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

YearNo. of

IncidentsFatalities 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 SAFETYNATURAL GAS PIPELINE OPERATORS

INCIDENT SUMMARY STATISTIC BY YEARS

YearNo. of

IncidentsFatalities Injuries

Property Damage

1986 142 29 104 $11,078,800.001987 163 11 115 $11,736,125.001988 201 23 114 $12,131,436.001989 177 20 91 $8,675,816.001990 109 6 52 $7,594,040.001991 162 14 77 $7,765,748.001992 103 7 65 $6,777,500.001993 121 16 84 $15,346,655.001994 141 21 91 $53,260,166.001995 97 16 43 $10,950,673.001996 110 47 109 $16,252,842.001997 102 9 67 $12,493,163.001998 137 17 65 $19,055,118.001999 119 19 85 $25,913,658.002000 154 22 59 $23,398,934.002001 123 5 46 $14,020,486.002002 101 9 45 $20,107,606.00

Totals 2262 291 1312 $276,558,766.00

OFFICE OF PIPELINE SAFETYNATURAL GAS PIPELINE OPERATORS

INCIDENT SUMMARY STATISTIC BY YEARS

DISTRIBUTION OPERATORS

1. DEFINISI & BATASAN

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 PIPINGGAS 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

IncludesPiping transporting liquid petroleum and petroleum products between producers facilities and delivery and receiving plant

Excludesa. Water, air, steam, lube oil, gas and fuelsb. System designed below 15 Psic. System above 15 Psi when the design temperature is below –20O F or above 250O Fd. Piping covered by B31.3 or B31.8

2.4 ASME B31.8

IncludesGas transmission and distribution systems to the customer meter set at the plant

Exludesa. Piping covered by ASME BPV Codeb. Piping for temperature above 450O F or below –20O Fc. Piping downstream of the meter setd. Refinery and chemical plant piping per B31.3e. Vents at atmospheric pressuref. Low pressure gas designed under B31.4

3. PEMILIHAN RUTE

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 : 50,000Map 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

LocationNormal

Excavation (m)

Rock Excavation requiring

blasting (m)

Industrial, commercial, residential areas 0.9 0.6 (*) CO2, LPG, liquid ammonia 1.2 0.6River and stream crossing 1.2 0.45 (*) CO2, LPG, liquid ammonia 1.2 0.45Drainage ditches at roadways and railroads 0.9 0.6 (*) CO2, LPG, liquid ammonia 1.2 0.6Any other area 0.75 0.45 (*) CO2, LPG, liquid ammonia 0.9 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 mPipa 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. PIPELINE DRAWINGS

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. MATERIAL

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

PDt

2

SE

PDt

44.1

tAPDSEFT

= 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

CostBeratConstruction cost

5.3 API 5L

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Grade

X42

X46

X52

X56

X60

X65

X70

THICKNESS

mmData :OD : 14”P : 720 psigT : 200 OFF : 0.5L : 10000 mSAW Spiral pipeCode : B31.8

5.3 API 5L

Data :OD : 14”P : 720 psigT : 200 OFF : 0.5L : 10000 mSAW Spiral pipeCode : 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 psigT : 200 OFF : 0.5L : 10000 mSAW Spiral pipeCode : B31.8

5.3 API 5L

US $

CONSTRUCTION (HANDLING) COSTData :OD : 14”P : 720 psigT : 200 OFF : 0.5L : 10000 mSAW Spiral pipeCode : 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 psigT : 200 OFF : 0.5L : 10000 mSAW Spiral pipeCode : 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. OF BUILDINGS INTENDED FOR HUMAN

OCCUPANCY IN 1 MIL2

CONDITIONSDESIGN FACTOR

NOTES

Class 1 Div. 1 10 or fewerwasteland, deserts, mountains, grazing land, farnland, sparsely populated area

0.8tested 1.25 max.

operating pressure

Class 1 Div. 2 10 or fewerwasteland, deserts, mountains, grazing land, farnland, sparsely populated area

0.72tested 1.1 max.

operating pressure

Class 2more than 10, fewer

than 46

fringe area around cities and town, industrial areas, ranch, country estate,

etc0.6

Class 3 46 or moresuburban housing development,

shopping centers, residential areas, industrial areas

0.5

Class 4 46 or moremultistory building 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

b. Unimproved public roads 0.72 0.72 0.6 0.5 0.4

c. Roads, highways, or public street, with hard surface and railroads 0.72 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

b. Unimproved public roads 0.8 0.72 0.6 0.5 0.4

c. Roads, highways, or public street, with hard surface and railroads 0.6 0.6 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 4Facility

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

BARTEKANAN > 16 BAR

~ 50 BARTEKANAN > 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 COATINGSSelain 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. BUOYANCYPIPE

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 BDtt1

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)

BDtt1

WcWm

6. BUOYANCYContoh :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”