ANALISA STABILITAS SUBSEA CROSSING GAS PIPELINE DENGAN SUPPORT PIPA BERUPA CONCRETE MATTRESS DAN SLEEPER

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) Ratih Putri Arifianti (1), Imam Rochani (2), Kriyo Sambodho (3) (1)

Mahasiswa Teknik Kelautan, (2,3)Staf Pengajar Teknik Kelautan

Abstrak Kondisi crossing antar pipa saat ini merupakan hal yang sulit dihindari oleh pihak industri. Kondisi ini pun akan menimbulkan resiko cukup besar bagi kedua pipa yang mengalami kondisi crossing. Seringkali ditemui perusahaan memiliki aturan tersendiri dalam penentuan clearance pipa miliknya dengan pipa lain. Dalam kasus crossing yang terjadi dalam proyek SSWJ Gas Offshore Pipeline Phase II milik PT. Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk dengan pipa milik PT. British Petroleum. Clearance yang diterapkan dalam proyek tersebut adalah minimal 1.5 meter. Salah satu hal yang harus diperhitungkan adalah kondisi tanah di lokasi instalasi yang mengalami kondisi crossing. Dengan melihat kondisi yang ada, akan terjadi defleksi pada pipa PT PGN(Persero) Tbk. Defleksi dapat terjadi karena adanya beban lingkungan, fluida alir dan berat concrete pipa. Selain itu tanah pada crossing point berupa tanah lempung (clay) dan terdapat struktur concrete mattress dan sleeper sebagai support pipa maka memungkinkan terjadinya penurunan tanah (settlement) di crossing point. Tugas akhir ini bertujuan untuk mengetahui berapa defleksi yang terjadi pada pipa PT.PGN(Persero) Tbk dan penurunan tanah yang terjadi di bawah support pipa. Kata-kata kunci

: Crossing pipa, SSWJ Phase II, Deflection, Settlement

1. PENDAHULUAN Kondisi crossing antar pipa saat ini merupakan hal yang sulit dihindari oleh pihak industri. Pertumbuhan industri yang pesat mengakibatkan jaringan pipa yang menjadi jalur distribusi dan sarana transportasi fluida. Kondisi ini pun akan menimbulkan resiko cukup besar bagi kedua pipa yang mengalami kondisi crossing. Dengan latar belakang keamanan, pipeline diusahakan tidak berada terlalu dekat dengan lokasi struktur lain dan/atau sistem pipeline lain (Det Norske Veritas 2000; DNV OS-F101, Submarine Pipeline Systems).

Namun dengan alasan efektifitas biaya masih dapat dimungkinkan adanya crossing diantara pipeline, dan DnV memberikan aturan jarak vertikal antar pipeline sejauh 0,3 meter. Jarak minimum tersebut harus memperhatikan efek-efek hidrodinamis seperti; sneaking, vortex, offset posisi, pengaruh defleksi, buckling, dan hal lain yang beresiko tinggi (DnV OS F101). Sehingga sangat besar kemungkinan di kemudian hari dengan semakin berkembangnya industri migas, maka kemungkinan terjadinya crossing pada pipa bawah laut juga semakin besar.

2. DASAR TEORI 2.1 Stabilitas Pipa Stabilitas pipa bawah laut terkait dengan gaya-gaya hidrodinamis karena keberadaannya dalam fluida yang bergerak. Gaya hidrodinamis yang mengenai pipa antara lain gaya drag (drag force), gaya Gambar 2.1 Gaya Hidrodinamis pada Pipa

inertia (inertia force) dan gaya angkat (lift

(Mouselli, 1981)

force). Gaya-gaya

hidrodinamis

yang 2. 2 Stress Analysis Pipa Gas

bekerja pada pipa bawah laut adalah gaya

2.2.1 Hoop Stress

drag, gaya inertia dan gaya lift. Mouselli

Untuk pipeline dan riser, hoop stress

(1981) merumuskan perhitungan gaya drag, gaya inertia dan gaya lift perhitungan

menunjukkan

adanya

panjang sebagai berikut:

internal

eksternal

dan

perbedaan

antara

pressure

yang

ditunjukkan dengan persamaan berikut,  

Gaya Drag (FD) 1 𝐹𝐷 = 2 𝜌𝐶𝐷 𝐷𝑈𝑒 2 ......................1 Gaya Inertia (FI) 𝐹𝐼 = 𝜌𝐶𝑀



𝜋𝐷 2 4

𝑑𝑈/𝑑𝑡 ..........2

Gaya Lift (FL) 1 𝐹𝐿 = 2 𝜌𝐶𝐿 𝐷𝑈𝑒 2 ......................3

dengan : ρ : densitas fluida, kg/m3 D : diameter luar pipa Ue : kecepatan efektif partikel, dU/dt :percepatan horizontal partikel, CD : coeff drag CM : coeff inersia/coeff mass CL : coeff lift

𝑆ℎ ≤ 𝐹1 𝑆𝑇............................................4 𝐷 𝑆ℎ = 𝑃𝑖 − 𝑃𝑒 2𝑡 ................................5 dengan : D F1 Pe S Sh T t

Pers. 2 : nominal outside diameter of pipe : hoop stress design factor (0.72 ) : external pressure, Pers. 3 : specified minimum yield strength, : hoop stress, T : temperature derating factor : nominal wall thickness, in

2.2.2 Longitudinal Stress Untuk pipa dan riser longitudinal stress diperoleh dari persamaan berikut, 𝑆𝐿 ≤ 𝐹2 𝑆 ...........................................6 dengan : A Fa

: cross sectional material,in2 : axial force, lbs

area

of

pipe

F2 : longitudinal stress design factor (0.80 for pipeline) Mi : in-plane bending moment, in-lb Mo : out-plane bending moment, in-lb S : specified minimum yield strength, psi SL : maximum longitudinal stress, psi Sb : 𝑖𝑖 𝑀𝑖 2 + 𝑖𝑜 𝑀𝑜 2 1/2 /𝑧 ii : in-plane stress intensification factor io : out-plane stress intensification factor z : section modulus of pipe, in3 2.2.3 Combine Stress Untuk pipeline dan riser perhitungan combine stress dapat ditunjukkan dengan persamaan berikut, 2

𝑆𝐿 −𝑆𝐻 2 2

+ 𝑆𝑡 2

1/2

≤ 𝐹3 𝑆 ...................7

dengan, A : cross-sectional area of pipe Fa : axial force, lbs F3 : combined stress design factor (0.90) Mi : in-plane bending moment, in-lb Mo : out-plane bending, in-lb Mt : torsional moment, in-lb

Terzhagi (1943) yang pertama kali menunjukkan teori yang comprehensive untuk mengevaluasi ultimate bearing capacity dari shallow foundation.

Gambar 2.3 Terzhaghi’s Bearing-Capacity Pers. 8 Theory B q u

P o

d

P o

2.3 Penurunan Tanah Penambahan beban di atas permukaan tanah dapat menyebabkan lapisan tanah di bawahnya mengalami pemampatan. Ketika nilai beban (load) per unit area pada pondasi bertambah secara kontinyu maka nilai settlement juga akan bertambah.

Gambar 2.4 Keseimbangan Beban yang Mengenai Tanah Gambar 2.4 menunjukkan penetrasi pondasi dimana terdapat keseimbangan antara beban yang menekan tanah di bagian bawah akan dilawan oleh gaya ke atas. Dengan mengasumsian bahwa ƩFy = 0, maka dapat dituliskan persamaan berikut,

Gambar 2.2 Pembebanan Pada Tanah

𝑞𝑢 𝐵 = 2𝑃𝑝 + 2 𝑏𝑑 𝑐 sin φ………..8 dengan: qu : beban merata pada tanah B : lebar pondasi 𝐵 Namun 𝑏𝑑 = 2 cos φ, maka persamaannya dapat ditulis sebagai berikut, 𝑞𝑢 𝐵 = 2𝑃𝑝 + 𝐵𝑐 tan φ

Dengan menambahkan pengaruh dengan , shape factor pondasi, maka Terzhagi secara umum membagi 3 persamaan untuk Ws : submerged weight of pipe menentukan Ultimate Bearing Capacity B : width of bearing area 2 [d(Dc-d)] ½ untuk masing-masing bentuk pondasi yaitu Dc : outside diameter of coated pipe antara lain, a. Long footings 3. METODOLOGI 1 1. Pengumpulan DataPers. 12 𝑞𝑢 = 𝑐𝑁𝑐 + 𝑞𝑁𝑞 + 2 𝛾𝐵𝑁𝛾 …….…9 Data-data yang digunakan dalam b. Square footings penelitian tugas akhir ini adalah data 𝑞𝑢 = 1.3𝑐𝑁𝑐 + 𝑞𝑁𝑞 + 0.4𝛾𝐵𝑁𝛾 …..10 Pers. 13 pipa yang meliputi desain pipa dan data c. Circular footings operasional pipa, data tanah yang 𝑞𝑢 = 1.3𝑐𝑁𝑐 + 𝑞𝑁𝑞 + 0.3𝛾𝐵𝑁𝛾 …11 meliputi parameter tanah dan dengan, koefisiennya serta data lingkungan di c : cohesion of soil lokasi crossing. Data diperoleh dari PT. 𝛾 : unit weight of soil PGN (Persero) Tbk. q : γ Df Nc, Nq, Nγ : bearing capacity factor 2. Menghitung Kestabilan Pipa dengan, Analisa ini dilakukan untuk 𝑎2 mengetahui kestabilan 𝑁𝑐 = cot φ 2 cos 2 − 1 ………12 Pers. 15pipa di site 45+φ/2 instalasi berdasarkan berat pipa secara 𝑎2 𝑁𝑞 = 2 𝑐𝑜𝑠 2 …………………13 keseluruhan meliputi berat pipa, berat 45+φ/2 𝐾𝑝𝑦 1 concrete, berat coating dan berat 𝑁𝑦 = 2 tan φ 𝑐𝑜𝑠 2 φ − 1 ……………..14 Pers. 17 contents di dalamnya, beban lingkungan 3𝜋 serta dilakukan perhitungan per meter. dengan, 𝑎 = 𝑒 4 −φ/2 tan φ …………….15 DNV OS-F101, Submarine Pipeline φ+33 𝐾𝑝𝑦 = 3𝑡𝑎𝑛2 45 + 2 …..16 Systems dan DNV RP-E305, On Bottom Stability Design of Submarine Pipelines. (S. Husain,Professor, Youngstown State University)

3. Pemodelan Pipa Sistem pipeline milik PT. PGN (Persero) Tbk yang mengalami crossing dengan pipa gas lain milik PT. Bristish Petroleum di Kilometer Point 138, dapat di modelkan dengan software Caesar 5.1

Sedangkan untuk menghitung undrained shear strength dapat digunakan persamaan sebagai berikut, 𝑠𝑢 = 𝐶 + 𝛿𝑁 tan 𝜑 ……………..17 dengan , 𝑆𝑢 : undrained shear strength 𝛿𝑁 : normal stress 𝜑 : internal angle of friction = 0 untuk jenis tanah clay Pipa akan terbenam ke dalam tanah apabila bearing stress besarnya sama dengan bearing capacity of soil. Maksimum bearing stress dapat dihitung dengan persamaan berikut, 𝑊 𝑞𝑢 = 𝐵𝑠 …………………………18

4. Pembebanan Dalam input pembebanan dimasukkan data dimensi pipa, temperatur, pressure, material pipa, data fluida serta data lingkungan.

5.

Perhitungan Total Settlement Beban support pipa akan menyebabkan terjadinya penurunan tanah di bawahnya. Sesuai dengan data tanah yang telah diberikan, tanah berjenis lempung Pers. 19

(clay) yang akan mengakibatkan terjadinya pemampatan pada tanah sehingga tanah akan mengalami penurunan. Penurunan tanah yang diperhitungkan antara lain penurunan segera (immediate settlement) dan penurunan konsolidasi (consolidation settlement)

4.3.2 Pemodelan Pipa PT. PGN (Persero) Tbk pada Kondisi Hydrotest Berikut ini merupakan stress yang terjadi pada kondisi hydrotest dimana dapat dilihat bahwa stress terpusat pada bagian tengah

4. ANALISA HASIL 4.1 Kestabilan Pipa Kondisi uplift akan terjadi jika nilai buoyancy lebih besar daripada complete weight pipa. Atau nilai submerged weight pipa minimal yang dibutuhkan di lokasi tersebut jauh lebih kecil dibandingkan dengan submerged weight pipa yang di instalasi. Dari hasil perhitungan dengan menggunakan 2 codes antara lain DNV OS-F101, Submarine Pipeline Systems dan DNV RP-E305, On Bottom Stability Design of Submarine Pipelines dapat diketahui bahwa kedua pipa aman dari kondisi uplift 4.2 Defleksi Pipa 4.2.1 Pemodelan Pipa PT. PGN (Persero) Tbk pada Kondisi Instalasi Berikut ini merupakan stress yang terjadi pada kondisi Installasi dimana dapat dilihat bahwa stress terpusat pada bagian tengah

Gambar 4.2 Kondisi Hydrotest

4.2.3 Pemodelan Pipa PT. PGN (Persero) Tbk pada Kondisi Operasi Berikut ini merupakan stress yang terjadi pada kondisi operasii dimana dapat dilihat bahwa stress terpusat pada bagian tengah

Gambar 4.3 Kondisi Hydrotest Gambar 4.1 Kondisi Installasi

Dari ketiga gambar yang diperoleh dari hasil pemodelan dapat dilihat bahwa stress terbesar berada pada Node di bagian tengah yang merupakan posisi dimana pada bagian bawahnya tedapat pipa gas lain.

4.3.2 Soil Settlement di Kondisi Operasi Operation Condition Settlement (mm)

0

4.3 Soil Settlement 4.3.1 Soil Settlement di Kondisi Installasi

-1 0

20

40

60

80 100 120 140 160

-2 -3 Depth (m)-4

Installation Condition Settlement (mm)

0 -1 0

-5 -6

20

40

60

80 100 120 140 160

-2

-7 -8

-3

Depth (m)-4

Gambar 4.6 Settlement di Kondisi Operasi

-5 -6 -7

4.4 Settlement Tanah Total

-8

Gambar 4.4 Settlement di Kondisi Installasi 1200.000 1000.000

4.3.2 Soil Settlement di Kondisi Hydrotest

952.060

800.000

(m 600.000 m)

Hydrostatic Condition Settlement (mm)

400.000

286.090

339.590

0 -1 0 -2

20

40

60

80 100 120 140 160

-3

Depth (m)-4

-5

200.000 0.000 Installation

Hydrotest Operational

Settlement

-6 -7 -8

Gambar 4.5 Settlement di Kondisi Hydrotest

Gambar 4.7 Settlement Total

Penurunan tanah (settlement) akibat proses hydrotest ini sebesar 53.499 mm. Dan untuk kondisi operasional diperkirakan terjadi penurunan tanah (settlement) sebesar 612.47 mm. Penurunan tanah (settlement) ini yang paling besar terjadi karena adanya content pipa yang berupa gas dan lifetime production selama 20 tahun. Karena struktur

ini diinstalasi pada tahun 2006, maka pada tahun 2021 yaitu akhir masa produksi total penurunan tanah (settlement) yang terjadi adalah sebesar 952.057 mm. 5. KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan Melalui proses analisis dan pembahasan yang telah dilakukan, maka dapat ditarik beberapa kesimpulan sebagai berikut, 1. Dari hasil analisa dengan codes dapat diketahui bahwa pada kedua pipa tidak akan terjadi uplift . 2. Defleksi yang terjadi pada pipa akibat combined stress pada pipa di 3 kondisi masing-masing pipa terjadi kearah +Y (atas). Nilai defleksi tersebut yaitu sebesar 3.07 inch di kondisi instalasi, 1.72 inch di kondisi hydrotest dan 1.73 inch di kondisi operasi. 3. Penurunan tanah total (settlement) yang terjadi di lokasi instalasi diakibatkan oleh 3 kondisi. Pada kondisi instalasi terjadi penurunan tanah sebesar 286.090 mm, pada kondisi hydrotest terjadi penurunan tanah sebesar 53.499 mm dan pada kondisi operasi terjadi penurunan tanah sebesar 612.47 mm. Sehingga dapat di simpulkan bahwa terjadi penurunan tanah (settlement) total sebesar 952.057 mm di akhir masa produksi di tahun 2021. 5.2 Saran 1. Bentangan pipa (span) yang terjadi diantara 2 support pipa memiliki panjang 12 meter. Dengan adanya pengaruh gaya hydrodinamis maka pengaruh vortex shedding terhadap pipa perlu di analisa. 2. Dalam pemodelan pipa PT. PGN (Persero) Tbk perlu dilakukan dengan metode analisa dinamis dengan catatan diperlukan data tambahan yang dibutuhkan dalam analisa tersebut