Article History: Received : Jan, 28 th 2023; Accepted : July, 8 th 2023 Cite this as :
Nandalianadhira,  N.,  Hermanto,  M.F  &  Hidayatullah,  M.S. 2023.  Studi  Komparasi  Stabilitas  Pipa  Bawah  Laut  dengan DNVGL-RP-109  dan  Elemen  Hingga.  Rekayasa.  Vol  16(2). 226-234
Rekayasa , 2023; 16(2): 226-234 ISSN: 0216-9495 (Print) ISSN: 2502-5325 (Online)

## Studi Komparasi Stabilitas Pipa Bawah Laut Dengan DNVGL-RP-F109
dan Elemen Hingga
Nafisa Nandalianadhira 1 *, Mochammad Fathurridho Hermanto 1 , M. Syarif Hidayatullah 1 Institut Teknologi Sumatera
Jl. Terusan Ryacudu Way Huwi Jati Agung Lampung Selatan 35365 Lampung * nafisa.nandalianadhira@kl.itera.ac.id DOI: https://doi.org/10.21107/rekayasa.v16i2.18804

## Abstrak
Penggelaran  di  bawah  laut  tanpa  digali  atau  dikubur  merupakan  alternatif  yang  paling  efektif.  Pipa  harus  dipastikan stabil di dasar laut, tidak mengalami pergerakan saat terkena gaya lingkungan. Terdapat dua hal penting yang dianalisis dalam proses desain dan analisis stabilitas pipa bawah laut yaitu gaya hidrodinamis dan hidrostatis. Dalam proses desain pipa  bawah  laut,  salah  satu  tahap  paling  penting  adalah  penentuan  ketebalan  dinding  pipa.  Salah  satu  standar  yang banyak digunakan di industri adalah DNVGL-ST-F101. Diameter dan tebal pipa bawah laut menjadi parameter penting kestabilan pipa bawah laut. Hubungan gaya yang bekerja pada pipa bawah laut dengan tahanan tanah (dasar laut) telah diatur dalam DNVGL-RP-F109. Selain itu, perhitungan stabilitas juga dapat dilakukan berdasarkan pemodelan pipa dan aliran  air  disekitarnya  dengan  metode  elemen  hingga . Berdasarkan  kedua  metode  tersebut,  kestabilan  vertikal  dna lateral  pipa  bawah  laut  dapat  ditentukan.  Jika  pipa  tidak  stabil,  maka  diperlukan  penambahan  lapisan  beton. Berdasarkan properti pipa dan data lingkungan, ketebalan dinding pipa bawah laut didapatkan 18.203 mm. Untuk dapat memenuhi kestabilan vertikal dan lateral untuk kondisi operasi dan instalasi dibutuhkan lapisan beton setebal 41 mm. Gaya  hidrodinamis  terbesar  terjadi  pada  kondisi  operasi  sebesar  165.693  N/m  berdasarkan  DNVGL-RP-F109  dan 154.150 N/m berdasarkan elemen hingga . Selisih hasil kedua metode tersebut hanya 6.96%.
Kata Kunci : pipa bawah laut, stabilitas, pemodelan, metode elemen hingga

## Abstrac t
Deployment under the sea without being excavated or buried is the most effective alternative. The subsea pipeline must be ensured to be stable on the seabed, not experiencing movement when exposed to environmental forces. There are two main things that must be analyzed in the design process and stability analysis of subsea pipelines, hydrodynamic and hydrostatic forces. In the subsea pipeline design process, one of the most important steps is determining the wall thickness. One standard that  is  widely  used  is  DNVGL-ST-F101.  The  diameter  and  thickness  of  the  subsea  pipeline  are  important  parameters  for determining subsea pipeline stability. The relationship between the forces acting to the subsea pipeline and the resistance of the soil (seabed) has been regulated in DNVGL-RP-F109. In addition, stability calculations can also be performed based on subsea  pipeline  modeling  on  the  seabed  using  the  finite  element  method.  Based  on  these  two  methods,  the  vertical  and lateral stability of the subsea pipeline can be determined. If the subsea pipeline is unstable, it is necessary to add concrete coating. Based on the pipe properties and environmental data, the wall thickness of the subsea pipeline is 18.203 mm. To be able to meet vertical and lateral stability for operating and installation conditions, 41 mm thick concrete coating is required. The greatest hydrodynamic force occurs in operating condition of 165.693 N/m based on DNVGL-RP-F109 and 154.150 N/m based on finite element. The difference of those result is only 6.96%.
Key words : subsea pipeline, stability, modelling, finite element method

## PENDAHULUAN
Kebutuhan setiap daerah terhadap minyak dan gas  tidak  selalu  dapat  dipenuhi  dari  daerahnya sendiri.  Selain  menghubungkan  daerah-daerah, pipa  bawah  laut  merupakan  penghubung  penting antara  anjungan  lepas  pantai  dengan  daratan  (Yu
et al. , 2013). Selain itu, pipa bawah laut juga dapat menghubungkan  antar  anjungan  lepas  pantai, mengingat  tidak  seluruh  anjungan  lepas  pantai memiliki  fungsi  yang  lengkap  dan  sama.  Oleh karena itu, kebutuhan distribusi fluida menggunakan  fasilitas  pipa  bawah  laut  masih tinggi,  dalam  mendistribusikan  minyak  bumi  dan gas  alam.  Mengacu  pada  Rencana  Induk  Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional Tahun 2022-2031 berdasarkan Keputusan Menteri Energi Sumber  Daya  dan  Mineral  (ESDM)  Nomor

## REKAYASA
Journal of Science and Technology https://journal.trunojoyo.ac.id/rekayasa
10.K/MG.01/MEM.M/2023, telah diputuskan bahwa diperlukan fasilitas dan sarana infrastruktur, antara lain  pipa  transmisi  dan  pipa  distribusi  meliputi  6 provinsi, termasuk Kepulauan Riau  (Menteri ESDM RI, 2023).
Penggelaran  pipa  di  bawah  laut  tanpa  digali atau  dikubur  merupakan  alternatif  yang  lebih ekonomis.  Namun,  risiko  dari  metode  konstruksi pipa yang tidak dikubur lebih besar, terutama jika kondisi  lingkungan  laut  ekstrem  (Youssef et  al ., 2013).  Pipa  harus  dipastikan  stabil  di  dasar  laut atau  pipa  cenderung  tidak  berpindah  lebih  dari nilai  ambang  batas  saat  terkena  pengaruh  gaya hidrodinamis  dan  hidrostatis  (Chukwu,  2016;  Tian et al. , 2015). Stabilitas pipa bawah laut ( on-bottom stability ) dicapai dengan memenuhi keseimbangan antara  beban  dan  tahanan.  Beban  yang  diterima pipa  bawah  laut  adalah  gaya  hidrodinamis  yang merupakan  gabungan  dari  arus  dan  gelombang. Stabilitas  pipa  dipengaruhi  oleh  gesekan  antara pipa dengan tanah, yang berlawanan dengan gaya hidrodinamis  gelombang  air  laut.  Gaya  angkat, atau  yang  biasa  disebut lift  force dan  gaya  seret yang  biasa  disebut drag  force adalah  komponen gaya hidrodinamis. Pipa bawah laut yang digelar di dasar  laut  akan  sedikit  terbenam  ke  dalam  dasar laut,  sehingga  pipa  mendapatkan  tahanan  akibat gesekan  dengan  tanah  dasar  laut  ( seabed ). Hubungan  beban-tahanan  untuk  analisis  stabilitas pipa bawah laut telah diatur dalam standar desain, standar  yang  banyak  digunakan  oleh  industri  dan digunakan dalam penelitian ini adalah DNVGL-RP- F109  dalam  penentuan  stabilitas  pipa  bawah  laut dan  DNVGL-RP-F114  dalam  penentuan  hubungan pipa  dengan  tanah  (DNVGL,  2017a,  2017b; Douglas Chukwu, 2016; Yu et al. , 2013). DNVGL-RP-F109 merupakan dokumen panduan untuk kriteria desain yang rasional untuk stabilitas  pipa  yang  terletak  di  dasar  laut  dan mengalami  pembebanan  gelombang  dan  arus. Dokumen ini merujuk dan mematuhi standar DNV GL  lepas  pantai  DNVGL-ST-F101  terkait  system pipa  bawah  laut,  dan  dianggap  sebagai  panduan pelengkap  yang  relevan  (DNVGL,  2017c).  Standar ini  juga  mengacu  pada  metode  LRFD  ( Load  and Resistance  Factors  Design  Format ).  Untuk  kriteria stabilitas  absolut,  rangkaian  faktor  keamanan dikalibrasi  ke  probabilitas  kegagalan  yang  dapat diterima  dengan  menggunakan  metode  berbasis keandalan.  Untuk  kriteria  desain  lainnya, menggunakan  rekomendasi  tingkat  keselamatan yang  didasarkan  pada  penilaian  teknik  untuk
mendapatkan  tingkat  keselamatan  yang  setara dengan praktik industri modern. Penjelasan khusus terkait  hubungan  pipa  dengan  tanah  DNVGL-RP- F109  merujuk  kepada  dokumen  DNVGL-RP-F114 (DNVGL, 2017b).
Metode  desain  untuk  penilaian  stabilitas  pipa bawah  laut  dibagi  menjadi  tiga  kategori.  Kategori pertama  mencakup  analisis absolute  lateral  static stability (ALSS)  (DNVGL,  2017a),  kategori  kedua mencakup analisis generalized lateral stability (GLS) (DNVGL,  2017a),  dan  kategori  ketiga  mencakup analisis dynamic lateral stability (Hafez et al ., 2022; Youssef  &  O’Brien,  2017) .  Dalam  penelitian  ini, dilakukan  analisis  ALSS  pada  pipa  berdiameter 273,05 mm yang diletakkan di perairan Natuna di dasar  laut  lempung.  Kondisi  pipa  yang  dipelajari adalah  kondisi  instalasi  (pipa  kosong)  dan  kondisi operasi  (pipa  berisi  gas). Absolute  Lateral  Static Stability (ALSS) method atau  metode  statis  lateral absolut  mensyaratkan  pipa  tidak  mengalami perpindahan  statis  lateral.  Mengacu  pada  metode ALSS, berat  minimal pipa terendam di bawah laut harus  diperhitungkan  untuk  memenuhi  syarat. (DNVGL, 2017a; Youssef & O’Brien, 2017) . Analisis  dengan  bantuan  metode  Elemen Hingga  atau  yang  biasa  disebut Finite  Element Method  (FEM )  dengan  bantuan  perangkat  lunak saat ini sudah umum digunakan dalam analisis dan desain pipa seperti yang dilakukan Bai et al . (2015). Berdasarkan  pengalaman  teknis  konstruksi  pipa, analisis  dengan  menggunakan  metode  elemen hingga bisa saja berbeda dengan perhitungan dari DNV  (Bai  &  Yu,  2011).  Untuk  mencari  tahu perbandingan  kedua  metode  tersebut,  dilakukan penelitian ini dengan studi kasus pipa bawah laut di  perairan  Natuna.  Model  elemen  hingga  pipa bawah laut dikembangkan dalam perangkat lunak ANSYS,  yang  mempertimbangkan  interaksi  pipa dengan  tanah  dan  fluida.  Lingkungan  laut  dalam ANSYS  disimulasikan  berdasarkan  spektrum JONSWAP  ( Joint  North  Sea  Wave  Observation Project ) (Peng & Hao, 2012).

## METODE PENELITIAN
Diagram  alir  penelitian  ini  secara  keseluruhan ditunjukkan pada 1. Selain properti pipa, data lain yang  digunakan  antara  lain  data  tanah  dasar  laut dan  data  lingkungan.  Properti  pipa  yang digunakan dimuat dalam Tabel 1. Data lingkungan dan  tanah  dasar  laut  sesuai  dengan  lokasi  studi, yaitu laut Natuna, dimuat dalam Tabel 2. Tabel 1. Data Properti Pipa
Deskripsi Simb ol Satua n Kondisi Installatio n Operatio n Pipe Position - - Seabed Seabed Material Grade - - API 5L X-60 Steel Density 𝜌 steel kg/m 3 7,850 Pipe Joint JL m 12.00 Outside Diameter OD mm 273.05 Corrosion Allowance CA mm 4 Specified Minimum Yield Strength SMYS MPa 415 Young’s Modulus E MPa 207 x 10 3 Anti-Corrosion Coating Thickness t corr mm 3 Anti-Corrosion Coating Density 𝜌 corr kg/m 3 900 Concrete Coatng Density 𝜌 conc kg/m 3 3,040 Design Pressure P d MPa 22.06 Maximum Allowable Operating Pressure MAOP MPa 22.06 Hydrotest Pressure P h MPa 30.89 Maximum Operating Temperature T op °C 143 Water Absorbtion Absn % 0.00 0.00 Content Density 𝜌 cmax kg/m 3 0.00 83.20 Tabel 2. Data Lingkungan Deskripsi Simb ol Satua n Kondisi Installati on Operatio n Water Depth D max m 76.13 Sea Water Density 𝜌 water kg/m 3 1,025.2 Soil Type - - Clay Dry unit soil weight 𝛾 soil N.m -3 18,000 Clay Shear Strength S u Pa 5,000 Soil Friction Factor µ - 0.20 Current Velocity V s m/s 0.37 0.47 Measurement Height of Current Velocity z r m 3.00 Significant Wave Height H s m 4.00 5.70 Peak Wave Period T p s 9.80 10.80 Angle between Current with Pipeline Bearing - deg 90.00 Angle between Wave with Pipeline Bearing - deg 90.00 Pemilihan Ketebalan Pipa
Ketebalan dinding pipa dipilih berdasarkan API 5L Specification  for  Line  Pipe (API,  2007)  dengan pertimbangan  data  properti  pipa.  Pemilihan ketebalan dinding pipa menyesuaikan ketersediaan ukuran ketebalan untuk kualitas dan diameter pipa tertentu.  Ketebalan  dinding  pipa  yang  dipilih kemudian dicek menggunakan standar DNVGL-ST- F101 Submarine  Pipeline  System (DNVGL,  2017c). Jika  ketebalan  dinding  pipa  memenuhi  standar tersebut maka nilai ketebalan tersebut akan dipilih untuk  dianalisis  lebih  lanjut.  Jika  tidak,  maka  nilai ketebalan harus diperbesar dan dicek ulang. Proses  iterasi  ini  dilakukan  terhadap  empat kriteria  yang  ditinjau,  yaitu: Internal  pressure containmernt,  Local  buckling – Combined  loading, Propagation Buckling dan Local buckling – External pressure  collapse (Han-Suk et  al., 2012) . Tebal dinding
adalah parameter yang akan mempengaruhi  kekuatan  struktur  pipa  di  bawah laut  terhadap  beban  yang  bekerja  pada  pipa. Beban  tersebut  adalah  tekanan  yang  disebabkan oleh  fluida  yang  mengalir  dalam  pipa  atau  biasa disebut  tekanan  internal  dan  tekanan  yang disebabkan  oleh  kondisi  lingkungan  laut  (tekanan
hidrostatis)  atau  yang  biasa  disebut  tekanan eksternal.

## Perhitungan Gaya Hidrostatis & Hidrodinamis
Gaya  hidrostatis  dihitung  untuk  mendapatkan berat  terendam  pipa.  Berat  terendam  pipa kemudian  digunakan  untuk  analisis  kestabilan vertikal  dengan  kriteria  yang  mengacu  pada DNVGL-RP-F109.  Pada  tahap  ini,  dilakukan perhitungan  gaya  hidrodinamis  berdasarkan parameter  diameter  luar  pipa  serta  parameter lingkungan  seperti  arus,  gelombang  dan  tanah. Perhitungan ini terdiri dari perhitungan pada arah horizontal  ( F y ∗ )  dan  vertikal  ( F z ∗ ).  Perhitungan  ini mengacu pada DNVGL-RP-F109. Perhitungan gaya hidrodinamis ini diperlukan untuk analisis stabilitas lateral.

## Analisis Stabilitas Vertikal
Analisis ini mempertimbangkan parameter pipa bawah  laut  berupa  berat  di  dalam  air  dan  gaya apung  pipa.  Parameter  terpenuhinya  analisis kestabilan vertikal ditunjukkan pada persamaan 1.
𝛾 𝑤 ∙ 𝑏 w s + 𝑏 ≤ 1.0 … … . . … … . (1)
Keterangan: 𝛾 𝑤 : Faktor keamanan 𝑤 𝑠 : Berat tercelup pipa per unit panjang (N/m)
𝑏 : Gaya apung pipa per unit panjang (N/m)
𝑆 𝑔 : Massa jenis spesifik pipa (kg/m 3 )

## Analisis Stabilitas Lateral
Pipa  pada  saat  di  bawah  laut  harus  dapat menahan  gaya  hidrodinamis  dengan  gaya  gesek antara  pipa  dengan  tanah.  Pipa  dinyatakan  stabil secara  lateral  jika  memenuhi  persamaan  2  dan  3. Persamaan  2  disebut  dengan  kriteria  1  dan persamaan 3 disebut sebagai kriteria 2.
𝛾 𝑠𝑐 ∙ 𝐹 𝑌 ∗ + 𝜇 ∙ 𝐹 𝑍 ∗ 𝜇 ∙ 𝑤 𝑠 + 𝐹 𝑅 ≤ 1.0 … … … … . (2) 𝛾 𝑠𝑐 ∙ 𝐹 𝑍 ∗ 𝑤 𝑠 ≤ 1.0 … … … … … … … … . (3)
Keterangan: 𝛾 𝑠𝑐 : Faktor keamanan sesuai dengan jenis tanah 𝜇 : Koefisien Gesek sesuai dengan jenis tanah 𝐹 𝑦 ∗ : Gaya Hidrodinamis Lateral 𝐹 𝑧 ∗ : Gaya Hidrodinamis Vertikal 𝐹 𝑅 : Tahanan Pasif Tanah
Gaya  hidrodinamis  lateral  dan  vertikal  yang bekerja  pada  pipa  dihitung  menggunakan persamaan 4 dan 5.
𝐹 𝑌 ∗ = 𝑟 𝑡𝑜𝑡,𝑌 ∙ 1 2 ∙ 𝜌 𝑠𝑤 ∙ 𝐷 ∙ 𝐶 𝑌 ∗ ∙ (𝑈 ∗ + 𝑉 ∗ ) 2 … … (4)
𝐹 𝑍 ∗ = 𝑟 𝑡𝑜𝑡,𝑍 ∙ 1 2 ∙ 𝜌 𝑠𝑤 ∙ 𝐷 ∙ 𝐶 𝑍 ∗ ∙ (𝑈 ∗ + 𝑉 ∗ ) 2 … … (5)
𝑉 ∗ = 𝑈 𝑟 ((1 + 𝑍 0 𝐷 ) ln ( 𝐷 𝑍 0 + 1) − 1) ln ( 𝑍 𝑟 𝑍 0 + 1) sin(𝜃 𝑐 ) … . (6) 𝑈 ∗ = 1 2 (√2 𝑙𝑛(𝜏) + 0.5772 √2 𝑙𝑛(𝜏) ) 𝑈 𝑠 … … … … … … (7)
Keterangan: 𝑟 𝑡𝑜𝑡,𝑖 :  Faktor  pengurangan  beban  sesuai  arah sumbu “i”
𝐷 : Total diameter luar pipa 𝐶 𝑌 ∗ : Koefisien puncak beban lateral pada tabel 3- 9 DNVGL-RP-F109
𝐶 𝑍 ∗ :  Koefisien  puncak  beban  vertikal  pada  tabel 3-10 DNVGL-RP-F109
𝜌 𝑠𝑤 : Massa jenis air laut 𝑉 ∗ : Steady current velocity associated with design oscillation, perpendicular to pipe
𝑈 ∗ : Oscillatory  velocity  amplitude  for  single design oscillation, perpendicular to pipe
𝜏 : Jumlah osilasi  (dapat dihitung dengan cara membagi  nilai  periode  saat  badai  dengan periode zero  up-crossing rata-rata,  asumsi periode badai yang lazim digunakan adalah 3 jam)
Dari  hasil  desain,  pipa  bawah  laut  dengan  tebal yang  sudah  didesain  mungkin  saja  tidak  stabil. Solusi  yang dapat dilakukan adalah melapisi pipa dengan lapisan beton yang akan menambah berat struktur  pipa  secara  keseluruhan  (DNVGL,  2017a; Chukwu,  2016;  Draper et  al. ,  2015).  Namun,  jika pipa sudah stabil maka penambahan lapisan beton pada pipa tidak diperlukan.

## Pemodelan dengan Elemen Hingga
Pada  tahap  ini,  pemodelan  pipa  bawah  laut dilakukan  dengan  pendefinisian  parameter  pipa bawah laut berupa panjang dan diameter. Setelah itu,  pemodelan  dilanjutkan  dengan  memasukkan model kecepatan aliran yang terjadi di sekitar pipa bawah  laut  yang.  Selain  itu,  kekasaran  dasar  laut juga  dimodelkan  untuk  mendapatkan  nilai  dari gaya  gesek  dan  hidrodinamis  arah  horizontal  dan vertikal.    Perbandingan  antara  hasil  pemodelan
dan  hasil  perhitungan  gaya  hidrodinamis berdasarkan  DNVGL-RP-F109  dilakukan.  Hal tersebut  dilakukan  untuk  mengetahui  perbedaan antara keduanya.

## HASIL PEMBAHASAN Desain Tebal Pipa
Penentuan ketebalan dinding pipa berdasarkan empat  kriteria.  Kriteria  pertama,  yaitu internal pressure  containment, kondisi  yang  ditinjau hanyalah  operasi.  Hal  tersebut  dikarenakan  fluida belum  mengalir  di  dalam  pipa  pada  kondisi instalasi.  Sebaliknya,  pada  kriteria  kedua,  yaitu local  buckling – external  pressure  collapse ,  kondisi instalasi  menjadi  satu  satunya  yang  ditinjau.  Hal tersebut  dikarenakan  tekanan  di  luar  pipa  pada kondisi ini pasti lebih besar dibandingkan dengan tekanan  di  dalam  pipa.  Hasil  dari  perhitungan menurut  DNVGL-ST-F101  ditunjukkan  pada  Tabel 3.

## Tabel 3. Desain Ketebalan Pipa
Tebal Desain Dinding Pipa (dalam mm) Kriteria Kondisi Instalasi  Hidrotes  Operasi Internal Pressure Containment 13.49 15.93 Local Buckling – External Pressure Collapse 4.6 Local Buckling – Combined Loading 6.07 10.1 11.68 Propagation Loading 6.24 6.24 11.05 Tebal Dinding Terpilih 15.93 Tebal dinding pipa berdasarkan API 5L 0.719 in atau 18.203 mm
Berdasarkan  perhitungan  kasus  ini,  kriteria internal  pressure  containment dengan kondisi operasi  adalah  yang  paling  menentukan  desain ketebalan  dinding  pipa  dengan  nilai  15.93  mm. Sehingga,  diambil  tebal  pipa  18.203  mm  atau 0.719  in  untuk  pipa  dengan  diameter  273.05  mm sesuai  dengan  ketersediaan  dalam  API  5L Specification for Line Pipe .

## Analisis Stabilitas Pipa
Untuk  menentukan  stabilitas  pipa  bawah  laut, lebih  dulu  dihitung  gaya-gaya  yang  akan  bekerja pada  pipa  di  bawah  laut.  Gaya  tersebut  adalah hidrostatis  dan  hidrodinamis,  selain  berat  pipa  itu sendiri.  Gaya  hidrostatis  diperlukan  untuk menentukan  stabilitas  pipa  secara  vertikal. Sedangkan  gaya  hidrodinamis  diperlukan  untuk menentukan  stabilitas  pipa  secara  lateral.
Perhitungan  gaya  hidrodinamis  dan  analisis stabilitas pipa akan dilakukan berdasarkan DNVGL- RP-F109.  Analisis  ini  meninjau  pada  kondisi instalasi  dan  operasi  menggunakan  metode perhitungan  tanpa  spektrum  dan  dengan spektrum.

## Stabilitas Vertikal
Dalam  analisis  stabilitas  vertikal,  parameter berat  pipa  di  bawah  laut  dan  gaya  apung  pipa merupakan  parameter  yang  dipertimbangkan. Hasil pemeriksaan stabilitas vertikal dengan kriteria nilai ditunjukkan pada Tabel 4.
Tabel 4. Hasil Pemeriksaan Stabilitas Vertikal
Kondisi Ketebalan lapisan beton (mm) Kedalaman (m) Kestabilan Vertikal Cek Kriteria Nilai Instalasi 0 76.13 0.589 ≤ 1.000 Operasi 41 0.519 ≤ 1.000 Operasi (tanpa spektrum) 15 0.607 ≤ 1.000
Berdasarkan hasil di atas, pipa bawah laut pada kondisi  instalasi  telah  memenuhi  kriteria  dengan nilai  0.589.  Sedangkan  pada  kondisi  operasi  telah memenenuhi  kriteria  dengan  nilai  0.519.  Adapun pada  kondisi  operasi  dengan  metode  tanpa menggunakan  spektrum  telah  memenuhi  kriteria dengan nilai 0.607.

## Stabilitas Lateral
Perhitungan
stabilitas
lateral mempertimbangkan  beban  lateral.  Perhitungan beban  lateral  pada  penelitian  ini  menggunakan  2 metode,  DNVGL-RP-F109  dan  elemen  hingga dengan  bantuan  perangkat  lunak.  Perhitungan beban  lateral  berdasarkan  DNVGL-RP-F109 ditunjukkan  pada  Tabel  5.  Perhitungan  dengan elemen  hingga  dilakukan  dengan  bantuan perangkat  lunak  Ansys  CFX.  Pemodelan  dilakukan dengan kondisi instalasi dan operasi. Tabel  5.  Perhitungan Peak  Load Berdasarkan DNVGL-RP-F109
No Perhitungan Notasi
Nilai
Satuan Instalasi  Operasi
Operasi (tanpa spektrum) 1 Tebal Lapisan Beton t c 0 41 15 mm 2 Steady current velocity associated with design oscillation, perpendicular to pipe V* 0.226 0.302 0.293 m/s 3
Oscillatory velocity amplitude for single design oscillation, perpendicular to pipe U* 0.204 0.403 0.297 m/s
No Perhitungan Notasi Nilai Satuan Instalasi  Operasi Operasi (tanpa spektrum) 4 Peak Horizontal Load Coefficient 𝐶 𝑌 ∗ 1.884 1.919 1.709 - 5 Peak Vertical Load Coefficient 𝐶 𝑍 ∗ 1.210 1.761 1.274 - 6 Total load reduction (horizontal) 𝑟 𝑡𝑜𝑡,𝑦 0.955 0.938 0.955 - 7 Total load reduction (vertical) 𝑟 𝑡𝑜𝑡,𝑧 1.088 1.073 1.088 - 8 Peak Horizontal Load 𝐹 𝑌 ∗ 47.817 165.693 90.260 N/m 9 Peak Vertical Load 𝐹 𝑍 ∗ 34.97 173.818 76.687 N/m
Kondisi  instalasi  adalah  kondisi  dimana  pipa bawah laut masih dalam proses penggelaran atau konstruksi  sehingga  belum  dialiri  fluida  di dalamnya. Sedangkan dalam kondisi operasi, fluida sudah  mengalir  di  dalamnya  dan  proses  instalasi sudah selesai. Langkah awal pemodelan dilakukan dengan  mendefinisikan  satu  segmen  pipa sepanjang  12  m.  Hal  tersebut  dirasa  cukup  untuk pemodelan  mengingat  keseluruhan  panjang  pipa bawah laut memang tersusun dari banyak segmen pipa  sepanjang  12  m.  Gambar  1  menunjukkan tipikal model pipa bawah laut dalam box enclosure yang  menunjukkan  area  pemodelan  aliran. Box enclosure ditentukan  sebesar  volume  yang  masih cukup  berpengaruh  terhadap  pipa  bawah  laut. Pada  input  tersebut  terlihat  aliran  diberikan  dari sumbu x negative ke sumbu x positif.
Gambar 1. Model pipa bawah laut dalam box enclosure
Gambar 2. Input model aliran fluida pada box enclosure
Hasil simulasi aliran yang terjadi di sekitar pipa diwujudkan  dalam  parameter  kecepatan  aliran yang ditunjukkan pada Gambar 3 dan Gambar  4.  Masing  masing  gambar  tersebut menunjukkan  hasil  untuk  input  berupa  arus  dan berupa  gelombang.  Berdasarkan  hasil  tersebut, secara  visual  tidak  berbeda  signifikan.  Dari  kedua gambar  tersebut,  terlihat  kecepatan  aliran  yang dihasilkan  pada  model  dengan  input  berupa  arus sedikit  lebih  besar  dibandingkan  kecepatan  aliran yang dihasilkan pada model dengan input berupa gelombang.
Gambar 3. Simulasi aliran dengan input arus
Gambar 4. Simulasi aliran dengan input gelombang Selain  berupa  kecepatan  aliran  di  sekitar  pipa, hasil  simulasi  yang  didapatkan  adalah  gaya hidrodinamis  horizontal  yang  terjadi  pada  pipa akibat  aliran  di  sekitar  pipa.  Gaya  tersebut diwujudkan dengan nilai permeter panjang pipa. Tabel  6.  Gaya  hidrodinamis  horizontal  hasil simulasi
Kondisi Gaya Hidrodinamis Horizontal (N/m) Selisih (%) DNVGL-RP- F109 Ansys Instalasi 47.817 46.630 2.49 Operasi 165.693 154.150 6.96 Operasi (tanpa spektrum) 90.260 90.810 0.61
Pada  table  tersebut  juga  tersanding  hasil perhitungan  dari  DNVGL-RP-F109  dan  selisihnya terhadap  hasil  model  elemn  hingga  dengan bantuan perangkat lunak Ansys. Hasil perhitungan gaya  hidrodinamis  horizontal  yang  terjadi  pada pipa  berdasarkan  DNVGL-RP-F109  dan  elemen hingga  tidak  berbeda  signifikan.  Kondisi  operasi tanpa spektrum merupakan kondisi yang memiliki hasil  perhitungan  berdasarkan  dua  metode  yang paling  mirip,  selisih  0.61%.  Sedangkan  kondisi operasi  dengan  spektrum  memiliki  selisih  paling besar,  yaitu  6.96%.  Hasil  pemeriksaan  ditunjukkan pada  Tabel  7  untuk  kriteria  1  dan  kriteria  2  pada Tabel 8.
Tabel  7.  Hasil  Pemeriksaan Absolute  Lateral  Static Stability Kriteria 1 Kondisi Ketebalan lapisan beton (mm) Kedalaman (m) Absolute Lateral Static Stability Check Kriteria Nilai Instalasi 0 76.13 0.323 ≤ 1.0 Operasi 41 0.995 ≤ 1.0 Operasi (tanpa spektrum) 15 0.989 ≤ 1.0 Tabel  8.  Hasil  Pengecekan Absolute  Lateral  Static Stability Kriteria 2 Kondisi Ketebalan lapisan beton (mm) Kedalaman (m) Absolute Lateral Static Stability Check Kriteria Nilai Instalasi 0 76.13 0.066 ≤ 1.0 Operasi 41 0.276 ≤ 1.0 Operasi (tanpa spektrum) 15 0.229 ≤ 1.0
Kondisi  operasi  dengan  spektrum  menjadi kondisi  dengan  selisih  terbesar  dikarenakan kompleksitas  kondisi  tersebut.  Berdasarkan  hasil tersebut,  maka  hasil  perhitungan  dengan  metode DNVGL-RP-F109 cukup sesuai dengan perhitungan dengan  elemen  hingga.  Oleh  karena  itu,  model dan  nilai  tersebut  dapat  lebih  lanjut  digunakan untuk  pengecekan  stabilitas  lateral  pipa  bawah laut. Perlakuan yang dilakukan kepada model pipa bawah  laut  sama  dengan  pengecekan  gaya hidrodinamis  di  atas.  Perbedaan  hanya  pada  hasil yang dilihat.
Berdasarkan hasil dari kedua kriteria pada tabel di  atas,  untuk  mencapai  kestabilan  vertikal  dan lateral,  pipa  membutuhkan  tambahan  lapisan beton  setebal  41  mm  untuk  kondisi  operasi menggunakan  sprektrum  gelombang,  15  mm untuk  kondisi  operasi  tanpa  menggunakan
spektrum  gelombang  dan  tidak  membutuhkan tambahan  lapisan  beton  untuk  kondisi  instalasi dengan posisi pipa yang digelar diatas permukaan dasar  laut.  Hal  tersebut  dikarenakan  pada  kondisi operasi  dengan  sprektrum  gelombang,  pipa mendapatkan  gaya  horizontal  lebih  besar dibandingkan tanpa spektrum gelombang. Sebaliknya, pada kondisi instalasi, pipa bawah laut minim menerima beban lateral.
Nilai  ketebalan  lapisan  beton  tersebut  lebih besar  dibandingkan  pada  pipa  yang  didesain untuk  lokasi  ONWJ  dengan  kedalaman  lebih dangkal,  22  m  dengan  tebal  40  mm  berdasarkan pemodelan  menggunakan  elemen  hingga  dan  33 mm  berdasarkan  perhitungan  DNV  RP  F109 (Ridlwan  et  al.,  2022).  Hal  tersebut  masuk  akal mengingat semakin dalam perairan maka tekanan hidrostatis  yang  terjadi  pada  pipa  semakin  besar sehingga membutuhkan lapisan beton lebih tebal. Dibandingkan  dengan  jenis  analisis  lain,  misalnya analisis  dinamis  pada  pipa,  hasil  yang  didapatkan lebih  besar.  Pada  perairan  dengan  kedalaman  20 m  namun  tinggi  gelombang  signifikan  lebih rendah,  2.4 – 3.0  m,  didapati  tebal  lapisan  beton yang dibutuhkan mencapai 150-160 mm (Hafez et al., 2022). Hasil tersebut dikarenakan pada perairan dangkal,  pipa  bawah  laut  masih  sangat terpengaruh  oleh  gaya  gelombang.  Hal  tersebut juga  yang  mendasari  analisis  dinamis  terhadap pipa bawah laut tersebut perlu dilakukan. Berbeda pada  kasus  di  penelitian  ini  yang  mengkaji  lokasi perairan dengan kedalaman yang besar. Berdasarkan  2  metode  yang  dibandingkan tersebut,  sangat  terlihat  dengan  jelas  bahwa analisis  dinamis  mengharuskan  pipa  bawah  laut memiliki  ketebalan  lapisan  beton  3.5 – 4.0  kali lebih  besar  dibandingkan  analisis  elemen  hingga yang  bahkan  dilakukan  pada  kedalaman  perairan 3.8  lebih  dalam.  Di  sisi  lain,  pada  kenyataannya, pipa  bawah  laut  yang  beroperasi  juga  akan mendapatkan stabilitas tambahan dari tertanamnya  pipa  bawah  laut  akibat  berat  sendiri ke dalam sedimen dan timbunan yang diakibatkan sedimentasi  (Griffiths  et  al.,  2018;  Leckie  et  al., 2016).  Hal  tersebut  dibuktikan  berdasarkan pengecekan  lapangan  yang  dilakukan  pada  pipa bawah laut yang sudah beroperasi (Ho et al., 2020; Leckie et al., 2018).

## KESIMPULAN
Standar  desain  DNVGL-ST-F101  memberikan ketebalan  dinding  pipa  bawah  laut  sebesar  18.2 mm  yang  ditentukan  berdasarkan  kriteria internal pressure  containment saat  kondisi  operasi.  Hasil analisis  kestabilan  berdasarkan  DNVGL-RP-F109 menunjukkan bahwa
pipa
bawah laut membutuhkan  tambahan  laposan  beton  sebesar 41 mm untuk mendapatkan stabilitas baik vertikal maupun  lateral  untuk  setiap  kondisi.  Pemodelan dengan metode elemen hingga mendapatkan hasil gaya  hidrodinamis  terbesar  154.150  N/m  untuk kondisi  operasi.  Sedangkan  berdasarkan  DNVGL- RP-F109  senilai  165.693  N/m  untuk  kondisi  yang sama.  Dengan  begitu,  selisih  hasil  dari  kedua metode  hanya  sebesar  6.96%.  Analisis  lain  pada pipa  bawah  laut  ini  mungkin  dapat  menjadikan kajian  stabilitas  pipa  bawah  laut  ini  menjadi  lebih komprehensif.  Analisis  lain  yang  mungkin  dapat dilakukan  adalah  analisis  terhadap  cuaca  ekstrim analisis  terhadap  jatuh  jangkar  atau  seret  jangkar, analisis resiko atau analisis retak.

## DAFTAR PUSTAKA
API. (2007). Specification for Line Pipe (44th ed.).
Bai,  Y.,  Tang,  J.,  Xu,  W.,  &  Ruan,  W.  (2015).
Reliability-based  design  of  subsea  light  weight pipeline  against  lateral  stability. Marine Structures , 43 , 107 – 124. https://doi.org/10.1016/j.marstruc.2015.06.002
Bai, Y., & Yu, Z. (2011). Pipeline On-Bottom Stability Analysis Based on FEM Model . 5.
Choi, Han-Suk, Yu, Su-Young, Kang,  Dae-Hoon,  &
강효동 .  (2012).  Parametric  Study  of  Offshore Pipeline Wall Thickness by DNV-OS-F101, 2010. Journal  of  Ocean  Engineering  and  Technology ,
26 (2), 1 – 7.
https://doi.org/10.5574/KSOE.2012.26.2.001
DNVGL.  (2017a). Recommended  Practice  F109  On- Bottom Stability Design of Submarine Pipelines . DNVGL. (2017b). Recommended Practice F114 Pipe- Soil Interaction for Submarine Pipelines . DNVGL. (2017c). Standard F101 Submarine Pipeline Systems .
Douglas Chukwu, O. (2016). Estimating On-Bottom Stability of Offshore Pipelines in Shallow Waters of  the  Gulf  of  Guinea. International  Journal  of Mechanical  Engineering  and  Applications , 4 (3),
115. https://doi.org/10.11648/j.ijmea.20160403.13
Draper, S., An, H., Cheng, L., White, D. J., & Griffiths, T.  (2015).  Stability  of  subsea  pipelines  during large  storms. Philosophical  Transactions  of  the Royal  Society  A:  Mathematical,  Physical  and Engineering  Sciences , 373 (2033),  20140106. https://doi.org/10.1098/rsta.2014.0106
Griffiths, T., Draper, S., White, D., Cheng, L., An, H., & Fogliani, A. (2018). Improved Stability Design of  Subsea  Pipelines  on  Mobile  Seabeds: Learnings  From  the  STABLEpipe  JIP. Volume  5: Pipelines,  Risers,  and  Subsea  Systems , V005T04A046. https://doi.org/10.1115/OMAE2018-77217
Hafez, K. A., Abdelsalam, M. A., & Abdelhameed, A.
N. (2022). Dynamic on-bottom stability analysis of subsea pipelines using finite element model- based  general  offshore  analysis  software:  A case study. Beni-Suef University Journal of Basic and Applied Sciences , 11 (1), 36.
https://doi.org/10.1186/s43088-022-00219-x
Ho,  M.,  El-Borgi,  S.,  Patil,  D.,  &  Song,  G.  (2020). Inspection  and  monitoring  systems  subsea pipelines:  A  review  paper. Structural  Health Monitoring , 19 (2), 606 – 645.
https://doi.org/10.1177/1475921719837718
Leckie,  S.  H.  F.,  Draper,  S.,  White,  D.  J.,  Cheng,  L., Griffiths,  T.,  &  Fogliani,  A.  (2018).  Observed changes  to  the  stability  of  a  subsea  pipeline caused by seabed mobility. Ocean Engineering ,
169 , 159 – 176. https://doi.org/10.1016/j.oceaneng.2018.07.059
Leckie, S. H. F., Mohr, H., Draper, S., McLean, D. L.,
White, D. J., & Cheng, L. (2016). Sedimentation- induced burial of subsea
pipelines: Observations  from  field  data  and  laboratory experiments. Coastal Engineering , 114 , 137 – 158. https://doi.org/10.1016/j.coastaleng.2016.04.01 7
Menteri ESDM RI. (2023). Keputusan Menteri Energi dan  SUmber  Daya  Mineral  Republik  Indonesia tantan  Rencana  Induk  Jaringan  Transmisi  dan Distribusi  Gas  Bumi  Nasional  Tahun  2022 — 2031 .
Mousselli,  A.  H.  (1981). Offshore  Pipeline  Design, Analysis,  and  Methods .  PennWell  Books.
https://books.google.co.id/books?id=u7pTAAA AMAAJ
Peng, X.-L., & Hao, H. (2012). A Numerical Study Of Damage  Detection  Of  Underwater  Pipeline Using  Vibration-Based  Method. International Journal  of  Structural  Stability  and  Dynamics , 12 (03), 1250021. https://doi.org/10.1142/S0219455412500216
Ridlwan,  A.,  Hidayatullah,  M.  S.,  &  Kencana,  E.  R. (2022).  On-Bottom  Stability  Analysis  of  Subsea Pipelines  Based  on  DNVGL  RP  F109. Kapal:
Jurnal  Ilmu  Pengetahuan  Dan  Teknologi Kelautan , 19 (3), 165 – 176.
https://doi.org/10.14710/kapal.v19i3.48398
Santoso, J. F., Tawekal, R. L., Arianta, & Ilman, E. C.
(2023).  Numerical  Assessment  Of  Subsea Pipeline  Pressure  Capacity  Due  To  External Circumferentialsemi-Ellipticalcrack. International Journal of GEOMATE , 25 (108). https://doi.org/10.21660/2023.108.3734
Tanujaya, V. A., Tawekal, R. L., & Ilman, E. C. (2022).
Vessel traffic geometric probability approaches with AIS data in active shipping lane for subsea pipeline  quantitative  risk  assessment  against third-party  impact. Ocean  Systems  Engineering , 12 (3), 267 – 284. https://doi.org/10.12989/OSE.2022.12.3.267
Tawekal,  R.  L.,  Allo,  R.  P.  R.,  &  Taufik,  A.  (2017).
Damage  Analysis  of  Subsea  Pipeline  Due  to Anchor Drag . 12 (15).
Tawekal, R. L., & Velas, J. D. (2019). Subsea Pipeline Protection  Design  Subjected  To  Dropped Anchor  Using  Concrete  Mattress. International Journal of GEOMATE , 17 (60).
https://doi.org/10.21660/2019.60.84652
Tian,  Y.,  Cassidy,  M.  J.,  &  Chang,  C.  K.  (2015). Assessment of offshore pipelines using dynamic lateral  stability  analysis. Applied  Ocean Research , 50 , 47 – 57. https://doi.org/10.1016/j.apor.2015.01.001
Youssef,  B.,  &  O’Brien,  D.  (2017).  On -Bottom Stability  Analysis  of  Submarine  Pipelines, Umbilicals  and  Cables  Using  3D  Dynamic Modelling. Day  3  Wed,  May  03,  2017 , D031S035R001.  https://doi.org/10.4043/27727- MS
Youssef,  B.  S.,  Cassidy,  M.  J.,  &  Tian,  Y.  (2013).
Application of Statistical Analysis Techniques to
Pipeline On-Bottom Stability Analysis. Journal of
Offshore  Mechanics  and  Arctic  Engineering , 135 (3), 031701. https://doi.org/10.1115/1.4023204 Yu, S. Y., Choi, H. S., Lee, S. K., Do, C. H., & Kim, D. K.  (2013).  An  optimum  design  of  on-bottom stability  of  offshore  pipelines  on  soft  clay.
International  Journal  of  Naval  Architecture  and Ocean Engineering , 5 (4), 598 – 613. https://doi.org/10.2478/IJNAOE-2013-0156