Rangkuman Diskusi Mailing List Migas Indonesia (Maret 2003) ini membahas tentang perbandingan antara DNV Offshore Pipeline Design dengan ANSI/ASME . Untuk design pipeline setelah ada DnV OS-F101 2000, apakah berarti DnV 81 sudah ndak berlaku lagi? Atau DnV 81 masih bisa dipakai untuk case tertentu saja?

Pertanyaan : (Rudy Heryanto – BP West Java
Ltd)

Rekan semua, mohon info, untuk design pipeline setelah ada DnV OS-F101 2000,
apakah berarti DnV 81 sudah ndak berlaku lagi? Atau DnV 81 masih bisa dipakai
untuk case tertentu saja?

Tanggapan 1 : (Yudi P. Putera – DNV)

Mas Rudi dan rekan lain sedikit cerita;

DNV has a long tradition within offshore pipelines, starting as early as 1960
with pipeline projects offshore Algeria. In the beginning of the 70’s the Norwegian
oil adventure started with the discovery and subsequent development of the large
Ekofisk Field. Det Norske Veritas, as a major Norwegian company with extensive
international activity, here continued its involvement in the pipeline industry.
The background DNV had from the traditional ship classification services, with
extensive experience and know-how within areas such as:

  • material
  • corrosion
  • structural calculations
  • hydrodynamic calculations
  • fabrication and construction surveillance
  • constituted an excellent background for entering the offshore industry and especially
    pipeline activities.

DNV with its high technical profile took active part in the pipeline technology
development from the very first beginning. The first issue of the DNV "Rules
for Submarine Pipeline Systems" was issued in 1976 and was the first code
for offshore pipelines world wide. These Rules were updated in 1981 and has
up to now been used all over the world as an "industry standard".

In 1996 the old "Rules for Submarine Pipeline Systems" from 1981
was replaced. This was a major update where state of the art research achievements
were implemented including adopting the limit state formulation. This was the
first code applying the limit state concept with calibrated safety factors.
This edition of the Rules were termed "DNV Rules for Submarine Pipeline
Systems, 1996" or DNV’96 for short.

This document has recently been updated and converted into a DNV Offshore Standard
DNV-OS-F101 Submarine Pipeline Systems 2000, or in short DNV-OS-F101 and a DNV-OSS-301
Certification and verification of submarine pipeline systems.

Mudah-mudahan membantu.

Tanggapan 2 : (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Saya ingin bertanya…

sebenarnya, apa sih perbedaan mendasar antara DNV dengan ASME/ANSI, misalnya
seperti B.31.8 untuk perpipaan gas atau B.31.4 untuk hidrocarbon liquid transportation.

Yang saya sedikit tahu, di B.31.8, pipa2 gas designnya dibagi atas class2 (berdasar
populasi di sekitarnya) yang pada akhirnya akan mengguide berapa tebalnya untuk
suatu maximum allowable working pressure tertentu. Dan juga pemasangan PSV di
badannya, aturannya juga unik, misalnya kalau tidak salah, 75% dari SYMS atau
110% dari MAOP, mana yang lebih rendah
(atau lebih tinggi yach, saya lupa ?)

Uniknya, B.31.4 tidak mengenal class, semua dihantam pake factor yang sama,
0.72.

hydrotestnya? juga beragam, terutama untuk B.31.8. Nah apakah DNV juga punya
ke-khasan tersendiri? Kalau boleh bertanya lebih lanjut, manakah yang paling
konservatif? Manakah yang lebih ekonomis?. Jika kedua standard ini bertemu di
suatu pipa, manakah yang akan diikuti? atau tergantung mana yang paling menguntungkan?
(Rp, US$, ????)

Tanggapan 3 : (Iwandana Soendoro – ConocoPhillips
Indonesia Inc. Ltd.)

Kalau boleh sumbang saran mengenai hal ini ada beberapa keunggulan dan kelemahannya:

DNV lebih banyak bermain di safety factor (paling signifikan) tergantung keadaan
dan lokasinya apabila lebih beresiko maka safety faktornya akan lebih tinggi
begitu pula keadaan sebaliknya akan lebih rendah

Secara design DNV lebih jelimet ketimbang ASME sehingga jasa engineering dengan
DNV lebih mahal, tidaklah bijaksana apabila menggunakan DNV untuk infield pipeline/
pipeline dalam jarak yang pendek, tetapi lebih menguntungkan untuk export pipeline/
jarak jauh karena pemakaian wall thickness dapat disesuaikan dengan kondisi.
Keduanya dapat dipakai di laut dangkal/laut dalam

DNV juga menjelaskan mulai dari proses awal (design) sampai akhir (maintenance)

Tanggapan 4 : (Stephanus Sulaeman – PERTAMINA
UP V Balikpapan)

Dear sir,
Pak Iwandana Soendoro, dapatkah saya memperoleh flow chart perhitungan dari
DNV dan rumus-rumus dasarnya ? Hanya pokok-pokoknya saja. Terima kasih atas
bantuannya.

Tanggapan 5 : (Yudi P. Putera – DNV)

Bapak-bapak
aku sudah minta tolong mas moderator untuk kirimkan attachment dari FAQ OS F101,
berisi sedikit formal explenation dari DNV. mudah-mudah membantu.
(Attachment dapat di-download di bagian bawah artikel – Red)

Tanggapan 6 : (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Pak Soendoro,

Terima kasih atas komentarnya…

Keliatannya memang benar pak bahwa ASME/ANSI B.31.8 tidaklah mengenal class
untuk offshore pipeline, tidak seperti yang saya bilang sebelumnya bahwa ada
class. Ternyata menurut standardnya, class hanya berlaku di onshore piping.
Jadi pernyataan saya sebelumnya itu salah.

Nah Pak Soendoro, artinya jika DNV mengenal pembagian wall thickness, berarti
dia lebih "berani" ketimbang si ASME/ANSI. Betulkah pak? Artinya biasa
keseluruhan untuk pemasangan pipa pake standard DNV akan save Rp,US$ ??

Adakah pula kejanggalan (setidaknya menurut saya) di standard DNV tersebut
? Misalnya saja di onshore piping untuk si gas (B.31.8) dan hidrokarbon liquid
transportation (B.31.4) punya ke "aneh" an tersendiri, misalnya: waktu
hidrotest untuk si liquid ditentukan tidak boleh kurang dari 4 jam, sedangkan
untuk gas tidak ditentukan berapa lama waktu hidrotest. Menurut orang2 pintar,
katanya, waktu hidrotest itu tidaklah sepenting besarnya tekanan yang diberikan
ketika hidrotest. Dgn kata lain, besarnya harga tekanan ketika hidrotest lebih
penting ketimbang lamanya waktu hidrotest. Alasannya adalah karena selalu ada
pertumbuhan crack di material pipa. Pertumbuhan crack tsb akan berhenti jika
diberlakukan tekanan yang lebih rendah dari itu, mis: pada tekanan operasi normalnya.
Artinya, harusnya jangan ada batasan waktu lamanya hidrotest (?)

Misal keanehan yang kedua, untuk pipa onshore liquid, ASME tidak memberlakukan
class, sedangkan untuk gas diberlakukan. Apakah ini dilihat dari bahayanya ketika
pipa itu pecah dan menimbulkan kebakaran, maka fenomena firenya seperti jet,
sedangkan kalau cairan cuma pool fire semata? Padahal kalau dilihat dari sisi
lingkungannya, tumpahan minyak atau kondensat dari pipa bisa lebih serius ketimbang
menguapnya gas.

Anyway, just my opinion.