6

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

Dalam bab ini, akan dibahas tentang segala tinjauan teori yang digunakan selama

penelitian ini berlangsung. Ada 3 hal utama yang akan dibahas pada bab ini, yakni

teori-teori tentang kegagalan pipa, analisis kehandalan pipa, dan metode inspeksi

pipa bawah laut.

2.1 Kegagalan pada Pipa

Setiap sarana yang ada dalam industry pasti memiliki cacat baik itu merupakan

cacat yang disebabkan oleh manusia maupun cacat yang disebabkan oleh

lingkungan sekitarnya ketika sarana tersebut digunakan. Pipa merupakan sarana

utama dalam dunia industry migas sehingga tidak akan lepas dari cacat juga.

Cacat tersebut dapat terlihat secara makro maupun mikro. Secara makro, cacat

pada pipa misalnya terlihat adanya kesalahan pada saat pengelasan pada

sambungan pipa. Cacat yang berada dalam logam secara mikrostruktur lebih

bervariasi dan lebih besar dampaknya, karena kasat mata. Cacat secara mikro

misalnya penggetasan, segregasi, inklusi, microcrack, dan lain-lain. Keseluruhan

cacat pada pipa ini apabila tidak diatasi dengan benar dapat menyebabkan

kegagalan pada pipa pada saat pipa tersebut diaplikasikan dalam suatu proses

operasi atau produksi.

2.1.1 Kegagalan Akibat Kerusakan Mekanik

Pipa yang mengalami perubahan bentuk fisik, misalnya adanya dent, bugle,

buckle, dapat mempengaruhi secara langsung kekuatan mekaniknya. Pipa yang

mengalami hal ini akan berubah dimensinya menjadi diskontinyu, dimana akan

terjadi peningkatan tegangan dari beban operasi standar yang dapat menyebabkan

kegagalan. Perubahan bentuk fisik pipa ini dapat terjadi dalam skala besar

maupun kecil, yang sebenarnya tidak banyak mempengaruhi kekuatan

materialnya. Akan tetapi hal tersebut tetap harus diwaspadai karena dapat pula

menyebabkan kegagalan pada pipa.

7

Kegagalan karena kerusakan mekanik ini disebabkan oleh sejumlah sebab. Jika

ada cacat berupa takikan pada pipa, kemungkinan besar akan terjadi crack karena

regangan yang tinggi sehingga akan terjadi konsentrai tegangan pada daerah

tersebut. Dalam waktu operasi kontinyu yang relative lama, crack tersebut akan

menjalar dengan cepat sehingga dapat menyebabkan kegagalan.

Penyebab lain kegagalan juga dapat berasal dari dalam pipa yang beroperasi

tersebut. Adanya aliran dalam pipa menyebabkan adanya tegangan yang menekan

dinding pipa bagian dalam. Jika tegangan tersebut besarnay melampui kuat luluh

dinding pipa maka akan menyebabkan pipa mengalami kerusakan mekanik.

Tegangan dalam pipa yang melampui kuat luluh dinding pipa yang naik turun

dengan intensitas rendah disebut low-cycle high-stress[2].

2.1.2 Kegagalan Akibat Korosi

Korosi merupakan suatu proses degradasi (perusakan atau penurunan kualitas)

material akibat interaksi dengan lingkungannya. Komponen industry yang

mengalami korosi akan mengalami kehilangan berat, disebut pula metal loss. Hal

ini dapat mempengaruhi keseluruhan kekuatan material sampai terjadi kegagalan.

Oleh karena proses korosi ini adalah proses alami, kegagalan material akibat

korosi berkontribusi terhadap sebagian besar kegagalan logam dalam aplikasinya.

8

Gambar 2.1 Mekanisme Korosi Pada Pipa Karena Perbedaan Potensial

2.1.2.1 Korosi Eksternal

Korosi merupakan sebuah sel elektrokimia, dimana perbedaan potensial tegangan

menghasilkan arus dan menghasilkan produk korosi. Pada logam, dimana ada

perbedaan potensial tegangan akan terjadi korosi pada logam yang lebih negative

potensial tegangannya. Perbedaan potensial tegangan ini dapat diakibatkan karena

beberapa hal, antara lain, potensial reduksi masing-masing logam, dan perbedaan

kandungan oksigen terlarut. Kondisi batas antara tanah-udara-logam, dapat

menyebabkan terjadinya korosi pada daerah batas tersebut. Hal ini diakibatkan

karena kandungan oksigen terlarut pada daerah antarmuka logam-tanah memiliki

kandungan oksigen terlarut yang berbeda dengan daerah antarmuka logam-udara.

Korosi ini biasanya terjadi pada bagian luar pipa yang terekspos secara langsung

dengan lingkungan.

Korosi eksternal biasanya dapat lebih mudah diketahui sehingga tindak lanjut

terhadap pipa yang mengalami korosi ini lebih mudah dilakukan. Biasanya korosi

ini diproteksi dengan menggunakan proteksi katodik dengan menggunakan anoda

korban maupun menggunakan arus tanding.

9

2.1.2.2 Korosi Internal

Jenis korosi yang paling berbahaya dan paling sering membuat pipa penyalur gas

mengalami kegagalan adalah jenis korosi internal. Korosi internal terjadi karena

adanya aliran baik fluida maupun gas yang mengalir di dalam pipa. Aliran fluida

maupun gas tersebut bergerak dan menggesek dinding pipa bagian dalam

sehingga dinding pipa mengalami proses degradasi. Semakin besar kecepatan

aliran fluida semakin cepat proses degradasi berlangsung sebab aliran menjadi

lebih turbulen.

Selain itu, aliran juga mengandung senyawa maupun ion agresif. Adanya

kandungan-kandungan senyawa maupun ion agresif seperti CO2, H2S, Cl-, dan O2

pada gas maupun fluida menyebabkan pipa mengalami degradasi lebih cepat.

Adapun jenis korosi internal dapat dibedakan menjadi dua yakni :

a. Korosi CO2 (sweet corrosion)

Korosi ini disebabkan oleh adanya kandungan karbon dioksida (CO2) yang

dominan dalam gas yang mengalir dalam pipa. Jenis korosi ini biasanya

menyerang pipa secara perlahan dan terkonsentrasi pada suatu titik menyebabkan

localized corrosion. Korosi jenis ini bahkan dapat menyebabkan terjadinya pitting

corrosion yang sangat dalam tergantung dari kondisi aliran gas. Pada system gas

atau fluida yang mengalir dalam pipa kondisi korosi deipengaruhi oleh tekanan

parsial CO2 yang nilainya setara dengan fraksi mol CO2 dalam system[4].

Mekanisme terjadi korosi dimulai ketika CO2 dalam system tercampur dengan air

dalam fluida maupun uap air dalam gas menjadi asam karbonat[5]

............................................................................................. (2.1)

Asam karbonat merupakan asam lemah sehingga dapat terdisosiasi menjadi :

.......................................................................................... (2.2)

10

Kondisi pada system aliran gas atau fluida dalam pipa biasanya asam (pH rendah)

sehingga HCO3- tidak terdisosiasi lagi. Sementara itu ion H+ yang terbentuk dari

persamaan (2.2) akan membentuk hydrogen yang mengakibatkan reaksi korosi

berlangsung akibat adanya evolusi hidrogen. Sementara itu keseluruhan reaksi

katodik dapat ditulis sebagai berikut :

.................................................................................. (2.3)

Di lain sisi, pipa yang terkorosi akan menjadi tempat berlangsungnya reaksi

anodic :

2 .................................................................................................... (2.4)

Persamaan (2.3) dan (2.4) digabungkan menjadi suatu reaksi keseluruhan korosi

CO2 pada pipa, yakni :

................................................................................. (2.5)

b. Korosi H2S (sour corrosion)

Korosi ini disebabkan oleh adanya kandungan hidrogen sulfida (H2S)yang

dominan dalam gas yang mengalir dalam pipa. Jenis korosi ini dapat

menyebabkan terjadinya kegagalan pada pipa dengan sangat cepat. Korosi jenis

ini juga dapat menyebabkan terjadinya pitting corrosion[4].

Mekanisme terjadinya korosi ini serupa dengan mekanisme terjadinya sweet

corrosion. Perbedaannya adalah hidrogen sulfide yang terdapat dalam system

biasanya adalah gas yang kemudian terlarut menjadi larutan dan ikut mengalir di

dalam system. Hydrogen sulfide juga tidak membutuhkan reaksi dengan air yang

ada dalam system untuk membentuk asam lemah sebab penguraian senyawa

hydrogen sulfide sendiri pun sudah dapat membentuk asam lemah penyebab

korosi[5].

11

............................................................................. (2.6)

Reaksi katodik yang terjadi berasal dari ion H+ hasil penguraian tersebut menjadi

hydrogen dan kemudian kelanjutannya serupa dengan yang terjadi pada sweet

corrosion. Reaksi katodik dapat dituliskan sebagai :

2 2 2 ................................................................................ (2.7)

Reaksi anodic terjadi sesuai persamaan (2.4) dan keseluruhan reaksi korosi ini

adalah :

2 ............................................................................. (2.8)

2.1.2.3 Jenis-Jenis Korosi yang Terjadi Pada Pipa

Ada banyak jenis korosi, ditinjau dari bentuk cacatnya, diantaranya yang umum

terjadi pada pipa adalah general corrosion, hydrogen induced cracking (HIC),

stress corrosion cracking (SCC), crevice corrosion, erosion corrosion, pitting

corrosion, dan sulfide stress cracking (SSC). Cacat ini dapat terjadi pada kedua

sisi dinding pipa, internal ataupun eksternal.

Gambar 2.2 Macam-Macam Bentuk Korosi Pada Pipa

12

a. Korosi Merata (Uniform / General Corrosion)[3]

Korosi merata, sesuai dengan namanya, menggambarkan keadaan di mana pipa

mengalami degradasi ketebalan secara merata. Keadaan korosi jenis ini adalah

yang paling sederhana di antara jenis korosi lainnya. Pengontrolan dan

pendesainan pipa yang mengalami korosi merata relative mudah karena untuk

menghitung dan memperkirakan laju korosi dan waktu pakai pipa sangatlah

mudah. Oleh karena itu, sangatlah jarang ditemui kegagalan pipa di industry

disebabkan oleh korosi merat ini. Walau demikian, korosi merata tetaplah

merupakan sebuah kerugian karena korosi ini mengikis dinding pipa yang

memiliki ongkos produksi. Jika dijumlahkan dari seluruh pipa yang ada di dunia,

kerugian yang ditimbulkan oleh korosi merata jauh lebih besar daripada korosi

jenis lainnya.

Gambar 2.3 Korosi Merata

b. Hydrogen Induced Cracking

Ada tiga factor yang ikut berkontribusi dalam terbentuknya hydrogen stress

cracking, yaitu material properties dari paduan very high-strength high-hardness

steel, tegangan tarik hoop stress dari dalam pipa, serta adanya atom hydrogen

yang terbentuk akibat proteksi katodik pipa. Daerah yang mengalami penggetasan

yang rentan terhadap korosi jenis ini disebut hard spot. Lokasi hard spot harus

diketahui agar dapat mencegah timbulnya korosi HIC ini. Penentuan lokasi hard

spot dilakukan dengan menggunakan alat internal non-destructive examination

yang memancarkan fluks magnetic, dimana lokasi hard spot akan menghasilkan

kebocoran fluks magnetic tersebut.

13

c. Stress Corrosion Cracking

Seperti halnya HIC, stress corrosion cracking terjadi oleh adanya tiga faktor

utama, yaitu adanya tegangan, temperature tinggi, dan lingkungan yang korosif

untuk logam tertentu. Kandungan asam atau basa dalam suatu lingkungan dapat

berakibat SCC pada logam tertentu dan tidak berpengaruh pada suatu logam yang

lain. Kenampakan permukaan dari logam atau material yang mengalami SCC

cerah dan mengkilap, padahal penuh dengan microcrack, oleh sebab itu SCC

jarang terdeteksi sampai terjadi kegagalan. SCC umumnya terjadi dengan cepat

dan lebih sering dijumpai pada paduan logam daripada pada logam murni.

Lingkungan yang spesifik mengambil peran yang amat penting, dan umumnya

hanya dibutuhkan kandungan senyawa aktif dalam jumlah kecil untuk

menghasilkan crack yang dapat mengakibatkan kegagalan catastrophic dan tiba-

tiba.

Gambar 2.4 Stress Corrosion Cracking

d. Korosi Celah (Crevice Corrosion)

Pipa dibangun dengan menyambung satu bagian dengan bagian lain sehingga

terbentuk suatu sarana distribusi yang kontinyu. Adanya sambungan-sambungan

pada pipa menyebabkan pipa memiliki celah antara satu bagian dengan yang

lainnya. Jika celah tersebut cukup besar untuk udara maupun likuid dapat masuk,

maka kemungkinan besar celah tersebut akan terserang korosi. Korosi local

tersebut disebabkan oleh adanya ion-ion agresif (misalnya klorida) pada

lingkungan sekitar pipa dalam bentuk udara maupun likuid tersebut. Crevice

Corrosion biasanya terjadi pada pipa yang telah dipasivasi, di mana permukaan

14

lapis oksida pipa tersebut nantinya akan diserang dan pecah oleh ion agresif

kemudian korosi akan menyerang secara local pada bagian tersebut.

Gambar 2.5 Korosi Celah (Crevice Corrosion)

e. Korosi Erosi (Erosion Corrosion)[3]

Ketika ada aliran fluida maupun gas yang korosif dalam pipa secara kontinyu dan

dapat menyebabkan material logam terlarut dalam aliran tersebut, maka

permukaan pipa yang dialiri akan mengalami keausan. Mekanisme awal terjadi

ketika produk korosi terbentuk pada permukaan pipa yang dilewati oleh aliran

korosif. Kemudian penipisan terjadi, yakni ketika produk korosi yang terbentuk

larut ke dalam aliran korosif tersebut sehingga permukaan pipa bersih dari oksida

produk korosi dan menjadi lebih mudah terkorosi lagi. Kondisi menjadi lebih

ekstrim jika aliran tersebut mengandung partikel solid yang menyebabkan

permukaan pipa sobek karena berbenturan dengan partikel solid tersebut. Proses

tersebut berjalan kontinyu sehingga mengakibatkan penipisan seperti erosi

sehingga disebut korosi erosi.

Gambar 2.6 Korosi Erosi (Erosion Corrosion)

15

f. Korosi Sumuran (Pitting Corrosion)[3]

Korosi sumuran adalah suatu bentuk korosi setempat yang sangat ekstrim yang

menghasilkan lubang kecil pada logam. Korosi sumuran ini sangatlah berbahaya,

sedikit material logam yang hilang dengan pengaruh yang hampir tak terlihat dari

permukaan namun merusak bagian dalam material tersebut. Permukaan korosi

sumuran ini umumnya ditutupi oleh produk korosi sehingga hampir tidak nampak.

Korosi sumuran dapat diinisiasi oleh cacat kecil pada permukaan, yang mungkin

diakibatkan oleh goresan atau perubahan komposisi lokal, atau kerusakan akibat

coating. Permukaan material yang dipoles lebih tahan terhadap korosi sumuran.

Paduan yang rentan terhadap korosi sumuran ini adalah paduan-paduan yang

memiliki ketahanan korosi dengan membentuk selaput pasif protektif, seperti

stainless steel, paduan nikel, dan paduan alumunium.

Gambar 2.7 Pitting Corrosion

g. Sulfide Stress Cracking[3]

Beberapa jenis mikro-organisme dapat menyebabkan masalah yang serius pada

material logam, khususnya pipa. Mikro-organisme yang biasa dijumpai dalam

pipa gas adalah bakteri pereduksi sulfat (Sulphate Reducing Bacteria/SRB).

Bakteri ini mengkonsumsi sulfat yang terdapat dalam fluida maupun gas yang

mengalir dalam pipa dan menghasilkan hydrogen sulfide. Hydrogen sendiri

berasal dari udara bebas yang masuk ke dalam pipa dan mekanismenya hamper

sama dengan terjadinya Hydrogen Induced Cracking. Kandungan hydrogen

sulfide dalam pipa dapat menyebabkan timbulnya sulfide stress cracking. Pada

pipa, khususnya bagian yang mengalami welding atau HAZ (Heat Affected Zone),

korosi jenis ini lebih mudah terjadi.

16

Gambar 2.8 Sulfide Stress Cracking

2.1.2.4 Pemantauan dan Pengukuran Laju Korosi Pada Pipa

Beberapa metode yang dipakai untuk memantau (memonitor) dan memeriksa

korosi adalah dengan metode penggunaan spesimen korosi, metode elektrik dan

elektrokimia dan metode analisa kimia. Pada industri perminyakan, beberapa

contoh yang umum digunakan pada pipa penyalur adalah metode inspeksi

ultrasonic (UT) untuk mengukur tebal dinding pipa, teknik corrosion cuopon (CC)

atau kupon korosi, electrical resistance probe (ERP) atau teknik tahanan listrik

dan metode analisa kimia. Dalam pipa alir gas basah, ERP dan CC hanya

dipasang pada bagian inlet (sumur) dan outlet (terminal pengumpul) sehingga

pada bagian pipa yang berada di dasar sungai maupun bagian-bagian yang

memungkinkan terjadinya korosi di bawah permukaan air, tidak dapat diamati

dengan teknik pengukuran ini. Untuk korosi internal, contoh kategori

penilaiannya dapat dilihat pada Tabel 2.1.

17

Tabel 2.1 Kategori penilaian Korosi Internal

Corrosion Likehood

Failure Risk approximate lifetime and design life

Typical corrosion rate (*)

Very Low None system will last much longer than

required with no failures, without any preventive actions

< 0.1 mm/y

Low Negligible

system should reach its design life without a failure with available

corrosion allowance, not requiring any complementary preventive

action

0.1 - 0.3 mm/y

Medium Likely but

delayed

system should reach 50 % of its design life before a failure occurs, if no

preventive action undertaken 0.3 - 1 mm/y

High

very likely within

few years

system should reach 25 % of its design life before a failure occurs, if no

preventive action undertaken 1 - 3 mm/y

Very High certain

and soon

system will not even resist 1/4 of its design life if no preventive action

undertaken 3 - 5 mm/ y

* : indicative only, since limits are dependant on wall thickness and design life

a. Teknik Analisis Kimia

Teknik ini disebut juga metode Dissolved Iron (besi terlarut) yang mengukur dan

mengontrol secara efektif korosi dengan menghitung kandungan besi pada fluida.

Pengambilan sampling, analisa dan evaluasi data yang diambil harus benar - benar

dijaga dari endapan / benda lain agar tidak terkontaminasi. Hal tersebut dilakukan

karena hal tersebut sangat penting dalam memberikan keakuran data supaya

dalam melakukan evaluasi dari sampling diperoleh data yang akurat.

Teknik ini merupakan teknik yang relative kuno karena tingkat kesukarannya

yang besar. Teknik ini juga lebih cocok digunakan untuk pipa yang mengalami

18

korosi eksternal di mana pengambilan sampel dapat dilakukan dengan lebih

mudah dan akurat.

b. Teknik kupon korosi

Pengamatan dengan kupon korosi merupakan teknik yang sederhana, tahan lama,

dan dapat menyediakan bukti fisik yang terjadi karena menyediakan informasi

mengenai laju berkurangnya massa akibat korosi, tingkat keganasan korosi, dan

distribusi korosi. Sejumlah kupon (dengan karakteristik material menyerupai

material pipa) dimasukkan ke dalam jaringan pipa (di inlet dan outlet) dan diambil

kembali setelah selang waktu tertentu (misal 6 – 12 bulan), kupon dicuci dengan

larutan HCl 10%v/v, dibilas dengan aseton, dikeringkan, dan ditimbang kembali.

Selisih berat dapat diubah ke pengurangan ketebalan kupon dan laju korosi rata-

rata.

∆

∆ ................................................................. (2.9)

Kelemahan untuk metode kupon yang konvensional adalah memerlukan waktu

paparan yang sangat panjang untuk memperoleh data yang sah; tidak jarang waktu

paparan dapat mencapai 20 tahun atau lebih. Untuk mengatasi hal ini, dapat

digunakan beberapa variasi spesimen kupon, seperti helical coil (sesuai dengan

ISO 9226). Kelebihan dari helical coil adalah rasio luas berbanding berat yang

lebih tinggi daripada kupon panel akan memberikan sensitivitas pengukuran laju

korosi yang lebih baik. Jenis spesimen lain yang dapat digunakan adalah bimetalic

specimen, di mana kawat dililitkan pada sekrup dari jenis logam yang berbeda.

19

Spesimen ini digunakan pada uji CLIMAT (Classify Industrial and Marine

Atmosphere) dan akan memberikan sensitivitas pengukuran yang lebih baik.

c. Teknik tahanan listrik

Teknik ini digunakan untuk menentukan pengurangan logam akibat korosi atau

korosi erosi dengan memanfaatkan perubahan tahanan listrik logam ketika terjadi

perubahan dimensi. Tahanan listrik logam konduktif dinyatakan sebagai :

...................................................................................................................... (2.10)

Laju korosi dapat dihitung dari perubahan tahanan (satuan dalam pengukuran

tahanan probe adalah division):

∆

∆ ............................................................... (2.11)

Besarnya tahanan intrinsik, bergantung pada jenis logam dan temperatur. Pada

temperatur konstan, tahanan listrik logam dengan panjang tertentu akan

meningkat jika luas permukaannya berkurang, sehingga pengukuran tahanan

dapat digunakan untuk menentukan pengurangan dimensi yang sebanding dengan

laju korosi.

Kompensasi untuk perubahan tahanan intrinsik, terhadap temperatur dilakukan

dengan menggunakan elemen pembanding yang inert. Ketika tahanan listrik

elemen uji berubah terhadap temperatur, tahanan listrik elemen pembanding juga

20

berubah sesuai dengan besarnya perubahan yang terjadi. Oleh karena

perbandingan tahanan kedua elemen tersebut tidak berubah maka terjadi

kompensasi perubahan tahanan akibat perubahan temperatur.

d. Metode inspeksi ultrasonik (UT)

Ketebalan pipa dapat diukur karena ada gelombang suara frekuensi tinggi 0,1 – 25

MHz yang merambat di dinding pipa. Gelombang yang dihasilkan transducer

(berfungsi untuk mengubah gelombang elektrik menjadi gelombang mekanik)

akan merambat dalam dinding pipa dan pantulan gelombang ini diterima oleh

receiver (mengubah gelombang mekanik menjadi gelombang elektrik).

Metode ini dapat mendeteksi cacat internal seperti retak, porositas dan inklusi.

Selain hasil uji (misal ketebalan dinding pipa) dapat diketahui langsung, UT

memiliki daya penetrasi tinggi. Keterbatasan UT antara lain dibutuhkannya

couplant (agar tidak ada udara antara probe dengan dinding pipa menyebabkan

pengukuran tidak akurat), perlu referensi standar sebelum pengukuran (misal

dengan blok logam standar tebal 20 mm), atau konfigurasi kompleks benda uji

atau yang terlalu tipis akan menyebabkan pengukuran tidak akurat.

Perkembangan inspeksi jaringan pipa dengan menggunakan intelligent pig

sekarang ini telah dilengkapi dengan alat ultrasonic. Alat inspeksi UT biasanya

memiliki sejumlah sensor yang terpasang pada module sensor dibelakang pig

utama. Dengan mengikuti pergerakan pig yang mengalir sepanjang jaringan pipa,

kesalahan pengukuran dengan metode ultrasonic dapat diminimalisasikan.

21

2.1.3 Jenis Kegagalan Lain pada Pipa[2]

Beberapa jenis kegagalan yang dapat terjadi pada pipa antara lain sebagai berikut.

Secondary Loads

Ketidakstabilan tanah, longsornya tanah, penurunan muka tanah yang dapat

menghasilkan supplemental load, membuat pipa mengalami bending atau tension.

Weldment to the Pipe

Merupakan kesalahan pengelasan pada pipa yang akan disambung. Kesalahan ini

dapat mengakibatkan timbulnya konsentrasi tegangan pada daerah sambungan,

serta rentan terhadap korosi dan penggetasan.

Wrinkles, Bends, Buckle

Terjadi sewaktu belum ditemukan teknik untuk menghasilkan sudut belokan yang

besar tanpa menyebabkan timbulnya keriput pada bagian dinding yang

terkompresi. Keriput ini dapat mengakibatkan timbulnya retakan setelah lama

beroperasi akibat dari low cycle fatigue.

Internal Combustion

Listrik static yang mengalir di sekitar pipa dapat menjadi penyebab pembakaran

yang menyebabkan terjadinya kegagalan pada pipa. Karakteristik dari kegagalan

jenis ini adalah adanya gelombang letusan sepanjang internal pipa.

2.2 Analisis Kehandalan

Masalah utama pada jaringan pipa yang dapat mengancam kehandalan

keseluruhan sistem adalah adanya korosi pada material pipa. Korosi, baik internal

maupun eksternal, dapat menyebabkan pipa bocor, dan bahkan dapat

menyebabkan ledakan yang dapat merenggut korban jiwa. Oleh karena itu,

pencegahan dilakukan dengan melakukan monitoring dan inspeksi yang teratur

dan efisien, atau tepat sasaran. Untuk menyusun suatu program inspeksi yang

efektif dan efisien diperlukan suatu metode yang disebut dengan analisis

22

kehandalan, dimana metode ini melihat sejauh mana pipa dapat terus beroperasi

dalam suatu jangka waktu operasi tertentu.

Ada dua metode yang banyak digunakan dalam analisis kehandalan, yaitu metode

probabilistic, dan metode deterministic.

2.2.1 Metode Probabilistik

Dalam metode probabilistic, kehandalan sistem jaringan pipa ditentukan atau

diprediksi dengan menggunakan pendekatan statistic. Dimana dalam metode ini,

diprediksi kemungkinan gagalnya suatu jaringan pipa atau pipeline dengan

menentukan terlebih dahulu fungsi kegagalannya, atau disebut limit state function.

Penggunaan metode ini memerlukan pengetahuan mengenai teori-teori statistic

yang mendasar untuk menentukan probability of failure, dan kehandalan sistem,

seperti tipe-tipe distribusi data, cumulative density function, dan sebagainya.

Konsep dasar teori probability klasik melibatkan evaluasi probability of failure

dengan mempertimbangkan criteria performansi spesifik, beban yang

diaplikasikan dan parameter resistansi; yaitu sebuah fungsi yang mendefinisikan

beban dan tahanan (resistansi) dimana terdefinisi secara matematis sebagai

persamaan “limit state” :

Dimana R adalah resistansi atau kekuatan material dan L adalah load atau beban

yang diaplikasikan, serta kegagalan material terjadi apabila L > R, dimana kedua

variable tersebut merupakan variable random. Variabel random adalah fungsi

yang menandakan bilangan riil dari hasil percobaan. Bilangan random dapat

berupa semua bilangan dari 0 sampai tak hingga. Variable random ditulis dengan

huruf X besar dan bilangannya ditulis dengan huruf x kecil[7].

Probability merupakan perhitungan secara numeric dari kemungkinan atau

peluang sebuah kejadian. Nilai probability dari 0 (mustahil) sampai 1 (pasti).

Untuk melihat peluang tersebut, didefinisikan kurva Probability Density Function

23

(PDF) dan Cumulative Distribution Function (CDF). Hasil dari fungsi variable

random X merupakan daerah dibawah kurva PDF, sedangkan CDF menunjukkan

probability dari X yang nilainya kurang dari x.

Gambar 2.9 (a) Probability Density Function; (b) Cumulative Distribution

Function

Ada dua parameter penting sebuah variable random, yaitu rata-rata dan variansi.

Rata-rata merupakan pusat kecenderungan dari distribusi, sedangkan variansi

adalah indeks yang menyatakan penyebaran dari variable random.

Rata-rata didefinisikan sebagai :

............................................................................................................ (2.12)

Variansi didefinisikan sebagai :

..................................................................... (2.13)

Terdapat pula koefisien variansi, menunjukkan simpangan atau dispersi variable

random terhadap nilai rata-rata, didefinisikan sebagai :

..................................................................................................................... (2.14)

a b

fx(x)

x a

Fx(a)

1

Area =

=

(a) (b)

24

2.2.1.1 Jenis-jenis Distribusi Peluang

Dalam penentuan analisis probabilistic, variable random yang merupakan

parameter dalam limit state function memenuhi sebuah distribusi probability

tertentu. Penentuan jenis distribusi peluang merupakan salah satu tahap yang

penting dan menentukan dalam metode analisis ini. Ada beberapa jenis distribusi

peluang yang umum digunakan dalam praktek engineering, antara lain adalah

distribusi normal, distribusi lognormal, distribusi Weibull, dan distribusi extreme

value atau distribusi Gumbell.

Distribusi Normal

PDF dari variable random X yang terdistribusi normal adalah:

√exp ∞ ∞ .............................................. (2.15)

Dimana μ dan σ adalah parameter distribusi untuk rata-rata dan standar deviasi

dari X. Integral dari fX(x) adalah probability dari X, yang merupakan turunan dari

CDF. Dalam hal ini dilakukan pendekatan dengan mendefinisikan variable Z

sebagai :

..................................................................................................................... (2.16)

Variabel Z mempunyai rata-rata 0 dan standar deviasi 1. Integrasi numeric dari

distribusi normal standar (Z) menghasilkan approximasi polynomial dalam

mengevaluasi CDF.

CDF standar normal Z, ф(z), dilambangkan dengan FZ(z) = P(Z≤z) = ф(z).

25

Gambar 2.10 Kurva PDF Distribusi Normal

Distribusi Lognormal

Apabila variable random adalah X. Jika Y = log X, yang terdistribusi normal,

maka X dikatakan terdistribusi lognormal. Dimana untuk menghitung probability

dari X, digunakan hubungan sebagai berikut,

ф ⁄ 0 ∞ .................................................. (2.17)

Dimana,

ln 1 ..................................................................................................... (2.18)

Dan CX adalah COV dari X dan adalah median dari X.

................................................................................................................. (2.19)

Gambar 2.11 Kurva PDF Distribusi Lognormal

26

Distribusi Weibull

Fungsi Kepadatan Peluang (PDF) dari distribusi Weibull adalah sebagai berikut,

exp .......................................................................... (2.20)

Fungsi Distribusi Kumulatif (CDF) dari distribusi Weibull adalah sebagai berikut,

1 exp ..................................................................................... (2.21)

Dimana, γ adalah parameter lokasi

adalah parameter skala

m adalah parameter bentuk

Gambar 2.12 Kurva PDF Distribusi Weibull

Distribusi Extreme Value (Gumbell)

Distribusi ini digunakan untuk memodelkan nilai maksimum atau minimum suatu

kumpulan data. Fungsi kepadatan peluang (PDF) dari distribusi Gumbell adalah

sebagai berikut,

exp exp ............................................................... (2.22)

Sedangkan fungsi distribusi kumulatif (CDF) dari distribusi Gumbell adalah

sebagai berikut,

27

exp exp ............................................................................... (2.23)

Dimana, adalah parameter modus

Θ adalah parameter skala

Gambar 2.13 Kurva PDF Distribusi Gumbell

2.2.1.2 Pemilihan Jenis Distribusi Peluang

Distribusi peluang yang dipilih dalam analisis ini adalah distribusi normal dengan

menggunakan peluang kegagalan. Peluang kegagalan dapat ditentukan dengan

menyelesaikan integral multidimensi

...................................................................................................... (2.24)

Dimana X adalah variable random, dan fX adalah PDF dari X. Sedangkan Ω

adalah daerah gagal (failure), yaitu daerah dimana 0. Penyelesaian integral

ini sangat sulit dilakukan secara numeric karena beberapa hal, yaitu PDF dari

variable random tidak diketahui, penyelesaian integral dimensi tinggi yang

semakin sulit dengan semakin banyaknya variable random, serta daerah integrasi

Ω yang tidak diketahui.

Adapun hubungan antara kehandalan (reliability) dan peluang kegagalan (PoF)

adalah sebagai berikut :

28

............................................................................................................ (2.25)

Metode yang digunakan untuk menyelesaikan peluang kegagalan dalam analisis

adalah metode FOSM (First Order Second Moment). Pembahasan tentang

penyelesaian dengan menggunakan metode FOSM akan dibahas pada bab

selanjutnya.

2.2.2 Metode Deterministik

Dengan menggunakan metode deterministic, kehandalan suatu komponen

ditentukan dengan memperkirakan umur sisa atau remaining life dari komponen

tersebut melalui pendekatan secara engineering. Pendekatan engineering

dilakukan dengan melihat mekanisme kerusakan yang terjadi pada material dan

bagaimana kerusakan tersebut mempengaruhi kekuatan atau mechanical

properties dari material dalam sebuah proses operasi. Ada beberapa metode yang

terkait dengan perhitungan kekuatan sisa material untuk menentukan remaining

life seperti ASME B31G, DNV RP-F101, dan API RP579. Ada juga metode

TStreng yang direkomendasikan beberapa regulator di Amerika. Berikut akan

dibahas contoh perhitungan menggunakan metode Rstreng[8] :

10000

......................................................................... (2.26)

Di mana σFailure adalah kekuatanh sisa (psi), sedangkan M (Folias Factor)

merupakan fungsi dari panjang axial dari area yang terkorosi (L), diameter pipa

(D), dan tebal nominal (t).

√50 , 1 0,62576 0,003375 .............................. (2.27)

√50 , 0,032 33 ............................................................... (2.28)

29

2.3 Metode Inspeksi Pipa Bawah Laut

Situasi dan kondisi lingkungan dasar laut tidaklah mudah diketahui secara pasti

tanpa didukung ketersedian peralatan dan teknologi yang memadai. Beberapa

faktor yang menyebabkan demikian adanya adalah bahwa setiap penambahan

kedalaman laut sebesar 33 feet (+ 10 meter) akan menyebabkan bertambahnya

tekanan sebesar 1 atmosfer (14.7 Psi). Semakin dalam perairan hingga ke dasar

laut maka semakin tinggi pula tekanan yang ada, dan alhasil manusia sangat

memiliki keterbatasan untuk mampu menahan tekanan yang begitu besar. Selain

itu, bersamaan dengan kondisi alam seperti itu maka factor suhu yang juga sangat

dingin serta kurangnya pencahayaan di dasar laut menyebabkan jarak pandang

sangat dekat, dan masih banyak lagi factor-faktor lain. Untuk mendukung tugas-

tugas inspeksi pemipaan migas dasar laut, dikenal beberapa metode berikut

kelebihan dan kelemahannya masing-masing yang akan dijelaskan lebih lengkap

di bawah ini[9].

2.3.1 Inspeksi dengan Peralatan ROV (Remote Operated Vehicle)

Remote Operation Vehicle (ROV) secara luas dikenal sebagai nama umum bagi

kapal selam mini yang kerap digunakan pada industri minyak dan gas lepas

pantai. Kapal selam ini tak berawak, tapi dioperasikan dari kapal lain. Keduanya

terhubung melalui kabel yang berfungsi juga sebagai penambat. Kebanyakan

ROV dilengkapi dengan kamera video dan lampu. Kemampuannya bisa

ditingkatkan dengan menambahkan sonar, magnetometer, kamera foto,

manipulator atau lengan robotik, pengambil sampel air, dan alat pengukur

kejernihan air, penetrasi cahaya, serta temperatur. Kabel-kabel ROV dilapisi

dengan tabung penuh minyak agar terhindar dari korosi air laut.

ROV terbagi atas berbagai tipe, tergantung dari kemampuan dan fungsi kerjanya.

Ada Small Electric Vehicle, -ROV kecil, berdimensi mini untuk kedalaman

kurang dari 300m, biasanya untuk keperluan inspeksi dan pengamatan, digunakan

untuk inspeksi perairan pantai, juga untuk ilmiah, SAR, waduk, saluran air dan

inspeksi nuklir. Ada juga berdasarkan kemampuan kerjanya seperti tipe Work

Class Vehicle, yang menggunakan listrik dan hidrolik sebagai sumber tenaganya.

30

Industri ataupun perusahaan migas biasa menggunakan metode ini namun terdapat

keterbatasan pada metode ini. Sepanjang pengamatan, side scan sonar dan video

kamera bawah laut dapat mengobservasi posisi lokasi jaringan pemipaan migas di

dasar laut, meskipun demikian hingga saat ini video kamera yang terpasang pada

ROV ini hanya bisa mendeteksi adanya kebocoran pemipaan migas dalam skala

yang besar. Selain itu juga masih memiliki sedikit keterbatasan pengamatan

terhadap jaringan pemipaan migas yang tertanam dibawah lumpur atau sediment

dasar laut.

2.3.2 Metode SSS (Side Scan Sonar)

Metode SSS beroperasi atau bekerja dengan memanfaatkan prinsip ultrasonic atau

dengan prinsip sistem aliran magnetic. Metode ini dilakukan dengan

memancarkan gelombang ultrasonic dari alat ke pipa yang akan diinspeksi di

bawah laut. Observasi yang dilakukan akan memberikan informasi tentang

kerusakan pemipaan migas dan keadaan atau kondisi ketebalan pemipaan yang

ada. Observasi yang dilakukan oleh metode ini jauh lebih teliti daripada observasi

yang dilakukan dengan menggunakan peralatan ROV.

Metode ini memiliki kelemahan yakni bahwa kadang mengharuskan produksi

migas harus dihentikan pada saat melakukan obrservasi. Oleh karena itu, metode

ini sering tidak menjadi pilihan industry migas sebab tidak menguntungkan dari

segi financial.

2.3.3 Metode dengan Sistem METS

Sebuah perusahaan di Jerman, CAPSUM Technologies GmBH mengembang

sebuah teknologi yang mereka berikan nama CAPSUM’s METS. Ini adalah

sebuah system peralatan dimana digunakan untuk mendeteksi adanya kebocoran

jaringan pemipaan migas di dasar laut. Sistem kerja metode ini dioperasikan

dengan prinsip-prinsip difusi gas methane. METS sebenarnya merupakan salah

satu pengembangan dari ROV dengan perbedaan dioperasikan langsung oleh

31

orang yang menaikinya. Hal ini menguntungkan karena proses memonitor

jaringan pemipaan migas biayanya akan lebih efisien dan waktu yang lebih cepat.

Terdapat sebuah sensor pada alat ini berupa sensor methane yang dioperasikan

secara langsung dan online dimana dapat mengukur konsentrasi methane terlarut

dalam kedalaman dasar laut. Methane berdifusi melalui sebuah membrane masuk

ke dalam sebuah detector volume kecil. Penyerapan molekul methane pada

sebuah permukaan semikonduktor menyebabkan terjadinya perubahan-perubahan

konduktivitas pada sebuah system layer yang sensitive. Konduktifitas meningkat

dengan bertambahnya konsentrasi methane. Signal-signal yang terbentuk

kemudian di konversi menjadi parameter voltase oleh sebuah system elektronik

terintegrasi. Perlu dipahami bahwa system alat ini dibuat sedemikian rupa

sehingga membentuk sebuah alat yang menyatu dalam suatu cover (tekanan

tersendiri) yang selanjutnya mampu dioperasikan pada tingkat besaran tekanan

pada kedalaman 3500 meter.

Sistem ini dibuat dengan prinsip methane adalah karena sekitar 90% dari

komponen minyak mentah ataupun gas alam, komponen terbesarnya adalah gas-

gas methane sehingga dengan mencoba merancang system alat ini (METS) dapat

dengan cepat mendeteksi kondisi kebocoran yang terjadi dari suatu jaringan

pemipaan migas di dasar laut. Gas methane memiliki molekul sangat kecil dan

oleh karena itu gas inilah yang akan pertama kali mengalami proses difusi pada

saat terjadi kebocoran dari suatu jaringan pemipaan migas di bawah laut.