17  

Bab 3

Metodologi Quantitative Risk Assessment untuk Equipment

3.1 Penggunaan Empat Tipe Lubang dalam DNV-RP-G101

Didalam analisis risk menurut DNV, ukuran lubang disederhanakan

menjadi empat jenis yakni small, medium, large, dan rupture (Tabel 3.1). Hal ini

dimaksudkan untuk mempermudah analisis sehingga perhitungan tidak perlu

dilakukan untuk setiap ukuran lubang. Dalam aplikasinya dalam analisis risk,

hampir setiap tahapan analisis menggunakan analisis dan perhitungan yang

berbeda karena perbedaan ukuran lubang tersebut. Secara umum, analisis

dilakukan empat kali, yakni untuk tiap ukuran lubang.

Tabel 3.1 Ukuran Lubang dalam DNV [1]

Jenis lubang Range ukuran

Kecil (small) 0 s/d 5 mm

Mengengah (medium) 5 - 25 mm

Besar (large) > 25 mm

Pecah (rupture) Max. Diameter Peralatan

3.2 Penentuan Mekanisme Degradasi

Penentuan mekanisme degradasi penting dilakukan untuk menentukan

inspeksi atau metode monitoring yang optimum. Mekanisme degradasi setiap

komponen peralatan spesifik bergantung kepada jenis material, produk servis dan

kondisi servisnya. Secara umum mekanisme degradasi dibagi menjadi dua jenis,

yaitu internal degradation dan external degradation (corrosion).

 

18  

Gambar 3.1 Diagram Alir Penentuan Degradation Mechanism

3.2.1 Penentuan Tipe Material

Penentuan tipe material yang digunakan di suatu peralatan. Material ini

penting untuk menentukan mekanisme degradasi. Tabel dibawah merupakan tipe-

tipe material yang dipakai dalam tugas akhir ini.

 

19  

Material Type Description Includes

CS Carbon SteelCarbon and Carbon-Manganese steels, low alloy steels dengan SMYS kurang dari 420 Mpa

SS Stainless Steel

Austenitic stainless steels tipe UNS S304xx, UNS S316xx, UNS S321xx atau sejenis dengan 22Cr duplex UNS S31803 dan 25 Cr super-duplex UNS S32550, UNS S32750 stainless steels atau sejenis dengan Super austenitic stainless steel tipe 6Mo, UNS S31254

Ti Titanium Wrought titanium alloys

CuNiCopper Nickel

alloys 90/10 Cu-Ni atau sejenis

FRP Fibre Reinforced Polymer

Fibre Reinforced Polymer material dengan polyester atau matriks epoxy dan glass atau carbon fibre

NiNickel based

alloys Nickel based alloys

LainnyaMaterial selain

diatasSemua material yang tidak dijelaskan diatas

Tabel 3.2 Tipe Material dalam DNV [1]

3.2.2 Penentuan Product Service Code

Product Service berguna untuk menjelaskan fungsi kerja dari peralatan

yang akan dianalisis, pada tabel 3.3 dibawah ini akan dilengkapi juga dari

pegkodean product service, deskripsi fungsi dari peralatannya dan internal

degradation yang biasa terjadi. Evaluasi yang salah dengan mekanisme

degradasinya dapat terjadi bila fluida kerjanya tidak sama dengan yang ada di

deskripsi product service-nya.

 

20  

Tabel 3.3 Product Service dalam DNV [1]

Product Service Code

DescriptionDegradation

Group

CF Chemical, surface active fluid ChemicalsMay be proprietary fluid surfactant with dual hydrocarbon and polar character and dissolves partly in hydrocarbon and partly in aqueous phases

CG Chemical, Glycol Insignificant100% glycol, which is not considered corrosive

CH Chemical, AFFF InsignificantFire fighting foam additive to firewater

CJ pH Controller ChemicalsMay be proprietary chemical for buffers typically to raise the pH

CK Corrosion Inhibitor InsignificantMay be proprietary fluid for injection as corrosion protection. Usually not corrosive in undiluted concentration

CM Cement High/Low Pressure ChemicalsCement mixed with a carrier, usually seawater, and used downhole. Likely to be erosive

CN Chemical, Mud Additive ChemicalsTypically mud acids (e.g.HCl, HF)

CO Chemical, Oxygen Scavenger ChemicalsOxygen scavenger. (Typically, sodium bisulphite Na2S). Corrosiveness depends on type, and possibly concentration and temperature. Moderate to low concentration can be tolerated in variety of materials, but high concentrations may be corrosive.

CP Chemical, Polyelectrolyte/Flocculent ChemicalsMay be proprietary fluid flocculent for oil content control in produced water

Product Service Code

DescriptionDegradation

Group

AI Air Instrument Insignificant

Compressed air system for pneumatic controllers and valve actuators and purging of electrical motors and panels. Comprises dry, inert gas.

AP Air Plant WatersCompressed air system for air hoists/winches, air motors, sand blasting, spray painting, air tools and motor purging. Typically, not dried, so parts may contain water vapour and condensation. Condensed water can be considered as being fresh

BC Bulk Cement ChemicalsCement powder. Generally in dry form

BL Cement Liquid Additive ChemicalsMay be proprietary liquids. Plasticisers, accelelators and retarders added as liquid to liquid cement to adjust the flow and curing characteristic

CA Chemical Methanol InsignificantUsed to prevent and dissolve hydrates in water containing hydrocarbon gas systems. Should contains less than 2% water by volume. May be used as water scavenger

CB Chemical Biocide ChemicalsMay be proprietary fluid biocide such as glutaraldehyde, or chlorine (from electrolysis of seawater or from addition of sodium hypochlorite,etc)

CC Chemical Catalyst ChemicalsMay be proprietary fluid catalyst for chemical reaction controls

CD Chemical, Scale inhibitor ChemicalsMay be proprietary scale inhibitor used to prevent scale problems arising from BaSO4 (typically downhole) and CaCO3 (typically surface and heater problems)

 

21  

Product Service Code

DescriptionDegradation

Group

DW Drain Water/Storm WatersOpen system. Accumulated water from sea spray and rain led to floor gullies

FC Completion Fluid High/Low Pressure ChemicalsFJ Fuel, Jet Insignificant

Clean, water-free aviation fuel (kerosene) for helicoptersGA Gas Fire fighting/CO2

Dry, typically bottled, CO2 used extinguishing gasGF Gas Fuel Insignificant

Process gas used to fuel compressors and generators. Dried hydrocarbon gas with CO2 and H2S in the same quantities as th process system.

GI Gas Inert InsignificantInert gas, such as nitrogen or dry CO2. Note: Some installations use exhaust gas for inerting storage tanks with thisproduct service code, and these should be considered as cold exhaust gas

MB Mud, Bulk/Solid ChemicalsStorage of mud components prior to mixing

Product Service Code

DescriptionDegradation

Group

May be proprietary fluid flocculent for oil content control in produced water

CS Chemical, Sodium Hypochlorite Solution ChemicalsConcentrated NaClO for supply to each consumer. Corrosiveness depends on concentration and temperature

CV Chemical, Wax Inhibitor ChemicalsMay be proprietary wax inhibitor for use in produced liquids to hinder formation of waxes as temperatures arereduced

CW Chemical Glycol/Water (Rich Glycol to regenerator) ChemicalsRegeneration system to remove water from glycol/water. Part of the gas drying system. The system is in contact with hydocarbons. This, and the rich part of the regenerator, is likely to be the most corrosive area of the system. System fluids are regularly checked for pH due to glycol breakdown.

DC Closed Drain System Hydrocarbons

Hydrocarbon liquids drains from platform equipment and piping, collected in a closed vessel. Intermittent use or low flow rates leading to stagnation. May have fuel gas blanket at low pressure. Liquids comprise hydrocarbon oil, gas, water, in proportions according to the equipment drained. There is potential for microbial action.

DO Drain, Open WatersDrain fro helideck, roof drain and drain from test lines, etc. Mostly seawater and rainwater, butsome oil likely. Under atmospheric pressure

DS Drain, Sewer/Sanitary WatersClosed system. Drain from living quarters containing domestic sewage

 

22  

Product Service Code

DescriptionDegradation

Group

PL Process Hydrocarbon Liquids HydrocarbonsUntreated liquid hydrocarbons (Post inlet separator).Contains some gas but mostly hydrocarbon liquid with somewater, dissolved CO2 and H2S, potential for sand. May also contain small amounts of CO2 corrosion inhibitor,scale inhibitor, emulsion breaker and other chemicals. Water contains high levels of dissolved salts from the reservoir.If water injection is part of the process, may contain bacteria that can colonise stagnant areas

PS Process Hydrocarbons Vapour Wet HydrocarbonsWet untreated gas where water vapour is expected to condense into liquid. Contains CO2 and H2S in the same proportionsas the reservoir

PT Process Hydrocarbons Two Phase HydrocarbonsUntreated two phase flow upstream of inlet separator. Contains oil, gas, water, sand, also CO2 and H2S in the sameproportions as the reservoir.May also have inhibitor and stabilisation chemicals injected close to wellhead. Ifwaterinjection is part of the process, may contain bacteria that can colonise stagnant areas

PV Process Hydrocarbons Vapour Wet HydrocarbonsDry hydrocarbon gas where water is not expected to condense as liquid. (Post separator). Contains CO2 and H2Sin the same proportions as the reservoir

PW Produced water system HydrocarbonsWater from the production separators. It contains water with dissolved CO2 and H2S in the same proportions asthe reservoir, and some oil. Sand may be carried over from the separator

Product Service Code

DescriptionDegradation

Group

MH Mud, high pressure Chemicals

High pressure mud pumping system for deliverance of drilling and completion fluids in normal use. May containwell intervention fluids, Completion and packer brine fluids, Mud acids (HCl, HF), well stimulation fluids, scaleinhibitors, methanol, diesel, varying densities of byrites or other solids

MK Mud, KillMud pumped into the well for well control purposes. May contain heavy densities of byrites or other solids

ML Mud, low pressure ChemicalsAs MH

OF Oil Fuel (Diesel oil) InsignificantDiesel fuel for use in cranes, generators and well pressure equalisation. Usually dry, but may contain water andorganic matter that settles in low / stagnant points

OH Oil hydraulic InsignificantClean, dry, filtered hydraulic oil for actuators

OL Oil lubricating InsignificantClean, dry, filtered oil for lubrication purposes

OS Oil seal InsignificantClean, dry, filtered seal oil for gas compressors. May contain amounts of dissolved process gas

PB Process Blow down HydrocarbonsWet hydrocarbon gas. Parts of system are Vents and Flare. Will contain CO2 and H2S in the same proportions asthe systems blown down. Normally purged with fuel gas at low pressure

 

23  

3.3 Penentuan CoF

Perhitungan CoF dibedakan menjadi dua faktor, yaitu ignited dan

unignited. Kedua faktor tersebut dihitung terpisah tergantung kepada mekanisme

kegagalannya dan karakteristik dari sistem tersebut. Berikut diagram alir untuk

perhitungan CoF.

Product Service Code

DescriptionDegradation

Group

WJ Water, Jet WaterJet water supply for removing of sand from separators, cleaning of tanks etc. May be supplied from produced water,fresh water, disinfected, or treated seawater. May also require addition of anti-scale chemicals

WP Water, Fresh, Raw WaterDesalinated, oxygen rich, untreated water

WQ Water, Fresh, Hot (closed circuit) WaterFresh or desalinated, oxygen rich, untreated hot water for living quarter and equivalent

WS Water, Sea WaterOxygen rich, seawater for distribution to the various platform users. May be treated with chlorination to preventbiological growth within the system

Product Service Code

DescriptionDegradation

Group

SP Steam, Process Not IncludedSU Steam, Utility/Plant Not IncludedWA Water, Sea aanti-liquefaction WatersWB Water, Sea Ballast/Grout Waters

Oxygen rich seawater that may be treated with biocides/chlorination

WG Water , Grouting Systems WatersUsed for makeup of cementitious grout during installation or drilling operations. May be either raw seawater or desalinated seawater

WH Water, Fresh/Glycol (TEG) Heating Medium WatersHeating medium providing required heat load to process and utility equipment.Fresh or desalinated water mixed with TEG. May also contain corrosion inhibitor. Regularly checked for pH dueto breakdown of the TEG

 

24  

Gambar 3.2 Diagram Alir Penentuan CoF

Gambar 3.3 Diagram Alir Penentuan CoF bagian perhitungan unignited

 

25  

Gambar 3.4 Diagram Alir Penentuan CoF bagian perhitungan ignited

Nilai CoF dari tiga faktor, yaitu Safety Consequence, Economic

Consequence, dan Environment Consequence dapat dihitung menggunakan

persamaan dalam table 3.4.

 

26  

Tabel 3.4 Perhitungan nilai CoF dalam DNV [1] Probability of

Occurrence

CoF of End Events Contribution Factor

Safety Economic Environment Safety Economic Environ.

P3 S3 B3 E3 P3 x S3 P3 x B3 P3 x E3

P2 S2 B2 E2 P2 x S2 P2 x B2 P2 x E2

P1 S1 B1 E1 P1 x S1 P1 x B1 P1 x E1

Total CoF (P3 x

S3)+ (P2 x

S2)+ (P1 x

S1)

(P3 x B3) +

(P2 x B2) +

(P1 x B1)

(P3 x E3) +

(P2 x E2) +

(P1 x E1)

3.3.1 Deskripsi Sistem

Deskripsi sistem dari peralatan yang dianalis, memiliki empat faktor yang

menentukan sistem dari peralatan tersebut, yaitu:

1. Modul

Bagian topside pada instalasi offshore biasanya dibangun dengan modul

dan tingkat yang terpisah. Modul-modul yang terpisah ini memiliki fungsi

yang spesifik dan pemisah yang aktif dan pasif sehingga dapat memitigasi

efek dari keusakan atau kegagalan yang terjadi.

2. Isolatable Section

Isolatable section (atau disebut juga inventory group) dapat dihubungkan

dengan jumlah maksimum dari fluida berbahaya (hazardous) yang dapat

bocor saat adanya kejadian kebocoran.

3. Representative Material (fluid)

Representative Material ditentukan pertama berdasarkan Normal Boiling

Point (NBP), kedua berdasarkan berat molekul, dan terakhir berdasarkan

densitasnya. Rumus yang digunakan adalah sebagai berikut:

Sifatmix = ∑xi · Sifati (3.1)

Dimana,

Sifatmix = Sifat campuran

 

27  

xi = fraksi mol fluida i

Sifati = Sifat fluida i yang dianalisis

Tabel 3.2 menunjukkan daftar representative material di dalam API 581.

Tabel 3.5 Representative Material dalam API 581 [2]

Representative Material Contoh Applicable Material

C1-C2 Methane, ethane, ethylene, LNG

C3-C4 Propane, butane, isobutane, LPG

C5 Pentane

C6-C8 Bensin, naphtha, light straight run, heptane

C9-C12 Diesel, kerosene

C13-C16 Jet fuel, kerosene

C17-C25 Gas oil, typical crude

C25+ Residuum, heavy crude

H2 Hidrogen

H2S Hidrogen Sulfida

HF Hidrogen Fluorida

Air (Cair) Air (cair)

Uap Air Uap air

Asam (low) Low-pressure acid with caustic

Asam (medium) Low-pressure acid with caustic

Asam (high) Low-pressure acid with caustic

Aromatik Benzene, toluene, zylene

4. Sumber Ignition

Sumber dari ignition pada suatu modul dapat dihitung dalam bentuk

jumlah peralatan (equipment count) dalam jumlah terpisah dari pompa,

kompresor, dan generator. Sebagai tambahan jumlah dari hot work hour

harus dapat diperhitungkan sesuai dengan kegiatan yang ada di platform.

 

28  

3.3.2 Penentuan Mass Leak Rate

Mass leak rate adalah fungsi dari tekanan dan ukuran dari lubangnya.

Penentuan mass leak rate dilakukan berdasarkan jenis fluida kerjanya, apakah

liquid atau gas. Setelah fluida kerjanya didefinisikan maka mass leak rate

fluidanya dapat dihitung bergnatung kepada tekanan kerja dari peralatan yang

dianalisis.

Gambar 3.5 Mass Leak Rate dua fasa fluida berdasarkan DNV [1]

 

29  

3.3.3 Penentuan Release Rate

Penentuan Release Rate digambarkan dalam diagram alir pada Gambar

3.6. Data yang dibutuhkan dalam penentuannya adalah sebagai berikut:

1. Fasa fluida setelah lepas dari pressure boundary

2. Tekanan atmosfer dan operasi

3. Sifat-sifat fluida seperti yang ditunjukkan dalam variabel-variabel

persamaan perhitungan release rate cair maupun gas

Langkah pertama dari penentuan release rate adalah penentuan fasa fluida

setelah dilepaskan dari pressure boundary. Cara penentuannya dapat dilihat pada

Tabel 3.6.

 

30  

Tabel 3.6 Sifat-sifat Representative Material [2]

 

31  

1

21 −⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

=kk

atranskPP

1442 c

dLgpACQ Δ= ρ

11

12

144)(

−+

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

kk

cdg k

gRTkMAPCsonicw

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

−⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

−k

k

ak

acdg P

PPP

kkg

RTMAPCsubsonicw

12

11

2144

)(

 

 

Gambar 3.6 Diagram Alir Penentuan Release Rate

 

32  

Tabel 3.7 Penentuan Fasa Akhir Fluida [2]

Fasa Fluida pada

Kondisi Operasi Tunak

Fasa Fluida pada Kondisi

Lingkungan Tunak

Penentuan Fasa Akhir

Setelah Dilepaskan

Gas Gas Modelkan sebagai gas

Gas Cair Modelkan sebagai gas

Cair Gas Modelkan sebagai gas. Jika

titik didih fluida pada kondisi

lingkungan tunak lebih dari

80oF, modelkan sebagai cair

Cair Cair Modelkan sebagai cair

Setelah fasa akhir didapat, langkah-langkah selanjutnya dalam penentuan

release rate dapat dilakukan, seperti yang ditunjukan oleh Gambar 3.6.

3.3.4 Penentuan Hole Size Distribution

Hole size distribution merupakan ukuran lubang saat terjadinya kegagalan

untuk setiap mekanisme degradasi yang ditetapkan sesuai dengan ukuran lubang

standar yang telah didefinisikan dalam subbab 3.1. Tabel 3.8 Hole Size Distribution dalam DNV [1]

Uniform LocalLess than and = 5 mm 0 50Above 5 mm to 25 mm 0 50Greater than 25 mm 0 0Rupture (full release) 100 0

Table C-3 CO2 Uniform and local corrosion hole sizes distribution

Equivalent hole diameter% Distribution

Stable ('leak ') Unstable ('burst')Less than and = 5 mm 0 0Above 5 mm to 25 mm 100 0Greater than 25 mm 0 0Rupture (full release) 0 100

Table C-4 H2S cracking: Stable and unstable cracks hole sizes distribution

Equivalent hole diameter% Distribution

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 0Above 5 mm to 25 mm 0Greater than 25 mm 0Rupture (full release) 100

Table C-5 Erosion hole sizes distribution

 

33  

Carbon steel and copper based

materialStainless steels

Less than and = 5 mm 0 90Above 5 mm to 25 mm 100 10Greater than 25 mm 0 0Rupture (full release) 0 0

Table C-6 Microbial corrosion hole sizes distribution

Equivalent hole diameter

% Distribution

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 0Above 5 mm to 25 mm 0Greater than 25 mm 100Rupture (full release) 0

Table C-9 Carbon steel hole sizes distribution for aqueus corrosion

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 100Above 5 mm to 25 mm 0Greater than 25 mm 0Rupture (full release) 0

Table C-11 Stainless steel hole sizes distribution for aqueus corrosion of stsinless steel

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 0Above 5 mm to 25 mm 0Greater than 25 mm 100Rupture (full release) 0

Table C-13 Hole sizes distribution for Cu-Ni alloys

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 0Above 5 mm to 25 mm 0Greater than 25 mm 0Rupture (full release) 100

Table C-14 FRP hole sizes distribution for water systems

Carbon steel Stainless

steelsand copper based material

Titanium based alloys

Less than and = 5 mm 0 0 100Above 5 mm to 25 mm 0 100 0Greater than 25 mm 100 0 0Rupture (full release) 0 0 0

Table C-15 Hole sizes distribution for 'insignificant' systems

Equivalent hole diameter

% Distribution

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 0Above 5 mm to 25 mm 0Greater than 25 mm 0Rupture (full release) 100

Table C-16 Hole sizes distribution for "unknown" systems

 

34  

3.3.5 Penentuan Dispersion Modeling

Setelah laju kebocoran ditentukan, langkah selanjutnya adalah membuat

permodelan dari dispersion fluid. Gas bertekanan yang lepas akan bercampur

dengan udara, liquid yang lepas akan membentuk aerosol (spray release) atau

dalam bentuk kolam yang akan menguap. Dispersion diperlukan untuk

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 90Above 5 mm to 25 mm 9Greater than 25 mm 1Rupture (full release) 0

Table C-19 Hole sizes distribution for athmospheric corrosion of carbon steel.

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 80Above 5 mm to 25 mm 20Greater than 25 mm 0Rupture (full release) 0

Table C-21 Hole sizes distribution for CUI of carbon steel.

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 100Above 5 mm to 25 mm 0Greater than 25 mm 0Rupture (full release) 0

Table C-22 Stainless steel atmospheric corrosion hole sizes

Equivalent hole diameter % DistributionLess than and = 5 mm 100Above 5 mm to 25 mm 0Greater than 25 mm 0Rupture (full release) 0

Table C-23 Hole sizes distribution for local corrosion of stainless steel.

Stable ('leak ') Unstable ('burst')Less than and = 5 mm 0 0Above 5 mm to 25 mm 100 0Greater than 25 mm 0 0Rupture (full release) 0 100

Table C-24 H2S cracking: Stable ('leak') and Unstable ('burst') cracks hole sizes distribution

Equivalent hole diameter% Distribution

 

35  

membentuk flammable atau awan uap beracun dan akan berdampak kepada

personal dan peralatannya. Perhitungan dispersion umumnya memerlukan model

simulasi komputer yang detail, tetapi hal ini sulit dilakukan dan dapat dibuat

sederhana dengan parameter yang diperlukan :

• Volume dari modul (m3)

• Kecepatan pergantian udara (jumlah pergantian udara per jam)

Mechanically ventilated (berdasarkan pada kapasitas desain HVAC)

Naturally ventilated (fungsi dari geometri modul, kecepatan angin dan

arah mata angin yang dominan)

No data (30 air changes per hour)

• Kerapatan gas dari fluida yang bocor (kg/m3)

• Mass leak rate (kg/s)

• Equipment count (-)

(3.2)

3.3.6 Penentuan Probability of Ignition (PIgn)

Probability of ignition merupakan fungsi dari leak rate, concentration of

flammable dan jumlah dari sumber ignition untuk setiap modul. Perhitungannya

berhubungan dengan ukuran lubang kebocoran dan mencakup tiga faktor, yaitu:

1. Concentration Factor (Pv)

(3.3)

Dimana :

C adalah Concentration of Flammable atau Toxic Gas

LEL : Lower Explosive Limit

Untuk Methane nilai dari LEL-nya adalah 5 %

Untuk Propane nilai dari LEL-nya adalah 2 %

TimeModule of Volume

3600Module of VolumeHour per ChangesAir Numberof

Desnsity GasGasFraction Flash RateLeak Mass

C •

⎪⎪⎭

⎪⎪⎬

⎫

⎪⎪⎩

⎪⎪⎨

⎧⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ •

−⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ •

=

LELCPv =

 

36  

Jika nilai C lebih besar dibandingkan dengan nilai LEL, maka ditetapkan

bahwa nilai Pv nya adalah 1.00.

2. Ignition Factor Related to Continuously Present Sources (Pc)

(3.4)

Dimana nilai konstanta untuk Pc adalah :

Tabel 3.9 Kontanta untuk Pc dalam DNV[1]

Konstanta Oil Gas

Q1 5.7 x 10-5 3.3 x 10-6

Q2 5.7 x 10-5 5.7 x 10-5

Q3A 4.4 x 10-3 6.5 x 10-5

Q3B 1.5 x 10-2 1.5 x 10-3

Q3C 3.5 x 10-2 3.5 x 10-3

Q4 7 x 10-4 2.0 x 10-5

3. Ignition Factor Related to Random Discrete Sources (Pd)

(3.5)

Dimana nilai konstanta untuk Pd adalah :

Tabel 3.10 Kontanta untuk Pd dalam DNV[1]

Konstanta Oil Gas

R1 3.5 x 10-4 2.0 x 10-5

R3A 2.0 x 10-3 7.6 x 10-5

R3B 1.6 x 10-2 1.6 x 10-3

R3C 3.7 x 10-2 3.7 x 10-3

R4A 9.0 x 10-5 5.0 x 10-6

R4B 3.5 x 10-4 1.7 x 10-5

( ) ( )( )( )

( ) ⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

∗−•∗+∗+∗

•∗−•∗−−=

AreaQ1Generators#CQsCompressor#BQPumps#AQ-1

HoursHot Work Q1AreaQ11P

4

333

21

c

( )( )( )( )( ) ⎥

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

∗+−•∗+∗+∗

•∗−−=

AreaBRAR1Generators#CRsCompressor#BRPumps#AR-1

AreaR11P

44

333

1

d

 

37  

3.3.7 Penentuan Probability of Occurrence

Pengembangan dari probability of occurrence bergantung kepada kejadian

dari penyalaan, yaitu apakah terjadi atau tidak peristiwa tersebut. Dapat dibuat

diagram alir event tree nya untuk setiap kasus dari ignition.

Leak (PoF =1.00)

Ignition? YesNo

Escalation by Explosion?

Yes No

End Event 1 End Event 2 End Event 3

Gambar 3.7 Event Tree untuk Probability of Occurrence berdasarkan DNV [1]

Setiap end event dari setiap kasus dari kebocoran memilki deskripsi

tersendiri apakah peralatan tersebut mengalami penyalaan dan ledakan. Deskripsi

detail dari setiap end event tertera dalam tabel 3.11.

Tabel 3.11 Deskripsi dan persamaan untuk setiap End Event dalam DNV[1]

End event

No.

Deskripsi Occurrence probability

1 Adanya kebocoran, tetapi tidak diikuti dengan

adanya penyalaan atau ledakan.

P1 = (1 – P Ign )

2 Adanya kebocoran dan bocoran dari gas diikuti

dengan adanya penyalaan tetapi tidak adanya

ledakan, hanya ada api.

P2 = P Ign • (1 – P Esc)

 

38  

3 Adanya kebocoran dan bocoran dari gasnya

diikuti dengan adanya penyalaan. Hal ini

diikuti dengan adanya ledakan, memberikan

blast overpressure yang melebihi kapasitas

desain dari blast wall. Menyebabkan kerusakan

pada modul yang bersebelahan.

P3 = P Ign • P Esc

3.3.8 Penentuan Probability of Escalation (PEsc)

Sebuah ledakan yang terjadi setelah adanya penyalaan pada suatu modul

kemungkinan merupakan hasil dari api atau ledakan yang menyebabkan

kerusakan besar pada modul yang bersebelahan meskipun adanya pemisah oleh

dinding api / ledakan. Perhitungan dari blast overpressure merupakan proses yang

rumit diluar cakupan dokumen DNV-RP-G101 dan memerlukan analisis dari

ledakan untuk memperkirakan blast overpressure. Maka bila tidak tersedia

informasi mengenai hal tersebut maka dapat diperkirakan melalui prosedur yang

konversatif. Probability of Escalation dapat dihitung dengan persamaan dibawah

ini yang merupakan simulasi dari ProExp.

(3.6)

PEsc = 1, jika:

• Blast Overpressure > 14 • Blast Wall Design Pressure

• Blast Wall Design Pressure tidak diketahui

• Blast Overpressure tidak diketahui

Dimana blast overpressure dan blast wall desain pressure dalam satuan

bar dan A dan B dalam tabel 3.12 dibawah, merupakan fungsi dari mass leak rate

dari gas. Tabel 3.12 Faktor A dan B untuk PEsc dalam DNV[1]

Mass Leak Rate (kg/s) A B

< 1 0.5403 -38.193

1 to 10 0.9174 -4.5544

> 10 1.0538 -2.6494

[ ]PressureDesign Blast Wall

PressureOver Blast B EXPAPEsc••

=

 

39  

Gambar 3.8 Diagram alir Probability of Escalation (bagian 1)

Tentukan Mass Leak Rate (MLR) from Fig B-2 DNV-RP-G101

HitungAmount of Release = 180×2.20462×MLR

MLR = 0

Release terjadi saat

rupture

Material Titanium

No release Instantaneous Continuous

Time to release<1

2.20462×180×MLR > 10,000

A

Data

Hitung Available Volume =

( )22600001638700250 ThicknessDiameterLength ×−××× .. π

Hitung Available Mass =

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ ×+

+××

100gas moldensitygas

100liquid moldensity liquidolumeAvailableV35.3147

HitungTime to Release =

MLRMass Available0.4535 ×

No

No

No

No

No

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

 

40  

Gambar 3.9 Diagram alir Probability of Escalation (bagian 2)

 

41  

Gambar 3.10 Diagram alir Probability of Escalation (bagian 3)

 

42  

3.3.9 Penentuan Safety Consequences

Safety consequence dihitung berdasarkan jumlah rata-rata dari personal

yang hadir dalam modul yang mengalami kerusakan apakah immediately

(kebocoran terjadi pada modul) atau delayed (akibat escalation). Dalam

perhitungan jumlah dari kecelakaan, perbedaan populasi antara waktu malam dan

siang harus diperhitungkan. Sebagai catatan bahwa lepasnya gas asphyxilating

dapat menyebabkan kematian meskipun tidak adanya penyalaan. Cara perhitungan

dari Safety consequence dapat dilakukan berdasarkan diagram alir pada gambar

3.11.

Ada dua jenis release type atau tipe pelepasan fluida, yakni kontinyu

(continuous) dan instan (instantaneous). Pelepasan tipe kontinyu bersifat

perlahan-lahan dan memakan waktu yang relatif lama, sedangkan pelepasan tipe

instan bersifat lebih cepat dengan jumlah pelepasan fluida yang relatif besar.

Beberapa hal yang perlu diketahui dalam penentuan release type adalah

sebagai berikut:

1. Inventory

Inventory adalah jumlah fluida yang terkandung di dalam equipment,

yang dinyatakan dalam satuan pounds (lbs).

2. Release Rate

3. Detection & Isolation Rating

Dari diagram alir diatas dapat disimpulkan bahwa ada dua asumsi untuk

memodelkan safety consequence, yaitu berdasarkan tipe dari penyalaannya, yaitu:

• Ignited end event

Seperti asumsi konserfatif, bahwa harus diasumsikan semua personal

yang berada di daerah yang mengalami kerusakan mengalami cedera

yang fatal.

• Non-Ignited end event

Safety consequence tidak diterapkan secara spesifik tetapi tergantung

kepada personal yang yang berada pada daerah yang mengalami

kegagalan saat terjadi kegagalan yang cepat. Beberapa sebab yang

mengakibatkan kematian atau cedera adalah ledakan yang

 

43  

menghasilkan pecahan berkecepatan tinggi, tekanan tinggi yang tepat

menghantam personal, dan lepasnya gas beracun (seperti H2S).

3.3.10 Penentuan Economic Consequences

Umumnya economic consequence dapat diperkirakan dari tiga komponen

yaitu:

1. Material yang dibutuhkan untuk perbaikan.

2. Tenaga kerja dan mobilisasinya.

3. Produksi yang tertunda yang disebabkan saat instalasi tidak beroperasi

sebagian atau seluruhnya.

Nilai yang tinggi dari penghasilan instalasi offshore biasanya merupakan

imbas dari komponen ketiga yaitu produksi yang tertunda adalah konstributor

terbesar dari economic consequence. Perhitungan economic consequence dibagi

menjadi dua berdasarkan kategori penyalaannya, yaitu:

1. Biaya perbaikan untuk modul ignited end event

Diambil dari data proyek bangunan baru untuk instalasi dan nilai net

present. Dan perkiraanya dilakukan berdasarkan kepada pengetahuan akan

industri yang umum. Biaya perbaikan sebaiknya menghitung untuk

perbaikan dan pergantian dari:

Structural

Electrical

Control

Piping

Equipment

2. Biaya perbaikan untuk modul untuk non-ignited end event

Dibatasi dari peralatan atau piping yang jatuh dengan sendirinya atau

peralatan yang berada di sekitarnya.

Economic consequence dihitung sebagai jumlah dari produksi yang hilang

(produksi yang tertunda) dan biaya (termasuk didalamnya tenaga kerja dan

mobilisasi) yang berhubungan dengan perbaikan atau pergantian dari peralatan

 

44  

sebagai hasil dari kebocoran atau ledakan. Diagram alir perhitungan dari

economic consequence adalah berikut:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ ×+

×=

100GasDaily ValueGas PLP

100LiquidDaily ValueLiquid PLPDay Outagea

aLength65B3 or B1 ××= aCost FailureB3 or B1 ×=

Gambar 3.11 Diagram alir nilai CoF Safety consequence

Tabel 3.13 Equipment Downtime [2]

Tipe Deskripsi Outage Day

Small Medium Large Rupture

ColumnBTM Column 2 4 5 21

ColumnTop Column 2 4 5 21

Exchanger Heat Exchanger 1 1 3 5

Tank Atmospheric Storage Tank 0 0 0 7

Kompresor Kompresor 2 3 7 14

 

45  

Gambar 3.12 Outage Day Berdasarkan Property Damage [2]

3.3.11 Penentuan Environmental Consequences

Environment consequence mengklasifikasikan pelepasan (release) menjadi

minyak (termasuk di dalamnya kondensat), gas atau zat kimia. Pelepasan zat

kimia biasanya menjadi permasalahan oleh pemerintahan dan perusahaan

membatasi pelepasan tersebut ke lingkungan. Biasanya environment consequence

dihubungkan dengan kasus yang tidak menyala (non-ignited). Untuk pelepasan

minyak biasanya environment consequence-nya dipengaruhi oleh tiga faktor,

yaitu:

Reaksi Politik

Reputasi Kerusakan

Biaya pembersihan

Untuk perhitungan biaya pelepasan minyak, digunakan persamaan berikut:

Cenvironment =Vrelease • (Ccleanup + Clostproduct) (3.7)

Dimana:

Vrelease = Volume dari minyak yang terbuang ke laut.

Ccleanup = Biaya pembersihan.

Clostproduct = Nilai dari minyak yang hilang dalam proses pelepasan.

Secara umum perhitungan environment consequence ditunjukan dalam

diagram alir berikut:

 

46  

Gambar 3.13 Diagram alir environment consequence

3.4 Penentuan PoF

Permodelan PoF bertujuan untuk menentukan mekanisme degradasi yang

ditemukan di setiap peralatan yang dianalisis, menentukan PoF yang sebenarnya

dari setiap peralatan sesuai dengan mekanisme degradasinya dan yang terakhir

adalah mengevaluasi perkembangan dari kerusakan dan PoF-nya itu sendiri.

Permodelan PoF dilakukan berdasarkan mekanisme degradasi untuk setiap

peralatan. Mekanisme degradasi seperti yang sudah dijelaskan dalam subbab

sebelumnya terbagi menjadi dua kelompok besar, yaitu degradasi internal dan

degradasi eksternal. Untuk setiap mekanisme degradasinya dapat dihitung nilai

dari PoF-nya. Untuk mengetahui cara perhitungan nilai dari PoF akan dijelaskan

pada diagram alir dibawah ini.

 

47  

Gambar 3.14 Diagram alir penentuan PoF

Untuk analisis fatigue tidak dilakukan karena batasan dalam dokumen ini

adalah untuk peralatan statik sehingga untuk peralatan berputar yang

menghasilkan pembebanan dinamik dan menghasilkan kegagalan fatigue tidak

dilakukan analisisnya.

Dalam studi kasus di dalam tugas sarjana ini, damage mechanism yang

terdeteksi berdasarkan hasil screening adalah sulfide stress cracking (SSC),

hydrogen-induced cracking (HIC), stress-oriented hydrogen-induced cracking

(SOHIC). Oleh karena itu, di dalam pengembangan metodologi yang dibahas pada

Bab 3 ini, hanya metodologi yang berkaitan dengan ketiga damage mechanism

tersebut saja yang akan dibahas. Untuk damage mechanism yang lain, pembaca

dapat merujuk pada Appendix C DNV-RP-G101. Untuk itu pembahasannya

 

48  

difokuskan kepada perhitungan nilai PoF akibat hydrocarbon system oleh CO2

dan H2S.

Hydrocarbon system harus dievaluasi untuk korosi dan retakan yang

disebabkan oleh gas CO2 dan H2S yang dapat terlarut dalam air yang terdapat

dalam hydrocarbon. Dalam beberapa kasus korosi akibat mikroba (MIC) dapat

terjadi juga dan juga kehadiran pasir pada sistem dapat menyebabkan erosi

dimana aliran fluidanya akan mengenai permukaan pipa atau peralatan. Kehadiran

dan komposisi dari air yang yang bervariasi pada pemrosesan dijelaskan dan

diidentifikasikan dalam tabel Product Servicce Code, meskipun begitu terdapat

batasan dalam menggunakan degradasi yang diharapkan ini. Berikut ini hal-hal

yang harus dipertimbangkan:

• Perlakuan zat kimia (inhibitor) biasanya digunakan untuk membatasi

korosi CO2 dalam baja karbon dan titik pemberian inhibitor dan

performanya harus dievaluasi

• Proses produksi hydrocarbon diperkirakan akan berubah seiring dengan

waktu dan hal ini harus diperhatikan saat merencanakan inspeksi.

• Hydrocarbon system biasanya diterapkan dalam berbagai monitoring

korosi dan mempunyai fokus inspeksi yang tinggi. Data service mungkin

tersedia saat instalasi sudah berjalan, data ini sebaiknya dievaluasi dan

digunakan dalam permodelan ini.

Evaluasi permodelan PoF hanya dilakukan dalam empat mekanisme

degradasi, yaitu:

1. Model CO2

Perhitungan model CO2 dilakukan sesuai dengan diagram alir dibawah.

Disini dibedakan perhitungan korosi antara pemberian perlakuan kimia

(inhibitor) dan tidak. Pada sistem yang tidak mendapat perlakuan kimia

dibagi lagi menjadi dua kelompok, yaitu korosi CO2 lokal dan uniform.

Pengelompokan korosi ini harus memenuhi ciri-ciri berikut:

• Grup degradasinya merupakan hydrocarbon.

• Terdapat kandungan CO2 dan H2O dalam komposisi fluidanya.

 

49  

• Untuk korosi CO2 lokal fasa gasnya memiliki kecepatan  fluida  lebih 

dari 5 m/s, sedangkan untuk korosi CO2 uniform fasa gasnya memiliki

kecepatan fluida kurang dari 5 m/s.

• Temperatur operasinya berkisar antara 80 °F.

• CO2 partial pressure lebih dari 1,45 psi.

• Tidak terdapat internal lining pada peralatan.

Gambar 3.15 Diagram alir penentuan nilai PoF CO2 Model

2. H2S Cracking

Semua bentuk retakan akibat H2S sebaiknya dicegah dengan pemilihan

material yang benar. Dalam perhitungan nilai PoF akibat mekanisme

degradasi ini digunakan referensi EFC 16 dan NACE MR0175-00 untuk

melihat batasan dari material dan lasan. Bila material dan lasan termasuk

dalam batasan yang ditetapkan maka nilai PoF = 10-5 atau bila melewati

batasan dari referensi tersebut maka nilai PoF = 1. Ciri-ciri dari korosi

akibat H2S adalah:

 

50  

• Grup degradasinya merupakan hydrocarbon

• Material dari peralatannya adalah baja karbon

• Terdapat kandungan H2S dan H20 dalam komposisi fluida.

• H2S partial pressure lebih dari 0.05 psi

Gambar 3.16 Diagram alir penentuan PoF H2S cracking

3.5 Penentuan Risk Matrix

Pengkategorian consequence dan probability memungkinkan

pengkategorian risk ke dalam kategori-kategori tertentu yang lebih mudah

ditangkap dengan cepat, yakni melalui risk matrix. Setelah diketahui nilai dari

PoF dan CoF hasil dari perhitungan yang telah dideskripsikan di subbab

sebelumnya, nilai-nilai tersebut dimasukan dalam ketegori masing-masing. Untuk

CoF dibagi menjadi tiga presentasi risknya yaitu masing-masing oleh safety

consequence, economic consequence dan environment consequence. Sedangkan

 

51  

untuk penilaian PoF nya dilakukan sesuai dengan mekanisme degradasi yang

terjadi pada peralatan tersebut dan berlaku sama untuk satu peralatan.

Pengkategoriannya dapat dilihat pada Tabel 2.1 dan risk matrix dapat dilihat pada

Gambar 3.17, Gambar 3.18, dan Gambar 3.19.

Gambar 3.17 Risk matrix untuk Safety Consequence

Gambar 3.18 Risk matrix untuk Economic Consequence

CAT

5 > 10-2 very high4 10-3 - 10-2 high3 10-4 to 10-3 medium2 10-5 to 10-4 low1 < 10-5 very low

A B C D E

<5.10-5 ≥5.10-5-<5.10-4

≥5.10-4-<5.10-3

≥5.10-3-<5.10-2 ≥5.10-2

ANNUAL PROBABILITY OF FAILURE

Consequence Category

Safety (PLL)

CAT

5 > 10-2 very high4 10-3 - 10-2 high3 10-4 to 10-3 medium2 10-5 to 10-4 low1 < 10-5 very low

A B C D E

<3.105 ≥3.105-<3.106

≥3.106-<3.107

≥3.107-<3.108 ≥3.108

ANNUAL PROBABILITY OF FAILURE

Consequence Category

Economic(USD)

 

52  

Gambar 3.19 Risk matrix untuk Environment Consequence

Gambar 3.20 Deskripsi warna dari risk matrix

CAT

5 > 10-2 very high4 10-3 - 10-2 high3 10-4 to 10-3 medium2 10-5 to 10-4 low1 < 10-5 very low

A B C D E

No spill of oil

< 3 tonnes

3-7 tonnes

7-10 tonnes

> 10 tonnes

ANNUAL PROBABILITY OF FAILURE

Consequence Category

Environtment (Spill of oil)

HighMedium HighMediumLow