Di alam ini semua penuh dengan ketidakpastian (jadi ingat kata dosen saya, pak Daniel M Rosyid hehe…).. Dan untuk mengakomodir semua ketidakpastian ini maka analisa kita harus bisa memperhitungakan semua kemungkinan yang terjadi. Kemungkinan berapa tinggi gelombang, berapa periode gelombang, dan dari mana datangnya gelombang yang mungkin akan dihadapi kelak pada saat instalasi.. Jadi, kalo saya kebiasaannya selalu menghitung semua kemungkinan itu. Selain untuk melindungi diri sendiri juga biasa si client memintanya seperti itu. Bagaimana saya melakukan dynamic analysis untuk pipeline installation? Lanjuuttt..

Saya ataupun sapa saja tidak akan pernah tau berapa tinggi gelombang yang akan terjadi, maka saya selalu meng-konsider range tinggi gelombang dalam analisa saya, misalnya dari 1m sampai 3m dengan kenaikan setiap 0.25m (jadi ada 9 variabel tinggi gelombang). Selain itu karena saya juga tidak pernah tau berapa pastinya periode gelombang yang akan terjadi, maka saya selalu meng-konsider range periode gelombang, biasanya sesuai dengan semua yang saya punya pada data RAO vessel, contoh dari 7s sampai 17s dengan kenaikan setiap 2s (jadi ada 6 variabel periode gelombang). Yang paling penting lagi gak ada yang bisa menjamin pastinya arah datangnya gelombang, jadinya saya selalu mengkonsider semua kemungkinan datangnya gelombang, biasanya sih dari 0 derajat sampai 180 derajat dengan kenaikan setiap 45 derajat (jadi ada 6 variabel tinggi gelombang). Dari semua variable itu yang bisa saya turunkan jumlahnya adalah variable tinggi gelombang. Katakanlah target saya adalah untuk bisa mendapatkan workability min 1.5m tinggi gelombang karena mungkin Metocean data menunjukkan sekitar 80% kemungkin tinggi gelombang yang terjadi adalah dibawah 1.5m… Tapi apakah kita hanya menggunakan 1 variabel saja untuk tinggi gelombang yaitu 1.5m? Ya tidak dunk, itu kan target saya, tapi saya mana tau yang akan terjadi nanti. Lah kalo terjadi 2m gimana? Kalo gak dianalisa terus tiba-tiba terjadi beneran gimana? Hehe.. masak harus abandon? Makanya itu saya tetep memakai range tapi dimulai dari 1.5m sampai 2.5 (menurut saya gelombang 2.5m sudah cukup tinggi untuk prosess instalasi, meskipun vesselnya mampu tapi kita kembali lagi ke safety, kecuali emang utk kasus-kasus tertentu yang lautnya ganas), jadinya total variable tinggi gelombangnya turun menjadi 5.

Dan kalo kita buat matriksnya dari semua variable-variabel tersebut maka saya harus menyiapkan input OFFPIPE sekitar 5 x 6 x 6 = 180 hahaha… Are you kidding me? No, I am serious dude!

Yang jelas dari semua inputan itu akan saya run, lalu dioleh hasilnya… Dari hasil itu lalu saya mencari berapa tinggi maximum yang masih mampu di-cover sama vessel saya untuk setiap periode gelombang dan arah gelombang. Tabel di bawah ini merupakan contoh rekapitulasinya (=misal untuk arah 0 derajat).

Data ini yang akan kita kasih ke orang di offshore untuk action mereka nantinya. Contohnya di offshore terjadi periode 9s dan gelombang datang dari arah 0 derajat maka mereka akan tau kalo vessel mereka hanya mampu melakukan pekerjaan maximum di tinggi gelombang 1.50m. Diatas itu harus abandon, atau bisa diakalin dengan me-rotate vessel (=DP vessel) sekitar 5 derajat dan keep laying asalkan dengan arah ini bisa menghasilnya sea-state criteria yang lebih bagus (biasa akan dilakukan analisa dadakan di offshore). Untuk memudahkan membaca table maka biasa kita juga memberikan grafik (Gambar 1 adalah contoh grafiknya).

Gambar 1 Maximum Allowable Hs

So, as simple as it is kan? Hehe… kalo udah jadi sih simple bang…

Yang jadi masalah biasanya adalah membuat 180 input dan mengolah output dari 180 input tadi. Sebenarnya bukan masalah sih karena buat input ya gitu-gitu aja dan olah output juga ya gitu-gitu aja kan? Tapi kalo gitu-gitunya 180 kali dan 180 kali lagi kan ya manjadi gitu-gitu banget deh hehe… BISA tapi lamaaaaaaa banget kan? Atau malah pusing membuat input 180 dan olah putput 180, pusing liat angka, plot nya, baca, lalu pindah ke excel, bisa-bisa muntah deh karena kebanyakan liat angka dan prosess yang gitu-gitu aja terus menerus..

Makanya itu kita perlu belajar scripting utk membuat smuanya menjadi serba otomatis.. Scripting makes your life easy.. Kita bisa membuat scripting dari visual basic bawaanya excel, atau pake software lain seperti FORTRAN, PHYTON, dan lain-lainnya yang banyak dijual bebas di pasaran. Dengan scripting ini kita bisa men-generate input secara otomatis, kita hanya mengganti bagian-bagian yang kita mau ganti seperti tinggi gelombang, periode dan arah gelombang.. Ini akan meminimalisasikan kesalahan kita dalam membuat input dalam jumlah besar misal sebanyak 180 biji. Juga dalam hal pengolahan output secara kita tau kalo outputnya OFFPIPE itu di notepad, nah loh gimana rasanya buka 180 biji files output di notepad lalu dipantengin satu-satu dicek stress/strain nya.. dijamin bisa muntah deh… kecuali kerjanya dicicil lama-lama tapi apakah kita punya waktu yang lama???

Efisiensi adalah salah satu kelebihan kita sebagai engineer untuk bisa bersaing dengan engineer lain. Kalo cuma bikin input lalu run dan olah output sih semua orang pasti bisa, tapi bagaimana bisa meningkatkan efisiensi kerja kita dengan kualitas yang lebih, itu yang membuat kita dipandang berbeda. Do you wanna be an ordinary person? Makanya, bagi rekan2 sesama pecinta OFFPIPE, mulailah belajar ber-scripting ria.. dan bagi rekan2 yang sudah ahli scripting tolong dunk ilmunya dibagi-bagi hehe… secara dulu pas kuliah nilai pelajaran bahasa pemrogaraman saya jelek hehehe… (tapi sempet jadi asisten dosen loh…).. Buat info aja, biasanya saya memerlukan waktu sekitar 2 hari untuk menyelesaikan semuanya (jika semua lancar), jadi hari pertama saya generate inputnya, lalu malamnya saya run batch di OFFPIPE, jadi saya persiapkan batch run untuk semua case lalu sebelum saya pulang kantor saya run batch nya. Besok paginya klo tidak ada masalah saya sudah dapat semua hasil output nya 180 biji files notepad. Hasil ini lalu saya scripting lagi untuk mengenerate table secara otomatis di excel, jadi gak perlu buka filenya satu per satu dan cari-cari berapa maximum stress/strainnya, berapa maximum roller reaction, berapa maximum clearance nya, berapa maximum bending momentnya.. hanya perlu 1 hari untuk mengolah dan membuat summary resultnya… Mudah bukan???

So, scripting makes your lifer easy dude!

Gambar 2 Screenshot Scripting Command

Demikian ulasan untuk kesempatan ini dan semoga bermanfaat yah… Kalau mau download versi PDF-nya bisa KLIK DI SINI!

Kalo kita bicara masalah static analysis maka sudah pastinya this analysis only deals with the pipe and the lay equipment in static condition (tidak memperhatikan environmental load seperti wave atau pun barge motion). Static analysis biasanya mencakup initiation, normal lay, A&R, dan laydown. Semua analisis ini tidak memperhatikan environmental load (eg. Wave) dan juga barge motion, jadi pure static only. Tapi apakah mungkin kita akan mengalami keadaan ideal dimana tidak ada sama sekali wave atau pun barge yang bergoyang? Pastinya tidak mungkin bukan.. Jadinya sebenarnya semua analisa itu harus memperhatikan dynamic load, terutama wave dan barge motion, karena ini yang sangat mempengaruhi stress di pipe kita. Tapi apakah harus kita analisa semuanya seperti kita melakukan analisa dynamic pada umumnya? Jawabannya tentu juga tidak perlu. Tidak perlu sedetail itu. Sebenarnya, some clients just want to make sure that everything that we have set in the static analysis is safe for operation. So, we make it as simple as possible, dude! Metode yang kita pakai biasa kita sebut pseudo-dynamic, atau men-dynamic-kan static analysis. Jadi artinya sih seperti static analysis yang dibuat seolah-olah dynamic… hehe ane juga bingung gan gimana jelasinnya.. wes pokok’e gitu deh…

Let’s back to the laptop (jare Tukul)… Seperti yang telah saya tulis dengan cetak tebal di atas, static analysis meng-cover initiation, normal lay, A&R, dan laydown. Nah apakah kita perlu men-pseudo-dynamic-kan semuanya? Jawabanya kalo ini adalah IYA dunk bang… tapi kecuali yang normal lay, karena kita akan ngerjain normal lay secara full dynamic anyway jadi gak perlu di-pseudo-dynamic-kan (waduh susah banget sih nulis istilah ini hehehe…). Lah terus piye carane kang? Kita ambil satu contoh analisis yah utk membatasi penjabarannya, misalnya kasus laydown. Ketika kita melakukan analisa static utk laydown ini maka saya ulangin lagi, kita tidak memperhatikan factor gelombang (=wave) dan pergerakan barge (=RAO). Nah utk pseudo-dyamic ini maka kita akan pay attention to them (wave+RAO). Di antara 3 gerakan barge secara translasi (sway, surge, heave) dan 3 gerakan barge secara rotasi (pitch, yaw, roll) maka yang paling mempengaruhi aktivitas pada saat laydown adalah PITCH. Pitch adalah gerakan barge secara rotasi terhadap sumbu tranversal (tilting forward and backward). Kalau kita bicara pitch di barge maka itu sama dengan trim di barge, jadi pitch = trim. Trim ada dua nilai yaitu positif dan negative, positif ketika bagian depan barge (bow) meninggi dan belakang barge (stern) menurun, dan utk nilai negative bagian depan barge (bow) menurun dan belakang barge (stern) meninggi.

Pada proses laydown, trim positif bisa mengakibatkan pipe under compression di sagbend (karena bagian belakang barge turun) sedangkan trim negative memperbesar strain di overbend soalnya pipe ketarik ke atas (karena bagian belakang barge naik). Semuanya ini akan memberi kesimpulan, apakah konfigurasi kita (roller setting, tension, etc) pada kondisi nominal trim (trim=0) sudah cukup meng-cover perubahan trim ini? Jadi intinya, konfigurasi yang kita gunakan harus meng-cover semua kondisi mulai dari trim nominal, maximum trim (+) dan minimun trim (-). Kalau sudah terpenuhi maka client akan sangat puas hehehe…

Jadi untuk analisa pseudo-dyamic sebenarnya hanya bermain-dengan trim, analisanya tetep static tapi kita mengganti nilai trim ini. Nilai trim ini sudah mewakili perilaku dynamic (wave+barge motion) karena nilai trim (=pitch) diperoleh dari data RAO-nya barge sedangkan RAO sendiri sudah memperhatikan pengaruh wave. Jadi dengan mengganti nilai trim maka kita sudah secara kasar memasukkan pengaruh dynamic ke analisa static kita. Akhirnya kita tiba ke pertanyaan, berapa nilai trim (=pitch) yang kita masukkan dalam analisa static kita?

Kita bisa menghitung nilai maximum minimum trim dengan rumus di bawah ini:

Jadi ada 2 inputan utama yang diperlukan untuk menghitung berapa nilai trim yang bisa kita apply di barge kita yang merepresentasikan pengaruh dynamic (dalam hal ini pitch motion), yaitu nilai maximum pitch dari RAO dan nilai Hs yang menjadi target (ingat, ratio Hmax/Hs=1.86).

Berikut contoh perhitungannya:

RAO _{pitch max}      = 1.5 ⁰/m

Target H_s             = 2.00 m,

berarti H_max       = 3.72 m,

Jadi, ∆α_max         = (3.72 m) (1.5 ⁰/m) = 5.58 deg.

Nilai ∆α_max = 5.58⁰ ini merupakan nilai rentang dari maximum trim ke minimum trim (nominal trim ada tepat di tengah2 antara maximum dan minimum). Jadi jika nominal trim nya barge kita adalah 0⁰ maka nilai maximum trim = 2.79⁰ and minimum trim = -2.79⁰. Tapi ada kalanya barge sudah mempunyai trim sejak dia dibuat meskipun relative kecil, contohnya nominal trim = 0.5⁰ jadinya bisa dipastikan dari nilai ∆α_max = 5.58⁰ akan diperoleh maximum trim = 3.29⁰ dan minimum trim = -2.29⁰. Kedua kondisi trim nominal tersebut (0⁰ dan 0.5⁰) tetap mempunyai rentang sebesar 5.58⁰. Selanjutnya untuk analisa pseudo-dynamic, kita masukkan 2 nilai trim tersebut (maximum dan minimum) dalam analisa kita dan jika hasilnya FAIL, stress/strain melebihi allowable criteria maka kita bisa menurunkan nilai target Hs kita sampe diperoleh hasil sress/strain nya within the allowable. Katakanlah analisa pake Hs=2.00 m hasilnya fail lalu ketika kita turunkan ke Hs=1.50 m hasilnya OK. Jadi nantinya kita akan laporkan bahwa process laydown dengan konfigurasi kita itu applicable pada keadaan Hs=1.50m. Analisa yang demikian itulah yang biasa kita sebut pseudo-dynamic, men-dynamic-kan static analysis.

Sekian dulu dan semoga bermanfaat yah… Kalau mau download versi PDF-nya bisa KLIK DISINI.

Thanks for visiting my blog.

Hi guys…

Tahun 2011 gak kerasa akan segera abis yah.. and it had been almost 1 month I am here in Houston, the center of oil and gas industry (many people said like that, isn’t it). Thanks God, that’s only I can say.. It is same just like last time when I went to Paris (beginning January 2011 till April 2011), I am just supporting the engineering team of Subsea 7 under temporary assignment from my company SapuraAcergy. SapuraAcergy is a joint venture between Sapura Crest and Acergy, and Acergy is no longer exist since they have merged with Subsea 7 and they become Subsea 7. So it is pretty common for internal employee transfer like me because we are in the same company group. In the football game we used to call this as loan player transfer hehe… anyway, I am glad to be here..

For almost one month, I am supporting the engineering team here for tendering in Gulf of Mexico (damn good, finally I am working on this zone) but in the shallow water area (surely it’s still OK for me).. Our client is one of Mexican company so the area is in the Mexico side. As per my skill, this is the pipeline installation tender. The pipes are quite heavy with the 36″ OD x 0.75″ WT x 4″ Concrete leads the dry weight of 1340 kg/m and the submerged weight of 333 kg/m. This kind of pipes are pretty difficult to install since they are very heavy.. you need to have huge tension on your vessel and longer stinger to have bigger radius to minimize the bending moment since the concrete thickness is 4″ (what???)… And it happen to be our problem now.. we have to modify our stinger, make it longer and we are using almost 85% of our tension capacity in static condition. We can actually reduce our tension by reducing the submerged weight but we need plenty of buoyancy tanks to lift the pipes.. and 77km of pipelines are not a good idea to use as such buoyancy tanks. The worst is the acceptance criteria. We are not using the DNV as criteria but the company specification. Their specs are way too strengthen than DNV. They are using bending moments as the limit and not using the strain/stress. As comparison, for instance, DNV roles 87% SMYS both for stinger tip and sagbend section but their 100% bending moment criteria is equal to 70% SMYS only. And it is applicable for all the sections from overbend, stinger tip and sagbend. It makes us to have a such bigger radius to have the bending moments  as small as possible. Also, with this kind of pipe, there is no way to have such separation in the stinger tip. Offshore guys are happy to see some separation in the stinger tip to make sure the pipe is still within the catenary shape as proposed. But with this pipe, hmmm… no way! But anyway, we can put some load cell in the stinger tip to monitor the load. So when the loads are more than what we are expecting then we can increase the tension or maybe trim a bit the barge. The problem is how much tension that we have as redundancy? Or if we trim the barge then how is the effect to bending moment since it will increase the bending moment (even it is small but how much?).

Anyway, we have submitted the pre-qualification analysis that show our capability to install this pipes with some notes to be considered (need to modify the stinger, tension to be upgrade for wet buckle contingency, etc.) This analysis is based on static condition only. After we are qualified then we will continue to submit for the rest analysis (dynamic, pipe stacking, mooring, transportation, etc.). And now, I am start working on the dynamic analysis (we are confident to win this tender, great!).

Part II (December 6, 2011).

Jumpa lagi…. just to keep you update, saya lagi utak-atik OFFPIPE utk mengetahui window operation pada saat laying nanti dengan pipe segede seperti yang telah saya sebutkan di atas. Dan ternyata eng ing eng… alamaaak… karena terlimit dengan maximum bending moment sekitar 4000 kN.m, jadinya laying hanya bisa dilakukan pada Hs sekitar 0.7m (=1.3m Hmax) sahaja… beh beh beh… artinya itu laut harus dalam keadaan yang tenang bangeeeetss hehe… ya artinya sangat tidak mungkin (ya mungkin2 aja sih cuma mungkin jarang banget nemu keadaan yg seperti itu)..

Hmm… Terpaksa deh saya harus mengakali keadaan ini dengan beberapa skenario, yang pertama melakukan trim pada barge sebesar 0.5, 1.0 dan 1.5 derajat dan melihat hasilnya, kemudian skenarion ke-2 yaitu dengan memasang buoyancy 1Te dan 1.5 Te, lalu skenario terakhir adalah menggabungkan penggunaan trim dan buoyancy (saya limit dengan pakai 1Te of buoyancy aja).. lalu kita bandingkan hasilnya seperti dibawah ini.

]]> http://vladvamphire.wordpress.com/2011/12/04/houston-december-2011-3deg-celcius/feed/ 8 vladvamphire Houston Dyn http://vladvamphire.wordpress.com/2011/03/04/spectrum-wave-vs-regular-wave-di-offpipe/ http://vladvamphire.wordpress.com/2011/03/04/spectrum-wave-vs-regular-wave-di-offpipe/#comments Fri, 04 Mar 2011 14:16:12 +0000 vladvamphire http://vladvamphire.wordpress.com/?p=779 ]]> Kalau kita bicara tentang wave di OFFPIPE sudah pasti berhubungan dengan analisa dinamis, berhubungan dengan barge yang bergerak-gerak dan pastinya menyangkut  RAO. Kalau udah masalah RAO ini biasa jagonya anak kapal hehe… yuuuukkk….! Yang jelas saya bukan anak kapal jadi mungkin pengetahuan saya tentang RAO tidak sehebat anak2 kapal hehe…

Oke, ketika kita menentukan wave method yang akan kita gunakan dalam analisa dinamis di OFFPIPE maka kita bisa memilih regular wave atau pun spectrum wave (irregular). Sekilas mungkin tidak ada masalah, tapiiiiii…. ada kriteria yang harus dipenuhin yaitu apa jenis RAO kita sesuai dengan wave theory yang kita pakai di OFFPIPE?

Pada umumnya, RAO yang kita punya dikerjakan based on spectrum wave (pengalaman RAO yang selama ini saya punya) dan ada yang dalam rentang kedalaman laut tertentu. Pokoknya intinya RAO nya dikerjakan pakai spectrum wave deh. Sedangkan kalau di OFFPIPE ketika kita memasukkan RAO tersebut maka ada minimum waktu yang dibutuhkan untuk simulasinya yaitu selama 3 jam (10800 detik) menurut DNV. Sehingga terkadang untuk menyingkat waktu simulasi ini akhirnya kita beralih dengan menggunakan regular wave theory untuk analisa di OFFPIPE. Dengan memakai regular wave theory maka waktu simulasi bisa dilakukan hanya beberapa detik saja.

Jadi gini, ketika kita memakai spectrum wave, maka OFFPIPE akan mencari dari rentang waktu 3 jam itu mana peak wave height nya (Hmax), dan Hmax itu akan menghasilkan output maksimal (dalam konteks stress/strain). Sedangkan kita tidak tau kapan pastinya Hmax itu terjadi, bisa di detik ke-100, atau detik ke-10000 malah. Makanya itu kita harus run sepanjang 3 jam, kecuali kita bisa prediksi Hmax nya terjadi di detik ke-berapa. Untuk kasus saya, saya bisa memprediksi pada detik ke-berapa terjadinya Hmax itu jadi terkadang saya bisa menyingkat waktu running-annya, tapi kalau Hmax nya deket2 dengan 3 jam ya sama saja hehe tetep harus di-run 3 jam. Sedangkan untuk regular wave, sesuai namanya wave nya regular (=terus/rutin/sama) berarti wavenya terbentuk sama saja dan berulang-ulang jadi gak ada gunanya di-Run lama2 toh bentuk wave nya sama dan Hmax nya pun sama. Perhatikan gambar di bawah ini.

Gambar-1, Regular Wave vs Spectrum Wave

Kembali ke masalah. Umumnya, ketika kita menggunakan regular wave theory di OFFPIPE ada yang langsung ambil nilai RAO dari RAO based on spectrum, jadi diambil pada nilai periode tertentu. Misalnya mau buat analisa di T=8s untuk wave heading 45 derajat, maka langsung ambil hasil RAO yang di T=8s dan wave heading 45 derajat. Atau ada juga yang ambil nilai RAO maksimal pada wave heading 45 derajat itu (untuk mendapatkan hasil yang lebih konservatif).

Masalahnya, apakah kita bisa langsung comot nilai RAO dari RAO based on spectrum tadi?

 

Gambar-2, RAO Ilustration

RAO pada prinsipnya adalah transfer function, jadi mentransferkan beban akibat gelombang menjadi suatu respon barge, hasilnya bisa berupa displacement, load, etc (kata adek kelas saya si Jarwo) hehe… tp simpelnya saya lebih suka bilang itu energi… jadi ingat pas kuliah dulu.. ternyata berguna juga yah hahaha ^_^ piss… jadi katakanlah RAO dari spectrum wave total energinya adalah 100%. Kemudian untuk menyingkat waktu simulasi di OFFPIPE akhirnya kita pakai regular wave di OFFPIPE dan comot satu nilai di periode tertentu dari RAO spectrum wave. Nah, apakah nilai RAO yang kita comot ini sama nilai energinya dengan total 100% energi RAO spectrum? Jelas tidak bukan… hmmm… coba dibaca lagi paragraph ini dan dipahami mungkin tulisan saya kurang jelas hehe…

Perhatikan gambar-2 disamping ini, asumsikan itu adalah RAO spectrum… kita berbicara tentang curva warna cokelat yah… jadi total energinya adalah 100% seperti yang diarsir dengan warna kuning. Kemudian ketika kita memutuskan hanya mengambil periode tertentu sebagai RAO untuk regular wave di OFFPIPE, contoh kita ambil di T=14.9s maka total energinya kurang lebih ya hanya di area sekitar T=14.9s seperti yang diarsir oleh garis merah tebal pada gambar-2 yang bawah. Kembali ke pertanyaan semula, apakah nilainya sama dengan 100%? Hehe.. jelas tidak kan?

Intinya, kita boleh saja menyederhanakan pemodelan kita di OFFPIPE supaya kita bisa melakukan simulasi dengan waktu yang singkat, tapi bukan berarti kita boleh mengurangin dynamic load yang ada kan? Prinsipnya, ketika kita menyederhanakan suatu model, maka model yang kita buat itu harus kurang lebih sama atau malah lebih konservatif (in terms of load, maka load nya sama atau lebih besar, bukan malah lebih kecil). Jadi, analisa dengan regular wave theory di OFFPIPE ini hasilnya harus lebih jelek dibandingkan dengan memakai spectrum wave.

Pengalaman saya, biasa melakukan run dengan regular wave dan ketika hasilnya jelek (stress/strain pipe besar) maka akan saya re-assess dengan spectrum wave.. dan hasilnya akan lebih bagus. Jadi regular wave saya pakai sebagai screening awal saja untuk menyingkat waktu simulasi.

Jadi, ketika kita ingin memodelkan dengan regular wave di OFFPIPE maka kita harus punya RAO based on regular wave. RAO ini bisa diperoleh dengan meng-convert RAO spectrum menjadi RAO regular wave. Dengan kata lain kita harus meng-regularkan RAO spectrum itu. Tapi berbahagialah kalian yang telah mempunyai 2 macam RAO, based on spectrum dan regular wave… Mantabs gan…!

Nah, skrang yang paling penting, bagaimana melakukan simulasi spectrum di OFFPIPE dengan singkat dan tidak full 3 jam tapi hasilnya sm dengan simulasi 3 jam? Mau tau? Beneran nih mau tau? hehehe… makanya sering2 mampir ke blog ini yah hehehe…..

(-bersambung-)

——————————————————————————————————————————————————

To accommodate my friends request, below is the summary of this post in English.

Normally, we use the spectrum wave based model in OFFPIPE when we do the dynamic analysis because the RAO from MOSES is based on spectrum wave. This model should be done by 3 hours simulation. Sometimes, we can use the regular wave model in OFFPIPE if we want to minimize our simulation time even the result is more conservative but we can save our time. This approach can be done if we have the RAO based on regular wave. Remember, mostly our RAO from MOSES is not based on regular wave but spectrum wave. We can not just simply take the value in certain period from RAO (spectrum) to become our RAO (regular).

RAO is the transfer function, transfers the environmental load become the barge response (or we can say RAO is about energy). Let’s say, the energy from RAO (spectrum) is 100%. If we just simply take one certain period from RAO (spectrum) then the energy will not 100% anymore, because it is only one point that we pick up. Remember, regular wave model result should be worst (more conservative) then spectrum wave model in OFFPIPE. So, we can get the RAO (regular) by converting the RAO (spectrum) or maybe we can calculate it.

The bottom line is, please make sure the RAO that we use is in line with the wave model that we use in OFFPIPE. If we want to use spectrum wave model then the RAO should be based on spectrum wave, and if we wan to use regular wave model then the RAO should be based on regular wave. Don not mix it even you will also get the result.

Please stay tune in my blog coz I will tell you guys how to minimize the simulation time in OFFPIPE by using spectrum model. Sometimes, you don’t need to run fully 3 hours. How?

(to be continue)

Intiation atau biasa yang disebut start-up adalah salah satu bagian dari static analysis yang harus dikerjakan dalam perhitngan pipeline installation. Initiation adalah tahap awal dalam instalasi pipeline, dimana joint pertama pipe mulai dikerjakan. Proses ini dimulai dari pengelasan initiation head ke pipe joint, lalu dilanjutkan dengan penyambungan joint per joint sampe initiation head berada di ujung (atau sedikit keluar) stinger, kemudian proses welding berhenti sejenak untuk dilakukan penyambungan initiation cable/wire dari DMA atau jacket leg (tergantung metode yang dipakai). Setelah proses tersebut selesai, proses welding dilanjutkan kembali, satu persatu joint mulai bertambah perlahan-lahan sampai initiation head berada di atas seabed. Proses initiation ini biasa diakhiri bila sudah ada 1-2 pipe joints di atas sebaed. Selanjutnya dilanjutkan dengan normal lay biasa.

Untuk pipe initiation biasanya (yang saya tau lho yah) ada 3 macam cara yang dipakai:

• DMA (Dead Man Anchor) method
• Holdback method (pakai jacket leg)
• Bowstring method (belum pernah pengalaman ngerjain yang ini gan…)

Hold Back Cable Philosophy

Pada prinsipnya DMA dan holdback hampir sama yaitu sama2 menggunakan cable yang terikat pada satu tumpuan/penahan kemudian disambungkan ke intiation head. Mungkin kalo DMA memakai seperti concrete blok yang ditaruh di atas sebaed atau bisa juga pile yang ditanam di sebaed, sedangkan kalau holdback biasa memakan jacket leg sebagai penahannya, jadi harus dihitung juga berapa beban maksimal yang bisa ditahan oleh jacket leg tersebut.

Initiation analysis sangat bisa dilakukan dengan bantuan software OFFPIPE tentunya. Prinsipnya disini kita memodelkan pipe, initiation head dan cable. Kemudian model dibuat step by step sesuai dengan penambahan pipe joint. Jadi akan beberapa case yang akan di run dalam satu analysis yang tergantung dari berapa banyak penambahan pipe joint yang akan dimodelkan. Case terakhir adalah kondisi dimana sudah ada 1-2 joint di atas seabed. Initiation head dan cable akan dimodelkan sama dalan setiap case sedangkan pipe dimodelkan berbeda pada setiap case tergantung berapa pipe joint yang di pay-out.

Sebagai contoh, case-1 biasa kita asumsi initiation head sudah berada di ujung stinger, katakanlah 10 pipe joint@12.2m sudah bisa membuat initiation head berada pada posisi tersebut. Panjang initation cable 50m dan intiation head 10m, jadi kita bisa modelkan sebagai berikut:

• Row=1 adalah pipe dengan L=122m (10 joints)
• Row=2 adalah initition head dengan L=10m (OD dan WT mengikuti pipe biasa tp dengan weight yang beda)
• Row=3 adalah cable dengan L=50m

Case-2, jika kita akan membuat model per penambahan 1 joint maka case-2 adalah 11 joints pipe, sehingga modelnya:

• Row=1 adalah pipe dengan L=134.2m (11 joints)
• Row=2 adalah initition head dengan L=10m
• Row=3 adalah cable dengan L=50m

Case-3, ada penambahan 1 joint lagi maka case-3 adalah 12 joints pipe, sehingga modelnya:

• Row=1 adalah pipe dengan L=146.4m (12 joints)
• Row=2 adalah initition head dengan L=10m
• Row=3 adalah cable dengan L=50m

Dan begitulah seterusnya sampai kondisi 1-2 pipe joints berada di atas seabed. Jadi kita hanya bermain dengan penambahan panjang pipe di setiap casenya. Sudah paham kah? Atau semakin bingung? Pegangan ya kalo bingung hehehe…

Sik yah.. minum dulu hehe….

DMA Philosophy

Lanjut gan…!

Setelah paham sama prinsip proses intiation dan prinsip modeling nya lalu kita beralih ke masalah tension yang biasa kita apply di tiap case. Tension yang dipakai idealnya cukup membentuk sebuah curvature pipeline yang smooth sehingga stress/strain pada pipeline masih within the allowable. Setiap pipeliner mempunyai cara sendiri2 untuk menentukan besaran tension ini. Sebagian dari mereka bisa memodelkan besaran tensioan yang berbeda-beda dalam setiap case/step (sebut saja metode-1),  mulai dari tension kecil dan berangsur2 naik (contoh dari 5 ton sampai terakhir 20 ton). Tapi ada beberapa juga yang mendifine hanya memakai 1 besaran tension (metode-2), misalnya 20 ton, maka dari awal sampai akhir proses initiation tensionnya tetap 20 ton. Semuanya bisa dilakukan asalkan stress/strain pipe tetap masih dibawah batas maksimalnya. Sedangkan metode-3, tension adalah sebagai output di OFFPIPE bukan sebagai input, sedangkan yang dimodelkan adalah pergerakan barge nya dengan mempertahankan bentuk catenary dari S-shape pipeline (pakai command FIXITIES).

Selain itu kita juga harus memperhatikan pergerakan barge. Barge movement ini biasanya sebanding dengan pipe pay-out.  Jadi ketika ada penambahan 1 joint (12.2m) maka barge akan bergerak maju kurang lebih hampir sama dengan jumlah itu. Ingat, pergerakan barge (kenyataannya) akan mempengaruhi besaran tension. Ketika barge maju maka seakan-akan barge akan menarik pipa (pipe under tension) sehingga menaikkan tension di pipa. Sehingga, dalam initiation report sangat diharuskan mencantumkan pergerakan barge dan pipe pay-out per case. Untuk metode-1 dan metode-2 biasanya kita tidak memodelkan pergerakan barge di OFFPIPE (barge offset) sehingga pergerakan barge dapat diperoleh dengan mencari selisih antara koordinat touch down point (TDP) case-1 dan case-2, lalu case-2 dan case-3 dan seterusnya.

Dalam moetode-3 kita memodelkan pergerakan barge di OFFPIPE, biasa yang kita modelkan adalah pergerakan barge ke arah x positif. Jadi kita input X-offset nya. Untuk melakukan metode ini perlu kita run 1 case dulu sebagai acuan bentuk catenary pipenya, kita modelkan tanpa pergerakan barge (offset=0) lalu apply tension untuk membentuk caterany tersebut (misalnya 20 ton) lalu RUN. Kemudian kita liat outputnya, lalu ambil 2-3 node setelah TDP untuk kita FIX-kan untuk case selanjutnya. Selanjutnya kita hanya bermain dengan pipe pay-out dan offset barge. Ketika kita masukan offset barge terlalu besar maka kita akan mendapatkan output tension yang besar juga. Dan sebaliknya, jika offset barge yang kita masukkan kecil, maka output tension juga akan kecil. Menurut saya pribadi, metode-3 ini lebih merepresentasikan kenyataan di lapangan dimana pergerakan barge mempengaruhi besaran tension di pipa. Dan juga kita bisa mendapatkan langsung besaran barge movement tanpa mencari selisih dari TDP karena barge movement adalah input dalam pemodelan ini.

Berikut ini adalah contoh inputan OFFPIPE untuk intiation sequence dengan menggunakan metode-2, apply tension yang sama untuk semua case dan method-3.

Method-2 Ilustration

Method-3 Ilustration

Setelah proses analisa selesai kita diwajibkan membuat tabel yang berisi langkah-langkah pengerjaan intiation. Tabel ini akan kita kasih selanjutkan ke orang2 offshore sebagai panduan mereka melakukan initiation. Tabel ini harus mudah dimengerti dan diaplikasikan di offshore. Jangan sampe orang2 offshore bingung membaca tabel yang kita buat hehe…

Berikut ini contoh initiation table.

Initiation Laying Table

-V-

Wah, sudah sangat sangat sangat lama sekali saya ga pernah menyentuh blog tercinta saya ini.. apa saya sudah mulai melupakan blog ini atau karena saking sibuknya saya? Terkadang saya hanya mau menulis hal2 yang penting saja dan jadinya mungkin saya terjebak dalam perfeksionitas menulis.. padahal setelah dpikir2 lagi.. menulis tidak harus perfect kan? Toh saya juga bukan seorang sastrawan atau pun jurnalis.. Kadang juga saya hanya ingin menulis masalah kerjaan atau lebih spesisik ke pipeline, tapi… kapan mulai nulisnya kalau terlalau banyak mikir hehehe…

Yup, this is my first update in 2011. And I hope I can continue to put my finger on my keyboard for typing something for my blog.. Today is saturday, Feb 26, 2011.. I am laying on my bed and think what should I put on this post… Oia… saya sekarang lagi di Paris.. bukan Parangtritis lho yah hehe.. tapi Pari di Prancis.. kebetulan saya disini menjalani temporary assignment dari perusahaan saya di KL (SapuraAcergy) untuk bantu2 di parent company dsini Subsea7. Saya mulai dsini sejak January bulan lalu dan sejauh ini Paris masih dingin hahaha… Kalau kita penggemar sepakbola mungkin akan sangat familiar dengan istilahnya transfer window musim dingin, mungkin saya mengikuti juga proses itu hehe… ya bisa dbilang saya lagi dipinjamkan ke klub lain dan transfernya terjadi di musim dingin… biasalah nasib pemain cadangan hahaha :p

Anyway, di perusahaan Subsea7 ini (www.subsea7.com) saya diplot tetep sebagai offshore pipeline installation engineer, dan lagi2 saya berkutat dengan my luvly OFFPIPE. Saya attach di project EGP3B Pipeline Project yang dipunyai Chevron Nigeria.. wah saya seperi merasa bernostalgila kembali dengan Nigeria hehe… EGP sendiri singkatan dari Escravos Gas Project, 3B sendiri adalah phase nya… Pada awalnya saya sempet mikir EGP3B itu singkatan dari Emangnya Gue Pikirin bah bah bah.. hahaha… Seperti typical pipeline2 di Nigeria, EGP3B ini juga pipelinenya pendek2 dan berada di shallow water dengan wall thickness yang tipis tapi concrete coating yang tebel.. Kondisi seperti ini memperbesar probabilitas terjadinya buckling pada saat laying.. EGP3B project ini terdiri dari beberapa line, dan saya take care utk Line 050, dimana OD nya 28 inch dengan wall thickness sekitar 15mm tapi concreate coatingnya 98mm hahaha… bisa dbayangkan begitu tebalnya concrete coatingnya kan? Dan pastinya pipanya berat sekali.

Tapi alhamdulillah minggu ini saya sudah menyelesaikan static analysisnya (mulai dari initiation, laydown, abandonment/recovery dan normal lay) dan juga dynamic analysis (untuk mencari max allowable limiting sea state). Dan juga beberapa supporting analysis seperti trim sensitivity, current sensitivity, sequence normal lay, pipelie radius, dan lain2. Detail bagaimana semua analisanya akan saya coba jabarkan di postingan selanjutnya.

Selama satu bulan di sini (di kantor Paris) saya belajar banyak hal, mulai dari the way they did the analysis dan culture org2 dsini juga. Yang bisa saya ambil, setiap perusahaan ternyata mempunyai cara2 sendiri untuk melakukan pipelay analysis dan saya sangat bersyukur bisa belajar dan menemukan hal baru dsini. Yang jelas, perusahaan ini bener2 fantastis. Kita tau kan kalo outputnya OFFPIPE itu dalam bentuk notepad, yang kalau kita mau cek harus scroll down satu2 dan memelototin satu2 hehehe… tp dsini mereka memudahkan semuanya.. mrk develop spreadsheet sehingga memudahkan kita untuk membaca output OFFPIPE. Semua output yang kita inginkan bisa tersaji secara singkat dalam bentuk MsExcel, jadi kita ga perlu buka2 notepadnya lagi.. huffff.. bener2 membantu sekali mengingat case yang kita run buka hanya 1 case tapi ratusan cases. Coba bayangkan kalo harus buka satu2 notepadnya hahaha…

Dan juga, ketika report selesai dan mereka review…. Gilaaaaa… detail banget reviewnya, bahkan kurang huruf ‘s’ pun ketahuan hahaha… dan juga hanya ada 1 hutuf, 1 huruf saja dengan jenis font yang beda aja ketahuan… kalau 1 kata sih pasti kelihatan kan, tapi ini 1 huruf saja hehehe…. Jadi bener2 dbaca kata perkata sebelum report itu dkirim ke client.. ck ck ck ck emang bener kata orang2 kalo orang Prancis itu perfectionist banget hahaha…. However, I am glad to be here….

(Vlad@Paris)

….

Video di atas menjelaskan secara singkat bagaimana proses pekerjaan offshore pipelaying. Mari coba kita simak bersama dan kita bahas hehe…

• Time : 00 00
  • Proses transfer pipa dari transportation barge ke pipelay barge. Coba perhatikan dengan seksama, pipa ini merupakan jenis anode joint, ada anode ditengah-tengah pipa.

• Time : 00 35
  • Ini merupakan lineup station (beadstall) dimana proses persiapan pipeline dimulai. Aktivitas yang ada disini antara lain bevelling, buffing, pre-heat, dan lain-lain. Dalam video ini akan terlihat mesin kotak berwarna merah (Tine 00.43), itu biasa disebut sebagai Pipe Face Machine.Terlihat juga riggers melakukan pengecatan nomer field joint.

• Time : 01 30
  • Pipe Fit up. Peralatan berwarna merah disebut internal line up clamp. Perhatikan pergerakan tangan dari para welder. Mereka memberikan signal ke beadstall operator untuk mengatur pergerakan linepipe agar pas untuk proses fiiting.

• Time : 01 40
  • Welding operation. Di bagian ini terlihat peoses pengelasan yang dilakukan secara otomatis. Sepeti kita ketahui, lay-barge biasanya mempunyai beberapa station, antara lain:
    • Station 1 : Welding Root and Hot Pass
    • Station 2 : Welding Fill
    • Station 3 : Welding Fill
    • Station 4 : Capping, Visual Inspection and Touch Up Weld
    • Station 5 : Touch-up Weld, Repair and Radiographic Inspection
    • Station 6 : Repair and Radiographic Inspection
    • Station 7 : Field Joint Cleaning & Tape Wrap application. For Cold wrap normaly we use Serviwrap & for Heat Shrink Sleeve we use Raychem
    • Station 8 : Mastic Applications

• Time : 02 40
  • Visual inspection. Dilakukan untuk memastikan hasil pengelasan bersih dan tidak ada percikan material pengelasan (weld splatter) dan siap untuk dilakukan NDT.

• Time : 02 49
  • None Distruction Test. Dilakukan untuk mengecek kualitas pengelasan dan meastikan tidak ada cacat (defect).

• Time : 03 20
  • Station 6 dimana persiapan permukaan pipeline untuk pelaksanaan field joint coating.

• Time : 03 35
  • Riggers menyeleseikan proses wrapping HSS (Heat Shrink Sleeve) dan memanaskan HSS untuk memastikannya menempel dengan sempurna dengan permukaan field joint.

• Time : 04 00
  • Riggers memasang sea sleave sebagai wadah foam. Foam injection kemudian dilakukan.

• Time : 04 36
  • Field joint yang baru dikerjakan meninggalkan barge melalui stinger. Semua proses kemudian kembali lagi seperti awal dan terus menerus seperti tahapan tersebut sampai proses pipelaying selesai.

Demikian sedikit penjelasan mengenai video tahapan pekerjaan offshore pipelaying, semoga bisa berguna bagi kita semua.

]]> http://vladvamphire.wordpress.com/2010/03/05/tahapan-pekerjaan-offshore-pipelaying/feed/ 13 vladvamphire http://vladvamphire.wordpress.com/2010/03/05/offpipe-lagi-dan-floating-stinger/ http://vladvamphire.wordpress.com/2010/03/05/offpipe-lagi-dan-floating-stinger/#comments Thu, 04 Mar 2010 20:30:09 +0000 vladvamphire http://vladvamphire.wordpress.com/?p=672 ]]> Halloooo… selamat datang kembali di blog ini..
Setelah kurang lebih hampir setahun nih ga pernah nulis lagi, sekarang mencoba menulis dan merangkai kata demi kata untuk berbagi bersama dan sekedar sharing pengalaman.

Seperti judulnya, postingan kali ini masih seputar si offpipe dengan sahabatnya si stinger. Pada proyek yang saya kerjakan kebetulan jenis stingernya berupa floating stinger sehingga pemodelan dalam offpipe juga harus dimodelkan sebagai floating stinger dimana perlakuannya amat berbeda dengan fixed stinger. Pada saat kita memakai fixed stinger, asumsi offpipe menganggap bahwa si stinger menjadi satu bagian dengan bargenya, menjadi satu kesatuan, satu rigid body dan jika bergerak juga secara bersama-sama. Sedangkan jika kita menggunakan jenis floating stinger maka offpipe akan beasumsi pada model kita terdapat 2 rigid body (barge dan stinger) yang terkoneksi menjadi satu dan mempunyai perilaku pergerakan yang tidak sama, atau lebih gampangnya mereka bergerak sendiri-sendiri dan tidak seirama hehe…

Akibatnya? Tentu saja waktu yang diperlukan untuk optimasi tinggi roller akan semakin lama. Jika biasanya dengan menggunakan fixed stinger kita akan mendapatkan bagian yang paling kritikal adalah di last roller on stinger karena secara logika di daerah itu pipa akan terbentur-bentur ke roller akibat bargenya goyang-goyang kena gelombang maka di floating stinger kita akan menemukan 2 tempat yang paling kritis, yaitu tetap di last roller on the stinger dan yang satunya lagi di last roller on the barge. Hal ini diakibatkan karena barge dan stinger bergerak sendiri-sendiri dan tidak seirama.

Jika kita menggunakan floating stinger, maka ada beberapa inputan tambahan dalam offpipe seperti:
* weight and displacement dari stinger
* ballast capacity dari stinger

Kedua inputan tersebut di input berdasarkan jumlah pembagian segmen pada stinger kita. Contoh jika kita memakai stinger 36m dan kita bagi menjadi 5 segmen (8m, 8m, 8m, 8m, 4m) maka nilai inputan tersebut bedasarkan fungsi panjang segmennya, pada 8m pertama berapa weight/displacement dan ballast capacity dan seterusnya. Selain itu pada pemodelan floating stinger di offpipe, inputan derajat kemiringan stinger bukan merupakan hal yang mutlak, karena stinger akan atomatis meng-adjust kemiringannya sendiri berdasarkan nilai weight/displacement dan ballast capacity yang kita masukan tadi. Inputan derajat kemiringan stinger jika kita masukkan hanya dipakai sebagai preliminary iterasi saja dan bukan berarti stingernya akan miring sebesar derajat yang kita inputkan tadi. Dan selanjutkan pemodelannya hampir sama dengan fixed stinger, dimana kita perlu untuk meng-adjust tinggi roller sampai diperoleh yang paling optimum. Dan jangan lupa untuk selalu memberi gap (jarak) antara last roller on the singer dan last roller on the barge dengan pipa. Sebisa mungkin jangan sampai pipanya nyentuh di kedua bagian ini. Kalo stress pada pipa di kedua daerah ini cukup besar, coba turunkan tinggi rollernya, perbesar gapnya dengan tetap mempertimbangkan pengaruhnya ke roller lainnya. Kuncinya lagi adalah tetap sabar hehehe… semua itu indah kalo kita menikmatinya…

Salam OFFPIPE!

Pada gambar di atas, perhatikan kolom yang berwarna ungu, disitu terdapat 3 tanda centang yang merupakan minimum requirements untuk melakukan analisa dinamis di OFFPIPE. Mari kita bahas satu persatu:

1. TIME : Time Integration Data

Kolom ini merupakan fungsi waktu untuk analisa dinamis kita dan kita akan diminta memasukkan 5 macam data yaitu:

Time step length : interval interasi, biasa 0,2

Begin sampling time : waktu dimulai iterasi, contoh pada detik ke 60

Integration end time : waktu berhenti, contoh 3 jam berarti 10800 detik ditambah begin sampling time misalnya 60 hasilnya 10860 detik.

Sampling time step : nilainya 2 x time step length, 2 x0,2 = 0,4

Damping ration : default saja

2. SPEC : Random Wave Spectrum

Kolom ini untuk membuat wave spectra kita dalam OFFPIPE. Data awal yang dibutuhkan adalah tinggi gelombang signifikan (Hs), pada periode gelombang berapa kita akan melakukan simulasi (Ts), frekuensi gelombang (wave frekuensi) nilainya harus bisa mengcover semua frekuensi RAO Barge sehingga biasanya nilainya sama, dan tentunya kita juga harus menentukan jenis spectra yang akan kita gunakan. Ada bebarapa jenis spectra yang bisa disimulasikan di OFFPIPE antara lain Generic 2-Coef (dimana kita menentukan sendiri 2 coefisien), Bretscheider A, Bretscheider B, Pierson-Moskowitz, ITTC Spectrum, ISSC Spectrum dan JONSWAP Spectrum. Bagi anak-anak Teknik Kelautan pasti sudah tidak asing dengan nama-nama tersebut.

Ada beberapa data yang perlu kita masukkan antara lain:

Spectrum Type          : Saya menggunakan pilihan pertama, Generic 2 Coef.

Wave Direction         : Arah datangnya gelombang, contoh 45 derajat

No. Wave Comp.      : Banyaknya gelombang yang disimulasikan, 20 cukup.

Wave Frequency       : Frekuensi min dan max dari RAO barge

Karena saya memilih tipe spectra Generic 2 Coefisien maka kita akan dminta memasukkan 2 nilai koefisien seperti pada tampilan berwarna ungu di bawah ini:

Berikut ini rumus untuk mendapatkan 2 koefisien tersebut:

C1 diperoleh dari = 124 * Hs² / Ts⁴

C2 diperoleh dari = 496 / Ts⁴

 Pada kasus saya, Hs adalah 1,5m dengan Ts adalah 8 detik, sehingga diperoleh nilai C1=0,0681 dan C2=0,1211

3. RAOS : Random Wave RAO’s

Pada kolom ini kita diminta untuk memasukkan data RAO Barge yang telah diperoleh sebelumnya bisa dari outputnya MOSES. Perhatikan gambar di atas. Number of Wave Freq maksudnya adalah jumlah frekuensi yang ada di RAO report dan RAO Sign Cinvention sama dengan 1 artinya kita menggunakan OFFPIPE sign convention.

Setelah semuanya dikerjakan maka OFFPIPE telah siap untuk melakukan simulasi analisa dinamis.

Tampilan Running Dynamic Analysis di OFFPIPE

Simulasi akan selesai ketika nilai TIME ini mencapai jumlah yang diinputkan dalam Integration End Time, dalam hal ini setelah 10860 detik maka simulasi akan berhenti.

KLIK HERE to download pdf version!

*THE END*

]]> http://vladvamphire.wordpress.com/2009/06/20/dinamis-analisis-dengan-offpipe/feed/ 15 vladvamphire Dynamic Screen time spectra generic RAO running http://vladvamphire.wordpress.com/2009/06/16/above-water-tie-in/ http://vladvamphire.wordpress.com/2009/06/16/above-water-tie-in/#comments Tue, 16 Jun 2009 15:54:06 +0000 vladvamphire http://vladvamphire.wordpress.com/?p=618 ]]> Salah satu analisa yang bisa dilakukan oleh OFFPIPE adalah davit lifting analysis. Davit lifting adalah proses pengangkatan ujung pipeline oleh davit (cable) yang ditarik dari atas barge. Biasa digunakan 3-5 davit untuk proses tersebut sampai ujung pipeline berada di atas permukaan laut, dimana davit pertama letaknya hampir di ujung pipeline lalu selanjutnya berjarak beberapa meter dari davit yang satu ke davit yang lainnya. Ketika proses pengangkatan ini maka pipeline akan melengkung membentuk kurva dan tentu saja jika tidak diperhitungkan dengan sebaik-baiknya bukan tidak mungkin lengkungan tersebut akan menghasilkan stress yang melebihi batas dan pipeline bisa mengalami kegagalan (patah). OFFPIPE mampu melakukan analisa proses davit lifting ini dan memberikan output berupa stress yang terjadi pada semua daerah pipeline, terutama pada daerah lengkungan yang terbentuk ketika pipeline diangkat ke atas.

Gambar 1 Ilustrasi Proses Davit Lifting (OFFPIPE Manual)

Proses davit lifting biasanya dilakukan sebagai proses penyambungan pipeline, dimana sebenarnya bisa saja dilakukan penyambungan (pengelasan) di bawah laut tapi dengan biaya yang jelas lebih mahal. Davit lifting memberikan harga yang relative lebih murah dari pada proses pengelasan bawah laut. Proses penyambungan dengan mengangkat pipeline ke atas permukaan laut bisa dikenal dengan Above Water Tie In. Penyambungan ini bisa antara pipeline dengan pipeline atau juga antara pipeline dengan riser. Tahapannya cukup sederhana, pipeline diangkat ke atas permukaan laut, lalu disambung dan diturunkan lagi ke dalam laut.

Perhatikan foto di bawah ini (Gambar 2). Dalam foto tersebut posisi pipeline sudah ditarik berada di atas permukaan laut, ada 2 buah pipeline yang akan disambung menjadi satu bagian.

Gambar 2 Pipeline Berada Di Atas Permukaan Laut

Foto selanjutnya (Gambar 3), di bawah ini terlihat jelas kedua bagian pipeline yang diangkat dari bawah laut. Terlihat ada kelebihan panjang (gap) dari kedua pipeline, agar bisa nyambung dengan sempurna maka harus dipotong sedikit bagian agar pas hehehe..

 Gambar 3 Ada Gap Antara Pipeline

Pipa sudah tidak tampak lagi gapnya sehingga proses penyambungan bisa dilakuan, seperti yang terlihat pada Gambar 4 dan Gambar 5.

 Gambar 4 Pipeline Siap Disambung

Gambar 5 Proses Pengelasan Pipeline

Sementara sampai disini dulu, semoga bermanfaat. Terima kasih kepada Mas Martinus Luckyanto (JPKenny) atas semua foto-fotonya.