Pipeline Thermal Insulation

Performa dari thermal flow pada system produksi subsea bergantung pada sifat hydraulic dari fluida yang berada pada aliran. Sifat pada fluida ini juga mempengaruhi design secara tidak langsung dengan adanya pengaruh dari property temperature, densitas, dan viskositas. Design thermal, yang memperkirakan profile temperature disepanjang aliran, merupakan salah satu kunci penting dalam flowline design. Informasi ini dibutuhkan untuk berbagai macam pipeline analysis, seperti expansion analysis, upheaval atau lateral buckling, perlindungan korosi, prediksi hydrat dan wax deposition analysis. Thermal insulation diperlukan untuk menjaga temperature aliran agar tidak terbentuk endapan pada aliran. Yang dapat mengganggu aliran.

Gambar dibawah ini menunjukan beberapa lapisan coating yang dikombinasikan dengan foams yang memiliki insulasi thermal yang baik, serta lapisan PP dengan property creep resistance. Coating ini memiliki ketebalan berkisar antara 25mm sampai 100mm atau lebih. biasanya Lapisan dengan ketebalan lebih dar3i 65mm dicoating dalam beberapa layer.

 

Coating system biasanya memiliki keterbatasan pada kombinasinya, bergantung pada factor kondisi operasi seperti temperature, kedalaman perairan, dan water absorption. Kombinasi dari temperature dan tekanan hydrostatic dapat mengakibatkan creep dan water absorption, serta berkurangnya kualitas dari property insulasi selama operasi. Masalah ini harus diperhitungkan dalam perencanaan.

Berikut adalah tabel mengenai material yang dapat digunakan untuk design temperatur tertentu.

Berikut adalah deskripsi singkat untuk masing – masing material yang dapat dijadikan material thermal insulation :

• Polypropylene (PP); polyolefin system memiliki thermal efisiensi yang rendah. Diaplikasikan dalam 3 – 4 lapisan, dapat digunakan secara langsung dengan system pemanas. Memiliki specific heat capacity 2000 J/(kg.K)
• Polypropylene-Reinforced Foam Combination (RPPF); merupakan kombinasi dari lapisan FBE,PPF dan lapisan PP pada bagian luar untuk meminimalisis terjadinya creep dan water absorption
• Polyurethane (PU); merupakan system polyolefin yang memiliki thermal efisiensi rendah.  Dan memiliki sifat mudah menyerap air pada temperature diatas 50oC. digunakan untuk memodifikasi kekakuan pada field joints.
• Polyurethane –Syntactic (SPU); merupakan bahan yang paling sering digunakan selama ini; memiliki property insulasi yang baik pada kedalaman kurang dari 100m. memiliki specific heat capacity sebesar1500J/(kg.K)

PP dan PU merupakan bahan yang lazim digunakan dalam coating untuk insulasi. Material sintetik digunakan untuk meningkatkan kekuatan insulasi terhadap tekanan hydrostatik.

Sumber :

Lee,J.E,2007, Introduction to Offshore Pipelines and Risers.

http://www.tenaris.com/en/Products/OnshoreLinePipe/Coating/ThermalInsulation.aspx

Pipeline Hot Tap

Pada industry transmisi dan distribusi fluida melalui pipeline, terkadang diperlukan adanya relokasi jalur/rute pipeline, menambah cabang pipeline, instalasi katup baru, memperbaiki katup yang rusak, mengadakan maintenance, atau menyediakan jalur pipeline tambahan saat kondisi darurat. Umumnya, semua hal di atas membutuhkan penghentian aliran sementara pada pipa.

Hot tapping merupakan metode pengeboran atau pemotongan pipa untuk tujuan tertentu, tanpa menghentikan aliran fluida di dalamnya dan mengurangi tekanan operasional. Teknologi ini kian diminati oleh para operator pipa karena menghindari kerugian akibat penghentian operasional pipa. Peralatan untuk melakukan hot tapping juga semakin canggih untuk meminimalisasi product loss selama proses pekerjaan hot tapping.

Salah satu perusahaan terkemuka dalam menyediakan peralatan hot tapping adalah Furmanite dari Amerika Serikat.

Terdapat beberapa prinsip dasar mengenai teknologi hot tap:

• Hot tap sebaiknya tidak dijadikan sebagai suatu prosedur rutin, namun hanya dipilih jika tidak ada alternative praktik lainnya.
• Hot tap harus diinstalasi oleh orang yang telah terlatih dan berpengalaman.
• Hot tapping pada pipeline yang mengandung sulfur (sour gas) memerlukan perhatian khusus terhadap kesehatan, dan hanya dilakukan bila perencanaan pekerjaan telah disetujui secara tertulis.
• Untuk setiap pekerjaan hot tapping agar dipastikan bahwa pipa yang akan dibor memiliki ketebalan dinding yang sesuai. Hal tersebut dapat diketahui menggunakan ultrasonic thickness gauge.
• Pengelasan pada pipa yang sedang beroperasi membutuhkan prosedur pengelasan dan kualifikasi, serta tenaga kerja yang telah terlatih untuk memastikan integritas hasil welding dalam kondisi pipa yang beroperasi dalam tekanan normal dan aliran normal.

Pada teknologi hot tap, terdapat 3 komponen utama yang diperlukan untuk membuat lubang baru pada pipa dengan baik dan aman, yaitu:

1. Umumnya, fitting merupakan sebuah Weldolet atau split tee, dimana nantinya akan dilas sebuah flange, dipasang katup (valve), kemudian hot tap machine pada katup tersebut.
2. Terhadap kombinasi fitting/valve tersebut akan ditempelkan pada pipa. Sebelumnya, terhadap fitting akan dilakukan pressure test terlebih dahulu untuk memastikan tidak ada permasalahan structural pada fitting dan tidak ada kebocoran pada lasan dengan flange.
3. Hot tap cutter. Sebuah mesin bor akan dipasang di dalam sebuah hot tap adapter housing. Alat inilah yang akan membuat lubang baru pada pipa.

Komponen peralatan hot tap.

Sumber: http://www.internationalweldingltd.com/what-is-hot-tapping.html

Kombinasi ketiga komponen di atas akan ditempelkan pada dinding pipa yang akan dilubangi. Kemudian nyalakan mesin bor untuk melaksanakan proses pengeboran dinding pipa. Setelah tebentuk lubang baru, berarti akan ada bagian sisa pipa yang terpotong. Potongan pipa ini disebut dengan coupon. Sebaiknya, coupon dipastikan tetap menempel pada ujung bor pada akhir pekerjaan, karena sangat berbahaya bila coupon terjatuh ke dalam pipa dan terbawa oleh aliran fluida di dalamnya. Meskipun, tidak ada jaminan bahwa coupon tidak akan terjatuh.

Coupon yang telah diangkat dari hot tap machine.

Sumber: dokumentasi pribadi

Berikut adalah ilustrasi pekerjaan hot tapping.

 

Ilustrasi pekerjaan hot tapping.

Sumber: http://www.wermac.org/specials/hottap.html

Sumber:

http://www.epa.gov/gasstar/documents/ll_hottaps.pdf

http://www.wermac.org/specials/hottap.html

Spiral Pipe of Offshore Project

Spiral welded line pipe has been used extensively for onshore applications,however there has been some reluctance to specify spiral welded line pipe foroffshore applications. A joint industry project is beeing carried out togetherwith coil manufacturers, pipe manufacturers, installation contractors andoperators to review the status regarding offshore applications for spiralwelded pipes and identify the most critical technology gaps using a technologyqualification process. Detailed suggestions as to how the gaps can be met havebeen made. An update on efforts to close these gaps is ongoing.
The challenges for spiral welded line pipe include design, metallurgical andquality control issues. The design issues include fracture arrest, collapse anddisplacement controlled loading conditions which are all highlighted in DNVsstandard for submarine pipelines (DNV OS F101). The design issues regardingload controlled displacement are mainly due to limited experience with spiralwelded line pipe subjected to large strains. For running fracture the limitedexperience with spiral welded pipe for offshore applications is an issue.
There are 5 new spiral welded pipe mills in United States so availability hasimproved. The review includes an assessment of typical pipe material testresults and whether properties required for offshore applications canreasonably be expected.

t appears that the industry has a general understanding that the performanceof spiral welded (SAWH) pipes is different to Submerge Arc Welded (SAWL)/ HighFrequency Welded(HFI)/ Electric Resistance Welded ERW linepipe when exposed tothe same loading conditions, and that currently existing design standards foroffshore applications may not be applicable. An important issue is to establishhow the spiral wound linepipe can be produced consistently to a high level ofquality, and what is required by the design standard for spiral welded pipe tobe fit for purpose for offshore use. Some of the main areas of concernregarding the quality of spiral wound linepipe will be discussed. The aim is toassess whether SAWH linepipe can be considered equivalent to SAWL and HFI/ERWlinepipe.
The use of spiral welded linepipe (SAWH) for pipelines has generally been themost popular manufacturing choice of linepipe for onshore low pressurepipelines, pipelines transporting water, ship borne piping, or very shallowwater, low pressure pipelines (≤ 500 ft).
Recently there has been more interest in the use of spiral wound linepipe, dueto the following reasons:
•  There are five new SAWH pipe mills in America with “state-of-the-art”technology.
•  SAWH linepipe is a cost-effective solution compared to the othermanufacturing processes.
•  Generally, the chemical compositions, mechanical properties anddimensional tolerances are assumed to be comparable to SAWL pipe.
•  SAWH linepipe can be manufactured in 80 ft lengths with diameters from20 to more than 100-inch OD and wall thicknesses ranging from approximately 9to 25 mm.
•  Some SAWH pipe mills have coating capabilities for 80 ft pipe lengths(FBE and 3-layer coating systems). 80 ft pipe lengths could mean lessfabrication costs for the installation contractors.

Sumber : 

http://www.petrotraining.org/spiral-wound-line-pipe-for-offshore-applications-8118-32

Materials and Grades (Pipeline)

Berbagai komponen pada pipeline, seperti pipa, sambungan (flange), fittings, katup (valve), hingga mur serta bautnya memiliki spesifikasi material yang bermacam-macam, sesuai dengan kebutuhan penggunanya. Di dunia, terdapat berbagai macam spesifikasi komponen-komponen tersebut yang telah dipublikasikan kepada masyarakat, seperti yang dikeluarkan oleh American Society for Testing Materials (ASTM) dan American Petreoleum Institute (API).

Spesifikasi ASTM merupakan yang paling umum digunakan. Sedangkan spesifikasi yang dikeluarkan oleh API merupakan hasil testing yang dilakukan oleh para ahli/pakar dalam industry minyak dunia, sehingga spesifikasi tersebut sesuai dengan kebutuhan industry minyak (dan gas).

Terdapat beberapa fungsi dari standar pipa yang telah dipublikasikan, antara lain:

• Mereka menjelaskan requirements pada proses manufaktur dan testing pipa.
• Tanpa spesifikasi, pembeli pipa akan kesulitan dalam berkomunikasi dengan produsen pipa mengenai produk yang diinginkan.
• Ketika produsen pipa menandai produk mereka dengan suatu spesifikasi, itu berarti mereka dapat menajmin bahwa pipa buatan mereka terbuat dari baja berkualitas dan telah memenuhi requirements dari spesifikasi yang digunakan.

Dalam spesifikasi pipa, terdapat istilah ‘Grade’. Apa itu Grade? Grade menunjukkan jenis-jenis komponen pipeline dengan tingkat kualitas dan komposisi material yang berbeda. Contohnya, pada spesifikasi ASTM, Grade B memiliki kapasitas leleh (yield strength) yang lebih tinggi dari Grade A. Grade B memiliki komponen karbon yang lebih tinggi dibanding Grade A. Grade A, sebagai baja yang lebih ‘lembut’ menjadi lebih mudah untuk dibengkokan dan direkomendasikan untuk proses close coiling dan cold bending. Sementara Grade B memiliki kapasitas tegangan yang lebih tinggi, cocok untuk komponen peralatan mesin.

Ada berbagai variasi Grade lainnya, seperti Grade P1 da n Grade P11 (untuk pipa), Grade WPA (untuk fittings), Grade WCB dan Grade LCB (untuk valve), Grade B7 dan Grade 2H (untuk batu+mur), dan lain-lain.

Berikut adalah tabel ASTM Grades yang sering digunakan.

ASTM Grades yang sering digunakan.

Sumber: http://www.wermac.org/pipes/pipe_part4.html

Kemudian, apa arti dari A106, A335, A234, A105, dan semacamnya? Keempat karakter di depan menunjukkan spesifikasi material. Misal, A106 merupakan carbon steel pipe for high temperature service, A335 merupakan seamless ferritic alloy-steel pipe for high temperature service, A234 merupakan wrought carbon steel and alloy steel fittings of seamless and welded construction, dan lain-lain.

Sumber:

http://www.wermac.org/pipes/pipe_part4.html

http://www.industrialgroupco.com/assets/files/common-pipe-specifications.pdf

Pipeline Global Buckling

Pipelines like other slender strcutures with compressive forces, can buckle globally if the axial compresssion goes beyond a certain level. Buried pipeline normally tend to buckle in upheaval direction (upheaval buckling) and exposed pipelines normally tend to buckle laterally (lateral buckling).

In most cases, evaluations relevant to the global buckling threat will already start taking place in e.g. feasibility studies carried out during the concept phase. With regard to global buckling, the system risk review and strategy development activity should be initiated by participating in such early studies [1].

The most relevant failure modes of global buckling are as follows [1]:

Local buckling, which is normally the governing failure mode resulting from excessive utilization. Local buckling appears as wrinkling or as a local buckle on the compressive side of the cross section. Local buckling can lead to excessive ovalisation and reduced cross-section area. This means reduced production, or even full production stop if e.g. a pig should get stuck. A locally buckled pipeline cannot stand an increased bending moment in the pipeline. This could lead to pipeline collapse and full production stop.

Loss of containment, as a result of:

Fracture, is failure on the tensile side of the cross section also resulting from excessive utilization. Fracture leads to leakage or full bore rupture, meaning reduced production, or even full production stop.

Low cycle fatigue, which can occur for limited load cycles in case each cycle gives strains in the plastic region; i.e. the utilization is excessive in periods. Low cycle fatigue may lead to leakage or rupture, meaning reduced production, or full production stop.

Hydrogen induces stress cracking (HISC), can occur in martensitic steels (“13%Cr) and ferritic-austenitic steels (duplex and super-duplex). Blisters of free hydrogen can create cracks in steel or weld at a CP/anode location when the steel is exposed to seawater and stresses from the buckle. The pipeline utilization does not have to necessarily be excessive. HISC leads to leakage or full bore rupture, meaning reduced production, or full production stop.

True Stories

In January 2000, a 17km 16-Inch pipeline in Guanabara Bay, Brazil, suddenly buckled 4m laterally and ruptured, leading to a damaging release of about 10,000 barrels of oil, and to great embarrassment to the operator. Field observation showed that as a result of temperature increase, the pipeline displaced laterally, when failure took place. Operating pressure and temperature of the pipeline were 400bar and 95°C, respectively. The soil beneath the pipeline was very soft clay with about 2kPa undrained shear strength at seabed [2].

In December 2003, side-scan sonar survey of a 10km pipeline transported wet gas in South East Asia, identified six lateral buckles along the pipeline length. The original pipeline design did not consider lateral buckling as a design issue; consequently, the effect of lateral buckling on the pipeline integrity was not clear. Results of a detailed lateral buckling study showed that the pipeline should be replaced within few years. Design Methodologies

Pipeline design against lateral buckling involves three main Levels:

LEVEL 1: SCREENING

In this level, an analytical approach (e.g. Hobbs [4]) will be used to check if the pipeline is susceptible to lateral buckling. The results of this level answer to the following questions:

Is pipeline susceptible to lateral buckling?

Which areas of the pipeline are susceptible to lateral buckling?

Can we avoid lateral buckling by changing the concrete coating thickness of the pipeline?

LEVEL 2: LATERAL BUCKLING ANALYSIS OF THE PIPELINE

In this level, a detailed finite element analysis will be performed on the areas of the pipeline, which found to be susceptible to lateral buckling in Level 1 analysis. The results of this level answer to a main question: are limit state conditions acceptable in areas of the pipeline with unplanned buckle?

LEVEL 3: MITIGATION

If the answer to Level 2 question is no, this level will be commenced. In this level, a mitigation measure will be selected based on project and client requirements. The most well known mitigation methods are as follows:

Increasing the concrete coating thickness in selected regions of the pipeline. One example of this approach is Reshadat 16-Inch oil pipeline in Persian Gulf, the concrete weight coating thickness of the first 5km of the pipeline was increased from 45mm to 65mm.

Laying of the pipeline in zig-zag shape (snake lay). This method was successfully utilized in South Pars Phase 6 and 7, Jade pipeline in North Sea, Penguins flow line in North Sea

Laying of the pipeline on pre-installed sleepers (vertical upset method). This method was successfully utilized in PC4-B11 pipeline in Malaysia, King flow line in gulf of Mexico.

Other less popular methods such as adding either expansion spool or buoyancy modules at selected intervals, and rock dumping also may be used.

Sumber:http://www.advancepipeliner.com/site/index.php/component/content/article/131-allcategories/61-global-buckling-and-walking-in-subsea-pipelines-consequences-and-mitigation-measures.html 

Pig Launcher

Pig launchersare used to launch the pig into the pipeline, and pig receivers are used to receive the  pigs after they have made a successful run. The choice of these pig traps will depend on the type of pig to be run and pipeline design conditions. Provisions in the station design should include handling equipment for pigs 20" and larger. Caution should be taken for liquid spillage from the pig traps.

There are basically three reasons to pig a pipeline:

·                     To batch or separate dissimilar products;

·                     For displacement purposes;

·                     For internal inspection.

Utility pigs are inserted into the pipeline to remove unwanted materials, such as wax, from the line. Inline inspection pigs can also be used to examine the pipeline from the inside, and specialty pigs are used to plug the line or isolate certain areas of the line. Lastly, gel pigs are a liquid chemical pigging system.

  

Similar to cleaning your plumbing line, utility pigs are used to clean the pipeline of debris or seal the line. Debris can accumulate during construction, and the pipeline is pigged before production commences. Also, debris can build up on the pipeline, and the utility pig is used to scrape it away. Additionally, sealing pigs are used to remove liquids from the pipeline, as well as serve as an interface between two different products within a pipeline. Types of utility pigs include mandrel pigs, foam pigs, solid cast pigs and spherical pigs.

Inspection pigs, also referred to as in-line inspection pigs or smart pigs, gather information about the pipeline from within. . The type of information gathered by smart pigs includes the pipeline diameter, curvature, bends, temperature and pressure, as well as corrosion or metal loss. Inspection pigs utilize two methods to gather information about the interior condition of the pipeline: magnetic flux leakage (MFL) and ultrasonics (UT). MFL inspects the pipeline by sending magnetic flux into the walls of the pipe, detecting leakage, corrosion, or flaws in the pipeline. Ultrasonic inspection directly measures the thickness of the pipe wall by using ultrasonic sounds to measure the amount of time it takes an echo to return to the sensor
Specialty pigs, such as plugs, are used to isolate a section of the pipeline for maintenance work to be performed. The pig plug keeps the pipeline pressure in the line by stopping up the pipeline on either side of where the remedial work is being done.
A combination of gelled liquids, gel pigs can be used in conjunction with conventional pigs or by themselves. Pumped through the pipeline, there are a number of uses for gel pigs, including product separation, debris removal, hydrotesting, dewatering and condensate removal, as well as removing a stuck pig. Because there now exist multi-diameter pipelines, dual and multi-diameter pigs have been developed, as well.

Sumber :
http://www.tremcopipeline.com.au/pdf/girard/launching_retrieving_procedures1.pdf
http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=310&c_id=19
ppsa-online.com/about-pigs.php

Pipeline Manifolds

Pengembangan ekslorasi minyak dan gas lepas pantai semakin menjauh ke perairan lebih dalam. Akan dibutuhkan jalur-jalur pipa yang baru untuk mencapai titik-titik yang tidak dijangkau oleh jalur pipa yang telah ada sebelumnya. Oleh karena itu diciptakanlah sebuah teknologi bernaman Manifold.

Manifold, dalam kasus ini adalah subsea manifold, merupakan sebuah peralatan bawah laut (subsea) yang mengumpulkan beberapa jalur pipa untuk kemudian diteruskan ke dalam satu jalur yang berbeda. Biasanya, manifold digunakan untuk mengoptimasi jumlah riser yang digunakan pada platform, agar tiap jalur pipa tidak perlu memiliki riser masing-masing. Sat buah riser untuk beberapa jalur pipa.

Terdapat berbagai macam jenis subsea manifold, diantaranya adalah Pipeline End Manifold (PLEM) dan Pipeline End Termination (PLET). Perbedaan keduanya hanya pada jumlah pipa yang dapat dikumpulkan. PLEM dapat mengumpulkan lebih dari 2 jalur pipa, untuk kemudian disambungkan pada 1 buah riser. PLET hanya dapat menyambungkan 1 buah jalur pipa dengan 1 buah riser.

Perbandingan antara menggunakan PLEM dengan tidak menggunakan PLEM.

Sumber: http://www.ccop.or.th/download/PETRAD/PETRAD58_2011-01/Paper09_ZamriAhmad-PETRONAS-PMU.pdf

Instalasi PLEM biasa menggunakan crane/derrick, Remotedly Operated Vehicle (ROV),atau seorang diver yang akan mengatur bila PLEM telah diturunkan hampir mendekati seabed. Yang perlu diperhatikan saat instalasi PLEM:

• Membutuhkan ketelitian yang sangat tinggi.
• Sensitive terhadap kondisi lingkungan (cuaca)
• Biaya instalasi yang besar.

PLEM siap diturunkan ke dalam laut.

Sumber: https://sal-heavylift.com/offshore/references-offshore/dp2-project-medit-sea/

Suatu manifold terdiri dari beberapa komponen, diantaranya:

• Pipa dan valve.
• Sturktur frame, yang berfungsi untuk melindungi pipa dan valve.
• Peralatan sambungan, untuk tie-in (penyambungan) secara vertikal maupun horizontal.
• Fondasi, yang akan ditancapkan ke seabed.
• Peralatan control, untuk mengendalikan valve dan memonitor fluida pada pipa.

American Petroleoum Institute (API) telah mempublikasikan beberapa spesifikasi mengenai manifold, yaitu:

• API Spec 17P – Template and Manifolds
• API Spec 17D – Specifications for subsea wellhead and Christmas tree equipments
• API Spec 17A – Recommended practice for design and operation of subsea production systems
• API Spec 17H, ISO 13628-8 – ROV Interfaces

Sumber:

http://www.ccop.or.th/download/PETRAD/PETRAD58_2011-01/Paper09_ZamriAhmad-PETRONAS-PMU.pdf

https://oilandgastechnologies.wordpress.com/2012/08/08/subsea-plem-and-plet/

http://www.oilfieldwiki.com/wiki/Subsea_manifold#Pipeline_End_Manifold_.28PLEM.29