Submarine Pipeline Design at Tanjung Sekong Project

SUBMARINE PIPELINE DESIGN AT TANJUNG

SEKONG PROJECT

RANCANGAN JARINGAN PIPA DI DASAR LAUT PADA PROYEK

TANJUNG SEKONG

Oleh :

Mohammad Fadly

ET 112695

STAFF BIDANG ENGINEERING

PT. WIJAYA KARYA (PERSERO) Tbk.

DEPARTEMENT INDUSTRIAL PLANT

JAKARTA

2011

i

Abstrak

Sistem perpipaan bawah laut (Submarine pipeline system), merupakan salah satu

bangunan laut yang berfungsi sebagai media transportasi minyak dan gas atau fluida

lainnya dari sumur-sumur pengeboran atau dari loading arm kapal tanker ke tempat

penyimpanan atau pengolahan. Sebagai media transportasi, sistem perpipaan bawah laut

merupakan sarana yang sangat vital dalam kegiatan produksi di industri minyak dan gas.

Kerusakan ataupun kegagalan yang terjadi pada sistem perpipaan dapat menimbulkan

dampak yang serius seperti berhentinya kegiatan distribusi/transportasi, ancaman

keselamatan dan kerusakan lingkungan hidup. Oleh karena itu, dalam merancang suatu

sistem perpipaan bawah laut diperlukan analisis yang menyeluruh dari berbagai aspek.

Perhitungan tebal dinding pipa dan kestabilan bawah laut dilakukan dengan

menggunakan pengaruh parameter-parameter didalamnya. Perhitungan tebal dinding pipa

bertujuan agar mendapat tebal pipa yang aman dari pengaruh tekanan internal dan

eksternal. Analisis on-bottom stability bertujuan untuk mengetahui kestabilan pipeline

dibawah laut terhadap gaya-gaya luar yang bekerja, yaitu gaya-gaya hidrodinamika

berupa gaya angkat, gaya tahan dan gaya inersia dan mengetahui kestabilan pipeline

terhadap daya dukung tanah di dasar laut.

Kata Kunci : Submarine Pipeline System, Tebal Dinding Pipa, On-Bottom Stability

ii

DAFTAR ISI

Halaman Judul

Abstrak i

Daftar Isi ii

Daftar Gambar iv

Daftar Tabel v

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang 1

1.2 Perumusan Masalah 2

1.3 Tujuan 2

1.4 Ruang Lingkup 3

1.5 Sistematika Penulisan 3

BAB II DASAR TEORI

2.1 Umun 5

2.2 Ketebalan Pipa 5

2.2.1. Kriteria Internal Pressure Containment 6

2.2.2. Kriteria Hidrostatik Collapse 7

2.2.3. Kriteria Kombinasi Pembebanan (Local Buckling) 8

2.2.4. Kriteria Propagation Buckling 9

2.3 Analisis dan Desain On Bottom Stability 10

2.3.1. Pemilihan Metode Analisis 10

2.3.2. Analisis Kestabilan Sederhana 11

2.3.3. Berat Terendam Pipa (Submerged Weight) 14

BAB III PEMBAHASAN

3.1 Deskripsi 15

3.2 Data Desain & Parameter Pipa 16

3.2.1. Umur Desain 16

3.2.2. Data Pipa 16

3.2.3. Data Lingkungan 17

iii

3.2.4. Data Tanah 18

3.3 Perhitungan Desain Pipa 19

3.3.1. Ketebalan Pipa 19

3.3.2. On Bottom Stability 21

3.3.2.1. Analisis Kestabilan Lateral 21

3.3.2.2. Analisis Kestabilan Vertikal 22

3.4 Instalasi Submarine Pipeline 25

BAB IV KESIMPULAN & SARAN

5.1 Kesimpulan 28

5.2 Saran 29

Daftar Pustaka

Lampiran

Lampiran A - Ringkasan Hasil Perhitungan Wall Thickness

Lampiran B - Ringkasan Hasil Analisis On-Bottom Stability

Lampiran C - Perhitungan Wall Thickness Pipa 12 inch LPG liquid

Lampiran D -Analisis On – Bottom Stability Pipa 12 inch LPG liquid kondisiinstalasi

Lampiran E -Analisis On – Bottom Stability Pipa 12 inch LPG liquid kondisioperasi

iv

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Flowchart Design Engineering pipa bawah laut 5

Gambar 2.2 Diagram Bebas Pipa Pada Analisis On-Bottom Stability 12

Gambar 2.3 Cross section pipe 14

Gambar 3.1 Lokasi Tanjung Sekong 15

Gambar 3.2 Diagram Alir Perhitungan Tebal Dinding Pipa 20

Gambar 3.3 Diagram Alir Analisis Kestabilan Lateral 22

Gambar 3.4 Diagram Alir Analisis Kestabilan Vertikal 23

Gambar 3.5 S-Lay Methode 25

Gambar 3.6 J-Lay Methode 26

Gambar 3.7 Rentis Methode 27

v

DAFTAR TABEL

Tabel 3.1 Pipeline Data 16

Tabel 3.2 Coating Material 17

Tabel 3.3 Data Lingkungan 17

Tabel 3.4 Data Tanah 18

Tabel 3.5 Kebutuhan Operasi Flowline 18

Tabel 3.6 LPG Properti 19

Tabel 3.7 Kondisi Aliran LPG 19

Tabel 3.8 Ketebalan Pipa Nominal 21

Tabel 3.9 On Bottom Stability 24

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Kebutuhan pendistribusian berbagai macam fluida melalui jaringan pipa baik fluida

berupa liquid maupun vapor semakin meningkat secara signifikan. Sebagai contoh nyata

yaitu pada proyek Tanjung Sekong dimana akan dibangun terminal LPG oleh PT

WIJAYA KARYA (persero) Tbk yang terdapat pendistribusian LPG dari jetty lepas

pantai ke terminal LPG on shore melalui jaringan pipa lepas pantai.

Jaringan pipa lepas pantai yang dikonstruksi di kedalaman tertentu harus didesain

sedemikian rupa sehingga jaringan tersebut terjaga keutuhannya baik selama masa

instalasi maupun masa operasi. Selama instalasi, jaringan pipa akan mengalami variasi

tegangan tekuk (buckling) ketika diturunkan dari tongkang ke dasar laut yang disebabkan

oleh arus lateral dan berbagai kondisi dinamik. Setelah jaringan pipa selesai dikonstruksi

di dasar laut, jaringan pipa tersebut masih terbuka akan resiko-resiko kerusakan akibat

kondisi internal, yaitu kekuatan material pipa itu sendiri dan tekanan yang bekerja di

dalam pipa, serta kondisi eksternal seperti gelombang, pasang surut dan arus dilokasi,

ketidakstabilan tanah, temperatur, jangkar kapal, jaring ikan dan sebagainya.

Pada makalah ini akan dilakukan perancangan awal sistem perpipaan offshore baru

untuk mengalirkan LPG dari Jetty lepas pantai ke Terminal LPG milik PT PERTAMINA

(persero) Tbk. Perancangan awal tersebut akan mengacu pada code yang mengatur sistem

perpipaan untuk penyaluran LPG, yaitu DNV OS F101. Selain itu, perancangan ini

menggunakan code ASME B31.4 dan API yang cocok untuk sistem perpipaan offshore,

dan standard serta spesifikasi yang lain.

2

1.2. Perumusan Masalah

Perancangan awal (Front End Engineering Design) aspek mekanikal untuk system

perpipaan offshore dilakukan agar tidak terjadi kegagalan pada saat kondisi

pemasangan(instalasi), kondisi operasi, dan kondisi hidrotest. Kegagalan-kegagalan yang

dapat terjadi antara lain tegangan akibat tekanan internal dan eksternal yang melebihi

batas tegangan yang diijinkan, perpindahan pipa akibat ekspansi termal yang terlalu

besar, kegagalan akibat buckling, terjadi korosi yang menyebabkan pipa bocor, kegagalan

akibat beban dinamik, dan lain-lain. Kegagalan tersebut dapat menyebabkan distribusi

fluida terhambat atau bahkan berhenti sehingga tidak dapat melakukan proses selanjutnya

Kegagalan-kegagalan tersebut dapat dihindari, caranya adalah dengan melakukan

analisis dan perhitungan-perhitungan yang matang pada tahap perancangan sistem

perpipaan offshore terhadap berbagai aspek sesuai code dan standard yang mengatur

perancangan awal sistem perpipaan offshore tersebut. Dalam code ini ditetapkan

persyaratan-persyaratan yang dianggap perlu untuk mendapatkan hasil rancangan dan

konstruksi sistem perpipaan yang aman. Oleh karena itu, setiap tahap perancangan,

misalnya pemilihan material, penentuan dimensi, perhitungan beban dan tegangan, dan

lain-lain harus selalu mengacu pada aturan-aturan yang ditetapkan oleh code tersebut.

1.3. Tujuan

Tujuan yang ingin didapatkan dari penulisan makalah ini, yaitu:

1. Mempelajari dan memperdalam studi mengenai perancangan jaringan pipa dasar laut

yang meliputi perhitungan tebal dinding pipa dan on-bottom stability pada sistem

perpipaan bawah laut pada sistem perpipaan offshore untuk transmisi LPG yang

optimum dan mengacu pada kriteria code dan standard.

2. Memperoleh metode instalasi jaringan pipa dasar laut yang optimum.

3

1.4. Ruang Lingkup

Lingkup pembahasan dalam laporan ini berupa proses perhitungan ketebalan

pipa(wall thickness), analisis kestabilan pipa bawah laut (on-bottom stability) serta

metode instalasi yang dipilih.

Proses desain dimulai dengan persyaratan dan parameter input, antara lain berupa,

diameter pipa yang akan digunakan, kemudian memilih standard dan peraturan yang akan

digunakan, menentukan jalur yang akan dilalui oleh pipa tersebut. Dilanjutkan dengan

pemilihan grade material yang akan digunakan, baru menentukan nominal ketebalan pipa

(wall thickness) yang dihitung berdasarkan beban dan kekuatan material pipa, dan

diakhiri dengan analisis kestabilan di bawah laut.

1.5. Sistematika Penulisan

Sedangkan sistematika penulisan dari makalah ini adalah sebagai berikut :

BAB I :PENDAHULUAN

Pada bab ini akan diuraikan mengenai latar belakang, perumusan

masalah, tujuan, dan juga akan di bahas mengenai ruang lingkup, dan

sistematika penulisan laporan penelitian yang dilakukan

BAB II :DASAR TEORI

Pada bab ini berisi teori-teori yang berkaitan dengan pembahasan,

dimana teori-teori tersebut dijadikan acuan dalam melaksanakan

langkah-langkah analisa. Sehingga tujuan dari penelitian ini dapat

tercapai.

BAB III :PEMBAHASAN

Pada bab ini akan dibahas mulai dari data lapangan, yang kemudian data

rancangan apa saja diperlukan dalam melakukan perhitungan dan

4

analisis beserta pengaruh parameter-paremeter yang terjadi serta metode

instalasi yang digunakan.

BAB IV :KESIMPULAN DAN SARAN

Pada bab ini berisi kesimpulan dari hasil yang didapatkan pada

perhitungan dan analisis yang telah dilakukan, dimana untuk selanjutnya

dari kesimpulan tersebut dapat diberikan suatu saran yang dapat

bermanfaat kedepannya.

5

BAB II

DASAR TEORI

2.1. Umum

Desain engineering pipa adalah proses yang harus dijalankan secara sistematis.

Merancang pipa memiliki proses tahap demi tahap dengan mengacu pada aturan yang

berlaku yaitu standard dan kode Internasional yang kemudian dapat digunakan sebagai

wadah untuk verifikasi. Proses desain ini memiliki parameter dan data input yang cukup

kompleks seperti tergambar dalam Gambar berikut.

Gambar 2.1 Flowchart Design Engineering pipa bawah laut

5

BAB II

DASAR TEORI

2.1. Umum







5

BAB II

DASAR TEORI

2.1. Umum







6

2.2. Ketebalan Pipa

Dalam hal ini ketebalan pipa ditentukan sesuai dengan standard ( digunakan API

5L) dan akan diverifikasi menggunakan standar DNV OS F101, Submarine Pipeline

System. Perhitungan ketebalan pipa (wall thickness) ini berdasarkan pada standar DNV

OS F101,dimana ketebalan pipa yang ditentukan harus dapat memenuhi kriteria-kriteria

berikut:

Internal Pressure Containment

Hydrostatic Collapse

Combine Loading

Buckle Propagation

Dimana kriteria ketebalan yang digunakan untuk masing-masing kondisi

pembebanan adalah seperti dalam table berikut

Dimana,

t : ketebalan nominal pipa

tfab : toleransi fabrikasi

tcorr : corrosion allowance

2.2.1. Kriteria Internal Pressure Containment

Dalam konsep load dan resistance factor design (LFRD) kriteria pressure

containment dituliskan sebagai berikut,

− ≤ ( ).6

2.2. Ketebalan Pipa





berikut:



Combine Loading

Buckle Propagation



Dimana,







− ≤ ( ).6

2.2. Ketebalan Pipa





berikut:



Combine Loading

Buckle Propagation



Dimana,







− ≤ ( ).

7

= 2.− 2√3= , 1.15= . .Dimana

Pi : tekanan lokal internal untuk kondisi operasional

Pb : Tahanan terhadap tekanan internal (containment)

Pe : Tekanan luar pipa

fy : Karakteristik yield stress

fu : Karakteristik tensile stress

Ρsw: Densitas air laut

g : Percepatan gravitasi

d : Kedalaman perairan

t : Ketebalan pipa

γm: Faktor tahanan material (material resistence)

γsc: Faktor safety class

2.2.2. Kriteria Hidrostatik Collapse

Kriteria ini menunjukkan bahwa pipa akan mampu bertahan dari deformasi bentuk

pipa selama masa layannya. Kriteria ini sangat dipengaruhi oleh kapasitas plastis,

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

sebagai berikut:

( ) − ( ) . ( ) − ( ) = ( ). ( ). ( ). .= 2. .1 − ʋ( ). = . 2.

7

= 2.− 2√3= , 1.15= . .Dimana









t : Ketebalan pipa







sebagai berikut:

( ) − ( ) . ( ) − ( ) = ( ). ( ). ( ). .= 2. .1 − ʋ( ). = . 2.

7

= 2.− 2√3= , 1.15= . .Dimana









t : Ketebalan pipa







sebagai berikut:

( ) − ( ) . ( ) − ( ) = ( ). ( ). ( ). .= 2. .1 − ʋ( ). = . 2.

8

= −Dimana:

Pel : Tekanan elastis

Pp : Tekanan plastis

fo : Ovalitas

: Faktor fabrikasi (DNV OS F101 table 5-7)

Kriteria collapse mensyaratkan agar tekanan collapse dapat menahan tekanan

eksternal yang bekerja pada pipa, atau dengan kata lain nilai eksternal tidak boleh

melebihi nilai tekanan collapse (Pc), criteria collapse dapat dituliskan sebagai berikut:

− ≤ ( ).Dimana,

Pc : Tekanan collapse

Pe : Tekanan eksternal

2.2.3. Kriterian kombinasi pembebanan (local buckling)

Kriteria ini adalah menunjukkan kekuatan dari pipa baja yang akan diletakan

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

ini pipa dikenai beberapa pembebanan secara langsung yaitu kombinasi pembebanan

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

(internal over pressure). Kriteria ini dirumuskan dalam DNV OS F101 sebagai berikut:

1. Untuk kondisi tekanan internal berlebih (Pi>Pe)

. . | |. ( ) + . . ( ). ( ) + . −. ( ) ≤ 12. Untuk kondisi eksternal berlebih (Pi<Pe)

. . | ( )| + . . ′( , ) + . ( ) ≤ 18

= −Dimana:



fo : Ovalitas





− ≤ ( ).Dimana,











. . | ( )| + . . ′( , ) + . ( ) ≤ 18

= −Dimana:



fo : Ovalitas





− ≤ ( ).Dimana,











. . | ( )| + . . ′( , ) + . ( ) ≤ 1

9

Dimana,

Msd = MFγFγC + MEγE + MAγAγC

Ssd = SFγFγC + SEγE + SAγAγC

MP = fy ( D – t2 )2 t2

Sp = fy π ( D – t2 )t2= ( − )= (1 − ) + (nilai maksimum 1.20)

= 0.4 + < 15⁄(0.4 + )(60 − ⁄ ) 45⁄ 15 ≤ ≤ 60⁄0 ≥ 60⁄= ( − )2( )√3 >0 ≤

Keterangan;

Md : momen tekuk disain

Sd : gaya aksial efektif disain

Mp : statis momen

ΔPd : perbedaan tekanan disain

Sp : gaya aksial statis

Pb : burst pressure

αc : parameter flow stress

2.2.4. Kriteria 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 ). Propagating Buckling pada pipa akan terjadi jika memenuhi

syarat tekanan sebagai berikut:

Pc > Pinit > Ppr

9

Dimana,



MP = fy ( D – t2 )2 t2


= 0.4 + < 15⁄(0.4 + )(60 − ⁄ ) 45⁄ 15 ≤ ≤ 60⁄0 ≥ 60⁄= ( − )2( )√3 >0 ≤

Keterangan;



Mp : statis momen



Pb : burst pressure








Pc > Pinit > Ppr

9

Dimana,



MP = fy ( D – t2 )2 t2


= 0.4 + < 15⁄(0.4 + )(60 − ⁄ ) 45⁄ 15 ≤ ≤ 60⁄0 ≥ 60⁄= ( − )2( )√3 >0 ≤

Keterangan;



Mp : statis momen



Pb : burst pressure








Pc > Pinit > Ppr

10

Untuk memeriksa terjadinya propagation buckling digunakan persamaan,

< .= 35. .

Dimana :

Pinit : tekanan inisiasi (merupakan tekanan yang dibutuhkan untuk memulai proses

propagation buckling)

Ppr : tekanan propagasi (adalah tekanan untuk melanjutkan proses propagation

buckling)

2.3. Analisis dan Desain On Bottom Stability

Jaringan pipa bawah laut yang di letakkan pada dasar laut atau di pendam rentan

terhadap ketidakstabilan akibat adanya pengaruh beban yang ditimbulkan gelombang dan

arus. Analisis on bottom stability memiliki tiga parameter disain yaitu kestabilan lateral,

kestabilan vertikal, dan berat pipa minimum (submerged weight) dimana berat minimum

ini yang menentukan seberapa tebal selimut beton/concrete yang diperlukan.

2.3.1. Pemilihan metode analisis

Berdasarkan DNV RP E305 metode analisis dapat dilakukan dengan tiga metode

untuk memeriksa kestabilan pipa, yaitu

a) Metode analisis kestabilan dinamik

b) Metode kestabilan umum

c) Metode kestabilan sederhana

Pemilihan jenis analisis yang dipakai tergantung pada derajat ketelitian dari detail

hasil analisis desain.

Analisis dinamik melibatkan simulasi dinamik secara menyeluruh terhadap pipa di

permukaan dasar laut, meliputi permodelan soil resistence, gaya-gaya hidrodinamik,

10


< .= 35. .

Dimana :




buckling)

















10


< .= 35. .

Dimana :




buckling)

















11

boundary condition, dan respon dinamik. Analisis dinamik dapat dipakai untuk analisis

detail dari daerah-daerah kritis sepanjang jalur pipa, seperti perlintasan pipa,

penyambungan riser, dsb, dimana diperlukan detail desain dengan level tinggi diperlukan

pada respon pipa atau untuk pengkajian ulang jalur kritis yang sudah ada.

Analisi kestabilan umum didasarkan pada suatu set kurva kestabilan non–

dimensional yang telah diturunkan dari suatu deret hasil model respon dinamis. Metode

ini dapat digunakan dalam perhitungan detail desain maupun dalam perhitungan

preliminary desain. Metode analisis kestabilan umum dapat dipakai pada bagian pipa

dimana potensial pergerakan pipa dan regangan cukup penting.

Analisis kestabilan statik sederhana didasarkan pada keseimbangan menyerupai

statik dari gaya-gaya yang berkerja pada pipa, namun telah dikalibrasi dengan hasil dari

analisis kestabilan sederhana. Metode ini dapat dipakai dalam mayoritas perhitungan

kestabilan, dimana berat terendam adalah parameter perhatian satu-satunya. Metode ini

didasarkan pada model yang disederhanakan, sehingga sebagai konsekuensinya dalam

metode dianjurkan untuk tidak melakukan modifikasi apapun tanpa pertimbangan

menyeluruh dalam keseluruhan faktor, misalnya dengan melakukan pengecekan dengan

satu dari dua analisis kestabilan yang lain.

Untuk tujuan desain teknik rinci, maka Metode stabilitas sederhana akan

digunakan untuk menghitung faktor keamanan. Sebuah rinci keterangan untuk metode

perancangan diberikan dalam bagian berikut.

2.3.2. Analisis kestabilan sederhana

Metode ini didasarkan pada pendekatan stabilitas statis, yang mengikat desain statis

klasik pendekatan dengan metode stabilitas umum melalui kalibrasi dari metode klasik

dengan hasil stabilitas umum.

11

























11

























12

Gambar 2-2 Diagram Bebas Pipa Pada Analisis On Bottom Stability

Persamaan dengan parameter kestabilan lateral adalah sebagai berikut,WF − F µ = F + FDimana,

Wsub : Minimum submerge weight

Fw : Faktor kalibrasi

FL : Gaya angkat

FI : Gaya Inersia

FD : Gaya seret

µ : koefisien gesek

Gaya-gaya hidrodinamika yang bekerja pada pipa (FL, FD dan FI), yang digunakan

dalam metode stabilitas sederhana harus dievaluasi dari persamaan Morison dua dimensi

= 12 . . ( cos + )= 12 . . | cos + |( cos + )

12





FL : Gaya angkat

FI : Gaya Inersia

FD : Gaya seret




= 12 . . ( cos + )= 12 . . | cos + |( cos + )

12





FL : Gaya angkat

FI : Gaya Inersia

FD : Gaya seret




= 12 . . ( cos + )= 12 . . | cos + |( cos + )

13

= .4 . . . . sinDimana,

ρsw : kerapatan massa fluida

D : diameter luar pipa, termasuk ketebalan coating

CL : koefisien angkat

CD : koefisien seret

CI : koefisien inersia

Us : kecepatan partikel air tegak lurus terhadap pipa

Uc : kecepatan arus tegak lurus terhadap pipa

As : Percepatan partikel air

θ : Sudut phase gaya hidrodinamika dalam siklus gelombang

Persamaan dengan parameter kestabilan vertikal,W + BB ≥ 1.1Dimana,

Ws : actual pipeline submerge weight

B : berat apung

13

= .4 . . . . sinDimana,












B : berat apung

13

= .4 . . . . sinDimana,












B : berat apung

14

2.3.3. Berat terendam pipa (Submerged weight)

Gambar 2-3 Cross section pipe

Formula yang digunakan dalam menentukan berat terendam pipa/pipeline

submerged weight adalah sebagai berikut,

a) Berat baja di udara := 4 −b) Berat selimut korosi di udara := 4 ( + 2. ) −c) Berat selimut beton di udara := 4 [( + 2. + 2. ) − ( + 2. ) ]d) Berat pengisi := 4 .e) Gaya apung := 4 ( + 2. + 2. )f) Berat terendam pipa:= + + + −

14






14






15

BAB III

PEMBAHASAN

3.1. Deskripsi

Terminal LPG Pressurized Tanjung Sekong adalah terminal LPG yang akan

dibangun yang berlokasi di Serang, Propinsi Banten, Indonesia. LPG yang akan

disimpan dalam terminal ini adalah LPG jenis pressurized yang memiliki tekanan tinggi.

Terminal LPG Pressurized Tanjung di rencanakan

Memiliki kemampuan melayani bongkar muatan LPG dari tanker PERTAMINA

ukuran 3.500 s/d 25.000 DWT (Kargo 1.800 s/d 10.000 MT) ke fasilitas

penimbunan LPG.

Memiliki kemampuan back loading LPG dari Tanki LPG ke tanker ukuran 3.500

DWT (Kargo 1.800 MT).

Memiliki kemampuan distribusi penyaluran kapasitas 800 s/d 1500 MT/day untuk

pengisian LPG dari fasilitas penimbunan LPG ke mobil pengangkut LPG

Memiliki kapasitas penimbunan sebesar 10.000 MT dengan rincian sebesar 4 x 2.500

MT.

Lokasi Dermaga atau Jetty di rancang pada kedalaman atau draft sedalam - 16 mtr

LWS (Low Water Spring) berada pada jarak ± 800 dari daratan

Gambar 3-1. Lokasi Tanjung Sekong

15

BAB III

PEMBAHASAN

3.1. Deskripsi







penimbunan LPG.






MT.




15

BAB III

PEMBAHASAN

3.1. Deskripsi







penimbunan LPG.






MT.




16

Secara umum, pekerjaan submarine pipeline di proyek ini meliputi :

a. Pipeline penyaluran LPG liquid.

b. Pipeline penyaluran LPG vapour.

c. Pipeline penyaluran fire fighting

Perancangan jaringan pipa dasar laut sepanjang kurang lebih 800m. Dimensi pipa

dalam penyaluran ini telah ditentukan yaitu untuk penyaluran LPG liquid mengunakan

pipa berukuran 12”, pipa penyaluran firefighting menggunakan pipa berukuran 8” dan

penyaluran LPG vapour menggunakan pipa 6”.

3.2. Data Desain & Parameter Pipa

3.2.1. Umur Desain

Dalam desain pipa ini ditetapkan umur desainnya selama 20 tahun, dan

diasumsikan corrosion rate sebesar 0.15 cm/tahun sehingga corrosion allowancenya

bernilai 3 mm.

3.2.2. Data Pipa

Material pipa yang digunakan pada pipeline adalah API 5L. Seluruh pipa termasuk

dalam jenis pipa carbon steel yang mengikuti standar API 5L dengan tipe ERW. Untuk

pipa LPG liquid dan pipa firewater memakai pipa API 5L Gr. X52 dengan schedule STD.

Sedangkan pipa LPG vapour memakai pipa API 5L Gr. X42 dengan schedule STD.

Table 3-1 Pipeline Data

Parameter Unit Nilai

Diameter Pipa NPS 6” 8” dan 12”

Aktual Diameter Pipa inch 6.625 8.625 dan 12.75

Material Pipa API Gr.X42 API X52

SMYS psi 42000 (289 MPa) 52000 (358MPa)

SMTS psi 60000 (413 MPa) 66000 (455 MPa)

Jenis Pipa ERW

16










3.2.1. Umur Desain



bernilai 3 mm.

3.2.2. Data Pipa










SMYS psi 42000 (289 MPa) 52000 (358MPa)

SMTS psi 60000 (413 MPa) 66000 (455 MPa)

Jenis Pipa ERW

16










3.2.1. Umur Desain



bernilai 3 mm.

3.2.2. Data Pipa










SMYS psi 42000 (289 MPa) 52000 (358MPa)

SMTS psi 60000 (413 MPa) 66000 (455 MPa)

Jenis Pipa ERW

17

Modulus Elastisitas psi 29.6x106

Poisson Ratio 0.3

Tekanan disain barg 18

Temperatur disain oC 50

Pelapisan pipeline umumnya digunakan untuk menghindari korosi dan sebagai

penyekat panas (insulasi termal). Disamping itu , material pelapis juga berfungsi untuk

menjaga kestabilan pipeline dibawah laut, yang dalam hal ini umumnya pipeline dilapisi

dengan pelapis concrete. Sifat pelapis ditunjukkan pada table berikut,

Tabel 3.2 Coating Material

Coating Material Densitas (lb/ft) Tebal

Internal coating FBE 150 micron

Eksternal coating 3LPE+primer 90 3.1 mm

Concrete concrete 190.031

3.2.3. Data Lingkungan

Data lingkungan untuk perhitungan ini diambil dari dokumen disain basis.

Table 3-3 Data Lingkungan


Kedalaman maximum m 8

Pasang tunggang m 0.98

Muka air tertinggi m 3.07

Tinggi gelombang maximum m 1.6

Suhu udara (min/max) oC 24.1/33.2

17


Poisson Ratio 0.3





















17


Poisson Ratio 0.3





















18

Kecepatan. Arus max m/s 0.47

Peak Periode s 4.094

Tekanan udara rata-rata mb 1010.6-1012.2

3.2.4. Data Tanah

Data tanah yang akan digunakan pada analisis instalasi adalah sebagai berikut.

Table 3-4 Data Tanah

Description Unit Value

Soil Type - Clay

Koefisien Gesek Tanah - 0.3

3.2.5. Data Desain & Operasional

Aspek yang sangat penting dalam merancang ataupun menganalisis suatu pipeline

adalah parameter operasi berupa tekananan dan temperatur. Data tekanan dan temperatur

pipeline ditunjukkan pada table 3-5 di bawah ini.

Table 3-5 Kebutuhan Operasi Flowline

Kebutuhan Reference

Design Life 20 th

Design Pressure 18 Kg/Cm2

Operating Pressure 7 – 14 kg/cm2

Design Temperature 50 oC

Operating Temperature 0- 38 oC

18




3.2.4. Data Tanah




Soil Type - Clay







Kebutuhan Reference

Design Life 20 th





18




3.2.4. Data Tanah




Soil Type - Clay







Kebutuhan Reference

Design Life 20 th





19

LPG yang ada di Terminal LPG Pressurized Tanjung Sekong ini adalah LPG Mix

dengan komposisi Propane : Butane = 50 : 50.

Physical properties dari LPG Mix adalah :

Tabel 3-6 LPG Properti

Besaran Satuan Nilai

Density @ 15 oC kg/m3 535.33

Vapor Pressure @ 15 oC kg/cm2 5.2846

Viscosity @ 15 oC cP 0.1412

Kondisi-kondisi Aliran Masuk ke Tanki timbun Elpiji/Spherical dalam kondisi semi

refrigerated atau pressurized

Tabel 3-7 Kondisi Aliran LPG

Besaran Normal

Laju aliran

(bpd)Kepadatan

(Ib/ft3)33.8 - 34.3

Berat jenis 0.50 - 0.56

Tekanan

(psig)150

Temperatur

(°F )120

3.3. Perhitungan Desain Pipa

3.3.1. Ketebalan Pipa

Pipeline akan mempergunakan diameter 12”, 8”,dan 6” yang masing-masing

digunakan sebagai penyaluran LPG liquid, firewater, dan LPG vapour. Hasil ini

19












Besaran Normal

Laju aliran

(bpd)Kepadatan

(Ib/ft3)33.8 - 34.3


Tekanan

(psig)150

Temperatur

(°F )120





19












Besaran Normal

Laju aliran

(bpd)Kepadatan

(Ib/ft3)33.8 - 34.3


Tekanan

(psig)150

Temperatur

(°F )120





20

merupakan perhitungan pressure drop yang didapat dari process engineer. Dengan

memperoleh dimensi pipa ini maka dapat memulai perhitungan desain ketebalan pipa

Dalam mendesain ketebalan pipa digunakan standard DNV OS F101 (Submarine

Pipeline system) dengan membandingkan dengan standard ASME B31.4 (Pipeline

Transportation System for Liquid Hidrocarbon and Other Liquids,1999). Adapun

prosedur desain untuk perhitungan pipa ditunjukkan oleh flowchart berikut ini.

Gambar 3-2 Diagram Alir Perhitungan Tebal Dinding Pipa

Dengan input data yang ada pada bagian 3.2 maka akan dihitung ketebalan pipa

akibat pressure containment, system collapse, kombinasi pembebanan dan propagation

buckling. Dari perhitungan didapat bahwa ketebalan pipa nominal yang dibutuhkan

adalah

20











adalah

20











adalah

21

Tabel 3.8 Ketebalan Pipa Nominal

Ketebalan nominal pipa ini dinyatakan aman karena telah memenuhi kriteria-

kriteria yaitu pressure containment, system collapse, kombinasi pembebanan dan

propagation buckling yang tercantum dalam DNV OS F101 Submarine Pipeline System

3.3.2. On Bottom Stability

3.3.2.1. Analisis Kestabilan Lateral

Kesabilan lateral mengacu kepada kestabilan horizontal pipeline diatas dasar laut

terhadap berat pipeline dan beban lingkungan. Untuk itu pipeline yang terkubur didasar

laut, pipeline tersebut tidak akan menerima beban lingkungan seperti ombak dan arus

selama beroperasi. Sebaliknya, pipeline yang berada diatas dasar laut akan menerima

beban lingkungan tersebut. Kestabilan lateral pipeline dianalisis untuk bagian pipa yang

berada diatas dasar laut.

Untuk mengetahui kestabilan lateral pipeline di dasar laut, metode yang digunakan

yaitu analisis kestabilan sederhana DNV RP E305. Dalam analisis ini, parameter-

paremeter yang diperhitungkan meliputi parameter akibat beban lingkungan (seperti

ombak dan arus) dan kondisi geoteknik (sifat-sifat tanah). Alur berfikir untuk

menganalisis kestabilan lateral disistimasikan kedalam diagram alir analisis, seperti

ditunjukkan pada Gambar 3.3

OD

(in) Material

Kedalaman(1)

(m)

CA

(mm)

tfab(2)

(mm)

Tekanandisain

(MPa)

Tekananeksternal

(MPa)

Max. BendingMomentDisain (4)

(kN.m)

NominalWT API 5L

(3)

Max. Min. Max. Min. (mm)

6.63API X42

PSL28 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -28.4 7.1

8.63API X52

PSL2

8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -71.5 8.2

12.75 8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -208.2 9.5

21



















OD

(in) Material

Kedalaman(1)

(m)

CA

(mm)

tfab(2)

(mm)

Tekanandisain

(MPa)

Tekananeksternal

(MPa)


(kN.m)

NominalWT API 5L

(3)


6.63API X42

PSL28 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -28.4 7.1

8.63API X52

PSL2

8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -71.5 8.2

12.75 8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -208.2 9.5

21



















OD

(in) Material

Kedalaman(1)

(m)

CA

(mm)

tfab(2)

(mm)

Tekanandisain

(MPa)

Tekananeksternal

(MPa)


(kN.m)

NominalWT API 5L

(3)


6.63API X42

PSL28 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -28.4 7.1

8.63API X52

PSL2

8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -71.5 8.2

12.75 8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -208.2 9.5

22

Gambar 3-3 Diagram Alir Analisis Kestabilan Lateral

3.3.2.2. Analisis Kestabilan Vertikal

Suatu sistem perpipaan bawah laut dikatakan stabil dalam arah vertikal jika:

Total gaya apung (buoyancy) pipeline ditambah gaya angkat (lift force) lebih besar

dari total berat pipeline ditambah dengan berat komponen.

Berat total pipa dibawah permukaan air lebih besar dari kapasitas daya dukung tanah,

dimana pipeline akan terbenam kedalam tanah sampai mencapai kedalaman

setimbangnya.

Dari pernyataan diatas dapat ditarik kesimpulan yaitu dalam analisis kestabilan

vertikal dilakukan analisis untuk mengetahui berat minimum dan berat maksimum

pipeline. Berat minimum pipeline diperlukan untuk mendapatkan kestabilan dalam arah

vertikal terhadap gaya apung (buonyancy) dan gaya angkat (lift force). Sedangkan berat

22








setimbangnya.





22








setimbangnya.





23

maksimum pipeline, diperlukan untuk mengetahui kemampuan daya dukung tanah

terhadap berat pipeline dibawah permukaan air ketika pipeline berada diatas tanah.

Seluruh perhitungan berat pipeline minimum dan maksimum dilakukan baik pada kondisi

instalasi maupun operasi. Perhitungan dari semua kondisi ini memberikan hasil yang

menyeluruh untuk diinterpretasikan satu sama lainnya.

Sebelum melakukan analisis kestabilan vertikal pipeline, terlebih dahulu dibuat

diagram alir analisis seperti ditunjukkan pada Gambar 3.4

Gambar 3-4 Diagram Alir Analisis Kestabilan Vertikal

Dari gambar 3.7 terlihat bahwa analisis lateral dan vertikal merupakan analisis yang

terintegrasi, dimana hasil analisis kestabilan lateral, yang dalam hal ini berupa penentuan

ketebalan concrete, menjadi parameter yang akan dihitung pada kestabilan vertikal.

Berikut adalah hasil perhitungan On-Bottom Stability menurut data dan prosedur diatas.

23













23













24

Tabel 3-9 On Bottom Stability

Kondisi

Pembebanan

OD

(in)

Kedalaman

(m)

Tebal

minimum

concrete

(mm)

Min.

Submerged

weight

(kgf/m)

Actual

Submergerd

weight

(kgf/m)

Faktor

KeamananStabilitas

Instalasi

6.625 8 16.7 14.779 14.856 1.428 OK

8.625 8 20.4 21.575 21.535 1.379 OK

12.75 8 31.5 40.036 40.1 1.323 OK

Operasi

6.625 8 6.4 12.651 12.713 1.451 OK

8.625 8 7 18.288 18.4 1.4 OK

12.75 8 11.7 33.715 33.843 1.337 OK

Analisa On-Bottom Stability ini sangat penting dilakukan melihat kestabilan pipa di

bawah laut, apakah beratnya cukup untuk di lay (diletakkan) di bawah laut ataukah akan

mengapung karena beratnya sendiri di bawah laut kurang terhadap buoyancy dan gaya

luar. Bila Requirement Weight melebihi Submerged Weight maka perlu ditambahkan

concrete coating (selimut beton), untuk pertama kali bila kita menghitung On-Bottom

Stability ketebalan concrete coating kita kosongkan (nilai 0) agar dapat diketahui apakah

dengan berat keseluruhan itu telah stabil dapat tenggelam dan lay di dasar laut. Bila tidak

maka harus dicoba-coba untuk menambahkan nilai concrete coating secara gradual

hingga submerged weight dapat memenuhi kriteria syarat weight (lebih besar submerged

weight).

24


Kondisi

Pembebanan

OD

(in)

Kedalaman

(m)

Tebal

minimum

concrete

(mm)

Min.

Submerged

weight

(kgf/m)

Actual

Submergerd

weight

(kgf/m)

Faktor

KeamananStabilitas

Instalasi

6.625 8 16.7 14.779 14.856 1.428 OK

8.625 8 20.4 21.575 21.535 1.379 OK

12.75 8 31.5 40.036 40.1 1.323 OK

Operasi

6.625 8 6.4 12.651 12.713 1.451 OK

8.625 8 7 18.288 18.4 1.4 OK

12.75 8 11.7 33.715 33.843 1.337 OK










weight).

24


Kondisi

Pembebanan

OD

(in)

Kedalaman

(m)

Tebal

minimum

concrete

(mm)

Min.

Submerged

weight

(kgf/m)

Actual

Submergerd

weight

(kgf/m)

Faktor

KeamananStabilitas

Instalasi

6.625 8 16.7 14.779 14.856 1.428 OK

8.625 8 20.4 21.575 21.535 1.379 OK

12.75 8 31.5 40.036 40.1 1.323 OK

Operasi

6.625 8 6.4 12.651 12.713 1.451 OK

8.625 8 7 18.288 18.4 1.4 OK

12.75 8 11.7 33.715 33.843 1.337 OK










weight).

25

3.4. INSTALASI SUBMARINE PIPELINE

Methode instalasi submarine pipeline yang umum ada 4, yaitu:

S-Lay methode (laut dangkal sampai dalam)

J-Lay methode (Laut cukup dalam sampai dalam)

Reel Lay (Laut cukup dalam sampai dalam)

Renthis (Laut dangkal dekat pantai)

S-Lay Method

Pada metode ini, pipa yang tersambung di lewatkan support roller dan stringer

sebelum masuk ke air. Sebelum pipa menyentuh air pipa membentuk overbend dan

sagbend. Konsep S-Lay tersaji pada gambar berikut

Gambar 3.5 S-Lay Method

25







S-Lay Method





25







S-Lay Method





26

J-Lay Method

Pada metode ini, pipa di las secara vertical atau hampir vertical dan kemudian

diturunkan ke dasar laut. Metode ini digunakan pada laut dalam menghasilkan stress

yang lebih kecil daripada metode S-Lay. Hal ini karena pada metode J-Lay, hanya

terbentuk satu radius bend. Secara skematis metode J-Lay ditunjukan oleh gambar

berikut:

Gambar 3.6 J-Lay Method

26

J-Lay Method





berikut:


26

J-Lay Method





berikut:


27

Rentis Method

Pada metode ini, pipa di sambung di darat, kemudian sambungan pipeline ditarik ke

laut menggunakan winch atau kapal. Biasanya pada metode rentis, pada punggung pipa

dipasang floating drum agar pipa mengapung dan tidak bergesekan dengan sea-bed.

Gambar 3.7 Rentis Method

Dari berbagai metode instalasi untuk submarine pipeline, metode yang digunakan adalah

metode S-Lay. Hal ini dipilih berdasarkan beberapa pertimbangan yaitu

Kedalaman laut termasuk dalam kategori LWS (Low water Spring) yaitu ± 8sehingga tidak menggunakan metode J-Lay yang cocok untuk laut dalam

Dari data survey lapangan, kecepatan angin,arus dan tinggi gelombang yang

besar sehingga untuk mengurangi resiko tidak dipilih metode rentis dimana

metode instalasi ini menarik dan mengapungkan pipa yang kemungkinan resiko

menimbulkan propagation buckling cukup tinggi.

27

Rentis Method












27

Rentis Method












28

BAB IV

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. Kesimpulan & Saran

Dari analisis yang dilakukan pada bab sebelumnya dapat ditarik beberapa kesimpulan

Tebal pipa yang optimum untuk studi kasus yang dipilih adalah

Ketebalan dinding pipa dirancang dengan memenuhi kriteria-kriteria yaitu kriteria

internal containment pressure, kriteria hydrostatic collapse, kriteria combine

loading, dan kriteria propagation buckling.

Tebal concrete minimum yang dibutuhkan untuk studi kasus yang dipilih menurut

DNV RP E305 adalah

OD

(in) Material

Kedalaman(1)

(m)

CA

(mm)

tfab(2)

(mm)

Tekanandisain

(MPa)

Tekananeksternal

(MPa)


(kN.m)

NominalWT API 5L

(3)


6.63API X42

PSL28 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -28.4 7.1

8.63API X52

PSL2

8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -71.5 8.2

12.75 8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -208.2 9.5

Kondisi

Pembebanan

OD

(in)

Kedalaman

(m)

Tebal

minimum

concrete

(mm)

Min.

Submerged

weight

(kgf/m)

Actual

Submergerd

weight

(kgf/m)

Faktor

KeamananStabilitas

Instalasi

6.625 8 16.7 14.779 14.856 1.428 OK

8.625 8 20.4 21.575 21.535 1.379 OK

12.75 8 31.5 40.036 40.1 1.323 OK

Operasi

6.625 8 6.4 12.651 12.713 1.451 OK

8.625 8 7 18.288 18.4 1.4 OK

12.75 8 11.7 33.715 33.843 1.337 OK

28

BAB IV









DNV RP E305 adalah

OD

(in) Material

Kedalaman(1)

(m)

CA

(mm)

tfab(2)

(mm)

Tekanandisain

(MPa)

Tekananeksternal

(MPa)


(kN.m)

NominalWT API 5L

(3)


6.63API X42

PSL28 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -28.4 7.1

8.63API X52

PSL2

8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -71.5 8.2

12.75 8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -208.2 9.5

Kondisi

Pembebanan

OD

(in)

Kedalaman

(m)

Tebal

minimum

concrete

(mm)

Min.

Submerged

weight

(kgf/m)

Actual

Submergerd

weight

(kgf/m)

Faktor

KeamananStabilitas

Instalasi

6.625 8 16.7 14.779 14.856 1.428 OK

8.625 8 20.4 21.575 21.535 1.379 OK

12.75 8 31.5 40.036 40.1 1.323 OK

Operasi

6.625 8 6.4 12.651 12.713 1.451 OK

8.625 8 7 18.288 18.4 1.4 OK

12.75 8 11.7 33.715 33.843 1.337 OK

28

BAB IV









DNV RP E305 adalah

OD

(in) Material

Kedalaman(1)

(m)

CA

(mm)

tfab(2)

(mm)

Tekanandisain

(MPa)

Tekananeksternal

(MPa)


(kN.m)

NominalWT API 5L

(3)


6.63API X42

PSL28 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -28.4 7.1

8.63API X52

PSL2

8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -71.5 8.2

12.75 8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -208.2 9.5

Kondisi

Pembebanan

OD

(in)

Kedalaman

(m)

Tebal

minimum

concrete

(mm)

Min.

Submerged

weight

(kgf/m)

Actual

Submergerd

weight

(kgf/m)

Faktor

KeamananStabilitas

Instalasi

6.625 8 16.7 14.779 14.856 1.428 OK

8.625 8 20.4 21.575 21.535 1.379 OK

12.75 8 31.5 40.036 40.1 1.323 OK

Operasi

6.625 8 6.4 12.651 12.713 1.451 OK

8.625 8 7 18.288 18.4 1.4 OK

12.75 8 11.7 33.715 33.843 1.337 OK

29

Metode Instalasi dipilih berdasarkan kondisi lapangan dengan melakukan survey

terlebih dahulu, metode yang dipilih yaitu Metode S-Lay karena pipeline dirancang

pada kedalaman kurang lebih 8m (LWS).

5.2. Saran

Adapun saran yang dapat digunakan untuk mengembangkan dan memperbaiki hasil

perhitungan sehingga desain bisa dipakai untuk referensi untuk dikonstruksi yaitu

diperlukannya penggunaan perangkat lunak untuk OFFPIPE simulasi instalasi dan AWTI

( Above Water Tie In) sehingga dapat memaksimalkan hasil parameter desain pipa.

29




5.2. Saran





29




5.2. Saran





DAFTAR PUSTAKA

DNV OS F101 Submarine Pipeline System

DNV RP E305 On Bottom Stability of Submarine Pipeline

ASME B31.4 Pipeline Transportation System for Liquid Hydrocarbons and Other

Liquid

TSG-GD-90-001-A4, Basis of Design Submarine Pipeline

API 5L Specification for Pipeline

CALCULATION

Nomor DokumenWALL THICKNESS

(SUBMARINE)

Rev. : 1

TSG-CAL-40-002-A4Nomor Halaman

Lampiran A

LAMPIRAN - ARingkasan Hasil Perhitungan Wall Thickness

Bagian MaterialOD(in)

Kedalaman(1)

(m)CA

(mm)tfab

(2)

(mm)Tekanan

disain(MPa)

Tekananeksternal

(MPa)

Max.BendingMomentDisain

(4)

(kN.m)

NominalWT API

5L (3)Verifikasi (5)

Max. Min. Max. Min. (mm) PressureContainment

SystemCollapse

KombinasiPembebanan

Propagatingbuckling

Pipeline

API X42PSL2 6.63 8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -28.4 7.1 OK OK OK OK

API X52PSL2

8.63 8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -71.5 8.2 OK OK OK OK12.75 8 0 3 0.7 1.765 0.169 0 -208.2 9.5 OK OK OK OK

Catatan:

1 Kedalam maximum diambil dari bathimetry terdalam yang tertera pada Gambar Aligmentsheet dan kedalaman minimum 0 meter.

2 Toleransi wall thickness dari farikasi pipa diambil dari Table 7-18 DNV OS F101.

3 Nilai nominal wall thickness diambil dari standard API 5L Table E-6B.

4 Maksimum bending momen adalah bending momen maksimum yang digunakan untuk mengakomodasi bending pada saat kondisi instalasi, didapat dari analisis

instalasi untuk kedalaman 8m-3m.

5 Verifikasi dilakukan terhadap Nominal wall thickness yang ditentukan, dilakukan verifikasi terhadap kritria yang tercantum dalam DNV OS F101.

KALKULASI

Nomor DokumenON-BOTTOM STABILITY

Rev. : 0

TSG-CAL-40-001-A4Nomor Halaman

LAMPIRAN - BRingkasan Hasil Analisis On-Bottom Stability

Kondisi

Pembebanan

OD

(in)

Kedalaman

(m)

Tebal

concrete

(mm)

Min.

Submerged

weight (kgf/m)

Actual

Submergerd

weight (kgf/m)

Faktor

KeamananStabilitas

Instalasi

6.625 8 16.7 14.779 14.856 1.428 OK

8.625 8 20.4 21.575 21.535 1.379 OK

12.75 8 31.5 40.036 40.1 1.323 OK

Operasi

6.625 8 6.4 12.651 12.713 1.451 OK

8.625 8 7 18.288 18.4 1.4 OK

12.75 8 11.7 33.715 33.843 1.337 OK

PIPELINE KALKULASI

SUBMARINE WALL THICKNESS

No. Dokumen: TGS-CAL-40-002-A4 Dibuat oleh: FDY

Project : LPG Pressurized Tanjung Sekong, Banten. Diperiksa oleh: TOP

Rev : 02 Disetujui oleh: APM

1.0 PENDAHULUAN

Kalkulasi ini adalah untuk menghitung ketebalan pipa (pipe wall thickness) submarine pipeline diameter NPS 12"untuk project LPG Pressurized Tanjung Sekong, Banten, berdasarkan ASME B31.4 dan DNV OS F101.

2.0 REFERENSIDokumen referensi yang digunakan adalah:

Specification for Line Pipe, API 5L, 20041.ASME 31.4, Transportation Systems for Liquid Hydrocarbonand Other Liquid2.DNV OS F 101, "Submarine Pipeline System"3.TSG-GD-90-001-A4, Basis of Design Submarine Pipeline4.

3.0 DATA PARAMETER DISAIN

Limit State Category 1 FLS= Fatigue Limit State

2 ULS= Ultimate Limit State

Safety Class Design SCD "Normal"=

Fabrikasi pipa Pf "ERW"=

Data pipa:

Diameter luar pipa OD 12.75in:= OD 323.85 mm⋅=

Tebal lapisan anti korosi luar tcoat 3.1mm:=

Tebal Lapisan Beton tcon 0in:=

Corrosion Allowance tcorr 3mm:=

Thermal Insulation Thickness ttherm 0in:=

Poisson Ratio ν 0.3:=

Diameter dalam pipa Di OD 2ts−:= Di 12.002 in⋅=

Diameter Luar total pipa Dtot OD 2 tcoat tcon+ ttherm+( )⋅+:= Dtot 12.994 in⋅=

Wall Thickness Verification 1 of 14

Input Factor

Faktor kekuatan Material (α U)

Normally = 1; Supplementary Req. αu = 2;

su 1:=

αU 0.96 su 1=if

1 otherwise

:=αU 0.96=

Maximum Faktor Fabrikasi (α fab )

Proses manufaktur pipa 1. Seamless 2. UO /TRB / ERW 3. UOE

fm 2:=

αfab 1 fm 1=if

0.93 fm 2=if

0.85 otherwise

:= αfab 0.93=

Faktor Material Resistance (γ m)

FLS = 1; SLS/ULS/ALS = 2 LSC 2:=

γm 1 LSC 1=if

1.15 otherwise

:= γm 1.15=

Factor Tekanan Disain γp 1.05:=

Faktor Resistance Strain γe 2.5:= (Normal safety class)

Disain Temperatur Top 50C:=

Ambient Temperatur Tamb 25C:=

Klasifikasi berdasarkan isi/content dari pipa

cf "B":= Tipe mudah terbakar dan atau bersifat racun dimana bersifat cair pada suhulingkungan dan tekanan atmosfer. Sebagai contoh adalah produk-produk dariminyak bumi, contohnya adalah metanol.

Klas berdasarkan lokasi

cl 2:= Bagian dari pipeline/riser dekat dengan platform dimana banyak aktifitasmanusia. Penentuan lokasi kelas 2 harus berdasarkan resiko analysis yangtepat.

Safety Class

sc "Normal":=

Faktor Safety Class Resistance γsc1 1.046 sc "Rendah"=if

1.138 sc "Normal"=if

1.308 otherwise

:=γsc1 1.138=

Pressure Containtment-->

γsc2 1.04 sc "Rendah"=if

1.14 sc "Normal"=if

1.26 otherwise

:= γsc2 1.14=Lain-->


Material pipa (API 5L X52)

Specified Minimum Yield Stress SMYS 52000psi:=

Specified Mnimum Tensile Stress SMTS 66000psi:=

DSS = Duplex Stainless SteelC-Mn = Carbon ManganeseC-Mn conform to PSL 2

Derating value due to the Temperature of the Yield Stress (50C, CMn material) fytemp 0MPa:=

Derating value due to the Temperature of the Tensile Stress (50C, CMn material) futemp 0MPa:=

Modulus of Elasticity (Modulus Young) E 29.6 106psi⋅:=

E 204084.82 MPa⋅= Characteristic Material Properties

Characteristic Yield Stress fy SMYS fytemp−( ) αU⋅:= fy 49920 psi⋅=

Characteristic Tensile Stress fu SMTS futemp−( ) αU⋅:= fu 63360 psi⋅=

Densitas

Densitas isi/konten ρcont1 0kg m 3−⋅:= (Kondisi Istalasi)

ρcont2 1025kg m 3−⋅:= (Kondisi hydrotest)

ρcont3 535.33kg m 3−⋅:= (Kondisi Operasional)

Densitas Air laut ρsw 1025kg m 3−⋅:=


Toleransi Untuk Diameter dan Ovalitas

Diameter Pipe Body Maximum

SMLS = 1Welded = 2

dpb 2:= OD 323.85 mm⋅=

Dbodmax 0.75% OD⋅( ) dpb 1= OD 60.3mm<∧if

0.75% OD⋅( ) dpb 2= OD 60.3mm<∧if

0.75% OD⋅( ) dpb 1= 60.3mm OD≤ 610mm≤∧if

0.75% OD⋅( ) dpb 2= 60.3mm OD≤ 610mm≤∧if

1% OD⋅( ) dpb 1= 610mm OD< 1422mm≤∧if

0.5% OD⋅( ) dpb 2= 610mm OD< 1422mm≤∧if

:=

Dbodmax 2.429 mm⋅=

Dbodmax max Dbodmax 0.5mm, ( ):=

maxbod 3.2mm( ) 60.3mm OD≤ 610mm≤if

4mm( ) 610mm OD< 1422mm≤if

:=

Dbodmax min Dbodmax maxbod, ( ):= max 3.2mm for 60.3mm<OD<610mmmax 4mm for 610mm<OD<1422mm

Dbodmax 2.429 mm⋅=

Diameter Pipe Body Mimimum

SMLS = 1Welded = 2

dpb 2:= OD 323.85 mm⋅=

Dbodmin 0.75− % OD⋅( ) dpb 1= OD 60.3mm<∧if

0.75− % OD⋅( ) dpb 2= OD 60.3mm<∧if

0.75− % OD⋅( ) dpb 1= 60.3mm OD≤ 610mm≤∧if

0.75− % OD⋅( ) dpb 2= 60.3mm OD≤ 610mm≤∧if

1− % OD⋅( ) dpb 1= 610mm OD< 1422mm≤∧if

0.5− % OD⋅( ) dpb 2= 610mm OD< 1422mm≤∧if

:=

Dbodmin 2.429− mm⋅=

Dbodmin min Dbodmax 0.5− mm, ( ):=

minbod 3.2− mm( ) 60.3mm OD≤ 610mm≤if

4− mm( ) 610mm OD< 1422mm≤if

:=

Dbodmin min Dbodmin minbod, ( ):= min -3.2mm for 60.3mm<OD<610mmmin -4mm for 610mm<OD<1422mm

Dbodmin 3.2− mm⋅=


Diameter Pipe End Maximum

SMLS = 1Welded = 2

dpe 2:=

Dendmax 0.5% OD⋅( ) dpe 1= OD 60.3mm<∧if

0.5% OD⋅( ) dpe 2= OD 60.3mm<∧if

0.5% OD⋅( ) dpe 1= 60.3mm OD≤ 610mm≤∧if

0.5% OD⋅( ) dpe 2= 60.3mm OD≤ 610mm≤∧if

2mm( ) dpe 1= 610mm OD< 1422mm≤∧if

1.6mm( ) dpe 2= 610mm OD< 1422mm≤∧if

:=

Dendmax 1.619 mm⋅=

Dendmax max Dendmax 0.5mm, ( ):=

maxend 1.6mm( ) OD 60.3mm< 60.3mm OD≤ 610mm≤∨if

Dendmax otherwise

:=

Dendmax min Dendmax maxend, ( ):=

Dendmax 1.6 mm⋅=

Diameter Pipe End Minimum

SMLS = 1Welded = 2

dpe 2:=

Dendmin 0.5− % OD⋅( ) dpe 1= OD 60.3mm<∧if

0.5− % OD⋅( ) dpe 2= OD 60.3mm<∧if

0.5− % OD⋅( ) dpe 1= 60.3mm OD≤ 610mm≤∧if

0.5− % OD⋅( ) dpe 2= 60.3mm OD≤ 610mm≤∧if

2− mm( ) dpe 1= 610mm OD< 1422mm≤∧if

1.6− mm( ) dpe 2= 610mm OD< 1422mm≤∧if

:=

Dendmin 1.619− mm⋅=

Dendmin min Dendmin 0.5− mm, ( ):=

minend 1.6− mm( ) OD 60.3mm< 60.3mm OD≤ 610mm≤∨if

Dendmin otherwise

:=

Dendmin min Dendmin minend, ( ):=

Dendmin 1.619− mm⋅=

Diameter Maksimum Dmax OD max Dendmax Dbodmax, ( )+:= Dmax 12.846 in⋅=

Diameter Minimum Dmin OD min Dendmin Dbodmin, ( )+:= Dmin 12.624 in⋅=

Toleransi Fabrikasi tfab 1.19mm:=


Current and Wave Data

Tinggi Gelombang maksimum Hm 1.6m:= Dari data pengukuran di pelabuhan merak

Kedalaman maksimum perairan d 8m:= d 26.247 ft⋅=

Highest Astronomical Tide (HAT) HAT 98cm:=

Kedalaman Air referensidmax d HAT+

Hm2

+:= dmax 9.78 m⋅=

Pressure Data

Tekanan DisainPd 18kg cm 2−

⋅ g⋅:= Pd 1.765 MPa⋅=

Tekanan Insidental Pinc γp Pd⋅:= Pinc 1.853 MPa⋅=

Tekanan Lokal pada pipa

1. Tekanan Disain Pldi Pd ρcont1 g⋅ dmax( )⋅⎡⎣ ⎤⎦+:= Pldi 1.765 MPa⋅= (kondisi instalasi)

Pldo Pd ρcont3 g⋅ dmax( )⋅⎡⎣ ⎤⎦+:= Pldo 1.817 MPa⋅= (Kondisi Operasional)

2. Tekanan Insidental Plii Pinc ρcont1 g⋅ dmax( )⋅⎡⎣ ⎤⎦+:= Plii 1.853 MPa⋅= (kondisi instalasi)

Plio Pinc ρcont3 g⋅ dmax( )⋅⎡⎣ ⎤⎦+:= Plio 1.905 MPa⋅= (Kondisi Operasional)

3. Tekanan Hidrotest Plt 1.05Pinc ρcont2 g⋅ dmax( )⋅⎡⎣ ⎤⎦+:= Plt 2.044 MPa⋅= (Kondisi Hidrotest)

Pemax ρsw g⋅ dmax( )⋅:= Pemax 14.258 psi⋅= Pemax 0.098 MPa⋅=Tekanan Ekternal (hidrostatic)

4.0 KALKULASI

4.1 Kriteria Pressure Containment (Akibat tekanan internal/disain pipa)

Pipa harus memenuhi keriteria berikut ini:

dimana : Pb= tekanan akibat adanya tekanan internal Pl = tekanan lokal

Pbγsc1 γm⋅

Pl≥

Kondisi Mill Pressure (Hydrotest)

Minimum of Yield Stress & Tensile Stress fcb1 min fyfu

1.15,

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

:= fcb1 344.186 MPa⋅=

Yielding Limit Stress Pby12 t1⋅

OD t1−fy⋅

2

3⋅=

Pby1 Plt γsc1⋅ γm⋅=


t1aPlt γsc1⋅ γm⋅ 3⋅ OD⋅

Plt γsc1⋅ γm⋅ 3⋅ 4 fcb1⋅+:= t1a 1.086 mm⋅=

tn t1a tfab+ tcorr+:= tn 5.276 mm⋅= tn 0.208 in⋅=

Kondisi Operational

Yielding Limit Stress Pby22 t1_2⋅

OD t1_2−fy⋅

2

3⋅=

Pby2 Plio γsc1⋅ γm⋅=

t1bPlio γsc1⋅ γm⋅ 3⋅ OD⋅

Plio γsc1⋅ γm⋅ 3⋅ 4 fcb1⋅+:= t1b 1.012 mm⋅=

tn t1b tfab+ tcorr+:= tn 5.202 mm⋅= tn 0.205 in⋅=

Dari perhitungan kebutuhan ketebalan dinding pipa pada kondisi instalasi dan kondisi operasi akibat tekananinternal yaitu 5.276 mm dan 5.202 mm, oleh karena itu penentuan ketebalan dinding pipa berdasarkan API 5Ltabel E-6C diperoleh schedule standard 9.53 mm (ts)

Sehingga hasil ini dijadikan acuan untuk kriteria-kriteria selanjutnya,yaitu

Untuk perhitungan akibat tekanan

Untuk kondisi istalasi dan hydrotest t1 ts tfab−:= t1 8.31 mm⋅=

Kondisi operasional (corroded) t1_2 ts tfab− tcorr−:= t1_2 5.31 mm⋅=

Untuk perhitungan akibat beban selain tekanan

Tebal pipa pada kondisi instalasi t2 ts:= t2 9.5 mm⋅=

t2_2 ts tcorr−:=Tebal pipa pada kondisi operasi t2_2 6.5 mm⋅=


4.2. Kriteria System Collapse (akibat Tekanan external)

Pada kriteria ini pipa harus memenuhi kondisi sebagai berikut

PemaxPc1

γm γsc1⋅≤ Dimana : Pcl = Tekanan collapse

Pemax = tekanan ektenal maksimum

Kondisi konstruksi/instalasi and hydrotest

Tekanan Elastic Collapse Pel_1

2 E⋅t2

OD

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

3

⋅

1 ν2

−:= Pel_1 11.322 MPa⋅=

Tekanan Plastic Collapse Pp1 2 fy⋅ αfab⋅t2

OD⋅:= Pp1 18.78 MPa⋅=

Ovalisasi f0Dmax Dmin−

OD:= f0 1.738 %⋅=

Karakteristik tahanan terhadap tekanan eksternal (rumus2 pemecahan persamaan)

b1 Pel_1−:= b1 11.322− MPa⋅=

c1 Pp12 Pp1 Pel_1⋅ f0⋅

ODt2

⋅+⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

−:= c1 478.659− MPa2⋅=

ddd1 Pel_1 Pp12

⋅:= ddd1 3993.106 MPa3⋅=

u113

1−

3b12

⋅ c1+⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅:= u1 173.797− MPa2⋅=

v112

227

b13 13

b1⋅ c1⋅− ddd1+⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅:= v1 1039.532 MPa3⋅=

Σ1v1−

u13−

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

:= Σ1 0.454−=

Φ1 acos Σ1( ):= Φ1 2.042 rad⋅=

y1 2− u1−⋅ cosΦ13

60π

180+⎛

⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅:= y1 4.122 MPa⋅=

Pc11 y113

b1−:= Pc11 7.896 MPa⋅=

Pc11γm γsc2⋅

6.023 MPa⋅=

System Collapse Check Sys_Coll_Check1 "OK" PemaxPc11

γm γsc2⋅≤if

"NOT OK" otherwise

:=

Sys_Coll_Check1 "OK"= dengan Rasio3PemaxPc11

γm γsc2⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

:= Rasio3 1.632 %⋅=

(JIka Rasio 100% = Gagal)


Kondisi Operational

Tekanan Elastic Collapse Pel_2

2 E⋅t2_2OD

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

3

⋅

1 ν2

−:= Pel_2 3.627 MPa⋅=

Pp2 2 fy⋅ αfab⋅t2_2OD

⋅:= Pp2 12.849 MPa⋅=Tekanan Plastic Collapse

Ovalisasi f0Dmax Dmin−

OD:= f0 1.738 %⋅=

Karakteristik tahanan terhadap tekanan eksternal (rumus2 pemecahan persamaan)

b2 Pel_2−:= b2 3.627− MPa⋅=

c2 Pp22 Pp2 Pel_2⋅ f0⋅

ODt2_2

⋅+⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

−:= c2 205.456− MPa2⋅=

ddd2 Pel_2 Pp22

⋅:= ddd2 598.769 MPa3⋅=

u213

1−

3b22

⋅ c2+⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅:= u2 69.947− MPa2⋅=

v212

227

b23 13

b2⋅ c2⋅− ddd2+⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅:= v2 173.431 MPa3⋅=

Σ2v2−

u23−

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

:= Σ2 0.296−=

Φ2 acos Σ2( ):= Φ2 1.872 rad⋅=

y2 2− u2−⋅ cosΦ23

60π

180+⎛

⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅:= y2 1.675 MPa⋅=

Pc2 y213

b2−:= Pc2 2.884 MPa⋅=

Pc2γm γsc2⋅

2.2 MPa⋅=

System Collapse Check Sys_Coll_Check2 "OK" PemaxPc2

γm γsc2⋅≤if

"NOT OK" otherwise

:=

Sys_Coll_Check2 "OK"= dengan Rasio4Pemax

Pc2γm γsc2⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

:= Rasio4 4.468 %⋅=



4.3. Kriteria Kombinasi Pembebanan

1. Combined Loading-Load Controlled Condition

Kondisi Instalasi

Plastic moment resistance Mp3 fy OD t2−( )2⋅ t2⋅:= Mp3 323.105 kN m⋅⋅=

Characteristic plastic axial forceresistance

Sp3 fy π⋅ OD t2−( )⋅ t2⋅:= Sp3 3229.093 kN⋅=

Pressure Containment Pby32 t2⋅

OD t2−fy⋅

2

3⋅:= Pby3 24.022 MPa⋅=

Pbb32 t2⋅

OD t2−

fu1.15

⋅2

3⋅:= Pbb3 26.512 MPa⋅=

Pb3 min Pby3 Pbb3, ( ):= Pb3 24.022 MPa⋅=

Flow stress parameter accountingfor strain hardening β3 0.5

ODt2

15<if

60ODt2

−⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

9015

ODt2

≤ 60≤if

0ODt2

60>if

:=

β3 0.288=

αC3 1 β3−( ) β3fufy

⋅+:= αC3 1.078=

Gaya Aksial Nf3 0kN:= (dari analysis instalasi)

Gaya aksial efektif Sf3 Nf3π

4Plt OD 2t1_2−( )2⋅⎡

⎣⎤⎦⋅ Pemax OD2

⋅⎛⎝

⎞⎠−⎡⎢

⎣⎤⎥⎦

−:=

Sf3 147.229− kN⋅=

Designed effective axial forces γF 1.2:= (Functional load factor-->system check)

γc 1.00:= (Condition load effect factor-->installation condition)

Sd3 γF γc⋅ Sf3⋅:= Sd3 176.675− kN⋅=

Moment Designed Mf 208.2− kN m⋅:= (dari analysis instalasi)

Md3 γF γc⋅ Mf⋅:= Md3 249.84− kN m⋅⋅=


Effective axial forces and internal/external overpressure check

Parameter cek Par1 γsc2 γm⋅Md3

αC3 Mp3⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅ γsc2 γm⋅Sd3

αC3 Sp3⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅⎡⎢⎣

⎤⎥⎦

2

+⎡⎢⎢⎣

⎤⎥⎥⎦

2

γsc2 γm⋅PemaxPc11

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅⎡⎢⎣

⎤⎥⎦

2

+

...:=

Eff_Ax_Frc_Check_ext "OK" Par1 1≤if

"NOT OK" otherwise

:=

Eff_Ax_Frc_Check_ext "OK"= dengan Rasio5 Par1:= Rasio5 87.706 %⋅=


Kondisi Operational

Perbedaan tekanan disain ΔPd γp Pd Pemax−( )⋅:=ΔPd 1.75 MPa⋅=

Plastic moment resistance Mp4 fy OD t2_2−( )2⋅ t2_2⋅:= Mp4 225.312 kN m⋅⋅=

Characteristic plastic axial forceresistance

Sp4 fy π⋅ OD t2_2−( )⋅ t2_2⋅:= Sp4 2230.464 kN⋅=

Pressure Containment at OperationalCondition

Pby42 t2_2⋅

OD t2_2−fy⋅

2

3⋅:= Pby4 16.281 MPa⋅=

Pbb42 t2_2⋅

OD t2_2−

fu1.15

⋅2

3⋅:= Pbb4 17.968 MPa⋅=

Pb4 min Pby4 Pbb4, ( ):= Pb4 16.281 MPa⋅=

Flow stress parameter accountingfor strain hardening

β4 0.5ODt2_2

15<if

60ODt2_2

−⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

9015

ODt2_2

≤ 60≤if

0ODt2_2

60>if

:=

β4 0.113=

αC4 1 β4−( ) β4fufy

⋅+:= αC4 1.03=

Gaya aksial pd pipa H 90.390kN:= (residual lay tension -->from instalation analysis)

Koefisien Thermal expansion αTh 1.17 105−

⋅ C 1−:=

gaya Aksial efektif Sf4 H Plii Pldi−( ) π

4OD 2 t2_2⋅−( )2

⋅⎡⎢⎣

⎤⎥⎦

⋅ 1 2 ν⋅−( )⋅−

π OD t2_2−( )⋅ t2_2⋅⎡⎣ ⎤⎦ E⋅ αTh⋅ Top Tamb−( )⋅⎡⎣ ⎤⎦−⎡⎣ ⎤⎦+

...:=


Sf4 299.135− kN⋅=

Designed effective axial force γF2 1.1:= (Functional load factor--> check)

γc2 1.07:= (Condition load effect factor-->uneven seabed condition)

Sd4 γF2 γc2⋅ Sf4⋅:= Sd4 352.082− kN⋅=

Moment Designed Mf4 0kN m⋅:=

Md4 γF2 γc2⋅ Mf4⋅:= Md4 0 kN⋅=

Effective axial forces and internal/external overpressure check

Parameter cekPar2 γsc2 γm⋅

Md4αC4 Mp4⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

2

⋅ γsc2 γm⋅Md4

Mp4 αC4⋅⋅ 1

ΔPdαC4 Pb4⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

2

−⋅+

ΔPdαC4 Pb4⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

2

+

... Pd Pemax>if

γsc2 γm⋅Md4

αC4 Mp4⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅ γsc2 γm⋅Sd4

αC4 Sp4⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅⎡⎢⎣

⎤⎥⎦

2

+⎡⎢⎢⎣

⎤⎥⎥⎦

2

γsc2 γm⋅Pemax

Pc2

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

⋅⎡⎢⎣

⎤⎥⎦

2

+

... otherwise

:=

Eff_Ax_Frc_Check_int "OK" Par2 1≤if

"NOT OK" otherwise

:=

Eff_Ax_Frc_Check_int "OK"= dengan Rasio6 Par2:= Rasio6 1.088 %⋅=


4.4. Proagation Buckling Check

Kondisi Instalasi/konstruksi & Hidrotest

Propagating Buckling Criterion Ppr1 35 fy⋅ αfab⋅t2

OD

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

2.5

⋅:=

Ppr1 239.483 psi⋅=

Propagating Buckling Check Prop_Check1 "OK" PemaxPpr1

γm γsc2⋅≤if

"NOT OK" otherwise

:=


Prop_Check1 "OK"= dengan Rasio7PemaxPpr1

γm γsc2⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

:= Rasio7 7.805 %⋅=


Kondisi Operational

Propagating Buckling Criterion Ppr2 35 fy⋅ αfab⋅t2_2OD

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

2.5

⋅:=

Ppr2 0.639 MPa⋅=

Propagating Buckling Check Prop_Check2 "OK" PemaxPpr2

γm γsc2⋅≤if

"NOT OK" otherwise

:=

Prop_Check2 "OK"= dengan Rasio8PemaxPpr2

γm γsc2⋅

⎛⎜⎝

⎞⎟⎠

:= Rasio8 20.157 %⋅=



5. RINGKASAN HASIL PERHITUNGAN

Tebal lapisan pipa Nominal minimum(Standard Tebal pipa diambil dari API 5L-Table E-6C)

4.1 Kriteria Pressure Containment (Akibat tekanan internal/disain pipa)

Thickness untuk menahan tekanan internal ts 9.5mm ts 0.374 in=

4.2. Kriteria System Collapse (akibat Tekanan external)

Resistance(Mpa)

Pressure(Mpa)

Remark Resistance(Mpa)

Pressure(Mpa)

Remark

9.5 6.03 0.10 OK 2.20 0.10 OK

Kondisi Instalasi&Hydrotest Kondisi OperasionalTebalPipa(mm)

4.3. Kriteria Kombinasi Pembebanan

ParameterCek

Allowable Remark ParameterCek

Allowable Remark

9.5 8.77E-01 1.00 OK 1.09E-02 1.00 OK


4.4. Proagation Buckling Check

Resistance(Mpa)

Pressure(Mpa)

Remark Resistance(Mpa)

Pressure(Mpa)

Remark

9.5 1.26 0.10 OK 0.49 0.10 OK



PIPELINE KALKULASI

ON BOTTOM STABILITY

No. Dokumen: Dibuat oleh:

Project : Diperiksa oleh:

Rev : Disetujui oleh:

1.0 PENDAHULUAN

Kalkulasi ini adalah untuk menghitung on bottom stability submarine pipeline kondisi instalasi diameter NPS12" untuk project LPG Pressurized Tanjung Sekong, Banten, berdasarkan DNV RP E305.


Specification for Line Pipe, API 5L, 20041.DNV RP E305, "On Bottom Stability Design of Submarine Pipelines"2.DNV OS F101, "Submarine Pipeline System"3.TSG-GD-90-001-A4, Basis of Design Submarine Pipeline4.


INPUT DATA

Data pipa:

Diameter luar pipa OD 12.75in:= OD 323.85 mm=

Tebal nominal pipa t 0.374in:= t 9.5 mm=


content density ρcon 0lb ft3−

:=

ρcs 490lb ft3−

:=Density of Carbon steel

Density of concrete ρcc 190.031lb ft3−

:=

Density of coating ρcoat 90lb ft3−

:=

Young's modulus E 3 107psi:=



Tebal lapisan beton tcon 31.5mm:= tcon 1.24 in=


Diameter dalam pipa Di OD 2t−:= Di 12.002 in=

Diameter Luar total pipa Dtot OD 2 tcoat tcon+ ttherm+( )+:= Dtot 15.474 in=

Environmental Data:

Water Depth h 26.247 ft:= h 8 m=

Significant Wave Height Hs 1.6m:= (1 year return period) Hs 5.249 ft=

Seawater density ρsea 64lb ft3−

:=

Sprectral peak periode Tp

250 Hs

g:= Tp 6.387s=

Current Velocity Ur 0.27m s1−

:= (At Zr or 10% of depth - 1 year return period)

Bottom roughness Zo 5.21 106−m:= From Table A1 d50 0.0625mm:=

Angel Current Direction ϕ

curr

0 deg:=

Steady Current Height Zr 3 m:= assumed

OUTPUT DATA

Pipeline Parameters

Wall thickness ts t tcorr−:= ts 0.256 in=

Internal Diameter ID OD 2 ts−:= ID 12.238 in=

Coating Diameter ODcoat OD 2 tcoat+:= ODcoat 12.994 in=

Concrete Diameter ODcon ODcoat 2 tcon+:= ODcon 15.474 in=

Pipeline self unit weight w1π OD

2ID

2−( ) ρcs g

4:= w1 50.862 kgf m

1−=

Content weight w2π ID

2 ρcon g

4:= w2 0 kgf m

1−=

Coating weight w3π ODcoat

2OD

2−

ρcoat g

4:= w3 4.59 kgf m

1−=

Concrete weight w4π ODcon

2ODcoat

2−

ρcc g

4:= w4 108.912 kgf m

1−=

Buoyancy weight waπ4

ρsea g OD 2 tcorr+ 2.tcon+( )2:= wa 124.264 kgf m

1−=

Total weight w w1 w2+ w3+ w4+( ):= w 164.364 kgf m1−

=

Pipeline Submarge weight Ws w wa−:= Ws 40.1 kgf m1−

=

Water particel velocity

parameter period (Ts)

Tnh

g:= Tn 0.903s=

Tn

Tp0.141=

Significant velocity (Us) From Fig. 2.1 (Pierson Moskovitz,PM) DNV RP E305

Us Tn

Hs0.13= Us

0.13 Hs

Tn:= Us 0.23

m

s=

Zero up crossing period, Tu from Fig. 2.2

Tu

Tp1.08= Tu Tp 1.08:= Tu 6.898s=

Current velocity/avarage velocity across over pipe (Ud)

Ud

Ur

lnZr

Zo1+

1Zo

Dtot+

lnDtot

Zo1+

1−

:=Ud 0.208

m

s=

Drag Coeficient Cd 1.3:=

Lift Coeficient CL 0.9:=

Inertia Coeficient Ci 3.29:=

Acc2 πTp

Us:=Water Particle Acceleration

Current to wave velocity ratio MUd

Us:= M 0.904=

Load Parameter Keu

Us Tp

Dtot:= Keu 3.742=

calibration factor Fw 1:= From Fig.5.12 DNV RP 305

Reynold's Number ReyUs Ud+( ) ODcon

ν:= Rey 0.575m

2

s=

Inertia Force FI π 0.25 ρsea ODcon2

Ci Acc:=

Lift Force FL 0.5 ρsea ODcon CL Ud Us+( )2:=

Drag Force FD 0.5 ρsea ODcon Cd Ud Us+( ) Ud Us+:=

on Bottom Stability Analysis Design of Submarine Pipeline Summary

friction coeficient μ 0.4:= (Silt and Clay)

Minimum Pipeline Submarge weight WsubFD FI+( ) μ FL+

μ

Fw:= Wsub 40.036 kgf m1−

=

lateral stability check_lateral_stability "OK" Ws Wsubif

"NOT OK" otherwise

:=

check_lateral_stability "OK"=

SFWs wa+

wa:= Safety Factor SF 1.323=

vertical stability check check_vertical_stability "OK" SF 1.1if

"NOT OK" otherwise

:=

check_vertical_stability "OK"=

PIPELINE KALKULASI

ON BOTTOM STABILITY

No. Dokumen: Dibuat oleh:

Project : Diperiksa oleh:

Rev : Disetujui oleh:

1.0 PENDAHULUAN

Kalkulasi ini adalah untuk menghitung on bottom stability submarine pipeline kondisi operasi diameter NPS 12"untuk project LPG Pressurized Tanjung Sekong, Banten, berdasarkan DNV RP E305.


Specification for Line Pipe, API 5L, 20041.DNV RP E305, "On Bottom Stability Design of Submarine Pipelines"2.DNV OS F101, "Submarine Pipeline System"3.TSG-GD-90-001-A4, Basis of Design Submarine Pipeline4.


INPUT DATA

Data pipa:

Diameter luar pipa OD 12.75in:= OD 323.85 mm=

Tebal nominal pipa t 0.374in:= t 9.5 mm=


content density ρcon 33.42lb ft3−

:= (densitas LPG)

ρcs 490lb ft3−

:=Density of Carbon steel

Density of concrete ρcc 190.031lb ft3−

:=

Density of coating ρcoat 90lb ft3−

:=

Young's modulus E 3 107psi:=



Tebal lapisan beton tcon 11.7mm:= tcon 0.461 in=


Diameter dalam pipa Di OD 2t−:= Di 12.002 in=

Diameter Luar total pipa Dtot OD 2 tcoat tcon+ ttherm+( )+:= Dtot 13.915 in=

Environmental Data:

Water Depth h 26.247 ft:= h 8 m=

Significant Wave Height Hs 1.6m:= (1 year return period) Hs 5.249 ft=

Seawater density ρsea 64lb ft3−

:=

Sprectral peak periode Tp

250 Hs

g:= Tp 6.387s=

Current Velocity Ur 0.27m s1−

:= (At Zr or 10% of depth - 1 year return period)

Bottom roughness Zo 5.21 106−m:= From Table A1 d50 0.0625mm:=

Angel Current Direction ϕ

curr

0 deg:=

Steady Current Height Zr 3 m:= assumed

OUTPUT DATA

Pipeline Parameters

Wall thickness ts t tcorr−:= ts 0.256 in=

Internal Diameter ID OD 2 ts−:= ID 12.238 in=

Coating Diameter ODcoat OD 2 tcoat+:= ODcoat 12.994 in=

Concrete Diameter ODcon ODcoat 2 tcon+:= ODcon 13.915 in=

Pipeline self unit weight w1π OD

2ID

2−( ) ρcs g

4:= w1 50.862 kgf m

1−=

Content weight w2π ID

2 ρcon g

4:= w2 40.628 kgf m

1−=

Coating weight w3π ODcoat

2OD

2−

ρcoat g

4:= w3 4.59 kgf m

1−=

Concrete weight w4π ODcon

2ODcoat

2−

ρcc g

4:= w4 38.238 kgf m

1−=

Buoyancy weight waπ4

ρsea g OD 2 tcorr+ 2.tcon+( )2:= wa 100.474 kgf m

1−=

Total weight w w1 w2+ w3+ w4+( ):= w 134.317 kgf m1−

=

Pipeline Submarge weight Ws w wa−:= Ws 33.843 kgf m1−

=

Water particel velocity

parameter period (Ts)

Tnh

g:= Tn 0.903s=

Tn

Tp0.141=

Significant velocity (Us) From Fig. 2.1 (Pierson Moskovitz,PM) DNV RP E305

Us Tn

Hs0.13= Us

0.13 Hs

Tn:= Us 0.23

m

s=

Zero up crossing period, Tu from Fig. 2.2

Tu

Tp1.08= Tu Tp 1.08:= Tu 6.898s=

Current velocity/avarage velocity across over pipe (Ud)

Ud

Ur

lnZr

Zo1+

1Zo

ODcon+

lnODcon

Zo1+

1−

:=Ud 0.206

m

s=

Drag Coeficient Cd 1.3:=

Lift Coeficient CL 0.9:=

Inertia Coeficient Ci 3.29:=

Acc2 πTp

Us:=Water Particle Acceleration

Current to wave velocity ratio MUd

Us:= M 0.895=

Load Parameter Keu

Us Tp

Dtot:= Keu 4.161=

calibration factor Fw 1:= From Fig.5.12 DNV RP 305

Reynold's Number ReyUs Ud+( ) ODcon

ν:= Rey 0.514m

2

s=

Inertia Force FI π 0.25 ρsea ODcon2

Ci Acc:=

Lift Force FL 0.5 ρsea ODcon CL Ud Us+( )2:=

Drag Force FD 0.5 ρsea ODcon Cd Ud Us+( ) Ud Us+:=

on Bottom Stability Analysis Design of Submarine Pipeline Summary

friction coeficient μ 0.4:= (Clay)

Minimum Pipeline Submarge weight WsubFD FI+( ) μ FL+

μ

Fw:= Wsub 33.715 kgf m1−

=

lateral stability check_lateral_stability "OK" Ws Wsubif

"NOT OK" otherwise

:=

check_lateral_stability "OK"=

SFWs wa+

wa:= Safety Factor SF 1.337=

vertical stability check check_vertical_stability "OK" SF 1.1if

"NOT OK" otherwise

:=

check_vertical_stability "OK"=

Submarine Pipeline Design at Tanjung Sekong Project

Documents

Transcript of Submarine Pipeline Design at Tanjung Sekong Project