Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

18
Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa Gas Api 5 L Grade B Menggunakan Standar Asme B.31.8 Dan Api 570 serta Perangkat Lunak Rstreng Pada Pt.X Meryanalinda, Andi Rustandi 1,2. Departemen Teknik Metalurgi dan Material, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia, Depok, 16424, Indonesia Email : [email protected] Abstrak Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui laju korosi dan sisa umur dari empat jalur pipa yang diinspeksi pada PT.X. Kecepatan korosivitas, keadaan lingkungan dan kandungan gas akan mempengaruhi nilai ketahanan pipa. Perhitungan ini menggunakan standar ASME B.31.8, API 570 dan perangkat lunak RSTRENG. Berdasarkan hasil inspeksi, keempat jalur pipa mengalami pengurangan ketebalan, semakin besar pengurangan ketebalan maka laju korosi semakin meningkat dan sisa umur pipa semakin menurun. Berdasarkan kekuatan pipa, keempat jalur pipa masih dalam batas aman ( MAOP > P desain). Secara umum, semua jalur pipa dalam keadaan aman kecuali daerah B jalur PPP 1 SKG 1. Calculation and Analysis of Corrosion Rate and Remainig Life Pipa gas API 5L Grade B Using Standard ASME B.31.8 and API 570 and Software RSTRENG in PT.X Abstract The purpose of this study is to determine the corrosion rate and the remaining life of four pipa gas inspected at PT.X. Corrosion rate, environmental and gas content will affect the resistance of the pipe. This calculation based on standard ASME B.31.8, API 570 and software RSTRENG. The results of the inspection, four pipa gass experienced a reduction in thickness, the greater the reduction in the thickness, the corrosion rate will increase and the remaining life in safe limits (MAOP> P design). Genarally, all of the gaslines are safe, except gaslines area B PPP 1 SKG 1. Keywords: Corrosion rate; remaining life; RSTRENG; thickness, Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Transcript of Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Page 1: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa Gas Api 5 L

Grade B Menggunakan Standar Asme B.31.8 Dan Api 570 serta Perangkat

Lunak Rstreng Pada Pt.X

Meryanalinda, Andi Rustandi

1,2. Departemen Teknik Metalurgi dan Material, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia,

Depok, 16424, Indonesia

Email : [email protected]

Abstrak

Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui laju korosi dan sisa umur dari empat jalur pipa yang

diinspeksi pada PT.X. Kecepatan korosivitas, keadaan lingkungan dan kandungan gas akan mempengaruhi nilai

ketahanan pipa. Perhitungan ini menggunakan standar ASME B.31.8, API 570 dan perangkat lunak RSTRENG.

Berdasarkan hasil inspeksi, keempat jalur pipa mengalami pengurangan ketebalan, semakin besar pengurangan

ketebalan maka laju korosi semakin meningkat dan sisa umur pipa semakin menurun. Berdasarkan kekuatan

pipa, keempat jalur pipa masih dalam batas aman ( MAOP > P desain). Secara umum, semua jalur pipa dalam

keadaan aman kecuali daerah B jalur PPP 1 – SKG 1.

Calculation and Analysis of Corrosion Rate and Remainig Life Pipa gas API 5L Grade

B Using Standard ASME B.31.8 and API 570 and Software RSTRENG in PT.X

Abstract

The purpose of this study is to determine the corrosion rate and the remaining life of four pipa gas inspected at

PT.X. Corrosion rate, environmental and gas content will affect the resistance of the pipe. This calculation

based on standard ASME B.31.8, API 570 and software RSTRENG. The results of the inspection, four pipa gass

experienced a reduction in thickness, the greater the reduction in the thickness, the corrosion rate will increase

and the remaining life in safe limits (MAOP> P design). Genarally, all of the gaslines are safe, except gaslines

area B PPP 1 – SKG 1.

Keywords:

Corrosion rate; remaining life; RSTRENG; thickness,

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 2: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Pendahuluan

Indonesia memiliki sumber daya energi khususnya minyak bumi dan gas yang sangat

banyak, sehingga mendominasi pasar energi global. Cadangan sumber daya energi yang

dimiliki oleh Indonesia tahun 2014 adalah sebesar 7,76 miliar barel minyak dan 157,14 TSCF

gas[1]

. Sumber energi alternatif yang banyak digunakan untuk mengantikan kebutuhan minyak

mentah adalah gas alam. hal ini dikarenakan menipisnya cadangan minyak mentah yang ada

di Indonesia. Saat ini penggunaan gas alam telah banyak digunakan untuk kebutuhan industri,

rumah tangga maupun sebagi sumber daya pembangkit tenaga listrik. Energi yang dihasilkan

oleh gas alam lebih efisien dan biaya investasi pembangkit listrik lebih ekonomis.

Jaringan pipa adalah bagian dalam suatu proses flow diagram suatu industri gas. Pipa

rentan memiliki resiko kegagalan yang perlu diperhitungkan sehingga perlu diadakannya

pemeriksaan. Pada industri minyak dan gas, bagian yang paling sering mengalami kegagalan

adalah pada pipa penyalur, hal ini dikarenakan pipa merupakan bagian terbesar dari unit

produksi minyak dan gas, sehingga peluang kegagalan juga besar dibandingkan dengan

equipment lain [2]

.

Material baja karbon adalah material yang banyak digunakan untuk pembuatan pipa

pada industri eksplorasi dan produksi minyak dan gas alam[3]

. Material baja digunakan karena

sifatnya yang mudah di machining, memiliki keuletan yang tinggi, dan harganya murah.

Kelemahan dari material baja adalah kekerasannya rendah dan ketahanan terhadap korosi

yang tidak begitu baik pada berbagai lingkungan.

Kehadiran gas CO2 tidak membahayakan terhadap terjadinya proses korosi pada pipa

penyalur, tetapi jika gas CO2 berinteraksi dengan fasa liquid maka akan membentuk asam

lemah yang akan menyebabkan terjadinya sweet corrosion atau korosi internal pada material,

yang disebut CO2/CO2 corrosion[2]

. Korosi CO2 dapat dipengaruhi oleh laju aliran, sifat kimi,

kecepatan, temperatur, tekanan parsial CO2 dan pH [2][4]

.

Berdasarkan hal diatas, diketahui bahwa korosivitas yang terjadi, material pipa yang

digunakan dan kandungan gas yang mengalir akan memperngaruhi ketahanan pipa pada

industri minyak dan gas. Semakin tinggi nilai korosivitas dan kecepatan aliran gas, maka akan

memicu semakin tingginya nilai penipisan ketebalan pipa, hal ini menyebabkan nilai sisa

umur pipa semakin berkurang. Hal ini menyebabkan kegagalan pada produksi gas dan

minyak. Oleh sebab itu, maka diperlukanlah suatu analisis mengenai nilai sisa umur pipa yang

digunakan untuk mencegah kegagalan lebih lanjut pada jalur pipa dan pencegahan lebih dini

dalam melakukan pemeliharaan dan menentukan ketebalan pipa yang tepat.

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 3: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Tinjauan Teoritis

1. Pipa Penyalur

Pipa API 5L Grade B. Pipa API 5 L Grade B memiliki kandungan karbon 0,28% C.

Kandungan karbon yang dimiliki oleh API 5 L Grade B mengkategorikan bahwa pipa ini

termasuk pada jenis medium carbon steel, dimana medium carbon steel merupakan baja

dengan kandungan karbon 0,25%-0,55% C[8]

. Baja jenis ini memiliki kemampukerasan yang

rendah. Adanya penambahan crom, nikel, dan molybdenum dapat meningkatkan kemampuan

paduan ini untuk diberikan perlakuan panas sehingga memiliki kekuatan dan keuletan yang

beragam. Heat treated alloy ini memiliki kekuatan yang lebih baik dibandingkan dengan low

carbon steel namun keuletan dan ketangguhan tidak sebaik low carbon steel.

Selain itu, pipa juga dibedakan berdasarkan NPS (nominal pipe size dan schedule) /

(ketebalan pipa)[6]

. Hal ini berdasarkan pada ANSI (American National Standard Institute ) /

ASME B.36.10. Ukuran mewakili diameter tertentu, sedangkan schedule mewakili rasio

antara tekanan operasi dengan tekanan yang diperbolehkan. Jika ukuran tetap, maka semakin

besar schedule maka ketebalan semakin besar.

2. Korosi

Baja adalah material yang banyak digunakan untuk aplikasi pipa pada industri minyak

dan gas. Dengan adanya karbon, kekerasan dan kekuatan baja akan meningkat, mudah

difabrikasi dan harga yang murah. Sifat mekanis dari baja akan menjadi lebih baik jika

ditambahkan dengan paduan lainnya. Tatapi, baja terdiri dari beberapa fasa yang

menyebabkan ketidakhomogenan pada permukaan, sehingga menyebabkan terbentuknya sel

elektrokimia secara lokal. Hal ini menyebabkan rendahnya ketahanan korosi dari baja kerena

reduksi katodik mudah terjadi sehingga menimbulkan terbentukanya porous sebagai produk

korosi dan proses korosi pada baja tidak menyebabkan terbentuknya lapisan pasif[7]

.

Proses korosi dari Fe adalah:

2Fe + 2H2O + O2 2Fe(OH)2 (1)

2Fe(OH)2 + H2O + O2 2Fe(OH)3 (2)

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 4: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Gambar 1. Proses korosi pada Fe di larutan Netral dan Basa [13]

Besarnya tingkat korosi yang terjadi pada material dapat diketahui dengan cara

menghitung laju korosi pada material tersebut. Laju korosi adalah banyaknya logam yang

dilepas tiap satuan waktu pada permukaan tertentu[8]

. Laju korosi sangat berhubungan dengan

ketahanan korosi suatu material. Hubungan laju korosi dan ketahanan korosi dapat dilihat

pada tabel berikut[9]

:

Tabel 1. Hubungan laju korosi dengan ketahanan korosi[9]

Ketahanan

korosi relatif

Laju korosi

mpy mm/yr nm/yr nm/hr pm/s

Sangat baik < 1 < 0,02 < 25 < 2 < 1

Baik 1-5 0,02-0,1 25-100 2-10 1-5

Cukup 5-20 0,1-0,5 100-500 10-50 20-50

Kurang 20-50 0,5-1 500-1000 50-150 20-50

Buruk 50-200 1-5 1000-5000 150-500 50-200

Faktor- faktor yang mempengaruhi laju korosi adalah jenis logam dan struktur

mikrosruktur logam, tekstur tanah dan struktur tanah, pH, resistivitas, bahan pengotor, gas

terlarut, temperatur, tekanan dan fluida yang mengalir.

3. Sisa Umur Pipa

Sisa umur pipa bergantung pada nilai laju korosinya. Salah satu cara meningkatkan

nilai sisa umur pipa adalah melakukan corrosion monitoring. Tujuan dari corrosion

monitoring adalah memperkirakan adanya permasalahan korosi., monitoring dari metode

korosi kontrol (contohnya: inhibition, pH control dll) memberi peringatan dari kerusakan

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 5: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

korosi, melakukan proses control dan melakukan perhitungan pada insperksi dan

menjadwakan waktu maintenance.

4. Perangkat Lunak RSTRENG.

Kekuatan pipa dapat dihitung secara manual menggunakan standar ASME B.31.8,

dimana pada perhitungan ini kekuatan pipa dihitung dengan memperhatikan sisa ketebalan

dinding tanpa memperhatikan cacat dan korosi. Hasil perhitungan akan menghasilkan nilai

MAOP (maximum allowable operating pressure) yang dapat dibandingkan dengan tekanan

desain untuk menentukan kekuatan pipanya. Selain menggunakan cara manual, kekuatan pipa

juga dapat dihitung menggunakan perangkat lunak RSTRENG 5.5. Hal ini dijelaskan pada

ASME B31.G Method For Determining The Remaining Strength of Corroded Pipes. Salah

satu cara perhitungan yaitu menggunakan persamaan yang dikembangkan oleh proyek PR-3-

805 dari institusi PRCI (Pipeline Research Center Internasional) dengan cara memodifikasi

persamaan dari ASME B.31.G.

Jenis perhitungannya perangkat lunak RSTRENG adalah:

a. Conventional B31.G Criterion

Perhitungan ini mengasumsikan kondisi cacat yng terjadi sangat panjang, dan

mengabaikan korosi yang terjadi, sehingga hasil kekuatan pipa tinggi. Perhitungan ini

mengasumsikan nilai tegangan aliran 1.1 kali lipat dari nilai yield strength dan cacat yang

terjadi, sehingga nanti akan membentuk kurva parabola (2/3 area factor).

b. Modified B31.G Criterion (0,85 dL area)

Perhitngan ini mengasumsikan penyederhanaan dari bentuk dan geometri dari korosi

yangterjadi, sehingga tidak akurat untuk cacat yang panjang dan dalam. Persamaan ini

menggunakan 0,85 Luas area mengantikan 2/3 area factor. Persamaan ini menunjukan prinsip

bentuk dari cacat pitting yang dialami oleh pipa. Nilai P yang didapat harus lebih rendah atau

sebanding dari nilai MAOP.

c. RSTRENG Modified B31.G Criterion (effective area)

Perhingan ini sangat efektif, perhitungan ini hanya menggunakan internal stress tanpa

memperhitungkan external stress seperti torsi, bending, dll. Metode ini melakukan

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 6: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

perhitungan dengan memperhitungkan nilai metal loss pada daerah yang berbeda, sehingga

dapat menghitung berbagai kemungkinan failue pressure pipa tersebut. Metode ini disebut

effective area karena metode perhitungan ini menghitung panjang dan luas daerah cacat pada

pipa.

Ketiga perhitungan ini memiliki pendekatan yang berbeda, dimana ketiga persamaan

ini akan memperhatikan pengukuran luas atau panjang cacat dan korosi yang terjadi pada

pipa. Namun ketiga metode perhitungan bisa digunakan untuk menghitung nilai kekuatan

piping dengan melakukan sedikit modifikasi. Untuk pengembangan metode ini, Kiefner

menggunakan pengujian burst pressure dengan menggunakan material API 5L X42, X46,

X52, X60 dan X65 serta batasan allowable stress (σa).

σa=

(3)

Oleh karena adanya batasan ini, maka nilai perhitungan tekanan menggunakan

RTSTRENG (Pf) harus dibagi 3 terlebih dahulu sebelum digunakan sebagai nilai MAOP dari

piping yang dihitung kekuatannya.[25]

P =

(4)

Hasil dari output RSTRENG adalah :

Gambar 2. Contoh corrosion profile dari perhitungan RSTRENG

Metode Penelitian

1. Pengumpulan Data Sekunder

Untuk mengetahui data-data sejarah pipa berupa data awal pipa, material pipa,

tahun pemasangan pipa, panjang pipa.

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 7: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

2. Inspeksi NDT dan Visual Inspection

Metode inspeksi adalah visual/naked eye inspection, wall ketebalan measurenment

dan hardnes test. Pengukuran ketebalan pipa menggunakan alat ultrasonic

ketebalan measurement pada 4 arah (12,3,6,9)

3. Pengukuran Resistivitas Tanah

Pengukuran ini bertujuan untuk mengetahui seberapa besar kondisi tanah terhadap

pipa. Nilai resistivitas di ambil secara acak di point-point pipa untuk memastikan

pengaruh resistivitas terhadap korosi pipa.

4. Pengukuran pH

Pengukuran pH dilakukan mengetahui pH tanah yang dilalui oleh pipa, apakah

pipa berada dalam kondisi normal, asam atau basa. Dimana nilai laju korosi akan

meningkat ketika pH kecil dari 4 dan diatas 12 hal ini karena tidak terbentuknya

lapisan pelindung pada besi.

5. Teknik Perhitungan

a. ASME B 31. 8

Perhitungan wall thickness (t required) adalah:

(5)

Dimana :

P : MAOP (Psi)

t : minimum wall ketebalan (inci)

S : Kekuatan mulur minimum

F : Faktor desain lokasi

E : Faktor sambungan arah memanjang pipa

T : Faktor derating suhu

OD : diameter luar nominal pipa (inci)

b. API 570 Inspection, Repair, Alteration, and Rerating of In-service Piping

Systems

Penggunaan standart ini adalah untuk menentukan nilai dari laju korosi dan sisa

umur pipa.

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 8: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

CR =

(6)

Dimana :

CR : Laju korosi (ipy)

t nom : t nominal adalah nilai ketebalan pipa pada saat di

pasang,berdasarkan schedule dan NPS dari pipa (inch)

t act : t actual adalah nilai ketebalan pipa yang didapat dari hasil

inspeksi di lapangan (inch)

age of pipe : Umur pipa (tahun)

c. Perhitungan sisa umur pipa

Berdasarkan standart diketahui bahwa untuk menghitung sisa umur pipa

maka dibutuhkan nilai wall ketebalan (t required) yang dihitung berdasarkan

ASME B31.8.

RL =

(7)

Dimana:

CR : Laju korosi (ipy)

t act : t actual adalah nilai ketebalan pipa yang didapat dari hasil

inspeksi di lapangan (inch)

t req : t required adalah nilai minimum wall ketebalan calculation

berdasarkan perhitungan ASME B31.8 sebelum nilai corrosion

allowance dan manufacturer’s tolerance ditambahkan (inch)

RL : Sisa umur pipa (tahun)

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 9: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Hasil Penelitian

Grafik Ketebalan

Gambar 3. Perbandingan ketebalan pipa Daerah A. SKG A SP A (Kiri) dan

Perbandingan ketebalan pipa Daerah A. SP B SP (Kanan)

Gambar 4. Perbandingan ketebalan pipa Daerah B. SP 1 PPP 1 (Kiri) dan

Perbandingan ketebalan pipa Daerah B. PPP 1 SKG 1 (Kanan)

0

2

4

6

8

10

12

1 3 5 7 9 1113151719212325

t act t nom t req

0

2

4

6

8

10

12

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31

t act t nom t req

0

2

4

6

8

10

12

1 5 9 131721252933374145

t act t nom t req

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1

18

35

52

69

86

10

3

12

0

13

7

15

4

t act t nom t req

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 10: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Dilihat dari hasil perhitungan laju korosi menggunakan standar API 570 diketahui laju

korosi masing-masing jalur adalah:

Tabel 2: Hasil Perhitungan Laju Korosi Keempat Jalur Pipa

Pipa Titik Ketebalan

Nominal

Ketebalan

Aktual

Ketebalan

Required

Age Of

Pipe

(year)

Laju

korosi

(mpy)

Kriteria

Korosi

Daerah A

SKG A – SP A 17

7,112 mm

(0,28”)

5,7 mm

(0,2246“)

2,504 mm

(0,098”) 40 1,4 Baik

Daerah A

SP B – SP C 36

10,9728

mm

(0,432”)

8,1 mm

(0,319”)

2,504 mm

(0,098”) 40 2,8

Baik

Daerah B.

SP 1 – PPP 1 20

10,9728

mm

(0,432”)

9 mm

(0,3546 “)

2,837 mm

( 0,1117”) 16 4,8 Baik

Daerah B.

PPP 1 – SKG 1 105

10,9728

mm

(0,432”)

6,4 mm

(0,25216”)

2,964 mm

(0,1167”) 6,5 27 Kurang

Berdasarkan rumus perhitungan dimetodelogi penelitian, didapat nilai sisa umur pipa

pada setiap jalur pipa seperti tabel berikut.

Tabel 3. Nilai Sisa Umur Pipa Pada Setiap Jalur Pipa

Pipa Point Nominal

Ketebalan

Actual

Ketebalan

Required

Ketebalan

Age Of

Pipe

(year)

Laju

korosi

(mpy)

Sisa umur

pipa (year)

Daerah A

SKG A – SP A 17

7,112 mm

(0,28”)

5,7 mm

(0,2246“)

2,504 mm

(0,098”) 40 1,4 91

Daerah A

SP B – SP C 36

10,9728

mm

(0,432”)

8,1 mm

(0,319”)

2,504 mm

(0,098”) 40 2,8

78

Daerah B. 20 10,9728 9 mm 2,837 mm 16 4,8 50

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 11: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

SP 1 – PPP 1 mm

(0,432”)

(0,3546 “) ( 0,1117”)

Daerah B.

PPP 1 – SKG 1 105

10,9728

mm

(0,432”)

6,4 mm

(0,25216”)

2,964 mm

(0,1167”) 6,5 27, 4

Berdasarkan RSTRENG, diketehui mengenai kekuatan pipa untuk menahan tekanan

Jika kekuatan pipa kecil,maka sisa umur pipa juga rendah, hal ini karena rendahnya

kemungkian kegagalan sangat besar.

Pembahasan

1. Analisa Ketebalan

Daerah A jalur SKG A- SP A terlihat bahwa ketebalan saat ini masih berada jauh

diatas ketebalann required dan terlihat hanya sedikit mengalami pengurangan ketebalan dari

nominal ketebalan. Titik 6, 17 dan 21 mengalami pengurangan ketebalan yang lebih besar,

hal ini dikarenakan pada titik tersebut pengurangan ketebalan juga dipengaruhi oleh korosi

pitting dan korosi merata dan tanpa proteksi wrapping. Daerah A jalur SP B - SP C memiliki

NPS 4” dan 6” schedule 40 dan 80 , pipa ini juga mengalami kehilangan ketebalan tetapi

masih jauh diatas required thickness. Titik 25,31,33,34,35 juga mengalami pengurangan

ketebalan yang cukup besar, hal ini karena pada point tersebut tidak menggunakan coating

dan wrapping sehingga laju terbentuknya korosi pitting dan merata lebih tinggi

dibandingkan pada titik lain. Pada titik ini ada bagian yang tidak aman, dimana nilai

ketebalan aktual lebih besar dari nilai ketebalan nominal, sehinggamengindikasi bagian ini

sangat parah dan perlu diganti.

Daerah B. jalur SP 1 - PPP 1 juga menunjukkan bahwa kehilangan ketebalan pipa

masih sedikit dan masih aman untuk beroperasi, hal ini dikarenakan nilai ketebalan aktual

masih jauh diatas ketebalan required . Grafik ketebalan aktual daerah B. SP 1 - PPP 1

menunjukan garis yang fluktuatif, dimana titik yang memiliki kekurangan ketebalan yang

besar adalah titik mengalami korosi pitting dan korosi merata. Selain itu keadaan pipa

terekspos ke lingkungan tanpa adanya proteksi mekanik atau proteksi katodik. Titik terakhir

menunjukaan adanya perbedaan schedule dengan titik-titik yang lain yang tidak diketahui

historynya. Biasanya perbedaan ini terjadi karena pipa ini mengalami kebocoran dan diganti

dengan pipa lain.

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 12: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Daerah B. jalur PPP 1 - SKG 1 , grafik menunjukan bahwa nilai ketebalan aktual

mengalami pengurangan yang cukup besar (setengah dari nilai nominal thickness) hal ini

dikarenakan kondisi pipa tidak dicoating, tidak di proteksi dengan wrapping maupun proteksi

katoda. Hal ini menyebabkan hampir semua titik di jalur pipa tersebut mengalami korosi

merata dan korosi pitting.

2. Analisa Laju Korosi

Berdasarkan hal tersebut, maka lokasi pipa dan lingkungan yang dilalui pipa akan

mempengaruhi pengurangan ketebalan pipa. Semakin besar perngurangan ketebalan pipa,

maka laju korosi semakin tinggi. Keempat pipa ini berada pada posisi underground dan above

ground dan kondisi pipa berada diatas tanah tanpa support (pipa dalam keadaan tidak ada

penyangga, tidak di coating, wrapping dan proteksi katodik). Lokasi keempat jalur pipa juga

mempengaruhi nilai ketebalan aktual yang didapat, dimana pipa ini melewati daerah

perkebunan karet, semak belukar, dan perumahan penduduk.

Penggunaan material medium carbon steel menyimpulkan bahwa semua titik pada

pipa akan memiliki laju korosi yang tinggi karena medium carbon steel sering digunakan pada

indusri oil and gas dikarenakan murah,mudah didapatkan, dan mudah di fabrikasi. Tetapi

medium carbon steel ini memiliki sifat kemampukerasan yang rendah, ketahanan korosi

rendah karena merupakan logam yang tidak inert, tidak bisa membentuk lapisan dan

membentuk karat yang rapuh yang menyebakan metal loss pada material.

Semakin asam sifat tanah maka nilai korosivitas juga akan semakin tinggi. Ukuran

partikel juga mempengaruhi nilai resisitivitas tanah, dimana tanah yang lebih halus memiliki

resistivitas tanah rendah sehingga memudahkan terjadinya reaksi korosi. Nilai resistivitas

berbanding terbalik dengan konduktivitas tanah, tanah yang memiliki konduktivitas tanah

yang tinggi akan mengakibatkan laju korosi tinggi. Tekanan parsial CO2 akan berbanding

lurus dengan laju korosi internal sehingga semakin tinggi tekanan parsial CO2 maka laju

korosi internal CO2 pada pipa juga semakin tinggi.

3. Analisa Sisa Umur Pipa

Semakin tinggi nilai laju korosi pipa maka nilai sisa umur pipa semakin rendah,

begitu sebaliknya. Semakin besar nilai pengurangan ketebalan pipa, maka semakin tinggi laju

korosi pipa, dan semakin rendah umur pipa. Selain itu, sisa umur pipa dipengaruhi oleh

adanya pitting atau tidak, jenis korosi yang terbentuk, pemasangan pipa dan lingkungan pipa.

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 13: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Pengaruh dari hal tersebut menyebabkan seberapa banyak nilai pengurangan ketebalan pada

saat inspeksi. Berdasarkan hal ini dapat disimpulkan bahwa nilai sisa umur pipa akan

berbanding terbalik dengan nilai laju korosi pipa. Berdasarkan analisa-analisa diatas, pipa

yang paling membutuhkan proteksi sekunder selain coating adalah pipa jalur Daerah B. jalur

PPP 1 - SKG 1. Selain itu pipa pada Daerah B. jalur PPP 1 - SKG 1 menunjukan penaikan

sisa umur pipa secara drastis pada bagian ujung pipa. Penyebab dari kenaikan ini

diasumsikan karenakan adanya pergantian pipa, tetapi pergantian tersebut tidak diikuti dengan

laporan inspeksi pipa terbaru, jadi data pipa ini hanya mengaju pada pipa pertama kali di

gunakan.

4. Analisa RSTRENG

a. Daerah SKG A – SP A

Tabel 4. Nilai MAOP Daerah A Jalur SKG A – SP A

Titik Ketebalan

Aktual

Design

Pressure

(Psig)

MAOP

(Psig) Analisa MAOP

17 5,7 mm 750 1708

Nilai MAOP diatas dari nilai desaign

pressure. Pipa ini masih aman untuk

beroperasi, dan memiliki kekuatan yang

tinggi untuk beroperasi. Perlu kontrol

tekanan dan analisis gas untuk

mempertahankan kekuatan pipa.

Tabel 5. Hasil Perhitungan RSTRENG Daerah A Jalur SKG A – SP A

NPS

dan

SCH

Metode B31G

(psig)

Metode 0,85

dL (psig)

Metode effective

area (psig)

Analisa MAOP

RSTRENG

Pf Pf/3 Pf Pf/3 Pf Pf/3

4” 80 3541 1180,33 3774 1258 3774 1258 Nilai MAOP > dari

tekanan desain (aman)

6” 40 2330 7 776,67 2642 880,67 2643 881 Nilai MAOP > dari

tekanan desain (aman)

6” 80 2667 889 3283 1094 3284 1094 Nilai MAOP > dari

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 14: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

tekanan desain (aman).

Grafik corrosion profile yang terbentuk, terdapat bentuk cekungan yang lebar tetapi

tidak dalam. Bentuk corrosion profile ini cocok untuk perhitungan RSTRENG menggunakan

Modified B31.G Criterion (0,85 dL area).

b. Daerah A SP B – SP C

Tabel 6. Nilai MAOP Daerah A Jalur SP B – SP C

Point Actual

Ketebalan

Design

Pressure

(Psig)

MAOP

(Psig) Analisa MAOP

15 7,6 mm 750 3353

(Max)

Nilai MAOP diatas dari nilai desaign

pressure. Menyimpulkan pipa masih aman

untuk beroperasi, dan memiliki kekuatan yang

tinggi untuk beroperasi.

Tabel 7. Hasil Perhitungan RSTRENG pada Daerah A Jalur SP B – SP C

NPS

dan

SCH

Metode B31G

(psig)

Metode 0,85

dL (psig)

Metode

effective area

(psig)

Analisa MAOP

RSTRENG

Pf Pf/3 Pf Pf/3 Pf Pf/3

4” 40 2619 873 2654 884 2654 884 Nilai MAOP > dari tekanan

desain. Pipa masih aman.

4” 80 3686 1 1228 3774 1258 - - No corrosion present

6” 40 2183 727 2352 784 2352 784 Nilai MAOP > dari tekanan

desain, komponesn masih

layak digunakan dan hanya

perlu deratering tekanan

desain sampai 727 psig.

6” 80 2667 889 3283 1094 3284 1094 Nilai MAOP > dari tekanan

desain (aman).

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 15: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Berdasarkan RSTRENG, nilai MAOP lebih besar dari pada tekanan desain. Hal ini

sesuai dengan hasil perhitungan. Secara keseluruhan pipa jalur ini masih bisa beroperasi dan

memiliki kekuatan pipa yang relatif aman sehingga sisa umur pipa pipa juga menjadi lama.

Berdasarkan profil korosi, korosi yang terbentuk hampir rata pada semua titik. Hal ini

menunjukan kalo tidak ada korosi yang terjadi pada pipa ini, atau dikarenakan nilai korosi

yang diberikan kecil jadi no corrosion present. Sebagian besar nilai MAOP RSTRENG yang

seharusnya di gunakan adalah hasil dari Modified B31.G Criterion (0,85 dL area).

c. Daerah B SP 1 – PPP 1

Tabel 8. Nlai MAOP Daerah B Jalur SP 1- PPP 1

Point Actual

Ketebalan

Design

Pressure

(Psig)

MAOP

(Psig) Analisa MAOP RSTRENG

20 9 mm 850 Psig 2697

(min)

Nilai MAOP diatas dari nilai desaign

pressure. Pipa ini masih aman untuk

beroperasi, dan memiliki kekuatan yang

tinggi untuk beroperasi. Disarankan untuk

melakukan kontrol tekanan dan analisis

gas untuk mempertahankan kekuatan

pipa.

Corrosion profile menunjukan ada beberapa lembah curam pada beberapa titik.

Remaining thickness terendah terlihat pada 2 titik yaitu pada point 20 (9mm) dan poin 46

(6,6mm). Bagian akhir dari profil ini menunjukan perbedaan titik yang cukup jauh dengan

titik-titik pada pipa lainnya, hal ini diasumsikan pipa tersebut telah mengalami pergantian

pipa dikarenan telah terjadi kebocoran pada pisa sebelumnya. Dilihat dari bentuk corrosion

profile yang terbentuk, dapat terlihat bahwa bentuk grafik ada beberapa cekungan yang tidak

dalam dan lebar. Hal ini menunjukan korosi pitting yang terjadi. Nilai MAOP RSTRENG

yang cocok untuk corrosion profile ini adalah Modified B31.G Criterion (0,85 dL area),

dimana dengan memperhitungkan nilai ini, maka nilai MAOP yang didapat akan mewakili

cacat pada pipa tersebut

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 16: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Tabel 9. Hasil Perhitungan RSTRENG pada Daerah B Jalur SP 1 – PPP 1

NPS

dan

SCH

Metode

B31G (psig)

Metode 0,85

dL (psig)

Metode

effective area

(psig) Analisa MAOP RSTRENG

Pf Pf/3 Pf Pf/3 Pf Pf/3

6” 80 2041 680 2661 887 3117 1039

Pipa rentan mengalami penurunan

kekuatan, Nilai MAOP ada yang

dibawah tekanan desain, dan ada

yang diatas tekanan desain. Hanya

perlu perlu melakuakn deratering

tekanan desain menjadi 680.

d. Daerah B PPP 1 – SKG 1

Tabel 10. Nilai MAOP Daerah B Jalur PPP 1- SKG 1

Titik Actual

Ketebalan

Design

Pressure

(Psig)

MAOP

(Psig) Analisa MAOP RSTRENG

177 8,4 740 2098

Nilai MAOP diatas dari nilai desaign

pressure. Pipa ini masih aman untuk

beroperasi, dan memiliki kekuatan yang

tinggi untuk beroperasi. Pencegahan

kegagalan dilakukan kontrol tekanan

dan analisis gas untuk mempertahankan

kekuatan pipa.

RSTRENG pada perhitungan ini mengalami masalah dalam penginputan data, dimana

pada jalur ini terdapat 177 titik inspeksi. Banyaknya titik inspeksi ini mengakibatkan

increment length tidak dapat digunakan dalam perhitungan RSTRENG. Oleh karena itu

dilakukan penginputan ulang data, dimana hanya 50 data yang dimasukan, sehingga

didapatkan increment length yang sesuai untuk perhitungan RSTRENG. Sisa ketebalan

terendah adalah 6,4 mm. Bentuk corrosion profile lebih homogen, dimana terdapat cekungan-

cekungan halus. Hasil perhitungan MAOP RSTRENG yang efektif adalah RSTRENG

Modified B31.G Criterion (effective area), karena perhitungan menggunakan metode ini

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 17: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

melibatkan seluruh luas permukaan dan efektif untuk berbagai macam kemungkinan cacat dan

korosi yang terjadi.

Tabel 11. Hasil Perhitungan RSTRENG pada Daerah B Jalur PPP 1 – SKG 1

NPS

dan

SCH

Metode

B31G (psig)

Metode 0,85

dL (psig)

Metode effective

area (psig)

Analisa

Pf Pf/3 Pf Pf/3 Pf Pf/3

6” 80 1893 631 2408 802 2229 743 Nilai MAOP termasuk kritis,

dimana nilai mendekati

tekanan desain dan sangat

berbahaya karena memiliki

kekuatan pipa yang rendah,

perlu deratering tekanan

desain sampai 631

Kesimpulan

1. Pipa pada Daerah B PPP 1 – SKG 1 memiliki laju korosi yang lebih tinggi dan sisa

umur pipa yang lebih pendek dibandingkan dengan pipa lain, karena memiliki umur

pipa yang rendah dan lingkungan yang korosif

2. Berdasarkan komposisi gas dan tekanan gas yang melewati keempat jalur pipa, jalur

pipa SKG A – SP A, SP 1 – PPP 1 dan PPP 1 – SKG 1 memiliki tingkat korosivitas

internal (CO2 corrosion) yang tinggi dibandingkan dengan pipa jalur SP B – SP C.

3. Berdasarkan nilai kekuatan pipa terhadap tekanan, keempat pipa yang diukur

menggunakan standar ASME B31.8 memiliki nilai MAOP yang lebih besar dari pada

tekanan desain, sehingga pipa masih bisa beroperasi.

4. Berdasarkan perhitungan RSTRENG, kekuatan pipa yang paling rendah adalah pipa

Daerah B, pipa ini memiliki nilai MAOP yang lebih kecil dibanding tekanan desain.

Menentukan nilai MAOP RSTRENG juga berdasarkan pada benturk corrosion profile

pada jalur tersebut. Bentuk corrosion profile mengindikasikan bentuk cacat,

kedalaman pitting pada korosi pitting maupun menunjukan adanya korosi merata.

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014

Page 18: Perhitungan dan Analisis Laju Korosi dan Sisa Umur Pipa ...

Saran

1. Diperlukan proteksi katodik berupa anoda korban atau ICCP (Impresed Current

Cathodic Protection) untuk menghambat laju korosi dan meningkatkan sisa umur pipa

pipa.

2. Diperlukan inhibisi korosi internal dengan inhibitor atau pemasangan instalasi CO2

removal untuk mengurangi korosivitas internal pada pipa SKG A – SP A, SP 1 – PPP

1 dan PPP 1 – SKG 1.

3. Disarankan untuk melalukan deratering tekanan desain atau tekanan operasi pada pipa

Daerah B yang memiliki kekuatan pipa rendah.

4. Melakukan inspeksi berkala dan pengontrolan secara terus-menerus terhadap tekanan

operasi, dan kandungan gas yang mengalir.

Daftar Referensi

[1] http://www.skkmigas.go.id/ Diakses pada 02 Mei 2014 pukul 09.40 WIB

[2] M. B. Kermani, J. C. Gonzales, G. L. Turconi, T. Perez, dan C. Morales ,Material

Optimisation in Hydrocarbon Production, Corrosion paper 2005 No. 05111, NACE

International, 2005

[3] Tien, Shiaw-Wen, dkk. Study Of Risk-Based Piping Inspection Guidline System.

ScienceDirect Journal, diakses 15 April 2011. 2007

[4] Johnson, Roy. Corrosion of Carbon Steel in Hydrocarbon Environment.NTNU

Institute of Engineering Design and Material. Norway. 2004

[5] American iron and steel institute ANSI/ASMEB.16.9. Designation system of carbon

steel. 2004

[6] ASME B36.10 Carbon steel Seamless pipe API 5L Gr.B. 2004

[7] M.G. Fontana,Corrosion Engineering, 3rd ed.,McGraw-Hill Book Company, 1986.

[8] Pierre R. Roberge, Corrosion Engineering –Principles and Practice,The McGraw-Hill

Companies Inc., USA, 2008

[9] Jones. Denny A, Principles and Preventation of Corrosion, Maxwell Macmillan,

Singapura, 1992

[10] Keith Escoe. Piping and Pipeline Assesment Guide. Oxford: Elsevier Book,

2006

Perhitungan dan..., Meryanalinda, FT, 2014