Select Page

“Kalau tekanan keluaran pompa 500 psig, tidak boleh mendesain pipa dengan kelas 150# (MAWP = 270 psig pada kondisi baru). Paling tidak design nya 300# (MAWP = 740 psig pada kondisi baru). Kalau di hilir bertekanan cuma 30 psig, ini kan kondisi mengalir dan downstream valve open. Bagaimana kalau tiba-tiba downstream valve inadvertently closed? Kalau pompa anda possitive displacement type, tekanan di hilir dapat saja mencapai 500 psig (atau lebih: bergantung pada analisa fluid hammer, tekanan dead head pompa, set point PSHH / PSV etc), dalam kondisi seperti ini tentunya akan beresiko untuk menurunkan rating pipa menjadi 150#. Dapat saja sebagian segmen pipa di bagian hilir diturunkan ke 150# , dengan catatan terdapat SDV (mungkin tepatnya GOV) yang di trigger oleh PSHH pada 270 psig untuk melindungi bagian hilir pipa yang berkelas 150#. Titik di mana SDV ini diletakkan bergantung pada hasil simulasi pipeline (pakai HYSYS juga bisa), di titik mana tekanan mulai turun ke sekitar 250 psig an?. Pertimbangkan juga laju korosi yang akan menurunkan MAWP pipa di masa mendatang!

Tanya – A r F ‘in action

Rekans sekalian yang terhormat,
Mau bertanya tentang pipeline, apakah dalam satu line pipa (yang puanjaang sampai ber-Km2) design pressure harus sama, meskipun operating pressure sudah menurun drastis. Sebagai contoh kasus : Jika pada awal pipeline discharge pompa pressurenya 500psig (rating pipanya #600), kemudian pada akhir jalur pipa pressure sudah menurun karena (pressure drop) sebesar 30psig, apakah boleh rating pipa #150? Atau tetep harus #600 (mengingat jalur berupa one line).

Terimakasih

Tanggapan 1 – Crootth Crootth

Mas Arfin,

Saya kira kalau tekanan keluaran pompa 500 psig, yah jelas tidak boleh dunk mendesain pipa dengan kelas 150# (MAWP = 270 psig pada kondisi baru). Paling tidak design nya 300# (MAWP = 740 psig pada kondisi baru).

Kalau di hilir bertekanan cuma 30 psig, ini kan kondisi mengalir dan downstream valve open. Bagaimana kalau tiba-tiba downstream valve inadvertently closed? Kalau pompa anda possitive displacement type, tekanan di hilir dapat saja mencapai 500 psig (atau lebih: bergantung pada analisa fluid hammer, tekanan dead head pompa, set point PSHH / PSV etc), dalam kondisi seperti ini tentunya akan beresiko untuk menurunkan rating pipa menjadi 150#. Dapat saja sebagian segmen pipa di bagian hilir diturunkan ke 150# , dengan catatan terdapat SDV (mungkin tepatnya GOV) yang di trigger oleh PSHH pada 270 psig untuk melindungi bagian hilir pipa yang berkelas 150#. Titik di mana SDV ini diletakkan bergantung pada hasil simulasi pipeline (pakai HYSYS juga bisa), di titik mana tekanan mulai turun ke sekitar 250 psig an?. Pertimbangkan juga laju korosi yang akan menurunkan MAWP pipa di masa mendatang!

Semoga Bermanfaat

Tanggapan 2 – Muchlis Nugroho

Yth,

Silakan saja anda mendesain seperti itu, tapi harus dipertimbangkan juga pressure protectionnya (relief
atau instrumented). Harus dibuat skenario-skenario seandainya terjadi overpressure pada segment pipa dengan spec lebih rendah. Misalnya terjadi block discharge, ataupun pressure surge, dll. Jangan berpatokan pada normal pressure saja.

Tanggapan 3 – A r F ‘in action

Baik Pak Muchlis, jadi kesimpulannya jika sistem sudah aman dan ada sistem safety berupa valve yang memblock agar overpressure tidak mungkin terjadi pada pipa dengan rating rendah, maka bukan tidak mungkin satu jalur pipeline ada lebih dari 1 macam rating. Betul begitu Pak Muchlis?

Terimakasih

Tanggapan 4 – asuyant

Pak Arfin,
Sebenarnya filosofi ini dipakai untuk subsea HIPPS dengan salah satu  tujuannya memang komersial juga. Bedanya, HIPPS sekarang ini ditujukan buat sumur subsea yang HP/HT,  jadi perbedaan biayanya memang akan tinggi sekali. Kalau melihat dari distribusi pressure di pipeline anda, pressurenya  sangat moderate jadi perbedaan biayanya saya kira tidak akan terlalu  banyak (kalau dari segi material saja). Kedua memasang sistem SSIV  (subsea isolation valve), apalagi yang comply dengan HIPPS, itu  tidak murah dan juga anda harus nge-lay umbilical untuk kontrolnya  dari sensor yang ada di hilir. Kalau menurut saya, sepertinya approach konvensional akan lebih  gampang dan murah.

Tanggapan 5 – Crootth Crootth

Lho, memangnya ada hubungannya yah, antara keluaran pompa yang 500 psig dengan “subsea HIPPS”

saya belajar proses 9 tahun kok baru tahu tentang hal ini yah?

yang tidak mengerti-mengerti,

Tanggapan 6 – asuyant

Pak Gharonk,
Mungkin bahasa saya tidak terlalu jelas, saya tidak menghubungkan  pressure yang 500 dengan HIPPS. Yang saya maksud adalah filosofinya  sama. Dalam artian ada tekanan gede, ada fortified section dan ada  weak section.
Inti dari saran saya adalah, pendekatan konvensional mungkin akan  lebih gambang dan murah itu saja dibanding memasang pipa dengan spec  yang berbeda-beda dan dipasangi subsea valve.

Tanggapan 7 – Administrator Migas

Saya sependapat dengan Mas Ato bahwa untuk kasus ini, pendekatan konvensional dengan menggunakan spesifikasi pipa yang sama adalah jauh lebih aman dan cost effective. Memang dulu saya pernah mengerjakan suatu proyek dengan menggunakan HIPPS untuk kasus perpipaan dengan perbedaan pipe class (coba cari di arsip yahoogroups tahun 2002). HIPSS digunakan untuk memisahkan antara sistem 1500# dan 600#. Dari simulasi yang dilakukan oleh SINTEF Norway (studi seperti ini saja menelan puluhan ribu dollar), downstream 600# akan terproteksi dari overpressure dengan penutupan HIPPS dalam waktu 2 detik.

Sistem HIPPS (High Integrity Pressure Protection System) SIL-3 di atas dipercaya dapat mengurangi cost secara significant karena semua piping class menggunakan material inconel. Jadi wellhead, manifold dan header menggunakan inconel 1500# dan downstream dari HIPPS yaitu production separator dan peralatan proses lainnya menggunakan inconel 600#.

Share This