Skip to main content

Design Pressure vs Operating Pressure (its about pipe rating)

"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#.

Comments

Popular posts from this blog

DOWNLOAD BUKU: THE TRUTH IS OUT THERE KARYA CAHYO HARDO

  Buku ini adalah kumpulan kisah pengalaman seorang pekerja lapangan di bidang Migas Ditujukan untuk kawan-kawan para pekerja lapangan dan para sarjana teknik yang baru bertugas sebagai Insinyur Proses di lapangan. Pengantar Penulis Saya masih teringat ketika lulus dari jurusan Teknik Kimia dan langsung berhadapan dengan dunia nyata (pabrik minyak dan gas) dan tergagap-gagap dalam menghadapi problem di lapangan yang menuntut persyaratan dari seorang insinyur proses dalam memahami suatu permasalahan dengan cepat, dan terkadang butuh kecerdikan – yang sanggup menjembatani antara teori pendidikan tinggi dan dunia nyata (=dunia kerja). Semakin lama bekerja di front line operation – dalam hal troubleshooting – semakin memperkaya kita dalam memahami permasalahan-permasalahan proses berikutnya. Menurut hemat saya, masalah-masalah troubleshooting proses di lapangan seringkali adalah masalah yang sederhana, namun terkadang menjadi ruwet karena tidak tahu harus dari mana memulainya. Hal tersebut

[Lowongan Kerja] QA System Coordinator, Pipe Yard Coordinator, Customer Assistant Coordinator

With over 30 years' experience, Air Energi are the premier supplier of trusted expertise to the oil and gas industry. Headquartered in Manchester UK, Air Energi has regional hubs in Houston, Doha, Singapore and Brisbane. We have offices in 35 locations worldwide, experience of supply for 50 countries worldwide, and through our company values: Safe, knowledgeable, innovative, passionate, inclusive, and pragmatism, WE DELIVER, each and every time. At the moment we are supporting a multinational OCTG processing operation in seeking of below positions: 1.       QA System Coordinator Coordinates Quality System development in plant, directing the implementation of specifications and quality norms. Administers complaints regarding non-conformities and provides quality process information in support of decision making. Develops the necessary procedures, instructions and specifications to ensure Quality System conformity. Coordinates and organizes the execution of interna

Efek korosi dari pembakaran NH3 + H2S di Furnace

Complete combustion H2S membutuhkan temperatur antara 625 s/d 1650 degC tergantung komposisi acid gas.  Namun, temperatur minimum untuk efektivitas operasi adalah 925 degC.  Dibawah temperatur ini biasanya  stabilitas flame tidak bagus dan sering muncul free O2 di flue gas.  Untuk kasus Pak Novriandi, free O2 di flue gas harusnya gak masalah karena akan langsung terbuang melalui stack (berbeda jika kondisi ini terjadi di unit pengolah acid gas yang akan menyebabkan korosi di waste heat boiler); namun, dengan temperatur furnace yang Pak Novriandi punya sebesar 843 degC, kemungkinan akan menyebabkan flame menjadi tidak stabil. Tanya - Novriandi   Ysh, Bpk & Rekan Migas Indonesia Kami memiliki equipment furnace dengan servicenya adalah pemanas process, Furnace tersebuttipe vertical tube multi coil dengan material tube inlet A335 P9 dan tube oult A312 TP316. dengan fuel sesuai design adalah kombinasi fuel oil dan fuel gas. Pada kasus tertentu di salah satu unit untuk mengolah dan