Select Page

Dari beberapa bacaan mengenai subsea equipment (termasuk subsea isolation valve.), subsea equipment requirement kebanyakan meminta reliability equipment sangat tinggi. Dengan begitu, keperluan untuk maintenance (dalam arti repairing) bisa diminimalkan, karena biaya repairing sangat mahal. Kalau Subsea HIPPS dimaksudkan untuk protection equipment akibat failure di upstream HIPPS, seharusnya SIL levelnya rendah, karena kemungkinan failure equipment subsea di upstream yg sangat tinggi (by design). Tetapi, seandainya purpose HIPPS ini adalah untuk isolation akibat undesirebale event from the well (yang dalam hal ini tidak ada hubungannya dengan subsea equipment – natural behaviour cause). Saya setuju dg hasil analysis yg merecommendasikan SIL yg cukup tinggi untuk Subsea HIPPS. Ini disebabkan karena diharapkan subsea HIPPS memiliki kemungkinan failure yg cukup rendah. Untuk referensinya, bisa lihat di standard API RP 17O – Susbea HIPPS.

Tanya – Awaluddin Berwanto

Bapak & ibu anggota milis Yth,

Pada saat ini, saya sedang melakukan desain untuk subsea gas facility di Sarawak, Malaysia. Hasil risk assesment yg dilakukan merekomendasikan untuk memasang HIPPS di Subsea Faciliries yang sesuai dengan syarat SIL 3 atau SIL 4 (catatan: ada 2 skenario desain yg akan dipakai) sebagai alternatif selain full rated pipeline.

Oleh sebab itu, saya memerlukan bantuan atau masukan dari Bapak/Ibu untuk hal-hal sebagai berikut:

1. Referensi atau standar utk mendesign HIPPS system untuk subsea facility. Sebagai informasi control system akan hydraulic fluid yg dikirim melalui umbilical. Kalau ada yg memiliki, mohon kiranya utnuk mengimformasikannya ke saya.

2. Pipeline yang akan dipasangi HIPPS berukuran 10 inch dan 24 inch. Adakah diantara Bapak/Ibu yang pernah punya pengalaman untuk 24 Inch HIPPS dg closure time lebih kecil dari 12 detik?

3. Selain Mokveld dan Hima-Sella, ada provider lain untuk Subsea HIPPS?

Atas bantuan dan perhatian Bapak/Ibu, saya mengucapkan terima kasih.

Tanggapan 1 – Crootth Crootth

Mas Awaluddin,

Sebelum lebih lanjut, saya malah terlebih dahulu ingin menanyakan, risk assessment yang dimaksud apa jenisnya/metode nya? sedemikian hingga kok ujug ujug tiba tiba mengeluarkan keharusan SIL 3 atau SIL 4. Untuk menentukan seberapa tinggi integrity SIL yang diperlukan pada setiap SIF yang ditinjau study SIL determination harus dilakukan. Saya tidak tahu apakah study SIL ini telah dilakukan apa belum untuk project yang mas tanganin.

Saya pernah melakukan study SIL verification pada sistem hydraulic untuk wellhead. Dan untuk mendapatkan satu SIF dengan SIL 2 saja perlu dilakukan usaha yang ekstra keras karena ternyata tidak mudah mengkonfigurasikan SIF dengan hydraulic sebagai aktivasi nya untuk mendapat integritas yang tinggi. Selain faktor final element yang (umumnya) menyumbangkan failure rate terbesar, konfigurasi sistem hydraulicnya musti extra hati hati – merk demi merk valve pada sistem hydraulic, tubing yang digunakan perlu secara rinci diketahui berapa failure rate nya. Belum lagi melibatkan sistem umbilical seperti dalam kasus mas seperti ini.

Standard HIPPS untuk subsea sejauh yang saya ketahui memang jarang, kami di Chevron pun hanya memiliki standard untuk topside, mengingat dengan meletakkan HIPPS di topside akan lebih mudah untuk menjaga/meningkatkan integritynya (misalnya dengan closing time yang lebih cepat, dan intensitas pengetesan yang relatif lebih mudah ditingkatkan, dll). Kenapa tidak meletakkan HIPPS di bagian topside saja? Apa alasan kuat untuk meletakkan HIPPS di subsea? Adakah Consequence Analysis untuk menunjang keputusan peletakan HIPPS di subsea ini?

Apakah process safety time yang dimaksud sudah merupakan hasil perhitungan consequence analysis kejadian overpressure atau underwater dispersion? Kenapa harus 12 detik?

Tanggapan 2 – Awaluddin Berwanto

Pak Darmawan,

Sebenarnya, risk assesment yang dilakukan adalah seperti halnya SIL study yg biasa dilakukan untuk topside facilities. Memang ini barulah preliminary study. Adapun yang membuat angka SIL menjadi sangat tinggi adalah perhitungan lost cost yang sangat besar karena waktu intervensi yang sangat lama.

Pipeline yang dimaksud akan mengalirkan sekitar 200 MMscfd gas dg pressure sekitar 4000 Psig, dan apabila ada kerusakan dibawah laut, untuk mendatangkan ROV beserta dg kapalnya (vessel) sampai siap melakukan intervensi ke bawah laut memerlukan waktu paling cepat 1 bulan. Selain itu, pipeline ini akan menyuplai gas ke LNG plant. Dengan data-data seperti, pas dilakukan assesment keluarlah SIL 3 dan SIL 4.

Hasil dari SIL inipun masih diperdebatkan, tetapi dalam kasus merupakan pilihan akan yang diambil, kami harus siap-siap untuk melakukan instalasi HIPPS bawah laut.

Belajar dari pengalaman Subsea Facilities di, Kristin Field, miliknya Statoil di North Sea, untuk pressure system 15000 Psig, mereka memasang HIPPS dg kategori SIL 3. pada pipeline dg diameter 10′. Untuk 10 Inch pipeline Subsea HIPPS terbukti sudah bisa diaplikasikan, tapi saya belum ada ide untuk 24 Inch pipeline mengingat closure time yg diperlukan kurang dari 12 seconds.

Untuk meletakkan HIPPS di atas (Top side), berarti untuk subsea facility (wet tree, manifold, pipeline, dll) akan di desain full rated (untuk system 4000 Psig), ini cukup mahal. jadi cost analysispun sedang dilakukan atau untuk melihat mana yg lebih ekonomis.

Hasil 12 detik, adalah hasil perhitungan transient analysis untuk pipeline sampai mencapai maksimum pressure. Sebab, agar terintegrasi dg gas dari well-well yang lain, maka host platform di desain dengan rating ANSI 900# saja, lebih rendah dari subsea well yang ber-rating ANSI 2500#. Untuk perhitungan yg sangat konservatif, ada yg menginginkan closure time kurang dari 2 second (..wuiiih).

Demikianlah sedikit melengkapi info, semoga Pak Darmawan atau Bapak/Ibu anggota milis dapat memberikan pencerahan kepada saya. Please ya.

Tanggapan selengkapnya dari Rangkuman Diskusi Mailing List Migas Indonesia pembahasan Bulan Agustus 2007 dapat dilihat dalam file berikut:

Share This