Kalau residual stress nya dalam kondisi compression, itu pipeline yang jelek Pak, kenapa…
Nantinya waktu operation, dengan beban temperature + pressure yang hasilnya compression juga, membuat compression stress pipanya nilainya tinggi, pipeline kalau compression stress nya tinggi potential terjadi buckling misal upheavel buckling, snaking, dll,

Nilai allowable free span juga menjadi lebih pendek, kalau seabed roughness nya jelek, wahhh bisa repot rectificationnya.

Sebaiknya residual stress yang dihasilkan dari installation activity selalu tension (nilai stress+), nantinya saat operation load, bebannya kompression (nilai stress -), tension stress nya berkurang.

Dengan residual tension yang lebih tinggi juga meningkatkan allowable free span.

Yaa inilah seninya pipeline installation pak, seni mengatur stress seindah mungkin.

Tanya – Dadang Purwanto@saipem

Dear Rekans,

Few weeks ago I performed a static pipelay analysis for a 52in pipeline in shallow water during shore pull. The software I utilized was EMC Pipe, which is a Saipem’s in house finite element software for pipelay analysis. Result of analysis shows that when I set the barge tension as 15te I get a residual (bottom) tension about -12te (minus 12te). Stress and strain values of the line whether at overbend or sagbend are still very nice below the acceptable limit based on the DNV 1981 criterion.

We applied these results during the installation and we successfully laid the whole line. However, what I’m still confusing about is that the logical/rational meaning of the -12te residual (bottom) tension during the shorepull process. Does anyone know what this minus tension mean is?

Thanks for your kind attention & sharing.

Tanggapan 1 – Amal Ashardian

Tanda tension minus itu semestinya pipa dalam kondisi tertekan (compression).

Kalau boleh tahu WD berapa pak, kalau very shallow water (shore area) biasanya dalam analysis meski ngga dikasih tension di tensioner pipanya. sebagai simple beam dan stress yang terjadi seperti simple support beam.

Compression terjadi karena jatuhnya pipa ditahan oleh bagian bawah (touch down point), tensioner tarikannya kurang besar. Kalau lautnya lebih dalam pipanya pasti jatuh, kebetulan ini di daerah dangkal jadi pipa waktu di lay system nya menjadi simple support beam.

Tanggapan 2 – Dadang Purwanto

Setuju Pak, kalo secara mechanical negative tension memang berarti compression. Cuma sempat juga sih kepikiran kalo negative tension itu artinya pipanya turun atau meluncur dari tensioner..hehe. Jd, wkt itu sy sempat ngeri jg kalo2 nantinya itu pipa jadi meluncur ke dasar laut.

Karena ini msh shore approach, kedalamannya hanya sekitar 18m LAT atau 24m HAT. Wall thickness 1in, dan CWC sekitar 5in.

Thanks buat masukannya Pak Amal.

Tanggapan 3 – Mahyarudin Dalimunthe

Jika pada saat instalasi, pipa mengalami kondisi tertekan (compression) berbahaya tidak? meskipun allowable stress nya masih OK. Terutama untuk daerah touchdown point hingga seabed.

Mohon Pencerahannya.

Tanggapan 4 – Amal Ashardian

Touch down point itu berarti pipanya sudah nyentuh seabed pak Udin

Kalau residual stress nya dalam kondisi compression, itu pipeline yang jelek Pak, kenapa…
Nantinya waktu operation, dengan beban temperature + pressure yang hasilnya compression juga, membuat compression stress pipanya nilainya tinggi, pipeline kalau compression stress nya tinggi potential terjadi buckling misal upheavel buckling, snaking, dll,

Nilai allowable free span juga menjadi lebih pendek, kalau seabed roughness nya jelek, wahhh bisa repot rectificationnya.

Sebaiknya residual stress yang dihasilkan dari installation activity selalu tension (nilai stress+), nantinya saat operation load, bebannya kompression (nilai stress -), tension stress nya berkurang.

Dengan residual tension yang lebih tinggi juga meningkatkan allowable free span.

Yaa inilah seninya pipeline installation pak, seni mengatur stress seindah mungkin.

Disitu khan ada Pak Sony dan Pak Palkar, professornya installasi.


Tanggapan 5 – Dadang Purwanto@saipem

Thanks Pak, jawaban ini sebenernya yg saya tunggu-tunggu. Paling tidak utk kedepannya sy jd lbh berhati-hati lagi dalam mendesain. Walaupun pipelinenya keliatan ok2 aja selama proses instalasi, ternyata didalamnya terdapat kemungkinan bahaya yg lbh besar akibat beban kompresi tadi.

Tanggapan 6 – Heru Widodo hwidodo@ubp-tanjung

Dear All

Saya tertarik dengan diskusi tentang rekan- rekan,sekalian saya pengen nanya batas scouring ( pipa menggantung ) dan allowable free span untuk pipa sub marine 20″ panjang 4.4 Km serta referensi yang menjadi acuan.

Tanggapan 7 – iswan herlianto

mas Heru,coba jawab dikit y.

Pipa menggantung biasa di kenal dgn istilah “freespan”. ntuk memperhitungkan allowable frrespan, skrg DNV udah ngeluarin RP-F105 2006, tapi masih dikit yg make ini buat design, di Indonesia masih banyak pake DNV81.

Faktor2 yang mempengaruhi freespan itu adalah submerge weight( yg dipengaruhi properties pipa, spt tebal pipa, tebal Concrete coating, content, steel grade,etc) yang akan menjadi beban. klo di subsea, Wave dan current akan mempengaruhi juga, terutama untuk VIV ( vortex induce vibration) dan berkaitan dgn fatique, karena pipenya akan mengalami vibrasi. Kondisi soil tanah juga berpengaruh dalam penentuan tipe tumpuan, apa fixed-fixed atau fixed-pinned, etc, dan juga efek scouring (erosi tanah di bawah pipa yg disebabkan arus laut, yg bisa membuat freespan semakin panjang).

Untuk penentuan allowable Freespan, menurut DNV RP F105 2006, dicek static dan VIVnya, dan ditentukan oleh angka terkecil. Static lebih kepada stress yg terjadi akibat submerge weight, tipe tumpuan, presure&temperature( seperti prinsip balok diatas dua tumpuan). Klo VIV, akibat wave and current, dan fatique yg di sebabkan karena vibrasi (ini yg rumit sekali perhitungannya). kasus VIV, ada allowable VIV onset dan screening. Intinya allowable freespan Onset menjamin pipa tidak bervibrasi, dan screening memperbolehkan vibrasi, tapi masih aman.

Selain itu, data metocean dan survey (soil &profile) sangat mempengaruhi keakuratan perhitungan freespan.

Milister, klo ada yg kurang tepat, langsung diperbaiki aja. Baru belajar juga.
smoga membantu..

Tanggapan 8 – karyo pelor

utk static resultan gaya berat merupakan berat pipa dibawah laut (submerged weight) ditambah dengan gaya drag & inertia……..
kondisi statis diturunkan dari longitudinal stress (bending stress+end cap effect dll)….sedangkan dinamis diturunkan dari frekuensi natural pipa & ratio kecepatan current (wave & tidal) – reduced velocity

Tanggapan 9 – Mahyarudin Dalimunthe

Allowable free span itu harus dihitung lagi berdasarkan metocean data, dimana nantinya kita menghitung periode alami dari struktur pipa tersebut.
Mungkin bapak bisa menggunakan DNV 81,ato DNV-OS F105 untuk menghitung allowable freespan pada struktur pipa.

Tanggapan 10 – Arief Yudhanto

Pak Amal,

Apa arti istilah “residual (bottom) tension”?

Kalau pada saat operasi pipa mendapatkan beban temperatur dan pressure, apakah vekt
or tegangan pada pipa ini negatif (compression)? Barangkali saya agak bingung soal penggunaan istilah “beban tekan” dan “tegangan kompresi” yg anda gunakan dalam kasus ini.

Mohon penjelasannya. Thanks.

Tanggapan 11 – I Wayan Eka Putra

Pak Arief,

Mungkin yang dimaksud Pak Amal adalah setelah laying selesai masih ada residual compression force (akibat pipa menekuk saat touchdown) yang menyebabkan compresssion stress di bagian atas pipa. Setelah pipa beroperasi, misalnya ada kenaikan temperature di pipa maka akan terjadi logitudinal expansion sepanjang pipeline. Increase pressure juga berpartisipasi dalam longitudinal expansion. Apabila ditahan oleh soil friction di seabed, maka tentunya akan menjadi tambahan compression stress. Pak Arief sebagai expert material mestinya bisa menjelaskan lebih detail mekanikanya.

Tanggapan 12 – Dadang Purwanto@saipem

Jd pengen ikutan nih…

Residual force (biasanya tension) normal terjadi selama proses pipelay. Gaya tarik yg diberikan oleh tensioner berkurang disepanjang segment pipa (overbend, sagbend, TDP, dst) akibat kombinasi berbagai gaya lainnya (weight, friction, dll). Seperti yg sudah dijelaskan Pak Amal sebelumnya, residual force beyond the TDP yg negative bisa saja terjadi akibat gaya tarik yg terlalu kecil dari tensioner, sehingga pipeline sections disepanjang sagbend dan oberbend cenderung memberikan gaya tekan (compression) pada pipeline sections dibawahnya (TDP).

Saat pipa beroperasi, tekanan dan temperature yg meningkat menyebabkan terjadinya longitudinal expansion disepanjang segment pipa. Pada titik2 tertentu dimana friction force antara pipeline dengan seabed lebih besar dari gaya expansi tadi, gaya friksi ini akan menahan longitudinal expansion dan mengalihkan gaya ini ke titik2 lain yg lebih rendah atau sama sekali tidak ada gaya friksinya (freespans). Jika pada pipeline sudah terdapat gaya kompresi akibat dari pipelay operation (residual force yg negative tadi), maka gaya kompresi inilah yg nantinya dapat berakumulasi dengan longitudinal expansion akibat temperature & pressure selama pipeline beroperasi, dan lebih lanjut akan meningkatkan resiko terjadinya upheaval buckling.

Mungkin ini maksud tulisan Pak Amal tadi. Mohon dikoreksi jika ada kesalahan…

Tanggapan 13 – I Wayan Eka Putra

Pak Dadang,

Koreksi dikit pak, friction force tidak akan mungkin melebihi expansion force. Static friction akan growth yang equal dengan expansion force (aksi reaksi), sampai di suatu titik dimana expansion force melebihi maksimum static friction-nya, setelah ini pipa mulai bergerak.

Tanggapan 14 – Dadang Purwanto@saipem

Setudju Pak, akumulasi gaya friksi gak akan mungkin melebihi longitudinal expansion force itu sendiri. Jadi aneh donk kalo pipanya bergerak karena dorongan gaya friksi,,hehee…

Tanggapan 15 – karyo pelor

Upheaval buckling bila pipa dalam kondisi terkubur, dan snaking bila pipa exposed on seabed (tidak dikubur), intinya pipa akan mulai berjalan-jalan (general buckling) saat dititik longitudinal (expansion) forcenya melebihi friction forcenya….