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”
Top Related