PENGARUH KEDALAMAN LAUT DAN DIMENSI PIPA TERHADAP INSTALASI PIPA BAWAH LAUT DENGAN METODE J-LAY

Transkripsi

1 PENGARUH KEDALAMAN LAUT DAN DIMENSI PIPA TERHADAP INSTALASI PIPA BAWAH LAUT DENGAN METODE J-LAY Gazali (), Wisnu Wardana (), J.J. Soedjono (3), Maasiswa Teknik Kelautan,,3 Staf Pengajar Teknik Kelautan, FTK-ITS Abstrak: Kedalaman saat instalasi pipeline menggunakan laybarge mempengarui metode yang akan digunakan yaitu S-Lay dan J-Lay. Pada umumnya J-Lay dikenal dengan metode instalasi untuk laut dalam, namun kenyataan dilapangan metode ini tidak diketaui kepastian batas range kedalaman laut yang dapat di install. Dalam penelitian ini akan dilakukan analisa tegangan dengan time domain pada daera segbend dengan variasi diameter pipa 8 in, 30 in, 3 in, 36 in, 4 in (ketebalan masing-masing pipa in) dan kedalaman laut 00 m 000 m. Dengan demikian kemampuan suatu propertis pipa dapat dikategorikan tergantung kedalaman laut tempat instalasinya. Dalam melakukan analisa tersebut, penelitian ini dibantu dengan beberapa software yaitu Maxsurf Pro.9 untuk mendapatkan geometri barge, MOSES ver6.0 untuk mendapatkan Response Amplitude Operators (RAOs) gerakan barge dan OrcaFlex untuk menganalisa tegangan yang timbul dari pipa akibat gerakan barge pada daera yang mengalami tegangan kritis (sagbend dan touc down point). Hasil analisa dari penelitian didapat kemamuapn tiap pipa untuk di instalasi teradap kedalaman perairan yaitu untuk pipa 8 in dan 30 in dapat di install pada kedalaman 00 m m, 3 in pada kedalaman 00 m 900 m, 36 in pada kedalaman 00 m 800 m, dan pipa 4 in pada kedalaman 300 m 700 m. Kata-kata kunci: pipeline, laybarge, J-Lay, install, segbend, diameter, kedalaman, time domain. Pendauluan Pendistribusian minyak dan gas yang berada di offsore dari satu fasilitas ke fasilitas lain, kita kenal saat ini dengan dua cara yaitu pendistribusian dengan pipa bawa laut (pipeline) atau secara cura (misal: kapal tanker). Pendistribusian dengan pipeline relatif aman dibandingkan dengan pendistribusian secara cura (Soegiono, 004). Dengan tingkat keamanan yang baik selama penginstalan akan memberikan investasi jangka panjang yang menguntungkan sesuai dengan umur operasi yang tela ditentukan. Metode instalasi pipeline yang digunakan saat ini yaitu metode S-Lay, J-Lay dan Reeling. Penggunaan instalasi metode S-Lay dan J-Lay didasarkan pada kondisi lingkungan berupa kedalam seabead dengan laut dangkal untuk metode S-Lay dan laut dalam untuk metode J-Lay. Selain itu kondisi lingkungan juga akan memberikan beban idrodinamis berupa gerakan pada laybarge dan kestabilasan pipeline. Akibatnya beban dinamis ini akan mengakibatkan tegangan (tension dan bending) pada daera tertentu sepanjang pipeline saat instalasi..a.b Gambar..a Metode S-Lay,..b Metode J-Lay. (Offsore Pipelines, 005) Sejau ini tela ada tiga orang maasiswa kelautan yang mengadakan penelitian menggunkan metode S-Lay dan J-Lay. Ivan

2 syarifudin (angkatan 00) yang membaas Analisa Tegangan Pipa Bawa Laut Karena Gerakan Barge Berdasarkan Time Domain Saat Laying, Addy Purnama S (angkatan 00) yang membaas Analisa Tegangan Pipa Bawa Laut Pada Proses Instalasi Akibat Gerakan Laybarge Menggunakan Metode S-lay, Andi Panambang (angkatan 00) yang membaas Analisa Tegangan Pipa Bawa Laut Akibat Gerakan Laybarge Dengan Berdasar Frequency Domain. Namun analisa yang mereka lakukan anya sebatas tegangan yang timbul selama proses instalasi dengan menggunakan metode S-Lay atau J-Lay dan belum sampai pada pengkombinasian variasi kedalaman serta dimensi pipa. Tegangan paling kritis umumnya terjadi di daera overbend (pada S-Lay), sagbend dan taucdown point. Seingga target dari penelitian ini adala mengetaui dimensi pipa yang sesuai dengan kedalaman saat instalasi dengan mempertimbangkan batas optimum tegangan yang sesuai dengan kriteria desain menggunakan metode J-Lay. Software yang digunakan dalam penelitian ini adala Maxsurf Pro.9 yaitu untuk geometri dari barge. Kemudian dengan menggunakan titik tersebut pada MOSES ver6.0 akan didapatkan Response Amplitude Operators (RAOs) dari gerakan barge. Setela itu RAO gerakan barge akan digunakan ke dalam OrcaFlex untuk mencari tegangan pada pipeline selama proses instalasi.. Umum Dalam analisa gerakan kapal ada beberapa gerakan yang mempunyai pengaru besar teradap instalasi pipa bawa laut yaitu Surge, Heave, Pitc. Ketiga gerakan ini mengakibatkan pipa muda tertekuk di daera segbend. Karena dalam penelitian meninjau pengaru kedalam laut teradap instalasi pipa maka semua gerakan dari barge akan menjadi inputan dalam melakukan analisa, diantaranya: a. Surging : Translasi sumbu -y. b. Swaying : Translasi sumbu -y. c. Heaving : Translasi sumbu -z. d. Rolling : Rotasi sumbu -x. e. Pitcing : Rotasi sumbu -y. f. Yawing : Rotasi sumbu z Hal ini dilakukan untuk mengetaui karakteristik pergerakan kapal akibat gabungan beberapa gerakan (couple) yang tentu saja memberikan pengaru pada pipa yang sedang di instal... Beban Gelombang Menurut Indiyono (003) beban gelombang merupakan beban terbesar yang ditimbulkan ole beban lingkungan pada bangunan lepas pantai (offsore structure). Peritungan beban gelombang dapat direpresentasikan dengan peritungan gaya gelombang. Teori peritungan gaya gelombang yang digunakan sala satunya adala teori difraksi. Dalam teori ini keberadaan struktur ini akan mempengarui timbulnya perubaan ara pada medan gelombang disekitarnya. Dalam al ini difraksi gelombang dari permukaan struktur arus diperitungkan dalam evaluasi gaya gelombang. Untuk gaya gelombang time series dapat dibangkitkan dari spektrum gelombang. Gaya gelombang first order : F wv N t Fwv i cos i i ai dimana : F wv t i...() = gaya gelombang first order F wv = gaya exciting gelombang first order per unit amplitudo gelombang tergantung waktu i = sudut fase first order a i = amplitudo first order S d S = fungsi spektra gelombang Sedangkan gaya gelombang second order dapat dinyatakan sebagai berikut: F wv N N t a cos( ) ( ) i ajdij i j t i j i j dimana : D = drift force per unit amplitudo gelombang ij ().. Beban Angin Menurut API RP A WSD st edition bawasannya formula yang digunakan dalam peritungan gaya yang ditimbulkan ole angin sebagai berikut: F (w / g) (V) C S A... (3) F = gaya angin W = densitas berat udara, ( slugs/ft 3 untuk standart P dan T) V = kecepatan angin (m/sec) C S = koefisien bentuk A = luas area (m )

3 .3. Beban Arus Kecepatan arus dapat dirumuskan dalam formulasi matematis berikut (Dawson, 983): 7 U T U y OT... (4) U T = kecepatan arus pasang surut (m/s) U OT = kecepatan arus pasang surut di permukaan (m/s) y = jarak dari dasar laut (m) = kedalaman laut (m).6. Kofigurasi Mooring Line Konfigurasi dari mooring tergantung pada besar dari beban orisontal yang terjadi. Menurut API RP P edisi kedua, bawasannya tipe dari Mooring system dibagi menjadi tiga kategori yaitu wire rope system, all cain system dan kombinasi cain/wire rope system..3. Spektrum Gelombang Spektrum gelombang yang dipakai dalam tugas akir ini adala spektrum JONSWAP. Persamaan spektrum JONSWAP merupakan modifikasi dari persamaan spektrum Pierson-Morkowitz yang disesuaikan dengan kondisi laut yang ada. Persamaan spektrum JONSWAP dapat ditulis sebagai berikut : 4 0 EXP... (5) 5 0 S g EXP,5 0 = parameter puncak (peakedness parameter) = parameter bentuk (sape parameter) untuk 0 = 0,07 dan 0 = 0,09.4. Response Amplitude Operators (RAO) Response Amplitude Operator (RAO) atau sering disebut sebagai Transfer Function adala fungsi response yang terjadi akibat gelombang dalam rentang frekuensi yang mengenai struktur offsore. RAO disebut sebagai Transfer Function karena RAO merupakan alat untuk mentransfer beban luar (gelombang) dalam bentuk response pada suatu struktur. Bentuk umum dari persamaan RAO dalam fungsi frekuensi (Cakrabarty, 987) adala sebagai berikut : Response () = (RAO) /()...(6) = amplitudo gelombang, m, ft.5. Analisa Dinamis Time domain analysis adala penyelesaian gerakan dinamis struktur berdasarkan fungsi waktu. Pendekatan yang dilakukan dalam metode ini menggunakan prosedur integrasi waktu dan akan mengasilkan respon time istory berdasarkan waktu x(t). Gambar. Konfigurasi mooring (Hydrodynamics of Offsore Structure,987) Penentuan panjang minimum dari mooring dapat menggunakan formula sebagai berikut. l F H atau l T... (7) p l : panjang minimum : m + c m : kedalaman perairan c : tinggi fairlead dari permukaan air p : submerged weigt dari mooring F H : gaya orizontal pada mooring di fairlead T : tension pada mooring di fairlead Untuk menentukan jarak orizontal ancor line yaitu dengan menggunakan formula sebagai berikut : X l l s x... (8) x a sin l s ( ) dan l s a a X : jarak orizontal ancor x : jarak orizontal toucdown point l : panjang keseluruan mooring : panjang minimum mooring l s p.7. Analisa Tegangan Pada Pipa Gambar 3. J-LAY Metod (Trevor Jee Associates, 004) 3

4 Persamaannya diekspresikan sebagai berikut : T xw s...(9) z cos w s T x = jarak orizontal dari touc down point z = kedalaman = gaya orisontal pada dasar laut = berat pipa tercelup per.unit T W s Kemudian : d d z w cos ds dx T s cos = sudut teradap x-aksis s = panjang bentang pipa xw s cos T... (0) Curvature terbesar saat touc down point : ws R T 3. Data Pemodelan 3.. Data Barge Data struktur yang akan digunakan dalam penelitian ini yaitu untuk data LayBarge dengan menggunakan data DERICK BARGE. data pipeline yang akan digunakan adala sebagai berikut : Table. Data LayBarge DERICK BARGE Panjang (LOA) m 0 Lebar (B) m 39 Tinggi (H) m 8.5 Sarat (T) m 5.8 Diameter wire mm 63.5 Sistem Mooring : Ancor 3. Data Pipa Table. Data Pipeline PGN Grade (SMYS) X-65 Diameter Luar Pipa (OD) in 4 Diameter Dalam Pipa in (ID) Wall Tickness (t) in Steel Density(ρsteel) lb/ft Young Modulus (E) ksi 440 SMYS MPa 448 Table 3. Data Pipeline PGN Grade (SMYS) X-65 Diameter Luar Pipa (OD) in 36 Diameter Dalam Pipa (ID) in Wall Tickness (t) in Steel Density(ρsteel) lb/ft Young Modulus (E) ksi 640 SMYS MPa 448 Table 4. Data Pipeline PGN Grade (SMYS) X-65 Diameter Luar Pipa (OD) in 3 Diameter Dalam Pipa (ID) in Wall Tickness (t) in Steel Density(ρsteel) lb/ft Young Modulus (E) ksi 3000 SMYS MPa 448 Table 5. Data Pipeline PGN Grade (SMYS) X-65 Diameter Luar Pipa (OD) in 30 Diameter Dalam Pipa (ID) in 8.50 Wall Tickness (t) in Steel Density(ρsteel) lb/ft Young Modulus (E) ksi 930 SMYS MPa 448 Gambar 4. Derick Barge 4

5 Table 6. Data Pipeline PGN Grade (SMYS) X-65 Diameter Luar Pipa (OD) in 8 Diameter Dalam Pipa (ID) in 7 Wall Tickness (t) in Steel Density(ρsteel) lb/ft Young Modulus (E) ksi 090 SMYS MPa 448 gerakan bebas di laut dengan karakteristik lingkungannya. Selanjutnya dilakukan pemodelan barge pada software Orcaflex untuk sebagai persiapan dalam mentukan konfigurasi mooring dan pipa yang akan di instal. Dari data-data ini nantinya dapat diklasifikasikan sesuai dengan pengguaannya berdasarkan kedalaman yang akan ditinjau dan metode instalasi (J-lay) yang akan digukanan dengan mempertimbangakan batas maksimum yang diijinkan. Gambar 5. Pemodelan barge pada Maxsurf 3.3. Data Mooring Data mooring yang akan digunakan sebagai berikut: Table 7. Data pada Derick Barge Diameter wire mm 63.5 Sistem Mooring : Ancor Gambar 6. Pemodelan ketika instalasi 3.4. Kondisi Perairan Dalam melakukan analisa teradap propertis pipa nantinya akan dikombinasikan dengan beberapa kedalaman untuk meliat batasan tegangan maksimum yang masi dalam tegangan yang diijikan. Kedalaman yang akan di analisa 00m 000m Table 8. Data Lingkungan 4. Analisa Hasil Dan Pembaasan 4.. RAO Struktur RAO Surge frekuensi (rad/sec) ara 0 derajat ara 45 dearajat ara 90 derajat ara 35 derajat ara 80 derajat 3.5. Pemodelan Pemodelan dilakukan dilakukan dengan bantuan software Maxsurf. Pemodelan barge ini dilakukan untuk mencari koordinat setiap station yang selanjutnya akan di gunakan untuk melakukan pemoedalan pada software Moses. Pemodelan pada Moses dilakukan untuk mendapatkan Gambar 7. Grafik RAO gerakan Surge 5

6 RAO RAO Heave frekuensi (rad/sec) Gambar 8. Grafik RAO gerakan Heave Pitc Frekuensi (rad/sec) Gambar 9. Grafik RAO gerakan Pitc ara 0 derajat ara 45 derajat ara 90 derajat ara 35 derajat ara 80 derajat ara 0 derajat ara 45 derajat ara 90 derajat ara 35 derajat ara 80 derajat Dari respon struktur ini Derick Barge mempunyai karakteristik dengan frequensi yang renda pada gelombang memberikan simpangan yang lebi besar dari struktur teradap amplitudo gelombangnya. Dengan makin besarnya nilai frequensi gelombang maka struktur akan memberikan respon yang kecil. Dan karakteristik seperti ini umumnya di dapat dari bangunan apung jenis tongkang. 4.. Mooring Dalam melakukan analisis ini mooring dilakukan dengan pendekatan Catenary. Mooring yang terpasang baik jumla maupun jenisnya disesuaikan dengan karakteristik bangunan apung atau dari properties jenis barge yang tela diberikan dari pemilik perusaaan. Pada analisa ini menggunakan spread mooring sesuai dengan data yang ada pada barge DB7 dengan konfigurasinya diatur dalam API RP SK (Design and Analysis of Stationkeeping System for Floating Structures, page 43) seperti pada gambar dibawa ini. Gambar 0. Konfigurasi spread mooring- ketika instalasi Mooring yang terpasang akan menaan gerakan barge ketika saat beroperasi maupun saat dilakukan instalasi. Mooring di analisa dengan kemampuan menaan gerakan dari barge. Gerakan pada barge ditimbulkan ole respon struktur teradap gelombang dan gaya angin dari bentuk struktur. Faktor angin memberikan pengaru besar pada gaya orizontal karena luasan bidang tangkapan udara diatas garis air pada bangunan apung dan koefisien bentuk (Cd) dari sebua struktur (API RP A WSD st edition). Nilai dari gaya angin ini adala sebesar 89 kn. Seingga total seluru respon gaya dari barge adala sebesar 38 kn (38.95 Ton). Analisa kemampuan tiap mooring adala gaya orizontal dibagi dengan jumla mooring yang yang terpasang. Dari mooring yang ada pada barge yang akan dianalisa, maka setiap mooring akan menaan 3.85 kn Mooring yang terpasang pada bangunan apung mempunyai dua keadaan tertambat. Pada saat operasional biasa mooring cenderung lebi renggang karena anya menaan bangunan apung agar tidak anyut. Hal ini dijabarkan ole dalam pers... Dalam keadaan instalasi (misal pipe installation) beberapa mooring arus lebi tegang kususnya mooring pada bagian depan barge dimana pada bagian belakangnya merupkan tempat launcing pipa. Hal ini dilakukan untuk mengurangi besarnya kegagalan pipa karena dengan anyutnya barge Surging keara belakang dan Pitcing pada buritan akan memperbesar tension pada daera segbend dimana pipa semakin menekuk. Ole karena itu dalam pemodelan pipa lebi perpendek dengan persentase tertentu dari total panjangnya dengan ketentuan dalam ketika di instal dalam keadaan aman. 6

7 Gambar. Konfigurasi mooring dari persamaan Catenary Tabel 9. Koordinat Mooring Tiap Kedalaman Tabel 0. Persentase Panjang Minimum Mooring dan Tension 4.4. Pretension Sebelum adanya pengaru beban lingkungan pipa yang akan di install tela mengalami tension akibat berat sepanjang kedalaman perairan. Tension ini sering disebut Pretenison dan timbul dari daera disekitar segbend, yaitu pipa yang melengkung mendekati dasar laut menaan berat pipa yang ada diatasnya. Timbulnya pretension disebabkan ole dua faktor yaitu kedalaman daera instalasi dan propertis pipa. Semakin dalam suatu wilaya perairan yang akan di lakukan instalasi pipa maka akan memberikan tension yang berbeda karena perbedaan jari-jari pada daera sekitar segbend dan makin banyak pipa yang tercelup seingga menamba beban disekitar segbend. Dengan propertis pipa yang berbeda (diameter) akan memberikan tingkat kelengkungan disekitar sekitar pipa semakin besar yang merupakan variabel untuk meningkatkan pretension. Dengan tension mula-mula berupa pretension yang terjadi tanpa adanya beban lingkungan, dalam proses running Orcaflex nantinya akan dijadikan dasar peritungan seingga tension mula-mula akan ditamba dengan tension akibat beban lingkungan yang terjadi. Dari asil runningan pretension ternyata berperan besar memicu terjadi kegagalan instalasi pada pipa. Berikut ini adala grafik peningkatan terjadi pretension dari beberapa properties pipa dan kedalamannya. Tabel. Pretension Pipa Tiap Kedalaman 4.3. Tension Dalam instalasi pipa yang akan turun kedalam perairan ditaan ole Tensioner diatas laybarge. Tension ini menaan agar pipa tidak langsung masuk kedalam perairan secara tiba-tiba akibat berat pipa yang arus disangga. Namun dalam melakukan pemodelan pada software Orcaflex pipa yang disangga tensioner diatas barge dianggap tertaan dan tidak mengalami pergerakan sama sekali. Seinnga tension yang terjadi anya pada bagian pipa yang mengalami bending, selebinya akan dijelaskan didalam pretension. Gambar. Grafik Pretension beberap pipa tiap Kedalaman 7

8 4.5. Konsentrasi Stress Pada Pipa Sebelum dilakukan simulasi, pada pemodelan mooring tela diperpendek panjangnya namun perpendekan dari panjang mooring juga mempertimbangkan tingkat keamanannya. Dari bebarapa asil percobaan didapat bawa pipa mempunyai karakteristik dimana jika terkena beban lingkungan dari ara Head seas (0 0 ), maka tegangan akan lebi besar dibandingkan dengan dari ara lain (45 0,90 0,35 0,80 0 ) seperti gambar 0. Penyebabnya karena mooring pada bagian depan kurang dapat menaan anyutnya barge keara belakang seingga pipa tertekuk dan kemudian menaikkan stress pada pipa. Gambar 4. Stress maksimum pada daera sekitar touc down point 4.6. Stres Pipa Setipa Kedalaman Dan Ara Pembebanan Setiap properties dari pipa mengasilkan sterss yang berbeda pada setiap ara pembebanan yang berbeda pula. Tingkat keamanan pipa tela diberikan pada ASME B3.8 (99) yaitu 0.9 σy material (steel 448 Mpa). Tabel. Stress Maksimum Pipa 8 in Gambar 3. Garafik stress pipa pada kedalaman 00m pipa 8 in dengan ara pembebanan 0-80 Baik sebelum dan setela adanya pembebanan ole lingkungn stress maksimum yang muncul selalu muncul pada daera ketika akan menyentu dasar laut. Dengan tension yang meningkat disekitar deara segbend pada pipa maka stress yang terjadipun semakin besar. Berikut ini adala gambaran ketika asil simulasi pada pipa 8 in dengan kedalaman 300m. Daera ketika akan menyentu seabed (touc down point) terjadi peningkatan stress yang signifikan, al ini di sebabkan karena bentangan (span) antara barge dan seabed menyebabkan gaya vertikal ke bawa ole berat pipa itu sendiri, seingga terjadi pretension walaupun pipa belum di pengarui gerakan barge dan pembebanan lingkungan. Selain itu 6 gerakan gabungan (couple) dari seluru gerak bangunan apung dan faktor pembebanan lingkungan akan memicu terjadinya stress pada daera konsetrasi tegangan (segben and touc down point). Gambar 4. Grafik stress maksimum pipa 8 in Gambar diatas adala gambar grafik analisa stress pipa 8 in pada kedalaman m dengan ara pembebanan Dari gambar grafik tersebut didapatkan besarnya stress maksimum 8

9 adala 4348 kn/m pada kedalaman 700m dengan ara pembebanan 0 dan status aman. Tabel 3. Stress Maksimum Pipa 30 in Gambar diatas adala gambar grafik analisa stress pipa 3 in pada kedalaman m dengan ara pembebanan Dari gambar grafik tersebut didapatkan besarnya stress maksimum adala kn/m pada kedalaman 000m dengan ara pembebanan 0 dan status gagal. Tabel 5. Stress Maksimum Pipa 36 in Gambar 5. Grafik stress maksimum pipa 30 in Gambar diatas adala gambar grafik analisa stress pipa 30 in pada kedalaman m dengan ara pembebanan Dari gambar grafik tersebut didapatkan besarnya stress maksimum adala kn/m pada kedalaman 700m dengan ara pembebanan 0 dan status aman. Tabel 4. Stress Maksimum Pipa 3 in Gambar 7. Grafik stress maksimum pipa 36 in Gambar diatas adala gambar grafik analisa stress pipa 36 in pada kedalaman m dengan ara pembebanan Dari gambar grafik tersebut didapatkan besarnya stress maksimum adala kn/m pada kedalaman 000m dengan ara pembebanan 0 dan status gagal. Tabel 4.8. Stress Maksimum Pipa 4 in Gambar 6. Grafik stress maksimum pipa 3 in 9

10 Gambar 8. Grafik stress maksimum pipa 4 in Gambar diatas adala gambar grafik analisa stress pipa 4 in pada kedalaman m dengan ara pembebanan Dari gambar grafik tersebut didapatkan besarnya stress maksimum adala 470 kn/m pada kedalaman 000m dengan ara pembebanan 0 dan status gagal. Dari tabel.4.6 sampai tabel. 4.8 mulai terjadi kegagalan pipa yaitu pipa 3 in dengan kegagalan pada kedalaman 000m, pipa 36 in dengan kegagalan pada kedalaman 00m, 900m dan 000m dan Pipa 4 in dengan kegagalan pada kedalaman 00m, 00m, 800m, 900m, 000m. 5. Kesimpulan Dan Saran 5.. Kesimpulan Kegagalan instalasi pipeline memberikan pertimbangan keamanan dan kemampuan saat dilakukan peletakan pipeline pada seabed. Kegagalan selama instalasi dalam penelitian sebagian besar disebabkan karena ara pembebanan beban lingkungan eadseas (0 ) atau dari depan barge dan keregangan mooring ketika dilakukan instalasi yang mengakibatkan barge anyut ke ara buritan seingga pipa menjadi lebi tertekuk pada daera segbend dan touc down point. Hal ini akan memicu peningkatan stress pada deara tersebut karena merupakan pusat konsentrasi tegangan selama pipeline di instalasi. Dari asil analisa numerik dapat dikategorikan pipa berdasarkan kemampuan instalasinya, sebagai berikut : Pipa 8 in kedalaman intalasi 00 m 000 m. Pipa 30 in kedalaman intalasi 00 m 000 m. Pipa 3 in kedalaman intalasi 00 m 900 m. Pipa 36 in kedalaman intalasi 00 m 800 m. Pipa 4 in kedalaman intalasi 300 m 700 m 5.. Saran. Kegagalan pipa pada analisa ini anya pada kondisi perairan tertentu.. Faktor respon setiap barge berbeda dalam menganalisa setiap instalasi pipeline. 3. Tingkat kegagalan pipa sangat bergantung pada kerenggangan mooring kususnya pada bagian depan barge dan ara pembebanan lingkungan. Daftar Pustaka Wells, Tumbridge dan Kent Offsore PipelineConstruction Volume I Conceptual Design and Hydromecanics. Trevor Jee Associates. England. Brewer, W.V dan Dixon, D.A 969. Influence of Lay Barge Motion On a Deep Water Pipeline Laid and Tension. Offsore Tecnologi Conference. Texas. Braskoro, S From Sallow to Deep Implications for Offsore Pipeline Design. Journal of te Indonesian Oil and Gas Community. Komunitas Migas Indonesia. Bai, Y. 00. Pipeline and Riser Volume 3. Elsevier Science, ltd. UK Guo, B Offsore Pipelines. Gulf Professional Publising. Elsevier Science, ltd. Oxford. American Petroleum Institute API RP T. Wasington DC. Cakrabarti, S.K Hydrodynamics of Offsore Structure. Computational Mecanics Publication. London. Battacaryya, R. 97. Dynamics of Marine Veicles. Naval Academy. U.S Sutomo, J. 00. Hand Out Hidrodinamika II. Jurusan Teknik Kelautan FTK ITS. Surabaya. Soegiono Teknologi Produksi dan Perawatan Bangunan Laut. Airlangga University Press. Surabaya. Syarifudin, I Analisa Tegangan Pipa Bawa Laut Karena Gerakan Barge Berdasarkan Time Domain Saat Laying. 0

11 Jurusan Teknik Surabaya. Kelautan FTK ITS. Panambang, A Analisa Tegangan Pipa Bawa Laut Akibat Gerakan Lay-barge Dengan Berdasar Frequensi Domain. Jurusan Teknik Kelautan FTK ITS. Surabaya. Purnama. A. Analisa Tegangan Pipa Bawa Laut Pada Proses Instalasi Akibat Gerakan Lay-barge Menggunakan Metode S-lay. Jurusan Teknik Kelautan FTK ITS. Surabaya.