JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-5
1
Analisa Kekuatan Ultimate Struktur Jacket Wellhead Tripod Platform akibat Penambahan Conductor dan Deck Extension Fahmi Nuriman, Handayanu, dan Rudi Walujo P Teknik Kelautan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 E-mail:
[email protected] • Abstrak— Jacket wellhead tripod platform merupakan salah satu dari struktur bangunan lepas pantai (Offshore Structure) yang berfungsi untuk mengeksploitasi migas lepas pantai. Jacket terletak di daerah ardjuna field, laut jawa, Indonesia telah berumur 20 tahun dan akan dimodifikasi dengan ditambah conductor dan deck extension. Struktur platform yang diberi conductor dan deck extension / dimodifikasi haruslah memenuhi standar yang sesuai dengan API RP 2A yang menyebutkan bahwa struktur harus dianalisa pushover dan harus didapatkan Reserve Strength Ratio (RSR) minimal 0.8 untuk unmanned platform agar struktur dapat diakatakan aman/safe. Struktur telah dimodelkan space frame dengan pile soil elemen menggunakan pemodelan elemen hingga global. Struktur dikenai beban lateral ekstrim (gelombang, angin, arus) pada 12 arah pembebanan. Dari hasil analisa pushover didapatkan RSR terkecil sebesar 2.94 pada arah pembebanan arah 1200. Sehingga RSR dari struktur jacket wellhead tripod platform memenuhi kriteria RSR yang disyaratkan oleh API RP 2A WSD sebesar 0.8 untuk unmanned platform. Hasil analisa pushover pada analisa global struktur menunjukan nilai tegangan maksimum 262 Mpa. Hal ini berbeda dengan analisa lokal struktur yang menghasilkan tegangan maksimum 278,6 Mpa. Hal ini dikarenakan pada analisa global tidak memperhitungkan adanya perubahan geometry berupa pemipihan/ ovalisasi dari penampang tubular struktur.
menyertainya. Salah satu diantara hal yang sangat penting dalam analisa suatu struktur bangunan lepas pantai saat adanya penambahan / modifikasi dari struktur adalah analisa atas kekuatan atau kemampuan suatu struktur untuk memenuhi target dan standard desain yang telah ditetapkan. Analisa tersebut dapat dilakukan dengan berbagai cara untuk mendapatkan kapasitas maksimal struktur untuk menerima beban. Analisa ultimate strength atau pushover analysis adalah salah satu cara untuk mengetahui besarnya kapasitas struktur untuk menerima beban maksimal [1]. Analisa pushover dapat di definisikan suatu metode yang dipakai dalam menganalisa keruntuhan struktur dan merupakan analisa nonlinear dengan pembebanan inkremental untuk menentukan pembebanan yang menyebabkan struktur runtuh. Serta merupakan salah satu cara untuk mengetahui besarnya kapasitas struktur untuk menerima beban maksimal. Metode yang dilakukan adalah dengan melakukan simulasi penambahan beban secara bertahap sampai struktur tersebut runtuh. Dari hasil tersebut akan diketahui Reserve Strength Ratio (RSR) atau rasio kekuatan cadangan struktur. II. URAIAN PENELITIAN
Jacket,
A. Studi Literatur Dalam tugas akhir ini, literatur-literatur yang dipelajari adalah tugas akhir yang pernah dilakukan sebelumnya dan jurnal yang berkaitan langsung dengan penelitian ini serta buku-buku sebagai tambahan referensi dalam penyelesaian masalah.
Fixed jacket platform merupakan salah satu dari struktur bangunan lepas pantai (Offshore Structure) yang berfungsi untuk mengeksplorasi dan mengeksploitasi migas lepas pantai. Struktur Fixed jacket platform banyak digunakan dalam eksplorasi migas di Indonesia, khususnya di laut jawa. Untuk meningkatkan produksi hidrokarbon pada suatu Jacket Wellhead Platform memerlukan adanya penambahan well (sumur). Penambahan well tersebut memerlukan adanya tambahan well conductor disertai deck extension yang
B. Pengumpulan Data Data-data yang digunakan adalah data-data yang didapatkan dari laporan milik Tripatra Engineers Constructors [2] Datadata tersebut diantaranya adalah: 1. Data as build drawing struktur Jacket Wellhead Tripod Platform 2. Data Lingkungan Data Lingkungan yang dipakai adalah data lingkungan Ardjuna Field untuk 100 tahunan. i. Kondisi Geografis Koordinat dari platform ini adalah 005˚ 54’ 24.96” Lintang Selatan dan 108˚ 04’ 43.03” Bujur Timur
Kata
Kunci—
Conductor,
Deck
extension,
Pushover, RSR I. PENDAHULUAN
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-5 ii. Kedalaman Laut dan Kondisi Pasang Surut Kedalaman laut di lokasi yaitu 145,417 feet dari MSL. iii.Gelombang Data gelombang yang digunakan dalam Tugas Akhir ini adalah data gelombang pada Laporan Metocean Ardjuna Field dengan periode ulang 100 tahun. iv. Data tanah Data tanah yang digunakan untuk analisa struktur pada platform ini didapatkan dari data Boring : ‘HZEB’ lokasi Ardjuna Field, Offshore Java Indonesia” oleh PT. Soilmaklelan Indonesia. v. Data material Tegangan ijin yang dijinkan adalah yang mengacu pada API RP 2A. Nilai dari Allowable Stresses yang dijinkan untuk dimasukkan dalam Load Conditions adalah sebagai berikut: - Inplace 1-tahun Kondisi Operasi = 1.003 - Inplace 100 –tahun Kondisi Badai = 1.333 Angka keamanan tiang pancang untuk berbagai kondisi desain diperlihatkan adalah sebagai berikut : - Inplace = 2.000 Grade dan kekuatan Baja yang digunakan pada Struktur ini mengacu pada : • Semua tubular <16 in. OD API 5L Grade B Fy=35 ksi • Semua tubular >16 in. OD ASTM A36 Fy=36 ksi • Rolled Steel Section ASTM A36 Fy=36 ksi
2 dan 9,3 s untuk kondisi storm. Tinggi dan periode maksimum gelombang yang didapat, dikombinasikan dengan kedalaman perairan (d), gaya grafitasi (g), serta kecepatan arus pada permukaan (V) digunakan untuk menentukan teori gelombang yang tepat digunakan pada perairan Platform beroperasi. Berdasarkan penarikan garis pada Grafik Region of Validity, teori gelombang yang digunakan dalam perairan adalah teori gelombang Stoke Orde 5. Dari teori gelombang yang digunakan maka kita dapat menentukan kecepatan dan percepatan partikel air yang melewati struktur.. Bila D/L kecil (D/L≤ 0.2) maka pola aliran fluida tidak akan terganggu dan besarnya gaya dapat dihitung dengan persamaan Morison (O’Brien dan Morison, 1952). Persamaan Morison menyatakan bahwa gaya gelombang dapat diekspresikan sebagai penjumlahan dari gaya seret (drag force, FD), yang muncul akibat kecepatan partikel air saat melewati struktur, dan gaya inersia (inertia force, FM) akibat percepatan partikel air [3]. Berikut adalah arah beban gelombang dan arus pada struktur:
C. Pembuatan model global Pemodelan pada tahap ini menggunakan pemodelan elemen hingga secara gobal. Tujuan dari pemodelan ini adalah untuk analisa pushover jacket ..
Gambar 2. Arah beban gelombang dan arus pada struktur
E. Modifikasi Platform Modifikasi platform dilakukan dengan menambahkan deck extension dan conductor. Penambahan deck extension dan conductor dilakukan pada wellhead tripod platform untuk meningkatkan kapasitas produksi hidrokarbon pada platform tersebut. Penambahan deck extension dilakukan di sebelah utara main deck dengan dilengkapi 2 well conductor yang berada di dalamnya. Gambar deck extension beserta 2 well conductor adalah sebagai berikut : Gambar 1. Model global struktur jacket wellhead tripod platform
Jumlah nodes adalah 506, jumlah member adalah 888. Struktur dimodelkan space frame dengan pile soil elemen. D. Analisa Beban Gelombang. Dari pengolahan data probability of individual wave yang didapat dari wave scatter diagram, maka didapatkan tinggi gelombang maksimum (H) dan periode gelombang maksimum (T) sebesar 16,4 ft dan 7 s untuk kondisi operating dan 27,3 ft
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-5
3 Tabel 2. Hasil analisa member check pada tiap arah gelombang
Tabel 3. Hasil analisa joint punching shear check pada tiap arah gelombang
Gambar 3. Penambahan deck extension dan well conductor
Penambahan deck extension dan conductor tersebut berarti memberikan perubahan load dan facility pada struktur. Menurut API RP 2A[4] modifikasi platform yang memberikan perubahan load pada struktur minimal 10 % berarti dianggap significant. Tabel selfweight struktur sebelum dan sesudah dimodifikasi adalah sebagai berikut : Tabel 1. Selfweight model struktur
Model Struktur
Berat (kips)
Sebelum dimodifikasi
515.197
Setelah dimodifikasi
573,541
Dari hasil didapatkan selisih perubahan load pada struktur adalah 10,17 %, sehingga perubahan/ modifikasi struktur menurut API RP 2A dianggap significant. III. HASIL DAN DISKUSI A. Analisa Inplace (Design Level Analysis) Menurut API RP 2A, jika perubahan/modifikasi platform dianggap significant, maka bisa dilanjutkan dengan melakukan pushover analysis. Tetapi sebelum melakukan pushover analysis, terlebih dulu dilakukan analisa inplace kondisi storm platform yang sudah dimodifikasi pada semua arah gelombang untuk mengetahui arah gelombang yang mengakibatkan struktur mengalami kondisi UC yang paling kritis. Analisa inplace dilakukan pada dua belas arah pembebanan yaitu arah 0, 30, 60, 90, 120, 150, 180, 210, 240, 270, 300, 330 derajat. Hasil analisa inplace kondisi storm pada stuktur yang telah dimodifikasi bisa dilihat pada tabel berikut :
Dari hasil analisa inplace terdapat member stress kritis pada dua arah pembebanan gelombang. Arah gelombang yang relatif membuat struktur paling kritis adalah gelombang arah 0o dan arah 30o karena terdapat nilai UC yang kritis (lebih dari 1), sehingga diperlukan analisa pushover pada struktur tersebut. B. Analisa Pushover (Ultimate Streght Analysis) Pada analisis pushover digunakan model struktur yang mengalami dua pembebanan penting, yakni beban lingkungan (wave, curent, wind) dengan besar yang sama dengan inplace storm dan beban vertikal dengan besar yang sama dengan inplace operasional. Beban vertikal yang diterima oleh struktur ditingkatkan menjadi satu kali sedangkan beban lingkungan dari masing – masing arah tinjauan ditingkatkan dengan pembesaran sebesar 8.333% (0.08333) dari beban rencana. Secara keseluruhan platform akan runtuh / collapse setelah adanya member yang plastis karena terbentuknya plastic hinge. Hal ini akan mengurangi kekakuan struktur. Adanya member plastis ini dapat menyebabkan kegagalan joint (joint failure) dan joint plastis. Dengan gaya yang semakin bertambah peluang buckling juga muncul bila gaya tekan melebihi kapasitas penampangnya. Hasil analisa pushover pada dua belas arah pembebanan lingkungan dapat dilihat pada tabel berikut :
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-5 Tabel 4. Hasil analisa pushover pada tiap arah gelombang
Pada tabel dapat dilihat bahwa struktur runtuh (collapse) diakibatkan oleh joint plastis dan joint failure. Sedangkan nilai RSR yang paling kecil/ kritis berada pada struktur dengan arah beban lingkungan 120 derajat bernilai 2,948 yang diakibatkan oleh joint plastis. C. Analisa arah pembebanan 1200 Gelombang arah 120o digunakan karena merupakan salah satu arah gelombang yang signifikan berpengaruh kritis terhadap struktur. Pada analisa pushover di gelombang arah 120o ini dihasilkan member yang mengalami plastis terlebih dulu adalah member leg 401L- 501L (LGD) saat mencapai increment ke 27 dengan load factor 2.167. Sedangkan platform mengalami keruntuhan secara keseluruhan / collapse pushed over adalah saat keseluruhan struktur sudah tidak dapat lagi menahan / meneruskan lagi beban beban yang terjadi. Platform mengalami keruntuhan secara keseluruhan yaitu pada saat mencapai increment ke 38 dengan load factor 3.08. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada gambar berikut :
4 2. Pada load faktor 2.0 (increment ke 25 ) , rasio plastisitas yang terjadi pada member belum menunjukkan perbedaan nilai rasionya. Hal itu dapat dilihat dari variasi warna yang terlihat. Dalam load faktor ini hanya member 401L-501L (LGD) yang mempunyai plastisitas 50 %. 3. Analisa dengan load faktor 2.5 (increment ke 31) menunjukkan mulai terdapat member yang mengalami plastisitas 100 % yaitu member 401L-501L (LGD). Lalu member member lainnya mempunyai plastisitas dibawah 75%. Hal ini terlihat dari warna yang terdapat pada member. 4. Analisa dengan load factor 3.08 (increment ke 38) menunjukkan bahwa sebagian besar member mengalami plastisitas 100 %. Pada increment ini struktur mengalami keruntuhan/ collapse. Kurva hubungan antara beban lateral (base shear ) dengan 401L-501L (LGD) adalah sebagai berikut :
total displacement pada joint
Gambar 5. Kurva hubungan beban lateral dengan total displaement pada joint 401L-501L
Kurva hubungan antara load factor dengan axial stress pada joint 401L-501L (LGD) adalah sebagai berikut :
Gambar 4. Pushover pada increment ke 38 dengan load factor 3.08 dan nilai RSR 2,94
Berikut adalah hasil analisa dari analisa collapse dengan menggunakan beban gelombang arah 120o : 1. Pada load faktor 1.08 (increment ke 14), belum terdapat member yang mulai menunjukkan plastisitas. Perbedaan rasio plastisitas ditunjukkan pada perbedaan warna yang terdapat pada member.
Gambar 6. Kurva hubungan load factor dengan axial stress pada joint 401L-501L
Dari gambar 4.6 terlihat bahwa stress yang terjadi semakin naik seiring dengan pertambahan load factor. Stress pada member tersebut sudah melewati 36 Ksi (248 MPa) yang merupakan tegangan ijin dari member tersebut, sehingga member tersebut sudah memasuki daerah plastis. Lalu pada load factor 3 mengalami nilai stress tertinggi (ultimate stress) sebesar 38 Ksi (262 MPa) yang kemudian diikuti nilai stress yang semakin menurun .
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-5 D. Hasil Anlisa Tegangan pada ANSYS Hasil analisa tegangan pada ANSYS Workbench structural static - non linear yang telah dilakukan mendapatkan hasil seperti gambar berikut :
5 IV. KESIMPULAN DAN RINGKASAN Dari analisa yang telah dilakukan maka didapatkan kesimpulan sebagai berikut: • Nilai RSR pada struktur jacket wellhead tripod platform bernilai 2,94. Sehingga platform dikatakan masih memenuhi syarat berdasarkan API RP2A untuk unmanned platform yang nilai RSR nya minimal 0,8. • Hasil analisa pushover pada analisa global struktur menunjukan nilai tegangan maksimum 262 MPa. Hal ini berbeda dengan analisa lokal struktur yang menghasilkan tegangan maksimum 278,6 MPa.. Hal ini dikarenakan pada analisa global menggunakan tidak memperhitungkan adanya perubahan geometry berupa pemipihan/ ovalisasi dari struktur. UCAPAN TERIMA KASIH
Gambar 7. Hasil analisa tegangan ANSYS dan lokasi perubahan geometri
Pada hasil analisa lokal pada member yang telah dilakukan didapatkan hasil sebaran stress (tegangan) dan nilai tegangan maksimum 278,6 MPa dan nilai tegangan minimum 2,2297 MPa. Dari hasil analisa juga terlihat terjadi perubahan geometri pada struktur yang menjadi memipih / oval. Deformasi plastis berupa memipihnya geometri struktur / ovalisasi yang terjadi pada struktur ternyata tidak diperhitungkan dalam analisa global pada SACS. Sehingga nilai tegangan maksimum saat kondisi ultimate pada analisa global menggunakan SACS hasilnya sedikit berbeda dengan analisa lokal menggunakan ANSYS. Berikut adalah hasil tegangan maksimum dari analisa global dan analisa lokal : Tabel 5. Nilai Tegangan maksimum pada analisa global dan analisa lokal
Tegangan maksimum (MPa) Analisa global
Analisa lokal 262
278.6
E. Meshing Sensisivity pada ANSYS Tujuan meshing sensisivity adalah untuk mendapatkan hasil ukuran meshing yang tepat sehingga output yang dihasilkan relatif stabil / tepat dan tidak terlalu fluktuatif terhadap perubahan meshing. Ukuran meshing divariasikan ada dua ukuran, sedangkan nilai beban sebagai input adalah tetap. Hasil dari variasi meshing beserta output tegangan yang terjadi adalah sebagai berikut : Tabel 6. Hasil meshing sensisivity analysis
jumlah elemen
Tegangan maksimum (Mpa)
31700
278.6
48600
287.2
Nilai stress maksimum dari variasi dua meshing akan stabil jika selisih tegangan maksimumnya kurang dari 5%. Dari hasil yang didapat terlihat hasil yang stabil karena selisih tegangan maksimum nya adalah 3.08%
Dalam pengerjaan penelitian ini tidak terlepas dari bantuan serta dorongan moral maupun material dari banyak pihak baik secara langsung maupun tidak langsung. DAFTAR PUSTAKA [1]
[2] [3] [4]
Yudhistira, 2006, Analisa Ultimate Strenght Struktur Jacket LWA Berbasis Resiko dengan MicroSAS, Jurnal Tugas Akhir, Jurusan Teknik Kelautan-ITS. Surabaya. PT. Tripatra Engineering, “Structural Analysis Report of HZEB Jacket Platform”. Desember 2011 (Engineering Report) Chakrabarti, S.K., 1987, Hydrodynamics of Offshore Structure, Computational Mechanics Publications Southampton, Boston, USA. API RP 2A,2000 “Recommended Practice for Planning, Designing & Constructing Fixed Offshore Platforms – Working Stress Design”, 21th Edition, American Petroleum Institue. (Code)
