Permykn,Andi Azis Komara-LAJU KOROSI

7/23/2019 Permykn,Andi Azis Komara-LAJU KOROSI

1/63

1

PERHITUNGAN LAJU KOROSI

PADA PIPA PRODUKSI DENGAN MENGGUNAKAN

METODALONG RANGE ULTRASONIC TESTING

DI LAPANGAN ANZKO #02

TUGAS AKHIR

Diajukan Guna Melengkapi Syarat Dalam Mencapai Gelar Sarjana Teknik

Perminyakan Pada Fakultas Teknik Universitas Islam Riau

OLEH

ANDI AZIS KOMARA

0 2 3 2 1 0 2 6 3

FAKULTAS TEKNIK JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

UNIVERSITAS ISLAM RIAU

PEKANBARU

2010


2/63

2

LEMBARAN PENGESAHAN


PADA PIPA PRODUKSI DENGAN MENGGUNAKAN METODA

LONG RANGE ULTRASONIC TESTING


TUGAS AKHIR

Disusun Oleh :

ANDI AZIS KOMARA

0 2 3 2 1 0 2 6 3

Disetujui oleh :

Ir. AGUS MASDUKI HERLAMBANG. M.Eng MUSLIM, ST, MT

Pembimbing I Pembimbing II

Disahkan oleh :

Prof. DR. Ir. H.SUGENG WIYONO. MMT, IPU MUSLIM, ST, MT

Dekan Fakultas Teknik Ketua Jurusan


3/63

3

KATA PENGANTAR

Dengan mengucapkan puji syukur penulis haturkan kehadirat Allah SWT atas

berkat rahmat dan hidayah-Nya jualah, penulis dapat menyelesaikan penyusunan

kolokium II ini dengan judul PERHITUNGAN LAJU KOROSI PADA PIPA

PRODUKSI DENGAN MENGGUNAKAN METODA LONG RANGE

ULTRASONIC TESTINGDI LAPANGAN ANZKO #02

Kolokium II ini penulis susun guna memenuhi salah satu persyaratan untuk

mendapat gelar sarjana pada jurusan Teknik Perminyakan pada Fakultas Teknik,

Universitas Islam Riau.

Tentu saja kolokium II ini tidak luput dari kesalahan dan kekurangan serta

bentuk-bentuk keterbatasan penulisan. Untuk itu penulis meminta saran, pendapat

dan koreksi agar kolokium II ini terhindar dari kesalahan penafsiran terhadap hakekatyang sebenarnya. Oleh karena itu dalam kesempatan ini penulis menyampaikan rasa

terimakasih yang sedalamnya kepada :

1. Bapak Ir. Agus Masduki Herlambang, M.Eng. dan Bapak Muslim, ST, MT.

Selaku Pembimbing Kolokium II ini.

2. Bapak Bambang Lukmanul Hakim, ST, MT. Selaku Direktur Utama PT. Irsindo

Pratama yang telah memberi izin untuk studi lapangan sebagai bahan tugas akhir.

Juga Bapak Roni Harmas, ST selaku pembimbing lapangan dalam mengarahkan

pengerjaan skripsi ini.

3. Bapak Prof. DR. Ir. H. Sugeng Wiyono, MMT, IPU. Selaku Dekan Fakultas

Teknik Universitas Islam Riau.

4. Almarhum Bapak Zalmendra, ST yang telah memberikan banyak ilmu, semoga

ditempatkan di tempat yang mulia di sisi Allah SWT. Amin.

5. Bapak Ir. Mudji Prayitno, MT, Bpk Adi Novriansyah MT, Bapak Muhammad

Ariyon, ST MT, Ibu Ira Herawati, ST, Ibu Eka Kusuma Dewi, ST , dosen dosen


4/63

4

pengajar, Ibu Emi (pustaka) dan staf tata usaha Fakultas Teknik Universitas

Islam Riau.

6. Terkhusus untuk angkatan 2002 teknik perminyakan Universitas Islam Riau.

Dian, Firdaus, Hasbi, Mirza, Neka, dan Siska. Semoga kebersamaan selama ini

memberikan semangat dan kebaikan dalam hidup.

7. Ikhwan dan Akhwat UIR yang selalu mendoakan penulis dalam menyelesaikan

Skripsi ini, semoga tetap istiqomah hingga akhir hayat.

8. Akhina Saad, Akh Hariswan, Akh Amir, Akh Arie, Akh Refi, Bang Joni, Bang

Fahmi, Mas Budi, Bang Daris, Bang Baha, Bang Yus, dll. Mereka adalah

Saudara yang penulis sangat cintai karena Allah SWT. Semoga ukhuwah yang

terjalin akan senantiasa menjaga diri dari kelemahan.

9. Ustadz Muji dan keluarga yang merupakan orang tua bagi Penulis yang selalu

memberikan manfaat dan kebaikan. Jazakallah Ustadz, atas semua yang

diberikan.

10. Ustadz Saproni, Ustadz Eno, Ustadz Hanafi, Ustadz Sofyan, Bang Ramon, Bang

Bayu, mereka adalah guru terbaik. Syukron jazakallah atas semuanya.

11. Akhirnya dan yang paling penting, kepada Ummi dan Abi yang sangat Penulis

sayangi, Kak Santi, Tuti, Rudi, Fitri dan Puji yang terus berdoa. Penulis

persembahkan skripsi ini, taat dan bakti selalu, serta doa yang akan senantiasa

Penulis mohonkan pada Allah SWT agar Ummi dan Abi selalu disayangi dan

dirahmati oleh Allah SWT.

Penulis menyadari sepenuhnya tulisan ini masih jauh dari kekurangan, untuk

itu penulis sangat mengharapkan sekali kritik dan saran yang membangun demi

mencapai kesempurnaan penulisan ini. Harapan penulis semoga karya tulis ini ada

manfaatnya.

Pekanbaru, Juni 2010

(Penulis)


5/63

5

DAFTAR ISI

Hal

HALAMAN JUDUL ................................................................................................. i

LEMBAR PENGESAHAN......................................................................................ii

LEMBAR PERSEMBAHAN..................................................................................iii

ABSTRAK...............................................................................................................iv

ABSTRACT.............................................................................................................. v

KATA PENGANTAR .............................................................................................vi

DAFTAR ISI..........................................................................................................viii

DAFTAR GAMBAR...............................................................................................xi

DAFTAR TABEL.................................................................................................. xii

BAB I PENDAHULUAN..........................................................................................1

1.1. Latar Belakang.........................................................................................1

1.2. Tujuan Penelitian .....................................................................................2

1.3. Batasan Masalah ......................................................................................2

1.4. Metodologi Penelitian..............................................................................2

1.5. Sistematika penulisan ..............................................................................4

BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN..............................................................5

2.1. Sejarah Lapangan .....................................................................................5

2.2. Profil Perusahaan......................................................................................7

2.3.Lingkup Layanan.......................................................................................8

BAB III TEORI DASAR...........................................................................................93.1. Korosi .......................................................................................................9

3.1.1. Parameter Yang Mempengaruhi Terbentuknya Korosi .................9

3.1.2. Proses Terbentuknya Korosi Pada Pipeline..........................10

3.1.2.1. Korosi Sweet...................................................................10

3.1.2.2. Korosi Sour ......................................................................11


6/63

6

3.1.2.3. Korosi Oxygen .................................................................12

3.1.2.4. Korosi Electrochemical ....................................................13

3.1.3. Bentuk Corrosion Cell Pada Pipeline ............................................14

3.1.3.1.Dissimilar Metal Corrosion Cell......................................15

3.1.3.2.Dissimilar Soil Corrosion Cell.........................................16

3.1.3.3.Differential Oxygen Corrosion Cell .................................17

3.1.4. Jenis Korosi Pada Pipeline ............................................................18

3.1.4.1. Korosi General or Uniform..............................................18

3.1.4.2. Korosi Galvanic .............. ...............................................19

3.1.4.3. KorosiPitting ...................................................................19

3.1.4.4. Stressed Corrosion Cracking ..........................................20

3.1.4.5. KorosiErosion .................................................................21

3.1.4.6. KorosiFatique..................................................................21

3.1.4.7. KorosiIntergranular ........................................................22

3.1.4.8. Korosi Crevice..................................................................22

3.1.4.9. KorosiFreeting ................................................................23

3.2. Teknik Memonitor Korosi........................................................................23

3.2.1. Metode Corroding Specimens .......................................................23

3.2.2. Metode TeknikElectrikaldanElectrochemical ............................24

3.2.3. MetodeLong Range Ultrasonic Testing........................................25

3.3. Prosedur Umum Pemeriksaan LRUT.......................................................26

3.3.1. Penetapan Peralatan .......................................................................26

3.3.2. Penetapan Sistem ...........................................................................27

3.3.3. Uji Coba Pipa .................................................................................29

3.3.4. Interpretasi .....................................................................................30

3.3.4.1. Proses Akhir .....................................................................30

3.3.4.2. Penentuan Tingkatan Referensi........................................31

3.3.4.3. Penentuan Kevalidan Jarak Percobaan.............................31

3.3.4.4. Evaluasi Metode...............................................................32


7/63

7

BAB IV Analisa Dan Perhitungan Long Range Ultrasonic Testing Teletest............39

4.1. Pengumpulan Data ...................................................................................39

4.4.1. Data Informasi Umum ...................................................................39

4.4.2. HasilLRUT A-Scan Graph ............................................................41

4.4.3. Interpretasi Data DariA-Scan Graph.............................................43

4.4.4. Gambar Skema Kerusakan Pipa ....................................................45

4.2. Perhitungan Data ......................................................................................45

BAB V PEMBAHASAN...........................................................................................53

5.1. Grafik Thickness Initial Vs Frequency ....................................................54

5.2. Grafik Thickness Actual Vs Frequency ...................................................55

5.3. Grafik Wall Loss Vs Frequency...............................................................56

5.4. Grafik Corrosion Rate Vs Frequency.......................................................57

BAB VI PENUTUP...................................................................................................59

6.1. Kesimpulan...............................................................................................59

6.2. Saran.........................................................................................................59

DAFTAR PUSTAKALAMPIRAN


8/63

8


PADA PIPA PRODUKSI DENGAN MENGGUNAKAN METODE



ANDI AZIS KOMARA

NPM : 023210263

Abstrak

Korosi merupakan permasalahan yang selalu terjadi pada peralatan produksi minyak

dan gas bumi. Pipa produksi adalah salah satu peralatan yang tidak akan terlepas dari

proses pengkaratan. Oleh karena itu, harus ada upaya serius untuk mencegah dan

sekaligus menanggulangi korosi agar bahaya yang ditimbulkan oleh karat tidak

berakibat fatal, baik secara materil maupun non materil. Kerugian yang disebabkan

oleh korosi dapat berupa pengurangan nilai ekonomis hingga kehilangan nyawa.

Long Range Ultrasonic Testingmerupakan salah satu metode yang dapat digunakan

untuk mendeteksi terjadinya korosi pada jaringan pipa produksi. Metode ini

memanfaatkan gelombang ultrasonic sebagai media evaluasi yang di lengkapi oleh

teletest unit sebagai sistem pengaturannya. Secara khusus metode ini difokuskan

untuk pemeriksaan pipa dan jalur pipa dalam mendeteksi terjadinya pengkaratan.LRUT di rancang khusus untuk mendeteksi pengkaratan dibawah insulasi yang dapat

diterapkan untuk berbagai kondisi pipa. Diantaranya pada jalur pipa yang berada di

penyeberangan jalan, jalur pipa gas, jalur pipa bawah tanah, dan lain-lain.

Pada pengujian rangkaian pipa produksi di lapangan ANZKO #02 laju korosi akan

didapat ketika terlebih dahulu dihitung besarnya pengurangan ketebalan dinding pipa

(wall loss) dari hasil pelaporan data teletest system. Performance rangkaian pipa

produksi yang diuji akan menurun searah dengan besarnya wall loss dan laju korosi

yang terjadi. Hal ini ditunjukan dengan adanya pengurangan ketebalan dinding pipa

yang terjadi hampir secara merata di seluruh rangkaian pipa sebesar 2,8 mm dengan

laju korosi rata-rata 0,07 mm/tahun. Rekomendasi solusi yang dianjurkan untuk

kondisi ini adalah mengganti rangkaian pipa atau memasang klep untuk solusisementara

Kata Kunci : Korosi, Wall Loss, Pipa produksi, Ultrasonic Testing, Teletest System.


9/63

9

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Permasalahan korosi adalah permasalahan yang umum dan selalu terjadi pada

peralatan - peralatan exploitasi dan produksi migas terutama jaringan pipa produksi

minyak dan gas bumi. Korosi tidak bisa dianggap sebagai sebuah permasalahan yang

kecil, fakta di lapangan menyebutkan bahwa korosi merupakan penyebab utama

kegagalan jaringan pipa di Teluk Mexico (J. S Mandke, 1990), penyebab utama

terjadinya kecelakaan produksi minyak dan gas bumi di Amerika Utara (R. J Eiber,

1992), dan fakta - fakta lainnya.

Korosi yang dalam bahasa umum sering disebut dengan istilah pengkaratan

merupakan sebuah akibat dari terjadinya reaksi kimia antara suatu logam denganpartikel partikel yang ada di sekitarnya atau bahkan dengan partikel yang terdapat

pada logam itu sendiri. Secara kimiawi, korosi merupakan penguraian logam menjadi

ion yang terjadi pada permukaan logam yang mengalami kontak langsung dengan

oksigen dan air.

Untuk mengantisipasi terjadinya kerusakan jaringan pipa yang akan berakibat

fatal pada proses distribusi hasil produksi maka harus diketahui laju korosinya.

Pengukuran laju korosi dapat dilakukan dengan menggunakan beberapa metode,

yaitu; Corroding Specimens, Electrical and Electrochemical Techniques dan Long

Range Ultrasonic Testing (LRUT). Namun dalam penelitian ini, metode yang penulis

gunakan untuk mengukur laju korosi adalah LRUT, metode ini merupakan teknologi

terbaru di Indonesia dalam bidang pemeriksaan laju korosi. Dengan menggunakan

gelombang ultrasonic metode ini akan mendeteksi pengurangan ketebalan pipa (wall

loss), yang kemudian dijadikan sebagai data primer untuk menghitung laju korosi

yang terjadi.


10/63

10

1.2. Tujuan Penelitian

Kolokium II yang berjudul Perhitungan Laju Korosi Pada Pipa Produksi

Dengan Menggunakan Metoda Long Range Ultrasonic Testing Di Lapangan

ANZKO #02 ini, bertujuan untuk:

1. Menganalisa performance peralatan produksi minyak dan gas bumi

khususnya di bidang korosi.

2. Menentukan nilai laju korosi dengan menggunakan metoda Long Range

Ultrasonic Testing(LRUT).

3. Mengidentifikasi keunggulan metode LRUT dan dasar pemilihan metode

LRUT dalam penggunaannya untuk pengukuran korosi.

4. Menginterpretasikan hasil run simulasi pada data yang didapatkan pada

LRUT teletest.

1.3. Batasan Masalah

Agar penulisan kolokium II ini tidak melebar dan keluar dari tujuan yang

dimaksudkan, maka penulis membatasi objek pembahasan dengan memfokuskan

kepada perhitungan laju korosi dan pembahasannya.

1.4. Metodologi Penelitian

Dalam penulisan kolokium II ini, terlebih dahulu penulis merumuskan

permasalahan yang akan dijadikan penelitian. Setelah itu, penulis melakukan studi

literatur untuk menguatkan penelitian. Kemudian pengambilan data lapangan yang

sesuai dengan arahan pembimbing lapangan. Lalu, dilakukan perhitungan dan analisa

data tentang laju korosi, yang dilanjutkan dengan pembahasan dan pengambilan

kesimpulan. Untuk lebih jelasnya, berikut penulis menggambarkannya dalam skema

metodologi penelitian :


11/63

11

Gambar 1.1 Skema metodologi penelitian

Metode Penelitian

(Field Research)

Perumusan Masalah

Identifikasi & Pengumpulan Data Lapangan

Informasi Umum Jaringan Pipa

Perekaman, Analisa dan Pemeriksaan Evaluasi Data

A-Scan Graph

TabelAnomaly

Skema Gambar

Pengolahan Data

Pembahasan

Analisa Hasil

Kesimpulan & Saran

Studi Literatur

Korosi & LRUT


12/63

12

1.5. Sistematika Penulisan

Penulisan kolokium ini dibagi atas beberapa bab, yaitu:

1. Bab I. Pendahuluan; yang berisikan latar belakang, dasar pelaksanaan

penelitian, tujuan penelitian, metodologi penelitian, batasan masalah dan

sistematika penulisan.

2. Bab II. Tinjauan Umum Lapangan; terdiri dari sejarah lapangan dan

profil perusahaan dan lingkup layanan.

3. Bab III. Teori Dasar; membahas tentang korosi, teknik memonitor korosi

dan prosedur umum pemeriksaan LRUT Teletest.

4. Bab IV. Analisa Dan Perhitungan LRUT Teletest; berisi kumpulan data

yang meliputi data informasi umum, hasil LRUT A-Scan Graph,

interpretasi data dari A-Scan Graph dan gambar skema kerusakan pipa

serta perhitungan data.

5. Bab V. Pembahasan; merupakan analisa grafik thickness initial versus

frequency, grafik thickness actual versus frequency, grafik wall loss versus

frequency dan grafik corrosion rate vs frequency.

6. Bab VI. Penutup; berisi kesimpulan dan saran.


13/63

13

BAB II

TINJAUAN UMUM LAPANGAN

2.1. Sejarah Lapangan

PT CPI (Chevron Pacific Indonesia) adalah perusahaan minyak yang

beroperasi di Indonesia dengan sistem kontrak bagi hasil (Production Sharing

Contract). Salah satu lapangan minyak yang dimiliki PT CPI adalah lapangan S yang

berada di Provinsi Riau, seperti yang ditunjukkan oleh gambar 2.1 (sumber :

Chevron 2008).

Gambar 2.1 Peta Lokasi Lapangan Anzko (Chevron 2008)

SOCAL (Standard Oil Company Of California) pada tahun 1935 memperoleh

daerah konsesi seluas 600.000 hektar di Sumatera Tengah (Blok Rokan) untuk

melakukan operasi explorasi. Tahun 1936 SOCAL bergabung dengan TEXACO dan


14/63

14

membentuk suatu perusahaan yang bernama CALTEX (California Texas Petroleum

Corporation). Dari serangkaian penyelidikan, didapatkan suatu model antiklin pada

daerah tersebut, sedangkan dari hasil survey seismic tahun 1940 diperkirakan

terdapat suatu antiklin besar dan berlapis lapis. Ini menunjukkan adanya potensial

akumulasi hidrokarbon yang besar. Ini terbukti dengan banyaknya lapangan

produktif yang ada saat ini, salah satunya Lapangan Anzko.

Pada awalnya minyak diproduksi kepermukaan dengan tenaga pendorong

alami (Natural Drive). Namun tidak bertahan lama, sehingga pada tahun 1958

digunakan metode pengangkat buatan (Pumping Unit) dan tahun 1960 digunakan

metode pengangkat buatan yang lain (Electrical Submersible Pump). Penggunaan

ESP mengakibatkan mekanisme pendorong turun dengan drastis. Maka pada tahun

1970 dilaksanakan proyek injeksi air secara peripheral. Maksudnya, dilakukan

pengeboran sumur sumur injeksi, yang dibuat mengelilingi sumur sumur produksi

dan terletak pada bagian pinggir dari struktur. Tujuannya untuk mengendalikan

tekanan reservoir agar tidak mengalami penurunan yang tajam selama

berlangsungnya produksi. Dengan tingginya tekanan diharapkan gas yang ada akan

tetap terlarut pada minyak sehingga viskositas minyak akan turun dan minyak akan

cepat mengalir lagi kepermukaan.

Pada tahun 1991, dimulai proyek EOR (Enhance Oil Recovery). Proyek ini

merupakan proyek secondary recovery yang dilakukan dengan sistem injeksi air

berpola, misalnya pola satu sumur produksi dikelilingi 4 sumur injeksi atau satu

sumur injeksi dikelilingi 4 sumur produksi.

Untuk studi literatur ini, Lokasi pengujian yang diteliti adalah rangkaian

pipeline 10 shipping line HCT dari gathering station di lapangan Anzko #02.

Rangkaian ini berada di wilayah Duri di bawah pengelolaan PT. Chevron Pacific

Indonesia.


15/63

15

Gambar 2.2 Sketsa Jaringan Pipa (Desain Penulis)

2.2. Profil Perusahaan

PT. Irsindo Pratama didirikan pada tahun 1999 sebagai Perusahaan yang

bergerak dibidang inspeksi dan konsultasi teknis. Perusahaan ini memberikan solusi

berbasis kinerja aset manajemen kepada minyak bumi, gas dan industri kimia

termasuk instalasi lepas pantai dan darat. Sejak awal tahun 1999, Perusahaan tersebut

telah memberikan keamanan, kehandalan instalasi darat dan lepas pantai, jaringan

pipa, dan kilang.

2.3. Lingkup Layanan

1. Pemeriksaan lanjutan dan pengujian yang tidak merusak

a. Pengujian korosi dengan pengujian gelombang ultrasonic

(menggunakan teletest)

b. Kebocoran lantai magnetik - Silverwings Floormap VS2i

c. Inspeksi non-kontak menggunakan lixi profiler


16/63

16

d. Layanan tank inspeksi

e. Intelligent pigging

f. Eddy Current Inspection

g. IRATA Rope Access

h. Time Of Flight Detraction (TOFD)

i. Rapid B-Scan Ultrasonik

j. Pengujian Emisi Akustik

2. Keahlian Teknik

a. Pemeriksaaan berdasarkan resiko

b. Manajemen proyek QA / QC


17/63

17

BAB III

TEORI DASAR

3.1. Korosi

Korosi atau secara awam lebih dikenal dengan istilah pengkaratan merupakan

fenomena kimia pada bahan-bahan logam di berbagai macam kondisi lingkungan.

Penyelidikan tentang sistem elektrokimia telah banyak membantu menjelaskan

mengenai korosi ini, yaitu reaksi kimia antara logam dengan zat-zat yang ada di

sekitarnya atau dengan partikel-partikel lain yang ada di dalam matrik logam itusendiri. Jika dilihat dari sudut pandang kimia, korosi pada dasarnya merupakan

reaksi logam menjadi ion pada permukaan logam yang mengalami kontak langsung

dengan lingkungan yang mengandung air dan oksigen.

Pada umumnya, dalam sektor industri minyak dan gas bumi, korosi adalah

suatu permasalahan operasional yang harus diatasi dengan baik. Kerugian keuangan

dalam kaitannya dengan korosi dari waktu ke waktu semakin membesar. Hal ini

harus dicarikan solusi terbaik dengan melakukan tindakan pencegahan untuk

permasalahan tersebut. Sebagaimana dalam skripsi ini, permasalahan korosi harus

dicarikan solusi terbaik karena jika dibiarkan akan berdampak pada efesiensi dan

produktivitas dalam proses eksplorasi minyak dan gas bumi. Langkah awal yang

dilakukan adalah dengan mengukur seberapa besar korosi yang terjadi pada pipa

produksi dengan menggunakan metodaLong Range Ultrasonic Testing(LRUT).

3.1.1. Parameter Yang Mempengaruhi Terbentuknya Korosi

Parameter yang dapat mempengaruhi terbentuknya korosi ada dua bagian,

yaitu faktor yang berasal dari bahan itu sendiri dan faktor yang berasal dari

lingkungan dimana benda tersebut berada. Faktor yang berasal dari bahan meliputi

kemurnian bahan, struktur bahan, bentuk kristal, unsur-unsur yang ada dalam bahan,

teknik pencampuran bahan dan sebagainya. Sementara yang berasal dari faktor

lingkungan adalah tingkat pencemaran udara, kelembaban, keberadaan zat-zat kimia

yang bersifat korosif dan lain sebagainya. Bahan-bahan korosif (yang dapat


18/63

18

menyebabkan korosi) terdiri atas asam, basa serta garam, baik dalam bentuk senyawa

anorganik maupun organik.

3.1.2. Proses Terbentuknya Korosi Pada Pipeline

Berdasarkan proses terbentuknya, secara umum korosi dapat diklasifikasikan

menjadi 4 (empat) macam, yaitu: korosi sweet, korosi sour, korosi oxygen, dan

korosi electrocemical. Pemaparan ke empat korosi ini akan dijelaskan pada

pembahasan selanjutnya.

3.1.2.1.KorosiSweet

Gambar 3.1 Korosi Sweet (octane.nmt.edu, 2010)

Korosi ini terjadi akibat adanya carbon dioxide larut dalam air dan bereaksi

dengan logam/pipa.

CO2 + H2O -------------H2CO3 (persamaan 3.1)

(carbon dioxide) (water) (carbonic acid)

Fe + H2CO3 --------------FeCO3 + H2 (persamaan 3.2)

(iron) (acid) (iron carbonate corrosion product)

3.1.2.2. KorosiSour


19/63

19

Korosi yang terjadi diakibatkan oleh hydrogen sulfide yang larut dalam air

bereaksi dengan besi yang merupakan bahan dasar pipeline. Faktor-faktor yang dapat

mempercepat korosi asam adalah : oxygen dan carbonic acid, serta micro organism.

(persamaan 3.3)

Gambar 3.2 Korosi Sour(ife.no, 2010)

3.1.2.3.Korosi Oxygen

Korosi jenis ini biasanya terjadi akibat adanya kombinasi air dan oksigen

yang bereaksi dengan besi, secara kimia dapat digambarkan sebagai berikut:

(persamaan 3.4)


20/63

Gam

Banyak faktor yang me

a. Suhu

Diperkirakan un

akan bertambah dua kal

udara antara siang dan

uap air terkondensasi d

yang berfungsi sebagai

b. Arah dan Kecepata

Untuk daerah pa

mempengaruhi laju ko

terjadinya polusi) yang

Polutan ini berasal dari

air laut.

c. Curah Hujan

Ketika hujan tur

air. Dengan adanya air

hantar electrolyte akan

3.1.2.4.KorosiElectroc

Besi diolah dari

yang diberikan pada se

akan dibuat. Energi y

terjadinya korosi. Sem

logam, maka semakin b

bar 3.3 Korosi Oxygen (fei.psu.edu, 2010)

pengaruhi laju terbentuknya korosi Oxygen

uk setiap kenaikan suhu 10oC kecepatan k

i lipat. Bagi Indonesia yang beriklim tropis,

alam mencapai 5-15oC, pada malam hari su

an melekat pada permukaan logam, memb

lectrolyte.

Angin

ntai maupun industri, arah angin dan kecep

osi logam di udara. Polutan (bahan yan

agresif terbawa angin akan menempel di pe

asil buangan industri atau percikan garam

n, polutan yang berbentuk padat atau gas a

ujan yang sudah terlarut polutan agresif me

aik dan laju terbentuknya korosi menjadi leb

emical

iji besi dengan memberikan energi (proses

iap logam tidak sama, tergantung kepada j

ang tersimpan inilah yang akan menjadi

kin banyak energi yang dibutuhkan untuk

sar kecendrungan logam tersebut untuk berk

20

, yaitu:

rosi dari logam

perbedaan suhu

hu udara 20oC,

ntuk lapisan air

atan angin akan

g menyebabkan

rmukaan logam.

ang berasal dari

an terbawa oleh

nyebabkan daya

ih besar.

efining). Energi

nis logam yang

sumber tenaga

membuat suatu

arat.


21/63

21

Gambar 3.4 KorosiElectrochemical (corrosion-club.com, 2010)

Terjadinya KorosiElectrochemicaldipengaruhi oleh empat faktor, yaitu:

a. Anoda

Anoda adalah bagian dari besi atau logam yang akan berkarat. Pada bagian

ini atom besi akan kehilangan elektron dan larut ke dalam larutan sebagai ion. Proses

atom besi kehilangan elektron disebut sebagai reaksi oksidasi.

b. Katoda

Katoda adalah bagian dari besi atau logam yang tidak akan berkarat, tetapi

merupakan tempat terjadinya reaksi kimia lain yang diperlukan untuk proses

pengkaratan. Elektron yang terdapat pada anoda bergerak melalui logam menuju

permukaan katoda area dan bereaksi dengan ion-ion yang terdapat dalam larutan.

Penggunaan elektron pada peristiwa ini disebut dengan reaksi reduksi.

c. Elektrolit

Untuk membantu reaksi oksidasi, reaksi reduksi dan menghantarkan arus

listrik, logam tersebut harus berada dalam larutan yang bersifat elektrolit (dapat

menghantarkan arus listrik). Salah satu contoh elektrolit adalah air. Kemampuan air

sebagai elektrolit akan bertambah sesuai dengan tingginya salinity (kadar garam)

dalam air tersebut.


22/63

22

d. Konduktor Elektronik

Konduktor Elektronik adalah bahan yang akan mengalirkan elektron untuk

menghantarkan arus listrik ke katoda dan kembali ke anoda. Pada fasilitas produksi,

besi itu sendiri berfungsi sebagai konduktor elektronik. Kombinasi dari anoda,

katoda, elektrolit dan konduktor elektronik disebut dengan corrosion cell.

3.1.3. Bentuk Corrosion Cell Pada Pipeline

Setiap logam sebelum diolah mempunyai energi potensial yang berbeda-beda.

Jika jaringan pipa terdiri dari logam yang berbeda, maka logamlogam tersebut akan

berfungsi menjadi anoda dan katoda. Air atau kondisi lembab di sekitar pipa, akan

menjadi elektrolitnya. Semua bagian ini akan menjadi corrosion cell jika bergabung

dan akan menimbulkan karat.

Gambar 3.5 Corrosion Cell (Google.image.com, 2010)

Corrosion cellpada pipeline dapat dibedakan menjadi tiga macam, yaitu:

3.1.3.1.Dissimilar Metal Corrosion Cell (Galvanic Cell)

Dua buah logam yang berbeda jenisnya saling dihubungkan dan berada dalam

suatu elektrolit, maka akan terjadi aliran listrik searah.


23/63

23

(1) Di dalam elektrolit, arus elektron mengalir dari logam yang berenergi

potensial tinggi (anoda) menuju logam yang berenergi potensial rendah

(katoda).

(2) Di luar elektrolit, arus elektron mengalir dari logam yang berenergi

potensial rendah kepada logam yang berenergi potensial tinggi.

(3) Pipa baru berenergi potensial tinggi jika dibandingkan dengan pipa yang

sudah lama.

(4) Arus listrik akan mengalir searah dari pipa baru ke pipa lama di dalam

elektrolit, sehingga pipa baru menjadi anoda dan pipa lama menjadi

katoda.

Gambar 3.6 Galvanic Cell (tpub.com, 2010)

3.1.3.2.Dissimiliar Soil Corrosion Cell

Dua buah logam yang bahannya sama dihubungkan dengan kabel, tetapi

dibenamkan ke dalam elektrolit yang konsentrasi larutannya berbeda.

(1) Arus listrik akan mengalir searah di dalam elektrolit, dari elektroda yang

terbenam di dalam elektrolit yang berkonsentrasi larutannya tinggi ke

arah elektroda yang berada dalam elektrolit yang konsentrasi larutannya

rendah.


24/63

24

(2) Elektroda atau logam yang berada dalam elektrolit berkonsentrasi

larutannya tinggi akan menjadi anoda (berkarat) dan elektroda yang

lainnya menjadi katoda (tidak berkarat).

Contoh: jaringan pipa yang terbenam atau terletak di tanah yang jenisnya

berbeda (misalnya: pasir dan tanah liat).

Gambar 3.7 Korosi Soil (Google image.com, 2010)

3.1.3.3.Differential Oxygen Corrosion Cell

Jika pada dua buah logam yang jenisnya sama dan berada dalam suatu

elektrolit yang sama tahanan listriknya, dihubungkan dengan kabel di luar elektrolit,

tetapi pada elektroda yang satu diinjeksikan oksigen, maka kondisi yang terjadi

adalah :

(1) Arus listrik akan mengalir searah di dalam elektrolit, dari elektroda yang

tidak diinjeksikan oksigen ke arah elektroda yang diinjeksikan oksigen.

(2) Korosi akan terjadi pada elektroda yang tidak diinjeksikan oksigen.

Contoh: jaringan pipa yang melalui dasar sungai dan permukaan tanah,

dimana konsentrasi oksigennya berbeda.


25/63

25

Gambar 3.8 Oxygen Corrosion Cell (Google.image.com, 2010)

3.1.4. Jenis Korosi Pada Pipeline

Korosi yang terjadi pada metal dapat terbentuk dengan berbagai cara,

tergantung kepada lingkungan dan jenis metalnya. Walaupun korosi banyak jenisnya,

namun yang paling sering dijumpai pada pipeline adalah sebagai berikut:

3.1.4.1.Korosi General atau Uniform

Korosi jenis ini meliputi reaksi chemical dan electro chemical yang terjadi

merata di permukaan logam, sehingga ketebalan logam akan berkurang. Alternatif

pencegahannya dapat dilakukan dengan coating.

Gambar 3.9 Korosi Uniform (Google.image.com, 2010)

3.1.4.2.Korosi Galvanic

Korosi Galvanic (termasuk jenis korosi electro chemical) terbentuk karena

dua logam yang berbeda jenisnya saling bersinggungan di dalam elektrolit yang

mengandung oxidizing agent, sehingga metal yang lebih aktif akan berkarat lebih

dahulu. Cara pencegahannya adalah dengan menjadikan semua bagian tersebut

menjadi katoda, dengan cara menghubungkan kedua logam tersebut di luar elektrolit.


26/63

26

Gambar 3.10 Korosi Galvanic (Google.image.com, 2010)

3.1.4.3.KorosiPitting

KorosiPittingterjadi apabila suatu bagian dari metal mengalami korosi yang

lebih parah (bentuknya berlubang-lubang) jika dibandingkan dengan seluruh

permukaan metal tersebut. Hal ini bisa terjadi dikarenakan adanya lapisan pelindung

karat yang mengalami kerusakan, sehingga terbentuk daerah anoda pada bagian

pelindung karat yang rusak tersebut. Penanggulangannya adalah dengan

memperbaiki atau mengganti lapisan pelindung karat yang rusak tersebut.

Gambar 3.11 KorosiPitting(Google.image.com, 2010)

3.1.4.4.Stressed Corrosion Cracking

Korosi jenis ini terjadi karena adanya interaksi antara kimia dan mekanikal

sehingga mempercepat kerusakan pada suatu metal. Penyebabnya adalah kombinasi

antara synergistic action (gerakan secara bersama) dari sesuatu yang corrosive dan

tensile stress (daya rentang) yang diberikan kepada metal tersebut.

Penanggulangannya adalah dengan mengurangi stress terhadap metal tersebut,

misalnya dengan membuatpipe support, expantion loop.


27/63

27

Gambar 3.12 Stressed Corrosion Cracking (Google.image.com, 2010)

3.1.4.5.KorosiErosion

KorosiErosion terjadi disebabkan oleh kombinasi reaksi elektrokimia dan pengaruh

dari mekanikal seperti pengaliran yang deras dalam pipa, pengikisan olehscale dan

lain-lainnya. Korosi jenis ini banyak terjadi pada jaringan pipa gas, air atau uap.

Penanggulangannya adalah dengan melapisi pipa yang telah menipis dengan sleeve.

Gambar 3.13 KorosiErosion (Google.image.com, 2010)

3.1.4.6.Korosi Fatigue

Korosi ini disebabkan karena suatu metal sering mendapat tegangan puntir

dan berada dalam lingkungan yang corrosive. Penanggulangannya adalah dengan

mengurangi tegangan puntir. Karena dengan mengurangi tegangan puntir ini sulit

dilaksanakan, maka solusinya adalah dengan menggunakan corrosion inhibitoratau

logam yang tidak mudah berkarat.


28/63

28

Gambar 3.14 KorosiFatigue (Google.image.com, 2010)

3.1.4.7.KorosiIntergranular

Korosi ini sering terjadi pada grain boundaries metal (ketidakteraturan

susunan batas butiran logam pada waktu pembuatan). Ada kalanya korosi jenis ini

hampir sama dengan stress corrosion cracking. Tetapi korosi intergranularbisa

terjadi tanpa adanya gaya tegangan.

Gambar 3.15 KorosiIntergranular(Google.image.com, 2010)

3.1.4.8.Korosi Crevice

Korosi Crevice terjadi karena uap air dan kotoran dari atmosfer terdapat pada

celah-celah logam sehingga membentuk karat. Biasanya ditemukan pada permukaan

logam yang disambung.

Gambar 3.16 Korosi Crevice (Google.image.com, 2010)

3.1.4.9.Korosi Freeting

Penyebab korosi freeting adalah adanya getaran dan gesekan antara dua

logam yang berdempet. Pencegahannya adalah dengan memisahkan kedua logam

atau pipa yang berdempet tersebut atau dengan mengurangi gesekan pada kedua

logam tersebut, seperti diberi pelumas.


29/63

29

Gambar 3.17 KorosiFreeting(Google.image.com, 2010)

3.2. Teknik Memonitor Korosi

Untuk mengetahui berapa laju korosi yang terjadi pada pipeline maka ada

beberapa metode untuk mendapatkannya, yaitu :

3.2.1. Metode Corroding Specimens

Cara yang paling umum digunakan untuk mengetahui dan memonitor korosi

adalah menggunakan coupon, test nipple dan menggunakan berbagai macam

corrosion probes. Coupon adalah lempengan logam kecil yang dimasukan ke dalam

system (pipeline) untuk mengetahui kadar pengkaratan atau laju korosinya.

Metoda ini tidak bekerja secara otomatis karena pengujiannya dilakukan

secara manual, dan kemampuannya untuk menyediakan data tidak bisa secara cepat.

Namun demikian, metoda ini dapat dipercaya dan dapat digunakan untuk mendeteksi

laju pengkaratan pada pipeline sejak awal.

Untuk mengetahui besarnya tingkat pengikisan dinyatakan dengan Mills Per

Year (MPY). Sebelum dipasang pada system, coupon tersebut harus dibersihkan dan

ditimbang dulu. Setelah beberapa waktu lamanya coupon tersebut dicabut dan

ditimbang beratnya. Bila berat coupon menjadi berkurang dari hasil penimbangan

berat pada saat awal maka pengikisan (karena karat atau mekanikal) sudah terjadi.

Secara matematis, formula yang digunakan untuk menghitung laju korosi adalah:

=( . )

(persamaan 3-5)

Dimana:

M :Mill (1/1000 inch)/Years

A :Area (inch2)

:Metal Density (gln/inch2)

t : Time (day)


30/63

30

3.2.2. Metode Teknik Elektrikal dan Elektrochemical

Jika dibandingkan dengan menggunakan metoda corroding specimens

(penggunaan alat deteksi pengkaratan memakai alat coupon), maka penggunaan

teknik elektrikal dan electrochemical mempunyai beberapa keunggulan. Tabel 3.1

menggambarkan keunggulan dan kekurangan dari metoda tersebut.

Tabel 3.1 Keunggulan dan Kekurangan Teknik Electrical dan Electrochemical

(Kolokium Roni Harmas 2006)

Keunggulan Kekurangan

Teknik ini dapat memberikan hasil

pengukuran korosi terhadap suatu

logam tanpa membuka atau

membersihkan logam tersebut.

Pengukuran proses korosi hanya dapat

dilakukan pada tempat tertentu saja.

Sistem yang dilewati oleh aliran yang

berkecepatan tinggi dapat mengganggu

saat pengukuran.

3.2.3. MetodeLong Range Ultrasonic Testing

Long Range Ultrasonic Testing (LRUT) adalah salah satu metode pengukuran

laju pengkaratan dengan menggunakan gelombang ultrasonik. Sebuah tekhnologi

mutakhir, pengukuran laju korosi yang menggunakan Long Range Guided Wave

Ultrasonic merupakan perkembangan yang sangat signifikan dalam waktu dua kurunterakhir ini.

Metode ini dilahirkan sebagai konsekuensi logis akan kebutuhan peningkatan

produktivitas minyak dan gas bumi sebagai sumber energy bagi kehidupan manusia

pada umumnya yang merupakan kebutuhan primer. Secara khusus metode ini

difokuskan untuk pemeriksaan pipa dan jalur pipa dalam mendeteksi terjadinya

pengkaratan.


31/63

31

LRUT didesain khusus untuk mendeteksi pengkaratan dibawah insulasi

(CUI) LRUT yang dapat diterapkan untuk berbagai kondisi pipa. Diantaranya adalah

pada jalur pipa yang berada di penyebrangan jalan, jalur pipa gas, jalur pipa bawah

tanah, dan lain-lain.

3.3. Prosedur Umum PemeriksaanLong Range Ultrasonic Teletest

Teletest merupakan pengukur yang cepat untuk korosi dan degradasi lainnya

yang terjadi pada pipa menggunakan petunjuk gelombang ultrasonic. Prosedur ini

menyajikan metode untuk penetapan peralatan, penetapan sistem, ujicoba pipa,

interpretasi dan kumpulan data.

3.3.1. Penetapan Peralatan

Untuk melakukan pengujian laju korosi pada pipeline dengan menggunakan

gelombang ultrasonik diperlukan peralatan yang akan mendukung terlaksananya

proses pengujian. Gambar peralatan test unit dapat dilihat di gambar 3.18. Peralatan

test yang digunakan adalah sebagai berikut;

1. Laptop yang telah di install dengan perangkat teletest.

2. Seperangkat ultrasonic teletest.

Gambar 3.18 Peralatan Teletest Unit (Irsindo Pratama, 2010)

3. Perlengkapan teletest yang akan dipasang pada pipa yang akan diuji

(transducers dan collar).


32/63

32

4. Penghubung dengan pusat teletest system.

5. Penghubung dengan peralatan lain.

6. Ultrasonic thickness meteratau alat pendeteksi kerusakan.

7. Perlengkapan lainnya.

Perangkat laptop yang digunakan dalam pengujian terlebih dahulu diinstal

dengan program teletestyang secara otomatis akan melakukan pembacaan data dan

menyediakan hasil reportnya dan sekaligus melakukan pengolahan terhadap data

yang dihasilkan.

Peralatan teletest terdiri dari lima cincin piezoeletric transducer (tiga cincin

dari kotakMinitest). Digunakan berdasarkan modul yang mudah diterapkan. Ukuran

peralatan dipilih yang sesuai dengan diameter pipeline yang di uji. Jumlah dari

transducer didalam setiap cincin tergantung dari seberapa besar ukuran diameter

pipa. Untuk kedua jenis peralatan, bagian transducer dihubungkan didalam oktan

(kuadrant dari minitest), setiap kuadran minitest terdiri dari sejumlah bagian yang

sama.

3.3.2. Penetapan Sistem

Penetapan sistem meliputi perlengkapan sumber energi, penghubung PC dan

unit Ultrasonic Teletest, penghubung unit Ultrasonic Teletest ke peralatan

Transducer, pemeriksaan elektris dan running software teletest. Perlengkapan

sumber energi berupa baterai Li-Ion yang memiliki tegangan 24 V DC. Baterai ini

bisa digunakan untuk 25 lokasi. PC untuk unit Teletest diletakkan sedekat mungkin

dari test site, biasanya didalam sebuah kabin atau kendaraan. Penghubung data

disambungkan melalui sebuah penghubung PCMCIA atau USB yang dimasukkan

kedalam sebuah lubang atau slot yang tepat didalam PC. Data ini dihubungkan ke

pusat melalui sebuah stop kontak pada unit casingpower supply.

Unit Ultrasonic Teletest ditempatkan dekat dengan peralatan transducer,

tetapi diberi jarak (lebih kurang 2m) untuk meminimalkan kebisingan yang

ditimbulkan oleh alat-alat listrik. Untuk peralatan modular, petunjuk yang

memudahkan dari unit teletest, berakhir dalam delapan buah connector, berwarna


33/63

33

biru, merah, orange dan kuning, yang mana setiap warna dihubungkan dengan

peralatan octan yang tepat. Pengkodean warna akan tampak pada inflatable mounting

collar.

Pemeriksaan elektris mencakup peralatan transducer dan kabel. Peralatan

transducer sangat penting untuk memantapkan individual elemen transducer dengan

fungsi yang benar, sehingga transducer berjalan sesuai dengan harapan. Ini lebih

mudah dicapai dengan pengukuran kapasitas elemen transducer. Pengukuran

kapasitas akan dibuat pada peralatan teletest sebagai prioritas utama percobaan.

Kapasitas yang diminta mungkin dapat dihitung dari kemampuan seorang transducer

dan pengetahuannya tentang jumlah dari setiap peralatan. Nilai perkiraan itu

diberikan pada tabel 1.

Pengukuran ini juga penting untuk menekankan bahwa peralatan tidak

memberikan sebuah beban resistansi (hambatan) pada unit teletest, sehingga

menyebabkan fault yang terjadi semakin parah. Penggunaan kotak percobaan

transducer, pengukuran resistansi dari setiap kuadran untuk setiap cincin didalam

peralatan menggunakan multi-meterdengan kapasitas sebuah resistansi paling sedikit

60 M-ohms.

Hambatan pada setiap kuadran harus melebihi 30 M-ohms untuk menghindari

kesalahan diluar perkiraan. Kesalahan diindikasikan pada diagnosa panel pada unit

fokus teletest. Catatan, isolasi hambatan mungkin juga sebagai topik utama untuk

lebih hati-hati didalam pengujian didalam workshop yang menggunakan peralatan

Megger pada tegangan 250V.

Kabel merupakan penghubung transducers di dalam sebuah pengujian untuk

kelancaran dan mempersingkat jalur sebagai bagian dari percobaan dalam sistem

mekanika peralatan transducer. Kabel utama (2m dan 50m) mudah mengalami

kerusakan melalui penggunaan dan akan diperiksa sebelum penggunaan pusat kotak

pengujian, kabel tersebut akan menghubungkan antara pin yang satu dengan pin yang

lainnya, dan tidak menghubungkan anatar pin yang berbeda. Keterhubungan antar

pin di indifikasikan oleh nyala lampu pada box test.

Aktivasi aplikasi perangkat lunak teletest dilakukan dengan cara mengklik

dua kali tanda pada layar PC. Program yang dimiliki mempunyai dua bentuk,


34/63

34

collection dan analysis pilih icon dengan tulisan analysis untuk menampilkan

percobaan dan pengumpulan data.

3.3.3. Ujicoba Pipa

Selama pengumpulan data (dan ketika dilakukan penganalisaan data)

informasi yang sesuai diperlukan untuk dimasukkan kedalam program teletest.

Informasi ini sangat penting dan dicatat pada lembaran percobaan sebagai referensi.

Uji coba pipa meliputi pemeriksaan dimensional, peralatan pelengkap teletest, dan

pengumpulan data yang terjadi pada pipa.

Pemeriksaan dimensional yang dilakukan adalah memeriksa diameter dan

ketebalan dinding pipa dengan alat pengukuran yang sesuai. Pelengkap tambahan

yang harus diperhatikan adalah persiapan surface, peralatan collar, dan penempatan

peralatan. Transducer teletest membutuhkan hubungan langsung dengan pipa

pertama untuk merangkaikan ultrasoundkedalam pipa. Tidak adanya coupling fluid

dan gas dibutuhkan. Adanya penipisan, lapisan yang melekat pada sumur, seperti cat,

tidaklah berpengaruh pada proses coupling. Bagian dimana peralatan diletakkan akan

disiapkan dengan wire brush atau kain amplas untuk mengangkat beberapa produk

korosi yang lepas atau cat yang melekat kurang baik. Kondisi surface yang

dibutuhkan sama dengan percobaan ultrasionic conventional.

Pada peralatan collar, jika memungkinkan diusahakan coupling ultrasound

sama rata mengelilingi pipa. Ketelitian diperlukan oleh karena itu harus dipastikan

bahwa alat tersebut harus melingkar sempurna pada pipa sehingga seluruh tranduser

dapat menangkap contactyang cukup dengansurface.

Dilapangan, tindakan penepatan peralatan yang sesuai untuk peralatan teletest

tidak bisa memungkinkan secara bebas di dalam sistem pipa. Sedapat mungkin

dihindari kesalahan susunan dalam menyatukan antara dua sambungan pipa yang

berurutan karena hal tersebut dapat menyebabkan perubahan fungsi peralatan

tersebut. Dimana jika memungkinan alat-alat tersebut disusun pada posisi 1/3, 2/3

diantara sambungan pipa. Posisi sebaiknya diberi jarak lebih dari 1 m dari

sambungan pipa satu dengan yang lainnya, atau dari sebuah cabang atau flange.

Ketika peralatan difungsikan, arah percobaan harus diketahui dan dicatat


35/63

35

posisinya. Lokasi peralatan (teratur untuk pusat cincin tranduser) secara relatif

diketahui, dan datum yang telah disepakati juga harus direkam. Catatan, connector

padafaceperalatan dibelakang arah test.

Pengumpulan data yang diperlukan meliputi beberapa informasi yang harus

direkam, normalisasi amplitudo, dan kumpulan data. Informasi berikut diperlukan

untuk di inputatau disusun sebelum test, yaitu :

1. Informasi umum tentang klien, nomor pekerjaan dan referensi pipa.

2. Diameter pipa (actual OD, mm), ketebalan dinding (terukur, mm) dan

pipa yang ditetapkan (jika memungkinkan).

3. Pemisahan jarak antara cincin yang saling berdekatan didalam peralatan

tranduser. Ini tergantung pada ukuran pipa dan frekuensi percobaan.

4. Posisi tranduser relatif terhadap datum. Letak datum boleh juga

digambarkan.

Normalisasi amplitudo pada cincin transducer dilakukan secara otomatis dan

dikendalikan oleh software. Segera setelah susunan rangkaian di atas dilengkapi,

software akan secara otomatis mengumpulkan data. Software akan otomatis

menghitung data pada frekuensi yang paling tinggi dari bentuk gelombang yang

digunakan, ukuran pipa dan kondisi pipa.

3.3.4. Interpretasi

Interpretasi meliputi proses akhir, penentuan tingkatan referensi, penentuan

kevalidan jarak percobaan, dan evaluasi metode.

3.3.4.1.Proses Akhir

Set data awal diproses untuk hasil A-scan display untuk dijadikan bahan

perbaikan jika terjadi penolakan dari sinyal ultrasionik yang tidak diinginkan dan

kemampuan untuk menolak respon yang mengalami perubahan. Ini akan dilakukan

secara langsung setelah data terkumpul di dalam fitur collection dari program

teletest, atau dari penggunaan pengiriman data sebelumnya di pilihan icon

Analysis pada PC laptop anda.


36/63

36

3.3.4.2.Penentuan Tingkatan Referensi

Respon ultrasionik ditaksir dengan aturan jumlah ambang kalibrasi, di

antaranya :

a. 0 dB ekuivalen sampai pipa terakhir,flange atau 100% reflector.

b. - 14 dB ekuivalen sampai dengan peyatuan yang diharapkan.

c. - 26 dB ekuivalen sampai dengan ideal nya 9 % dinding pipa area cross

section.

d. -32 dB target tingkat kebisingan kurang dari 6 dB untuk rasio kebisingan

dari area pantulan cross section dinding pipa 9%.

Ini dikombinasikan dengan pengukuran melambatnya laju ultrasound yang di

ambil dari A-Scan display, kemudian merekomendasikan pengaturan kurva DAC

menjadi sebuah plot, yang dicocokkan dengan data percobaan. Ini memberikan dasar

untuk taksiran utama pada proses output.

3.3.4.3.Penentuan Kevalidan Jarak Percobaan

Ini ditentukan oleh lamanya percobaan sebagai latar belakang penentuan

tingkatan gelombang ultrasionik yang tidak melebihi -32 dB, melebihi jarak sinyal

sampai rasio kebisingan yang ditimbulkan adalah sedikitnya 6 dB pada level

reporting. Jarak dari tranduser di petunjuk percobaan melebihi dari sinyal diatas

untuk kriteria kebisingan yang di peroleh, akan ditentukan dan direkam. Disamping

jarak ini, pendeteksian target sensitivitas dari penyusutan logam 9% dari dinding

cross section, tidak perlu diperhitungkan. Area dengan kevalidan jarak test yang di

interpretasikan, yang tidak mudah dilaksanakan (contoh gema dari las metal) juga

akan dicatat. Tehnik keakuratan longitudinal diperkirakan 100mm.

3.3.4.4.Evaluasi Metode

Petunjuk identifikasi pada plotA-scan di evaluasi berdasarkan kombinasi dari

Sinyal amplitudo dan arah fokus dari respon percobaan. Ini diambil dari perhitungan

besarnya respon amplitudo yang akan dibentuk dari area kerusakan cross section

yang besar. Kerusakan kecil tidak dapat menghasilkan besarnya pemantulan

amplitudo. Bagaimanapun, respon yang diberikan tidak selalu tepat, respon


37/63

37

amplitudo yang kecil tidak selalu menyatakan bahwa kerusakannya kecil, karena

semua itu dipengaruhi oleh banyak faktor.

Agar memberikan arti atau mengetahui kerusakan signifikan yang sangat

potensial didalam istilah dari penggabungan pipa, juga penting untuk menilai

bagaimana penempatan respon didalam lingkaran pipa. Respon ini mungkin

didapatkan dari terfokusnya suatu percobaan dan plot dari respon bagan polar. Untuk

memasukkan perubahan ini, beberapa aspek dari interpretasi prosedur dirubah

perbandingannya dengan versi awal dari prosedur percobaan teletest. Mengingat

indikasi sebelumnya yang diperkirakan, terutama didalam istilah amplitudo dengan

kategori kecil, sedang, dan kuat, sehingga sinyal sekarang dapat digambarkan

sebagai kategori amplitudo 1, 2, atau 3, dengan kategori 3 sebagai kategori yang

paling tinggi. Sebuah kurva DAC ditambahkan untuk analisa screen. Category 3 Line

berwarna merah, -20 dB, memperbandingkan dengan 100% reflector atau pemantul

(ekuivalen sampai pipa terakhir), supaya plot antara weld lineberwarna biru (-14 dB)

dan Category 2 Line berwarna hijau mencapai 9% reflector line (-26 dB). Ini

menunjukan ikatan antara kategori 2 dan 3.Bisa dilihat pada gambar 3.15. sebagai

tambahan, kurva DAC dan area yang sesuai untuk kategori di atas ditunjukkan juga

pada gambar 3.15

Respon kategori 1 lebih rendah daripada garis hijau -26 dB (lebih kecil dari

sebelumnya). Respon Kategori 2 diatas pada garis hijau -26dB , tetapi lebih rendah

dari pada garis merah -20dB (tingkat sedang dari yang sebelumnya). Respon

kategori 3 melebihi garis merah -20dB (ini kurang lebih sama dari klasifikasi pada

tingkat sebelumnya, tetapi pembatasan amplitudo lebih mudah didefinisikan).

Catatan, dalam praktiknya, tidak ada amplitudo yang lebih rendah sebagai respon

pertimbangan didalam percobaan ini. Beberapa sinyal yang di akui diatas,

merupakan level dasar yang menyebar nyebar, yang harus di evaluasi oleh

penterjemah sebagai keputusan yang dibuat mengikuti rekomendasi berikut ini.


38/63

38

Gambar 3.19 GrafikA-Scan Teletest(Irsindo Pratama, 2010)

Gambar 3.19 merupakan skematik A-Scan Teletest, yang menunjukkan

kategori amplitudo. Dibawah garis hijau adalah kategori 1, di antara garis hijau dan

merah adalah kategori ke 2 dan diatas garis merah adalah kategori ke 3.

Pengumpulan data difokuskan pada dugaan kerusakan sebagai bagian yang tidak

terpisahkan dari sebuah percobaan.Hasil test difokuskan pada kerusakan yang terjadi dan dilanjutkan dengan

proses analisa. Jika polar plot menunjukkan tingkatan level yang tinggi, yang

ditunjukkan oleh adanya puncak di plot pada satu sudut fokus, hal ini digolongkan

kedalam kategori 3 (gambar 3. 20). Ini menggambarkan bahwa lokasi kerusakan

yang paling parah terletak pada bagian yang sempit dari lingkaran (circumference),

sehingga mungkin menjadi dalam respon amplitudo yang diberikan.


39/63

39

Gambar 3.20 Respon kategori 3 dari fokus percobaan (Irsindo Pratama, 2010)

Jika plot polar mempunyai dua buah amplitudo yang tinggi dan saling

berdekatan, maka respon dikategorikan kedalam kategori 2. Ini ditunjukkan pada

gambar 3.21, yang menunjukan adanya kerusakan, tetapi mempunyai panjang

lingkaran yang sama.


Jika plot polar mempunyai 3 atau lebih puncak amplitudo yang tinggi dan

saling berdekatan (gambar ke 3.22), respon dikategorikan kedalam kategori 1. Ini

menunjukkan bahwa kerusakan menyebar pada suatu wilayah yang sangat luas dari

lingkaran, sehingga agak kurang dalam memberikan respon amplitudo.


40/63

40


Catatan, ada juga kelompok kategori yang menunjukan kategori 0, yang

cocok untuk memperkirakan respon yang sama di sekeliling circumference (keliling

lingkaran) yang diperoleh dari weld(las metal), perhatikan gambar 3.19.

Gambar 3.23 Respon kategori 0 dari weldfokus percobaan(Irsindo Pratama, 2010)

Keseluruhan klasifikasi diperoleh dengan mengalikan dua nilai, arah

amplitudo x, yang diperoleh dari kerusakan. Nilai 3 atau lebih besar memberikan

sebuah rekomendasi untuk prioritas yang lebih tinggi, dan harus dilakukan

penggantian pipeline. Nilai 2 memberikan informasi mengenai kategori kerusakan

yang sedang dan nilai 1 merupakan jenis kerusakan yang paling rendah. Ini di

simpulkan di tabel berikut:

Tabel 3.2 Matrik evaluasi tingkat kerusakan (Irsindo 2010)


41/63

41

Amplitudo Arah Kemiringan Nilai Kerusakan Rekomendasi Perbaikan

3 3 9 Tinggi

3 2 6 Tinggi

3 1 3 Tinggi

3 0 0 Weld

2 3 6 Tinggi

2 2 4 Tinggi

2 1 2 Sedang

1 3 3 Tinggi

1 2 2 Sedang

1 1 1 Rendah

Oleh karena itu, kerusakan dengan respon amplitudo yang tinggi selalu

menghasilkan prioritas utama untuk dilakukan perbaikan (kecuali jika merupakan

sambungan), maka dilakukan respon amplitudo yang lemah yang mana memiliki

arah yang tinggi.

Pemeriksaan kuantitatif seperti pemeriksaan dengan radiography atau dengan

cara konvensional UT direkomendasikan pada seluruh klasifikasi anomali.

Interprestasi sinyal teletest membutuhkan pemahaman terhadap faktor yang

mempengaruhi test output dan metode pemeriksaan apa saja yang ada serta

pengalaman dalam proses interpretasi. Plant integrity Ltd menyediakan pelatihan

baik mengenai pengoperasian maupun hasil interpretasi. Meskipun Teletest Focus

adalah peralatan screening, Namun tekhnik ini sangat berguna untuk mengukur

performance standar pipeline (khususnya masalah korosi).

Tabel 3.3 Konfigurasi transducer untuk diameter pipa berbeda (Irsindo 2010)


42/63

42

Kapasitas tranduser teletest rata-rata adalah 859 pF (0.859 nF). Tabel di atas

menyediakan panduan nilai nominal yang diperkirakan pada setiap quadrant

peralatan teletestdengan perbedaan diameter.

Dalam prakteknya nilai yang terukur akan sedikit lebih tinggi daripada yang

ada sebagai nilai standarnya (tabel) dan interkoneksi kabel memiliki kapasitansi

tambahan yang akan menambah total nilainya.


43/63

43

Di semua kasus lembar laporan yang akan dihasilkan (dari software teletest)

akan ditampilkan kondisi performance pipeline dan kesimpulannya. Hasilnya

disajikan dalam grafik A-scan yang akan dijadikan sebagai pertimbangan untuk

memberikan masukan atas kerusakan-kerusakan yang terjadi, apakah

rekomendasinya cukup dipasang klep atau harus diganti.

Adapun kelemahan metode LRUT adalah :

- Jika jaringan pipa dalam kondisi underground, maka pantulan gelombang

ultrasonik yang diterima olehsystem teletestpadat dan sulit di interpretasi.

- Pada kondisi pipa yang banyak elbow danpipe support, pembacaan LRUT

juga akan rumit

- Khusus pada jaringan pipa underground, akurasi pengujian berkurang

dibandingkan dengan kondisi dipermukaan tanah, yakni sejauh 15 mm,

padahal seharusnya 50 100 m jangkauan kiri dan kanan dipermukaan

tanah

BAB IV


44/63

44

ANALISA DAN PERHITUNGAN


4.1. Pengumpulan Data

Pengujian pipeline dengan menggunakan metode Long Range Ultrasonic

Testing (LRUT) akan memberikan hasil pembacaan data berupa pengurangan

ketebalan dinding pipa (wall loss) dalam satuan milimeter (mm). Namun, teletest unit

juga akan menyajikan data-data yang menunjang sebagai hasil data untuk

melengkapi analisa hasil pengujian.

4.1.1. Data Informasi Umum

Berikut ini data-data pipa secara umum dilapangan ANZKO #02 yang

merupakan kesatuan rangkaian dalam analisa data untuk dilakukan perhitungan laju

korosi. Pelaporan data ini dihasilkan dari proses inspeksi Teletest.

Gambar 4.1 PosisiDatum (Irsindo Pratama, 2010)

Tabel 4.1 Nilai Pengukuran Ketebalan (Irsindo Pratama, 2010)

Ketebalan Pipa Arah 6.7 mm


45/63

45

Jam 3

Ketebalan Pipa ArahJam 6

6.6 mm

Ketebalan Pipa Arah

Jam 9

6.9 mm

Ketebalan Pipa Arah

Jam 12

6.7 mm

Tabel 4.2 Data Test Untuk Pengujian Titik I (Irsindo Pratama, 2010)

Pemeriksaan Pipa 10HCT line anzko #02 field

Lokasi Pengujian TP1

Tempat Lokasi Anzko #02 point 1

Lokasi GPS Lat: 1.69249601017171, Lng:

100.984155633342Tanggal Pengujian 5/2/2010 9:14 AM

Prosedur MIS-LRUT-0001

Peralatan Version 2.2.0.6253

Unit ID TT31002

Pengujian Dibawa Keluars Senthil

Perician Lain PKM0.050km

Reportable Range (Forwards) 8.71Reportable Range (Backwards) -25.69


46/63

46

Tabel 4.3 Informasi Perincian Pipa (Irsindo Pratama, 2010)

Material Ferritic steel

Standard Pabrik ANSI/ASME B36.10M Welded and Seamless

Wrought Steel Pipe

Ukuran Nominal 10 in

Outer Diameter 10.75 in

Nominal Ketebalan

Dinding

6.725mm

Kondisi Pengamatan Pipa Viscous Contents, Non Ambient Temperature(57C)

Orientasi Pipa Horizontal

Test Direction Both

Tabel 4.4 Informasi Posisi Datum (Irsindo Pratama, 2010)

Posisi Datum Untuk Pengukuran Pada Peralatan

Posisi Pada PeralatanArah Aliran Tidak Diketahui

Angular Offset 0o

4.1.2. Hasil LRUT A-Scan Graph

LRUT A-Scan Graphs merupakan tampilan grafik yang dihasilkan dari

proses pembacaan gelombang ultrasonic oleh Teletest system. Dari tampilan grafik

tersebut dapat dilakukan pemeriksaan dan pembacaan sehingga kerusakan pipa atau

korosi dapat kita ketahui.

Gambar 4.2 merupakan pembacaan LRUT dalam bentuk grafik dari setiap

pengujian point dari rangkaian pipeline yang diberikan gelombang ultrasonik.


47/63

47

Gambar 4.2 LRUTA-Scan Graphs (Irsindo Pratama, 2010)

Dari Gambar 4.2 dilakukan pembacaan. Ada tiga jenis warna yang dapat

menunjukan adanya anomaly (kejanggalan) yang menunjukkan adanya kerusakan

atau penguranganperformancepipeline; dibawah garis hijau adalah kategori 1 yangberarti kerusakan ringan, di antara garis hijau dan merah adalah kategori ke 2 yang

menunjukan kerusakan sedang dan diatas garis merah adalah kategori ke 3 yaitu

kerusakan atau korosi parah.

4.1.3. Interpretasi Data Dari A-Scan Graph

Tabel 4.5 berikut ini merupakan kesimpulan hasil pembacaan grafiknya.


48/63

48

Tabel 4.5 Interpretasi Data DariA-Scan Graphs (Irsindo Pratama, 2010)

Jarak dari Datum Jenis Petunjuk Ulasan

-25.34m Flange Start Pemeriksaan

-23.18m Small Branch 6Dia Vent

-21.16m Cat 1. Dari BWD18m-21.5m

-18.25m Cat 1. Panjang yang terisolasi 3m

-6.69m Cat 3. Dari BWD 2m sampai 7m

-6.20m See info Angle 0

-2.00m Cat 3. Panjang yang terisolasi 5m

-1.06m Weld

2.98m Small Branch Angle 0

7.48m Weld

-25.34mss Flange Start Pemeriksaan

Dalam tabel di atas, dapat dilihat keterangan dari grafikA Scan Teletestyang

menjelaskan pelaporan anomaly yang terjadi pada pipa pada jarak tertentu. Arah atau

jarak terjadinya anomaly ditunjukan oleh tanda plus dan minus yang berarti

masing-masing searah dan berlawanan arah dengan aliran fluida yang mengalir

dalam pipa.

Report data yang dilaporkan oleh teletest unit kemudian dilakukan

interprestasi oleh engineerdan dibuat dalam bentuk tabel anomaly (Tabel 4.6) yang

akan memberikan data mengenai pengurangan ketebalan pipa (wall loss) sebagai

data awal untuk menghitung laju korosi (corrosion rate).

Tabel 4.6 Data HasilAnomaly (Irsindo Pratama, 2010)

NoGaris

No.

Test

Points

UT ManualAnomaly / Info

No.:

Photo Remarks


49/63

49

1

10"HCT

line

Benar

GS-

Simpang

Benar

TP

01

Thickness min. = 4.6 mmAdjacent Thickness = 6.6 mm

HCT/10"/SLN/Benar/01/09

HCT/10"/SLN/Benar/01/09

Ext'l pitting

At 2 & 9 o'clock

@BWD

18.5 m-21.5 m,

wall loss 2 mm

2Thickness min. = 6.6 mm

Adjacent Thickness = 6.6 mmINFO 01 N/A

BWD

11.6m - 13.5m,

area can't be verify

due to R/C


Adjacent Thickness =6.6mm

HCT/10"/SLN/

Benar/02/09

HCT/10"/SLN

/Benar/02/09

Ext'l pitting

at 1- 6o'clock@BWD

2m to 7m,

wall loss 4 mm

4

TP

02

Thickness min. = 3.9 mm

Adjacent Thickness = 6.9mm

HCT/10"/SLN/

Benar/03/09

HCT/10"/SLN

/Benar/03/09

Ext'l pitting

at 4-7 o'clock

@BWD4.1m,

wall loss3mm


Adjacent Thickness = 6.9 mmINFO 02 N/A

BWD15-21.7m,

Area can't verifiy

due to R/C

6TP

05

Thickness min. = 4.8 mm

Adjacent Thickness = 6.8 mm

HCT/10"/SLN/

Benar/04/09

HCT/10"/SLN

/Benar/04/09

Ext'l pitting all over

pipe at TP area,

2mm wall loss

4.1.4. Gambar Skema Kerusakan Pipa

Setelah semua data dilakukan pembacaan, engineer akan menggambarkan

letak kerusakan (korosi) pada rangkaian pipeline. Gambaran tersebut dibuat dalam

tampilan gambar skema berikut :


50/63

50

Gambar 4.3 Gambar Skema (Irsindo Pratama, 2010)

4.2. Perhitungan Data

Teletest unit memberikan pembacaan, pengolahan dan menyajikan data hasil

pengujian. Untuk melakukan perhitungan laju korosi pada pipeline data yang harus

diketahui adalah pengurangan ketebalan dinding pipa (wall loss), data ini diperoleh

dari hasil pembacaan teletestsystem.

Data lain yang diperlukan untuk mendapatkan nilai laju korosi adalah selisih

antara tahun awal pemasangan pipa dengan tahun dilakukannya inspeksi pipa.

Setelah wall loss dan data tersebut maka laju korosi pipa dapat diketahui dengan

menggunakan persamaan berikut ini :

(persamaan 4.1)

Keterangan:

Corrosion Rate (CR) : Laju korosi, mm/years.

Thickness Initial (Ti) : Ketebalan awal pipa, mm.


51/63

51

Thickness Actual (Ta) : Ketebalan hasil pengujian, mm.

Years between Ti and Ta : Selisih antara tahun awal pemasangan pipa dengan

tahun pada saat pengujian.

Tabel 4.7 menunjukkan perhitungan laju korosi yang dilakukan terhadap

seluruh rangkaian pipeline yang terdiri dari 84 titik pengujian (test point).

Tabel 4.7 Perhitungan Laju Korosi Untuk 84 Test Poin (Irsindo Pratama, 2010)

TP Ti Ta WL Yti Yta Yta-ti CR

1 6.6 2.6 4 1970 2010 40 0.100

2 6.9 3.9 3 1970 2010 40 0.075

3 6.9 6.9 0 1970 2010 40 0.000

4 6.8 6.8 0 1970 2010 40 0.000

5 6.8 4.8 2 1970 2010 40 0.050

6 6.2 3.2 3 1970 2010 40 0.075

7 6.6 4.6 2 1970 2010 40 0.050

8 6.5 4.5 2 1970 2010 40 0.050

9 6.1 2.1 4 1970 2010 40 0.100

10 6 1 5 1970 2010 40 0.12511 6.6 2.6 4 1970 2010 40 0.100

12 6.5 2.5 4 1970 2010 40 0.100

13 6.5 1 5.5 1970 2010 40 0.138

14 6.5 2.5 4 1970 2010 40 0.100

15 6.6 4.6 2 1970 2010 40 0.050

16 6.4 2.4 4 1970 2010 40 0.100


17 6.4 3.4 3 1970 2010 40 0.075

18 6.7 4.7 2 1970 2010 40 0.05019 6.7 3.2 3.5 1970 2010 40 0.088

20 6.5 3.5 3 1970 2010 40 0.075

21 6.6 3.6 3 1970 2010 40 0.075

22 6.6 2.6 4 1970 2010 40 0.100

23 6.6 3.6 3 1970 2010 40 0.075

24 6.6 4.1 2.5 1970 2010 40 0.063

25 6.5 2 4.5 1970 2010 40 0.113

26 6.5 3.5 3 1970 2010 40 0.075

27 6.5 4.5 2 1970 2010 40 0.050


52/63

52

28 6.5 4.5 2 1970 2010 40 0.050

29 6.5 4.5 2 1970 2010 40 0.050

30 6.5 4 2.5 1970 2010 40 0.063

31 6.5 4 2.5 1970 2010 40 0.063

32 6.5 4 2.5 1970 2010 40 0.063

33 6.5 4.5 2 1970 2010 40 0.050

34 6.6 2.6 4 1970 2010 40 0.100

35 6.6 4.6 2 1970 2010 40 0.050

36 6.7 4.7 2 1970 2010 40 0.050

37 6.4 2.4 4 1970 2010 40 0.100

38 6.5 3.5 3 1970 2010 40 0.075

39 6.6 4.6 2 1970 2010 40 0.050

40 6.6 2.6 4 1970 2010 40 0.100

41 6.4 3.9 2.5 1970 2010 40 0.063

42 6.3 4.3 2 1970 2010 40 0.050

43 5.4 3.9 1.5 1970 2010 40 0.038

44 6.3 2.8 3.5 1970 2010 40 0.088

45 6.3 4.3 2 1970 2010 40 0.050

46 6.3 2.8 3.5 1970 2010 40 0.088

47 6.2 4.2 2 1970 2010 40 0.050

48 6.2 3.2 3 1970 2010 40 0.07549 6.1 3.1 3 1970 2010 40 0.075

50 6.1 3.6 2.5 1970 2010 40 0.063

51 6.2 3.7 2.5 1970 2010 40 0.063

52 6.2 4.2 2 1970 2010 40 0.050

53 6.3 4.3 2 1970 2010 40 0.050

54 6.2 3.7 2.5 1970 2010 40 0.063


55 6.2 3.7 2.5 1970 2010 40 0.063

56 6.4 3.9 2.5 1970 2010 40 0.06357 6.4 3.4 3 1970 2010 40 0.075

58 6.4 4.4 2 1970 2010 40 0.050

59 6.2 4.2 2 1970 2010 40 0.050

60 6.2 4.2 2 1970 2010 40 0.050

61 6.3 4.3 2 1970 2010 40 0.050

62 6.4 4.4 2 1970 2010 40 0.050

63 6.2 3.7 2.5 1970 2010 40 0.063

64 6.5 4.5 2 1970 2010 40 0.050

65 6.5 4.5 2 1970 2010 40 0.050


53/63

53

66 6.1 3.6 2.5 1970 2010 40 0.063

67 6.3 2.3 4 1970 2010 40 0.100

68 6.3 2.3 4 1970 2010 40 0.100

69 6.2 2.2 4 1970 2010 40 0.100

70 6.3 2.3 4 1970 2010 40 0.100

71 6.4 3.4 3 1970 2010 40 0.075

72 6.5 2.5 4 1970 2010 40 0.100

73 6.2 2.2 4 1970 2010 40 0.100

74 6.1 3.6 2.5 1970 2010 40 0.063

75 6.2 3.2 3 1970 2010 40 0.075

76 6.2 3.2 3 1970 2010 40 0.075

77 6.4 4.9 1.5 1970 2010 40 0.038

78 6.1 3.1 3 1970 2010 40 0.075

79 6.1 3.1 3 1970 2010 40 0.075

80 6.1 2.1 4 1970 2010 40 0.100

81 6.1 3.6 2.5 1970 2010 40 0.063

82 6.3 3.3 3 1970 2010 40 0.075

83 5.8 2.8 3 1970 2010 40 0.075

84 6.1 4.6 1.5 1970 2010 40 0.038

Keterangan :

TP : Test Poin

Ti : Thickness Initial(mm)

Ta : Thickness Actual(mm)

WL : Wall Loss (mm)

Yti : Years Thickness Initial (tahun)

Yta : Years Thickness Actual(tahun)

Yta-ti : Years Between Ta-Ti

CR : Corrosion Rate (mm/years)

Tabel 4.8 merupakan hasil akhir data yang telah di run menggunakan

simulasi, sehingga diperoleh frekuensi yang merupakan acuan untuk mendapatkan

gambar gambar grafik pada Bab V.

Tabel 4.8 Data Statistik 1 (Irsindo Pratama, 2010)

Parameter Thickness Initial Thickness Actual Wall Loss

Corrosion

Rate


54/63

54

mean 6.377380952 3.579761905 2.797619048 0.070071429

modus 6.5 4.5 2 0.05

median 6.4 3.6 2.5 0.063

Tabel 4.9 Data Statistik 2 (Irsindo Pratama, 2010)

Parameter Thickness Initial Thickness Actual Wall Loss

Corrosion

Rate

P10 6.02 2.1 1.31 0.034

P50 6.35 3.55 2.75 0.0648

P90 6.72 5.08 4.15 0.128

Tabel 4.10 Hasil akhir data setelah di run simulasi (Irsindo Pratama, 2010)

Test Poin Frekuensi

Thickness Initial

(mm)

Thickness Actual

(mm)

Wall Loss

(mm)

Corrotion Rate

(mm/years)

1 0.011905 5.4 1 0 0

2 0.02381 5.8 1 0 0

3 0.035714 6 2 1.5 0.038

4 0.047619 6.1 2.1 1.5 0.038

5 0.059524 6.1 2.1 1.5 0.038

6 0.071429 6.1 2.2 2 0.05

7 0.083333 6.1 2.2 2 0.05

8 0.095238

6.1 2.3 2

0.059 0.107143 6.1 2.3 2 0.05

10 0.119048 6.1 2.3 2 0.05

11 0.130952 6.1 2.4 2 0.05

12 0.142857 6.1 2.4 2 0.05

13 0.154762 6.1 2.5 2 0.05

14 0.166667 6.2 2.5 2 0.05

15 0.178571 6.2 2.5 2 0.05

16 0.190476 6.2 2.6 2 0.05

17 0.202381

6.2 2.6 2

0.05


55/63

55

18 0.214286 6.2 2.6 2 0.05

19 0.22619 6.2 2.6 2 0.05

20 0.238095 6.2 2.6 2 0.05

21 0.25 6.2 2.8 2 0.05

22 0.261905 6.2 2.8 2 0.05

23 0.27381 6.2 2.8 2 0.05

24 0.285714 6.2 3.1 2 0.05

25 0.297619 6.2 3.1 2 0.05

26 0.309524 6.2 3.1 2 0.05

27 0.321429 6.2 3.2 2 0.05

28 0.333333 6.3 3.2 2 0.05

29 0.345238 6.3 3.2 2 0.05

30 0.357143 6.3 3.2 2.5 0.063

31 0.369048 6.3 3.2 2.5 0.063

32 0.380952 6.3 3.3 2.5 0.063

33 0.392857 6.3 3.4 2.5 0.063

34 0.404762 6.3 3.4 2.5 0.063

35 0.416667 6.3 3.4 2.5 0.063

36 0.428571 6.3 3.5 2.5 0.063

Test Poin Frekuensi

Thickness Initial

(mm)

Thickness Actual

(mm)

Wall Loss

(mm)

Corrotion Rate

(mm/years)

37 0.440476 6.3 3.5 2.5 0.063

38 0.452381 6.4 3.5 2.5 0.063

39 0.464286 6.4 3.6 2.5 0.063

40 0.47619 6.4 3.6 2.5 0.063

41 0.488095 6.4 3.6 2.5 0.063

42 0.5 6.4 3.6 2.5 0.063

43 0.511905 6.4 3.6 2.5 0.063

44 0.52381 6.4 3.6 3 0.075

45 0.535714 6.4 3.7 3 0.075

46 0.547619 6.4 3.7 3 0.075

47 0.559524 6.4 3.7 3 0.075

48 0.571429 6.5 3.7 3 0.075

49 0.583333 6.5 3.9 3 0.075

50 0.595238 6.5 3.9 3 0.075

51 0.607143 6.5 3.9 3 0.075

52 0.619048 6.5 3.9 3 0.075

53 0.630952 6.5 4 3 0.075

54 0.642857 6.5 4 3 0.075

55 0.654762 6.5 4 3 0.075


56/63

56

56 0.666667 6.5 4.1 3 0.075

57 0.678571 6.5 4.2 3 0.075

58 0.690476 6.5 4.2 3 0.075

59 0.702381 6.5 4.2 3 0.075

60 0.714286 6.5 4.2 3 0.075

61 0.72619 6.5 4.3 3 0.075

62 0.738095 6.5 4.3 3.5 0.088

63 0.75 6.5 4.3 3.5 0.088

64 0.761905 6.5 4.3 3.5 0.088

65 0.77381 6.5 4.4 4 0.1

66 0.785714 6.6 4.4 4 0.1

67 0.797619 6.6 4.5 4 0.1

68 0.809524 6.6 4.5 4 0.1

69 0.821429 6.6 4.5 4 0.1

70 0.833333 6.6 4.5 4 0.1

71 0.845238 6.6 4.5 4 0.1

72 0.857143 6.6 4.5 4 0.1

73 0.869048 6.6 4.5 4 0.1

74 0.880952 6.6 4.6 4 0.1

Test Poin Frekuensi

Thickness Initial

(mm)

Thickness Actual

(mm)

Wall Loss

(mm)

Corrotion Rate

(mm/years)

75 0.892857 6.6 4.6 4 0.1

76 0.904762 6.6 4.6 4 0.1

77 0.916667 6.6 4.6 4 0.1

78 0.928571 6.7 4.6 4 0.1

79 0.940476 6.7 4.7 4 0.1

80 0.952381 6.7 4.7 4 0.1

81 0.964286 6.8 4.8 4 0.1

82 0.97619 6.8 4.9 4.5 0.113

83 0.988095 6.9 6.8 5 0.125

84 1 6.9 6.9 5.5 0.138


57/63

57

BAB V

PEMBAHASAN

Dalam rangkaian penelitian yang penulis lakukan, langkah pertama yang

dilakukan setelah menyelesaikan perumusan masalah dan study literature adalah

mengumpulkan data. Penulis mengambil data penelitian di lapangan anzko #02 yang

merupakan rangkaian pipeline yang dilakukan pengujian untuk mengetahui laju

korosi dengan menggunakan metode Long Range Ultrasonic Testing (LRUT) atas

izin PT Irsindo Pratama. Terdapat 84 test point sebagai titik-titik pengujian untuk

mengukur rangkaian pipeline, dengan tujuan akhir mendapatkan laju korosi yang

terjadi pada rangkaian pipa tersebut.

Dari hasil pengujian LRUT akan didapat nilai wall loss (pengurangan dinding

pipa) pada setiap test pointnya, sehingga penulis dapat melakukan perhitungan

seberapa besar corrosion rate (laju korosi) yang terjadi pada setiap titik pengujian.

Data-data yang harus dikumpulkan untuk menunjang perhitungan tersebut adalah;

ketebalan awal pipa (thickness initial) ketika pipa pertama kali dipasang dalam

satuan millimeter, ketebalan pipa ketika dilakukan pengujian dengan menggunakanmetode LRUT (thickness actual) dalam satuan millimeter, pengurangan ketebalan

pipa yang terjadi (wall loss) dalam satuan millimeter, tahun pertama pipa dipasang

dan tahun ketika dilakukan pengujian.

Setelah semua data terkumpul, penulis melakukan perhitungan (Persamaan

4.1) dan menyajikannya dalam tabel 4.7; tabel 4.8; tabel 4.9; dan tabel 4.10 di Bab 4.

Selanjutnya menggunakan program microsoft excel, data yang di plot,

menggambarkan grafik thickness initial vs frequency, grafik thickness actual vs

frequency, grafik wall loss vs frequency dan grafik corrosion rate vs frequency.

5.1. Grafik Thickness Initial Vs Frequency


58/63

58

Gambar 5.1 Grafik Thickness Initial Vs Frequency

Dari grafik di atas diketahui bahwa rata rata ketebalan rangkaian pipeline

yang di uji adalah sebesar 6.377380952 atau 6.4 mm, sama nilainya dengan yang

ditujukan oleh P-50. Namun juga perlu diperhatikan bahwa ada bagian dari

rangkaian pipeline yang memiliki ketebalan awal lebih rendah, seperti yang

ditunjukkan oleh P-10 yakni sebesar 6.1 mm. Grafik menunjukkan bahwa ada

beberapa titik pengujian pada rangkaian pipeline yang memiliki ketebalan mula mula

sebesar 6.6 mm yang ditunjukkan oleh grafik plot P-90.

Secara umum dapat dikatakan bahwa ketebalan awal pipeline (thicknessinitial) berbeda beda, namun masih dalam satu rangkaian. Hal ini akan berpengaruh

kepadaperformancepipeline setelah dilakukan pengukuran laju korosinya.

5.2. Grafik Thickness Actual Vs Frequency


59/63

59

Gambar 5.2 Grafik Thickness Actual Vs Frequency

Jika dilakukan perbandingan antara grafik 5.1 dan grafik 5.2, maka dapat di

tarik kesimpulan bahwa ada korelasi yang searah antara besaran thickness initial dan

thickness actualyaitu terjadi pengurangan ketebalan dari ketebalan awal (wall loss).

Secara umum dapat dilihat besarnya pengurangan ketebalan rangkaian pipeline

adalah sama dengan selisih antara rata rata ketebalan awal pipa (thickness initial)

dengan ketebalan saat dilakukan pengujian (thickness actual) yaitu sebesar 2.8 mm.

Sehingga perlu ada solusi untuk menyikapi adanya pengurangan ketebalan tersebut.

Perlu diperhatikan bahwa thickness actual yang dihasilkan dari pengujian

juga memiliki pengurangan ketebalan yang berbeda beda, sesuai dengan besarnya

thickness initial. Sehingga ada beberapa bagian yang sangat tipis, namun dibagian

yang lain masih di anggap memiliki ketebalan yang layak untuk digunakan.

5.3. Grafik Wall Loss Vs Frequency


60/63

60

Gambar 5.3 Grafik Wall Loss Vs Frequency

Pengurangan ketebalan pipeline secara keseluruhan dapat di lihat dari rata

rata besarnya wall loss yakni 2.8 mm. Tetapi jika dilihat secara detail, ternyata

pengurangan ketebalan tidak terjadi sama besar dalam seluruh rangkaian pipeline.

Sesuai grafik di atas besarnya wall losspada P-10 adalah sebesar 2 mm, sementara P-

50 adalah sebesar 2.5 mm dan untuk nilai P-90 dari wall loss pipe line adalah 4 mm.

Solusi yang direkomendasikan untuk bagian-bagian pipeline yang

mempunyai nilai wall lossberbeda juga akan berlainan. Untuk bagian pipeline yang

mengalami wall loss 2 mm atau kurang dari itu harus segera diganti dengan

rangkaian yang baru. Bagian rangkaian pipeline yang wall loss nya 2.5 mm atau

lebih dapat dilakukan treatmen yang berbeda, salah satunya yaitu dengan memasang

sleeve, membuat logam pengalih korosi dan lain lain.

5.4. Grafik Corrosion Rate Vs Frequency


61/63

61

Gambar 5.4 Grafik Corrosion Rate Vs Frequency

Dari keseluruhan rangkaian pengujian dengan menggunakan long range

ultrasonic testing, kesimpulan akhirnya adalah untuk mengetahui laju korosi pipeline

dan merekomendasikan solusinya.

Dari grafik corrosion rate versus frequency di atas dapat dilihat bahwa secara

umum laju korosi yang terjadi adalah sebesar 0.063 mm/tahun. Pada posisi P-10 laju

korosinya lebih rendah, yaitu hanya 0.05 mm/tahun. Namun pada bagian dari

rangkaian pipeline yang lain terdapat laju korosi yang lebih tinggi; pada posisi P-90laju korosinya sebesar 0.1 mm/tahun. Solusi yang tepat untuk kondisi seperti ini

adalah mengganti rangkaian pipa tersebut.

Untuk meminimalkan resiko pada rangkaian pipeline yang lain apabila tidak

diganti, dapat dilakukan pelapisan pada pipa yaitu dengan cat (coating), dilakukan

perlindungan katodik dan anodik, pemasangan sleeve, atau diberikan zat pelambat

karat (corrosition inhibitor) pada pipa dan lain-lain.


62/63

62

BAB VIPENUTUP

6.1. Kesimpulan

1. Pengukuran korosi dengan menggunakan metoda LRUT jika

dibandingkan dengan metode konvensional akan lebih luas area

pengujiannya dan dapat mendeteksi korosi bagian dalam dan luar dinding

pipa.

2. Besarnya laju korosi pada rangkaian pipeline tidaklah sama, hal ini searah

dengan besarnya wall loss yang terjadi pada rangkaian pipeline nya yang

dipengaruhi oleh faktor internaldan externalpipa produksi.

3. Pada umumnya rangkaian pipa produksi di lapangan ANZKO #02 yang

diuji dengan menggunakan metode LRUT telah mengalami penurunan

performance dengan adanya pengurangan ketebalan dinding pipa yang

terjadi hampir secara merata di seluruh rangkaian pipa sebesar 2,8 mm

dengan laju korosi rata-rata 0,07 mm/tahun.

6.2. Saran

1. Pada pipeline yang mengalami korosi, sebaiknya :

a. Dilakukan pergantian pipa

b. Dilakukan perlapisan terhadap pipa

c. Dilakukan perlindungan katodik dan anodik

d. Penggunaan zat pelambat karat (corrosion inhibitor) pada pipa

2. Upayakan agar pipeline di cek laju korosinya 5 tahun sekali

3. Sebaiknya perusahaan memberikan tambahan pekerjaan kepada

kontraktor berupa corrosion engineer.


63/63

63

DAFTAR PUSTAKA

Ariyon, M., 2008, Teknik Penulisan Tugas Akhir (Untuk Jurusan Teknik

Perminyakan), UIR Press, Pekanbaru.

Corrosion_Club.Com., 2010, Gambar Gambar Korosi

Google Image.Com., 2010, Gambar Gambar Korosi

Harmas, R., 2005, Perawatan dan Pemeliharaan Pipa Produksi, Kolokium I,

Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau, Pekanbaru.

Irsindo Pratama, 2010,Report Data Long Range Ultrasonic Testing, Pekanbaru.

----------------------------, Standart Procedure of Operation Long Range Ultrasonic

Testing, Pekanbaru.

Rubiandini, R., 2004, Teknik Operasi Pemboran, Penerbit ITB, Bandung.

Riduwan, 2009,Dasar-Dasar Statistika, Alfabeta, Cetakan ke-3, Bandung.

Widharto, S., 2004, Karat dan Pencegahannya, Pradnya Paramita, Cetakan ke-3,

Jakarta.

Permykn,Andi Azis Komara-LAJU KOROSI

Documents

Transcript of Permykn,Andi Azis Komara-LAJU KOROSI