Perpustakaan Digital ITB

Kebutuhan minyak dan gas bumi sebagai sumber utama energi di Indonesia meningkat dari tahun ke tahun. Untuk menghindari defisit pasokan minyak bumi, dilakukan eksplorasi dan eksploitasi terhadap potensi-potensi minyak bumi di Indonesia. SKK Migas menargetkan produksi minyak bumi sebesar 1 juta barel oil per day (bopd) dan gas bumi sebesar 12 billion standard cubic feet per day (bscfd) pada tahun 2030. Salah satu upaya pencapaian target tersebut adalah dengan membangun fasilitas eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi, seperti sistem pipa bawah laut. Sistem pipa bawah laut didesain sedemikian rupa agar dapat berfungsi secara optimal dalam menyalurkan minyak dan gas bumi. Oleh karena itu, dibutuhkan desain dan analisis yang sesuai dengan standar yang berlaku untuk memastikan keamanan dan efisiensi dari sistem pipa bawah laut. Dalam studi ini, sistem pipa bawah laut terbagi menjadi 2 (dua) zona yang diklasifikasikan berdasarkan gelombang dan arus. Dilakukan tahapan uji distribusi Kolmogorov-Smirnov untuk memperoleh data lingkungan, berupa tinggi gelombang signifikan, kecepatan arus, serta storm-surge untuk periode ulang 1, 10, dan 100 tahun. Tahapan desain pipa bawah laut dimulai dengan menentukan tebal dinding pipa berdasarkan standar desain DNV-ST-F101, dengan kriteria kegagalan internal overpressure, external overpressure, dan propagation buckling. Penentuan tebal dinding pipa disesuaikan kembali dengan ketersediaan pipa berdasarkan katalog API 5L. Pada studi ini, tebal dinding pipa yang memenuhi seluruh kriteria desain adalah 12.7 mm. Tahap desain berikutnya, dilakukan analisis on-bottom stability berdasarkan standar desain DNV-RP-F109 untuk memperoleh tebal lapisan selimut beton agar pipa tetap stabil. Tebal lapisan selimut beton yang memenuhi kriteria on-bottom stability adalah 72 mm dan 55 mm untuk zona 1 dan 2 apabila tidak disertai dengan trenching. Pengaplikasian trenching sedalam 30 mm akan mereduksi kebutuhan lapisan selimut beton menjadi 40 mm untuk kedua zona. Analisis instalasi dilakukan dengan mempertimbangkan respons gerakan lay barge akibat gelombang yang berasal dari beberapa arah. Pada analisis instalasi, dilakukan optimasi konfigurasi lay barge sehingga tegangan dan regangan yang terjadi pada pipa memenuhi kriteria berdasarkan DNV-ST-F101. Proses desain terakhir pada studi ini adalah menentukan panjang bentang bebas yang diizinkan untuk kriteria screening fatigue dan ultimate limit state berdasarkan standar desain DNV-RP-F105, sehingga pipa tidak mengalami kegagalan struktural. Panjang bentang bebas yang diizinkan adalah 11.2 m untuk zona 1 dan 11.8 m untuk zona 2.