ANALISA KONFIGURASI PIPA BAWAH LAUT PADA ANOA … · yang penting untuk menentukan arah perancangan...

1

ANALISA KONFIGURASI PIPA BAWAH LAUT PADA ANOA EKSPANSION TEE

(Wira YudhaNata1), Wisnu Wardhana2), Soegiono3))

1Mahasiswa Teknik Kelautan, 2,3Staf Pengajar Teknik Kelautan, FTK – ITS

Abstrak Dalam perancangan pipa bawah laut perhitungan tebal pipa dan desain konfigurasi lay out merupakan faktor

yang penting untuk menentukan arah perancangan secara keseluruhan baik dari segi biaya, reliabilitas,

safety design, dan stress analysis. Penelitian ini membahas perancangan tebal pipa bawah laut pada kondisi

tertentu dengan menggunakan standard code yaitu DNV-OS-F101 dan ASME B31.7 untuk perhitungan

flange pressure pada variasi empat konfigurasi desain yang digunakan. Dari hasil perancangan didapatkan

nilai tebal optimum 0.4027 inchi dan bila disesuaikan dengan specified API 5L (ts) 0.406 inchi. analisa nilai

tegangan pada variasi keempat konfigurasi desain menggunakan software AutoPipe. Dari variasi empat konfigurasi didapatkan Nilai tegangan terbesar pada konfigurasi 4 sebesar 420 N/mm2 sedangkan nilai

tegangan minimum pada konfigurasi 1 sebesar 183 N/mm2. Untuk flange pressure maksimum didapatkan

nilai sebesar 21.117 MPa pada konfigurasi 2 dan untuk flange pressure minimum didapatkan nilai sebesar

14.401 Mpa pada konfigurasi 2. Pada keempat konfigurasi desain berdasarkan material yang digunakan

didapatkan nilai cost maksimum pada konfigurasi 1 sebesar Rp 13.869.572.543 dan nilai cost minimum pada

konfigurasi 3 yaitu sebesar Rp12.661.053.048

Kata kunci : Konfigurasi, Standard Codes, Cost, pipa bawah laut, DNV-OS-F101, ASME B31.7.

1. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Pipeline merupakan salah satu jenis struktur

bangunan laut yang berfungsi menyalurkan hasil

produksi berupa gas atau minyak dari suatu

platform menuju platform lainnya (unit pemrosesan

selanjutnya). Kelebihan pipeline ini dapat

memenuhi kebutuhan transportasi hasil produksi

secara lebih cepat dibandingkan dengan

menggunakan bentuk unit penyimpanan minyak

atau gas yang bersifat sementara. Pipelines digunakan untuk berbagai maksud dalam

pengembangan sumber daya hidrokarbon di lepas

pantai, termasuk pipa transportasi untuk ekspor,

pipa penyalur untuk mengangkut produksi dari

suatu platform ke pipa ekspor (Soegiono,2007).

Tujuan dari perancangan perpipaan secara umum

bisa diklasifikasikan sebagai berikut(Teddy, 2003) :

Material seperti apa yang sesuai dengan kondisi

kerja (tekanan external/internal, suhu, korosi,dsb)

yang diminta dari sistem perpipaan. Pemilihan

material sangat krusial karena menentukan reliabilitas keseluruhan sistem, faktor biaya,

safety, dan umur pakai.

Standard Code mana yang sesuai untuk

diaplikasikan pada sistem perpipaan yang akan

dirancang. Pemilihan Standard Code yang benar

akan menentukan arah perancangan secara

keseluruhan, baik dari segi biaya, reliabilitas,

safety design, dan stress analisis.

Perhitungan dan pemilihan ketebalan pipa tidak

bisa dilakukan secara sembarangan, atau hanya

berdasarkan intuisi. Pemilihan ketebalan pipa

(schedule number) sebaiknya memenuhi kriteria

cukup, aman, dan ketersediaan stok di pasaran.

Bagaimana planning dan routing dari sistem

perpipaan akan dilakukan. General arrangement,

dan routing sebaiknya dilakukan dengan

memperhatikan aspek inherent safety design,

konsumsi pipa seminimum mungkin tanpa

mengorbankan fleksibilitas serta tidak

menganggu atau mengurangi kemampuan, fungsi dan operasional dari peralatan yang terkoneksi.

Persoalan yang akan dibahas pada Tugas Akhir ini

adalah analisa konfigurasi pipa bawah laut pada

anoa ekspanison TEE untuk mendapatkan

konfigurasi yang paling allowable dengan

melakukan perhitungan stress analisis dan flange

class rating sehingga mendapatkan pressure

minimum dengan biaya dan rating yang rendah

berdasarkan standard code, dimana letak

beroperasinya pada Lapangan Produksi Anoa blok Natuna. Pipa yang akan dipasang adalah pipa

dengan jenis grade material X-65 dan mempunyai

diameter dalam 16 inchi, serta mempunyai

ketebalan 0.405 inchi.

1.2 Permasalahan

Permasalahan yang diangkat dalam Tugas Akhir ini

adalah:

1. Berapa besar tebal pipa yang optimum pada

anoa ekspansion TEE?

2

2. Berapa besar pressure maksimum dan

minimum pada konfigurasi pipa bawah laut

pada anoa ekspanion TEE berdasarkan flange

class rating?

3. Mengetahui cost maksimum dan minimum

konfigurasi desain Lay out pipa bawah laut pada

anoa ekspanion TEE?

1.3 Tujuan

Adapun tujuan yang ingin dicapai dari tugas akhir

ini adalah

Permasalahan yang diangkat dalam Tugas Akhir ini

adalah:

1. Mendapatkan tebal pipa yang optimum pada

anoa ekspansion TEE?

2. Mendapatkan pressure maksimum dan

minimum pada konfigurasi pipa bawah laut

pada anoa ekspanion TEE berdasarkan flange

class rating?

3. Mendapatkan cost maksimum dan minimum

konfigurasi desain Lay out pipa bawah laut pada

anoa ekspanionTEE?

1.4 Manfaat

Manfaat yang diperoleh dari Tugas Akhir ini

diharapkan mendapatkan konfigurasi pipa bawah

laut pada anoa ekspansion TEE yang paling

allowable dengan memperhitungkan stress analisis,

pressure minimum berdasarkan class rating dan

biaya yang paling ekonomis, dimana nantinya informasi ini dapat dipakai sebagai bahan

pertimbangan dalam hal perancangan konfigurasi

pipa bawah laut yang efisien.

II. Dasar Teori

2.1 Umum

Dalam perancangan pipa bawah laut perlu diketahui

berbagai aspek teknis yang berhubungan dengan

perancangan pipa bawah laut yang meliputi,

pemilihan tipe pipa bawah laut, metode instalasi

pipa, skenario produksi reservoir, perencanaan

diameter pipa dan perencanaan tebal pipa. Pada umumnya pipa bawah laut yang digunakan dalam

industri perminyakan lepas pantai sesuai

kegunaanya (Mouselli, 1981) adalah :

♦ Flowline

Flowline berfungsi menghubungkan sumur minyak

ke platform atau ke subsea manifold lainnya.

Umumnya jenis pipa ini memiliki diameter yang

relatif kecil. Aliran didalam pipa memiliki tekanan

yang tinggi. Jenis pipa ini digunakan bila tekanan

pada reservoir cukup untuk mengalirkan fluida

melalui pipa tanpa menggunakan pompa atau kompressor.

♦ Gathering Line

Gathering Line berfungsi menghubungkan dari satu

platform ke platform lainnya (dari drilling platform

ke separate production platform). Umumnya

memiliki diameter yang lebih besar dari jenis

flowline. Nilai dari tekanan aliran didalam pipa

berkisar antara 1000–1400 psi. aliran dalam pipa

dialirkan menggunakan pompa atau kompressor.

♦ Trunk Line

Jenis pipa ini berfungsi mengangkut dari satu atau berbagai platform menuju ke pantai (darat).

Umumnya memiliki diameter yang besar dan harus

memiliki pompa atau kompressor yang cukup

memadai untuk dapat mengalirkan fluida di

dalamnya.

♦ Loading Line

Jenis pipa ini berfungsi menghubungkan platform

atau subsea manifold ke fasilitas penyimpanan

lepas pantai contohnya pada Lousiana Offshore Oil

Port (LOOP). Umumnya memiliki diameter bervariasi baik besar maupun kecil tergantung jenis

kebutuhan dan memiliki panjang berkisar antara 1 –

3 mil.

Perubahan kondisi lingkungan dari perairan

dangkal ke perairan dalam berpengaruh terhadap

kriteria desain untuk offshore pipeline, terutama

untuk pipa yang dipasang di laut dalam dimana

untuk perhitungan tebal pipa, external pressure

menjadi lebih dominan dari internal pressure

containment (Baskoro,2004). Pipa bawah laut merupakan struktur yang rawan terhadap

ketidakstabilan yang diakibatkan gaya-gaya

hidrodinamis. Kestabilan dari pipa dipengaruhi oleh

berat pipa dan ketebalan pipa. Dalam perancangan

pipa bawah laut Standard Code yang digunakan

nantinya akan dapat mendukung untuk

mendapatkan hasil perancangan pipa yang

maksimal baik dari segi dimensi pipa, stabilitas,

biaya maintenance dan produksi.

2.2 Diameter Pipa

Pada perancangan dimensi pipa, hal pertama yang harus diketahui adalah laju aliran fluida yang akan

mengalir dalam pipa pada tekanan dan temperatur

tertentu. Diameter didapatkan jika kecepatan fluida

telah diketahui. Jika kecepatan belum diketahui,

maka dapat menggunakan engineer justment.

Arnold (1998) merekomendasikan kecepatan

mínimum gas berada pada range 10-15 ft/dt, dan

maksimum 60 ft/dt.

Bila kecepatan dan laju aliran gas telah diketahui,

maka dapat ditentukan diameter pipa dari persamaan berikut (Arnold, 1998) :

3

V = 60QgTZ/(d2P) ......................................... 2.1

Keterangan:

Qg : laju aliran fluida, MMscfd

T : suhu, oR

d : diameter dalam pipa, in

P : tekanan, psia

V : kecepatan aliran fluida, ft/dt

Z : faktor kompressibilitas gas

2.3 Hoop stress

Hoop Stress adalah tekanan internal yang diakibatkan oleh fluida yang mengalir didalarn

pipa. Pada pipa bawah laut tekanan akibat fluida

diimbangi oleh tekanan eksternal yang diakibatkan

oleh gaya hidrostatis yang arahnya berlawanan.

Hoop Stress dapat ditentukan berdasarkan pada

persamaaan dibawah :

.................................... .2.2

Keterangan :

: Tegangan hoop, psi Pi : Tekanan internal, psi Pe : Tekanan eksternal, psi

D : Diameter terluar pipa, in

t : Teba nominal pipa,in

Gambar 2.1 Tekanan Pada Silinder Bebas (Yong

Bai,2001)

2.4 Longitudinal Stress

Untuk Pipa dengan tebal dinding tipis (D/t > 20)

Longitudinal Stress menurut Boyun Guo et al dapat

dirumuskan :

........................................................ 2.3

Keterangan :

SL : Longitudinal Stress, psi

P : Net Internal Pressure (pπr2), in

t : Tebal pipa, in

D : Diameter Dalam Pipa, in

Gambar 2.2 Tekanan Longitudinal Pada Silinder

Bebas (Boyun Guo et al, 2005)

2.5 Buckling

2.5.1 Umum

Pipa bawah laut akan mengalami tekanan

hidrostatis, semakin dalam pipa berada maka

tekanan hidrostatis yang diterima pipa akan

semakin besar Kegagalan/keruntuhan pipa bawah laut dapat disebabkan oleh banyak hal, diantaranya

adalah perbandingan antara diameter dan ketebalan

pipa (D/t), keadaan stress strain pipa, tekanan

hidrostatik serta momen bending yang terjadi pada

pipa. Buckling pada pipa dapat didefenisikan

sebagai perataan (flattening) atau berubahnya

bentuk pipa menjadi oval. Jika pipa tidak bocor,

maka kejadian ini dikatakan dry buckle dan jika

pipa bocor dan dipenuhi oleh air dikatakan sebagai

wet buckle. Mouselli (1981) memberikan formula

tekanan kritis elastic buckling yang berhubungan dengan tekanan hidrostatis sebagai berikut :

.......................................... 2.4

Keterangan :

Pc: Tekanan kritis kegagalan , kg/m2

E : Elastic Modulus, kg/m2

D : diameter pipa, m

T : ketebalan pipa, m

2.5.1.1 Local Buckling

Local buckling adalah perubahan penampang

melintang pada pipa pada suatu bagian sepanjang

jalur pipa.

Gambar 2.3 Local Buckling pada penampang pipa (Halliwell, 1986)

2.5.1.2 Propagation Buckling

Propagation buckling adalah situasi dimana

potongan melintang berubah konfigurasinya

menjadi buckle yang mernanjang dan berpropagasi

sepanjang pipa, menjadikan pipa gagal sepanjang

lintasannya. Prinsip propagation buckling adalah

tekanan yang lebih besar dibutuhkan untuk

memulai terpadinya propagasi buckling (disebut

tekanan inisiasi,Pi) daripada tekanan yang dibutuhkan untuk mempertahankan propagasi

buckling (disebut tekanan propagasi buckle,Ppr).

4

Sebagai akibat dari hal ini, buckle yang dimulai

pada lepas pantai berpropagasi dan mcngakibatkan

kegagalan sepanjang pipa hingga tekanan eksternal

menjadi sama ataupun lebih kecil dari tekanan

propagasi, dengan asumsi ketebalan dan properti

pipa tetap, Gambar 2.4 menunjukkan fenomena

propagation buckling.

Gambar 2.4 Propagalion Buckling pada pipa

(Halliwell, 1986)

Propagation Bucklging tidak bisa dimulai. atau

menjalar ke bagian lain pada pipa jika tekanan

eksternal maksimum (Pe-max) masih dibawah

ambang tekanan rambat (Ppr) pipa. Kondisi

terjadinya propagation buckling jika :

Ppr < Pin < Pe ................................................. 2.5

Keterangan :

Ppr : Tekanan Propagasi, psi

Pin : Tekanan Inisiasi, psi

Pe : Tekanan Eksternal, psi

2.6 Analisa Ketebalan Pipa Bawah Laut

2.6.1 Analisa tebal Pipa Menurut DNV-OS-

F101

Pada proses dcsain ketebalan pipa hawah laut pipa yang digunakan harus memenuhi syarat kearnanan,

dengan tidak mengabaikan pertimbangan ekonomi

dalarn pemilihan material pipa. Pipa yang berada

pada dasar laut akan mengalami gaya-gaya yang

bekerja baik dari dalam pipa maupun gaya

lingkungan dan luar pipa. Pipa yang digunakan

harus memenuhi persyaratan yang diperlukan untuk

menahan gaya-gaya dan dalarn (presure

containment) maupun gaya dari luar pipa (buckling)

yang diakibatkan oleh tekanan hidrostatis. Pipa

juga harus memenuhi persyaratan kekuatan

berdasarkan gaya-gaya yang terjadi pada saat instalasi pipa.

2.6.1.1 Kelas Keamanan

Pada standar code DNV 2000 penilalan perhitungan

keamanan dilakukan dengan format LRFD (Load

and Resistance Factor Design) yang menyatakan

bahwa untuk kondisi tertentu digunakan safety

factor parsial tertentu. Salah satu safety factor

parsial terscbut adalah kelas kcamanan yang

ditentukan herdasarkan lokasi pipa bawah laut,

fluida yang digunakan serta tahapan perhitungan desain yaitu kondisi instalasi, hydrotest dan operasi.

Kelas keamanan yang tinggi akan mensyaratkan

faktor tahanan (resistance factor) yang besar, hal

ini dikarenakan tahanan yang dperhitungkan dibagi

oleh faktor tahanan yang lebih besar.

Tabel 2.1 Klasifikasi Fluida (DNV, 2000)

Klasifikasi

Fluida

Deskripsi

A Cairan tidak dapat terbakar

B Cairan dapat terbakar dan

beracun

C Gas tidak dapat terbakar

dan tidak beracun

D Gas alam tidak beracun

E Gas dapat terbakar dan

atau beracun

Tabel 2.2 Kelas Lokasi Pipa Beroperasi (DNV, 2000)

Lokasi Definisi

1 Area dimana tidak ada aktivitas

manusia di sepanjang jalur pipa

2 Area di dekat Platform atau area

dimana ada aktivitas manusia

Tabel 2.3 Klasifikasi Kelas Keamanan (DNV,

2000)

Fase

Fluida Kategori

A,C

Fluida Kategori

B, D, dan E

Kelas Lokasi Kelas Lokasi

1 2 1 2

Tempor

er

Rendah Rendah Rendah Rendah

Operasi Rendah Normal Normal Tinggi

Tabel 2.4 Faktor Tahanan (γsc) Berdasarkan Kelas

Keamanan (DNV, 2000)

Kelas

Keamanan

Rendah Normal Tinggi

Pressure

Containment

1.046 1.138 1.308

Lainnya 1.04 1.14 1.26

2.6.1.2 Persyaratan Pressure Containment

Dalam perhitungan ketebalan minimum akibat

pressure containment, penentuan ketebalan pipa

didasarkan pada kekuatan pipa tersebut dalam

menahan tekanan internal akibat tekanan desain

serta tekanan dari fluida yang mengalir dalarn pipa.

Berdasarkan code DNV 2000 ketebalan minimum

akibat pressure containment harus memenuhi

criteria

.................................... 2.6

5

Keterangan :

Pli : Tekanan Lokal Insidental, psi

Pe : Tekanan Eksternal, psi

γm : Material Resistance Faktor, Tabel 2.5

γsc : Safety Class Resistance Faktor

Pb:Tahanan Material Terhadap Pressure

Containment

Tabel 2.5 Faktor Tahanan Material (DNV, 2000)

Limitate

state

category

SLS/ULS/ALS FLS

γm 1.15 1.00

Tekanan Eksternal adalah tekanan yang bekerja

dari luar pipa yang diakibatkan oleh tekanan

hidrostatis, yang dihitung dengan menggunakan

pcrsamaan

............................... 2.7

Keterangan :

Pe : tekanan luar, psi

g : Percepatan Gravitasi

h : Kedalaman Perairan

Tekanan Lokal lnsidental adalah tekanan maksimum yang bekerja dari dalam pipa pada

sebarang titik pada pipa, yang dihitung dengan

menggunakan persarnaan:

....................... 2.8

Keterangan :

Pli : Tekanan Lokal Insidental, psi

Pd : Tekanan Desain, psi

γinc : Rasio Tekanan Insidental

ρcont : Densitas fluida isi, kg/m3 g : Percepatan Gravitasi, m/s2

h : Jarak vertikal Permukaan air, m

Tahanan dari material pipa (Pb) ditentukan

berdasarkan harga minimum dari batas tahanan

leleh pipa dan batas tahanan bursting pipa. Batas

tahanan leleh dan batas tahanan bursting ditentukan

berdasarkan persamaan berikut:

Batas Tahanan Leleh

..................................... 2.9

Batas Tahanan Bursting

.

............................. 2.10

Keterangan :

fy :Karakteristik yield stress, psi

fu :Karakteristik Tensile Stress,psi

t1 : ketebalan pipa, in

D : Diameter luar pipa, in

Tabel 2.6 Karakterisyik Kekuatan Material (DNV,

2000)

Property Value

Caracteristic yield stress fy= (SMYS-fy,temp).

αU

Caracteristic tensile

Strenght

fU= (SMTS- fy,temp)

αU αA

Keterangan: fy,temp = nilai derating material yang berkaitan

dengan Tegangan Yield

fu,temp = nilai derating material yang berkaitan

dengan Tensile Strenght

αU = faktor kekuatan material (Tabel 2.)

αA = Faktor anisotropi

= 0.95 untuk pembebanan sudut axial

= 1 untuk kasus lain

Karakteristik kekuatan material yang digunakan

pada kondisi batas diberikan pada tabel berikut :

Tabel 2.7 Faktor Kekuatan Material (DNV,2000)

Faktor Normal Supplementary Requirement U

αU 0.96 1.00

2.6.1.3 Persyaratan System Collapse Dalam perhitungan ketehalan minimum akihat

system collapse, penentuan ketebalan pipa

didasarkan pada kekuatan pipa tersebut dalam

menahan tekanan eksternal akibat tekanan

hidrostatis karena pengaruh kedalaman.

Berdasarkan DNV 2000 ketebalan minimum akibat

tekanan eksternal harus memenuhi kriteria:

.................................... 2.11

Pc (Tahanan Collapse) adalah tahanan karakteristik

dari material pipa terhadap tekanan ekstemal yang

ditentukan dengan menggunakan pcrsamaan :

.. 2.12

Dimana

................... 2.13

.................. 2.14

............ 2.15

6

Keterangan :

Pc : Tekanan collapse

Pel : Tekanan collapse elastic

Pp : Tekanan collapse plastis

fo : ovality, max 1.5 %

D : diameter luar

t2 : tebal minimum dinding pipa

E : modulus young

αfab : faktor toleransi fabrikasi

v : Poisson ratio, 0.3

Untuk proses fabrikasi yang dipengaruhi deformasi

dingin akan memberikan perbedan pada kekuatan

tarik dan tekan, sehingga faktor fabrikasi (αfab)

dapat ditentukan, jika tidak ada informasi lebih

lanjut, maka faktor fabrikasi maksimum untuk

pembuatan pipa diberikan pada table berikut ini :

Tabel 2.8 Faktor Fabrikasi Maksimum (DNV,

2000)

Pipa Seamless UO &

TRB

UOE

αfab 1.00 0.93 0.85

2.6.1.4 Persyaratan Propagation Buckling Perhitungan ketebalan minimum akibat

propagation buckling didasarkan pada kekuatan

pipa tersebut dalam mencegah terjadinya

propagation buckling yang diakibatkan tekanan eksternal. Tekanan eksternal tidak bolch melebihi

tekanan yang akan menyebabkan propagasi.

Besarnya tekanan eksternal yang terjadi harus

berada dalarn batas tahanan. Tebal minimum pipa

akibat tekanan eksternal harus memenuhi criteria

yang disyaratkan DNV yaitu :

................................................... 2.16

Untuk menghitung propagation buckling digunakan

perasmaan :

............................... 2.17

Keterangan :

Pe : tekanan eksternal

Ppr : tekanan perambtan Buckling

fy : tegangan yield

D : diameter luar

t2 : tebal minimum dinding pipa αfab : faktor fabrikasi

γm : faktor tahanan material

γsc : faktor keamanan

Dalam perancangan perlu memperhatikan semua

moda kegagalan yang sesuai dengan kondisi

batasnya. Analisa yang dilakukan pada struktur ini

adalah analisa Pressure Containment, System

Collapse dan Buckling yang merupakan bagian dari

kondisi batas ultimate limit state (ULS)

2.6 Flange pressure berdasarkan class rating

Berdasarkan code AMSE ANSI B31.7 Flange pada

pipa terdapat suatu tabel rating berdasarkan

temperature dan pressure yang terjadi untuk

mendapatkan effective pressure yang allowable,

pengecekan dilakukan dengan menggunakan

persamaan berikut:

........................................(2.18)

Keterangan :

M : eksternal bending moment

Faxl : tekanan perambtan Buckling

G : gasket diameter

Tabel 2.9 Flange class rating (ASME ANSI B31.7)

III. Analisa dan Pembahasan

3.1 Analisa Hasil ketebalan Pipa Perhitungan untuk kebutuhan ketebalan dinding

pipa yang digunakan untuk transmisi dan distribusi

gas dari Gajah Baru Platform menuju Anoa

Pipeline dengan menggunakan aturan standar kode

DNV OS-F101 Submarine Pipeline 2000 ada tiga

tahapan yang dianalisa yaitu pada tahapan

Hidrotest, Instalasi dan tahapan Operasi. Seperti

yang terlihat grafik perhitungan tebal pipa nominal

dibawah berdasarkan tiga tahapan tersebut dengan

tiga kriteria yang harus diperhitungkan menurut

DNV yaitu, Pressure Containment (Persamaan 2.6-

2.10), System Collapse Criteria (Persamaan 2.11-2.15) dan Propagation Buckling (Persamaan 2. 16

dan 2.17). Untuk tahapan Hidrotes dan Instalasi

data gelombang yang digunakan adalah data

gelompang 1 tahunan, sedangkan untuk tahapan

Operasi adalah data gelombang 100 tahunan.

3.1.1 Tebal Pipa Minimum Untuk Tahapan

Hidrotest

Dapat dilihat dari gambar 3.1 di bawah Tebal pipa

nominal untuk tahapan hidrotest tiap KP (Kilometer

Point) pada tiap kriteria (Pressure Containment, Collapse Criteria, Propagation Buckling). Terlihat

bahwa dengan data gelombang dan safety class

23

416

G

F

G

MP axl

e

7

resistance yang sama disimpulkan bahwa syarat

yang akan dominan adalah adalah Propagation

Buckling karena tekanan eksternal yang relatif

besar.

Gambar 3.1 Grafik Tebal pipa nominal tahap

hidrotest


Instalasi

Tebal pipa nominal untuk tahapan Instalasi tiap KP

(Kilometer Point) pada tiap kriteria (Pressure

Containment, Collapse Criteria, Propagation

Buckling) terlihat pada gambar 3.2 dibawah. Pada

tahap instalasi syarat yang paling dominan adalah Propagation Buckling untuk semua KP, karena

pipa dalam keadaan kosong sehingga tidak ada

tekanan internal dari pipa sehingga faktor yang

paling berpengaruh adalah kedalaman perairan atau

tekanan eksternal.


hidrotest


Operasi

Tebal pipa untuk tahapan Operasi tiap KP (Kilometer Point) yang memenuhi Syarat (Pressure

Containment, Local Buckling, Propagation

Buckling) terlihat pada gambar 3.3 dibawah.

Terlihat dari grafik bahwa tahapan operasi

membutuhkan tebal pipa yang paling tinggi di

banding tahap-tahap lainnya. Pada tahap ini data

gelombang yang digunakan adalah 100 tahunan dan

safety class resistance factor tinggi sehingga syarat

yang paling dominan adalah Pressure Containment.


hidrotest

3.1.4 Tebal Pipa Nominal Pressure Containment

Kriteria

Menurut DNV pipa harus dirancang dengan

memenuhi persamaan 2.7, pada persamaan tersebut

disebutkan bahwa tekanan insidental dikurangi

tekanan eksternal pada pipa harus kurang dari atau

sama dengan tekanan bursting di bagi dengan

safety class resistence faktor dan material

resistance factor. Seperti yang diilustrasikan pada

persamaan 3.1 dibawah ini.

.................................(3.1)

Dalam DNV juga diperhitungkan efek temperatur

terhadap kekuatan material pipa tersebut

(temperature derating value), DNV

mempresentsikan kekuatan dari sebuah material

mengunakan perumusan characteristic yield stress (fy) dan characteristic tensile strength (fu), bukan

SMYS atau SMTS dari material tersebut, sesuai

tabel 2.6

Perhitungan menurut kriteria ini nilai tertinggi

terdapat pada saat operasi karena data lingkungan

yang digunakan adalah data gelombang periode 100

tahunan dengan safety class untuk resistance factor

adalah tinggi (1.308), sedangkan pada saat instalasi

dan hidrotest hasilnya lebih kecil karena data

lingkungan yang digunakan adalah data gelombang

periode 1 tahunan dengan safety class untuk resistance factor adalah rendah (1.046). Hasil dari

perhitungan terlihat seperti dalam gambar grafik

3.4 dibawah

8

Gambar 3.4 Grafik Tebal syarat Pressure

Containment

3.1.5 Tebal Pipa Nominal System Collapse

Criteria

Syarat system collapse criteria pada grafik di

bawah terlihat bahwa pada saat instalasi dan

hidrotest memiliki tebal sama karena menggunakan

data gelombang sama yaitu periode 1 tahunan

dengan safety class resistance factor untuk System

collapse yang sama yaitu rendah (1.04) sedangkan

pada tahapan operasi membutuhkan tebal yang

lebih tinggi karena data gelombang yang digunakan

adalah 100 tahunan dan safety class resistance

faktornya adalah tinggi (1.26).

Gambar 3.5 Grafik Tebal syarat Collapse Criteria

3.1.6 Tebal Pipa Nominal Propagation Buckling

kriteria

Seperti halnya pada syarat system collapse criteria,

pada syarat propagation buckling tahapan instalasi

dan hidrotest memiliki ketebalan yang sama karena

safety class rendah (1.04) dengan data gelombang

yang digunakan 1 tahunan, berbeda dengan tahapan

operasi yang menggunakan data gelombang 100

tahunan dan safety class resistance factor yang

tinggi (1.26).

Gambar 3.6 Grafik Tebal syarat Propagation

Buckling 3.2 Analisa Pressure pada konfigurasi pipa

bawah laut berdasarkan class rating

Pemodelan struktur konfigurasi pipa bawah laut

pada anoa ekspansion TEE dilakukan dengan

bantuan software Autopipe. Berikut dibawah ini

hasil pemodelan konfigurasi:

a. Konfigurasi 1

b. Konfigurasi 2

9

c. Konfigurasi 3

d. Konfigurasi 4

3.2.1 Konfigurasi 1

3.2.1.1 Analisa tegangan pada konfigurasi

desain

Pada desain konfigurasi 1 didapatkan besarnya

tegangan maksimum dan minimum yang terjadi, nilai tegangan yang terjadi akan ditampilkan dalam

bentuk grafik sebagai berikut:

Gambar 3.7 Grafik Tegangan kondisi operasi

konfigurasi

Gambar 3.8 Grafik Tegangan kondisi hidrotest

konfigurasi 1

Gambar 3.9 Grafik perbandingan tegangan yang

terjadi saat kondisi hidrotest dan hidrotest

Dari gambar grafik diatas, kita dapat melihat

besarnya maksimum dan minimum tegangan yang

terjadi pada kondisi hidrotest adalah sebesar 400 N/mm2 (node D16) dan 322 N/mm2 (node F04).

dimana allowable tegangan maksimum yang terjadi

pada kondisi hidrotest adalah 430 N/mm2

Sedangkan pada kondisi operasi adalah sebesar 389

N/mm2 (node A01) dan 183 N/mm2 (node F00),


pada kondisi operasi adalah 390 N/mm2

Gambar 3.10 Grafik Flange pressure kondisi

hidrotest

Dari grafik diatas dapat kita lihat bahwa flange

pressure maksimum pada kondisi hidrotest yang

terjadi adalah 20,748 Mpa sedangkan flange

pressure minimum yang terjadi adalah sebesar

18,025 Mpa.


operasi Dari grafik diatas dapat kita lihat bahwa flange

pressure maksimum pada kondisi operasi yang



14 ,402 Mpa.

10

Gambar 3.12 Grafik perbandingan Flange pressure

Dari perhitungan flange pressure konfigurasi 1

diatas dapat kita lihat perbedaan hasilnya pada pada

grafik di atas, dimana effective pressure yang terjadi pada kondisi hidrotest lebih besar dari pada

kondisi operasi karena adanya perbedaan design

pressure dan temperature.

3.2.2 Konfigurasi 2


desain


tegangan maksimum dan minimum yang terjadi,

nilai tegangan yang terjadi akan ditampilkan dalam



konfigurasi 2


konfigurasi 2



Dari gambar grafik diatas, kita dapat melihat

besarnya maksimum dan minimum tegangan yang

terjadi pada kondisi hidrotest adalah sebesar 400

N/mm2

(node A03) dan 322 N/mm2

(node BF).


pada kondisi hidrotest adalah 430 N/mm2

sedangkan pada kondisi operasi adalah sebesar 380

N/mm2 (node A03) dan 195 N/mm2 (node RB5),


pada kondisi operasi adalah 390 N/mm2.


hidrotest


pressure maksimum pada kondisi hidrotest yang terjadi adalah 21,117 Mpa sedangkan flange


17,860 Mpa.


operasi Dari grafik diatas dapat kita lihat bahwa flange

pressure maksimum pada kondisi operasi yang



14,401 Mpa.




grafik di atas, dimana effective pressure yang

terjadi pada kondisi hidrotest lebih besar dari pada kondisi operasi karena adanya perbedaan design


11

3.2.3 Konfigurasi 3


desain






konfigurasi 3


konfigurasi 3



Dari grafik diatas, kita dapat melihat besarnya

maksimum dan minimum tegangan yang terjadi

pada kondisi hidrotest adalah sebesar 396 N/mm2

(node A04) dan 322 N/mm2 (node BF), dimana

allowable tegangan maksimum yang terjadi pada

kondisi operasi adalah 430 N/mm2 sedangkan pada

kondisi operasi adalah sebesar 358 N/mm2 (node

A03) dan 183 N/mm2 (node RB5), dimana


kondisi operasi adalah 390 N/mm2.


hidrotest





17,861 Mpa.


operasi


pressure maksimum pada kondisi operasi yang terjadi adalah 15,511 Mpa sedangkan flange


14,850 Mpa.





terjadi pada kondisi hidrotest lebih besar dari pada



3.2.4 Konfigurasi 4


desain





12


konfigurasi 4



Gambar 3.27 Grafik Flange pressure konfigurasi 4

Dari grafik diatas, kita dapat melihat besarnya

maksimum dan minimum tegangan yang terjadi

pada kondisi hidrotest adalah sebesar 420 N/mm2

(node B20) dan 322 N/mm2 (node BF), dimana


kondisi operasi adalah 430 N/mm2 sedangkan pada

kondisi operasi adalah sebesar 322 N/mm2 (node

A05) dan 189 N/mm2 (node RB5), dimana


kondisi operasi adalah 390 N/mm2.


hidrotest





17,860 Mpa.


operasi

Dari grafik diatas dapat kita lihat bahwa flange pressure maksimum pada kondisi hidrotest yang



14,629 Mpa.





terjadi pada kondisi hidrotest lebih besar dari pada



13

3.3 Analisa konfigurasi pipa bawah laut

berdasarkan cost.

* 1 Euro (£) = Rp 14.000 (11 januari 2010)

a. Konfigurasi 1

b. Konfigurasi 2

14

c. Konfigurasi 3

d. Konfigurasi 4

15

Gambar 3.31 Grafik perbandingan biaya

konfigurasi

Dari hasil perhitungan biaya material keempat

konfigurasi diatas didapatkan suatu nilai grafik nilai

Perbandingan biaya yang menunjukan nilai biaya cost maksimum dan minimum, dimana untuk biaya

cost maksimum terdapat pada konfigurasi 1 dengan

total nilai biaya yang akan dikeluarkan ± 13 Milyar

Rupiah sedangkan untuk biaya cost minimum

terdapat pada konfigurasi 3 dengan total nilai biaya

yang akan dikeluarkan ± 12 Milyar Rupiah.

4. Kesimpulan dan Saran

4.1 Kesimpulan

Berdasarkan analisa dan pembahasan di atas dapat

disimpulkan sebagai berikut : Berdasarkan analisa dan pembahasan di atas dapat

disimpulkan sebagai berikut :

1. Tebal pipa optimum yang yang digunakan

pada konfigurasi pipa bawah laut pada anoa

ekspansiion TEE berdasarkan code DNV OS

F-101 Submarine Pipeline harus memenuhi

ketiga persyaratan yang ada yaitu: Pressure

Containment, Collapse Criteria dan

Propagation Buckling.

• Pada syarat pressure containment kondisi

hidrotest didapatkan nilai tebal pipa optimum sebesar 0,3518 inchi sedangkan

untuk kondisi operasi sebesar 0,4027

inchi.

• Pada syarat collapse criteria kondisi

hidrotest didapatkan nilai tebal pipa

optimum sebesar 0,3235 inchi sedangkan


inchi.

• Pada syarat propagation buckling kondisi

hidrotest didapatkan nilai tebal pipa optimum sebesar 0,3550 inchi sedangkan


inchi.

Dari ketiga syarat tersebut didapatkan nilai

tebal pipa yang memenuhi dari ketiga

persyaratan yaitu sebesar 0,4027 Inchi. Bila

disesuaikan dengan standard Specified API 5L

didapatkan tebal pipa sebesar 0,406 inchi.

2. Pada ke empat konfigurasi desain didapatkan

nilai stress maksimum dan minimum serta

nilai flange pressure class rating maksimum

dan minimum.

• konfigurasi 1 pada kondisi hidrotest

mempunyai nilai stress maksimum dan

minimum sebesar 400 N/mm2 dan 322

N/mm2 sedangkan pada kondisi operasi

mempunyai nilai nilai stress maksimum dan minimum sebesar 389 N/mm2 dan

183 N/mm2.

Nilai flange pressure maksimum dan

minimum pada kondisi hidrotest sebesar

20,748 Mpa dan 18,025 MPa sedangkan

pada kondisi operasi nilai flange pressure

maksimum dan minimum sebesar 15,480

Mpa dan 14,402 Mpa.

• konfigurasi 2 pada kondisi hidotest


minimum sebesar 420 N/mm2 dan 322 N/mm2 sedangkan pada kondisi operasi

mempunyai nilai nilai stress maksimum

dan minimum sebesar 380 N/mm2 195

N/mm2.



21,117 Mpa dan 17,860 Mpa sedangkan



Mpa dan 14,401 Mpa.






dan minimum sebesar 358 N/mm2 dan 183

N/mm2.



20,797 Mpa dan 17,861 Mpa sedangkan


maksimum dan minimum sebesar 15,511 Mpa dan 14,850 Mpa.






dan minimum sebesar 322 N/mm2 dan 189

N/mm2.



20,764 Mpa dan 17,860 Mpa sedangkan pada kondisi operasi nilai flange pressure


Mpa dan 14,629 Mpa.

16

3. pada kempat konfigurasi desain didapatkan nilai

cost maksimum dan minimum berdasarkan

biaya material yang digunakan.

• pada konfigurasi 1 didapatkan nilai cost

sebesar Rp 13.869.572.543


sebesar Rp 13.677.740.664


sebesar Rp 12.661.053.048


sebesar Rp 12.934.060.664

Dari keempat konfigurasi diatas dapat dilihat

bahwa konfigurasi 1 mempunyai nilai cost

maksimum dengan nominal sebesar Rp

13.869.572.543 dan pada konfigurasi 3

mempunyai nilai cost minimum dengan

nominal sebesar Rp 12.661.053.048.

4.2 Saran

1. perlu dilakukan analisa lebih lanjut untuk

mendapatkan Fatigue Life minimum pada tiap

konfigurasi.

5. Daftar Pustaka

Amerikan Petrolium Institute (2000). API Spec

5L: Specification for Line Pipe 42nd

Edition. Washington.

Arnold, K. (1998). Surface Production

Operation. Gulf Publising Company. Houston.

ASME ANSI B31.7: Nuclear Piping Code,

America Steel Mechanical Engineering, America.

Baskoro, S.,Dronkers, T.D.T., Van Driel,

M.(2004).From Shallow to Deep

Implication for Offshore Pipelines Design.

Journal of the Indonesian Oil and Gas

Community. Komunitas Migas Indonesia.

Jakarta.

Bai, Y. (2001). Pipeline and Risers. EJSEVIER

SCIENCE Ltd. The Boulevard, Langford

LaneKidlington, Oxford OX5 IGB, UK. Det Norske Veritas (2000). DNV-OS-F101: Rules

For Submarine Pipeline System. Det

Norske Veritas, Norway

Halliwell, R. (1996). An Introduction to Offshore

Pipeline. University College. Cork.

Mouselli, A.H. (1981). Offshore Pipeline Design,

Analysis and Methodes. PenWell Books.

Oklahoma.

MSS SP-44. Steel Pipe Line Flanges.

Soegiono.(2005). Pipa Laut.Surabaya : Airlangga

University Press. Teddy. (2004). Piping, Valves, and Fittings.

Journal of the Indonesian Oil and Gas

Community. Komunitas Migas Indonesia. Jakarta

ANALISA KONFIGURASI PIPA BAWAH LAUT PADA ANOA … · yang penting untuk menentukan arah perancangan...

Documents

Transcript of ANALISA KONFIGURASI PIPA BAWAH LAUT PADA ANOA … · yang penting untuk menentukan arah perancangan...