ANALISIS TEGANGAN TERHADAP RISIKO TERJADINYA BUCKLING
PADA PROSES PENGGELARAN PIPA BAWAH LAUT
LABORATORIUM KEANDALAN DAN KESELAMATAN JURUSAN TEKNIK SISTEM PERKAPALAN
FAKULTAS TEKNOLOGI KELAUTAN
INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER
ANDHIKA HARIS NUGROHO
NRP 4210 100 090
Pokok Bahasan
2
•Outline Skripsi
•Target Hasil Akhir Pendahuluan
•Proses Pengerjaan Metodologi Penelitian
•Analisis Penggelaran Pipa dengan OFFPIPE
•Cek Buckling dengan DNV 1981
•Cek Buckling dengan DNV OS-F101
•Vaidasi dengan Pemodelan Solidworks Analisa dan Pembahasan
Kesimpulan dan Saran
Latar Belakang
3
Source : (PC Ketapang II LTD., 2008)
Gambar Denah Lokasi Blok Bukit Tua,
Ketapang
Perumusan Masalah
4
• Bagaimana cara menghitung local buckling dan propagation buckling yang terjadi pada daerah sagbend dan overbend pada pipeline saat proses laying.
1
• Bagaimana mengetahui lokasi lokasi yang memiliki resiko terjadinya buckling dengan nilai yang melebihi standart.
2
• Bagaimana pengaruh kedalaman pipa terhadap kemungkinan terjadinya buckling pada proses penggelaran pipa.
3
• Bagaimana mengetahui distribusi tegangan pada pipa dengan menggunakan metode finite element.
4
Tujuan Skripsi
5
1
• Menghitung local buckling dan propagation buckling yang terjadi pada daerah sagbend dan overbend pada pipeline saat proses laying.
2
• Menentukan lokasi dengan tingkat stress yang mendekati standart maksimum.
3
• Mengetahui pengaruh kedalaman pipa terhadap resiko buckling pipa pada saat penggelaran .
4
• Mengetahui distribusi tegangan pada pipa dengan menggunakan
metode finite element .
6
Batasan Masalah
Objek yang dianalisa ialah jalur pipa gas 12” dari FPSO menuju ORF.
Analisa tegangan saat lying pipa menggunakan software Solidworks
Standart yang digunakan untuk menghitung allowable stress yang terjadi menggunakan standart DnV 1981 dan juga DnV OS F101 ‘ Submarine Pipeline System ’
1
2
3
GOAL
Penilaian Risiko Buckling
Penentuan Lokasi
Kritis
Pemodelan Validasi dan
7
Target Tugas Akhir
8
START
Studi Litelatur
· Jurnal Ilmiah
· Paper
· Standart
· Buku Litelatur
· Website
Pengumpulan data dan Perencanaan
Perhitungan Stress untuk kondisi statis
Cek Buckling dengan
DNV 1981 Cek Buckling dengan DNV OS-F101 (2000)
Analisa hasil pemodelan menggunakan FEM
Validasi Perhitungan dan Pemodelan
Kesimpulan dan Saran
FINISH YES
NO Simulasi dengan
Solidworks
Metodologi
Analisis Tegangan dengan Offpipe
Penilaian dengan DNV
1981
Penilaian dengan DNV OS F 101
Pemodelan dan Validasi dengan
Solidworks
Penentuan Risiko Buckling
Cek Buckling dengan DNV 1981
Input data Symbol Unit Operation Hydrotest
Pipe Outside Diameter D mm 323.9 323.9
Selected Wall Thickness tn mm 9.5 9.5
Specific Minimum Yield Strength SMYS Mpa 448 448
Steel Young`s Modulus E Mpa 200000 200000
Design Pressure Pi Mpa 10 15
Content Density rcon kg/m3 71.9 1025
Corrosion Allowance CA mm 3 0
Trench Dept td m 2 2
Dencity of Sea Water rw kg/m3 1025 1025
Hoop Stress Design Factor Fi - 0.3 0.6
Longitudinal Joint Factor fe - 1 1
Temperature Derating Factor T - 1 1
Pioisson`s Ratio v - 0.3 0.3
Gravitational Acceleration g m/s2 9.81 9.81
Soil Specific Gravity g - 2.8 2.8
Output Data Symbol Unit Operation Hydrotest
Inner Diameter ID mm 303.3 303.3
Minimum External Pressure P ex min MPa 0 0 Net. Max. Internal Pressure Pd MPa 10 15.2 Minimum Wall Thickness for
Internal Pressure t min i mm 15.47 9.36
Summary
Outer Diameter D mm 335.1 335.1
Recommended Wall Thickness tn mm 15.9 15.9 From KP 22.5
To KP 47.5 323.9
9.5 API 5L X65
5.5mm Thk AE Type 2B
70 3044 160.5 1.88
29 21 12 55 - Pipe Outside Diameter (mm)
Pipe Wall Thickness Pipe Grade
Segmen 3
Submerge Weight (kg/m) (Pipe Empty) Specific Grafity (Installation)
Maximum Allowable Operation Span, Installation (m) External Corrosion Coating Thickness
Concrete Thickness (mm) Concrete Density (kg/m3) (Dry)
Pipeline Burial Depth (m)
Maximum Allowable Operation Span, Hydrotest (m) Maximum Allowable Operation Span, Operation (m) Depth of Pipe
Pembahasan
Pengumpulan Data
10 Unit Gas Export
Pipeline
- BTJT-A
- ORF
- Dry Gas
Inch 12
mm 323.9
Zone 1 mm 9.5
Zone 2 mm 10.3
- CS Rigid
- API 5L X65
mm 3
MPag 10
Psig 1450.37
MPag 7
Psig 1015.26
MPag 15
Psig 2175.56
oC 94
oC 0
kg/m3 71.9
kg/m3 34.3
km 110
Maximum Product Density Minimum Product Density
Nominal Length Field Hydrostatic Pressure Maximum Design Pressure Minimum Design Pressure
Design Pressure Max. Operating Presssure
Parameter Originating Facility
Receiving Facility Product
Nominal Bore
Pipeline Wall Thickness
Material Type Material Grade Internal Corrosion Allowance
Barge Parameters
Name of Barge Timas DLB 01 Length Overall 121.9
Beam 32.3
Depth 8.7
Draft 5.5
Freeboard 3.2
Detail Data
11 From 0.000 (SP) 0.060 0.500 4.000 47.000 79.393 101.200 103.810
To 0.060 0.500 4.000 47.000 79.393 101.200 103.810 110.394 (EP) Item No. 1
60 m
Item No. 2 440 m
Item No. 3 3500 m
Item No. 4 43000 m
Item No. 5 32.393 m
Item No. 6 21.807 m
Item No. 7 2610 m
Item No. 8 6584 m
323.9 323.9 323.9 323.9 323.9 323.9 323.9 323.9
10.3 10.3 9.5 9.5 9.5 9.5 10.3 10.3
API 5L X65 API 5L X65 API 5L X65 API 5L X65 API 5L X65 API 5L X65 API 5L X65 API 5L X65 2.5mm
Thk 3LPP
5.5mm Thk AE Type 2B
5.5mm Thk AE Type 2B
5.5mm Thk AE Type 2B
5.5mm Thk AE Type 2B
5.5mm Thk AE Type 2B
5.5mm Thk AE Type 2B
5.5mm Thk AE Type 2B
70 70 70 70 70 70 70 70
3044 3044 3044 3044 3044 3044 3044 3044
162.0 166.50 160.5 160.5 56.5 106.1 166.5 166.5
70 70 70 70 30 50 70 70
600 600 600 400 600 400 400 400
130.9 130.9 130.9 86.7 48.8 58 86.7 86.7
9 9 9 10 8 3 3 3
1 4 32 353 332 596 72 180
12 12 12 17 19 16 19 17
- - - Note 13 2 m Top 2 m Top
Anode Quantity (No.) (Note 8)
Maximum Allowable Operation Span (m) Pipeline Burial Depth (m)
Aluminium - Zinc - Indium Anode Thickness (mm) Anode Length (mm)
Anode Nett Mass (kg) Anode Spacing (Joint)
Kilometer Point Material
Supply
Linepipe Material Take-Off Bare Steel
Linepipe Supplied
By Company Pipe Outside Diameter (mm)
Pipe Wall Thickness Pipe Grade
External Corrosion Coating Thickness
All Coatings and Anode
Supplied By Offfshore Installation
Contractor Concrete Thickness (mm)
Concrete Density (kg/m3) (Dry)
Submerge Weight (kg/m) (Pipe Empty)
Data Laybarge
12
Data Laybarge
13
Segmentasi
14
Segmentation From To
Water Depth
Segmen 1 KP 0.0 KP 0.5 60
Segmen 2 KP 0.5 KP 22.5 60 Segmen 3 KP 22.5 KP 47.5 55 Segmen 4 KP 47.5 KP 70.5 50
Segmen 5 KP 70.5 KP 74 45
Segmen 6 KP 74 KP 77 40
Segmen 7 KP 77 KP 78.5 35
Segmen 8 KP 78.5 KP 79 30
Segmen 9 KP 79 KP 79.5 25
Segmen 10 KP 79.5 KP 80.5 20
Penentuan Risiko Buckling
15
Analisis tegangan kondisi Statis dengan Offpipe
• Profil barge rollers dan stinger rollers
• 2 Tensioner
• Kedalam Pipa
• Detail Pipa
Penentuan Risiko Buckling
16
Analisis tegangan
kondisi Statis dengan
Offpipe
Cek Buckling DNV 1981
Local Buckling
17 Permissible buckling factor ;
h
xp = 0.86h
yp = 0.75Functional load usage factor ;
h
h = 0.72Specific Minimum Yield Strenght (SMYS)
= 448 MPa
Coefficient of thermal
expansion ;
α
= oCModulus Young ; E = 200000 Mpa
Poisson ratio ; v = 0.3
Linepipe Outer Diaameter ; D = 323.9 mm
Wall Thickness ; t = 9.5 mm
OD / Thickness Ratio ; D/t = 34.0947 4 Distance to normal axis (D/2) ; y = 161.95 mm Installation pressure ; pi = 0 MPa Sea water density ;
r
sw = 1025 kg/m3 Residual Force ; Fres = 694.29 kN Momment due to lay tension ; Mz = 5341 N.mWater Depth ; WD = 20 m
Gravity Force g = 9.81 m/s2
π 𝐷 − 𝑡 𝑡 π 𝐷 − 𝑡 𝑡 𝜋
4 𝐷 − 𝑡 2 𝑡
UC =
+
Syarat agar pipa aman terhadap terjadinya local buckling, sesuai standart nilai UC tidak boleh melebihi 1
Segmen Local Buckling
Overbend Sagbend
1 0.2344 0.234797
2 0.25829 0.258608
3 0.281694 0.282866
3b 0.248328 0.280477
Cek Buckling DNV 1981
Propagation Buckling
18
Menurut standart DNV 1981, syarat untuk propagation buckling adalah P
e< P
prP pr = 1 15 𝜋 𝑆𝑀𝑌𝑆 𝑡
𝐷 𝑡 P e = r sw . g . W . D P pr = 4.994 P e = 0.201105
p e < p pr ( No need buckling arrestor)
Cek Buckling DNV OS-F101
Local Buckling
19
Pipe Outside Diameter OD = 323.9 mm
Pipe Inside Diameter ID = 304.9 mm
Selected Wall Thickness t= 9.5 mm
Specific Minimum Yield Strength SMYS = 448 Mpa Specific Minimum Tensile Strength SMTS = 530 Mpa
Steel Young`s Modulus E = 200000 Mpa
Material Strenght Factor αu
=
0.96Fabrication Factor αfab
=
0.93Material Resistance Factor gm = 1.15
Safety Class Resistance Factor gSC = 1.5
Dencity of Sea Water rw = 1025 kg/m3
Hoop Stress Design Factor Fi = 0.3 -
Longitudinal Joint Factor fe = 1 -
fy,temp = 0
Temperature Derating Factor T = 1 -
Pioisson`s Ratio v = 0.3 -
Gravitational Acceleration g = 9.81 m/s2
Soil Specific Gravity g = 2.8 -
Momment Bending Md = 694.29
Gaya Aksial Tension Sd = 5341
Water Depth WD = 20
Factor used in combined loading criteria b
=
Syarat agar tidak terjadi local buckling karena overpressure adalah, tekanan eksternal maksimum pipa tidak boleh melebihi tekanan internal pipa.
𝛾
𝑆𝐶𝛾
𝑚 𝛼𝑀𝑀 𝑡𝑑2
+ 𝛾
𝑆𝐶𝛾
𝑚 𝛼𝑆𝑑𝑆 𝑡2
2 2
+ 𝛾
𝑆𝐶𝛾
𝑚𝑃𝑒 −𝑃𝑃𝑚𝑡 𝑖𝑛2
2
≤ 1
Segmen Local Buckling
Overbend Sagbend
1 0.102596 0.403701
2 0.068905 0.069778
3 0.097232 0.101983
3b 0.064775 0.064778
Cek Buckling DNV OS-F101
Propagation Buckling
20
Syarat untuk tidak terjadinya propagation buckling adalah :
𝑃 𝑝𝑟 𝛾 𝑆𝐶 𝛾 𝑚
P e ≤ P pr = = 2.0624427
35.f
y.
𝑡 𝑑
2 2P e = r sw . g . WD 0.201105 MPa
Pe ≤ 1.195618933
( No need buckling arrestor)
Simulasi Solidworks
21
Pemberian Beban pada Solidworks
22
Hasil Simulasi
23