeline ini telah

dievaluasi berdasarkan Guideline Repair milik PHE-ONWJ, dan keseluruhannya

layak untuk di perbaiki (repair). Metode repair yang sering digunakan oleh PHE-

ONWJ adalah:

Clamping Repair Method (metode clamp)

Sectional Replacement Method (metode penggantian pipa secara

sectional)

All Replacement Pipeline (penggantian keseluruhan bagian pipeline)

Dari ketiga metode repair diatas, masing-masing akan dihitung keandalannya.

Dimana metode keandalan yang digunakan adalah metode keandalan berdasarkan

distribusi eksponensial. Setelah mendapatkan nilai keandalan untuk maing-masing

metode perbaikan, akan dilakukan perhitungan biaya dan waktu perbaikan.

Dimana perhitungan biaya meliputi biaya perbaikan untuk setiap metode

perbaikan, biaya maintenance (perawatan), serta biaya pemasangan jaringan pipa

baru. Perhitungan waktu dalam Tugas Akhir ini adalah perhitungan waktu yang

optimal dalam melakukan maintenance (perawatan).

Dari perhitungan nilai keandalan dan biaya perbaikan dalam Tugas Akhir ini

akan didapatkan suatu kesimpulan yang akan digunakan sebagai dasar dalam

menentukan strategi untuk diaplikasikan dalam integrity management jaringan

pipa di PHE-ONWJ.

1.2

Rumusan Permasalahan

Rumusan permasalahan dalam Tugas Akhir ini adalah:

1. Bagaimana keandalan jaringan pipa bawah laut yang non-aktif milik PHE-

ONWJ yang mengalami kegagalan akibat kebocoran (leak )?

2.

Bagaiman rekomendasi keputusan terbaik untuk setiap jaringan pipa

bawah laut yang non-aktif akibat kebocoran untuk dapat diaktifkan

kembali?



6

1.3 Tujuan

Adapun tujuan dari Penelitian Tugas Akhir ini adalah:

1. Untuk mengetahui keandalan jaringan pipa bawah laut yang non-aktif

milik PHE-ONWJ yang mengalami kegagalan akibat kebocoran (leak ).

2. Untuk mendapatkan rekomendasi terbaik untuk setiap jaringan pipa bawah

laut yang non-aktif akibat kebocoran untuk dapat diaktifkan kembali.

1.4 Manfaat

Manfaat yang ingin dicapai dalam penulisan Tugas Akhir ini adalah untuk

memberikan rekomendasi keputusan yang terbaik dalam pengambilan keputusan

setelah mengetahui nilai keandalan jaringan pipa non-aktif milik Pertamina Hulu

Energy Offshore North West Java (PHE-ONWJ).

1.5 Batasan Masalah

Batasan masalah dalam melakukan Tugas Akhir ini adalah sebagai

berikut:

1. Dalam menentukan metode perbaikan (repair ) akan mengacu pada

Guideline Repair milik PHE-ONWJ.

2. Laju kegagalan diasumsikan konstan dan mengikuti distrubusi

eksponensial.

3. Dalam menghitung biaya inspeksi, perawatan, biaya perbaikan dan biaya

pemasangan pipa baru berdasarkan penelitian sebelumnya yang sudah

dilakukan di PHE-ONWJ.

4.

Untuk mendapatkan kelayakan untuk jaringan pipa non-aktif yang akan

direpair (dilakukan perbaikan) berdasarkan Repair Guideline PHE-

ONWJ.

5.

Laju korosi diasumsikan merata pada seluruh bagian atau section pipeline.

6. Studi ini hanya dibatasi pada jaringan pipa PHE-ONWJ yang mengalirkan

minyak (crude oil ).

7. Keandalan pada tahun 2011 diasumsikan sama dengan keandalan terakhir

sebelum mengalami fase off-period.



7

8.

Dalam menentukan Safety Class dari Pipeline berdasarkan DNV OS

F101.

1.6 Sistematika Penulisan

Untuk memudahkan pembahasan dalam Tugas Akhir ini, maka susunan

penulisan disusun sistematika penulisan dimulai dengan BAB 1 Pendahuluan, Bab

ini menjelaskan latar belakang, perumusan masalah, tujuan, manfaat, batasan-

batasan masalah, dan sistematika penulisan.

BAB 2, adalah Tinjauan Pustaka dan Dasar Teori, dimana bab ini

menjelaskan sumber referensi yang digunakan dalam Tugas Akhir ini. Secara

rinci bab dua ini berisikan tinjauan pustaka yang menjadi acuan dari penelitian

tugas akhir, dasar-dasar teori, rumus-rumus dan code atau standar yang digunakan

dalam penelitian tugas akhir.

BAB 3 Metodologi Penelitian, Bab tiga pada penulisan laporan tugas akhir

ini menjelaskan metodologi penelitian yang digunakan untuk mengerjakan Tugas

Akhir. Penjelasan tentang langkah-langkah yang ada dan data-data yang

digunakan dalam penelitian.

BAB 4 Hasil dan Pembahasan, analisa dalam penelitian dalam Tugas

Akhir ini dibahas dan diterangkan pada bab empat. Bab ini membahas pengolahan

data hasil dari perhitungan hingga menghasilkan kesimpulan yang menjadi tujuan

dari tugas akhir.

BAB 5 Kesimpulan dan Saran, bab ini menjelaskan kesimpulan beserta

saran yang diperlukan untuk penelitian lebih lanjut dari Tugas Akhir.



8

~halaman ini sengaja dikosongkan~

Dasar Teori Pipeline

Documents

Transcript of Dasar Teori Pipeline