Abstrak —Pipa  bawah  laut  digunakan  untuk  transportasi  fluida seperti minyak, gas, atau air dalam jumlah yang besar dan jarak yang jauh melalui laut atau daerah lepas pantai. Pada umumnya struktur  pipa  bawah  laut  dapat  digelar  diatas  permukaan  dasar laut  atau  dikubur  dalam  dasar  laut  ( buried ).  Pada  penelitian  ini penulis  telah  melakukan  analisis on-bottom  stability pada kondisi operasi  studi  kasus  pipa  gas  dari  platform  SP  menuju  platform B2C  Cimalaya  Jawa  Barat    milik  PT.  Pertamina  Hulu  Energi Offshore  North  West  Java.  Analisis on-bottom  stability pipa bawah  laut  diperhitungan  untuk  mengetahui  apakah  pipa  stabil secara  vertikal  dan  secara  lateral  didasar  laut  karena  efek  gaya- gaya  hidrodinamika  yang  bekerja  pada  pipa.  Besar  gaya hidrodinamis  arah  horizontal  gaya  drag  sebesar  145,49    N/m. Besar  gaya  hidrodinamis  arah  horizontal  gaya  inersia  sebesar  0 N/m. Besar gaya hidrodinamis arah vertikal gaya angkat sebesar 167,67  N/m.  Faktor  keamanan  stabilitas  vertikal  pipa  adalah 4,1≥1,1.  Faktor  keamanan  stabilitas  lateral  pipa  adalah  1,6≥1  ,1. Sehingga  hasil  analisis on-bottom  stability menunjukkan  bahwa tebal minimum concrete adalh sebesar 33.
Kata Kunci — DNV RP F109, Gaya Morrison, On-Bottom Stability Pipa Bawah Laut, Stabilitas Pipa.

## I. PENDAHULUAN
ALAH  satu  kekayaan  sumber  daya alam Indonesia adalah berupa  minyak  bumi  dan  gas  alam.  Proses  produksi minyak bumi dan gas alam diperlukan suatu sarana transportasi untuk  menyalurkan  ke  pusat  pengelolaan  yang  ada.  Dalam menyalurkan  hasil  pengeboran  berupa  minyak  dan  gas  alam pada  umumnya dilakukan dengan dua cara, yaitu dengan pipa bawah laut ( subsea pipelines ) atau secara curah (misal: kapal, kargo). Pipa bawah laut ( pipelines ) merupakan salah satu cara yang  aman,  cepat,  dan  ekonomis  dalam  menyalurkan  hasil pengeboran  dari offshore dibanding  pendistribusian  dengan cara curah [1].
Penggunaan  pipa  bawah  laut  telah  terbukti  pada  industri minyak  dan  gas  karena  cara  ini  merupakan  cara  yang  paling ekonomis dalam pendistribusian fluida dalam skala yang besar dan  kontinu.  Selain  itu  pipa  bawah  laut  juga  tahan  dalam kondisi  lingkungan  yang  buruk  [2].  Namun  jika  pipa  bawah laut  mengalami  kegagalan  akan  sangat  merugikan  dari  aspek ekonomi  dan  lingkungan  sehingga  diperlukanya  berbagai
analisis pipa bawah laut [3]. Pada keadaan sebenarnya masalah utama  yang  dihadapi  pipa  bawah  laut  ( pipelines ) adalah stabilitas  akibat  pengaruh  dari  gaya-gaya  hidrodinamika  yang bekerja  pada  pipa.  Pipa  bawah  laut  dikatakan  stabil  apabila dapat menentukan berat minimum pipa di dasar laut [4].
Daerah  studi  pada  penelitian  ini  berlokasi  pada latitude 5 0 56’  21,363”  S  dan longitude 107 0 38’  55,027”  E  yang merupakan proyek gas dari platform SP ke platform B2C milik PT  PHE  ONWJ.  Lebih  tepatnya  di  daerah  Cimalaya, Karawang, Jawa Barat. SP platform berlokasi di sekitar 10 km sebelah  barat  daya  dari platform B2C,  7,5  km  utara platform KCOM, dan 5,5 km barat daya platform BZZB.

## II. DASAR TEORI

## A. Gambaran Umum Stabilitas Pipa Bawah Laut
Dalam  analisis  stabilitas  pipa  bawah  laut,  pipa  harus  dapat menahan  gaya-gaya  hirdodinamis  alam  arah  vertikal  dan lateral.  Secara  konsep,  berat  pipa  yang  tenggelam  harus  lebih besar  daripada  gaya-gaya  yang  bekerja  pada  pipa.  Ilustrasi gaya  yang  bekerja  pada  pipa  dapat  dilihat  pada  Gambar  1 sebagai berikut:
Gambar 1. Gaya Hidrodinamis yang Bekerja pada Pipa sumber: Mousselli, 1981[5]
B. Gaya Drag (F D )
Gaya  drag  adalah  gaya  hambat  yang  bekerja  dalam  arah horizontal  (paralel  terhadap  aliran).  Gaya  drag  ini  terjadi
Analisis On-Bottom Stability Offshore Pipeline Pada Kondisi Operasi: Studi Kasus Platform SP Menuju Platform B1C/B2c PT. Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java
Asfarur Ridlwan, Imam Rochani, dan Hasan Ikhwani Departemen Teknik Kelautan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
e-mail : imamr@oe.its.ac.id
S
dikarenakan adanya gesekan antara fluida dengan dinding pipa atau yang dikenal sebagai skin friction dan adanya vortex yang terjadi  di  belakang  pipa  ( form  drag ),  sketsa  terjadinya vortex dan flow  separation dapat  dilihat  pada  Gambar  2  sebagai berikut:
Gambar 2. Fenomena Vortex dan Flow Separation sumber: Mouselli, 1981 [5]
Besar  gaya  drag  dapat  di  formulasikan  pada  persamaan  (1) sebagai berikut:
[Boyun Guo, 2005]   (1)
dengan,
= gaya drag (N/m)
= koefisien drag
= massa jenis fluida (kg/m 3 )
= diameter pipa (m)
= kecepatan partikel arus laut (m/s)

## C. Gaya Inersia (F I )
Gaya  inersia  adalah  gaya  yang  menunjukkan  ketahanan alami  suatu  benda  terhadap  suatu  perubahan  yang  ada  dalam suatu  keadaan  bergerak  atau  diam.  Gaya  ini  ada  dari  masa fluida  yang  dipindahkan  oleh  pipa,  nilaiya  dipengaruhi  oleh percepatan  air.  Besar  gaya  inersia  dapat  dirumuskan  seperti berikut:
[2]                                       (2)
dengan,
= gaya inersia per satuan panjang (N/m)
= koefisien hidrodinamik inersia
= massa jenis fluida (kg/m 3 )
= diameter pipa (m)
= percepatan partikel air (m/s 2 )
D. Gaya Gesek (F R )
Gaya gesek adalah gaya yang berarah melawan gerak benda atau  arah  kecenderungan  arah  bergerak.  Gaya  gesek  muncul apabila  dua  buah  benda  bersentuhan.  Besarnya  gaya  gesek  di pengaruhi oleh koefisien gesek (μ) antara permukaan luar pipa dengan  permukaan  dasar  laut.  Berikut  diagram  gaya  gesek yang  terjadi  pada  pipa  dapat  dilihat  pada  Gambar  3 sebagai berikut:
Gambar 3. Gaya Gesek pada Pipa Bawah Laut sumber: Boyun Guo, 2005
Besar gaya gesek dapat dirumuskan sebagai berikut:
[Boyun Guo, 2005]     (3)
dengan,
= gaya gesek (N)
μ   = koefisien gesek N  = gaya normal (N)

## E. Gaya Angkat (F L )
Gaya  angkat  adalah  komponen  gaya  fluida  yang  bekerja pada  suatu  benda  yang  tegak  lurus  terhadap  arah  rambatan gelombang/arus. Gaya angkat terjadi karena adanya perbedaan konsentrasi streamline pada  pipa.  Ilustrasi  gaya  angkat  dapat dilihat pada Gambar 4 sebagai berikut:
Gambar 4. Ilustrasi Streamline pada Pipa sumber: Mouselli, 1985 [5]
Besarnya gaya angkat dapat dirumuskan sebagai berikut:
[2]                              (4)
dengan,
= gaya angkat ( lift force ) (N/m)
= koefisien gaya angkat
= massa jenis fluida (kg/m 3 )
= diameter pipa (m)
= kecepatan partikel arus laut (m/s)

## F. Stabilitas Vertikal
Kestabilan  pipa  di  dasar  laut  sangat  dipengaruhi  oleh  berat pipa  di  dalam  air,  gaya-gaya  hidrodinamis  yang  bekerja  pada pipa, serta tahanan tanah di dasar laut. Untuk menghindari pipa
mengapung  berat  terendam  pipa  harus  memenuhi  kriteria berikut:
(5)
dengan,
= gaya apung ( buoyancy ) (N/m)
W sub = berat terendam pipa (N/m)

## G. Stabilitas Lateral
Stabilitas pipa yang terjadi interaksi antara pergerakan arus air  lau  yang  melalui  pipa  dengan  koefisien  gesek  antara permukaan    pipa  dengan  dasar  laut.  Analisis  sederhana stabilitas pipa pada arah lateral sebagai berikut:
(6)
dengan,
F L = gaya angkat (N/m) F D = gaya drag (N/m) F I = gaya inersia (N/m) W sub = berat terendam pipa (N/m)

## III. METODOLOGI PENELITIAN

## A. Lokasi Penelitian
Daerah  studi  yang  dijadikan penelitian adalah suatu proyek instalasi  pipa  bawah  laut  yang  mengalirkan  fluida  gas  dari platform SP  ke platform B2C.  Daerah  studi  berlokasi  di Cimalaya,  Karawang,  Jawa  Barat.  SP platform berlokasi  di sekitar  10  km  sebelah  barat  daya  dari platform B1C/B2C, dengan  masa  operasi  selama  20  tahun.  Berikut  peta  lokasi daerah penelitian yang ditunjukkan pada Gambar 5.
Gambar 5. Peta Lokasi Pipa SP Platform Sumber: Google Earth, 2017

## B. Data Penelitian
Data  yang  disajikan  meliputi  data  material,  dimensi,  dan lingkungan  pipa  bawah  laut  yang  diperoleh  dari  data  desain pipa  bawah  laut  dari  dokumen  milik  PT.  Pertamina  Hulu Energi Offshore North West Java.

## C. Metodologi Penelitian
Metodologi  penelitian  merupakan  langkah-langkah  yang dapat dijelaskan sebagai berikut:
1. Studi Literatur
Ada  beberapa  panduan  dalam  menyelesaikan  penelitian ini diantaranya buku, jurnal nasional maupun internasional,  dan  beberapa  penelitian  tahun  sebelumnya yang membahas tentang pipeline , dan pipeline stability . 2. Pengumpulan Data
Pengumpulan data dalam penelitian ini meliputi data pipa dan  data  lingkungan  yang  sudah  diukur,  jadi  tinggal melakukan  perhitungan.  Data  diperoleh  dari  dokumen proyek SP platform Pertamina PHE ONWJ .
3. Perhitungan Berat Pipa
Pada  tahap  ini  dilakukan  perhitungan  untuk  mengetahui berat  pipa  baik  saat  di  udara,  berat  tercelup  pipa,  dan buoyancy pipa pada saat berada dalam air. 4. Perhitungan Stabilitas Pipa ( On-bottom Stability ) Pada  tahap  ini  bertujuan  untuk  memastikan  apakah  pipa sudah  berada  dalam  kondisi  stabil  atau  belum  untuk analisis lebih lanjut.
5. Hasil Analisis dan Pembahasan Hasil  analisis on-bottom  stability akan  disajikan  dalam bentuk  tabel  serta  dilakukan  pembahasan  terhadap  hasil analisis yang didapat.
6. Kesimpulan
Dari  analisis  yang  telah  dilakukan  dapat  ditarik kesimpulan yang bermanfaat serta diperlukan saran-saran untuk penelitian berikutnya.

## IV. HASIL DAN ANALISIS

## A. Analisis Berat Pipa Terendam
Struktur  pipa  bawah  laut  umumnya  memiliki  dua  lapisan pelindung  utama  yang  meliputi  lapisan  beton  ( concrete coating ) dan lapisan anti korosi ( corrosion coating ). Pemilihan ketebalan  lapisan  beton  pemberat  harus  diperhatikan  dengan serius agar tidak terjadi pemborosan biaya. Dalam perhitungan beban yang akan diterima pipa, berat dari pipa itu sendiri juga diperhitungkan  sebagai  berat  pipa  terdistribusi  merata  per satua panjang Berikut Gambar 6 merupakan ilustrasi potongan melintang pipa untuk menghitung berat terendam pipa:
Gambar 6. Potongan Melintang Pipa Bawah Laut sumber: Julius hery, 2008 [6]
Dari perhitungan yang telah dilakukan didapatkan berat terendam pipa minimum sebesar 764,932 N/m

## B. Penentuan Teori Gelombang
Teori gelombang linear diperlukan untuk analisis gaya-gaya yang  terjadi  terhadap  pipa  akibat  gelombang  laut.  Teori gelombang linear diformulasikan sebagai berikut:
dan (7)
Hasil  dari  formulasi  matematika  tersebut  kemudian disesuaikan  dengan  grafik  daerah  aplikasi  teori  gelombang “ Region  of  Validity  of  Wave  Theories” ,  seperti  terlihat  pada Gambar 7 sehingga dapat diketahui teori gelombang yang akan digunakan
Gambar 7. Grafik Region of Validity of Wave Theories
sumber: Le Mehaute, 1976 [7]
Dari grafik dapat disimpulkan bahwa teori gelombang yang dipakai  adalah  teori  gelombang  stoke  orde  2.  Sehingga, persamaan kecepatan dan percepatan partikel gelombang pada arah  horizontal  untuk  teori  gelombang  Stokes  Orde  2  dapat diketahui dari persamaan berikut [8]:
 Kecepatan horizontal:
(8)  Percepatan Horizontal (9)
Dari  perhitungan  yang  telah  dilakukan  di  dapatkan kecepatan  partikel  gelombang  arah  horizontal  sebesar  0,472 m/s  dengan  kecepatan  efektifnya  horizontal  sebesar  0,46  m/s. Sedangakan untuk percepatan horizontal sebesar 0 m/s 2 karena sudut fase diasumsikan 0 0 .

## C. Analisis Kecepatan Arus
Rumus  yang  digunakan  untuk  menghitung  kecepatan  arus adalah sebagai berikut:
(10)
Dari  perhitungan  yang  telah  dilakukan  di  dapatkan kecepatan  arus sebesar 0,22 m/s dengan kecepatan efektifnya sebesar 0,214 m/s.

## D. Analisis Gaya Hidrodinamis
Salah  satu  metode  yang  digunakan  dalam  menghitung  gaya hidrodinamis yaitu menggunakan pendekatan metode Morrison.  Metode  ini  menghitung  gaya  gelombang  yang terjadi  pada  suatu  struktur  akibat  gelombang  laut  di permukaan.  Metode  ini  cocok  untuk  diterapkan  pada  struktur pipa bawah laut.
Gaya  gelombang  arah  horizontal  merupakan  penjumlahan antara  gaya  inersia  dan  gaya  drag.  Sedangkan,  gaya  arah vertikal adalah gaya angkat.  Gaya yang mengenai pipa bawah laut,  setelah  di  lakukan  perhitungan  didapatkan  gaya  drag sebesar  145,49  N/m,  gaya  inersia  sebesar  0  N/m,  dan  gaya angkat sebesar 167,67 N/m

## E. Stabilitas Vertikal
Kestabilan  pipa  di  dasar  laut  sangat  dipengaruhi  oleh  berat pipa  di  dalam  air,  gaya-gaya  hidrodinamis  yang  bekerja  pada pipa,  serta  tahanan  tanah  di  dasar  laut.  Analisis  stabilitas vertikal  dilakukan  untuk  mengetahui  apakah  berat  pipa  di udara  mampu  melawan  gaya  apung  ketika  pipa  tercelup  di dalam  air  agar  memenuhi  kriteria  yang  telah  ditentukan. Adapun kriterianya dapat dilihat pada persamaan (5) sehingga didapatkan  bahwa  stabilitas  vertikal  aman  dengan  faktor keamanan sebesar

## F. Stabilitas Lateral
Stabilitas lateral dalam penelitian ini berdasarkan perhitungan  kriteria  desain  sesuai  persamaan  (6),  sehingga didapatkan  faktor  keamanan  sebesar
dimana  dapat disimpulkan  bahwa  stabilitas  lateral  dalam  keadaan  aman dengan ketebalan beton sebesar 33 mm.

## V. KESIMPULAN
Berdasarkan  dari  hasil  penelitian,  maka  dapat  ditarik kesimpulan sebagai berikut:
1. Besar  nilai  gaya  hidrodinamis  yang  bekerja  pada  pipa adalah:
a. Arah horizontal gaya drag (F D ) sebesar 145,49 N/m b. Arah horizontal gaya inersia (F I ) sebesar 0 N/m c. Arah vertikal gaya angkat (F L ) sebesar 167,67 N/m.
2. Stabilitas  pipa  dibagi  menjadi  dua  yaitu  stabilitas  vertikal dan stabilitas lateral dimana nilainya harus kurang dari 1. Dari hasil penelitian didapatkan:
a. Faktor  keamanan  stabilitas  vertikal  pipa  adalah
b. Faktor  keamanan  stabilitas  lateral  pipa  adalah
c. Sehingga  dapat  disimpulkan  untuk  tebal  minimum concrete yang diambil adalah sebesar 33 mm.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] Soegiono, Pipa Laut . Surabaya: Airlangga University Press, 2007.
[2] A.  Guo,  B.,  Song,  S.,  Chacko,  J.,  dan  Ghalambor, Offshore
Pipelines .  United  State  of  America:  Gulf  Profressional  Publishing,
2005.
[3] C. K. C. Y. Tian, M.J. Cassidy, “Assessment of Offshore Pipelines Using  Dynamic  Lateral  Stability  Analysis,” Appl.  Ocean  Res. ,  pp. 45–57, 2015.
[4] Q.  Bai,  Y.  and  Bai,  “Subsea  Pipelines  and  Risers,” Elsevier  Sci. , 2005.
[5] A.  H.  Mouselli, Offshore  Pipeline  Design,  Analysis  and  Methods . Oklahoma: Analysis and Methods, 1981.
[6] J.  Heryanto,  “Desain  dan  Analisis  Struktur  Pipa  Bawah  Laut,” Institut Teknologi Bandung, 2008.
[7] B.  Le  Mehaute,  “An  Introduction  to  Hydrodinamics  and  Water Wave,” Springer Verlag , 1976. [8]
S. . Chakrabarti, Hydrodinamics of Offshore Structures . USA: CBI Industries, Inc, 1987.