PIPA : PRE-COMMISSIONING (2)

http://www.itp-interpipe.com/products/subsea-cryogenic-pipelines/subsea-cryogenic-pipelines.php

3. Hydrotest dan Tes Kebocoran

Hydrotest bertujuan untuk memverifikasi kekuatan mekanik pipa. Hydrotest dilakukan dengan memberi tekanan internal kepada pipa dan mempertahankannya selama beberapa waktu untuk memeriksa apakah ada penurunan tekanan (pressure drop). Jika terjadi penurunan tekanan pada rentang waktu tersebut, dapat diasumsikan ada kebocoran pipa. Standar seperti ASME B31.4, ASME B31.8, dan API RP 1110 memberi petunjuk bagaimana melakukan hydrotest untuk pipa gas dan liquid.

Sebelum melakukan hydrotest, perlu disiapkan prosedur dan peralatan. Prosedur hydrotest mencakup hal-hal berikut :

• deskripsi ruas pipa yang akan dites (panjang, elevasi, tie-in, dan lain-lain)
• medium uji (untuk pipa bawah laut biasanya digunakan air laut)
• bahan kimia untuk dicampur dengan medium uji (biocide dan corrosion inhibitor)
• mencampurkan bahan kimia dengan medium uji untuk memperoleh konsentrasi yang diinginkan
• test pressure
• test holding time
• proses pemberian tekanan (pressurizing)
• deskripsi semua peralatan tes
• monitoring dan pencatatan test pressure
• prosedur untuk depressurizing dan pelepasan medium uji

Test pressure yang disarankan tidak kurang dari 1,25 kali internal design pressure, baik untuk hydrotest maupun tes kebocoran. Holding time yang disarankan setidaknya 4 jam untuk hydrotest dan 1 jam untuk tes kebocoran.

Deskripsi lengkap tentang peralatan tes merupakan hal yang sangat penting untuk keberhasilan tes. Berikut adalah daftar sebagian peralatan yang diperlukan untuk tes :

• Pompa yang dapat mengisi pipa dengan kecepatan tinggi untuk menyisihkan serpihan (debris) dan mendorong pig
• Filter untuk menyaring partikel-partikel yang lebih besar dari ukuran yang dipersyaratkan
• Alat untuk mengukur jumlah air yang diisikan ke dalam pipa
• Pompa injeksi untuk injeksi chemical
• Pompa untuk memberi tekanan pada pipa
• Pressure recorder untuk mencatat tekanan selama berlangsungnya tes. Peralatan pengukur tekanan mesti memiliki akurasi dan repeatibility + 0,1%
• Alat pengukur temperatur yang terkalibrasi dan dapat mengukur temperatur fluida secara kontinu. Peralatan tersebut dapat membaca kenaikan temperatur hingga 0,1^oF (0,05^oC)
• Alat untuk mengukur temperatur ambien
• Pressure relief valve
• Alat peluncur pig

4. Dewatering, Pengeringan, dan Purging

Untuk pipa transmisi gas offshore, setelah tahap hydrotest dan tes kebocoran, sebelum mengalirkan gas, pipa mesti menjalani proses dewatering, pengeringan, dan purging. Pada pipa liquid offshore, air biasanya diganti dengan solar atau dead oil; tidak diperlukan proses pengeringan pipa.

Proses dewatering, pengeringan, dan purging kemungkinan kompleks, bergantung pada aplikasinya. Hal ini terjadi karena setelah tes, pipa penuh dengan air laut. Air laut ini harus diganti. Jika tidak, akan terbentuk hidrat ketika hidrokarbon dialirkan. Alasan lainnya adalah, jika terdapat kandungan gas CO₂, air akan bereaksi membentuk asam dan senyawa korosif lainnya yang dapat membuat pipa berkarat. Dengan demikian, penggantian air dari pipa, yang sering disebut dewatering, merupakan hal penting pada tahap pre-commissioning. Jika pipa terlalu pendek, kemungkinan lebih ekonomis menggunakan metanol atau glikol untuk mitigasi hidrat daripada mengganti air.

Fungsi utama dari dewatering pig train adalah mengganti air secara efisien, sehingga yang tertinggal hanya sedikit dan dapat dihilangkan oleh proses pengeringan selanjutnya. Sistem dewatering mencakup displacement fluid supply, dewatering pig train, dan valve untuk mengatur laju alir air. Untuk perpipaan pendek, pig train biasanya terdiri dari sejumlah mechanical pig yang digerakkan oleh nitrogen, udara, atau gas. Nitrogen berfungsi juga untuk proses dewatering pipa. Untuk perpipaan panjang, pig train biasanya terdiri dari sejumlah pig dan fluid slug. Fluid slug memiliki fungsi berbeda-beda, seperti untuk pelumas pig seal dan mencegah pig slip. Dewatering pig train tipikal ditunjukkan pada gambar berikut.

Gambar dewatering pig train tipikal

Setelah operasi dewatering, di dalam pipa masih terdapat air yang dapat menyebabkan masalah selama startup. Pengeringan diperlukan untuk menghilangkan sisa-sisa air di dalam pipa. Jika pipa digunakan untuk mengalirkan water-wet gas, tidak diperlukan pengeringan. Jika dewatering dilakukan dengan nitrogen, tidak diperlukan pengeringan.

Metode yang umum untuk pengeringan pipa adalah air drying dan vacuum drying. Keuntungan air drying adalah :

• semua free water dapat dihilangkan dari pipa
• dew point sangat rendah hingga -90^oF (-68^oC)
• proses pengeringan berjalan singkat

Sayangnya, metode air drying tidak sesuai untuk pipa offshore karena memerlukan area yang luas untuk peralatan.

Vacuum drying berlandaskan pada fakta bahwa air akan mendidih pada temperatur rendah jika tekanan pipa direduksi hingga tekanan uap jenuhnya. Oleh karena itu, dengan mereduksi tekanan sistem, air dapat dididihkan dan dihilangkan dari pipa menggunakan vacuum pump. Kurva tipikal ditunjukkan pada gambar di bawah ini.

Gambar plot vacum drying pressure tipikal.

Proses vacuum drying dapat dibagi menjadi tiga tahap. Tahap pertama adalah fasa evakuasi, yaitu tekanan di dalam pipa diturunkan dari tekanan atmosfer ke tekanan uap jenuh dengan menghilangkan udara dari pipa. Tekanan uap jenuh merupakan fungsi dari temperatur pipa.

Setelah tekanan pipa mencapai tekanan uap jenuh, air mulai terevaporasi. Tekanan dijaga konstan. Proses ini berlangsung terus hingga semua free water di dalam pipa terevaporasi. Fasa ini disebut fasa pendidihan.

Ketika semua free water di dalam pipa sudah terevaporasi, tekanan di dalam pipa mulai menurun karena tidak ada lagi air yang terevaporasi dan menjaga kesetimbangan. Semua udara di dalam pipa telah dievakuasi, dan tekanan di dalam pipa berkorelasi langsung dengan dew point. Fasa ini disebut fasa pengeringan final.

Keuntungan metode vacuum drying adalah :

• semua free water dapat dihilangkan dari pipa
• bisa mencapai dew point yang rendah
• tidak memerlukan area yang luas untuk peralatan
• tidak ada limbah yang dihasilkan dalam jumlah signifikan

Kelemahan metode vacuum drying adalah proses pengeringannya dapat berlangsung lama dan tidak cocok untuk perpipaan yang panjang atau pipa bor yang kecil.

Setelah dikeringkan, pipa mesti menjalani proses purging menggunakan nitrogen dengan alasan berikut :

• untuk memverifikasi lebih lanjut kekeringan pipa
• menyediakan barrier sebelum hidrokarbon dialirkan

Setelah pre-commissioning, perpipaan siap untuk commissioning dan startup.

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

PIPA : PRE-COMMISSIONING (1)

http://www.pipelineengineering.com/engineeredsolutions.php

Setelah instalasi, pipa menjalani tahap pengetesan dan commissioning. Bermacam prosedur perlu ditempuh untuk pengetesan dan commissioning. Setelah itu pipa siap dioperasikan untuk menyalurkan fluida. Ketika tekanan di dalam reservoir minyak/gas menurun seiring waktu, komposisi fluida (water cut dan rasio gas-liquid) berubah. Flow assurance menjadi esensial. Operasi pigging dilaksanakan untuk membersihkan pipa dan mengidentifikasi kerusakan pipa. Hal yang akan diuraikan di sini adalah pengetesan dan commissioning.

1. Pendahuluan

Sejak fabrikasi hingga startup, sistem perpipaan menjalani serangkaian tes. Beberapa di antaranya, seperti Factory Acceptance Test (FAT), dilakukan di darat (onshore) untuk komponen individu pipa. FAT terdiri dari inspeksi, pengetesan, dan pelaporan sistem mengacu pada gambar, spesifikasi, dan kebutuhan yang tercantum dalam kontrak. Beberapa tes, seperti hydrotest, dilakukan di laut (offshore) untuk sebagian atau seluruh sistem perpipaan. Hydrotest dilaksanakan untuk memeriksa kekuatan mekanik sistem perpipaan dan integritas koneksinya. Hydrotest merupakan salah satu dari aktivitas pre-commissioning. Pre-commissioning dilakukan setelah pipa terinstal dan semua tie-in lengkap untuk menilai integritas keseluruhan, menilai sistem siap untuk commissioning dan startup, mengkonfirmasi keselamatan personil dan lingkungan, dan mengkonfirmasi kontrol operasional sistem perpipaan.

Kenapa tes-tes tersebut penting untuk pipa bawah laut? Sistem perpipaan bawah laut terdiri dari perpipaan dan riser. Jumper digunakan untuk menyambung perpipaan dengan riser. Jumper merupakan bagian dari pipa yang rigid atau fleksibel. Jumper menghubungkan pipa dan riser menggunakan konektor dan PLET (Pipeline End Termination). PLET digunakan untuk men-support konektor pipa dan/atau valve. Di bawah laut, pipa dihubungkan ke manifold atau sumur dengan jumper.

Gambar skema sistem pipa bawah laut tipikal

Ketika pipa bawah laut selesai diinstal, termasuk beraneka ragam sambungan di sepanjang pipa, perlu dicek apakah ada kebocoran. Selain itu perlu dicek pula kekuatan mekanik pipa berdasarkan tekanan desain dan tingkat keselamatan. Selama pengangkutan dan instalasi, pipa mungkin mengalami kerusakan, dan kekuatan mekaniknya tereduksi. Jika sambungan-sambungan pipa tidak baik, kebocoran dapat terjadi pada tekanan tinggi. Masalah-masalah potensial tersebut perlu dideteksi agar tidak terjadi kecelakaan operasional yang dapat menimbulkan dampak pada keselamatan dan lingkungan.

Sebelum digunakan, pipa mesti dibersihkan. Selama fabrikasi dan instalasi, serpihan (debris) kemungkinan tertinggal di dalam pipa. Jika serpihan ini tidak disisihkan, ia dapat menyumbat dan merusak valve dan choke. Dimensi internal pipa dan integritas internal juga perlu dicek. Misalnya, tidak ada deformasi pipa yang terjadi selama instalasi. Jika terdapat deformasi, pig tidak akan bisa melewati bagian yang terdeformasi tersebut.

Pre-commissioning terdiri dari aktivitas-aktivitas berikut :

. Flooding

. Pembersihan dan gauging

. Hydrotest

. Tes kebocoran

2. Flooding, Pembersihan, dan Gauging

Setelah peletakan pipa, perlu diverifikasi apakah bagian dalam pipa bersih, bebas dari serpihan, dan dapat beroperasi pada tekanan desain. Caranya adalah melakukan flooding dengan fluida yang sudah diolah dan meluncurkan cleaning pig untuk membersihkan serpihan, diikuti gauging pig. Cleaning dan gauging dapat dilakukan oleh satu buah pig.

Tujuan utama operasi flooding, pembersihan, dan gauging adalah :

• mengisi pipa dengan pressure testing medium
• memverifikasi kebersihan pipa
• memverifikasi integritas pipa dengan gauging untuk memastikan tidak ada bagian yang bengkok atau rusak

Pipa mesti diisi dengan air bersih. Padatan tersuspensi yang ukurannya di atas spesifikasi (50–100 mikron), disisihkan dengan filter. Alat pengukur yang akurat digunakan untuk mengukur jumlah air yang diinjeksikan ke dalam pipa. Mengetahui jumlah air yang diinjeksi merupakan hal penting untuk mendeteksi kebocoran. Bahan kimia, seperti biocide, biasanya diinjeksi ke dalam air uji dengan konsentrasi tertentu. Jika air uji berada di pipa dalam waktu cukup lama, corrosion inhibitor ditambahkan ke dalam pipa untuk melindungi pipa dari korosi. Semua bahan kimia yang diinjeksikan mesti compatible dengan air sehingga tidak ada padatan yang terbentuk di dalam pipa.

Ketika filling pipa, serangkaian pig (pig train), dipisahkan oleh slug fluida, akan melewati pipa dengan kecepatan minimum, sekitar 3 – 6 mil per jam. Pig train terdiri dari cleaning pig dan gauging pig. Pilihan terbaik untuk cleaning pig adalah pigs with discs, conical cups, spring mounted brushes, dan bypass ports. Gauging pig digunakan untuk menentukan apakah terdapat reduksi / kerusakan yang tidak dapat diterima pada pipa. Gauging pig konvensional adalah pig tipe cup dengan aluminium gauging plate.

Gambar di bawah menampilkan tipikal flooding, pembersihan, dan gauging pig train.

Gambar pig train untuk flooding, pembersihan, dan gauging

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

PIPA : INSULASI

armourcrete.com/Pressreleases.htm

1. Pendahuluan

Tujuan utama insulasi pipa adalah untuk mempertahankan panas. Temperatur fluida di dalam pipa perlu dijaga agar lebih tinggi daripada ambien dengan alasan sebagai berikut :

· mencegah pembentukan hidrat gas

· mencegah pembentukan wax atau aspal

· memelihara sifat aliran fluida

· meningkatkan cool-down time setelah shut down

· memenuhi kebutuhan operasional lainnya

Pada pipa liquefied gas, seperti LNG, insulasi diperlukan untuk menjaga agar temperatur fluida tetap dingin sehingga tetap berada dalam bentuk cair.

2. Insulator

Polypropylene, polyethylene, dan polyurethane merupakan tiga material dasar yang digunakan secara luas untuk insulasi pipa. Konduktivitas termalnya disajikan pada tabel berikut.

Material	Konduktivitas Termal
	(BTU/hr-ft-oF)	W/m-K
Polypropylene	0,13	0,22
Polyethylene	0,20	0,35
Polyurethane	0,07	0,12

Ketiga material dasar ini digunakan dalam bentuk yang berbeda-beda sehingga menghasilkan konduktivitas termal keseluruhan yang berbeda pula. 3-layer polypropylene memiliki konduktivitas termal 0,13 BTU/hr-ft-^oF, sementara 4-layer polypropylene 0,10 BTU/hr-ft-^oF. Polypropylene padatan memiliki konduktivitas termal yang lebih tinggi dibandingkan polypropylene foam. Polymer syntactic polyurethane memiliki konduktivitas termal 0,07 BTU/hr-ft-^oF, sedangkan glass syntactic polyurethane 0,09 BTU/hr-ft-^oF.

Karena konduktivitas termalnya rendah, polyurethane foam banyak digunakan untuk insulasi pipa bawah laut. Sifat fisika polyurethane foam mencakup densitas, konduktivitas termal, compressive strength, closed cell content, leachable halides, flammability, tensile strength, tensile modulus, dan water absorption.

3. Pipe-in-Pipe Insulation

Dalam kondisi tertentu, sistem insulasi pipe-in-pipe lebih dipilih dibandingkan sistem single-pipe konvensional. Insulasi pipe-in-pipe diperlukan untuk memproduksi fluida dari reservoir bertekanan tinggi/bertemperatur tinggi (di atas 150^oC) di laut dalam. Anulus di antara pipa dapat diisi dengan material insulasi yang tipenya berbeda-beda, seperti foam, serbuk, gel, dan gas inert atau vacuum.

4. Kebutuhan Insulasi

Kebutuhan insulasi pipa bervariasi untuk tiap field. Analisis flow assurance memberi arahan untuk penentuan kebutuhan minimum insulasi pipa di suatu field. Analisis mencakup :

· Flash analysis untuk menentukan temperatur pembentukan hidrat pada tekanan operasi.

· Global thermal hydraulics analysis untuk menentukan koefisien perpindahan panas pada setiap lokasi perpipaan.

· Local heat transfer analysis untuk menentukan tipe dan ketebalan insulasi yang digunakan pada suatu lokasi.

· Local transient heat transfer analysis di lokasi khusus untuk menentukan kurva cool down dan waktu untuk mencapai temperatur kritis yang diperbolehkan di setiap lokasi.

Insulasi Kering

Ada dua jenis insulasi pipa, yaitu insulasi kering dan insulasi basah. Insulasi kering memerlukan penghalang (barrier) luar untuk mencegah water ingress (pipe-in-pipe). Tipe yang umum adalah :

. Closed cell polyurethane foam (CCPUF)

. Open cell polyurethane foam (OCPUF)

. Poly-isocyanurate foam (PIF)

. Extruded Polystyrene

. Fiberglass

. Mineral Wool

. Vacuum Insulation Panels (VIP)

Insulasi Basah

Insulasi basah tidak memerlukan penghalang (barrier) luar untuk mencegah water ingress, atau keberadaan water ingress diabaikan karena tidak menurunkan sifat insulator. Tipe yang umum adalah :

. Polyurethane

. Polypropylene

. Syntactic Polyurethane

. Syntactic Polypropylene

. Multi-layered

. dan lain-lain

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

PIPA : PENCEGAHAN KOROSI (2)

www.clas.ufl.edu/jur/200601/papers/paper_chu.html

3. Proteksi Katodik

Proteksi katodik merupakan metode untuk mencegah korosi pada logam. Terdapat dua metode utama untuk proteksi katodik, yaitu sistem anoda galvanik dan impressed current. Untuk pipa bawah laut, sistem anoda galvanik umum digunakan.

Korosi merupakan reaksi elektrokimia. Permukaan pipa baja terdiri dari area katoda dan anoda yang distribusinya sembarang. Air laut merupakan elektrolit yang melengkapi sel galvanik. Hal ini menyebabkan elektron mengalir dari satu titik ke titik lainnya, menghasilkan korosi. Dengan mengoneksikan logam yang potensialnya lebih tinggi daripada pipa baja, dapat dibuat sel elektrokimia di mana pipa baja menjadi katoda dan diproteksi.

Coating pipa merupakan penghalang pertama untuk menahan korosi. Walaupun demikian, proses pengangkutan dan instalasi pipa dapat menghasilkan kerusakan pada coating. Proteksi katodik menggunakan logam lain yang akan melepas elektron (anoda). Logam tersebut biasanya aloy aluminium dan seng. Dengan menempatkan anoda pada pipa, area pipa yang coatingnya rusak dapat diproteksi dari korosi.

Anoda seng biasanya tidak digunakan untuk pipa laut dalam karena tidak efisien, membutuhkan massa yang besar untuk memproteksi pipa. Walaupun demikian, anoda seng dapat dipasang pada sambungan pipa sehingga tidak diperlukan kabel untuk koneksi listrik ke pipa. Seng tidak menunjukkan kinerja yang baik untuk hot buried pipelines. Sedangkan kinerja anoda aluminum lebih baik dan dapat digunakan untuk hot buried pipe.

Desain Proteksi Katodik

Dalam mendesain proteksi katodik untuk pipa bawah laut, parameter-parameter yang perlu diketahui adalah :

. Umur desain (tahun)

. Coating breakdown (%)

. Densitas arus untuk proteksi (mA/m²), ditanam (buried) atau tidak (unburied)

. Resistivitas air laut (ohm-cm)

. Resistivitas tanah (ohm-cm)

. Pipeline protective potential (umumnya -900 mV w.r.t Ag/AgCl)

. Output anoda (amp-hr/kg)

. Potensial anoda (mV w.r.t. Ag/AgCl)

. Anode utilization factor (%)

. Temperatur air laut

. Temperatur pipa

. Kedalaman pipa

Umur desain pipa berdasarkan jenis pipa, apakah merupakan trunkline atau infield line. Umur trunkline bisa mencapai 40 tahun, sedangkan infield line 20 tahun. Coating breakdown factor bergantung pada tipe coating.

Densitas arus, resistivitas, dan temperatur bergantung pada lokasi geografis di mana pipa diletakkan. Pada pipa laut dalam, temperatur air laut berkisar 0,7^oC hingga 7,5^oC. DnV dan NACE menyajikan nilai densitas arus dan resistivitas untuk lokasi-lokasi offshore. Untuk pipa yang ditanam di sedimen, nilai densitas arus sebesar 0,020A/m² direkomendasikan oleh DnV.

Tipe anoda yang digunakan menentukan sifat elektrokimianya. Anoda Galvalum III, misalnya, memiliki output anoda sekitar 2.250 amp-hr/kg di dalam air laut dengan temperatur kurang dari 25^oC dan potensialnya sekitar -1.050 mV.

Anode utilization factor bergantung pada bentuk dan aplikasi anoda. Anoda bracelet diasumsikan dapat digunakan hingga 80% dari umurnya, sedangkan anoda stand-off 90%. Untuk temperatur pipa di atas 25^oC, densitas arus meningkat. Di atas 25^oC, setiap peningkatan 1^oC, densitas arus meningkat 0,001 A/m².

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

PIPA : PENCEGAHAN KOROSI (1)

http://www.bss.com.cn/cpxx1.asp?type=coatings%20for%20pipeline

1. Pendahuluan

Pipa bawah laut biasanya didesain agar bisa beroperasi 10 hingga 40 tahun. Agar dapat bertahan selama itu, pipa perlu dilindungi dari korosi, baik internal maupun eksternal. Korosi internal berkaitan dengan fluida yang dialirkan di dalam pipa, dibahas di Flow Assurance.

External coating dapat mencegah korosi pada pipa. Walaupun begitu, tetap ada kemungkinan coating rusak pada saat shipping atau instalasi. Proteksi katodik dengan pengorbanan anoda digunakan untuk mencegah bagian yang rusak dari korosi.

2. External Pipe Coating

External coating berfungsi untuk melindungi pipa dari korosi. Single layer coating digunakan jika pipa selalu berada dalam kondisi statis, stabil, berada di tanah seperti tanah liat atau pasir. Lapisan (layer) tambahan diperlukan untuk tambahan proteksi, menjaga pipa agar stabil di dasar laut (dengan weight), atau memberi isolasi. Isolasi berfungsi untuk menjaga agar temperatur fluida di dalam pipa lebih tinggi daripada temperatur lingkungan. Multi-layer coating biasanya digunakan di lingkungan di mana external coating mudah tergerus, misalnya di tanah berbatu.

Sifat coating yang perlu dipertimbangkan untuk pipa bawah laut adalah :

• resistensi terhadap absorpsi air laut
• resistensi terhadap bahan kimia di air laut
• resistensi terhadap cathodic disbondment
• fleksibilitas
• resistensi terhadap benturan dan abrasi
• resistensi terhadap cuaca
• kompatibilitas dengan proteksi katodik

Single-layer coating kemungkinan tidak bisa menyediakan semua sifat yang diperlukan pipa pada berbagai kondisi operasi. Oleh karena itu diperlukan multi-layer coating. Agar coating menempel pada pipa, proses manufaktur surface finish perlu mendapat perhatian. Jika proses surface finish tidak baik, coating tidak akan menempel dengan semestinya pada pipa.

Single-Layer Coating

Single-layer coating yang sering dipilih untuk perpipaan bawah laut adalah Fusion Bonded Epoxy (FBE), khususnya di Amerika dan Inggris. Tabel di bawah menyajikan sifat FBE. Sebagian besar pipa penyaluran minyak dan gas menggunakan FBE karena biayanya murah. FBE dapat dipadukan dengan concrete weight coating.

Tipe coating	Temperatur maksimum (oC)	Ketebalan rata-rata coating (mil)
Fusion Bonded Epoxy	90	14 hingga 18

Coating lain yang dapat digunakan bersama dengan concrete coating adalah coal tar enamel dan coal tar epoxy. Keduanya merupakan bituminous coating yang diperkuat dengan fiberglass. Walaupun demikian, sebagian besar bituminous coating biasanya tidak digunakan terkait dengan peraturan lingkungan dan penurunan efisiensi (sagging, cracking, permeasi, and deteriorasi kimia).

Multi-layer Coating

Tabel di bawah menyajikan multi-layer coating untuk perpipaan bawah laut.

Tipe coating	Temperatur maksimum (oC)
Dual-layer FBE, Duval	90
3-layer polyethylene (PE)	110
3-layer polypropylene (PP)	140
Polychloropene	90

Dual-Layer FBE. Dual-layer FBE coating digunakan jika proteksi tambahan diperlukan untuk layer luar, seperti temperatur tinggi, resistensi terhadap abrasi, dan lain-lain. Untuk pipa bawah laut, temperatur fluida di dalam pipa menurun mendekati ambien setelah menempuh jarak beberapa km. Kebutuhan coating dibatasi untuk SCR (steel catenary riser) pada area touchdown di mana abrasi tinggi dan coating tambahan dengan resistensi tinggi terhadap abrasi diperlukan. Sistem Duval terdiri dari FBE base coat (20 mil) yang berikatan dengan polypropylene coating (20 mil). Polypropylene layer memberikan proteksi mekanik.

Three-Layer. 3-layer polypropylene (PP) coating terdiri dari epoxy atau FBE, thermoplastic adhesive coating, dan polypropylene top coat. Polyethylene (PE) dan polypropylene (PP) coating merupakan extruded coating. Coating ini digunakan untuk proteksi tambahan mengatasi korosi, biasanya digunakan untuk sistem dinamis, seperti SCR (steel catenary riser), dan lokasi di mana temperatur fluida di dalam pipa cukup tinggi. Di Eropa, PE dan PP coating banyak digunakan karena memiliki dielectric strength, water tightness, thickness yang baik, serta kebutuhan arus untuk proteksi katodik yang rendah.

Concrete Weight Coating. Concrete weight coating digunakan jika kestabilan perpipaan di dasar laut menjadi isu utama. Densitas concrete yang umum digunakan adalah 140 lbs/ft³ dan 190 lbs/ft³. Densitas yang lebih besar diperoleh dengan menambahkan bijih besi ke dalam concrete mix. Pada saat ini bijih besi sudah ditambahkan ke dalam concrete menghasilkan densitas 275 hingga 300 lbs/ft³.

3. Organisasi yang Berkaitan dengan Pipe Coating

Organisasi di Amerika :

. American Society of Testing Methods (ASTM)

. Steel Structures Painting Council (SSPC)

. National Association of Corrosion Engineers (NACE)

. National Bureau of Standards (NBS)

. International Organization for Standardization (ISO)

Di Eropa :

. Det Norske Veritas (DnV)

. Deutsches Institut fur Nurmung (DIN)

. British Standards (BS)

. International Organization for Standardization (ISO)

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

PIPA : SEKILAS

Desain perpipaan mencakup pemilihan diameter, tebal, dan material yang akan digunakan. Diameter pipa dipilih berdasarkan kapasitas alir yang diperlukan untuk mengirim fluida dari sumur minyak atau gas.

Untuk pipa bertekanan tinggi atau pipa laut dalam, grade material yang digunakan biasanya X-60 atau X-65 (414 atau 448 MPa), kecuali untuk pipa berdiameter besar. Grade yang lebih rendah seperti X-42, X-52, atau X-56 digunakan untuk air dangkal, tekanan rendah, atau diameter pipa besar (untuk mereduksi biaya material).

Ada beberapa tipe pipa, yaitu :

. Seamless

. Submerged arc welded (SAW or DSAW)

. Electric resistance welded (ERW)

. Spiral weld

Pipa tipe seamless dan SAW sering digunakan. Untuk diameter 12 in atau lebih rendah, tipe seamless biasanya menjadi pilihan utama. Jika pipa tipe ERW yang digunakan, diperlukan perlengkapan inspeksi khusus, seperti full body ultrasonic testing. Pipa spiral weld jarang digunakan untuk minyak/gas dan hanya digunakan untuk air dengan tekanan rendah.

Penentuan ketebalan dinding pipa didasarkan pada tekanan internal desain atau tekanan hidrostatik eksternal. Peningkatan ketebalan dinding pipa kadang-kadang menjamin stabilitas hidrodinamika sebagai pengganti metode stabilisasi (seperti weight coating).

Bai (2001) merekomendasikan prosedur untuk mendesain ketebalan dinding pipa :

Langkah 1 : Menghitung ketebalan minimum dinding pipa berdasarkan tekanan internal desain.

Langkah 2 : Menghitung ketebalan minimum dinding pipa berdasarkan tekanan eksternal.

Langkah 3 : Menambahkan corrosion allowance pada dinding pipa.

Langkah 4 : Memilih ketebalan dinding.

Langkah 5 : Mengecek ketebalan dinding untuk hydrotest.

Langkah 6 : Mengecek untuk penanganan praktis (pipa dengan D/t > 50 sulit ditangani, pengelasan dengan dinding pipa <>

Desain perpipaan biasanya merujuk pada ASME B31.4 (ASME, 1989), ASME B31.8 (ASME, 1990), and DnV 1981 (DnV, 1981). ASME B31.4 untuk pipa minyak di North America. ASME B31.8 untuk pipa gas dan fluida dua fasa di North America. DnV 1981 untuk pipa minyak, gas, dan fluida dua fasa di North Sea.

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

PIPA : FLOW ASSURANCE (7)

www.fzd.de/db/Cms?pOId=25191&pFunc=Print&pLang=en

8. Severe slugging

Salah satu isu dalam perpipaan bawah laut adalah production delivery. Fluida diharapkan stabil, baik aliran maupun komposisinya. Jika fluida yang mengalir ke permukaan tidak stabil, sistem pemrosesan akan bermasalah yang dapat menyebabkan shutdown pada seluruh sistem produksi.

Sistem produksi bawah laut biasanya terdiri dari pipa bawah laut dan riser. Panjang riser bervariasi bergantung pada kedalaman laut, mulai dari + 100 ft (laut dangkal) hingga ribuan ft (laut dalam). Semakin panjang riser, semakin banyak energi yang diperlukan agar aliran fluida stabil hingga ke sistem pemroses. Pada laut dalam, khususnya ketika lapangan minyak sudah memasuki tahap tekanan reservoir rendah dan laju produksi berkurang, kecepatan gas dan liquid di dalam pipa tidak cukup tinggi untuk membawa fluida keluar dari riser, sehingga pengiriman fluida ke peralatan pemroses menjadi tidak stabil.

Ketika liquid tidak dapat keluar secara kontinu dari riser, liquid akan terakumulasi di dasar riser membentuk kolom liquid, yang disebut slug. Liquid slug akan menghambat aliran gas. Jika tekanan gas di belakang slug cukup tinggi, liquid slug akan terdorong keluar dari slug, dan menghasilkan aliran liquid dalam jumlah banyak ke separator. Fenomena ini disebut severe slugging. Liquid slug dengan sedikit gas (atau tidak ada gas) di dalamnya sering menimbulkan masalah di separator (misalnya high liquid level) jika separator dan sistem kontrolnya tidak didesain dengan baik. Jika ada kompresor, sedikitnya gas (atau tidak ada gas) akan menyebabkan masalah pada kompresor.

Eliminasi Severe Slugging

Terdapat beberapa metode untuk mitigasi masalah severe slugging.

Batimetri yang mendukung

Pipa outlet biasanya lebih dipilih berada di kedalaman yang dangkal dibandingkan pipa inlet. Alasannya adalah aliran slug multifasa pada pipa yang cenderung naik lebih baik dibandingkan pada pipa yang cenderung turun. Pipa A pada gambar di bawah cenderung memiliki masalah severe slugging dibandingkan Pipa B. Karena itu, pada tahap desain, pemilihan rute pipa merupakan hal yang penting untuk mengeliminasi severe slugging.

Gambar profil pipa yang cenderung naik dan cenderung turun

Meningkatkan aliran gas

Salah satu alasan utama terjadinya severe slugging adalah kecepatan gas terlalu rendah untuk membawa liquid keluar dari riser. Jika jumlah gas yang diintroduksi pada riser banyak, kecepatan gas akan meningkat dan gas akan mengangkat liquid keluar dari riser dengan mereduksi densitas campuran fluida.

Gas-Lift Riser

Jika gas dalam jumlah yang cukup diinjeksikan ke dasar riser untuk mengubah aliran di dalam riser menjadi aliran slug, churn, atau anular yang hidrodinamis, masalah severe slugging dapat diatasi. Pada aliran slug atau churn yang hidrodinamis, slug lebih pendek dibandingkan slug pada aliran severe slugging. Separator di fasilitas pemroses biasanya didesain untuk menangani aliran slug hidrodinamis, sehingga tidak perlu shutdown. Jika gas diinjeksi ke dasar riser untuk mengubah aliran menjadi aliran anular, aliran akan stabil. Tetapi untuk mencapai aliran anular, jumlah gas yang diperlukan sangat banyak dan kemungkinan tidak praktis.

Topsides Choking

Severe slugging dapat diatasi dengan men-choking aliran pada bagian atas riser. Choking aliran dapat meningkatkan tekanan sistem dan membuat sistem lebih “kencang”. Ketika liquid slug yang terbentuk di dasar riser mengeblok aliran gas, tekanan gas di belakang liquid slug meningkat dengan cepat dan dapat mendorong liquid slug keluar dari riser dengan cepat. Dengan cara ini, waktu akumulasi liquid menjadi lebih singkat dan liquid slug menjadi lebih lebih kecil. Severe slug dapat diminimasi.

Tetapi metode choking dapat meningkatkan system back pressure sehingga mereduksi produksi keseluruhan.

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005