Bab 3 Data Operasi Sistem Perpipaan pada Topside Platform
Pada area pengeboran minyak dan gas bumi Lima, Laut Jawa milik British Petrolium, diketahui telah mengalami fenomena subsidence pada kedalaman tertentu. Subsidence biasanya akan selalu terjadi pada setiap permukaan tanah, oleh karena itu perkiraan adanya beban akibat subsidence harus selalu dimasukan dalam perancangan sistem perpipaan dengan mengacu pada data subsidence rate yang ada. Tetapi terkadang apabila perkiraan subsidence rate pada pemodelan tidak sesuai dengan kondisi aktual, maka risk assessment harus segera dilakukan untuk mengurangi resiko terjadinya kegagalan pada sistem perpipaan.
Subsidence telah terjadi pada hampir seluruh area pengeboran minyak dan gas bumi Lima Laut Jawa dan telah menimbulkan resiko kegagalan yang tinggi pada sistem perpipaan di platform-platform milik British Petroleum. Pada tugas ini akan dilakukan analisis integritas kekuatan sistem perpipaan pada 3 platform di area Lima, diantaranya: 1. 3” Liquid out of test separator from LA-Well to L. Process 2. 10”& 12” Gas line from production & test separator at LA-Well to L. Process 3. Combination between 18”, 8”mol phase and 6” gas line from LA-Well to L. Process
3.1 Lokasi Platform pada Area Lima Laut Jawa Pada area Lima terdapat banyak sekali platform yang aktif beropareasi. Platform-platform tersebut tersebar di lautan area Lima dimana telah terjadi subsidence. Peta lokasi platform-platform tersebut pada area Lima seperti ditunjukan pada gambar 3.1 dan 3.2 dimana terlihat bahwa antara platform satu dengan platform yang lain memiliki jarak yang relatif dekat sehingga memungkinkan untuk diinstal bridge untuk menghubungkan platform-platform tersebut disamping juga untuk mempermudah tranportasi fluida proses. Sedangkan platform-platform yang dianalisi ditujukan pada gambar 3.3.
40
Gambar 3.1 Platform-platform pada area Lima(1)
41
Gambar 3.2 Pipeline dan platform-platform pada area Lima (1)
Gambar 3.3 Platform-platform pada area Lima yang dianalisis (1)
42
Gambar 3.4 dibawah ini menujukan penurunan platform-platform terhadap acuan garis datar permukaan laut. Terlihat bahwa terjadi penurunan yang tidak seragam antara platform satu dengan platform yang lain, sehingga dapat diukur kemiringan dari posisi platform satu terhadap platform yang lain.
Gambar 3.4 Kemiringan platform-platform pada area Lima (1)
3.2 Gambar Isometrik Sistem Perpipaan pada Topside Platform Selain gambar lokasi platform-platform yang akan di analisis, data utama yang diperlukan untuk melakukan pemodelan piping yaitu gambar isometrik as built dari sistem perpipaan pada kondisi aktual di topside platform. Melalui gambar isometrik tersebut dapat diketahui dimensi, profil, jenis tumpuan pipa dan rating elemen dari suatu sistem perpipaan dan elemen-elemen yang ada di dalamnya sesuai keadaan sebenarnya di lapangan. Pada gambar-gambar berikut, akan ditunjukan semua gambar isometrik dari sistem perpipaan pada topside yang dianalisis dimana kemudian akan digunakan untuk melakukan pemodelan piping pada software AutoPIPE 2004.
43
1. 3” Liquid out of test separator from LA-Well to L. Process
Gambar 3.5 Gambar isometrik 3” Liquid out at LA-Well to LPRO (1)
Gambar 3.5 (Lanjutan)
44
Gambar 3.5 (Lanjutan)
2. 10”& 12” Gas line from production & test separator at LA-Well to L. Process
Gambar 3.6 Gambar isometrik 10”& 12” Gas line from production & test separator at LA-Well to L. Process (1)
45
Gambar 3.6 (Lanjutan)
Gambar 3.6 (Lanjutan)
46
Gambar 3.6 (Lanjutan)
Gambar 3.6 (Lanjutan)
47
3. Combination between 18”, 8”mol phase and 6” gas line from LA-Well to L. Process
Gambar 3.7 Gambar isometrik Combination between 18”, 8”mol phase and 6” gas line from LA-Well to L. Process (1)
Gambar 3.7 (Lanjutan)
48
Gambar 3.7 (Lanjutan)
Gambar 3.7 (Lanjutan)
49
Gambar 3.7 (Lanjutan)
Gambar 3.7 (Lanjutan)
50
Gambar 3.7 (Lanjutan)
Gambar 3.7 (Lanjutan)
51
Gambar lokasi platform beserta as built isometric drawing of piping merupakan data utama dalam pembuatan model piping pada AutoPIPE 2004. Gambar tersebut memberikan informasi mengenai bentuk dan profil jalur pipa yang akan dimodelkan untuk dianalisis kekuatannya. Tetapi selain gambar lokasi platform dan gambar isometrik, diperlukan pula data mengenai subsidence yang telah terjadi pada area Lima. Data mengenai subsidence tersebut dapat didapatkan dari data keluaran GPS, yaitu metode untuk mengetahui kedalaman subsidence.
3.3
Data Operasi Sistem Perpipaan pada Topside Platform
3.3.1. Umur Sistem Perpipaan Sistem perpipaan pada topside platform LA-Well, L. Compressor, L. Process, L. Service rata-rata telah beroperasi sejak tahun 1976 sehingga kurang lebih telah beroperasi selama 31 tahun. Tahun dimana piping mulai beroperasi tersebut digunakan untuk menentukan tegangan ijin material berdasar pada code ASME B31.3 yang berlaku pada saat sistem perpipaan didesain. 3.3.2. Fluida Proses Fluida proses adalah minyak untuk piping jalur 3” Liquid out of test separator from LA-Well to L. Process dan fluida gas untuk pipa jalur 10”& 12” Gas line from production & test separator at LA-Well to L. Process dan jalur Combination between 18”, 8”mol phase and 6” gas line from LA-Well to L. Process. Untuk fluida proses gas, komposisi gas pada saat piping beroperasi adalah seperti ditujukan tabel 3.1. Tabel 3.1 Komposisi Gas (1)
KOMPONEN
MOLE FRAKSI (%)
Nitrogen
0.830
CO2
0.824
Methane
95.986
Ethane
1.221
52
Tabel 3.1 (Lanjutan)
KOMPONEN
MOLE FRAKSI (%)
Propane
0.671
I-Butane
0.142
N-Butane
0.166
I-Pentane
0.068
N-Pentane
0.047
C6+
0.045
3.3.3. Parameter Operasi Fluida proses yang mengalir pada sistem perpipaan tersebut memiliki massa jenis sebesar 583.77 kg/m3 untuk fluida gas dan 838.03 kg/m3 untuk fluida minyak. Parameter tekanan dan temperatur pada kondisi operasi untuk masing-masing pipe ditunjukan pada tabel 3.2 sebagai berikut: Tabel 3.2 Tekanan dan Temperatur Operasi (1)
NO
Piping ID
Operating
Operating
Pressure
Temperature
(psig)
(8F)
1.a
12" Gas line Parigi from Prod. Header
350
90
1.b
10" Gas line Parigi from Test. Header
350
90
3" liquid outlet test separator from LA to Lpro
20
80
3.a
8" 3 phase from header LA to Lpro
80
90
3.b
18" gas line from LPV2/3 to V-1 Lcomp
75
85
2
53
3.3.4. Data Material Pipa Material pipa yang digunakan yaitu material carbon steel standar API 5L yang merupakan spesifikasi material untuk piping dan pipeline. Secara umum, material pipa yang digunakan pada piping yaitu carbon steel API A106 Grade B. Tabel 3.3 dan 3.4 berikut menunjukan jenis material dan spesifikasi material pipa yang dipakai dan dimensi utama pipa pada masing-masing jenis piping pada platform. Tabel 3.3 Data material pipa (1)
NO
NPS
Piping ID
(inch)
Material
Thick. (mm)
1.a
12" Gas line Parigi from Prod. Header
12
A-106-B
10
1.b
10" Gas line Parigi from Test. Header
10
A-106-B
10
3" liquid outlet test separator from LA to Lpro
3
A-106-B
6
3.a
8" 3 phase from header LA to Lpro
8
A-106-B
8
3.b
18" gas line from LPV2/3 to V-1 Lcomp
18
A-106-B
7
2
Tabel 3.4 Spesifikasi material pipa (1)
Material Pipa
API A 106 Gr-B
Code Allowable Stress (B31.3)
15000 psi
SMYS (specified min. yield strength)
35000 psi
SMUTS (specified min. ultimate tensile strength)
60000 psi
Modulus Young (E)
2.9 x 107 psi
Poisson Ratio
0.2920
Massa Jenis Pipa
0.28 lb/ in3
Jenis Sambungan
ERW
54
3.4
Data Subsidence Data subsidence yang didapat merupakan data yang berasal dari pengukuran
melalui metode GPS dan pengukuran langsung di lapangan. Melalui data subsidence tersebut akan dimasukan input data untuk pemudelan pembebanan ke sistem perpipaan di platform yang kemudian dinalisis kekuatannya dengan menggunakan AutoPIPE 2004.
3.4.1
Data Pengukuran Subsidence Langsung di Topside Platform Metode pengukuran langsung di topside platform ini menggunakan alat ukur
jarak dan kemiringan yaitu digital laser distance meter dan inclinometer. Pengukuran dilakukan pada titik-titik kritis pada platform yang ditandai oleh adanya crack atau deformasi plastis pada piping atau equipment. Gambar 3.8 merupakan flowcart metodologi pengukuran subsidence yang terjadi. Initial Study and Document Collection
Selecting Critical Equipment Due To Subsidence
Measure Translation Displacement, Rotation Displacement and Twisting
No Is Data Satisfied? Yes Report Gambar 3.8 Subsidence Measuring Methodology Chart (1)
55
Untuk beberapa data hasil pengukuran langsung di topside platform ditunjukan pada gambar 3.9, 3.10 dan 3.11. Gambar 3.9 menujukan terjadinya pergeseran translasi dari sambungan wellhead dan pipa diatasnya. Gambar 3.10 menunjukan terjadinya pergesesan secara translasi pada pipa dalam arah vertikal ke bawah. Gambar 3.11 menunjukan adanya crack pada wellhead. Translation Displacement
10 cm
Gambar 3.9 pergeseran translasi (1)
Gambar 3.10 pergeseran translasi (1)
Gambar 3.11 crack pada wellhead (1)
56
3.4.2
Data Pengukuran Subsidence Dengan Metode GPS Pengukuran melalui GPS merupakan pengukuran kemiringan platform
terhadap permukaan air laut. Ada beberapa tahap yang dilakukan untuk melakukan pengukuran kemiringan dengan metode GPS diantaranya:
1. Planning the observation strategy 2. Data collection in the field using Total Station 3. Data processing 4. Quality control and quality anssurance of the result 5. Analysis of the result Adapun data hasil pengukuran dengan metode GPS seperti ditunjukan pada data bathrimetry pada gambar 3.12 dan 3.13. Pada gambar 3.12 menunjukan kontur kedalaman subsidence pada platform-platform area Lima di Laut Jawa. Pada kontur kedalaman subsidence tersebuk menunjukan bahwa hampir semua platform-platform pada area Lima mengalami subsidence dengan kedalaman penurunan yang berbeda-beda. Sedangkan data mengenai harga kedalamana subsidence untuk masing-masing platform ditunjukan pada gambar 3.13. Dari data nilai subsidence tersebut dapat dilakukan perhitungan untuk mengetahui besarnya rate subsidence yang terjadi pada suatu platform di area Lima. Data rate subsidence yang telah dihitung tersebut nantinya akan digunakan sebagai input dalam melakukan analisis tegangan ultimate yang akan menentukan sisa umur sistem perpipaan akibat terjadinya subsidence.
57
Gambar 3.12 Kontur kedalaman subsidence (1)
58
Gambar 3.13 Data kedalaman subsidence pada masing-masing platform (1)
59
