Select Page

Malam belumlah genap ketika tiba tiba dari ruang tengah terdengar, “Ciyuss, miapah?”. Itulah suara jagoan kita, Markodji, meniru niru bahasa gaul anak nusantara masa kini. “Demi Toutatis!” sahut Mat Dra’i di sebelahnya yang sedang membaca berita kalau si Cinta Penelope merasa pahanya yang indah berasa kegedean. “Ini ciyus lho!” “Pada tekanan berapa sih kita memodelkan kebocoran dari sebuah Process Equipment?”. “Well,…” markodji mencoba bercas cis cus in English. “It depends!”. “Jika yang kamu simulasikan adalah kebocoran karena skenario “generic failure”, kamu harus pakai tekanan operasi untuk mensimulasikan kebocorannya”.

“Lha, kalau katakanlah skenarionya inyong begini nih” Lanjut Mat Dra’i meniru gaya Kartika Putri yang seksi. “Si vessel mengalami korosi parah plus erosi biar makin afdol generic failure nya, dia kan ngga akan jebol selama masih dioperasikan di tekanan operasi normal?” Lanjut Dra’i si penggemar lontong balap cak gendut. “bagaimana kalau dibikin tekanan kebocorannya di PSHH?”. “Sik, sik taala, ojok kemproh” Potong Markodji. “Kalau skenario mu seperti itu bisa jadi Process Specific Failure, bukan lagi generic failure, bro”. “Jadi kalau skenarionya generic failure, tekanan awal kebocoran diset di tekanan operasi normal?” heran Dra’i. “Wow!”. “Jadi gue harus bilang 3 kali wow gitu? WOw WoW wOW” tiru Markodji.
 

Pembahasan Crootth Crootth

Malam belumlah genap ketika tiba tiba dari ruang tengah terdengar, “Ciyuss, miapah?”. Itulah suara jagoan kita, Markodji, meniru niru bahasa gaul anak nusantara masa kini. “Demi Toutatis!” sahut Mat Dra’i di sebelahnya yang sedang membaca berita kalau si Cinta Penelope merasa pahanya yang indah berasa kegedean. “Ini ciyus lho!” “Pada tekanan berapa sih kita memodelkan kebocoran dari sebuah Process Equipment?”. “Well,…” markodji mencoba bercas cis cus in English. “It depends!”. “Jika yang kamu simulasikan adalah kebocoran karena skenario “generic failure”, kamu harus pakai tekanan operasi untuk mensimulasikan kebocorannya”.

“Lha, kalau katakanlah skenarionya inyong begini nih” Lanjut Mat Dra’i meniru gaya Kartika Putri yang seksi. “Si vessel mengalami korosi parah plus erosi biar makin afdol generic failure nya, dia kan ngga akan jebol selama masih dioperasikan di tekanan operasi normal?” Lanjut Dra’i si penggemar lontong balap cak gendut. “bagaimana kalau dibikin tekanan kebocorannya di PSHH?”. “Sik, sik taala, ojok kemproh” Potong Markodji. “Kalau skenario mu seperti itu bisa jadi Process Specific Failure, bukan lagi generic failure, bro”. “Jadi kalau skenarionya generic failure, tekanan awal kebocoran diset di tekanan operasi normal?” heran Dra’i. “Wow!”. “Jadi gue harus bilang 3 kali wow gitu? WOw WoW wOW” tiru Markodji.

Mat Dra’i masih setengah percaya menukas: “dari banyak kasus, sekalipun pipa atau vessel sudah 0 cm ketebalannya (a.k.a. bocor) namun masih belum loss of containment, karena sudah ada insulation, jadi bisa dong tekanan kebocorannya dinaikkan sedikit untuk menjebol insulasinya?”, untuk kasus seperti ini bagaimana?”. Markodji: “wait a minute! (meniru gaya Marion Cotilard dalam Inception)”…”kasus seperti itu sifatnya spesifik, tidak semua pipa/vessel seberuntung kasus itu, dalam Risk Management, terlalu optimis adalah taboo… ada baiknya kita bersikap sedikit konservatif (jangan berlebihan juga konservatifnya)… dengan menganggap 0 cm = bocor.”

“Terus memodelkan failure ratenya bagaimana, cyiint” kata Dra’i menirukan mulut mungil Wiwid Gunawan yang baru saja cerai. “memang sulit memodelkan kasus kasus integritas peralatan proses seperti ini, tapi panduan OGP bisa digunakan jika kamu mau, mereka memiliki panduan failure rate untuk berbagai ketebalan pipa” lanjut Markodji. “akan tetapi, sekali lagi musti hati hati meng-assign failure rate nya”

Malam semakin sempurna ketika di acara TV disiarkan diskusi antara Putri Pariwisata 2011, Melani Putri yang suka diving, Nadine Chandrawinata yang demen nyelem, dan Marishka Prudence, si bibir seksi yang juga suka SCUBA dive. Diskusi mereka anehnya bukan soal diving, tapi soal nikah sirih salah satu bupati di jawa barat, aneh!

Semoga bermanfaat

Tanggapan 1 – Faisal Reza

Sekedar input masalah failure…supaya cerita nya agak logis dan enak kedengaraannya.

Failure mechanism utk pressure vessel korosi-erosi pertama sangat jarang….kalau yg ada mgkin di bagian piping nya bukan langsung pada vessel body…yg ada pada vessel yg korosi plus pressure (thinning akibat korosi setelah itu terserah pressure mau berbuat apa) …faktor erosi sangat minim di body vessel…

Biasanya operator sangat paham ttg ini dan buat inspeksi berkala…jadi biasanya mereka buat fitness-for-service kalaupun di detect ada korosi yg mengkhawatirkan….

Kedua….bukan masalah konservatif atau tidak….tapi kita melihat pada konteks….karena insulasi adalah bukan suatu benda yg ditujukan utk pressure containment…maka insulasi tidak bisa dimasukkan sebagai barrier lagi….

Sama kalau saya punya gas pipeline…yg biasanya di subsea ada corrosion coating dan weight coating….kalau pipelinenya corrode dan jebol baik dari dalam atau luar…weight concrete coating pun tidak bisa dikatakan sebagai barrier lagi…

ketiga masalah failure rate…itu macem2…kalau mat dra’i (karena saya keturunan madura saya panggil aja dre’i) juga menjelaskan failure mechanism, product monitoring dan inspection result nya…maka failure rate bisa diprediksi…ingat juga utk dre’i dan markoyek…bhw failure rate tidak ada artinya kalau tidak dihubungkan ke sistem nya sendiri atau fitness-for-service….

Selanjutnya juga…dre’i dan markoyek juga perlu tahu….biasanya kalau itu ada insulasi…maka failure mechanism bukan dari dalam (korosi dan erosi) tapi justru dari luar yaitu korosi yg singitan dibawah indahnya insulasi…atau disebut corrosion-under-insulation

Monggo diteruskan tapi agak sedikit di logiskan….

Tanggapan 2 – Crootth Crootth

Nikmat sekali membaca komentar mas Faisal, terutama ajakannya untuk ber LOGIKA

Akan tetapi sebaiknya jika mengajak diskusi secara logis, saya akan senang jika melibatkan angka angka (meski kata Yoga, faktor uncertainty harus diperhatikan). Saya terus terang selalu curious dengan pernyataan pernyataan “pressure vessel korosi-erosi pertama sangat jarang” atau “faktor erosi sangat minim di body vessel”, disebut sangat jarang, sejarang apa? 1 kali per 1 juta tahun? 1 kali per detik? perlu acuan yang baku untuk bisa berdiskusi dengan bahasa engineering yang sama. Atau minim? seminim apa? seminim rok Wiwid Gunawan?

Anyway jika mau berbicara dengan angka, konfederasi perusahaan-perusahaan minyak (OGP) di Laut Utara tahun 1992 pernah bertemu, berembuk dan membentuk task force untuk menelaah apa penyebab kebocoran, hasilnya untuk piping mereka bersepakat bahwa hanya 20.5 persen dari semua kebocoran disebabkan oleh OVERPRESSURE, sementara untuk vessel angkanya lebih besar lagi, 45.2%.

Dari sini kita bisa melihat bahwa failure mechanism nya memang berbeda. Bahkan hanya 15.6% kebocoran di piping disebabkan oleh korosi, dan 6.3% kebocoran di vessel disebabkan oleh korosi. Tidak dirinci lebih jauh apakah korosi di bagian luar, dalam, atau CUI.

Mengenai prediksi failure rate atau “failure rate tidak ada artinya kalau tidak dihubungkan ke sistem nya sendiri atau fitness-for-service”- dalam pandangan saya lebih pas untuk kasus kasus corrosion, erosion atau vibration – artinya window opportunitynya antara 15 – 20% untuk piping dan antara 6-10% untuk vessel, sisanya tentu disebabkan faktor faktor lainnya (human error, accidental load, process specific failure, natural ev
ent atau blowout), bekerja mati matian di wilayah ini masih belum tentu dapat mencegah kebocoran karena 80 an % kebocoran disebabkan oleh faktor faktor selain korosi (di piping) dan bahkan 90 an persen di vessel. Pada wilayah human error, accidental load, process specific failure, natural event atau blowout, prediksi failure rate tidaklah sederhana.

Tanggapan 3 – Faisal Reza

Kalau kita tahu process yg tjd pada pressure vessel serta product monitoring….angka2 statiski adalah bisa digunakan utk data…tapi engineering judgment kadang tidak perlu sesuatu yg accountable secara statistik…in yg saya bilang logika yg berhubungan dgn kefahaman ttg failure modes…

Anda bilang juga bhw masalah CUI juga tidak pernah di data….serta secara detil faktor erosi juga tidak pernah di data ecara formal…tapi coba lihat di perusahaan anda…

Kita bicara erosion dominan adalah ketika pada solid loading yg terendah kita bicara pada masalah kecepatan 7.5 sampai 10 m/s lokal pada surface….ini tidak akan terjadi pada bulk pressure vessel…maka itu secara kualitatif saya bilang jarang…karena faktor domninannya adalah corrosion pitting..stress corrosion cracking kalau ini internal…sdgkan kebanyakn CUI utk eksternal…

Saya punya data jelas tapi bukan secara umum tapi detil dari data saya yg juga ber operasi sejak tahun 1980 an di norwegian continental shell…dan kita adalah major operatorship disini 67%….

Data utk korosi utk pressure vessel sejak 2001 akibat CO2/H2S dan high chloride (pitting) adalah sekitar 40%…dari yg korosi tersebut secara keseluruhan akibat eksternal adalah sekitar lebih dari 45% tapi ini jauh lebih banyak pada sebelum tahun 1989…dimana ekternal mencapai 63%…ini mgkin akibat improvement pada materials selection atau ,materials technology setelah tahun 1989….

Untuk insulasi….ini sangat susah di kontrol….dari dari ekternal corrosion yg terjadi…adalah hampir 65% adalah akibat CUI….atau hampir semua fasilitas yg ada insulasi yg terkena CUI failure mode terkena CUI adalah 87-92% (tergantung lokasi)….kita punya banyak project disini masalah CUI….

Utk erosi….disini kita perlu brain stroming sedikit….kalau tidak ada solid (sand misalnya)….itu kita bukan katakan erosi…tapi flow induced corrosion….bukan erosion-corrosion….akibat erosi-korosi sendiri tidak pernah di data utk pressure vessel….tapi kebanyakan di manifold atau upstream piping…yg saya tahu sejak masuk kesini tahun 2009……..erosi-korosi di vessel adalah jarang dilaporkan maksimum hanya 4-7 % …tapi darisini ketika saya lihat laporan ini bukan hanya erosi….tapi mgkin juga MIC utk kasus crude oil jadi mgkin 4-7 % erosi itu sangat konservatif di pressure vessel ….yg ada adalah kalau sand accumuluated dalam vessel maka ini bisa membuat korosi under sand pocket / deposit….bukan akibat sand erosion….

Kita menemukan banyak erosi di carigali dulu di piping process juga kalau terjadi pada pressure vessel ini terjadi pada nozzle (seingat saya dulu tidak banyak juga di nozzle)…tapi dulu kita tidak ada data lengkap masalah ini di malaysia….

Itu yg saya bilang failure rate utk membuat best approach adalah berdasarkan product monitoring…inspection resutls dan paham akan failure mechanism tapi saya setuju memang hal ini tidak sederhana….maksud saya sblmnya adalah disini failure rate itu tidak bisa dikatakan sebagai pedoman go or not go…tapi sebagai input lagi utk fitness-for-service…

Tidak bisa panas disini karena suhu cuman -7degC….

Tanggapan 4 – Yoga pepelepew_qc

Mas gharonk,

Apa tidak terlalu optimis yang sedikit taboo memodelkan kebocoran di tekanan operasi? kami selalu menggunakan PSHH utk menghitung consequence analysis(maklum compeny ane nyuruh nya gitu). bisa dishare secara statistik berapa persen kebocoran terjadi di tekanan operasi dan berapa persen kebocoran terjadi di PSHH?
dari pengalaman mas gharonk yang sudah puluhan tahun berkecimpung dengan risk assessment, apakah penggunaan tekanan operasi vs PSHH ini berpengaruh kepada penentuan risk nya?
perlu dingat, HSE UK mengatakan bahwa hasil consequence analysis memiliki kurang lebih 30% ketidakpastian didalam nya. contoh nya seperti ledakan di terminal buncefield yang konon katanya lebih besar dari hasil perhitungan. secara pribadi, saya lebih prefer menggunakan PSHH sebagai tekakan awal utk menghitung consequence analysis.

Tanggapan 5 – Akh. Munawir

Mas-mas,

Pilihan loss of containment itu terjadi pada tekanan operasi ataukah di PSHH itu saya pikir tergantung pada skenario kegagalan yang mana.
Jika case-nya adalah OverPressure sangat pantas jika pilihan untuk menghitung Consequence Analisys nya adalah pressure pada PSHH Set Point, sedangkan case Operating Pressure Set Point salah satu atau beberapanya bisa saja karena Under Design, Lack of Maintenance/Inspection e.g berkarat dan erosi dan mungkin terhantam benda keras saat ada loading/unloading disekitarnya.

Tanggapan 6 – yudi putera

Wui…bakalan nyamber ke release/discharge modelingnya nih Rong…ayo ah di lanjut ceritanya Rong…

Tanggapan 7 – Crootth Crootth

Yoga, yang juga merupakan salah satu Process Safety Design Engineer yang saya kagumi kemampuannya,

1. Saya belum selesai melakukan riset spesifik pada berapa banyak porsi kebocoran pada keadaan operasi normal, berapa persen kebocoran pada keadaan process upset. Nanti akan saya jawab setelah riset selesai. Tapi jika kasusnya generic failure, karena sebab sebab erosi, corrosion, misalnya, saya lebih menyarankan penggunaan tekanan operasi normal sebagai basis perhitungan konsekuensi.
2. Tentu berpengaruh pada risk nya. Yoga – saya percaya sering melakukan PHAST simulation, tentu akan beda risknya jika Yoga mensimulasikan kebocoran pada – katakanlah – tekanan operasi = 30 barg, dengan pada tekanan upset – katakanlah setting PSHH = 46 barg. Yang mana risikonya lebih tinggi? tentu bisa dijawab dengan mudah lah.
3. Setuju dengan Yoga, bahwa Uncertainty bisa besar sekali, dalam kasus Buncefield misalnya, banyak ditemukan anomali, dan diskusi tak kunjung habis, apakah peristiwa ledakannya deflagrasi atau detonasi? apakah dipicu UVCE atau CVCE? apakah peak overpressurenya 3 bar atau 1 bar? macam macam argumen orang yang hingga sekarang diskusi nya tak putus macam mendiskusikan apakah tattoo Luna Maya udah dihapus apa belum.
4. Soal preferensi, itu hak seorang engineer. Namun semua keputusan harus disertai argumen yang kuat.

Silahkan dilanjutkan

Tanggapan 8 – yudi putera

Mas Yoga dan Garonk
untuk point no 1 mas Garonk, data lama yang saya punya (jaman kerja di DNV dulu :))
dari data HSE Offshore leak data 1992-1999

– 2% leak terjadi saat tekanan 20% diatas MAWP
– 12% leak terjadi di MAWP
– 12% leak terjadi di tekanan hampir 0
– sisanya terjadi diantara tekanan 0 – MAWP

kalau kita lihat datanya generic failure frequency nya OGP 2010, leak frequency untuk “Full Release” di definisikan sebagai leak saat tekanan normal operating pressure, ini yang umumnya digunakan di QRA dan juga nilai tekanan yang digunakan untuk menentukan initial release rate di discharge modelingnya. btw lagi..OGP juga memberikan data leak frequency untuk “limited release” (release dibawah normal operating pressure) dan “zero pressure release” (tekanan hampir 0).

Crootth Crootth yangfana_adalahwaktu@yahoo.com

Bisa dikatakan kebanyakan kebocoran terjadi di tekanan operasi normal ya Mbah Yudi?

Tanggapan 9 – eddy.bachri

Terimakasih mas Yudi, cak Gharonk, mas Yoga, dan rekan2 lainya atas diskusinya . Kalo common atau generic sepatutnya sih menggunakan operating condition. Lalu gimana yaa untuk operating dan design pressure, pake yg mana?

Tanggapan 10 – Bondan Caroko
“Yang mana risik
onya lebih tinggi? tentu bisa dijawab dengan mudah lah.”

Kayaknya njawabnya hanya akan mudah kalo probability-nya dianggep sama toh, Cak?

Resiko kan severity dikali probability… Lha klo kemungkinan bocor di normal operating pressure lmyn jauh lbh besar drpd kemungkinan bocor di PSHH (sesuai statistik yg sdh diposting sblmny), jgn2 jatuhnya risk-nya lebih besar? Apalagi klo PSHH sama normal op pressure hanya beda2 tipis sahaja…

Tanggapan 11 – Yoga pepelepew

Mas Gharonk,

Point no.2. berdasarkan sedikit risk assessment yang pernah saya lakukan. PSHH dan operating pressure ( utk sebagian besar kasus) tidak berpengaruh kepada risk level nya. kebanyakan akan tetap jatuh di level tolerable risk atau tetap di unacepptable level. bisa juga di acceptable level.

Jika plant tesebut sudah didesain dengan mempertimbangkan konsep pencegahan eskalasi.
Hal yang berpengaruh terhadap consequence level (apakah catastropic atau major) justru adalah leak diameter, manning level (utk human) dan nilai peralatan didalam fire/explosion envelopenya (utk asset).
utk jet fire dan flash fire = arah kebocoran (vertical atau horizontal release) lebih berpengaruh terhadap consequence level nya dibanding presssure releasenya.
utk pool fire (asumsi late ignition) yang lebih berpengaruh adalah durasi/lama bocor yang menentukan besar nya diameter kolam.

Terlepas dari “inherent” ketidakpastian yang dimiliki software consequence analysis (bukan hanya PHAST), PSHH adalah konservatif namun realistis untuk memodelkan kebocoran.

Mas yudi,
Terima kasih informasi nya.

Tanggapan 12 – Crootth Crootth

Dear Mas Yoga – kompatriot saya yang aktif belajar

Ada dua hal yang berbeda antara apa yang saya ungkapkan dengan apa yang dijelaskan mas Yoga:
1. Saya mengungkapkan besaran (nilai) risk, semisal IRPA = 1 fatality per 34578 tahun dan 1 fatality per 34579 tahun, tentu ini angkanya akan berbeda. Namun belum tentu perbedaan nilai risk ini akan membuat pengkategorian risk akan berbeda.
2. Yoga mengungkapkan pengkategorian risiko: Unacceptable (atau Level-1), Tolerable (If ALARP), dan Acceptable, tentu untuk berpindah dari kategori yang satu ke yang lain dibutuhkan nilai tertentu yang cukup untuk membuatnya berpindah kategori.

Sekarang coba kita lakukan bersama sama analisanya:

Satu aerial pipeline (anggap saja methane) bertekanan awal 30 barg dan PSHH pada 60 barg, sementara ada populasi di sekitarnya, misalnya saja 1 orang di jarak 10 m, 2 orang di jarak 50 m dari pipa, 2 orang di jarak 75 m, 3 orang lagi di jarak 124 m dan 2 orang lagi di jarak 200 m dari pipa. Apakah risk nya (terhadap manusia) akan sama pada tekanan 30 barg dan 60 barg pada jarak tertentu yang sama?

Lebih jauh lagi, apakah kemungkinan (frekuensi) kebocorannya akan sama di 30 barg dan 60 barg? data HSE UK sudah memerikan bahwa frekuensinya berbeda… bagaimana bisa risikonya bisa sama? kalau dari pengalaman Yoga risk pada PSHH dan operating pressure jatuh diwilayah kategori risk yang sama (unacceptable, tolerable, acceptable) belum tentu pengalaman orang lain akan sama. Saya sering mengalami sebaliknya: perubahan parameter operasi (pressure) ternyata berpengaruh pada besarnya nilai risk. Sebagai contoh pada satu kasus di fasilitas existing di salah satu KPS tempat kita mencari nafkah. Dengan melakukan sensitifitas perubahan tekanan ternya risknya berubah dari Level-1 ke Level-2.

Tentu saya bersetuju bahwa leak size, manning level, dan nilai asset berpengaruh terhadap besaran konsekuensi, namun yang saya masih belum sepaham adalah anggapan bahwa tekanan operasi dan tekanan upset akan menghasilkan risk yang sama.

Pernyataan risk yang dipahami dik Yoga mungkin IRPA (individual risk per annum), sebagaimana pemahaman umum. Padahal pernyataan risk itu bermacam macam tidak hanya terbatas pada IRPA, ada yang dinyatakan dengan LSIR (location specific individual risk), PLL (potential loss of life), ada Risk Contour, Risk Transect, F/N curve, dll.

Tidak mungkin risk nya sama jika fluida dan kondisi parameter prosesnya berbeda.
 

Share This