Horizontal Directional Drilling

 Horizontal Directional Drilling (HDD), also known as Directional Boring, horizontal drilling, slant drilling, or deviated drilling, is a method of trenchless technology. In the oil and gas industry, directional boring involves laterally drilling of various wells through a zone of oil or gas-bearing rock at angles from a vertical well-hole.

Directional Boring or Horizontal directional drilling is also used in the installation of utility pipelines and conduits. A pilot borehole is drilled along a pre-determined bore path from the surface with minimum disturbance. Directional Boring is mainly used for making crossings under rivers, roads and existing structures, with the purpose of installing pipes and conduits to transport different types of fluids and materials.

Directional Boring or Horizontal directional drilling is a way to get utilities from one point to anotherwithout destroying the existing ground or obstacles that are in between the two points. Directional drilling goes above and beyond traditional trenching; connecting utilities and services in places that traditional trenching is impossible.

HDD Excecution

The Horizontal Directional Drilling itself is divided onto 3 steps, which are :

Ø  Pilot Hole Drilling

(reference : www.mears.net)

Drilling the hole from entry-side to exit-side through the soil under the river, first, the drilling bit drills and open the way, while a mud (consists of bentonite and other materials) is injected through the drilling rod and out from the drilling bit, functioning as a lubricant and clearing the residual materials produced by the drilling bit. Bentonite functioning as a preventive chemical unsure that is spread around the hole and preventing the soil from collapsing, preventing water and poisonous gas to go through the hole while drilling.

During drilling process, the viscosity of the mud is being controlled, so that the mud viscosity meets the requirements. The residual mud is recycled through a recycling facility so that the bentonite can be used later by separating the residual materials produced from drilling process and the bentonite, which will be recycled later. The bit is equipped with a tracking device the position, so that the drilling process go through the planned way.

Two tracking devices are used, as follows :

-          The main tracking equipment installed in the drilling bit, transmitting the magnetic force to be checked by the second equipment;

-          The secondary equipment for position correcting

Ø  Reaming

Once the bit and the drilling case arrive on the exit side planned, the bit and the drilling rod are packed out for the reamer installation. The reamer’s function is to enlarge the hole the pilot drill made. While the reaming, the mud is also injected through and out from the reamer. In this process, the mud recycling process also occurs.

Ø  Pulling Back

During reaming, the pipe pulling process is also executed, the pipe is connected to the second reamer a  pulling head, the pipe is also rotating in the opposite way from the reamer. In this process, swivel is used to minimize the impact from the reamer, thus the reamer rotation will not interfere the pipe rotation.

(reference : www.mears.net)

Directional Boring :Comparing Against Traditional Method

Open cut, or trenching, is the most common way to install and connect utilities, but it has some limitations. This method can only be used when the ground above the utilities can be disturbed and there are no buildings, roadways or other obstructions in the way. Directional Boring can be used in the same situation where open cut is planned, but it can also be used to go under roads, sidewalks, rivers, even houses if there is a need for it.

The installation cost for trenching versus Directional Boring is usually lower, in the range of 6 to 8 times less than horizontal drilling. These two technologies usually compliment each other; trenching or plowing being more cost effective but having limitations and directional boring taking care of everything else but at a higher cost. If we wanted to choose one over the other without cost as a factor, Directional Boring or horizontal directional drilling would be selected as the best alternative; doing everything trenching and plowing can do and doing jobs once thought impossible before this great technology.

Construction Footprint of Directional Boring

Directional Boring usually has a lower impact on the existing ground; meaning a lot less of the existing is disturbed. There is still damage that is done as with all construction equipment, but proper planning and patience can keep it to a minimum. The horizontal directional drilling machines are heavy, run on tracks and tend to disturb or damage the area below them or where they transit.

Another area that will cause some trouble is the water used for the boring. The water will usually tend come up to the surface of the ground. It normally causes minimal disturbances but can be a situation where sod or grass seed needs to be replaced in those areas. For the most part, horizontal directional drilling will only disturb the location the machine is set up at and any place that utilities need to be connected. In some circumstances, a drill can be set up on the side of the road, and the only disturbance will be from the footprints of the locator. If you are looking for minimal damage to your existing ground, Directional Boring is the method to be used.

Directional Boring Benefits

• Reduced soil disturbance.
• A single location area can be used to install different pipes.
• Reduces the fractures to existing rock formations.
• Reduces the contamination of groundwater pollution.
• Protects the ecosystem and adjacent areas.
• Directional drill produces twice the amount of oil or gas being extracted.
• Reduces the excavation and shoring costs.
• It is a safer operation than open cut.
• Weather will not impact directly on the process.
• Limited traffic and landscape disruption. Ideal for sites sensitive to surface disruption such as heavy roadways, airport runways, golf courses, etc.
• Ability to drill beneath surface obstructions or ongoing site operations.

Reference : 

http://construction.about.com/od/Special-Construction/a/Horizontal-Directional-Drilling.htm

Arya Pamungkas dkk. 2012. On-the-job Training Report : Metode Instalasi Pipa River Crossing 4 di Muara Kaeli dengan Metode Horizontal Directional Drilling.

Fatigue 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 analisafreespan 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). Angka K_s dan U_R akan dijelaskan pada subbab berikutnya.
….

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 ). Angka K_s dan U_R akan dijelaskan pada subbab berikutnya.

…..

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)

..d……..

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 dan reduced 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

Pipeline Hot Tap

Hot tapping or pressure tapping, is the method of making a connection to existing piping or pressure vessels without the interruption of emptying that section of pipe or vessel. This means that a pipe or tank can continue to be in operation whilst maintenance or modifications are being done to it. The process is also used to drain off pressurized casing fluids.

Hot tapping is also the first procedure in line stopping, where a hole saw is used to make an opening in the pipe, so a line plugging head can be inserted.

Situations in which welding operations are prohibited on equipment which contains:

• Mixtures of gases or vapors within their flammable range or which may become flammable as a result of heat input in welding operations.
• Substances which may undergo reaction or decomposition leading to a dangerous increase in pressure, explosion or attack on metal. In this context, attention is drawn to the possibility that under certain combinations of concentration, temperature and pressure, acetylene, ethylene and other unsaturated hydrocarbons may decompose explosively, initiated by a welding hot spot.
• Oxygen-enriched atmospheres in the presence of hydrocarbons which may be present either in the atmosphere or deposited on the inside surface of the equipment or pipe.
• Compressed air in the presence of hydrocarbons which may be present either in the air or deposited on the inside surfaces of the equipment or pipe.
• Gaseous mixtures in which the partial pressure of hydrogen exceeds 700 kPa gauge, except where evidence from tests has demonstrated that hot-tapping can be done safely.

Based on the above, welding on equipment or pipe which contains hazardous substances or conditions as listed below (even in small quantities) shall not be performed unless positive evidence has been obtained that welding/hot tapping can be applied safely.

Reference : "Hot Tapping". Koppl Pipeline Services, Inc.

Offshore Pipeline Corrosion Prevention

Unprotected pipelines corrode, no matter where the pipeline is. If it’s buried underground, above ground or in water, it’s going to deteriorate. As 60% of our nation’s transmission lines approach their life expectancy of a half century, we’re hearing more and more about pipeline failures. This should not be a surprise. Without implementing safety measures and having a corrosion control program, corrosion makes transporting hazardous material unsafe.

A successful corrosion control program is a never ending practice. It begins with an effective design and installation of the pipeline, executing corrosion control methods, and maintaining and monitoring the lines. Here are some of the methods NACE (National Association of Corrosion Engineers) recommends as part of a successful corrosion control program to protect oil and gas pipelines. With the exception of the last method, three of the four can be used on existing pipelines.

• Cathodic protection (CP) is a method to control corrosion by using a direct electrical current which neutralizes external corrosion typically associated with metal pipe. It is generally used when a pipeline is buried underground or in water. When executed on a new pipeline, cathodic protection can prevent corrosion from the start. On an older pipeline, cathodic protection can impede existing corrosion of the line.

• Coatings and linings are applied to pipelines whether above or below ground and often are used in combination with cathodic protection. (To the right a section of 16” pipe reconditioned with Trenton #1 Wax-Tape and Glas-Wrap. Picture courtesy of Trenton Corporation.)

Another application that is currently getting some attention is the use of fiber-reinforced polymers to strengthen and repair pipelines.

• Corrosion inhibitors are compounds which when added to the upstream pipeline can inhibit the corrosion of carbon and low-alloy steels which are commonly used because of their cost effectiveness.

• Pipeline material used will also significantly influence corrosion. Using materials like plastic, stainless steel or special alloys can enhance the lifetime of the pipeline, while steel or steel reinforced concrete is subject to corrosion.

While the nationwide corrosion issue may seem a bit daunting, I thought it was a good time to discuss some technology we currently have which can indefinitely extend the structural life of our pipelines.

Reference : http://www.lincenergysystems.com/energy-blog/entry/effective-corrosion-prevention-methods-for-pipelines

Pipeline Material and Grade Selection

Metallic materials began to be used for piping system regularly in 1950s as implementation of Code API 5L about steel material selection for piping system. At the end 1980s there were various kinds of steel material for pipe based on the grade which was set by API such as grade A25, A, B, X42, X46, X52, X56, X60, X64, X70 and X80. In each grade there are differences in mechanical properties depending on chemical content and its containing material. Specifications steel material in the manufacturing process generally refers to chemical composition, material strength, and manufacturing tolerance.

Some criteria should be determined to get right material and suitable for piping system design. The following below are the criteria that can be used in the analysis of pipe material selection:

·         Mechanical properties, include:

 Material strength to resist static load

 Material toughness to resist dynamic load

 Material ductility due to installation piping system process

·         Weld ability

 Ability of material pipe to be easily welded or not.

·         Corrosion resistance

 Material pipe ability to resist corrosion.

·         Cost, relating to the price of material pipe to be used.

·         Availability

Relating to availability of material pipe on the market in large numbers, this condition should be analyzed to avoid special order that allow high price for the production.

Reference : http://pipinganalysis.blogspot.com

Stres Analisis pada Pipa

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 lansung dengan sistem perpipaan dan struktur bangunan pendukung sistem tersebut
• Defleksi pipa agar tdak melebihi limitasinya.

Gambar 1. 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

Gambar 2. 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.

Gambar 3. 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.

Gambar 4. 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. Sebaliknya acceleration 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).

Reference : http://vladimirsentosa.com/2008/12/27/sebuah-pengantar-piping-stress-analysis/

Vortex Induced Vibration on Pipeline

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). Angka K_s dan U_R akan dijelaskan pada subbab berikutnya.
….

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 ). Angka K_s dan U_R akan dijelaskan pada subbab berikutnya.

Reference : http://vladimirsentosa.com/2008/12/27/sebuah-pengantar-piping-stress-analysis/