bab ii teori dasar - · pdf filetugas akhir bab 2 teori dasar ... erw = electric resistance...

TUGAS AKHIR BAB 2 TEORI DASAR

ANALISIS FREE SPAN PIPA BAWAH LAUT 2-1

TEORI DASAR

2.1 Umum

Prinsip utama dalam proses mendesain pipa bawah laut adalah mengusahakan agar

sistem pipa yang akan dibangun dapat kuat dan stabil baik pada saat proses instalasi,

hydrotest dan selama masa layan (operasional) yang direncanakan. Berdasarkan standar

DNV OS-F101 Submarine Pipeline Systems 2007, keamanan dari sebuah sistem pipa

dapat dipastikan dengan menggunakan safety class methodology. Dalam metodologi ini

sebuah sistem pipa bawah laut dapat dikategorikan kedalam satu kelas atau lebih

berdasarkan pada konsekuensi kegagalan yang dapat ditimbulkan. Umumnya suatu

sistem pipa bawah laut diklasifikasikan bedasarkan sifat fluida yang dialirkan dan lokasi

pemasangan. Selain itu, dengan menggunakan DNV ini juga dapat ditentukan ketebalan

dari dinding pipa yang dibutuhkan.

Dalam proses mendesain jaringan pipa bawah laut dilakukan serangkaian proses yang

sistematis, tahapan tersebut tentunya harus disesuaikan dengan standar internasional

yang umum digunakan seperti DNV, API, ASME dan lain-lain. Gambar 2.1

memperlihatkan flow chart dari langkah-langkah desain yang umum dilakukan.

BAB

2



Gambar 2.1 Flow chart langkah desain pipa bawah laut [sumber: Bai, Y, 2001].

2.1.1 Klasifikasi Sistem Pipa Berdasarkan Fluida yang Dialirkan

Jenis fluida yang dialirkan dalam sebuah jaringan pipa bawah laut tentunya berbeda-

beda. Tabel 2.1 menjelaskan jenis-jenis fluida yang dialirkan dalam sebuah pipa bawah

laut:



Tabel 2.1 Klasifikasi Keamanan Sistem Pipa Bawah Laut Berdasarkan Fluida yang Dialirkan

[sumber: DNV OS-F101].

Kategori Fluida Keterangan

A Fluida tidak terbakar, fluida yang berbasis air.

B

Fluida yang dapat terbakar dan beracun yang berbentuk cair pada

kamar dan kondisi tekanan atmosfir. Salah satu contohnya adalah

metanol.

C

Fluida yang tidak terbakar dan tidak beracun yang berbentuk gas

pada suhu kamar dan kondisi tekanan atmosfir. Contohnya adalah

nitrogen dan karbon dioksida.

D Gas berfasa tunggal, dapat terbakar dan tidak beracun.

E Fluida yang dapat terbakar dan beracun yang berbentuk gas pada

suhu kamar dan kondisi tekanan atmosfir.

2.1.2 Klasifikasi Sistem Pipa Bawah Laut Berdasarkan Lokasi Pipa

Sistem pipa bawah laut terbagi atas dua kelas. Sistem ini dibagi berdasarkan lokasi pipa

pemasangan tersebut (dapat dilihat pada Tabel 2.2)

Tabel 2.2 Klasifikasi Sistem Pipa Bawah Laut Berdasarkan Lokasi Pipa [sumber: DNV OS-

F101].

Klasifikasi lokasi pipa Keterangan

1 Lokasi dimana tidak terjadi akitivitas manusia yang rutin

sepanjang jalur pipa.

2

Bagian dari pipa yang dekat dengan platform dengan

aktifitas manusia yang banyak , luas dari lokasi ini harus

berdasakan analisis resiko, atau dapat asumsikan sebagai

area yang berjarak 500 meter dari platform bila data yang

diperlukan untuk analisis resiko tidak ada.



2.1.3 Klasifikasi Sistem Pipa Bawah Laut Berdasarkan Tingkat Keamanan

Dalam mendesain sistem pipa bawah laut harus didasarkan pada konsekuensi kegagalan

yang dapat terjadi, klasifikasi berdasarkan tingkat kemanan pipa dapat dibagi menjadi

tiga seperti pada Tabel 2.3.

Tabel 2.3 Klasifikasi Sistem Pipa Bawah Laut Berdasarkan Tingkat Keamanan [sumber: DNV

OS-F101].

Kelas Kemanan Keterangan

Rendah

Dimana kegagalan yang mungkin terjadi menyebabkan resiko

yang sangat kecil terhadap manusia dan lingkungan, klasifikasi

ini diterapkan pada saat instalasi.

Normal

Dimana kegagalan yang mungkin terjadi menyebabkan resiko

yang cukup besar terhadap manusia dan lingkungan, juga bidang

politik dan ekonomi. Klasifikasi ini biasanya diterapkan untuk

keadaan operasi pipa yang jauh dari platform.

Tinggi

Dimana kegagalan yang mungkin terjadi dapat menyebabkan

resiko yang sangat besar terhadap manusia, lingkungan, ekonomi

dan politik. Klasifikasi ini biasanya diterapkan untuk keadaan

operasi dilokasi dekat dengan platform.

Klasifikasi keamanan pipa bawah laut mungkin akan berbeda-beda untuk fase

konstruksi dan lokasi yang berbeda. DNV 2007 mengklasifikasikan sistem pipa bawah

laut berdasarkan tingkat keamanan menjadi dua fase keadaan pipa seperti pada Tabel

2.4.

Tabel 2.4 Klasifikasi Keamanan Sistem Pipa Bawah Laut [sumber: DNV OS-F101].

Fase Kategori fluida A dan C Kategori fluida B, D, dan E

Kelas lokasi Kelas lokasi

1 2 1 2

Temporal Rendah Rendah Normal Normal

Operasional Rendah Normal Normal Tinggi

Fase temporer merupakan fase dari proses instalasi sampai dengan pre-commissioning

yaitu tahap sampai dengan dilakukan proses hydrotest.



Tabel 2.5 menunjukkan nilai safety factor pada pipa yang digunakan untuk perhitungan

pressure containment sedangkan Tabel 2.6 menunjukkan nilai safety factor pada pipa

yang digunakan untuk perhitungan buckling.

Tabel 2.5 Nilai Safety Factor Sistem Pipa Bawah Laut untuk Perhitungan Pressure

Containment [sumber: DNV OS-F101].

Kelas Kemanan γsc1

Rendah 1.046

Normal 1.138

Tinggi 1.308

Tabel 2.6 Nilai Safety Factor Sistem Pipa Bawah Laut untuk Perhitungan Buckling [sumber:

DNV OS-F101].

Kelas Kemanan γsc2

Rendah 1.04

Normal 1.14

Tinggi 1.26

2.2 Pemilihan Rute Pipa

Dalam mendesain suatu jaringan pipa di bawah laut, langkah awal yang harus

diperhatikan adalah pemilihan rute yang akan dilalui oleh pipa itu sendiri (Routing).

Pemilihan rute pipa ini didasarkan pada beberapa faktor, sehingga nantinya diperoleh

rute pipa yang paling efektif dan efisien. Faktor-faktor tersebut adalah:

1. Rute pipa yang dipilih haruslah sependek mungkin dan diusahakan agar rute pipa

lurus.

Dengan mengambil rute yang pendek, dapat meminimalisasi kehilangan tekanan,

meminimalisasi resiko yang mungkin terjadi pada saat instalasi, dan meminimalisasi

material pipa. Rute pipa yang lurus sebenarnya sangat sulit untuk dicapai karena



kontur dasar laut yang tidak rata, shore crossing, third parties (kegiatan-kegiatan

yang ada sebelum pipa dibangun) dan lain sebagainya.

2. Rute pipa yang diambil adalah rute yang memiliki kemudahan pada saat instalasi.

Rute yang memiliki kemudahan pada saat instalasi akan membuat pekerjaan

penempatan pipa di dasar laut lebih mudah dan cepat.

3. Rute pipa yang diambil haruslah rute teraman, dan memiliki dampak bahaya yang

dapat merugikan pipa yang sangat kecil.

Pemilihan rute pipa harus memperhatikan kondisi batimetri dari dasar laut, lokasi

dari existing platform dan risers, jalur pipa lain yang telah ada sebelumnya,

kedalaman perairan, kondisi sosial-politik, lokasi kapal karam, dan lain sebagainya.

Selain itu, ada pula pertimbangan-pertimbangan yang perlu diperhatikan dalam memilih

jalur pipa terkait dengan kondisi dasar lautnya diantaranya meliputi hal-hal sebagai

berikut:

• Hindari halangan-halangan didasar laut atau bentangan menggantung pipa yang

mungkin terjadi disepanjang jalur yang direncanakan.

• Hindari persilangan dengan jalur pipa yang lain jika memungkinkan.

• Hindari daerah-daerah dimana kapal banyak membuang jangkarnya.

• Hindari bentang pipa dari tanah yang tidak stabil dan pasang pipa di daerah yang

relatif lebih stabil, jika hal ini dapat diidentifikasikan.

• Hindari gundukan-gundukan tanah atau cekungan yang dapat menyebabkan

timbulnya daerah menggantung disepanjang jalur pipa.

• Khusus untuk daerah yang terdapat aliran lumpur, perkecil resiko terjadinya

kerusakan terhadap pipa akibat pergerakan tanah dengan memilih jalur pipa tegak

lurus terhadap kontur kedalaman.

Untuk mengetahui rute pipa diperlukan adanya kgiatan survei. Survei yang

dilaksanakan adalah survei geodetik (untuk mendapatkan parameter-parameter

geodetik), survei geofisikal (untuk mengetahui kontur permukaan dasar laut), survei

geoteknik (untuk mengetahui jenis tanah penempatan pipa), survei hidrooseanografi

(untuk mengetahui beban-beban lingkungan dan meteorologi, dan survei visual (untuk

mengetahui kondisi asli lokasi pipa).



Gambar 2.2 menunjukkan flowchart yang sebaiknya dilakukan dalam pemilihan rute

pipa.

No No

OK!

Gambar 2.2 Flow chart routing selection.

2.3 Pembebanan pada Pipa

Berdasarkan pada strandar DNV OS-F101 Submarine Pipeline Systems 2007

pembebanan pada pipa dibagi menjadi 2 yaitu beban fungsional dan beban lingkungan,

dimana beban-beban tersebut akan ditentukan terlebih dahulu sebelum proses desain

dimulai.

1) Beban Fungsional

Beban fungsional merupakan beban yang berasal dari keberadaan fisik pipa dan hal

tersebut sangat menentukan integritas dari sistem pipa baik selama proses instalasi,

Route Survey

Seabed Profile

Bottom

Roughness

Desktop Study

Mix Data &

Compare

Allowable

Span Length Design Modify Route

Select Final Route



hydrotest, maupun keadaan operasional. Yang termasuk kedalam beban fungsional

adalah sebagai berikut:

• Gaya Berat

Yang termasuk kedalam beban ini adalah berat pipa secara keseluruhan, berat isi

yang ditransportasikan baik pada saat kondisi operasi dan hydrotest, serta gaya

angkat.

• Tekanan

Beban tekanan yang dimaksud adalah tekanan yang terjadi pada pipa yang terdiri

tekanan internal, tekanan eksternal dan tekanan tanah untuk pipa yang dikubur.

• Thermal ekspansion dan contraction

Beban ini biasanya diakibatkan oleh temperatur dari isi yang ditransportasikan

dalam pipa.

• Pre- stressing

Beban yang termasuk kedalam beban pre-stressing biasanya adalah tekanan

yang diakibatkan oleh aktifitas pada saat instalasi pipa.

2) Beban Lingkungan

Beban lingkungan adalah beban yang bekerja pada pipa yang diakibatkan oleh

lingkungan sekitar dan bukan merupakan beban fungsional atau beban accidental.

Beban lingkungan yang bekerja pada pipa biasanya terdiri atas beban angin,

gelombang, arus, beban hidrodinamik dan fenomena lingkungan lainnya. Selain

beban fungsional dan lingkungan diatas dalam desain pipa juga dikenal adanya

beban accidental yaitu beban yang diakibatkan oleh keadaan yang tidak

direncanakan, yang termasuk beban ini adalah diantaranya vessel impact, benda

jatuh, pergerakan tanah, gesekan jangkar dan lain lain.



2.4 Pemilihan Diameter dan Material Pipa

Perancangan pipa melibatkan pemilihan diameter pipa, ketebalan dan material yang

digunakan. Diameter pipa yang dipilih sebaiknya didasarkan pada pertimbangan

kapasitas aliran yang diinginkan untuk mengangkut hasil produksi fluida dari sumur-

sumur minyak atau gas. Hal ini membutuhkan suatu analisis menyeluruh dengan asumsi

untuk keadaan kondisi operasi terburuk sepanjang masa layan dari pipa yang

direncanakan. Setelah itu, desain dilanjutkan untuk memilih jenis bahan pipa yang akan

dipakai, apakah akan menggunakan pipa dari baja, komposit, atau jenis fleksibel yang

kemudian membuat keputusan detail mengenai komposisi dan spesifikasi dari material

yang digunakan. Pertimbangan pemilihan material pipa harus didasarkan pada jenis

fluida yang akan ditransportasikan, beban, temperatur, dan mode kerusakan yang

mungkin selama proses instalasi dan operasi. Pemilihan material pipa harus dicocokan

dengan semua komponen dalam sistem pipa bawah laut. Pipa yang dipilih harus

memenuhi beberapa kriteria sebagai berikut:

• Sifat mekanik bahan.

• Kekakuan material.

• Ketahanan terhadap retak/fraktur.

• Ketahanan terhadap fatigue.

• Weldability.

• Ketahanan terhadap korosi.

Sifat dari karakteristik material pipa ini nantinya akan digunakan dalam menghitung

ketahanan pipa yang akan didesain. Dalam DNV 2007 nilai dari faktor kekuatan

material (material strength factor) dapat dilihat pada Tabel 2.7, nilai dari faktor daya

tahan material (material resistance factor) dapat dilihat pada Tabel 2.8, sedangkan nilai

dari karakteristik properti material dirumuskan seperti pada Tabel 2.9. Selain itu, pada

proses fabrikasi pipa terdapat adanya perubahan suhu, perubahan suhu ini nantinya akan

memberikan perbedaan antara tekanan dan tegangan, yang dikenal dengan nilai dari

faktor fabrikasi (αfab), biasanya nilai faktor fabrikasi diberikan, namun jika faktor

tersebut tidak diketahui maka nilainya diberikan seperti dalam Tabel 2.10.



Tabel 2.7 Faktor Kekuatan Material [sumber: DNV OS-F101].

Faktor Kekuatan Material Normal Supplementary Requirement

αu 0.96 1.00

Tabel 2.8 Faktor Daya Tahan Material [sumber: DNV OS-F101].

Limit State Category SLS / ULS / ALS FLS

γm 1.15 1.00

Tabel 2.9 Faktor Maksimum Fabrikasi [sumber: DNV OS-F101].

Pipe Seamless UO & TRB & ERW UOE

αfab 1.00 0.93 0.85

Tabel 2.10 Karakteristik Properti Material [sumber: DNV OS-F101].

Property Nilai

Karakteristik yield stress fy = (SMYS - fytemp)αu

Karakteristik tensile stress fu = (SMTS – futemp)αu

dimana:

fytemp = pengurangan nilai yield stress akibat temperature

futemp = pengurangan nilai tensile stress akibat temperature

Seamless = jenis pipa tanpa las

SLS = Serviceability Limit State

ULS = Ultimate Limit State

FLS = Fatigue Limit State

ALS = Accidental Limit State

UO = proses fabrikasi pipa dari pipa yang dilas

UOE = proses fabikasi pipa dari pipa yang dilas dan dimuaikan

ERW = Electric Resistance Welding



TRB = Three Roll Bending

SMYS = Specified Minimum Yield Strength

SMTS = Specified Minimum Tensile Strength

Perbedaan kelas material pada pipa mengacu pada sifat material dalam kondisi

temperatur kamar. Temperatur berpengaruh terhadap sifat material, apabila tidak ada

informasi mengenai pengaruh temperatur tehadap sifat material maka dapat digunakan

grafik seperti yang dapat dilihat pada Gambar 2.3 untuk menentukan penurunan

tegangan akibat temperatur.

Gambar 2.3 Grafik temperatur Vs Stress derating [sumber: DNV OS-F101].

Dalam pemilihan material pipa biasanya digunakan material grade X-60 atau X-65 (414

atau 448 Mpa) untuk pipa dengan tekanan tinggi atau pipa untuk perairan dalam

sedangkan untuk perairan dangkal yang memiliki tekanan rendah digunakan pipa



dengan material grade X-42, X-52 atau X-56. Sedangkan jenis pipa sendiri dapat dibagi

menjadi empat jenis yaitu Seamless, Submerged Arc Welded (SAW), Electric

Resistance Welded (ERW), dan Spiral Weld.

Dari keempat jenis pipa diatas jenis Seamless dan SAW adalah yang sering digunakan

dibandingkan jenis lainya. Tabel 2.11 menyajikan grade material berdasarkan American

Petroleum Institute (API).

Tabel 2.11 Grade Material Berdasarkan Standar API [sumber: API].

API Grade SMYS SMTS

ksi Mpa ksi MPa

X42 42 289 60 413

X46 46 317 63 434

X52 52 358 66 455

X56 56 386 71 489

X60 60 413 75 517

X65 65 448 77 530

X70 70 482 82 565

X80 80 551 90 620

2.5 Desain Tebal Dinding Pipa (Wall Thickness)

Penentuan tebal pipa adalah salah satu pekerjaan yang sangat penting dan mendasar

dalam mendesain sistem pipa bawah laut. Dalam penentuan tebal pipa didasarkan pada

kiteria desain yang disebabkan oleh adanya tekanan internal dan tekanan eksternal

hidrostatik yang bekerja pada pipa. Dalam DNV OS-F101 Submarine Pipeline Systems

2007 dijelaskan mengenai kriteria desain untuk penentuan tebal pipa. Berikut adalah

penjelasan mengenai kriteria-kriteria tesebut.

2.5.1 Karakteristik Wall Thickness

Nilai dari tebal dinding pipa untuk perhitungan tahanan terhadap pressure containment

dan tahanan lain dihitung dalam beberapa kondisi seperti diterangkan pada persamaan

2.1 s.d. 2.4.



Nilai dari tebal dinding pipa untuk perhitungan tahanan terhadap pressure containment:

• Untuk kondisi Instalation dan Hydrotest.

fabs ttt −=1 2.1

• Untuk kondisi Operasional

CAfabs tttt −−=21 _ 2.2

Nilai dari tebal dinding pipa untuk perhitungan tahanan terhadap buckling:

• Untuk kondisi Instalation dan, Hydrotest.

stt =2 2.3

• Untuk kondisi Operasional

CAs ttt −=2_2 2.4

dimana:

tfab = tebal toleransi fabrikasi

tCA = tebal corrosion allowance

ts = tebal dinding pipa

t1 = tebal dinding pipa pada kondisi Instalation dan Hydrotest untuk perhitungan

tahanan terhadap pressure containment.

t1_2 = tebal dinding pipa pada kondisi operasional untuk perhitungan tahanan

terhadap pressure containment.

t2 = tebal dinding pipa pada kondisi Instalation dan Hydrotest untuk perhitungan

tahanan terhadap buckling.

t2_2 = tebal dinding pipa pada kondisi operasional untuk perhitungan tahanan

terhadap buckling.

2.5.2 Kriteria Pressure Containment

Ketentuan pertama dari perhitungan tebal dinding pipa adalah menentukan kriteria

pressure containment. Dalam konsep lama pressure containment dituliskan sebagai



fungsi allowable hoop stress. Dalam kriteria tersebut, tekanan hoop stress yang

merupakan perbedaan antara tekanan internal dan eksternal nilainya tidak boleh

melebihi nilai yang diijinkan.

)(2

)( ,tempy

s

s

eih fSMYSt

tDPP −≤

−−= ησ 2.5

dimana:

σh = hoop stress

Pi = tekanan internal

Pe = tekanan eksternal

D = diameter pipa

fy,temp = pengurangan nilai yield stress akibat temperatur yang bekerja pada pipa

η = usage factor

Menurut DNV 2007 nilai dari usage factor dapat dirumuskan seperti pada persamaan

2.6.

incSCm

U

γγγ

αη

...3

.2

1

= 2.6

dimana:

αu = faktor kekuatan material

γm = faktor daya tahan material (material resistance factor)

γSC1 = safety class factor

γinc = incidental to design pressure ratio

Nilai dari incidental ratio dapat dilihat pada Tabel 2.12.

Tabel 2.12 Incidental Ratio untuk Pressure Containmet [sumber: DNV-OS-F101].

Condition or pipeline system γinc

Typical pipeline system 1.10

Minimum, except for below 1.05

When design pressure is equal to full shut-in pressure including dynamic effects 1.00

System pressure test 1.00



Sedangkan dalam konsep load and resistance factor design (LRFD) kiteria pressure

containment dituliskan sebagai berikut.

msc

b

eli

tPPP

γγ .

)(

1

≤− 2.7

atau

msc

b

d

tPP

γγ .

)(

1

≤ 2.8

dimana:

Pd = pressure design

Pli = tekanan lokal insidental

Pb(t) = pressure containment pada tebal dinding pipa (t)

Berikut ini beberapa definisi tekanan yang digunakan dalam proses perhitungan tebal

dinding pada pipa menurut DNV 2007:

a. Tekanan Lokal (Local Pressure)

Tekanan lokal adalah beban dimana perbedaan nilainya dengan tekanan referensi

merupakan berat kolom dari isi pipa. Nilai tekanan lokal secara umum dapat

dirumuskan sebagai berikut:

hgPP contrefreflocal .., ρ+= 2.9

untuk tekanan lokal secara spesifik dituliskan sebagai berikut:

hgPP contdld ..ρ+= 2.10

hgPhgPP contincdcontincli ..... ργρ +=+= 2.11

hgPP conttlt ..ρ+= 2.12

dimana:

Pinc = tekanan insidental

= γinc.Pd



Pt = ⋅05.1 Pinc ( normal and hight safety class)

= ⋅03.1 Pinc (low and hight safety class)

Pld = tekanan lokal desain

Pli = tekanan lokal insidental

Plt = tekanan lokal system test

ρcont = tekanan isi pipa

g = percepatan grafitasi

h = jarak antara titik referensi dengan permukaan air laut

b. Tekanan eksternal (Pe)

Nilai dari tekanan eksternal dapat dirumuskan menjadi:

hgP swe ..ρ= 2.13

dimana:

eP = tekanan eksternal

ρsw = densitas air laut

d = kedalaman air

Nilai dari pressure containment diambil dari nilai terendah (minimum), yang ditentukan

dengan persamaan :

[ ])();()( ,, tPtPMintP bbybb = 2.14

3

2..

2)(, yyb f

tOD

ttP

−

⋅= 2.15

3

2.

15.1.

2)(,

u

bb

f

tOD

ttP

−

⋅= 2.16

dimana:

Pb(t) = tahanan pressure containment pada tebal pipa

Pb,y(t) = tahanan pressure containment pada batasan leleh



Pb,b(t) = tahanan pressure containment pada batasan tarik

fy = tegangan leleh desain

fu = tegangan tarik desain

t = tebal dinding pipa

2.5.3 Kriteria Buckling

Buckling merupakan keadaan dimana pipa sudah tidak bundar atau mengalami

perubahan bentuk akibat tekanan hidrostatis yang besar pada kedalaman tertentu,

kedalaman tersebut merupakan kedalaman mulai terjadinya buckle atau initiation

buckle. Buckling dapat dibagi menjadi 2 yaitu local buckling dan global buckling.

Berdasarkan DNV 2007 local buckling harus dicek terhadap beberapa kriteria, yaitu:

1. Kriteria System collapse.

2. Kriteria Combained loading.

3. Kriteria Propagating buckling.

1. Kriteria System Collapse

Kriteria ini menunjukan bahwa pipa akan mampu bertahan dari deformasi bentuk pipa

selama masa layannya. Kiteria ini sangat dipengaruhi oleh kapasitas plastis, kapasitas

elastis, dan ovalitas dari baja. Nilai dari tekanan collapse dalam DNV 2007 dirumuskan

sebagai berikut:

t

DfPPPPPPP oplelcplcelc ....)).((

22=−−

2.17

• Tekanan elastik (Pel)

3

21

2

)(v

D

tE

tPel−

= 2.18

dimana:

E = modulus elastisitas



t = tebal didinding pipa

υ = poisson rasio

• Tekanan plastis (Ppl)

D

tftP fabypl ...2)( 2 α= 2.19

dimana:

fy = tegangan leleh desain, psi

αfab = faktor fabrikasi (lihat Tabel 2.9)

D = diameter luar pipa

• Ovalitas baja (fo)

D

DDfo

minmax −=

2.20

Dmax = diameter maksimum

Dmin = diameter minimum

Persamaan 2.17 tekanan collapse (Pc) merupakan persamaan polinomial derajat tiga,

untuk itu dilakukan pendekatan nilai Pc dengan persamaan 2.21-2.28:

byPc3

1−=

2.21

dimana:

elPb −= 2.22

+

Φ−−=

180

60

3cos2

πuy

2.23

+−=

t

DfPPPc elpp 0

2 2.24

2

pel PPd = 2.25



+−= cbu

2

3

1

3

1

2.26

+−= dbcbv

3

1

27

2

2

1 3

2.27

−

−=Φ −

3

1cosu

v

2.28

Dalam DNV 2007 kriteria collapse mensyaratkan agar tekanan collapse dapat menahan

tekanan eksternal yang bekerja pada pipa, atau dengan kata lain nilai tekanan eksternal

tidak boleh melebihi nilai tekanan collapse (Pc), kriteria collapse dapat dituliskan

sebagai berikut:

2..1,1 scm

c

e

PP

γγ≤ 2.29

dimana:

Pe = tekanan eksternal

Pc = tekanan collapse

2. Kriteria Kombinasi Pembebanan (Combined Loading)

Kriteria ini menunjukan kekuatan dari pipa baja yang akan diletakan di dasar laut

terhadap semua gaya dan tekanan yang akan terjadi pada pipa. Dalam kriteria ini pipa

dikenai beberapa pembebanan secara langsung, dalam hal ini pipa dikenai kombinasi

pembebanan terhadap momen tekuk (bending moment), gaya aksial efektif, tekanan

internal berlebih (internal over pressure) dan kombinasi pembebanan terhadap momen

tekuk, gaya aksial efektif, tekanan internal berlebih dan tekanan eksternal berlebih

(external over pressure). Berdasarkan standar DNV 2007 kriteria combined loading

akan di cek terhadap kondisi Load Controlled Condition.

• Combined Loading - Load Contolled Condition

Kriteria kombinasi pembebanan ini, pipa didisain untuk dapat menahan pembebananan

seperti dijelaskan sebelumnya. Kriteria kondisi ini adalah sebagai berikut:



1...

...

..

2

2

22

22 ≤

+

+

c

e

msc

pc

d

msc

pc

d

mscP

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ 2.30

dimana:

CFFd MM γγ= 2.31

CFFd SS γγ= 2.32

( ) ttDfM yp .2

2−= 2.33

( )ttDfS yp .−= π 2.34

( )y

u

Cf

fββα +−= 1

2.35

( )

>

≤≤−

<

=

60/0

60/1590//60

15/5.0

tDuntuk

tDuntuktD

tDuntuk

β 2.36

Sf = ( )[ ] ( )

⋅−⋅−⋅⋅− 22

24

ODPtDPN eltf

π 2.37

keterangan:

Md = bending moment design

Sd = gaya aksial efektif disain

Mp = statis momen

Sp = gaya aksial statis

Mf = momen efektif

αc = parameter flow stress

Sf = effective axial force

Nf = axial force in pipe wall



3. Propagation Buckling

Propagation buckling dapat digambarkan sebagai suatu situasi dimana buckle yang

terjadi pada pipa berubah menjadi buckle yang memanjang sepanjang pipa. Perambatan

ini tidak bias mulai atau menjalar kebagian lain jika tekanan eksternal masih dibawah

tekanan propagasi (Ppr).

Untuk mengecek terjadinya propagating buckling digunakan persamaan:

2. scm

pr

e

PP

γγ≤ 2.38

5.2

...35

=

D

tfP fabypr α 2.39

dimana:

Ppr = tekanan propagasi

= adalah tekanan untuk melanjutkan proses propagation buckling

2.6 On Bottom Stability

Pipa bawah laut dewasa ini telah berkembang sebagai suatu infrastruktur yang penting

dalam usaha pendistribusian minyak, gas maupun fluida lainya. Oleh karena peranannya

yang sangat penting maka pipa harus didesain untuk dapat menahan beban dan gaya-

gaya lingkungan yang bekerja padanya sehingga dapat kuat dan stabil baik pada waktu

instalasi, hydrotest maupun selama masa oprasionalnya. Dalam teknologi pipa bawah

laut telah dikenal beberapa cara/metode yang digunakan untuk menjadikan pipa bawah

laut stabil, metode yang umum digunakan antara lain :

• Menambahkan selimut beton pada pipa yang berfungsi sebagai pelindung dan

pemberat pada pipa agar tetap stabil.

• Mengubur pipa didalam seabed tujuan dari cara ini adalah untuk mengurangi gaya-

gaya hidrostatik yang bekerja kalau pipa berada diatas seabed.

• Membuat tanggul batu (rock beam) yang berfungsi sebagai pemberat pada pipa.



Sebelum melakukan analisis terhadap kestabilan pipa di bawah laut maka ada beberapa

data kondisi dasar yang harus diketahui, yaitu :

• Kondisi lingkungan.

• Kondisi geoteknik dasar laut.

• Kondisi topografi dasar laut (kondisi kemiringan pantai, batuan, dll).

• Bathymetry (kontur kedalam laut).

• Data properties pipa.

• Lokasi pipeline restraint.

Dalam pendesainan on-bottom stability, hal yang paling diperhatikan adalah berat dan

ketebalan dari concrete coating pada pipa sehingga pipa tetap stabil pada kondisi

operasionalnya. Secara umum analisis dari on-bottom stability ditinjau dari dua kondisi,

yaitu:

1. Kondisi instalasi: Data gelombang dan arus yang digunakan adalah data gelombang

dan arus 1 tahunan.

2. Kondisi operasional: Data gelombang dan arus yang digunakan adalah data

gelombang dan arus 100 tahunan.

2.6.1 Kondisi Lingkungan

Dalam proses desain pipa bawah laut data lingkungan yang dipakai adalah data

gelombang dan data arus laut. Data kondisi lingkungan yang digunakan harus

merupakan data yang berasal dari tempat desain analisis dilakukan. Data biasanya

merupakan hasil pengukuran, hasil pemodelan hindcasting, maupun hasil dari

pengamatan langsung di tempat. Data-data yang masih acak ini akan mengalami analisis

statistik untuk mendapatkan nilai dari tinggi gelombang signifikan (HS), periode puncak

gelombang (TP), dan kesesuaian waktu ulang. Hasil analisis statistik Hs, Tp, dan periode

ulang adalah data lingkungan yang akan digunakan pada desain stabilitas pipa yang

akan dibahas kemudian. Gelombang yang bergerak pada permukaan air akan

memberikan percepatan pada patikel air yang dilaluinya. Pergerakan partikel air yang

terjadi akan membentuk orbit, selama penjalaran gelombang dari laut dalam menuju laut



dangkal, orbit partikel ini akan mengalami perubahan bentuk seperti pada Gambar 2.4.

Orbit perpindahan patikel berbentuk lingkaran pada seluruh kedalaman pada laut dalam

sedangkan di laut transisi dan dangkal lintasan partikel akan mengalami perubahan

bentuk menjadi elips, semakin dangkal kedalamannya bentuk elips ini semakin pipih

dan di dasar gerak partikel adalah horizontal.

Gambar 2.4 Sketsa orbit partikel gelombang [sumber: Dean & Dalrymple, 1991].

Gelombang menjalar dari laut dalam menuju laut dangkal, hal ini akan mempengaruhi

kecepatan dan panjang gelombang. Berdasarkan kedalaman relatif, yaitu perbandingan

antara kedalaman air (d) dan panjang gelombang (L), gelombang dapat diklasifikasikan

sebagai berikut:

1. Gelombang di laut dangkal, jika d / L ≤ 1/ 20 .

2. Gelombang di laut intermediet, jika 1/ 20 < d / L ≤ 1/ 2 .

3. Gelombang di laut dalam, jika d / L ≥ 1/ 2 .

Terjadinya gelombang seperti yang telah dijelaskan akan mempengaruhi kecepatan dan

percepatan partikel air, oleh karena itu perhitungan panjang gelombang, kecepatan dan

percepatan juga didekati dengan sesuai jenis perairannya. Dengan mengetahui panjang

gelombang pada perairan dalam, maka dapat dihitung panjang gelombang untuk

perairan dengan kedalaman yang lain.



2.6.2 Gaya-gaya yang Bekerja pada Analisis On Bottom Stability

Kestabilan pipa bawah laut meliputi kestabilan dalam dua arah yaitu arah vertikal dan

horizontal/lateral. Kestabilan ini diperhitungkan terhadap gaya-gaya lingkungan yang

bekerja pada pipa, gaya-gaya tersebut adalah gaya inersia, gaya seret (drag force) dan

gaya angkat (lift force). Sedangkan resistensi permukaan dasar laut merupakan gaya

gesek antara pipa dengan permukaan tanah laut. Gaya seret dan gaya inersia adalah gaya

yang secara bersama-sama bekerja dalam arah horizontal/lateral pada pipa, sedangkan

gaya angkat bekerja secara vertikal, gaya angkat ini adalah gaya yang mengurangi berat

pipa dalam air yang mempengaruhi kestabilan pipa. Gambar 2.5 adalah gambaran

gaya-gaya dalam analisis perhitungan stabilitas pipa bawah laut.

Gambar 2.5 Gaya-gaya yang bekerja pada pipa bawah laut [sumber: Mouselli, A. H, 1981].

•••• Berat Tenggelam Pipa

Berat total pipa dihitung dengan mempertimbangkan berat bajanya, lapisan pelindung

korosi, dan juga lapisan pelindung sambungan (field joint coating). Gambar 2.6

memperlihatkan potongan melintang dari sebuah pipa dan Gambar 2.7 menunjukkan

Ilustrasi pipa bawah laut.



Gambar 2.6 Ilustrasi penampang pipa bawah laut.

Gambar 2.7 Ilustrasi pipa bawah laut dengan HDPE coating dan concrete coating.

Berikut adalah properti pipa yang harus diperhatikan:

Ds = diameter luar pipa baja

Di = diameter dalam pipa baja

Dw = diameter luar lapisan anti korosi (corrosion wrap)

Dtherm = diameter luar lapisan thermal insulation

Dcc = diameter luar selimut beton

ts = tebal pipa baja



ttherm = tebal pipa thermal insulation

tcc = tebal selimut beton

Wst = berat pipa baja

Wcorr = berat lapisan anti korosi di udara

Wtherm = berat lapisan thermal insulation

Wcc = berat selimut beton

Wcont = berat isi pipa (containt)

Ws = berat terendam pipa (submerge weight)

B = gaya apung

ρst = densitas baja (submerge weight)

ρcorr = densitas lapisan anti korosi di udara

ρtherm = densitas lapisan thermal insulation

ρc = densitas selimut beton

ρsw = densitas air laut

ρcont = densitas fluida isi pipa

Dalam menentukan berat tenggelam pipa dilakukan langkah perhitungan sebagai

berikut:

- Diameter total pipa

ccthermcorrstot tttDD ⋅+⋅+⋅+= 222 2.40

- Berat baja (Ws)

( )stisst DDW ρ

π⋅−⋅=

22

4 2.41

- Berat lapisan anti korosi (Wcorr)

2 2( 2. )4

corr corr s corr sW D t D

πρ = + −

2.42



- Berat lapisan thermal insulation (Wtherm)

( ) ( )[ ]thermcorrsccthermcorrstherm tDtttDW ρ

π⋅⋅+−⋅+⋅+⋅+=

222222

4 2.43

- Berat lapisan selimut beton

( )[ ]cthermcorrstotcc ttDDW ρ

π⋅⋅+⋅+−=

2222

4 2.44

- Berat isi pipa

conticont DW ρπ

⋅=2

4 2.45

- Gaya apung

⋅⋅=⋅=

4

tot

swsw

DVB

πρρ 2.46

- Berat pipa di udara

contccthermcorrstu WWWWWW ++++= 2.47

- Berat terndam pipa

BWWWWWW contccthermcorrsts −++++= 2.48

•••• Gaya Hidrodinamika

Gaya-gaya hidrodinamika yang terjadi pada pipa didasar laut akan dihitung dengan

menggunakan persamaan Morisson. Persamaan ini berlaku untuk pipa yang mempunya

perbandingan diameternya dan panjang gelombang adalah D/L ≤ 0.2 dimana D

merupakan nominal diameter pipa dan L adalah panjang gelombang yang terjadi. Pada

kondisi ini, gelombang tidak terpengaruh oleh adanya pipa di dasar laut sehingga

mengakibatkan terjadinya dua gaya utama yang bekerja pada pipa yaitu gaya seret dan

gaya inersia.

• Penentuan Koefisien Hidrodinamik

Sebelum melakukan perhitungan gaya-gaya hidrodinamika maka terlebih dahulu

menentukan nilai dari koefisien-koefisien hidrodinamik, Mousselli menyatakan bahwa



nilai dari suatu koefisien hidrodinamika bergantung pada nilai bilangan Reynould,

kekasaran pipa (pipe roughness) dan Bilangan Kaulegan-Carpenter.

- Persamaan bilangan Reynould:

υ

DUUR cs

e

⋅+=

)( 2.49

- Persamaan bilangan Keulegan-Carpenter:

D

TUK s

c

⋅= 2.50

keterangan :

Us = kecepatan arus signifikan

Uc = kecepatan partikel pada kedalaman referensi diatas seabed

= ( )

[ ] r

o

o

or

Uz

DDz

zz⋅

−

++

+11ln1

1ln

1

D = diameter luar pipa

V = viskositas kinematik

e = hight of roughness

zo = parameter kekasaran seabed

zr = kedalaman referensi arus

Ur = kecepatan arus referensi

T = periode gelombang

Nilai dari koefisien hidrodinamika drag (CD) dan Lift (CL) dapat ditentukan dengan

melihat grafik pada Gambar 2.8 dan Gambar 2.9. sedangkan untuk nilai koefisien

inersia (CM) Mousselli menentukan kisaran nilainya antara 1,5 – 2,5.



Gambar 2.8 Grafik koefisien drag Vs Raynold number [sumber: DNV OS-F101].

Gambar 2.9 Grafik koefisien lift Vs Raynold number [sumber: DNV OS-F101].



• Gaya Seret (Drag Force)

Gaya seret terjadi karena adanya gesekan antara fluida dengan dinding pipa atau yang

dikenal sebagai skin friction dan adanya vortex yang terjadi dibelakang pipa (form

drag), sketsa terjadinya gaya friksi pada pipa dapat dilihat pada Gambar 2.10.

Gambar 2.10 Sketsa terjadinya gaya gesek pada pipa [sumber: Abidin, Zenal].

Terjadinya gaya seret sangat terpengaruh oleh kecepatan aliran, nilai dari gaya seret

dapat dirumuskan sebagai berikut:

( ))cos()cos2

1cscsDD UUUUDCF +⋅⋅+⋅⋅⋅⋅= θθρ 2.51

dimana:

FD = gaya seret

CD = koefisien seret

ρ = masa jenis fluida

D = diameter pipa

Us = kecepatan siginifikan akibat gelombang

Uc = arus laut

Ѳ = sudut datang gelombang



• Gaya Inersia

Gaya inersia menunjukan adanya gaya dari masa fluida yang dipindahkan oleh pipa,

nilainya dipengaruhi oleh percepatan partikel air. Nilai dari gaya inersia dapat

dirumuskan seperti berikut:

θπ

ρ SinAD

CF sMI ⋅⋅

⋅⋅⋅=

4 2.52

dimana:

FI = gaya inersia persatuan panjang

CM = koefisien hidrodinamik inersia

As = percepatan partikel air horizontal efektif

Gaya total hidrodinamika arah horizontal yang bekerja pada pipa merupakan

penjumlahan dari gaya seret dan gaya inersia.

⋅+= IDH FFF 2.53

Persamaan Morrison diatas menggunakan beberapa asumsi yang digunakan yaitu:

- Kecepatan dan percepatan yang digunakan harus didapat dari perhitungan dengan

menggunakan teori gelombang linier/Airy, stokes orde 5, solitary, dan sebagainya.

- Persamaan morisson menganggap bahwa struktur tidak bergetar atau berespons

dinamis akibat gelombang, oleh sebab itu kecepatan dan percepatan benda relatif

terhadap kecepatan dan percepatan partikel.

• Gaya Angkat (Lift Force)

Gaya angkat adalah gaya hidrodinamik dalam arah vertikal, gaya ini terjadi apabila

terdapat konsentrasi streamline pada pipa. Konsentrasi streamline terjadi diatas silinder

pipa yang mengakibatkan gaya angkat keatas. Jika terjadi celah sempit antara silinder

dan seabed, konsentrasi streamline dibawah silinder pipa akan mengakibatkan gaya

angkat negatif kearah bawah. Gambar 2.11 menunjukan sketsa terjadinya gaya angkat

pada pipa.



Gambar 2.11 Ilustrasi konsentrasi streamline pada pipa [sumber: Mousselli, H. A, 1981].

Besarnya gaya angkat ini dapat dirumuskan sebagai berikut:

( )2)cos2

1csLL UUDCF +⋅⋅⋅⋅⋅= θρ 2.54

dimana:

FL = gaya angkat (lift force)

CL = adalah koefisien gaya angkat

• Gaya gesek tanah pipa

Gaya horizontal yang mempengaruhi kestabilan pipa selain gaya yang diakibatkan

gelombang diatas adalah gaya gesek. Gaya gesek ini sangat dipengaruhi oleh besarnya

koefisien gesek antara permukan pipa dengan tanah, nilai dari koefisien ini bergantung

pada jenis tanah dan permukaan pipa. Gaya gesek yang bekerja pada pipa dapat

dirumuskan sebagai berikut.

NFr ⋅= µ 2.55



dimana:

Fr = gaya gesek pipa-tanah

µ = koefisien friksi pipa-tanah

N = gaya normal yang terjadi

Nilai dari koefisien gesek tegantung pada jenis tanah dasar periaran laut /seabed,

menurut DNV RP-E305 koefisien dibagi menjadi jenis tanah clay dan sand, Tabel 2.13

menunjukkan nilai koefisien untuk clay dan sand.

Tabel 2.13 Nilai Koefisien Gesek Berdasarkan Jenis Tanah [sumber: DNV RP-E305].

Jenis Tanah Koefisien Gesekan

Sand 0.7

Clay Dapat dilihat pada Gambar 2.12

Gambar 2.12 Grafik nilai koefisien gesek untuk jenis tanah clay [sumber: DNV RP-305].



2.6.3 Analisis Desain Stabilitas Pipa Bawah Laut

Desain stabilitas dari pipa merupakan interaksi yang kompleks antara pergerakan arus

air melalui pipa, baik arus yang dibangkitkan oleh gelombang maupun arus yang

dibangkitkan oleh pasut yang menimbulkan terjadinya gaya-gaya hidrodinamika pada

pipa, dan kombinasi antara total berat tenggelam pipa dengan koefisien gesek antara

permukaan pipa dengan tanah.

Analisa sederhana dari stabilitas pipa di dasar laut dapat dilakukan dengan berdasar

pada keseimbangan statis antara penerapan gaya-gaya hidrodinamika dengan kombinasi

gaya penahan tanah. Gaya penahan tanah sebenarnya merupakan gaya gesek yang

terdapat pada pertemuan permukaan pipa dengan tanah. Berikut ini adalah gaya-gaya

yang terlibat dalam stabilitas:

• Berat isi dan berat tenggelam pipa.

• Kombinasi gaya drag.

• Kombinasi gaya angkat.

• Gaya inersia.

• Gaya friksi penahan antara permukaan pipa dengan dasar laut.

Dalam DNV RP-E305 On-bootom Stability Design of Submarine Pipeline, bisa

digunakan tiga jenis metode analisis, yaitu:

• Analisis dinamik.

• Analisis kestabilan umum.

• Analisis kestabilan statis sederhana.

Pemilihan jenis analisa diatas bergantung pada derajat ketelitian dari analisis desain

yang ingin dihasilkan.

Pada Tugas Akhir ini yang digunakan metode analisis kestabilan statis sederhana,

dimana pada metode ini didasarkan pada keseimbangan statis dari gaya-gaya yang

bekerja pada pipa, namun telah dikalibrasikan dengan hasil dari analisis kestabilan

sederhana. Metode ini dapat dipakai dalam mayoritas perhitungan kestabilan, dimana

berat terendam merupakan parameter yang mejadi perhatian. Metode ini didasarkan



pada model yang disederhanakan, sehingga sebagai konsekuensinya dalam metode

dianjurkan untuk tidak melakukan modifikasi apapun tanpa pertimbangan menyeluruh

pada semua faktor, misalnya dengan melakukan pengecekan dengan satu dari metode

analisis kestabilan yang lain.

Agar pipa tetap stabil di atas seabed, kesetimbangan gaya-gaya yang harus dipenuhi

adalah sebagai berikut:

- Kestabilan arah horizontal

0sin =⋅−−+ θsrID WFFF 2.56

- Kestabilan arah vertikal

θcos⋅++ sL WFN 2.57

Kombinasi dari dua persamaan diatas adalah:

( ) θθµ sin⋅=⋅−⋅++ ssLID WcoWFFF 2.58

atau

w

LID

s FFFF

W ⋅

+⋅

⋅++=

θθµ

µ

sincos 2.59

Persamaan diatas merupakan persamaan yang dijadikan sebagai parameter kestabilan

arah horizontal pipa . Dimana Fw adalah nilai faktor kalibrasi yang besarnya ditentukan

dengan grafik pada Gambar 2.13.



Gambar 2.13 Grafik nilai faktor kalibrasi [sumber: DNV RP-305].

Sedangkan untuk parameter kestabilan arah vertikal pipa adalah:

[ ]1.1≥

+

B

BWs 2.60

bab ii teori dasar - · pdf filetugas akhir bab 2 teori dasar ... erw = electric resistance...

Documents