1 STUDI PARAMETER PENGARUH TEMPERATUR, KEDALAMAN TANAH, DAN TIPE TANAH TERHADAP TERJADINYA UPHEAVAL BUCKLING PADA BURRIED OFFSHORE PIPELINE Saiful Rizal 1), Yoyok S. Hadiwidodo. 2), dan Joswan J. Soedjono 3) 1)2)3) Jurusan Teknik Kelautan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 E-mail: yoyok@oe.its.ac.id Abstrak: Tugas akhir ini membahas salah satu kasus buckling dalam kaitannya untuk menghindari timbulnya upheaval buckling pada buried offshore pipeline yang sedang beroperasi. Bahasan dalam tugas akhir ini mencakup analisa pengaruh temperatur, kedalaman, dan tipe terhadap terjadinya upheaval buckling, dalam tugas akhir ini dilakukan analisa dalam beberapa kondisi, yaitu pada temperatur 35 0 C, 60 0 C, dan 100 0 C, kedalaman penanaman pipa 1.5 meter, 2 meter, dan 3 meter, serta tipe sand dan clay. Selain itu, tugas akhir ini juga membahas tentang beban dan tegangan yang terjadi pada pipa saat terjadi upheaval buckling. Analisa yang dilakukan didasarkan pada kriteria yang ditetapkan oleh DNV OS F101, ASME 31.1, ASME 31.4 dan ASME 31.8, sedangkan untuk memodelkan pipa menggunakan software CAESAR 4.2. Dari hasil analisa, pengaruh kenaikan temperatur pada saat operasi terhadap upheaval buckling cukup signifikan, dimana semakin tinggi temperatur operasi maka semakin besar pula peluang terjadinya upheaval buckling. Sedangkan untuk pengaruh tipe dan kedalaman penanaman pipa, dimana semakin tinggi nilai cohesive dan semakin dalam penanaman pipa maka peluang terjadi upheaval buckling akan lebih kecil. Berdasarkan perhitungan diperoleh beban dan tegangan kritis pada pipa yang menyebabkan buckling sebesar 8.7 kn dan 361.2 kpa. Kata-kata kunci: beban kritis, buried offshore pipeline, upheaval buckling, tegangan kritis, temperatur. I. PENDAHULUAN Offshore pipeline merupakan sebuah jalur pipa yang berfungsi untuk menyalurkan aliran fluida dari fasilitas offshore ke fasilitas onshore, atau ke fasilitas offshore lainnya. Offshore pipeline biasanya dipendam di dasar laut agar terhindar dari aktivitas alur pelabuhan atau dermaga, serta dapat mengurangi pengaruh dari beban arus yang besar di sekitar konstruksi pipeline. Namun dengan melakukan pemendaman didalam akan muncul masalah baru yang harus dipertimbangkan dalam disain instalasi. Pada pipa yang dipendam didalam sering terjadi kegagalan yang disebut buckling. Kegagalan ini berupa deformasi tekukan yang bisa terjadi baik pada dinding pipa maupun seluruh bagian pipa. Buckling yang ditinjau kasus ini adalah global buckling dimana deformasi yang terjadi pada seluruh bagian segmen pipa. Kegagalan deformasi global yang menyebabkan pipa menekuk vertikal keatas seperti ini biasanya disebut sebagai upheaval buckling. Hal tersebut sangat membahayakan apabila tidak diantisipasi lebih awal. Tugas akhir ini akan mencoba menganalisa pengaruh temperatur, kedalaman, dan tipe terhadap terjadinya upheaval buckling. Dengan melakukan beberapa variasi kondisi diharapkan dapat diketahui pengaruh parameter tersebut terhadap upheaval buckling. Pipeline yang digunakan dalam tugas akhir ini adalah pipeline PT. Pertamina yang dioperasikan di daerah Muara Karang, Jawa Barat. Dalam tugas akhir ini code yang digunakan adalah DNV OS F101, ASME 31.1, ASME 31.4 dan ASME 31.8. II. URAIAN PENELITIAN Penelitian dilakukan dengan studi literatur dan pengumpulan data. Data-data yang digunakan dalam penelitian ini dapat dilihat pada tabel dan gambar dibawah ini. Tabel 1. Data pipeline Parameter Diameter pipa, OD 24 Ketebalan Pipa 0.5 Design Pressure 725 Hydrotest Pressure 834 Operating Pressure 700 Mechanical Design Temperature 140 Operating Temperature 95 Installation Temperature 77 Hydrotest Temperature 82.5 Nilai In Psi Massa Jenis Gas 0.04473 lb/ft 3 Kelas Material Pipa API 5L grd X52 SMYS 52000 SMTS 66000 Fluida Isi Natural Gas F Psi Modulus Young 30000000 Psi Rasio Poisson 0.3 Massa Jenis Pipa 490 lb/ft 3 Koefisien Ekspansi in/in 0.0000211 Termal F
2 Tabel 2. Data Parameter Submerged Unit Weight Silty 7.87 9.03 kn/m 3 Specific Gravity 2.66 2.68 Shear Strength 0-1 m depth 15-20 - kpa 1-3 m depth 14-120 - kpa Angle of Internal Friction 0-1 m depth - 26.1-27.8 deg. 1-3 m depth - 21.5-24.8 deg. D 50 0.0213 0.201 mm menahan gaya vertikal pipa maka akan terjadi upheaval buckling. Beban yang bekerja pada sistem pipa akan menyebabkan timbulnya tegangan dinding pipa. Kombinasi tegangan-tegangan yang bekerja pada dinding pipa akan menyebabkan regangan atau defleksi. Secara teoritis, tegangan hoop dan longitudinal yang bekerja pada pipa sama dengan yang bekerja pada bejana dinding tipis. Namun pada prakteknya dibutuhkan kondisi yang mendekati sebenarnya dilapangan. Maka metode perhitungan dan analisa tegangan yang mungkin terjadi pada sistem pipa telah diatur mengikuti code tertentu yang sesuai dengan kondisi operasi sistem pipa tersebut. 3.1. Properti Pipa III. HASIL DAN PEMBAHASAN Dalam perhitungan ini akan digunakan data-data operasional sesuai yang telah disebutkan pada bab sebelumnya, awal perhitungan adalah menghitung properti pipa. a. Cek ketebalan pipa t = PD 0 2S FET t = Ketebalan minimum pipa (mm) P = Tekanan disain operasi (MPa) Gambar 1. APN field layout Dengan menggunakan data-data tersebut dapat dilanjutkan dengan pemodelan pipeline. Langkah selanjutnya adalah analisa pengaruh temperature, kedalaman, dan tipe terhadap terjadinya upheaval buckling. Pada penelitian ini akan dijelaskan lebih detail mengenai salah satu jenis global buckling yaitu upheaval buckling. Sistem pipeline harus cukup kuat untuk menahan beban operasi selama instalasi pipeline dan saat kondisi operasinya. Selama kondisi operasi pipa akan mengalami pembebanan internal dan eksternal berupa perubahan tekanan dan temperatur fluida yang mengalir didalamnya. Pada saat operasional, temperatur pipa akan mengalami kenaikan dibandingkan dengan saat instalasi dilakukan. Kenaikan ini menyebabkan elongasi (pemanjangan) pipa yang besarnya tergantung pada sifat mekanik materialnya. Namun karena kondisi pipa yang dikubur didalam, maka pipa tidak dapat mengalami elongasi karena ditahan oleh gaya friksi dan berat timbunan tersebut. Kombinasi dari eksternal dan internal load diatas akan menyebabkan gaya aksial tekan efektif pada pipa. Jika pada pipa terdapat lekukan awal akibat kesalahan instalasi ataupun ketidakrataan permukaan maka gaya aksial efektif pipa ini akan berubah menjadi gaya tekan vertikal pipa terhadap lapisan diatasnya, jika total berat diatas pipa dan berat pipa itu sendiri tidak dapat t = 5.3 mm Do = Diameter eksternal pipa (mm) S = Specified Minimum Yield Stress (MPa) F = Faktor disain =0.8 (ASME B31.8) E = Faktor join longitudinal ( E = 1) T = Faktor temperatur = 1 (untuk pipa baja dengan temperatur operasi di bawah 250 F) Karena desain ketebalan pipa t= 12.7 mm maka cek ketebalan pipa terpenuhi. b. Luas permukaan pipa melintang A s = π D 0 t t As = 0.024 m 2
3 Tabel 4. Hasil perhitungan gaya aksial efektif c. Luas permukaan pipa dalam Temperatur ( 0 C) Gaya Aksial Efektif A i = π 4 D 0 2t 2 A i = 0.27 m 2 35 283.75 60 1168.28 100 3491.53 d. Luas permukaan pipa luar A 0 = π 4 D 0 2 A o = 0.29 m 2 e. Momen Inersia I = π 64 (D 0 2 D i 2 ) f. Massa pipa per satuan panjang W P = W Pe + W fluida Dengan, I = 0.001 m 4 W pe = 187.06 Kg/m (API 5L untuk Grade X 52) W fluida = A i ρ fluida = 0,19 kg/m Sehingga W p = 187.25 Kg/m 3.2. Tegangan pada Pipa Pada perhitungan tegangan yang terjadi pada pipa, dilakukan perhitungan pada keadaan temperatur yang berbeda, yaitu 35 0 C, 60 0 C, dan 100 0 C. Tabel 3. Hasil perhitungan tegangan Temperatur ( 0 C) Hoop (MPa) Tegangan Longitudinal (MPa) Ekivalen (MPa) 35 120 11.82 114.63 60 120-48.68 150.44 100 120-145.48 230.33 3.4. Gaya Friksi Gaya friksi pada pipa merupakan gaya friksi di sekeliling pipa, besarnya gaya friksi bergantung pada jenis, serta kedalaman penanaman pipa. Pada perhitungan gaya friksi dilakukan dengan tipe yang berbeda, yaitu sand dan clay. Pada perhitungan ini juga dilakukan variasi kedalaman penanaman pipa yang berbeda, yaitu 1.5m, 2m, dan 3m. Tabel 5. Hasil perhitungan gaya friksi Tanah Kedalaman (m) Gaya Friksi 3.5. Gaya Upheaval Buckling 1.5 18.4 2 29.1 3 57.2 1.5 30 2 40 3 60 Pada perhitungan gaya yang menyebabkan upheaval buckling ini dilakukan dengan semua variasi yang telah di jelaskan pada sub bab sebelumnya, yaitu temperatur, kedalaman, dan tipe. Variasi temperatur pada perhitungan ini, yaitu 35 0 C, 60 0 C, dan 100 0 C. Sedangkan untuk variasi tipe, yaitu sand dan clay. Serta pada variasi kedalaman penanaman pipa, yaitu 1.5m, 2m, dan 3m. Tabel 6. Perhitungan Upheaval Buckling pada suhu 35 0 C dan kedalaman penanaman 1.5 m 3.3. Gaya Aksial Efektif Pada perhitungan gaya aksial efektif yang terjadi, dilakukan perhitungan pada keadaan temperatur yang berbeda, yaitu 35 0 C, 60 0 C, dan 100 0 C. Melalui perhitungan gaya aksial akibat pengaruh kenaikan temperatur pada saat kondisi operasi, dapat dibuktikan bahwa kenaikan temperatur sangat berpengaruh besar terhadap gaya aksial yang terjadi. Hal ini ditunjukan dengan tabel berikut: wrard 0.69 0.034 no 0.20 4.67 0.230 no 0.30 7.73 0.381 no 0.50 20.29 12.57 0.619 no 0.70 16.50 0.813 no 0.90 19.91 0.981 no 1.00 21.47 1.058 yes
4 0.69 0.022 no 1.50 28.29 0.457 no 0.30 7.73 0.242 no 0.50 12.57 0.394 no 0.80 31.87 18.26 0.573 no 1.40 27.03 0.848 no 2.50 61.87 39.12 0.632 no 3.50 47.92 0.775 no 4.50 55.53 0.898 no 5.40 61.68 0.997 no 1.70 30.70 0.963 no 1.80 31.85 0.999 no Tabel 7. Perhitungan Upheaval Buckling pada suhu 35 0 C dan kedalaman penanaman 2 m wrard 0.69 0.022 no 0.30 7.73 0.250 no 0.50 12.57 0.406 no 0.80 30.95 18.26 0.590 no 1.10 22.95 0.742 no 1.40 27.03 0.873 no 1.70 30.70 0.992 no 0.69 0.017 no 0.40 10.30 0.246 no 0.80 18.26 0.436 no 1.20 41.87 24.37 0.582 no 1.70 30.70 0.733 no 2.20 36.15 0.863 no 2.75 41.47 0.990 no Tabel 8. Perhitungan Upheaval Buckling pada suhu 35 0 C dan kedalaman penanaman 3 m wrard 0.69 0.012 no 0.50 12.57 0.213 no 1.00 21.47 0.364 no 1.50 59.03 28.29 0.479 no 2.50 39.12 0.663 no Tabel perhitungan di atas menunjukan hubungan antara kejadian upheaval buckling dengan variasi tipe dan kedalaman penanaman pipa pada saat suhu 35 0 C. Dari tabel di atas pada tipe sand pada kedalaman penanaman pipa 1.5 m, 2 m, dan 3 m, pipa akan mengalami upheaval buckling dengan imperfection height lebih dari 0.9 m, 1.7 m, dan 4.9 m. Sedangkan untuk tipe clay pada kedalaman penanaman pipa 1.5 m, 2 m, dan 3 m, pipa akan mengalami upheaval buckling dengan imperfection height lebih dari 1.8 m, 2.75 m, dan 5.4 m. Dari perhitungan tersebut, maka pengaruh tipe dan kedalaman penanaman terhadap upheaval buckling cukup besar. Dimana semakin tinggi cohesive dan semakin dalam penanaman pipa, maka peluang kejadian upheaval buckling akan lebih kecil. Dengan demikian bisa dikatakan bahwa pengaruh tingkat cohesive dan kedalaman penanaman pipa berbanding terbalik dengan kejadian upheaval buckling. Apabila tingkat cohesive dan kedalaman penanaman pipa adalah parameter yang berbanding terbalik dengan kejadian upheaval buckling, maka bagaimana pengaruh perubahan temperatur dalam kasus upheaval buckling? Berikut perhitungan kejadian upheaval buckling dengan parameter variasi kenaikan temperatur. Tabel 9. Perhitungan Upheaval Buckling pada suhu 100 0 C pada kedalaman penanaman 3 m 0.01 wrard 28.47 0.482 no 0.02 59.03 43.95 0.745 no 0.03 55.83 0.946 no 0.04 65.85 1.115 yes 0.01 28.47 0.460 no 0.02 43.95 0.710 no 61.87 0.03 55.83 0.902 no 0.04 65.85 1.064 yes 3.50 47.92 0.812 no 4.90 58.34 0.988 no 0.50 12.57 0.203 no 1.00 21.47 0.347 no
5 Tabel 10. Perhitungan Upheaval Buckling pada suhu 60 0 C pada kedalaman penanaman 3 m 0.05 wrard 19.06 0.323 no 30.64 0.519 no 0.15 59.03 39.53 0.670 no 0.20 47.02 0.797 no 0.25 53.63 0.908 no 0.30 59.60 1.010 yes 0.05 19.06 0.308 no 30.64 0.495 no 0.15 39.53 0.639 no 0.20 61.87 47.02 0.760 no 0.25 53.63 0.867 no 0.30 59.60 0.963 no 0.35 65.09 1.052 yes Dari tabel perhitungan dan grafik di atas menunjukan hubungan antara kejadian upheaval buckling dengan variasi temperatur pada kedalaman penanaman pipa 3 m. Dari tabel di atas untuk temperatur 60 0 C pada tipe sand dan clay, pipa akan mengalami upheaval buckling dengan imperfection height lebih dari 0.25 m dan 0.30 m. Sedangkan untuk temperatur 100 0 C, pada tipe sand dan clay, pipa akan mengalami upheaval buckling dengan imperfection height yang sama, yaitu lebih dari 0.03 m. Dari perhitungan tersebut, maka pengaruh kenaikan temperatur terhadap upheaval buckling cukup besar. Dimana semakin tinggi temperatur pada saat kondisi operasi, maka peluang kejadian upheaval buckling akan lebih besar. Dengan demikian bisa dikatakan bahwa pengaruh kenaikan temperatur berbanding lurus dengan kejadian upheaval buckling. 3.7. Analisa Buckling Kolom Euler Fenomena buckling kolom merupakan kasus struktur yang mengalami kegagalan akibat gaya aksial kompresif. Ditinjau dari segi mekanika, global buckling, pada pipa yang ujung-ujungnya di pasak (pin-pin) dapat dimodelkan atau dianggap sebagai kolom yang mengalami beban aksial kompresif. Pada kolom yang di pasak maka kolom dianggap dapat melawan gaya horizontal dan vertikal pada ujungujungnya. Pada model ini, pipa berada di dalam sehingga dianggap bisa menahan gaya vertikal dan horizontal pada ujung-ujungnya. kritisnya, hal ini tentunya sangat dihindari dalam mendisain pipa. Pcr = π2 EI L 2 Pcr = 8.7 kn Berdasarkan perhitungan diatas diperoleh beban kritis sebesar 8.7 kn. Nilai tersebut sangat kecil, dikarenakan panjang pipa yang ditinjau sepanjang 500m. Sedangkan besar beban gaya aksial efektif pipa pada temperatur 35 0 C sebesar 283.75 kn. Maka dapat disimpulkan bahwa buckling akan terjadi pada saat gaya aksial mencapai beban kritis 8.7 kn. π2 E ς cr = ( L r) 2 ς cr = 361.2 KPa Berdasarkan perhitungan tegangan kritis diatas diperoleh tegangan minimum yang akan menyebabkan buckling sebesar 361.2 KPa. Apabila dibandingkan dengan perhitungan tegangan ekivalen yang terjadi pada pipa pada saat temperatur 35 0 C sebesar 114.6 MPa, maka tegangan kritis untuk terjadi buckling sangat kecil. Hal tersebut terjadi dikarenakan hubungan tegangan kritis Euler terhadap slenderness ratio berbanding terbalik, dimana semakin panjang pipa yang ditinjau maka tegangan minimum yang dibutuhkan pipa untuk mengalami buckling akan semakin kecil. Fenomena ini disebabkan karena pada pipa yang sangat panjang yang mendapat beban aksial kompresif maka pipa akan semakin mudah mengalami perlakuan secara global. 3.8. Displacement Pipa yang Terjadi Dengan persamaan yang sudah disesuaikan untuk penyelesaian kasus ini maka didapatkan panjang buckling yang terjadi dengan menggunakan persamaan 15 sebagai berikut: L = 1,6856 106 EI 3 w 2 AE 0.125 Sehingga dengan demikian dapat diketahui panjang buckling yang terjadi pada pipeline. Kemudian berdasarkan panjang buckling yang terjadi tersebut dapat diketahui defleksi maksimum yang terjadi dengan persamaan 14 untuk setiap variasi kedalaman dan tipe. wl4 3 y = 2.408 10 EI Berdasarkan perhitungan dari kedua persamaan diatas maka didapatkan variasi panjang buckling dan besar defleksi maksimum yang terjadi seperti pada table dibawah ini: Dalam bab sebelumnya telah diuraikan teori beban kritis buckling kolom dinyatakan dalam persamaan Pcr = π 2 EI/L 2. Persamaan tersebut dapat terlihat bahwa semakin panjang kolom yang ditinjau maka semakin kecil beban
6 Tabel 11. Panjang buckling dan defleksi maksimum yang terjadi Panjang Defleksi Kedalaman Buckling Maksimum Tanah (m) (m) (m) 1.5 41.48 0.66 2 37.32 0.66 3 31.76 0.66 1.5 37.05 0.66 2 34.61 0.66 3 31.39 0.66 Berdasarkan tabel diatas dapat disimpulkan bahwa panjang buckling dipengaruhi oleh besar beban, dimana semakin besar beban maka panjang buckling yang terjadi semakin kecil. Dari tabel diatas diperoleh panjang buckling untuk tipe sand pada kedalaman 1.5 m, 2 m, dan 3 m berturut-turut sebesar 41.48 m, 37.32 m, dan 31.76 m. Sedangkan untuk tipe clay pada kedalaman 1.5 m, 2 m, dan 3 m diperoleh panjang buckling sebesar 37.05 m, 34.61 m, dan 31.39 m. Dan untuk besar defleksi maksimum yang terjadi pada pipa relatif sama yaitu sebesar 0.66 meter. IV. KESIMPULAN/RINGKASAN Dari analisa yang telah dilakukan dapat diambil kesimpulan bahwa pengaruh kenaikan temperatur pada saat kondisi operasi terhadap upheaval buckling cukup signifikan, dimana dengan semakin tinggi temperatur maka semakin besar pula peluang terjadinya upheaval buckling pada pipa. Dengan demikian bisa dikatakan bahwa kenaikan temperatur berbanding lurus dengan terjadi nya upheaval buckling. Sedangkan untuk pengaruh tipe dan kedalaman penanaman terhadap upheaval buckling juga cukup besar. Dimana semakin tinggi cohesive dan semakin dalam penanaman pipa, maka peluang kejadian upheaval buckling akan lebih kecil. Dengan demikian bisa dikatakan bahwa pengaruh tingkat cohesive dan kedalaman penanaman pipa berbanding terbalik dengan kejadian upheaval buckling. Berdasarkan perhitungan diperoleh beban kritis sebesar 8.7 kn, nilai tersebut sangat kecil, dikarenakan panjang pipa yang ditinjau sepanjang 500m. Sedangkan untuk tegangan kritis, berdasarkan perhitungan tegangan kritis diperoleh tegangan minimum yang akan menyebabkan buckling sebesar 361.2 KPa. Apabila dibandingkan dengan perhitungan tegangan ekivalen yang terjadi pada pipa pada saat temperatur 35 0 C sebesar 114.6 MPa, maka tegangan kritis untuk terjadi buckling sangat kecil. Hal tersebut terjadi dikarenakan hubungan tegangan kritis Euler terhadap slenderness ratio berbanding terbalik, dimana semakin panjang pipa yang ditinjau maka tegangan minimum yang dibutuhkan pipa untuk mengalami buckling akan semakin kecil. UCAPAN TERIMA KASIH Penulis mengucapkan terima kasih kepada seluruh civitas akademika Jurusan Teknik Kelautan dan Keluarga Besar Leviathan atas semangat yang diberikan kepada penulis dalam mengerjakan penilitian ini. DAFTAR PUSTAKA American Society of Mechanical Engineering (ASME) B31.1, 2002, Power Piping Non-madatory Appendix VII Procedur for The Design of Restrained Underground Piping, USA. American Society of Mechanical Engineering (ASME) B31.4, 2002, Pipeline Transportation Sistem for Liquid Hydrocarbon and Other Liquid, USA. American Society of Mechanical Engineering (ASME) B31.8, 2003, Gas Transmission and Distribution Piping System, USA.. American Petroleum Institute (API) 5L, 2000, Specification for Line Pipe, USA. Det Norske Veritas (DnV) OS-F101, 2000, Submarine Pipeline Sistem, Hovk, Norway: Veritasvein. Dr. Hobs, R.E., 1981. Pipeline Buckling Caused by Axial Loads, Journal of Constructional Steel Research Vol.1, No.2. Harahap,D., 2007, Analisis Kasus Upheaval Buckling Pada Onshore Pipeline, Tugas Akhir : Institut Teknologi Bandung. Ju G.Y and Kyriakides S., 1988, Thermal Buckling of Offshore Pipeline, Journal of Offshore Mechanics and Arctic Engineering. Palmer, A.C., 1990, Design of Submarine Pipelines Against Upheaval Buckling, OTC, Houston, Texas. Popov, E.P., 1978, Mechanism of Material, Edisi ke-2, Prentice Hall, inc, Englewood Cliff, New Jersey, USA. Prayoga, F.S.,2011, Studi Pengaruh Temperature, Tekanan Internal dan Kedalaman Tanah terhadap Mekanisme Upheaval Buckling pada Onshore Pipeline, Tugas Akhir : Jurusan Teknik Kelautan. Rahman, F.F.,2012, Analisa Penyebab terjadinya upheaval buckling pada pipeline 16 dan corrective action, Tugas Akhir: Jurusan Teknik Kelautan. Soegiono. 2004. Teknologi Produksi dan Perawatan Bangunan Laut. Surabaya: Airlangga University Press.