Untuk menentukan perlu tidaknya dipasang Blowdown System, biasanya berpatokan pada standard perusahaan terlebih dahulu (bukan Industrial Practice), jika ada yang kurang jelas di sini, makan dilakukan Risk Assessment untuk menentukannya. Untuk para pekerja konsultan sebaiknya didiskusikan saja dengan End User apa maunya mereka, dengan tentu saja merefer pada banyak Industrial Practice lainnya (API, Norsok,IP, Comah dsb).

Tanya – S.N. Rusjdi

Dear rekan2,

Menurut API 521, fasilitas produksi oil & gas harus dilengkapi dengan sistem blowdown/depressurization untuk melepaskan HC inventory ke flare atau vent.

Namun, saya sering melihat beberapa unit operasi dalam fasilitas produksi oil & gas tidak memiliki sistem blowdown tersebut, misal fuel gas treatment. Alasan yang banyak digunakan adalah karena volume inventory HC kecil sehingga tidak diperlukan sistem blowdown.

Apakah hal ini disebutkan dalam kode (API, NORSOK) atau standard practice yang dianut perusahaan oil & gas di dunia? Kalau ada, berapakah batas maksimal volume suatu unit operasi sehingga sistem blowdown dapat tidak dipasang pada unit operasi tersebut?

Terima kasih atas perhatiannya.

Tanggapan 1 – Ari Firmansyah

Dear Sanny,

Menurut API STD 521 fifth edition January 2007. section 5.20.1 page 56, last paragraph written :
‘Emergency depressuring for fire scenario should be considered for large equipment operating at gauge pressure of 1700 kPa (approx. 250 psig) or higher.’ Jadi tidak setiap production facilities harus dilengkapi dengan blowdown.
Menurut API hanya system dengan tekanan operasi 1700 kPag keatas yang perlu dilengkapi dengan emergency depressuring system. Jadi API tidak memberikan batasan inventory.

Menurut Norsok S-001 technical Safety dan P-001 Process System,

‘All pressure vessels and piping segments, which during shut down contains more than 1.0 ton of produced hydrocarbons (liquid and/or gaseous) or unprocessed crude, should be equipped with a depressurising system.’

Namun, kalo saya akan kembalikan lagi ke company specification dan design basis. Karena bisa saja company spec akan bilang beda. Seperti contoh TOTAL General Specification (lupa nomornya), yang menjadikan hasil kali antara inventory dan pressure sebagai kriteria dibutuhkan blowdown atau tidak.

Mudah-mudahan membantu, kalau ada tambahan dari rekan yang lain, silahkan..

Tanggapan 2 – switsy perdana

Wah, Sanny dan Ari kayaknya bisa diskusi kopi darat nih, kan sama2 di S’pore?

Nambahin sedikit:

Dari beberapa company spec emang ada yg sebutkan batasan minimum pressure yg lebih rendah dari API, seperti:

Exxon 100 psig

Total (GS SAF) 7 barg, dan vol x press >= 100 barg.m3

CMIIW ya soalnya saya bukan dari dua company diatas

Tanggapan 3 – saiful erwan

RAGAGEP, COMAH dan EC membatasi 10,00 lbs (4.5 tonnes) sebagai Threshold Quantity untuk process hydrocarbon.

Tanggapan 4 – Ari Firmansyah

Bagaimana kalo saya punya condensate storage tank berkapasitas 120000 bbls misalnya, perlukah dipasang depressurization valve? Inventorynya kan lbh dr 4,5 tonnes.

Tanggapan 5 – Rini@singgar-doris

Betul Sanny, minimum inventory blowdown biasanya disebutkan di dalam Company Spec.

Selain berdasarkan Company Spec, cara paling gampang adalah dengan mensimulasikan blowdown di hysys. Berdasarkan pengalaman saya, kalau volumenya terlalu kecil, hasil di hysys jadi ndak konvergen, flowrate blowdown naik turun.

Tanggapan 6 – Crootth Crootth

Wah makin menarik diskusinya/

Catatan dari saya:

1. API RP 521 bagaimanapun juga tetaplah ‘cuma’ recommended practice, artinya keputusan akhir terletak di tangan client (end user), terlebih API sendiri adalah paguyuban para end user yang tentu tidak mungkin membuat aturan yang ujungnya akan membuat tidak efektif buat kepentingan end user.

2. Keberlakuan NORSOK hanya di negara Norsk saja, pun diragukan aplicable buat negara tropis seperti indonesia yang kondisinya berbeda dengan laut utara. Sehingga tentang volume inventory minimum untuk dipasangi Blowdown System pun akhirnya berpulang (lagi lagi) ke end user. Chevron sendiri berdasar FRS-DU-11.22A menyatakan bahwa untuk segmen pipa, volume minimum untuk dipasangi Blowdown System adalah 100 ft kubik. Beda perusahaan beda angka kemungkinan besar

3. COMAH hanya berlaku di negara negara persemakmuran Inggris, dan cenderung konservatif, angka minimum (bukan maksimum sebagaimana dimaksud Ari Bagol) 4.5 ton itu termasuk besar jika dibandingkan dengan angka yang dimiliki Chevron misalnya. Sekali lagi end user di beri kekuasaan besar untuk menentukan sendiri requirementnya.

Pendapat Pribadi

Untuk menentukan perlu tidaknya dipasang Blowdown System, saya biasanya berpatokan pada standard perusahaan terlebih dahulu (bukan Industrial Practice yah), jika ada yang kurang jelas di sini, makan dilakukan Risk Assessment untuk menentukannya. Untuk para pekerja konsultan seperti Sanny, Ari (Switsy baru saja jadi end user employee, hehehe), sebaiknya didiskusikan saja dengan End User apa maunya mereka, dengan tentu saja merefer pada banyak Industrial Practice lainnya (API, Norsok,IP, Comah dsb).

Semoga membantu

Tanggapan 7 – Ari Firmansyah

Mas DAM,

Sedikit catatan tambahan:

1. API edisi terakhir, bukan ‘cuma’ recomended practice, tapi sudah menjadi STD identical dengan ISO 23251.

2. Agree, untuk design, dikembalikan lagi ke company spec and standard, tapi bagaimana kalo misalnya si end user (client) gak punya company standard?

3. NORSOK sendiri, mengembalikan ke API 521 sebagai guidence untuk design depressurization system.

Tanggapan 8 – Crootth Crootth

Bagol

1. Klausul API ‘STD’ 521 cukup ‘menguntungkan’ end user dengan mencantumkan batasan blowdown yang ‘cuma’ untuk 250 psig ke atas, sudah lebih ‘user friendly’ agaknya, makanya dia mau mau aja jadi STD dan di ISO kan.

Bagaimana jika ada kebakaran untuk sistem vessel < 250 psig?? Tentu saja kembali ke klien untuk menghitungnya.

1. Kalau user ga punya STD nor GUIDELINES, yah refer ke RAGAGEP seperti API, NORSOK, dll, atau melakukan Risk Assessment secara khusus untuk persoalan terkait.