Optimasi Konfigurasi
Sudut Stinger dan Kedalaman Laut
Dengan Local
Buckling Check
Oleh :
Desak Made Ayu | 4310100019
Pembimbing :
Prof. Ir. Daniel M. Rosyid, Ph.D
Ir. Hasan Ikhwani, M.Sc
I. PENDAHULUAN -Latar Belakang -Manfaat-Perumusan Masalah -Batasan Masalah-Tujuan
II. Tinjauan Pustaka dan Dasar Teori-Tinjauan Pustaka-Dasar Teori
OUTLINE :
III. Metodologi Penelitian-Skema Diagram Alir-Skema Local Buckling CheckOUTLINE :
IV. Analisa dan Pembahasan-Analisa Instalasi Dengan OFFPIPE-Analisa Local Buckling Check
V. Kesimpulan
Latar Belakang
• Penggunaan minyak dan gas pada kehidupan sehari-hari tidak dapat dilepaskan, hal ini menyebabkan semakin agresifnya eksplorasi minyak dan gas didaerah lepas pantai.
• Proses instalasi pipa terlebih dahulu harus dilakukan agar dapat mendistribusikan minyak dan gas yang terlebih dahulu telah ditambang.
• Sebagai bagian dari proyek PRP 2013-2014, PT. PHE ONWJ bermaksud untuk menginstal pipa baru dalam rangka melakukan antisipasi peningkatan produksi di masa depan.
Tabel 1.1 Data Desain Pipa
Material Units 6” Pipeline
Steel Outer Diameter inch 6.625
Material Specifiation - Carbon Steel
API-5L-X52 PSL
2 Offshore
Wall Thickness in 0.432
Corrosion Allowance mm 2.54
Steel Density pcf 490 (7850 kg/m3)
SMYS psi 52000 @ 70°F
SMTS psi 66000 @ 70°F
Young’s Modulus, E psig 3.002 x 107
Poisson’s Ratio - 0.3
Coefficient of Thermal Expansion k-1 11.7 x 10-6
Thermal Conductivity W/mK 45
(Sumber: PT. Globa Maritime, 2013)
Data Pipa Tabel 1.2 Pipeline Coating Parameter
Decription Pipeline
External Anti-Corrosion
Coating
Type AE
Thickness,mm 4
Density,lb/ft3 79.97
Cutback,mm 150 +/- 10mm
Concrete Coating
Thickness
Thickness,mm 30
Density,lb/ft3 190
Cutback,mm 300 +/- 25mm
Water Absorption 5 (Sumber: PT. Globa Maritime, 2013)
Data Lay Barge & Stinger
Tabel 1.3 Data Lay Barge
Description Barge Parameter
Maximum Pipe Tension Available 60 MT
No. Of Tensioners Available on the
Barge
2 nos
No. Of Rollers on the Barge 7 nos
Length of Tensioner 6.5 m
Hitch X-Location (w.r.t stern) 0.497 m
Hitch Y-Location (w.r.t main deck) -1.80 m
Barge Moulded Dimensions
Length = 85 m
Breadth = 25 m
Depth = 5.5 m
(Sumber: PT. Globa Maritime, 2013)
Tabel 1.4 Stinger Parameter
Description Barge Parameter
No.of Rollers on Stinger 3
Stinger Length 20.55 (1 section)
Stinger Roller Bed Length 2.586 m
Increment Rotation Angle (from
horizontal)
2.22 deg
(Sumber: PT. Globa Maritime, 2013)
Untuk pengerjaan menggunakan Barge S-Lay HAFAR Neptune. Data barger dan stinger yang akan digunakan adalah sebagai berikut :
Man
faat
Tuju
an
Peru
mu
san
Mas
alah
-Berapakah sudutoptimum stinger danbagaimanakahpengaruh konfigurasi sudut stinger pada tegangan Von Misesyang terjadi pada pipeline untuk setiap perbedaan kedalaman saat proses instalasi?
-Bagaimanakah local buckling yang terjadi pada pipeline untuk setiap perbedaan kedalaman dan variasi sudut stinger?
-Menganalisa dan mengetahui berapakah sudutoptimum stinger dan pengaruh konfigurasi sudut stinger pada tegangan Von Misses pada saat proses instalasi.
Menganalisa local buckling yang terjadi pada pipeline untuk setiap perbedaan kedalaman dan variasi sudut stinger.
Manfaat dari penelitian ini adalah memberikan pemahaman mengenai instalasi pipa bawah laut dengan metode S-Lay, mengetahui pengaruh konfigurasi sudut stinger untuk melihat tegangan yang terjadi pada pipeline serta menganalisa local buckling yang terjadi pada saat proses laying.
Metode instalasi yang digunakan adalah metode S-Lay.Dasar laut dianggap datar. Analisa yang dilakukan adalah analisa statis.Tinggi roller konstan.Gerakan barge diabaikan.Panjang stinger konstan.Codes yang digunakan adalah DNV 1981 mengenai Rules
for Submarine Pipeline System.
Batasan Masalah
Metode Pipelaying Teori Tegangan Teori Optimasi Local Buckling Local Buckling Check
DNV 81
dIDasar Teori
MetodePipelaying
S Lay
Kurva pipa yang keluar dari Lay Barge hingga seabed akan berbentuk seperti huruf S. Pada saat pemasangan akan membutuhkan stinger dan tensioner.
MetodePipelaying
J Lay
Metode ini menggunakan berat pipa itu sendiri agar pipa dapat menyentuh dasar laut. Tidak ada daerah kritis pada tekukan atas (overbend) dan hanya ada pada bagian tekukan bawah (sagbend) sebagai daerah kritis
Proses Pipelaying
Welding Operation -> NDT (None Distraction Test) station cek pengelasan dan coating station -> Roller akan membantu pipa bergerak dari barge hingga masuk ke laut
Proses Pipelaying
Stinger
AB
Stinger berfungsi sebagai pengarah pipa pada roller yang terletak antara tubular sehingga pipa dapat meluncur ke bawah dari barge stern sampai ke seabed.
Proses Pipelaying
Overbend
Daerah overbend biasanya dimulai dari tensioner pada deck barge, melalui barge ramp, dan turun ke stinger sampai pada titik dimana pipa tidak lagi didukung oleh stinger
Proses Pipelaying
Sagbend
Daerah sagbend biasanya dimulai dari titik inflection sampai titik touch down pada seabed
Teori Tegangan
Tegangan Normal
Tegangan normal adalah tegangan yang bekerja dalam arah tegak lurus terhadap permukaan bahan dan dapat berupa tegangan tarik (tensile stress) atau tegangan tekan (compressive stress).
𝜎 =𝑃
𝐴
dengan:σ = tegangan normal (N/m2)P = gaya tarik/tekan (N)A = luas penampang melintang (m2)
Teori Tegangan
Tegangan Von Mises
Penggabungan tegangan-tegangan utama pada suatu elemen merupakan suatu cara untuk mengetahui nilai tegangan maksimum yang terjadi pada node tersebut. Salah satu cara mendapatkan tegangan gabungan adalah dengan menggunakan formula tegangan Von Misses yaitu:
𝜎𝑒 = 0.5(𝜎1 − 𝜎2)2 + (𝜎2 − 𝜎3)
2(𝜎3 − 𝜎1)2 0.5
dengan:σe = tegangan von misesσ1 = tegangan utama 1σ2 = tegangan utama 2σ3 = tegangan utama 3
Teori Optimasi
Optimasi adalah pencarian nilai-nilai variable yang dianggap optimal, efektif dan efisien.
Metode Pendekatan Optimasi
Untuk mendapatkan titik optimum pada grafik, dengan mencari beberapa titik variasikemudian memplotkan. Sehingga didapatkangrafik masing-masing constraint. Kemudiandidapatkan grafik constraint tersebut, dimanatitik potong tersebut adalah titik optimumnya.
Local Buckling
Local Buckling pada pipa dipengaruhi external pressure, axial force dan bending moment. Buckling merupakan keadaan dimana pipasudah tidak bundar atau mengalamiperubahan bentuk akibat tekanan hidrostatisyang besar pada kedalaman tertentu.
Local Buckling
Check DNV 81
Local Buckling adalah kombinasi kritistegangan longitudinal dan hoop yang kemudian dicari permissible combination
σx = Total axis stress (Pa)σxcr = Critical Longitudinal Stress (Pa)ηxp = Permessible buckling usage factorσy = Hoop Stress (Pa)σycr = Critical Hoop Stress (Pa)ηyp = Permissisble buckling usage factor
METODOLOGI PENELITIAN
1.1 Metode Penelitian
BAB III
METODOLOGI PENELITIAN 4.1 Skema Diagram Alir
Mulai
Pengumpulan data pipa dan lay barge
Pemodelan Pipa dengan menggunakan software OFFPIPE
Running pemodelan menggunakan
software OFFPIPE
Output variasi sudut stinger dan kedalaman
Analisa hasil pemodelan
Cek Local Buckling dengan DNV 1981
Selesai
Skema Alir
Memasukan inputan data
Menghitung Cross Section Area
Menghitung elastic section modulus
Menghitung longitudinal stress due to axial force
Menghitung longitudinal stress
due to pipe bending
Mulai
LocalBuckling
Check
Menghitung critical longitudinal stress ketika N bertindak
sendiri
Menghitung longitudinal stress
Menghitung critical longitudinal stress ketika M bertindak
sendiri
A
Input Data Nominal Outside
Diameter of Pipe Nominal Wall
Thickness Axial force in pipe Bending moment Specified yield
strength Water depth External pressure Internal pressure Modulus of
Elasticity
Menghitung longitudinal
(compressive) stress
A
Menghitung hoop stress
Menghitung critical compressive hoop
stress for completely elastic buckling
Menghitung compressive hoop
stress
Menghitung α
Check 𝜎𝑥
ᶯ𝑥𝑝𝜎𝑥𝑐𝑟
𝛼
+ 𝛼𝑦
ᶯ𝑦𝑝𝜎𝑦𝑐𝑟 ≤ 1
Selesai
Analisa Data dan
Pembahasan
Untuk memulai permodelan instalasi denganmenggunakan bantuan software OFFPIPE yang akan dilakukan adalah memodelkan laybarge, stinger,dan memasukan data properties pipaserta memasukkan data lingkungan sepertikedalaman laut. Berikut adalah loadcase untukpengerjaan tugas akhir :
Load Case
STATIC CASE
Water Depth
Stinger Angle
Outiside Diamete
r
Wall Thickness
Lay Tension
6.668.8811.113.3215.546.668.8811.113.3215.546.668.8811.113.3215.54
16.827 1.1 235.2
(cm) (cm) (kN)
16.827 1.1 235.2
16.8271.1 235.2
(m) (deg)
CASE 1 14.935
CASE 2 15.979
CASE 3 17.023
STATIC CASE
Water Depth
Stinger Angle
Outiside Diamete
r
Wall Thickness
Lay Tension
6.668.8811.113.3215.546.668.8811.113.3215.546.668.8811.113.3215.54
CASE 6 20.15516.827
1.1 235.2
CASE 4 18.067 16.827 1.1 235.2
CASE 5 19.11 16.827 1.1 235.2
(m) (deg) (cm) (cm) (kN)
STATIC CASE
Water Depth
Stinger Angle
Outiside Diamete
r
Wall Thickness
Lay Tension
6.668.8811.113.3215.546.668.8811.113.3215.546.668.8811.113.3215.54
CASE 9 23.287 16.827 1.1 235.2
CASE 7 21.199 16.827 1.1 235.2
CASE 8 22.243 16.827 1.1 235.2
(m) (deg) (cm) (cm) (kN)
STATIC CASE
Water Depth
Stinger Angle
Total Stress
Total Stress
(Mpa) (Mpa)6.66 253.9 71 168 47
8.88 257.1 71 100.6 28
11.1 237.4 66 100.6 28
13.32 320.5 89 100.6 28
15.54 446 124 100.6 28
6.66 284.6 79 189.3 53
8.88 257.2 71 100.6 28
11.1 237.3 66 100.6 28
13.32 321.6 89 100.6 28
15.54 441.1 123 100.6 28
6.66 314.2 87 209.8 58
8.88 257.2 71 121.4 34
11.1 237.3 66 100.7 28
13.32 322.7 90 100.7 28
15.54 436.4 121 100.7 28
6.66 342.8 95 229.7 64
8.88 257.2 71 142 39
11.1 237.3 66 100.8 28
13.32 323.7 90 100.8 28
15.54 436.4 121 100.8 28
6.66 370.4 103 248.8 69
8.88 257.3 71 161.9 45
11.1 237.4 66 100.8 28
13.32 324.7 90 100.8 28
15.54 437.4 121 100.8 28
CASE 5 19.11
CASE 3 17.023
CASE 4 18.067
CASE 1 14.935
CASE 2 15.979
Maximum Stress On Overbend
Maximum Stress On Sagbend
(m) (deg)Pipeline Stress
SYMS %
Pipeline Stress SYMS
%
Untuk analisa kali ini akan digunakan 9 case seperti pada tabel diatas yang dimana pada setiap water depth akan divariasikan sudut stingernya. Setelah itu loadcase akan dimasukan dan setelah itu kita akan mendapatan hasil dari runningan OFFPIPE, yaitu :
STATIC CASE
Water Depth
Stinger Angle
Total Stress
Total Stress
(Mpa) (Mpa)6.66 342.8 95 229.7 64
8.88 257.2 71 142 39
11.1 237.3 66 100.8 28
13.32 323.7 90 100.8 28
15.54 436.4 121 100.8 28
6.66 370.4 103 248.8 69
8.88 257.3 71 161.9 45
11.1 237.4 66 100.8 28
13.32 324.7 90 100.8 28
15.54 437.4 121 100.8 28
6.66 397.3 110 267.5 74
8.88 272.4 76 181.1 50
11.1 237.4 66 100.9 28
13.32 325.6 90 100.9 28
15.54 438.4 122 100.9 28
CASE 5 19.11
CASE 6 20.155
CASE 4 18.067
Maximum Stress On Overbend
Maximum Stress On Sagbend
(m) (deg)Pipeline Stress
SYMS %
Pipeline Stress SYMS
%
STATIC CASE
Water Depth
Stinger Angle
Total Stress
Total Stress
(Mpa) (Mpa)6.66 423.4 118 285.6 79
8.88 299.3 83 199.8 56
11.1 237.5 66 112.6 31
13.32 325.6 90 101 28
15.54 439.3 122 101 28
6.66 448.8 125 303.3 84
8.88 325.5 90 218 61
11.1 237.5 66 131.3 36
13.32 325.3 90 101.1 28
15.54 440.2 122 101.1 28
6.66 473.6 132 320.5 89
8.88 350.9 97 235.6 65
11.1 237.5 66 149.5 42
13.32 325.1 90 101.1 28
15.54 441.1 123 101.1 28
CASE 9 23.287
CASE 7 21.199
CASE 8 22.243
Maximum Stress On Overbend
Maximum Stress On Sagbend
(m) (deg)Pipeline Stress
SYMS %
Pipeline Stress SYMS
%
Hasil yang didapat akan diplotkan dalam bentuk grafik, maka akan membentukgrafik sebagai berikut:
200
250
300
350
400
450
500
5 7 9 11 13 15 17
Max
imu
m S
tre
ss (
Mp
a)
Stinger Angle (deg)
Maximum Stress On Overbend
CASE 1 (14.935 m)
CASE 2 (15.979 m)
CASE 3 (17.023 m)
CASE 4 (18.067 m)
CASE 5 (19.11 m)
CASE 6 (20.155 m)
CASE 7 (21.199 m)
CASE 8 (22.243 m)
CASE 9 (23.287 m)
80
130
180
230
280
330
380
5 7 9 11 13 15 17
Max
imu
m S
tre
ss (
Mp
a)
Stinger Angle (deg)
Maximum Stress On Sagbend
CASE 1 (14.935 m)
CASE 2 (15.979 m)
CASE 3 (17.023 m)
CASE 4 (18.067 m)
CASE 5 (19.11 m)
CASE 6 (20.155 m)
CASE 7 (21.199 m)
CASE 8 (22.243 m)
CASE 9 (23.287 m)
Permisebble combination untuk menghitung local buckling yang terjadi pada pipa dengan menggunakan DNV 1981 adalah:
Dengan:σx = Total axis stress (Pa)σxcr = Critical Longitudinal Stress (Pa)ηxp = Permssible buckling usage factor (0.86)
σy = Hoop Stress (Pa)σycr = Critical Hoop Stress (Pa)
Analisa Perhitungan Local Buckling Check
Hasil yang didapatkan dari perhitungan local buckling check untuk perhitungan pada overbend dengan 11.1 deg dengan DNV 1981
Dari hasil diatas dapat diketahui bahwa pipa aman dari adanya local buckling karena permisibble combination dari seluruh static case tidak lebih besar dari 1.
Static Case Permissible
Combination Overbend
Case 1 0.59997
Case 2 0.59722
Case 3 0.59732
Case 4 0.59742
Case 5 0.59751
Case 6 0.59760
Case 7 0.59769
Case 8 0.59778
Case 9 0.59785
Static Case Permissible Combination
Sagbend
Case 1 0.27980817
Case 2 0.279990438
Case 3 0.281284249
Case 4 0.281390378
Case 5 0.281572187
Case 6 0.282849407
Case 7 0.312520555
Case 8 0.357913451
Case 9 0.40103426
Dari hasil dibawah dapat diketahui bahwa pipa aman dari adanya local buckling karena permisibble combination dari seluruh static case tidak lebih besar dari 1.
• Sudut optimal saat variasi sudut stinger dan kedalaman laut adalah sudut 11.1 derajat.
Pada variasi sudut stinger dengan kedalaman laut kita dapat melihat bahwa semakin
besar sudut (13.32 dan 15.54 derajat) maka akan semakin besar pula tegangan Von Mises
yang didapatkan (dapat dilihat pada gambar dan grafik) tetapi hal ini terjadi setelah sudut
stinger bernilai 11.1 derajat. Jika sudut terlalu besar (13.32 dan 15.54 derajat) dan
kedalaman laut tidak terlalu dalam (14.935 m, 17.023 m dan 18.067 m), hal ini
menyebabkan tegangan akan semakin besar.
• Tidak terjadi local buckling pada daerah sagbend dan overbend karena nilai permissible
combination yang didapatkan ≤1 dengan menggunakan standart code DNV 1981.
Kesimpulan
Daftar Pustaka
Andini, F. T., (2010). Optimasi Konfigurasi Sudut Stinger dan Jarak Antara Lay Barge dan Exit Point Pada Instalasi Horizontal Directional Drilling, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Kelautan-FTK, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya. Bai, Y., (2001). Pipeline and Riser, Elsevier Ocean Engineering Book Series, Volume 3, Oxford, UK.Det Norske Versitas (1981). DNV 1981: Rules For Submarine Pipeline System. Det Norsle Versitas, Norway.Gere, J., S. Timoshenko, (2009). Mechanics of Material. Cengage Learning, Canada.Guo, B., S. Song, J. Chacko, A. Ghalambor, (2005). Offshore Pipeline. Elsevier, UK.Kenny, J. P. (1993). Structural Analysis of Pipeline Spans. Safety Executive, USA.Mouselli, A.H., (1981). Offshore Design, Analysis and Methods, Penwell Books, Oklahoma.PT. Pertamina PHE ONWJ (2013). Pipelaying Analysis (Including Dynamic and Pipe Weld Repair). MMA MMJ Pipeline, MIKE-W-CAL-0023. JakartaPT. Rare (2013). ANSI B36.10 Seamless Pipe Sizes. Midvaal.Rizaldi, A., (2011). Analisa Buckling Pada Saat Instalasi Pipa Bawah Laut: Studi Kasus Saluran Pipa Baru “Karmila-Titi” Milik CNOOC di Offshore South East Sumatera, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Kelautan-FTK, Institut Teknologi SepuluhNopember, Surabaya.
Rao, S., (1985). Optimization Theory and Applications, Wiley Eastern Limited, New Delhi.Rosyid, D. M., (2009). Optimasi Teknik Pengambilan Keputusan Secara Kuantitatif, ITS Press, Surabaya.Soegiono, (2007). Pipa Laut. Airlangga University Press, Surabaya.
Daftar Pustaka