penilaian resiko pipa gas bawah laut ujung pangkah...

28

Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung Pangkah-Gresik

Dengan Standard D�V 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].

29 Jurnal Teknik Mesin, Volume 9, !omor 1, Januari 2009

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

Gambar 1. Risk Profile Matrix

Gambar 2. Posisi Pipa Hess Ujung Pangkah

Artana, Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung 30

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].

STA�DAR D�V 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.

Gambar 3. Seabed profile


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


0 0.75 0.25 0.75 0.2 0.05 Leakage and rupture anticipated


0 0.25 0.75 0.25 0.5 0.25 Leakage and rupture anticipated

5 > 20 EE Rupture 0 0.1 0.9 0.1 0.2 0.7


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

1TDwater vAC ×××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

2

1Ta vmm ×+ (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


Perhitungan energi kinetik efektif

jangkar dapat dilakukan dengan

mengelompokkan jangkar berdasarkan

kelompok kapal, mengingat berat jangkar di

kapal adalah fungsi dari ukuran kapal.

A�ALISA 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.

PERHITU�GA� FREKUE�SI

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


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 Laut Jawa - PT

Petrokimia – sby 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 Laut Jawa - Selat

Madura – Surabaya 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


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


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?


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.

PERHITU�GA� KO�SEKUE�SI

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/m

2, 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% :

( )232

1

3

2

1

05,0457,0108,16

457,0

6,18819

14,3216

××

××

×

××=

−

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


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, ρwater

= 1025 kg/m3, CD = 0,7, dan A = 0,348 m

2.

Sehingga :

((480–0,056)1025)9,81=

2348,07,01025

2

1Tv××××

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


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

Ran

gk

ing

Frek

uen

si 1

A B, C D E,F,

H2

2

3

4

5

Tabel 16. KP 6,7 – 8,5


1 2 3 4 5

Ran

gk

ing

Frek

uen

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


1 2 3 4 5

Ran

gk

ing F

rek

uen

si

1

A, B,

C, D,

E, F,

H2

2

3

4

5

Tabel 18. KP 6,7 – 8,5


1 2 3 4 5

Ran

gk

ing F

rek

uen

si

1

A, B,

C, D,

E, F,

G, H

2

3

4

5


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 PERLE�GKAPA�

PERLI�DU�GA� 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

Jumlah Rp 8.127.227.400


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


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.

penilaian resiko pipa gas bawah laut ujung pangkah...

Documents