Welding

Pendahuluan 

Las busur listrik atau umumnya disebut dengan las listrik adalah termasuk suatu proses penyambungan logam dengan menggunakan tenaga listrik sebagai sumber panas. Jenis sambungan dengan las Iistrik ini adalah merupakan sambungan tetap. Ada beberapa macam proses yang dapat digolongkan kadalam proses Ias Iistrik antara lain yaitu :

1. Las Listrik dengan Elektroda Karbon, Misalnya:

   • Las listrik dengan elektroda karbon tunggal.

   • Las listrik dengan elektroda karbon ganda.

    2. Las Listrik Dengan Elektroda Logam, misalnnya:

•  Las^–listrik dengan elektroda berselaput

• Las iistrik TIG (Tungsten Inert Gas)

• Las Iiarik submerged

 

Prinsip-Prinsip Las Listrik

Pada dasarnya las listrik yang menggunakan elek­troda karbon maupun logam menggunakan tenaga listrik sebagai sumber panas. Busur listrik yang terjadi antara ujung elektroda dan benda kerja dapat mancapai temperatur tinggi yang dapat melelehkan sebagian bahan merupakan perkalian antara tegangan listrik (E) dangan kuat arus (I) dan waktu (t) yang dinyatakan delam satuan, panas joule atau kalori seperti rumus dibawah ini :

 H = E x I x t

dimana :

H = panas dalam satuan joule

E = tegangan listrik delam volt

I = kuat arus dalam amper

t = waktu dalam detik

 

Macam-macam Las 

1. Las Listrik Dengan Elektroda Karbon (Arc Welding)

Busur listrik yang terjadi diantara ujung elek­troda karbon dan logam atau diantara dua ujung elektroda karbon akan memanaskan dan mencairkan logam yang akan dilas. Sebagai bahan tambah dapat dipakai elektroda de­ngan fluksi atau elektroda yang berselaput fluksi.

 

Arc Welding

2. Las Listrik Dengan Ekktroda Berselaput ( SMAW )

Las tistrik ini menggunakan alektroda berselaput sebagai bahan tambah. Busur listrik yang terjadi diantara ujung elektroda dan bahan dasar akan mencairkan ujung elektroda dan sebagian bahan dasar. Selaput elektroda yang turut terbakar akan mencair dan menghasilkan gas yang melindungi ujung elektroda, kawah Ias, busur Iistri dan daerah Ias di sekitar busur listrik terhadap pengaruh udara luar. Cairan selaput elektroda yang membeku akan menutupi permukaan Ias yang juga berfungsi sebagai pelindung terhadap pengaruh luar.

Gbr. Dibawah ini adalah sirkuit Ias listrik dengan elektroda berselaput dimana G adalah sumber tenaga arus searah dan elektroda dihubungkan ke terminal negetif sedang bahan ke terminal positif.

 

 Sirkuit Las Listrik

Dalam Gbr. Dibawah ini ditunjukkan pemindahan cairan logam dari elektroda ke bahan dasar dimana gas dari pembakaran selaput elektroda melindungi daerah ini.

 

Pemindahan Cairan Logam dari Elektroda ke Base Metal

Las Iistrik TIG menggunakan elektroda wolfram yang bukan merupakan bahan tambah. Busur listrik yang terjadi antara ujung elektroda wolfram dan bahan dasar adalah marupakan sumber panas untuk pengelasan. Titik cair dari alektroda wolfram sedemikian tingginya sampai 3410^o sehingga tidak ikut mencair pada saat terjadi busur listrik. Tangkai Ias dilengkapi dangan nosel keramik untuk penyembur gas pelindung yang melindungi daerah Ias dari pengaruh luar pada saat pangelasan.

Sebagai bahan tambah dipakai elektroda tanpa selaput yang digerakkan dan didekatkan ke busur lirtrik yang terjadi antara elektroda wolfram dengan bahan dasar.

Sebagai gas pelindung dipakai argon, helium ateau campuran dari kedua gas tersebut yang pemekaiannya ter­gsntung dari jenis logem yang akan dilas.

Tangkai las TIG biasanya didinginkan dengan air yang bersirkulasi. Proses Ias listrik TIG ditunjukkan pada Gbr dibawah ini

 

Las SMAW

3. Las Listrik GMAW / MIG

Las listrik GMAW / MIG adalah las busur listrik di­mana panas yang ditimbulkan oleh busur listrik antara ujung elektroda dan bahan dasar, karena adanya Arus Listrik

Elektrodanya adalah merupakan gulungan kawat yang berbentuk rol yang gerakannya diatur oleh pasangan roda gigi yang digerakkan oleh motorl listrik.

Kecepatan gerakan elektroda dapat diatur sesuai dengan keperluan. Tangkai Ias dilengkapi dengan nosal logam untuk menyemburkan gas pelindung yang dialirkan dari botol gas malalui selang gas.

Gas yang dipakai adalah C02 untuk pengelasan baja lunak dan baja, argon atau campuran argon dan helium untuk pengelasan Aluminium dan baja tahan karat

Proses pengelasan MIG ini dapat secara semi otomatik atau otomatik. Semi otomatik dimaksudkan pengelasan secara manual sedangkan otomatik adalah pengelasan di mana seluruh pekerjaan Ias dilaksanakan secara otomatik. Proses Ias MIG ditunjukkan pada Gbr. di bawah ini. dimana elek­troda keluar melalui tangkai las bersama dengan gas pelindung.

 

Las GMAW

4. Las Listrik Submerged

Las listrik submerged yang umumnya otamatik atau semi otomatik menggunakan fluksi serbuk untuk pelindung dari pengaruh udara luar. Busur listrik diantara ujung elektroda dan bahan dasar berada didalam timbunan fluksi serbuk sehingga tidak terjadi sinar las keluar separti biasanya pada Ias listrik lainnya. Dalam hal ini operator Ias tidak perlu menggunakan kaca pelindung mata (helm Ias).

Pada waktu pengelasan, fluksi serbuk akan mencair dan membeku menutup Iapisan Ias. Sebagian fluksi serbuk yang tidak mencair dapat dipakai lagi setelah dibersihkan dari terak-terak Ias. –

Elektroda yang merupakan kawat tanpa selaput berbentuk gulungan (rol) digerakkan maju oleh pasangan roda gigi. pasangan roda gigi yang diputar oleh motor listrik dapat diatur kecepatannya sesuai dengan kebutuhan pengelasan .

 

Las Submerged 

Posisi Pengelasan

Posisi mengelas terdiri dari empat macam yaitu:

1. Posisi di Bawah Tangan

Posisi di bawah tangan yaitu suatu cara pengelasan yang dilakukan pada permukaan rata/datar dan dilakukan dibawah tangan. Kemiringan elektroda las sekitar 10º – 20º terhada garis vertikal dan 70º – 80º terhadap benda kerja.

2. Posisi Tegak (Vertikal)

Mengelas posisi tegak adalah apabila dilakukan arah pengelasannya keatas atau kebawah. Pengelasan ini termasuk pengelasan yang paling sulit karena bahan cair yang mengalir atau menumpuk diarah bawah dapat diperkecil dengan kemiringan elektroda sekitar 10º – 15º terhada garis vertikal dan 70º – 85º terhadap benda kerja.

3. Posisi Datar (Horisontal)

Mengelas dengan horisontal biasa disebut juga mengelas merata dimana kedudukan benda kerja dibuat tegak dan arah elektroda mengikuti horisontal. Sewaktu mengelas elektroda dibuat miring sekitar 5º – 10º terhada garis vertikal dan 70º – 80º kearah benda kerja.

4. Posisi di Atas Kepala (Over Head)

Posisi pengelasan ini sangat sukar dan berbahaya karena bahan cair banyak berjatuhan dapat mengenai juru las, oleh karena itu diperlukan perlengkapan yang serba lengkap antara lain: Baju las, sarung tangan, sepatu kulit dan sebagainya. Mengelas dengan posisi ini benda kerja terletak pada bagian atas juru las dan kedudukan elektroda sekitar 5º – 20º terhada garis vertikal dan 75º – 85º terhadap benda kerja

 

Macam-Macam Cacat Las

1. Porositas, cacat ini merupakan cacat yang dikarenakan adanya gas yang terperangkap di daerah lasan dalam jumlah yang melebihi syarat batas.

 

Porositas

2. Slag Inclusion, dapat terjadi akibat pembersihan pada saat pengelasan yang berlapis kurang bersih. Hal ini juga dapat diakibatkan penggunaan flux pada pengelasan yang berlapis.

 

 Slag Inclusion

3. Incomplete Fusion, cacat ini dapat diakibatkan oleh kesalahan penggunaan besar arus, kecepatan pengelasan, incorrect electrode manipulation, maupun kesalahan pengelas.

Incomplete Fusion

4. Undercut

Cacat ini dapat diakibatkan oleh beberapa hal, antara lain:

•  Excessive amps/volts
•  Excessive travel speed
•  Incorrect electrode angle
•  Excessive weaving
•  Incorrect welding technique
•  Electrode too large

Undercut

5. Overlap

Cacat ini dikarenakan:

• Arus terlalu rendah
• Kecepatan pengelasan rendah
• Kesalahan teknik mengelas
• Kontaminasi sekitar

Overlap

6. Crack (retak)

Banyak hal yang dapat menyebabkan cacat ini. contoh bentuk crack adaah seperti berikut:

 

Crack

Cacat las seperti di atas sering terjadi pada jenis-jenis pengelasan yang ada:
cacat yang terjadi berdasar jenis lasnya adalah sebagai berikut

 

 Kemungkinan Cacat Las yang Terjadi

 

sumber :

• Catatan kuliah MT5015 Teknik dan Metalurgi Pengelasan, tahun 2012
• Miller. Pipe Welding Handbook.2012

Fatigue Free Span Analysis

Salah satu mode pengangkutan gas bumi yang paling banyak digunakan adalah pipeline. Jalur pipa laut atau yang biasa disebut Offshore pipeline sendiri juga memiliki kriteria dan karakteristik hingga pipeline tersebut menjadi rusak. Analisa yang dilakukan terhadap offshore pipeline dilakukan pada pipa yang mengalami free span. Salah satu penyebab kerusakan pipa adalah karena stress yang dialami pipa secara berulang sehingga mengalami kelelahan.

Metode perhitungan yang digunakan untuk menentukan kelelahan pada pipeline, menggunakan kode standart Det Norske Veritas (DNV). Penentuan analisa kelelahan ini dapat dilakukan dengan jalan mengetahui terlebih dahulu beban serta stress yang dialami pipa sehingga dapat ditentukan nilai kelelahan pada jalur pipa tersebut. Berdasarkan nilai kelelahan tersebut, dapat diestimasikan sisa waktu operasi pipa karena stress yang diterima secara kontinyu dalam kurun waktu tertentu. Sejalan dengan hal itu, juga dilakukan permodelan terhadap segmen pipa yang tidak lolos seleksi kriteria berdasarkan standart DNV serta memiliki panjang dan kedalaman free span terpanjang. Pemodelan ini diharapkan dapat dijadikan bahan pertimbangan dalam melakukan langkah mitigasi risiko agar pipa tidak mengalami kerusakan karena free span.

Contoh perhitungannya adalah sebagai berikut:

 

 

Sehingga didapatka hasil, sebagai berikut

Critical Pipespan – due to Dynamic Loading Lcr  = 83.343 ft
Critical Pipespan – due to Static Loading Lcrit(L) = 164.042 ft

sumber:

• Dharma Gita Surya Prayoga, 

   Analisa Kelelahan Free Span Pada Jalur Pipa Gas Bawah Laut East Java Gas Pipeline (Ejgp) Dengan Pendekatan Finite Element Method (Fem), ITS

•  Spanning Analysis Operation kelas Airy

Pipeline Stress Analysis

Piping Stress Analysis

 

Piping Stress analysis adalah suatu cara perhitungan tegangan (stress) pada pipa yang diakibatkan oleh beban statis dan beban dinamis yang merupakan efek resultan dari gaya gravitasi, perubahaan temperature, tekanan di dalam dan di luar pipa, perubahan jumlah debit fluida yang mengalir di dalam pipa dan pengaruh gaya seismic. Process piping dan power piping adalah contoh system perpipaan yang membutuhkan analisa perhitungan piping stressnya yang dilakukan tentunya oleh pipe stress engineer untuk memastikan rute pipa, beban pada nozzle, dan tumpuan pipa telah dipilih dan diletakkan tepat pada tempatnya sehingga tegangan (stress) yang terjadi tidak melebihi limitasi besaran maksimal tegangan yang diatur oleh ASME atau peraturan lainnya (codes/standard) dan peraturan pemerintah (government regulations). Untuk melakukan sebuah pipe stress analysis biasanya para piping engineer memakai pendekatan finite element method dengan memakai beberapa software umum di dunia perpipaan yaitu CAESAR II, AutoPipe, ROHR2 atau CAEPIPE.

Tujuan utama dari piping stress analysis adalah untuk memastikan beberapa hal berikut:

• Keselamatan sistem perpipaan termasuk semua komponennya
• Keselamatan sistem peralatan yang berhubungan langsung dengan sistem perpipaan dan struktur bangunan pendukung sistem tersebut
• Defleksi pipa agar tdak melebihi limitasinya.

Scope of work piping engineer

 

Ada beberapa macam mode kegagalan yang bisa terjadi pada suatu sistem perpipaan. Para piping engineer bisa melakukan tindakan pencegahan untuk melawan mode kegagalan tersebut dengan melaksanakan stress analysis berdasarkan ketentuan dan aturan dalam dunia perpipaan. Dua macam mode kegagalan yang biasa terjadi pada pipa adalah sebagai berikut:

• Kegagalan karena tegangan yield (material melebihi deformasi plastis):

• Kegalalan karena fracture (material patah/fails sebelum sampai batas tegangan yieldnya):

  • Brittle Fracture: Terjadi pada material yang getas (mudah pecah/patah)

  • Fatigue (kelelahan): Disebabkan oleh adanya beban yang berulang

Teori maximum principal stress adalah yang digunakan dalam ASME B31.3 sebagai dasar teori untuk analisa pipa. Nilai maksimum atau minimum dari normal stress bisa disebut sebagai principal stress. Selanjutnya tegangan (stress) dapat dikelompokkan menjadi 3 kategori yaitu:

• Primary Stresses

  • Terjadi karena respon dari pembebaban (statis dan dinamis) untuk memenuhi persamaan antara gaya keluar dan gaya ke dalam, serta gaya momen dari sebuah sistem pipa. Primary stresses are not self-limiting.

• Secondary Stresses

  • Terjadi karena perubahan displacement dari struktur yang terjadi karena thermal expansion dan atau karena perpindahan posisi tumpuan. Secondary stresses are self-limiting.

• Peak Stresses

  • Tidak seperti kondisi pembebanan pada secondary stress yang menyebabkan distorsi, peak stresses tidak menyebabkan distorsi yang signifikan. Peak stresses adalah tegangan tertinggi yang bisa menyebabkan terjadinya kegagalan kelelahan (fatigue failure).

 

Static Stress Analysis

Setiap sistem perpipaan pasti mempunyai basic stress yang nantinya secara kumulatif bisa disebut sebagai static stress. Basic stress terdiri dari:

(a) Axial Stress : σ = F /A

(b) Bending Stress : σ = Mb / Z

(c) Torsion Stress : σ = Mt / 2Z

(d) Hoop Stress : σ = PD / 2t

(e) Longitudinal Stress : σ = PD / 4t

(f) Thermal Stress : σ = ΔT x α x E

 

Basic Stress pada Pipa

 

 

Static stress analysis adalah sebuah analisa perhitungan pada pipa untuk memastikan nilai dari semua tegangan (stress) akibat beban statis tidak melebihi dari limitasi yang diatur oleh aturan atau standard tertentu. Biasanya, pada piping engineer menggunakan aturan (standard) yaitu ASME B31.3 sebagai panduan untuk melakukan dan menganalisa static stress. ASME B31.3 mengatur semua masalah perpipaan mulai dari limitasi propertis yang dibutuhkan, sampai pada pembebanan yang memperhitungkan kondisi pressure, berat struktur dan komponennya, gaya impact, gaya angin, gaya gempa bumi secara horizontal, getaran (vibrasi), thermal expansion, perubahan suhu serta perpindahan posisi tumpuan anchor.

 

ASME B31.3 mengklasifikasi beban menjadi 2 macam:

• Primary Loads

  • Sustain Loads

  Beban yang muncul terus menerus dan berkesinambungan selama masa operasi dari sistem perpipaan. Contoh: gaya berat dari struktur pipa sendiri, pressure fluida yang mengalir di dalamnya.

  • Occasional Loads

  Beban yang muncul tidak berkesinambungan, atau munculnya tiba-tiba selama masa operasi dari sistem perpipaan. Contoh: gaya angin, gaya gempa bumi.

• Expansion Loads

  • Beban yang muncul karena adanya perubahan displacement dari system perpipaan yang bisa diakibatkan oleh thermal expansion dan perubahan letak tumpuan.

 

Sedangkan dalam ASME B31.3 limitasi dari masing-masing besaran pembebanan adalah sbb:

• Stress karena Sustained Load, limitasinya adalah:

SL < Sh

dimana, SL = (PD/4t) + Sb

Ketebalan dari pipa yang digunakan untuk menghitung SL haruslah merupakan tebal nominal setelah dikurangi tebal lapisan korosi dan erosi yang diijinkan.

Sh = Tegangan yang diijinkan pada suhu maksimum dari suatu material

 

• Stresses karena Occasional Loads

Jumlah beban longitudinal karena pressure, weight dan sustain loads lainnya kemudian ditambah oleh tegangan yang diakibatkan occasional load seperti gempa bumi dan gaya angin, nilainya tidak boleh melebihi 1.33Sh.

 

• Stresses karena Expansion Loads, limitasinya adalah:

S_E < S_A

dimana, S_E = (S_b² + 4S_t²)^1/2

S_A = Allowable displacement stress range = f [(1.25(Sc + Sh) – SL]

S_b = resultant bending stress,psi = [(IiMi)² + (IoMo)²] / Z

Mi = in-plane bending moment, in.lb

Mo = out-plane bending moment, in.lb

Ii = in-plane stress intensification factor (appendix B31.3)

Io = out-plane stress intensification factor (appendix B31.3)

St = Torsional stress ,psi = Mt / (2Z)

Mt = Torsional moment, in.lb

SC = Basic allowable stress at minimum metal temperature

Sh = Basic allowable stress at maximum metal temperature

f = stress range reduction factor (table 302.2.5 of B31.3)

 

Dynamic Stress Analysis

Dynamic stress (tegangan dinamis) adalah tegangan (stress) yang ditimbulkan oleh pergerakan berulang dari pembebanan atau vibrasi (getaran). Pembebanan seperti ini bisa ditimbulkan oleh beberapa eksitasi seperti:

• Flow Induced Turbulence

• High Frequency Acoustic Excitation

• Mechanical Excitation

• Pulsation

 

Analisa Vibrasi dapat didefinisikan sebagai studi dari pergerakan osilasi, dengan tujuan mengetahui efek dari vibrasi dalam hubungannya dengan performance dan keamanan sebuah sistem dan bagaimana mengontrolnya. Vibrasi secara sederhana dapat dilihat dari gambar 3. Seperti terlihat pada gambar 3, ketika massa kita tarik ke bawah lalu dilepaskan, maka pegas akan meregang dan selanjutnya akan timbul gerakan osilasi sampai periode waktu tertentu. Hasil frekuensi dari gerakan osilasi ini bisa disebut sebagai natural frekuency dari sistem tersebut dan merupakan fungsi dari massa dan kekakuan.

 

dengan, EI = kekakuan pipa (stiffness), lbs-ft²

L = panjang bentangan bebas pipa, ft

M = kombinasi massa pipa dan massa tambah disekitar pipa persatuan panjang, slug/ft

C = konstanta yang tergantung dari kondisi ujung bentangan bebas pipa.

Sebagai contoh, jika kedua ujung bentangan bebas pipa diasumsikan berbentuk tumpuan sederhana maka C adalah p/2 atau 1.57. Jika kedua ujung pipa diasumsikan diklem, C adalah 3.5. Dalam praktek, cukup sulit untuk menentukan modeling terbaik kondisi ujung bentangan bebas untuk mensimulasikan kondisi ujung yang diasumsikan.

 

 Deskripsi vibrasi sederhana

Dibutuhkan sedikit energi untuk menimbulkan frekuensi natural dari sebuah system, seperti halnya sebuah struktur yang ingin merespon frekuensi tertentu. Jika ada damping force maka ini akan menghilangkan energi dinamis dan mengurangi respon vibrasi.

Hasil dari vibrasi dapat berupa:

• Displacement
• Velocity
• Acceleration

Amplitudo dari ketiga hal di atas tergantung dari frekuensinya dan lebih jelasnya dapat dilihat pada grafik di bawah ini.

 Perbandingan Amplitudo dan Frekuensi

 

Displacement tergantung dari frekuensi yang mana displacement akan mempunyai nilai yang besar apada frekuensi yang kecil dan sebaliknya jika frekuensi besar, displacement cenderung kecil pada satuan energi yang sama. Sebaliknyaacceleration dipengaruhi pada keadaan amplitude tertinggi yang terjadi pada frekuensi tertinggi pula. Velocity memberikan pengaruh sejenis yang lebih dari yang dibutuhkan, biasanya terkait hasil tegangan dinamis dan oleh karenanya biasa digunakan alat ukur untuk menghitung vibrasi. Ini yang menjadi alasan kenapa observasi secara visual untuk vibrasi pipa tidak diijinkan sebagai metode untuk mengatasi beberapa masalah vibrasi.

Setiap sistem struktur, contohnya pipa, akan mengalami bermacam-macam frekuensi natural tergantung distribusi massa dan kekakuan dari system tersebut. Distribusi massa dan kekauan dipengaruhi oleh diameter pipa, material properties, tebal pipa, lokasi valve dan support, dan juga massa jenis fluida. Sebagai catatan, support pipa didesain pada kondisi statis yang pastinya akan berperilaku beda pada keadan dinamis.

Setiap frekuensi natural akan mempunyai bentuk defleksi yang unik yang sesuai dengan frekuensinya masing-masing, biasa disebut mode shape. Respon pipa terhadap eksitasi yang terjadi tergantung pada hubungan antara frekuensi eksitasi dengan frekuensi natural sistem tersebut, dan lokasi dari terjadinya eksitasi tadi berhubungan dengan mode shape.

Salah satu penyebab vibrasi pada pipa adalah flow dari fluida di dalam pipa itu sendiri. Fenomena ini biasa dikenal dengan istilah Flow Induced Vibration (FIV). FIV bisa disebabkan karena peningkatan flowrate (debit) fluida yang menyebabkan kecepatan fluida di dalam pipa bertambah sehingga jenis aliran berubah dari laminar menjadi turbulen. Aliran turbulen ini yang menyebabkan pipa bergetar (vibrasi).

 

sumber:

http://vladimirsentosa.com

Free Span Analysis

Analisa Freespan Dinamis

Pipa bawah laut yang terkena beban hidrodinamis suatu ketika akan mengalami kelelahan, karena akibatkan beban tersebut yang bersifat siklis. Kelelahan pada struktur akan memicu terjadinya kegagalan. Tujuan dari analisa freespan dinamis adalah untuk menentukan panjang span maksimum yang diijinkan agar pipa terhindar dari respon-respon alami yang bisa menyebabkan kelelahan.

Vortex Induced Vibration (VIV)

Vortex adalah suatu aliran dimana fluida tersebut partikelnya berotasi pada aliran rotasinya terhadap titik pusatnya. Pelepasan vortexnya disebut dengan vortex shedding, yang mempunyai kecepatan transversal dan tangensialnya konstan dan bervariasi terhadap radiusnya (Indiyono, 1994). Akibat adanya vortex shedding ini, pipa yang dilalui aliran fluida terkena distribusi tekanan lokal. Dan akibat adanya tekanan tersebut, maka pipa akan bergetar atau berosilasi dengan frekuensi tertentu. Osilasi ini akan menyebabkan kelelahan dan dapat mengakibatkan kegagalan.

Osilasi pada pipa biasanya bergerak sejajar (in line) dengan arah aliran, tetapi juga bisa bergerak tegak lurus terhadap arah aliran, tergantung pada kecepatan arus dan panjang span (Boyun Guo, 2005). Berikut ini adalah pengklasifikasian jenis osilasi (Naess,1985) :

a.         Osilasi In-Line Flow

Suatu bentangan pipa akan berosilasi searah aliran fluida apabila nilai parameter kestabilan K_{s­ ­}< 1,2 , serta reduced velocity (U_R) berada pada rentang 1.2 dan 3.5  ( 1.2 < U_R < 3.5 ). Selain itu, osilasi jenis ini tidak akan terjadi bila memenuhi syarat sebagai berikut :

G/OD >= 0.25 OD

Dimana: G adalah gap (jarak antara pipa bagian bawah dengan seabed).
….

b.         Osilasi Cross Flow

Suatu bentangan pipa akan berosilasi searah aliran fluida apabila nilai parameter kestabilan K_{s­ ­}< 16 , serta reduced velocity (U_R) berada pada rentang 3.5 dan 10    ( 3.5 < U_R < 10 ).

Frekuensi Vortex Shedding

Seperti kita ketahui sebelumnya, bahwasannya apabila aliran melewati pipa, maka aliran yang terbentuk setelah melewati pipa tidak stabil, sehingga menyebabkan pipa berosilasi. Ketika aliran melewati pipa maka akan terjadi flow separation dan terbentuk vorteks di belakang pipa. Vorteks tersebut akan menyebabkan perubahan tekanan hidrodinamis pada pipa. Frekuensi Vorteks bergantung pada kecepatan aliran dan diameter pipa. Jika frekuensi vorteks mendekati sama dengan frekuensi freespan pipa, maka akan terjadi resonansi. Hal ini dapat menimbulkan kegagalan akibat kelelahan pada pipa. Kegagalan pada struktur pipa dapat dicegah dengan menjauhkan nilai frekuensi vortx-shedding dengan frekuensi alami pipa, sehinga osilasi yang terjadi dapat diminimalkan (Benfika, 2007)

Massa Efektif Pipa

Massa effektif pipa adalah jumlah  dari massa seluruh struktur pipa ditambah dengan massa dari kandungan/fluida yang dialirkan, serta massa tambah. Dalam Yong Bai (1981), persamaan massa efektif pipa adalah :

M_e = M_str + M_c + M_a

Dimana :

M_str        : Massa stuktur pipa (termasuk lapisan), kg/m

M_c          : Massa kandungan pipa, kg/m

M_a          : Massa tambah

    : 0.25 . π D². ρ. C_a

  Dimana :

  C_{a           :} Koefisien massa tambah

Pengaruh signifikan secara fisik dari massa tambah adalah ketika struktur mempercepat dalam melewati aliran fluida. Dibutuhkan energi untuk mempercepat, tidak hanya terhadap berat struktur pipa itu sendiri, tetapi juga terhadap massa sejumlah fluida yang bergerak.

Parameter Kestabilan

Dalam Boyun Guo (2005), salah satu bagian penting dalam menganalisa gerak akibat vortex adalah parameter kestabilan. Parameter ini digunakan untuk menentukan respon maksimal akibat beban hidrodinamis (Kaye, et al). Persamaannya adalah sebagai berikut :

Dimana :

K_s        : Parameter kestabilan

Me       : Massa efektif pipa, kg/m

δ_s            : Logaritmic decrement ( 0,125 )

ρ          : density air laut, kg/m³

D         : diameter luar pipa, m

Reduced Velocity

Dalam Bayun Guo (2005) reduced velocity adalah kecepatan dimana osilasi akibat vortex shedding terjadi. Reduced Velocity digunakan untuk penentuan pada kecepatan berapa terjadi getaran/osilasi akibat vortex shedding.

Panjang Span kritis

Sedangkan dalam Guo (2005), panjang span kritis atau panjang pipa tanpa support dimana terjadi osilasi akibat arus adalah merupakan hubungan antara frekuensi natural span pipa danreduced velocity.

Panjang Span Kritis untuk gerak cross flow adalah:

Panjang span kritis untuk gerak in-flow adalah :

Dimana: :
Ls        : panjang span kritis, m

Ce        : Konstanta ujung span

U_r        : Reduced Velocity, m/s

D         : diameter luar pipa, m

Me       : Massa efektif pipa, kg/m

sumber:

http://vladimirsentosa.com

Initiation Analysis Using OFFPIPE

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 ada 3 macam cara yang dipakai:

• DMA (Dead Man Anchor) method
• Holdback method (pakai jacket leg)
• Bowstring method

 

Holdback 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.

 

DMA Philosophy

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.

Berikut ini contoh initiation table.

 

Initiation Laying Table

 

sumber:

http://vladvamphire.wordpress.com

Corrosion

Internal corrosion allowance

A corrosion allowance of 3 mm is generally recommended for carbon steel piping, unless higher corrosion allowances are required. However, each system should be evaluated and the selected corrosion allowance be supported by corrosion evaluations. All piping classes in carbon steel grades in NORSOK L-001 have a corrosion allowance of 3 mm for standardization reasons.

For submarine pipeline systems a maximum corrosion allowance of 10 mm is recommended as a general upper limit for use of carbon steel. Carbon steel can be used in pipelines where calculated inhibited annual corrosion rate is less than 10 mm divided by design life. Otherwise corrosion resistant alloys, solid or clad or alternatively flexible pipe, should be used. For pipelines with dry gas or non-corrosive fluids, no corrosion allowance is required. Corrosion during installation and testing prior to start-up shall be considered.

Corrosivity evaluations in hydrocarbon systems

Evaluation of corrosivity shall as a minimum include

•  CO2-content,
•  H2S-content,
•  oxygen content and content of other oxidising agents,
•  operating temperature and pressure,
•  organic acids, pH,
•  halide, metal ion and metal concentration,
•  velocity, flow regime and sand production,
•  biological activity,
•  condensing conditions.

A gas is considered dry when the water dew point at the actual pressure is at least 10 °C lower than the actual operation temperature for the system. Materials for stagnant gas containment needs partikular attention.

NORSOK M-506 is a recommended practice for the evaluation of CO2 corrosion.

A corrosion evaluation with inhibition should be based on the inhibitor availability, considered as the time the inhibitor is present in the system at a concentration at or above the minimum dosage.

The percentage availability (A %) is defined as:

1. A % = 100 x (inhibitor available time)/(lifetime)
2. Corrosion allowance (CA) = (the inhibited corrosion allowance) + (the uninhibited corrosion allowance)
3. CA = (CRinhib x A %/100 x lifetime) + (CRuninhib x {1 – A %/100} x lifetime

where

CRinhib = inhibited corrosion rate.

CRuninhib = uninhibited corrosion rate (from NORSOK M-506 or other model).

At the design stage an assumption may be made that inhibition can decrease the corrosion rate to 0,1 mm/year. The inhibited corrosion rate shall, however, be documented by corrosion tests at the actual conditions or by relevant field or other test data. It should be noted that to achieve the target residual corrosion rate, high dosages of inhibitor may be required.

The inhibitor availablity to be used in a design calculation depends on the planned corrosion Management programme, including corrosion monitoring and corrosion inhibition. Unless defined otherwise, an inhibitor availability of 90 % shall be used. Maximum inhibitor availability shall not exceed 95 %. A 95 % inhibitor availability requires that a qualified inhibitor is injected from day one and that a corrosion Management system is in place to actively monitor corrosion and inhibitor injection.

The inhibited corrosion rate includes the effect of glycol and/or methanol injection. Lower inhibited corrosion rates with glycol and/or methanol can be used when documented by tests or other relevant documentation. The effect of any inhibitor depends on reservoir conditions which may change during production time.pH stabilisation can be used in condensed water systems to reduce the corrosion rate. pH stabilisation is only applicable in combination with glycol in sweet systems. NORSOK M-506 does not apply for this case, and a corrosion rate of 0,1 mm/year shall be used for design purposes, unless field or test data are available.

Corrosion inhibitors may have low efficiency and are not recommended to reduce corrosion of carbon or low alloy steels in production wells, subsea trees and subsea piping systems.

Use of corrosion inhibitors in process systems is not recommended, but can be used provided the inhibitor in each process stream satisfies the inhibitor supplier’s minimum recommended concentration for each stream and flow rate. Due to complex geometries and normally high flow rates, there is an increased risk for high

inhibited corrosion rates locally in process systems compared to pipelines, which will influence the need for inspection and maintenance.

In pipeline systems carrying hydrocarbons with condensed water, the corrosivity may be reduced by application of inhibitors in combination with pH adjustment as an alternative to inhibitors alone. The combined effect of inhibitors and pH adjustment shall be qualified and documented by corrosion tests unless relevant documentation exists.

Vessel materials for oil separation and gas treating systems shall be selected based on the same corrosivity criteria as for hydrocarbon piping systems. Vessels manufactured in solid CRAs, internally CRA clad or weld overlayed, will not need additional internal corrosion protection systems.

Galvanic corrosion between CRA equipment and the vessel wall in internally paint coated (lined) carbon steel vessels shall be addressed in case of coating damages. As a minimum CRA support brackets shall be painted. Other protection methods like cathodic protection may be considered.

Possibility for “sour” service conditions during the lifetime shall be evaluated. Sour service definition, Metallica materials’ requirements and qualification shall be according to ISO 15156 (all parts).

Drying or use of corrosion inhibitors shall not relax the requirement to use “sour” service resistant materials if the conditions otherwise are categorised as “sour” by the above documents.

If sand production and/or particles from well cleaning and squeeze operations are expected, an erosion evaluation shall be carried out. The evaluation should be based on DNV RP O501.

 

External corrosion protection

• Splash zone protection
  
• Use of coating
• Cathodic protection
• Corrosion protection of closed compartments
• Insulation, atmospheric exposure
• Galvanic corrosion prevention

Internal Corrosion Protection

• Carbon steel welds Mixture

 

sumber:

NORSOK STANDARD

Material Selection, 2004

Vortex Induced Vibration

Flow around a circular cylinder?

At very low Reynolds numbers (based on the diameter of the circular member) the streamlines of the resulting flow is perfectly symmetric as expected from potential theory. However as the Reynolds number is increased the flow becomes assymetric.

Introduction to Fluid Flows: Regimes of external flow.

Regime 1. Immediately adjacent to body’s surface, where viscosity is predominant and where frictional forces are generated

Regime 2. Outside the boundary layer where viscosity is neglected but velocities and pressure are affected by physical presence of the body together with its associated boundary layer.

Profile Drag

When a body is immersed in a fluid and is in relative motion with respect to it , the drag is defined as that component of the resultant force acting on the body which is in the direction of the relative motion.

Profile Drag = Pressure drag + Skin friction drag.

How is flow when pass a circular cylinder?

• Re < 0.5

• Inertia effects are negligible
• Pressure recovery is nearly complete.
• 2<Re<30

• Separation of boundary layers occurs

 

• Further increase of Re
  
• Tends to elongate the eddies which then begin to oscillate until at about Re=90 depending on free stream turbulence level. They break away from the cylinder.

This process is further intensifies by further increase of Re leads to Vortex Street ( Von Karman Vortex Street.)

 

What is Vortex Shedding?

Vortex shedding is an unsteady-flow that takes place in special flow velocities (according to the size and shape of the cylindrical body).

In this flow, vortices are created at the back of the body and detach periodically from either side of the body.

Vortex shedding is caused when air flows past a blunt object. The airflow past the object creates alternating low-pressure vortices on the downwind side of the object. The object will tend to move toward the low-pressure zone.

 

 

Vortex Shedding

Karman Vortex Street

 

What is VIV ?

Vortex-induced vibrations (VIV) are motions induced on bodies facing an external flow by periodical irregularities on this flow. The classical example is the VIV of an underwater cylinder.

How and why VIV ?

When the vortices are not formed symmetrically around the body (with respect to its mid plane), different lift forces develop on each side of the body, thus leading to motion transverse to the flow.

This motion changes the nature of the vortex formation in such a way as to lead to a limited motion amplitude. (differently from what would be expected in a case of resonance).

Types of VIV:

• Self-excited oscillations – this type of VIV is what occurs naturally, i.e., when the vortex-shedding frequency and the natural frequency are approximately the same. (This is the real VIV – this is vortex-induced vibration)

• Forced oscillations – occurs at velocities and amplitudes which are preset and can be controlled independently of fluid velocity. (This is not the real VIV – this is vibration-induced vortices).

Vortex-induced vibration (VIV) is an important source of fatigue damage of offshore oil exploration and production risers.

How do we reduce VIV ?

• It may be best to design around VIV. In other words, let’s learn how to predict VIV and then avoid the situations that will produce VIV. The circular cylinder will always be the preferred shape and the fluctuating lift will always be there, VIV or no VIV.

• Since we can’t avoid the shedding of vortices, let’s try to learn to avoid the situations that produce VIV

 

Some Ways to reduce VIV

Galloping Vs VIV
Two well-known phenomena in the problems of fluid/structure interaction are vortex-induced vibration (VIV) and galloping.

VIV is associated with synchronization, or lock-in of the structural oscillation frequency with the vortex-shedding frequency, Lock-in occurs at reduced velocities where the vortex shedding frequency is comparable to the natural frequency of the structure.

Galloping is driven by a time-averaged fluid force which develops in phase with the structural velocity and has a frequency many times lower than that of vortex shedding. galloping is prevalent at higher
reduced velocities where the frequency of oscillation is lower than the vortex-shedding frequency.

 

sumber:

Abhinoop Jayanthi, Vortex Induced Vibration, IIT Delhi

Riser Design

What is Riser?

Riser is a pipe through which liquid travels upward.

On Oil and Gas World, this kind of pipe is important on transfering the oil or gas from the pipeline to the topside.

 

Riser

How many type of this Riser?

Riser has many kinds of types, such as:

1. Conventional Steel Pipe Risers

INTECSEA has performed detailed designs for numerous conventional pipeline riser systems for the Gulf of Mexico and Southeast Asia offshore platform applications. The key consideration for high temperature risers is pipeline expansion at the base of the riser and the resulting bending stresses in the riser. This can be accommodated by various methods, including pipeline expansion loops and offsets, and also by cold springing risers during installation such that the pipeline expansion relieves the cold springing effects.

2. Flexible Pipe Riser

 

INTECSEA has been responsible for the design and installation of flexible pipe risers for various projects worldwide. Flexible risers are used with both fixed and floating production systems in shallow water developments, and with floating production facilities (FPU, SEMI, TLPs and SPARs) in deepwater developments. For shallow water applications, flexible risers may be used in steep or lazy wave or steep or lazy S configurations. For deepwater applications, flexible risers are used primarily in a free hanging catenary configuration.

3. Steel Catenary Risers (SCRs)

 

INTECSEA has performed both preliminary and detailed designs for SCR systems within the Gulf of Mexico, Southeast Asia and offshore West Africa. The use of SCRs is becoming more common for deepwater riser applications. INTECSEA has performed a general study and project detail designs for the use of 6-inch to 24-inch SCRs in water depths ranging from 1,500 ft in harsh environment areas such as North Western Australia to 7,000 ft in GOM. The design experience includes uninsulated, insulated, and pipe-in-pipe SCRs. The major issues to be considered in the design of SCRs are pipeline stresses, buckling under extreme loads at seabed touch down zone, fatigue analyses, and end-fitting designs.

4. Top Tensioned Risers (TTR)

 

INTECSEA has performed both preliminary and detailed designs for TTRs for floating vessels in the Gulf of Mexico, offshore West Africa, Southeast Asia and Australia. The TTR system was developed to meet the production, water injection, and gas lifting functional requirements. The engineering work includes single casing or dual casing TTR design. The design experience includes all forms of TTRs with actively controlled tensioners, passive tensioners, as well as risers directly connected to the floating platforms deck.

 5. Hybrid Risers

 

There are many hybrid riser configurations such as compliant vertical access risers, hybrid riser towers, SCRs with submerged buoyant air can support and flexible jumpers to the surface, and tension leg riser systems. The tension leg riser configuration consists of a support buoy tethered to a piled foundation on the seabed with SCRs extending down from the buoy to riser bases on the seabed with flexible pipe jumpers from the near surface support buoy to the floating vessel.
Potential benefits of hybrid riser towers in deepwater projects include; allowance for onshore fabrication and installation of the riser tower, high thermal performance, highly compliant riser system, compact riser designs with minimal congestion on the seabed and in the water column, and minimum load transfer through riser porches when compared with other deepwater riser systems.

 

sumber:

Intecsea Marine Risers, Capability and Experience

Pipe in Pipe

What is Pipe-in-Pipe?

Pipe in pipe systems allow a range of advanced and highly efficient insulation materials to be used to achieve Overall Heat Transfer Coefficients less than 1 W/m2K.
These systems are important components of subsea developments where untreated well fluids may have to be transported large distances and wax and hydrate problems have to be managed.
However, as a result of this efficient insulation, thermal expansion challenges are increased and techniques such as probabilistic analysis, upheaval buckling design, snake lay or cooling spools employed to mitigate high expansion loads.

Pipe in Pipe has challenges, what is that?

1. High Temperature Well Fluids
   High temperature well fluids increase the overall levels of energy in the system increasing the risk of uncontrolled buckling of the flowlines and increasing project costs through the use of pipeline anchors, rockdump or trenching, more exotic materials and the concern that the predicted design temperature is outside the range of applicability of existing design codes.

2. Wax/Asphaltene/Hydrate formation within product stream
   In heavy oils or multiphase pipelines excessive cooling of the product during transportation can result in drop out of high molecular weight waxes and asphaltenes. Increasing the operation increasing the operational pigging requirement of the system, increasing OPEX. In wet gas systems hydrate formation during startup or blow-down conditions can block pipelines.

3. Long distance tie-backs
   Long tie back from a subsea facility to the host platform increases the length of time that the production fluid is subjected to heat loss through the pipeline wall, increasing the risk of flow assurance issues, particularly in the event of shutdown condition and extended residence time of thefluid in the pipeline.

4. Low OHTC value requirement (<1 W/m2K)
   For long tie backs or production fluids with high critical temperatures the Overall heat transfer Coefficient requirements of the system can be onerous. Requiring conventional wet insulation thickness in excess of practical thicknesses for application or installation.

So how can we solve that?

• Use of Cooling Spools
  

There can be significant cost benefit from cooling the product stream from very high temperature wells to minimise the thermal expansion forces and then maintaining this lower temperature for through efficient pipeline insulation reducing the volume of post lay rock dump or trenching required or enabling more conventional materials and analysis techniques to be employed.

• Pipe In Pipe
  Installing a second pipeline around the product pipeline isolates the carrier pipeline from the seawater surrounding it and creates a dry chamber around the pipeline that can be engineered to accommodate a range of advanced insulation techniques

• Materials

Typically pipeline insulation must be able to withstand the stresses imposed as a result of the installation methods and also be strong enough to withstand constant external pressure and function effectively when submerged and saturated.

The dry, load-free environment within the annulus of the pipe allows non-typical insulation materials with much lower thermal conductivities to be applied subsea than has historically been possible e.g. rock-wool systems etc.

 

sumber:

JP Kenny, SUBSEA PRODUCTION SYSTEMS, Pipe in Pipe

The Use of Elbow Pipe

Elbows are categorized based on various design features as below:

• Long Radius (LR) Elbows – radius is 1.5 times the pipe diameter
• Short Radius (SR) Elbows – radius is 1.0 times the pipe diameter
• 90 Degree Elbow – where change in direction required is 90°
• 45 Degree Elbow – where change in direction required is 45°

90 degree Elbow Pipe

A 90 degree elbow is also called a “90 bend” or “90 ell”. It is a fitting which is bent in such a way to produce 90 degree change in the direction of flow in the pipe. It used to change the direction in piping and is also sometimes called a “quarter bend”. A 90 degree elbow attaches readily to plastic, copper, cast iron, steel and lead. It can also attach to rubber with stainless steel clamps. It is available in many materials like silicone, rubber compounds, galvanized steel, etc. The main application of an elbow (90 degree) is to connect hoses to valves, water pressure pumps, and deck drains. These elbows can be made from tough nylon material or NPT thread.

45 Degree Elbow Pipe

A 45 degree elbow is also called a “45 bend” or “45 ell”. It is commonly used in water supply facilities, food industrial pipeline networks, chemical industrial pipeline networks, electronic industrial pipeline networks, air conditioning facility pipeline, agriculture and garden production transporting system, pipeline network for solar energy facility, etc.

Most elbows are available in short radius or long radius variants. The short radius elbows have a center-to-end distance equal to the Nominal Pipe Size (NPS) in inches, while the long radius is 1.5 times the NPS in inches. Short elbows are widely available, and are typically used in pressurized systems.

Elbow Pipe having a lot of usage. One of the elbow usage in a pipe line is for determining the rate of flowing the pipe

INTRODUCTION THE USE OF AN ELBOW IN A PIPE LINE FOR DETERMINING THE RATE OF FLOWING THE PIPE

1. Object and Scope of Investigation.-The tests herein reporter were made for the purpose of obtaining information concerning the feasibility of using an elbow in a pipe line as a means of determiningthe flow of a fluid through the pipe, by measuring the difference between the pressures of the fluid on the inside and outside curves of theelbow, respectively, as indicated in Fig. 1. Some of the desirable characteristics of an elbow used as a flow meter are low initial cost, smallcost of upkeep, and no additional resistance to flow due to the elbowbeing converted into a meter.

There are very few published data’-9* available concerning elbowsused as flow meters, especially data concerning the ordinary commercial type of elbow.

The tests reported in this bulletin were made on threaded andflanged elbows of long and short radii, ranging in diameter from oneinch to twenty-four inches. Sixteen different elbows were tested innearly forty different positions and locations in various pipe lines. Allthe elbows tested were 90-deg. bends; typical elbows are shown inFig. 2. Water was the only fluid used in the tests of the elbow metersherein reported.

2. Acknowledgments.-The investigation reported in this bulletin was carried out in the Hydraulics Laboratory of the University ofIllinois as part of the work of the Engineering Experiment Station,of which DEAN M. L. ENGER is the director, and of the Department ofTheoretical and Applied Mechanics, of which PROF. F. B. SEELY isthe head.The tests on the 24-in. elbows were made by MR. E. C. CHAMBERLIN, JR., a senior student at the University of Illinois, in satisfyingthe requirement for a thesis for the degree of Bachelor of Science.

sumber :Lanford, Wallace M. 1936. The Use Of An Elbow In A Pipe Line Fordetermining The Rate Of Flowin The Pipe. University Of Illinois Bulletin.