Abstrak—Sistem tambat merupakan komponen penting untuk bisa menjaga tension dan stress pada riser agar tetap aman. Analisa sistem tambat juga penting untuk dapat menjaga offset struktur agar tetap di bawah kriteria. Analisa untuk penelitian ini dilakukan pada kondisi ULS (Ultimate Limit State) dan ALS (Accidental Limit State). Analisa tension maksimum tali tambat mengacu kepada API RP 2SK dan DNV OS E301, sedangkan offset maksimum struktur mengacu kepada API RP 16Q dan DNV OS E301. Simulasi domain waktu yang digunakan pada penelitian ini adalah 3 jam. Hal tersebut berdasarkan DNV OS E301. Tension tali tambat maksimum dan offset maksimum struktur yang dihasilkan pada kondisi ULS telah memenuhi kriteria yang ditetapkan, akan tetapi untuk arah 00 kondisi ULS tidak memenuhi kriteria yang ditetapkan DNV OS E301. Pada kondisi ALS tension tali tambat yang dihasilkan memenuhi kriteria yang ditetapkan API RP 2SK dan DNV OS E301. Sedangkan untuk offset maksimum struktur yang dihasilkan tidak diijinkan oleh API RP 16Q dan DNV OS E301. Analisa riser menghasilkan stress dan tension yang masih dalam batas aman kriteria ketika kondisi ULS dan ALS. Dengan demikian, ssstem tambat yang digunakan dapat bekerja dengan optimal karena dapat melindungi riser untuk menghasilkan stress dan tension yang masih dalam batas aman.
Kata Kunci— fixed riser, flexible riser, offset, semi-submersible “Essar Wildcat”, stress, tension.
DAFTARNOTASI 𝑀𝑀(𝜔𝜔) matrik massa fungsi frekuensi (ton) 𝐶𝐶(𝜔𝜔) matrik damping fungsi frekuensi (ton/s) 𝐾𝐾(𝜔𝜔) matrik kekakuan fungsi frekuensi (kN/m)
X vektor beban kompleks memberikan informasi pada amplitudo beban dan fase pada semua derajat kebebasan. Pola 𝑒𝑒𝑖𝑖𝜔𝜔𝑖𝑖 menetapkan variasi harmonik dari contoh beban dengan frekuensi
r vektor displacement (m)
𝑀𝑀𝑠𝑠 ,𝑀𝑀𝑎𝑎 matriks massa struktur dan added mass (ton)
𝑋𝑋̈(𝑖𝑖) vektor percepatan vessel (m/s2) 𝐹𝐹𝑑𝑑𝑑𝑑 wave drift forces (kN)
𝐹𝐹𝑤𝑤𝑑𝑑 gaya gelombang akibat frekuensi gelombang (kN)
𝐹𝐹ℎ gaya hidrostatik (kN)
𝐹𝐹𝑤𝑤 gaya angin (kN)
𝐹𝐹𝑐𝑐 gaya arus (kN)
𝐹𝐹𝑚𝑚 gaya tali tambat (kN)
𝑀𝑀
matriks massa struktur (ton)D matriks damping hidrodinamis (ton/s)
𝜁𝜁̇
(2) amplitudo kecepatan orde kedua (m/s)𝜁𝜁̈
(2) amplitudo percepatan orde kedua (m/s2)𝐹𝐹
(2) gaya gelombang orde kedua (kN)𝐹𝐹
𝑤𝑤 gaya angin (kN)𝐹𝐹
𝑐𝑐 gaya arus (kN)𝐹𝐹
𝑚𝑚 restoring force (kN) Fyw beban angin lateral (kN) ρa massa jenis udara (ton/m3) Vw kecepatan angin (m/s)Ay luas proyeksi lateral vessel (m2) Cyw koefisien drag beban angin lateral fyw fungsi bentuk untuk beban lateral θw sudut datang angin (0)
Fxw beban angin longitudinal (kN) Ax luas proyeksi longitudinal vessel (m/s) Cxw koefisien drag beban angin longitudinal fxw fungsi bentuk untuk beban longitudinal Mxyw momen yaw angin (kN.m)
L panjang kapal (m) Cxyw koefisien momen yaw 𝐹𝐹𝑦𝑦𝑐𝑐 beban arus lateral (kN)
𝜌𝜌𝑤𝑤 massa jenis air (ton/m3)
𝑉𝑉𝑐𝑐 kecepatan arus (m/s)
𝐿𝐿𝑤𝑤𝑤𝑤 panjang garis air struktur (m)
𝑇𝑇 draft struktur (m)
𝐶𝐶𝑦𝑦𝑐𝑐 koefisen drag beban arus lateral
𝜃𝜃𝑐𝑐 sudut datang arus (0)
𝐹𝐹𝑥𝑥𝑐𝑐 beban arus longitudinal total (kN)
𝐹𝐹𝑥𝑥𝑑𝑑𝑓𝑓𝑓𝑓𝑚𝑚 beban arus longitudinal akibat drag (kN)
𝐹𝐹𝑥𝑥𝑑𝑑𝑓𝑓𝑖𝑖𝑐𝑐𝑖𝑖𝑖𝑖𝑓𝑓𝑓𝑓 beban arus longitudinal akibat frictiondrag (kN)
𝐹𝐹𝑥𝑥𝑝𝑝𝑓𝑓𝑓𝑓𝑝𝑝 beban arus longitudinal akibat propellerdrag (kN)
𝑀𝑀𝑥𝑥𝑦𝑦𝑐𝑐 momen yaw arus (kN.m)
ec/LwL rasio eksentrisitas
𝐹𝐹𝑊𝑊𝑉𝑉(1)(𝑖𝑖) beban gelombang orde pertama fungsi waktu (kN)
𝐹𝐹𝑊𝑊𝑉𝑉(1)(𝑖𝑖) beban exciting gelombang orde pertama per unit
amplitudo gelombang (kN)
𝜀𝜀𝑖𝑖 sudut fase komponen gelombang orde pertama
𝑎𝑎𝑖𝑖 amplitudo komponen gelombang orde pertama
𝑆𝑆(𝜔𝜔) fungsi spektra gelombang (m2/(rad/s)) 𝐷𝐷𝑖𝑖𝑖𝑖 drift force per unit amplitudo gelombang (kN)
Analisa Kinerja Sistem Tambat
Semi-submersible
dengan
Fixed Riser
dan
Flexible Riser
Arief Syarifuddin, Eko Budi Djatmiko, dan Murdjito
Jurusan Teknik Kelautan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 Indonesia
I. PENDAHULUAN
erkembangnya teknologi eksplorasi ke laut dalam membuat anjungan terapung seperti FPSO dan semi-submersible, menjadi anjungan yang mulai dominan digunakan untuk eksplorasi minyak dan gas bumi di laut dalam. Salah satu komponen penting yang harus diperhatikan pada struktur terapung adalah tali tambat. Salah satu aspek penting pada tali tambat yang harus dianalisa adalah tension yang dihasilkan ketika tali tambat tersebut ketika dioperasikan. Pada bulan Desember 1990, sebuah badai di North Sea menyebabkan beberapa kegagalan sistem tambat semi-submersible. Hal ini menyebabkan pentingnya melakukan analisa terhadap sistem tambat dalam berbagai kondisi cuaca untuk mengetahui pengaruh pendorong dan redaman sistem tambat pada berbagai moda gerakan dan kekuatan dari sistem tambat [1].
Gerakan yang terjadi pada semi-submersible saat melakukan operasinya diakibatkan oleh beban lingkungan (angin, gelombang, dan arus) dimana anjungan tersebut beroperasi. Gerakan tersebut menimbulkan gaya-gaya yang bekerja pada sistem tambat. Begitu juga sebaliknya sistem tambat memberikan gaya pengembali pada anjungan agar gerakannya menjadi kecil [2]. Oleh karena itu, sistem tambat pada semi-submersible sangat perlu untuk dianalisa sebelum dioperasikan ke site. Tujuan dari dilakukannya analisa terhadap sistem tambat adalah untuk dapat mengetahui perencanaan sistem tambat yang tepat dan aman.
Gambar 1. Semi-submersible dengan fixed riser dan flexible riser [3]
Penggunaan riser pada semi-submersible juga memberikan pengaruh pada kinerja dari sistem tambat. Sehingga, penting untuk diketahui tension yang dihasilkan sitem tambat agar dapat menjaga tension dan stress yang dihasilkan oleh riser. Penelitian ini akan memodelkan semi-submersible dengan fixed dan flexible riser seperti yang tampak pada gambar 1.
II. METODEPENELITIAN
Tahapan awal untuk memulai penelitian ini adalah dengan melakukan studi literatur dan mencari data-data yang dibutuhkan dalam menunjang penelitian ini. Data yang diperoleh sebagian besar diperoleh dari PT. Global Maritime. Struktur yang digunakan adalah semi-submersible “Essar Wildcat” yang akan dioperasikan di perairan Belanak-Natuna. Berikut ini adalah data-data yang digunakan:
Tabel 1. Principal dimension dari semi-submersible
Description Unit Quantity
Length overall m 108,2
Breadth (moulded) m 71,8
Large colum diameter m 7,92
Small colum diameter m 5,79
Corner colum diameter m 5,2
Height of pontoons m 6,71
Horizontal inside brace m 1,1 Horizontal outside brace m 1,1
Height to main deck m 36,58
Beam pontoons (with sponsoon) m 13,72 Horizontal diagonal brace m 0,625
Vertical diagonal brace m 1
Operating draught m 21,335
Operating displacement ton 24173
VCG (Operating) m 17,83
GM (Operating) m 2,74
Data di atas merupakan acuan untuk pemodelan semi-submersible “Essar Wildcat” seperti pada Gambar 2.
Gambar 2. Pemodelan semi-submersible
Data mooring yang digunakan tersaji pada Tabel 2. Tabel 2. Mooring properties dari semi-submersible
Description Quantity
Chain type Studlink chain R4 Chain size 76 mm diameter
Length of chain 1150 m (approximate) Chain break load 611,963 tonnes Chain weight in air 0,126 tonnes/m Chain weight in water 0,011 tonnes/m Anchor type 8x15000kg HY -17 anchor.
Number of line 8
Gambar 3. Perencanaan sistem mooring dan arah pembebanan
B
90 0 45 135 180Data fixed dan flexible riser yang digunakan tersaji pada tabel 3 - tabel 5.
Tabel 3. Data fixed riser
Description Unit Quantity
Jumlah tensioner - 12
Panjang antar riser joint m 9,144 Panjang antar pup joint m 3,048
Diameter luar m 0,5334
Ketebalan pipa m 0,0127
Yield strength MPa 448,16 Berat udara riser joint ton 2,95 Berat tenggelam riser joint ton 2,57 Berat udara pup joint ton 1,52 Berat tenggelam pup joint ton 1,32
Berat slip joint ton 5,32
Tabel 4. Data flexible riserbutane dan propane
Parameter Unit Butane Propane
Pipe O.D. mm 220,2 220,2
Pipe I.D. mm 152,4 152,4
Weight in air empty kg/m 66,3 66,3
Maximum tension tonnes 167,9 167,9
Length from EF flange to MWA clamp m 140 143
Length from MWA clamp to PLEM m 111 111
Total length from EF flange to PLEM m 251 254
Pretension - buoy case (with content) kN 42,9 41,4 Tabel 5. Data flexible riserumbilical dan power cable
Parameter Unit
Umbi-lical Power Cable Nominal diameter mm 84 124 Weight in air kg/m 16,2 38,7 Weight in water kg/m 10,7 27,6
Maximum rension (dynamic) tonnes 5,0 27,8
Length from EF flange to MWA clamp m 134 136
Length from MWA clamp to PLEM m 161 109
Total length from EF Flange to PLEM m 295 245
Pretension - buoy case (with content) kN 17,8 -
Data lingkungan yang digunakan adalah Metocean Belanak seperti yang tersaji pada tabel 6 di bawah ini:
Tabel 6. Data lingkungan Metocean Belanak
Description NE N NW W SW Depth (m) 90 90 90 90 90 Wave: Hs (m) 5,3 3,5 1,9 1,8 2,2 Tz (m) 8,5 7,5 5,8 5,7 6,2 Current: Surface (m) 0,9 0,6 0,6 0,8 0,8 Mid depth (m) 0,6 0,5 0,5 0,8 0,6 Near bottom (m) 0,6 0,5 0,5 0,8 0,6 Angin: 1-minute speed (m/s) 24 22 19 17 19
Setelah diperoleh semua data yang dibutuhkan, maka langkah selanjutnya melakukan pemodelan. Setelah dilakukan pemodelan, selanjutnya dilakukan analisa RAO dengan menggunakan frequency domain analysis. Persamaan (1) digunakan untuk perhitungan frequency domain analysis [5]. 𝑀𝑀(𝜔𝜔)𝑓𝑓 ̈ +𝐶𝐶(𝜔𝜔)𝑓𝑓̇+𝐾𝐾(𝜔𝜔)𝑓𝑓=𝑋𝑋𝑒𝑒𝑖𝑖𝜔𝜔𝑖𝑖 (1)
Sedangkan untuk nilai RAO dapat diperoleh dengan Persamaan (2) dan (3) [6].
RAO gerakan translasional 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅=𝜁𝜁𝑘𝑘0
𝜁𝜁0 (𝑚𝑚 𝑚𝑚⁄ ) (2)
merupakan perbandingan langsung antara amplitudo gerakannya dibanding dengan amplitudo gelombang (dalam satuan panjang).
• Beban Angin RAO gerakan rotasional 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅= 𝜁𝜁𝑘𝑘0
𝑘𝑘𝑤𝑤𝜁𝜁0=
𝜁𝜁𝑘𝑘0
(𝜔𝜔2⁄𝑔𝑔)𝜁𝜁0(𝑓𝑓𝑎𝑎𝑑𝑑 𝑓𝑓𝑎𝑎𝑑𝑑⁄ ) (3) merupakan perbandingan antara amplitudo gerakan rotasi dengan kemiringan gelombang (hasil kali antara angka gelombang dengan amplitudo gelombang insiden).
RAO merupakan salah satu input untuk memperoleh tension dan offset maksimum. Analisa untuk tension tali tambat dapat dilakukan dengan menggunakan Persamaan (5) dan (6) [7].
(𝑀𝑀𝑠𝑠+𝑀𝑀𝑎𝑎)𝑋𝑋(𝑖𝑖)̈ =𝐹𝐹𝑑𝑑𝑑𝑑(𝑖𝑖) +𝐹𝐹𝑤𝑤𝑑𝑑(𝑖𝑖) +𝐹𝐹ℎ(𝑖𝑖) +𝐹𝐹𝑤𝑤(𝑖𝑖) +
𝐹𝐹𝑐𝑐(𝑖𝑖) +𝐹𝐹𝑚𝑚(𝑖𝑖) (4)
Persamaan gerak spread mooring adalah sebagai berikut [8]: 𝑀𝑀𝜁𝜁̈(2)+𝐷𝐷𝜁𝜁̇(2)=𝐹𝐹
𝑤𝑤+𝐹𝐹𝑐𝑐+𝐹𝐹𝑚𝑚+𝐹𝐹(2) (5)
Kedua persamaan di atas termasuk didalam analisa time domain. Ketika melakukan analisa frequency dan time domain tentu akan dipengaruhi oleh beban lingkungan. Persamaan untuk menghitung beban lingkungan adalah sebagai berikut: Persamaan beban angin dapat dihitung dengan persamaan berikut [9] - [12]:
Beban Angin Lateral
Beban angin lateral dihitung dengan Persamaan (6). 𝐹𝐹𝑦𝑦𝑤𝑤 =12𝜌𝜌𝑎𝑎𝑉𝑉𝑤𝑤2𝑅𝑅𝑦𝑦𝐶𝐶𝑦𝑦𝑤𝑤𝑑𝑑𝑦𝑦𝑤𝑤(𝜃𝜃𝑤𝑤) (6)
Beban Angin Longitudinal
Persamaan (7) untuk menghitung beban angin longitudinal. 𝐹𝐹𝑥𝑥𝑤𝑤 =12𝜌𝜌𝑎𝑎𝑉𝑉𝑤𝑤2𝑅𝑅𝑥𝑥𝐶𝐶𝑥𝑥𝑤𝑤𝑑𝑑𝑥𝑥𝑤𝑤(𝜃𝜃𝑤𝑤) (7)
• Beban Arus Momen Yaw Angin
Persamaan (8) untuk menghitung momen yaw angin.
𝑀𝑀𝑥𝑥𝑦𝑦𝑤𝑤 =12𝜌𝜌𝑎𝑎𝑉𝑉𝑤𝑤2𝑅𝑅𝑦𝑦𝐿𝐿𝐶𝐶𝑥𝑥𝑦𝑦𝑤𝑤(𝜃𝜃𝑤𝑤) (8)
Persamaan beban arus dapat dihitung dengan persamaan berikut [11],[12]:
Beban Arus Lateral
Beban arus lateral dapat diperoleh dari Persamaan (9) 𝐹𝐹𝑦𝑦𝑐𝑐 =12𝜌𝜌𝑤𝑤𝑉𝑉𝑐𝑐2𝐿𝐿𝑤𝑤𝐿𝐿𝑇𝑇𝐶𝐶𝑦𝑦𝑐𝑐𝑠𝑠𝑖𝑖𝑓𝑓(𝜃𝜃𝑐𝑐) (9)
Beban Arus Longitudinal
Beban arus longitudinal dapat diperoleh dengan menggunakan Persamaan (10).
• Beban Gelombang Momen Yaw Arus
Momen yaw arus ditentukan dengan menggunakan Persamaan (11).
𝑀𝑀𝑥𝑥𝑦𝑦𝑐𝑐 =𝐹𝐹𝑦𝑦𝑐𝑐�𝐿𝐿𝑒𝑒𝑤𝑤𝐿𝐿𝑐𝑐 � 𝐿𝐿𝑤𝑤𝐿𝐿 (11)
Beban gelombang time series dapat dibangkitkan dari spektrum gelombang sebagai first order dan second order. Berikut adalah persamaan gaya gelombang first order: 𝐹𝐹𝑊𝑊𝑉𝑉(1)(𝑖𝑖) = ∑𝑁𝑁 𝐹𝐹𝑊𝑊𝑉𝑉(1)(
𝑖𝑖=1 𝜔𝜔𝑖𝑖) cos[𝜔𝜔𝑖𝑖+𝜀𝜀𝑖𝑖]𝑎𝑎𝑖𝑖 (12) Berikut adalah persamaan gaya gelombang second order: 𝐹𝐹𝑊𝑊𝑉𝑉(2)(𝑖𝑖) = ∑𝑁𝑁𝑖𝑖=1∑𝑁𝑁𝑖𝑖=1𝑎𝑎𝑖𝑖𝑎𝑎𝑖𝑖𝐷𝐷𝑖𝑖𝑖𝑖cos�(𝜔𝜔𝑖𝑖− 𝜔𝜔𝑖𝑖)𝑖𝑖+ (𝜀𝜀𝑖𝑖− 𝜀𝜀𝑖𝑖)� (13)
Setelah memperhitungkan semua beban. Langkah berikutnya adalah menentukan rules yang digunakan sebagai acuan untuk analisa output yang dihasilkan. Tabel 7 di bawah ini merupakan faktor keamanan yang ditetapkan oleh DNV OS E301 [13] pada kondisi ULS dan ALS:
Tabel 7. Faktor keamanan DNV OS E301 Konsekuensi Kelas Kondisi Tipe Analisa Tension Faktor Keamanan 2 ULS Dynamic 2.1 2 ALS Dynamic 1,25 dimana:
• Kelas 2 adalah kondisi dimana kegagalan sistem tambat dapat mengakibatkan konsekuensi yang tidak dapat diterima.
Kriteria faktor keamanan untuk API RP 2SK [14] dapat dilihat pada tabel 8 di bawah ini:
Tabel 8. Faktor keamanan API RP 2SK Safety Factor
ULS 1,67
ALS 1,25
Faktor keamanan diperlukan untuk menentukan tension maksimum yang diijinkan yaitu dengan cara Minimum Breaking Load/Safety Factor. Berdasarkan kriteria DNV OS E 301 untuk kondisi ULS tidak boleh lebih dari 291,411 ton. Berdasarkan API RP 2SK tidak boleh lebih dari 366,445 ton (Minimum Breaking Load/Safety Factor). Pada kondisi ALS tidak boleh lebih dari 489,570 ton untuk kedua rules.
Analisa offset maksimum yang dialami struktur terbagi menjadi dua kriteria yaitu: menurut DNV OS E301 offset maksimum yang dialami semi-submersible dengan fixed riser adalah 2,5% dari kedalaman laut yaitu kurang dari 2,25 m. Sedangkan menurut API RP 16Q [15] kriteria offset maksimum semi-submersible dengan fixed riser (drilling riser) tidak boleh melebihi tan (40) x jarak vertikal flex joint ke titik berat struktur yaitu kurang dari 5,036 m. Sistem tambat akan bekerja dengan baik jika tension maksimum yang dihasilkan tali tambat dan offset struktur masih di bawah kriteria yang diijinkan.
Kriteria stress maksimum untuk fixed riser adalah 301 MPa. Sedangkan untuk tension maksimum di flexible riser adalah butane dan propane (167.9 ton), umbilical (5 ton), dan power cable (27.8 ton). Teori untuk Von Mises stress pada riser adalah dengan menggunakan Persamaan (14) dan (!5). 2𝜎𝜎𝑣𝑣𝑚𝑚2 = (𝜎𝜎𝑖𝑖𝑤𝑤− 𝜎𝜎𝑐𝑐)2+ (𝜎𝜎𝑐𝑐− 𝜎𝜎𝑓𝑓)2+ (𝜎𝜎𝑓𝑓− 𝜎𝜎𝑖𝑖𝑤𝑤)2 (14)
Sedangkan, teori untuk tension pada riser adalah sebagai berikut:
𝑇𝑇𝑒𝑒=𝑇𝑇𝑖𝑖𝑤𝑤 + (−𝑃𝑃𝑖𝑖𝑅𝑅𝑖𝑖)−(−𝑃𝑃𝑅𝑅𝑅𝑅0) (15)
III. HASIL DAN DISKUSI
Pada penelitian ini menghasilkan tension yang dialami tali tambat dan offset yang dialami semi-submersible pada kondisi ULS dan ALS. Hasil untuk tension dan offset maksimum pada kondisi ULS (Ultimate Limit State) dapat dilihat dari pembahasan berikut. Hasil analisa untuk tension maksimum tali tambat dapat dilihat pada gambar 4 dan gambar 5 di bawah ini:
Gambar 4. Grafik tension maksimum di fairlead untuk kondisi ULS
Gambar 5. Grafik tension maksimum di anchor untuk kondisi ULS Grafik diatas menunjukkan bahwa semua tension maksimum tali tambat yang dihasilkan baik itu di fairlead atau di anchor adalah dalam batas aman untuk kriteria API RP 2SK, untuk kriteria yang ditetapkan DNV OS E301 tension tali tambat maksimum di fairlead pada arah 00 tidak memenuhi kriteria yang ditetapkan, untuk arah lainnya masih dalam batas aman.
Setelah melakukan analisa tension maksimum pada tali tambat, selanjutnya adalah analisa offset struktur kondisi ULS. Berikut ini adalah hasil untuk offset maksimum yang dihasilkan semi-submersible:
Gambar 6. Grafik offset maksimum semi-submersible dengan fixed riser
Gambar 7. Grafik offset maksimum semi-submersible dengan flexible riser
Pada kondisi ULS diperoleh grafik untuk offset maksimum struktur yang memenuhi kriteria yang ditetapkan API RP 16Q (bernilai kurang dari 5,036 m). Offset maksimum arah 00 belum memenuhi kriteria yang ditetapkan DNV OS E301 karena bernilai lebih dari 2,25 m. Arah lainnya masih dalam batas aman. Pada kondisi ULS juga menghasilkan stress pada fixed riser dan tension pada flexible riser yang tersaji pada tabel 10 dan tabel 11 di bawah ini:
Tabel 10. Von Mises stress maksimum pada fixed riser
Arah Pembebanan (°)
Von Mises stress pada fixed riser
(MPa) di Top di Plem 0 'NE' 2,808 29,994 45 'N' 1,439 28,276 90 'NW' 0,420 27,190 135 'W' 0,834 27,190 180 'SW' 0,001 27,038
Tabel 11. Tension maksimum pada flexible riser
Arah Pembebanan
(°)
Tension Maksimum Flexible Riser (ton) Butane Propane Umbilical Power
Cable 0 'NE' 35,938 38,653 4,161 2,409 45 'N' 37,008 38,578 4,386 2,140 90 'NW' 36,395 38,587 4,316 2,093 135 'W' 33,683 41,199 4,597 2,043 180 'SW' 36,141 40,747 4,293 2,101 Tabel 10 dan 11 menunjukkan bahwa untuk kondisi ULS sistem tambat yang bekerja dapat melindungi riser untuk
menghasilkan stress dan tension maksimum yang masih dalam batas aman kriteria.
Setelah diperoleh tension dan offset pada kondisi ULS, selanjutnya dilakukan analisa kondisi ALS. Analisa tension tali tambat pada kondisi ALS hanya dilakukan untuk arah pembebanan yang menghasilkan tension terbesar saat analisa kondisi ULS yaitu pada arah 00. Hasil tension maksimum yang dihasilkan adalah sebagai berikut:
Gambar 8. Grafik tension maksimum tali tambat di fairlead kondisi ALS
Gambar 9. Grafik tension maksimum tali tambat di anchor kondisi ALS Grafik untuk kondisi ALS menunjukkan bahwa tension maksimum yang dihasilkan masih dalam batas aman Hal tersebut dikarenakan tidak ada tension tali tambat yang melebihi tension maksimum yang ditetapkan kriteria (semua tension yang dihasilkan bernilai kurang dari 489.570 ton). Sedangkan untuk analisa offset maksimum dapat dilihat pada grafik di bawah ini:
Gambar 10. Grafik offset semi-submersible “Essar Wildcat” dengan fixed riser
Gambar 11. Grafik offset maksimum semi-submersible “Essar Wildcat” dengan flexible riser pada kondisi ALS
Pada kondisi ALS diketahui bahwa offset maksimum struktur melebihi kriteria yang diijinkan oleh DNV OS E301 dan API RP 2SK. Sehingga, diperlukan upaya untuk bisa menjaga sistem tambat agar tetap bisa bekerja secara optimal. Pada kondisi ALS stress pada fixed riser dan tension pada flexible riser tersaji pada tabel 11 dan 12 di bawah ini:
Tabel 11. Von Mises stress maksimum pada fixed riser
Arah Pembebanan (°)
Von Mises stress pada fixed riser
(MPa)
di Top di Plem
0 'NE' 5.290 30.960
Tabel 12. Tension maksimum pada flexible riser
Arah Pembebanan
(°)
Tension Maksimum Flexible Riser (ton) Butane Propane Umbilical Power
Cable
0 'NE' 35,938 38,653 4,161 2,405
Tabel 11 dan 12 menunjukkan bahwa untuk kondisi ALS sistem tambat yang bekerja dapat melindungi riser untuk menghasilkan stress dan tension maksimum yang masih dalam batas aman kriteria.
IV. KESIMPULAN/RINGKASAN
Hasil analisa kondisi ULS adalah semi-submersible “Essar Wildcat”dengan fixed riser menghasilkan tension maksimum 306,097 ton di fairlead, untuk offset maksimum ke arah sumbu-x sebesar 2,66 m. Pada semi-submersible “Essar Wildcat” dengan flexible riser menghasilkan tension maksimum di fairlead sebesar 311,058 ton, untuk offset maksimum ke arah sumbu-x sebesar 2,667 m. Tension dan offset maksimum yang dihasilkan akibat arah pembebanan 00, sehingga pada arah ini tidak memenuhi kriteria DNV, akan tetapi untuk kriteria API semua arah masih dalam batas aman.
Hasil analisa kondisi ALSadalah semi-submersible dengan fixed riser menghasilkan tension tali tambat maksimum sebesar 396,999 ton di fairlead, sedangkan untuk offset maksimum ke arah sumbu-y sebesar 9,732 m. Pada semi-submersible “Essar Wildcat” dengan flexible riser menghasilkan tension maksimum adalah sebesar 410,268 ton di fairlead, sedangkan untuk offset maksimum ke arah sumbu-y sebesar 10,342 m. Sehingga, kondisi ALS menghasilkan
tension yang aman, sedangkan offset yang dihasilkan melebihi kriteria API dan DNV.
Hasil analisa untuk riser menunjukkan bahwa untuk kondisi ULS dan ALSsistem tambat yang bekerja dapat melindungi riser untuk menghasilkan stress dan tension maksimum yang masih dalam batas aman kriteria.
Saran untuk penelitian selanjutnya yaitu dilakukan analisa fatigue pada tali tambat, fixed, dan flexible riser. Bisa juga dilakukan analisa lainnya yaitu dengan menggunakan kondisi lingkungan non-collinear.
UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada PT. Global Maritime yang telah bersedia memberikan data yang dibutuhkan untuk pengerjaan jurnal ini.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Yilmaz O. dan Incecikt A., 1995, Extreme Motion Response Analysis Of Moored Semi-Submersibles, Journal of Ocean Engineering, 23;497-517.
[2] Djatmiko. E.B. and Murdijanto. 2003. Seakeeping: Perilaku Bangunan Apung di Atas Gelombang, Surabaya: Penerbit ITS Press. ITS Surabaya. Indonesia.
[3] www.indomigas.wordpress.com. Offshore Article. Diakses tanggal 13-02-2013.
[4] ABS, 2012, Mobile Offshore Drilling Unit, American Beurau of Shipping [5] Bhattacharya, R. 1978. Dynamic of Marine Vehicles. New York: John
Wiley&Sons.
[6] Djatmiko. E.B. 2012. Perilaku dan Operabilitas Bangunan Laut di Atas Gelombang Acak, Jurusan Teknik Kelautan. ITS Surabaya. Indonesia. [7] Shank, W. Y. J. dan Fang, J. 2003. Effect of Fully Coupled and
Quasi-Static Semi-Submersible Vessel Motions on Steel Catenary Riser’s Wave Loading Fatigue. Offshore Technology Conference: 5-8 Mei 2003.
[8] Wichers, J. E. W. 1979. Slowly Oscillating Mooring Force in Single Point Mooring Systems. Proceedings of Symposium on Behaviour Offshore Strucutures, London.
[9] Benham, F.A., et.al. 1977. Wind and Current Shape Coefficients for Very Large Crude Carriers. Offshore Technology Conference, OTC 2729, pp. 97-108
[10] Gould, R. W. F. 1982. The Estimation of Wind Loads on Ship Superstructures. Royal Institution of Naval Architects.
[11] OCIMF. 1977. Prediction of Wind and Current Loads on VLCCs.
London.
[12] Remery, G. F. M. dan Van Oortmerssen, G. 1973. The Mean Wave, Wind and Current Forces on Offshore Structures and Their Role in the Design of Mooring Systems. Offshore Technology Conference,
OTC 1741.
[13] DNV OS E 301. 2008. Position Mooring. Norway.
[14] API RP 2SK. 2005. Recommended Practice for Design and Analysis of Station Keeping Systems for Floating Structures. Washington DC. [15] API RP 16Q edition, 2000, “Recommended Practice for Design,
Selection, Operation and Maintenance of Marine Drilling Riser Systems”, Washington, DC.
