dokumen.tips_onshore-pipeline-engineeringppt.ppt

ONSHORE PIPELINE ENGINEERING
IN-HOUSE TRAINING

TOPIK
 DEFINISI & BATASAN
 NATIONAL & INTERNATIONAL CODE
 PEMILIHAN RUTE
 PIPELINE DRAWINGS
 MATERIAL
 BUOYANCY
 KOROSI
 PIPE STRESS
 CONSTRUCTION
 SAFETY & RISK ANALYSIS
 PIGGING

Year
No. of
Incidents
Fatalities Injuries
Property
Damage
1986 83 6 20 $11,166,262.00
1987 70 0 15 $4,720,466.00
1988 89 2 11 $9,316,078.00
1989 103 22 28 $20,458,939.00
1990 89 0 17 $11,302,316.00
1991 71 0 12 $11,931,238.00
1992 74 3 15 $24,578,165.00
1993 95 1 17 $23,035,268.00
1994 81 0 22 $45,170,293.00
1995 64 2 10 $9,957,750.00
1996 77 1 5 $13,078,474.00
1997 73 1 5 $12,078,117.00
1998 99 1 11 $44,487,310.00
1999 54 2 8 $17,695,937.00
2000 80 15 18 $17,868,261.00
2001 86 2 5 $23,610,883.00
2002 80 1 5 $28,035,389.00
Totals 1368 59 224 $328,491,146.00
TRANSMISSION OPERATORS
OFFICE OF PIPELINE SAFETY
NATURAL GAS PIPELINE OPERATORS
INCIDENT SUMMARY STATISTIC BY YEARS

Year
No. of
Incidents
Fatalities Injuries
Property
Damage
1986 142 29 104 $11,078,800.00
1987 163 11 115 $11,736,125.00
1988 201 23 114 $12,131,436.00
1989 177 20 91 $8,675,816.00
1990 109 6 52 $7,594,040.00
1991 162 14 77 $7,765,748.00
1992 103 7 65 $6,777,500.00
1993 121 16 84 $15,346,655.00
1994 141 21 91 $53,260,166.00
1995 97 16 43 $10,950,673.00
1996 110 47 109 $16,252,842.00
1997 102 9 67 $12,493,163.00
1998 137 17 65 $19,055,118.00
1999 119 19 85 $25,913,658.00
2000 154 22 59 $23,398,934.00
2001 123 5 46 $14,020,486.00
2002 101 9 45 $20,107,606.00
Totals 2262 291 1312 $276,558,766.00
OFFICE OF PIPELINE SAFETY
NATURAL GAS PIPELINE OPERATORS
INCIDENT SUMMARY STATISTIC BY YEARS
DISTRIBUTION OPERATORS

1.1 DEFINISI
 Jalur pipa permanen yang dimaksudkan
atau digunakan untuk transportasi
minyak bumi dan produk turunannya,
mineral, geothermal, gas alam, atau
fluida lain yang pada suhu kamar sifat-
sifatnya potensial menimbulkan bahaya

1.2 BATASAN
 ONSHORE
 PER ASME B31.4/B31.8
 PER REGULASI MIGAS

APAKAH PIPE LINE HARUS
UNDERGROUND ?

Sebagian besar pipeline, lebih dari
98%, adalah underground.
Pertimbangannya adalah segi
keselamatan, keamanan, dan biaya

2. NATIONAL &
INTERNATIONAL CODE

2.1 INTERNATIONAL PIPING CODE
 ASME B31.4
 ASME B31.8
LIQUID PETROLEUM
TRANSPORTATION PIPING
GAS TRANSMISSION AND
DISTRIBUTION PIPING

2.2 NATIONAL CODE
 Keputusan Mentamben No. 300.K/38/M.PE/1997 ttg
Keselamatan Kerja Pipa Penyalur Minyak dan Gas Bumi
 Keputusan Dirjen Migas No. 84.K/38/DJM/1998 ttg
Pedoman dan Tata Cara Pemeriksaan Keselamatan Kerja
Atas Instalasi, Peralatan dan Teknik yang Dipergunakan
dalam Usaha Pertambangan Minyak dan Gas Bumi dan
Pengusahaan Sumber Daya Panas Bumi
Belum ada National Code yang dikembangkan di Indonesia,
namun diatur dalam peraturan pemerintah berupa Keputusan
Mentamben dan Dirjen Migas

2.3 ASME B31.4
 Includes
Piping transporting liquid petroleum and petroleum
products between producers facilities and delivery and
receiving plant
 Excludes
a. Water, air, steam, lube oil, gas and fuels
b. System designed below 15 Psi
c. System above 15 Psi when the design temperature is
below –20O F or above 250O F
d. Piping covered by B31.3 or B31.8

2.4 ASME B31.8
 Includes
Gas transmission and distribution systems to the customer
meter set at the plant
 Exludes
a. Piping covered by ASME BPV Code
b. Piping for temperature above 450O F or below –20O F
c. Piping downstream of the meter set
d. Refinery and chemical plant piping per B31.3
e. Vents at atmospheric pressure
f. Low pressure gas designed under B31.4

3.1 PRELIMINARY ROUTE SELECTION
 Biaya
 Pipe Line Integrity
 Environmental Impact
 Keselamatan publik
 Kesulitan-kesulitan mendapat hak penggunaan tanah
 Pembatasan dengan existing facilities
Rute yang ideal adalah bentuk garis lurus dari awal pipe line
menuju ke lokasi tujuan.
Faktor yang mempengaruhi rute pipe line adalah :

3.1 PRELIMINARY ROUTE SELECTION
 Jalan raya/jalan tol
 Rel KA
 Sungai, kanal, danau, sungai kecil
 Existing pipelines
 Taman dan area reservasi
 Populated area
 Indentify areas to be avoided
 Keterangan inspeksi awal ttg kondisi lapangan
 Preliminary route dan alternatives
Kemudian yang dilakukan adalah membuat topographic map,
biasanya skala yang diinginkan adalah 1 : 50,000
Map tersebut minimal harus memuat :

3.2 FIRMING UP THE ROUTE
 Yang paling meyakinkan adalah dengan berjalan sepanjang rute,
tetapi untuk tanah yang berbukit-bukit, penggunaan helikopter
bisa sebagai alternatif
 Mencari informasi dari penduduk setempat atau pemilik lahan
tentang sifat-sifat tanah
 Mempertimbangkan faktor-faktor pemilihan di bawah ini ;
 Bentuk lahan
 Drainase
 Slope stability
 Type tanah, lokasi bedrock
 Sumber dan saluran air
 Tumbuh-tumbuhan, hutan, area sensitif
 Adanya daerah pertanian dan jenisnya
 Akses untuk konstruksi
Step berikutnya adalah memastikan rute dengan meninjau
langsung kondisi lapangan ;

3.3 FINALISHING THE ROUTE
 Inspeksi rute dan alternatif-alternatifnya bersama
subkontraktor pipeline yang berpengalaman
 Membuat geotechnical report untuk rute yang dipilih dan
alternatif-alternatifnya
 Pilih satu rute, tetapi jangan menutup peluang rute
alternatif

3.4 GEOTECHNICAL ISSUES
 Hindari cross slope
 Identifikasi unstable slope dan hindari bila memungkinkan.
Evaluasi setiap area yang kondisinya tidak stabil
 Identifikasi deep seated movements misalnya faults
 Identifikasi lokasi river crossing dengan mempertimbang-
kan river-bed, bank erosion, river scouring. Hindari section
sungai dengan kecepatan aliran tinggi jika menyulitkan
pada saat construction.
 Dig “pot holes” untuk identifikasi kondisi bawah tanah

3.5 DRAINAGE & EROSION CONTROL
Kasus erosi di ROW, pipa yang terekspos ke permukaan dan
slope instability dapat dihindari dengan membuat disain
drainase yang tepat dan kemampuan mengontrol erosi yang
baik. Metode erosion control sangat spesifik tergantung
topografi dan kondisi tanah, tetapi biasanya menggunakan
silt fences, erosion control blanket, dan water bars.

3.6 ENVIRONMENTAL IMPACT
 Pertanian/perkebunan/peternakan
 Hutan konservasi
 Konservasi air
 Perumahan atau daerah yang padat dihuni manusia
Konstruksi, pengoperasian, maupun keberadaan pipeline itu sendiri
yang membawa gas/liquid tertentu dengan suhu dan tekanan
tertentu, dll. harus diperhatikan efeknya terhadap lingkungan,
misalnya kerusakan lahan, erosi, polusi, perubahan struktur tanah
dll., terutama untuk daerah-daerah ;
Untuk di Indonesia, pengusaha wajib menyertakan AMDAL sebelum
penggelaran pipeline.

3.7 ENGINEERING SURVEY
 Memastikan centerline dan elevasi, mencatat fitur fisik
lahan, kondisi sekeliling, jalan, sungai, rel, utility crossing
dan area yang memerlukan buoyancy control
 Detil profil dan kontur di area crossing
 Site information untuk block valve, scrapper trap dan end
facility station
 Memasang pasak/patok untuk point-point survey yang
berguna untuk identifikasi rute

3.8 LOCATION CLASS
 ASME B31.4 tidak membagi location class
 ASME B31.8 membagi location class berdasarkan kepadatan
populasi dengan menghitung jumlah bangunan untuk rumah
tinggal per 1 mile2
 Regulasi MIGAS membagi area classification untuk pipa gas sama
dengan ASME B31.8 dengan tambahan memperhitungkan
tekanan pipa, diameter, dan jarak minimum
Location Class adalah daerah geografis sepanjang pipeline yang
digolongkan berdasarkan jumlah bangunan yang dihuni orang dan
karakteristik-karakteristik lain yang dipertimbangkan pada saat
menentukan disain faktor untuk construction, operating pressure,
metode test pipeline dan applikasi kondisi operasi dan maintenance
tertentu.

3.9 DEPT OF COVER
Location
Normal
Excavation (m)
Rock Excavation
requiring
blasting (m)
Industrial, commercial, residential areas 0.9 0.6
(*) CO2, LPG, liquid ammonia 1.2 0.6
River and stream crossing 1.2 0.45
Drainage ditches at roadways and railroads 0.9 0.6
Any other area 0.75 0.45
 Liquid hydrocarbons/other liquid pipeline

3.9 DEPT OF COVER
 Gas pipeline
NPS 20 and
smaller
> NPS 20
Class 1 0.6 0.3 0.45
Class 2 0.75 0.45 0.45
Classes 3 and 4 0.75 0.6 0.6
Drainage ditch at public road and railroad crossings 0.9 0.6 0.6
(all locations)
Rock Excavation requiring
blasting (m)
Normal
Excavation (m)
Location

3.9 DEPT OF COVER
 Regulasi MIGAS
Pipa transmisi gas dan pipa induk 1 m
Pipa transmisi minyak, hoop stress > 20%SMYS 1 m
Pipa penyalur melintasi sungai/irigasi 2 m di bawah dasar
sungai/irigasi
Pipa penyalur melintasi rawa-rawa 1 m di bawah dasar
rawa-rawa
Lokasi Kedalaman

3.10 CROSSINGS
 Road Crossing
- ijin dari otoritas lokal
- open cut atau boring (HDD)
- case atau uncase (see API RP 1102)
- hard surface roads/unimproved private roads
- specific drawing or typical drawing
- dept of cover
- stress akibat external load
 Railway Crossing
- ijin dari otoritas lokal
- harus dengan boring tanpa mengganggu track
- case atau uncase (see API RP 1102)
- specific drawing
- dept of cover
- stress akibat external load

3.10 CROSSINGS
 Water Crossings
- sungai, kanal, irigasi, aliran air yang lain
- underwater atau overhead
- specific drawing
- dept of cover
- weighting system (buoyancy)
 Utilities Crossings
- minimum clearance
- specific drawing
- crossing of overhead powerlines
electrical utilities
non electrical utilities

4.1 ALIGNMENT DRAWINGS
 Plans and profile of existing ground surface
 Detail of pipe to be installed with quantities
 Class locations
 Public and secondary road
 Areas where pipe is to be installed at a specified elevation
 Buoyancy control measures
 Erosion control measures
 Extent of utilities and structures which are on the right of way
 A list of reference drawings that show specific features of the
pipelines or construction details ; and
 Location of pipe within ROW
Alignment drawing memperlihatkan hal-hal berikut:

4.2 OTHER DRAWINGS
 Typical ( atau specific bila diperlukan) drawings untuk water
crossings, rencana drainase, above and below grade utilities, dan
transportation ways
 Specific drawings untuk valve assemblies, pig trap assemblies
and other assemblies
 Specific drawings untuk cathodic protection
 Typical drawings untuk corrosion control test stations,
hydrostatic test manifolds, all types of signs and markers,
buoyancy control structures and methods, electrical isolation
methods, fencing, erosion and drainage control structures

5.1 MATERIAL SELECTION
 New pipe
 Unidentified pipe
 Used pipe
Secara garis besar, material-material ini diperbolehkan
penggunaannya dalam proyek pipeline ;
ASME B31.4/B31.8 memberikan list tentang material-material
yang dipakai untuk pipeline

5.2 WALL THICKNESS CALCULATION
ASME B31.4
tnominal = t + A
ASME B31.8
SFET
PD
t
2

SE
PD
t
44
.
1

t
A
P
D
S
E
F
T
= thickness
= sum of allowance
= internal design gage pressure
= OD pipe
= specified min yield strength
= weld joint factor
= design factor (based on area class)
= temp. derating factor

5.2 WALL THICKNESS CALCULATION
MIGAS
Tidak diterangkan. Tapi yang jelas berbeda di
penentuan design factor F untuk gas pipeline.
Dan, terlepas dari hasil kalkulasi, MIGAS
mensyaratkan minimum thickness 11. 9 mm untuk
pipeline dengan kondisi berikut :
 Gas pipeline
 Size > 12”
 Pressure > 16 bar
 Jarak minimum 3 meter

5.3 API 5L
API 5L banyak dipakai untuk proyek-proyek pipeline. Meliputi grade
A25, A, B, X42, X46, X52, X56, X60, X65, X70, dan X80. Grade ini
dibuat untuk membedakan kekuatan, yang dinyatakan dengan yield
strength. Untuk grade A dan B penamaan tidak merujuk ke figur
yield strengthnya. Tapi, untuk grade X, dua angka di belakangnya
menunjukkan figur yield strengthnya. Misalnya X42, berarti
mempunyai harga yield strength 42 ksi, X65 = 65 ksi.
Manufacturer-nya bisa berupa seamless maupun welded.
Dalam pemilihan material, ada kondisi optimum antara grade,
thickness dan berat.
 Grade
 Thickness
 Berat
Cost
Berat
Construction cost

5.3 API 5L
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Grade
X42
X46
X52
X56
X60
X65
X70
THICKNESS
mm
Data :
OD : 14”
P : 720 psig
T : 200 OF
F : 0.5
L : 10000 m
SAW Spiral pipe
Code : B31.8

5.3 API 5L
Data :
OD : 14”
P : 720 psig
T : 200 OF
F : 0.5
L : 10000 m
SAW Spiral pipe
Code : B31.8
Kg
BERAT
0
100
200
300
400
500
600
700
Grade
X42
X46
X52
X56
X60
X65
X70

5.3 API 5L
350000
360000
370000
380000
390000
400000
410000
420000
Grade
X42
X46
X52
X56
X60
X65
X70
MATERIAL (PIPE) COST
US $
Data :
OD : 14”
P : 720 psig
T : 200 OF
F : 0.5
L : 10000 m
SAW Spiral pipe
Code : B31.8

5.3 API 5L
US $
CONSTRUCTION (HANDLING) COST Data :
OD : 14”
P : 720 psig
T : 200 OF
F : 0.5
L : 10000 m
SAW Spiral pipe
Code : B31.8
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
Grade
X42
X46
X52
X56
X60
X65
X70

5.3 API 5L
450000
460000
470000
480000
490000
500000
510000
520000
530000
540000
550000
Grade
X42
X46
X52
X56
X60
X65
X70
TOTAL COST
US $
Data :
OD : 14”
P : 720 psig
T : 200 OF
F : 0.5
L : 10000 m
SAW Spiral pipe
Code : B31.8

5.4 DESIGN FACTOR
 B31.4 mendefinisikan design factor 0.72 regardless location class
 B31.8 membagi design factor sbb ;
LOCATION
CLASS
NO. OFBUILDINGS
INTENDED FOR HUMAN
OCCUPANCYIN 1 MIL
2
CONDITIONS
DESIGN
FACTOR
NOTES
Class 1 Div. 1 10 or fewer
wasteland, deserts, mountains, grazing
land, farnland, sparsely populated area
0.8
tested 1.25 max.
operating pressure
Class 1 Div. 2 10 or fewer
wasteland, deserts, mountains, grazing
land, farnland, sparselypopulated area
0.72
tested 1.1 max.
operating pressure
Class 2
more than 10, fewer
than 46
fringe area around cities and town,
industrial areas, ranch, countryestate,
etc
0.6
Class 3 46 or more
suburban housing development,
shopping centers, residential areas,
industrial areas
0.5
Class 4 46 or more
multistorybuilding are prevalent, heavy
or dense traffic, numerous utilities
underground
0.4

Div.1 Div.2
Pipelines, mains and service lines 0.8 0.72 0.6 0.5 0.4
Crossing of roads, railroads, without casing
a. Private roads 0.8 0.72 0.6 0.5 0.4
b. Unimproved public roads 0.6 0.6 0.6 0.5 0.4
c. Roads, highways, or public street, with hard surface and railroads 0.6 0.6 0.5 0.5 0.4
Crossing of roads, railroads, with casing
a. Private roads 0.8 0.72 0.6 0.5 0.4
Parallel encroachment of pipelines and main on roads and railroads
a. Private roads 0.8 0.72 0.6 0.5 0.4
Fabricated assemblies 0.6 0.6 0.6 0.5 0.4
Pipelines on bridges 0.6 0.6 0.6 0.5 0.4
Compressor station piping 0.5 0.5 0.5 0.5 0.4
Near concentration of people in Location Classes 1 and 2 0.5 0.5 0.5 0.5 0.4
1
Location Class
2 3 4
Facility
DESIGN FACTORS FOR STEEL PIPE CONSTRUCTION

5.4 DESIGN FACTOR
 Regulasi MIGAS, yaitu Keputusan Mentamben No.
300.K/38/M.PE/1997 membuat disain faktor yang selain
dipengaruhi oleh location class, juga jarak minimum.
Jarak minimum didefinisikan sebagai ruang terbuka antara
pipeline dengan bangunan atau hunian tetap di sekitarnya
yang dihitung dari sisi terluar pipa.

JARAK MINIMUM MENURUT KEPMENTAMBEN
NO. 300.K/38/M.PE/1997
DIA. PIPA
(inch) TEKANAN 4 ~ 16
BAR
TEKANAN > 16 BAR
~ 50 BAR
TEKANAN > 50 BAR
~ 100 BAR
2 2 - -
4 2 - -
6 2 - -
8 2 3 3
10 2 3 3.5
12 - 3.5 4
14 - 4 4.5
16 - 4 4.5
18 - 4.5 5
20 - 4.5 5
22 - 4.5 5
24 - 4.5 5
6 - 5 6
30 - 5 6
36 - 6 7
42 - 7 7.5
48 - 7 7.5
JARAK MINIMUM (M)

5.5 EXTERNAL COATINGS
Selain cathodic protection, external coating diperlukan untuk
mencegah korosi akibat pengaruh luar. Jenis external coating
yang umum dipakai adalah :
 Coal Tar Enamel
 2 or 3 layer Polyethylene Wrap (DIN 30670)
 Fusion Bond Epoxy (CSA-Z245.20)
 Concrete or cement mortar

5.6 BENDS
 Natural flexure bends
 Cold bends
 Hot bends
 Long Radius Fabricated Elbows
Natural flexure bends, cold bends dan hot bends harus
memperhatikan pipe stress, minimum radius (diatur Code),
dan minimum pengurangan thickness (diatur Code).
Fabricated elbow tidak boleh digunakan untuk pipeline yang
memerlukan pigging.

6. BUOYANCY
PIPE
Apabila pipa melewati daerah berair, misalnya danau, sungai atau
rawa, pipa akan menerima gaya apung sebesar volume yang
dipindahkan dikalikan dengan density media air tersebut Buocancy
ini dikontrol dengan penambahan gravity weighting system supaya
pipa mempunyai negatif buoyancy minimum yang diinginkan.
Gravity weighting system bisa berupa :
 Continuous concrete encasement/coating
 Set-on weight atau bolt-on weight
 Anchor system, biasanya untuk FRP
B

6. BUOYANCY
Buoyancy untuk pipa polos dan pipa dengan concrete coated di
dalam air bisa dicari dengan persamaan berikut ;
Buoyancy (B) = D (D - 32t) + 11t2
3
untuk pipa polos ;
(B) = D (D - 32t) + t1D(63 – Wc)
3 48
untuk coated pipe
dimana B
D
t
t1
Wc
: Buoyancy (lbs/ft)
: OD pipa (inch)
: wall thickness pipa (inch)
: thk concrete coating (inch)
: berat jenis concrete (lbs/ft3)

6. BUOYANCY
Buoyancy untuk pipa polos dan pipa dengan concrete coated di
dalam lumpur bisa dicari dengan persamaan berikut ;
Buoyancy (B) = 10.7(DWm - t) + 11t2
2000
untuk pipa polos ;
(B) = 10.7(DWm - t) + t1D(63 – Wc)
2000 48
untuk coated pipe,
dimana : Buoyancy (lbs/ft)
: OD pipa (inch)
: wall thickness pipa (inch)
: thk concrete coating (inch)
: berat jenis concrete (lbs/ft3)
: berat jenis lumpur (lbs/ft3)
B
D
t
t1
Wc
Wm

6. BUOYANCY
Contoh :
Pipeline, 20” OD, ½” wall thickness. Pada saat di dalam air pipeline
harus mempunyai minimum 20% negatif buoyancy. Berapakah
ketebalan concrete coating yang diperlukan (Wc = 149)?
B = 20 (20 – 32(1/2)) + 11(1/2)2
3
= 26.7 + 28
= 29.5 lbs/ft
Negatif 20% buoyancy = -1.2 x 29.5 = - 35.4 lbs/ft
- 35.4 = 20 (20 – 32(1/2)) + t1(20)(63-149)
3 48
- 35.4 = 26.7 – 35.8t1
t1 = 1.73”

dokumen.tips_onshore-pipeline-engineeringppt.ppt

Recommended

Recommended

More Related Content

Similar to dokumen.tips_onshore-pipeline-engineeringppt.ppt

Similar to dokumen.tips_onshore-pipeline-engineeringppt.ppt (20)

Recently uploaded

Recently uploaded (19)

dokumen.tips_onshore-pipeline-engineeringppt.ppt