perhitungan dan analisa tekanan operasi maksimum …

PERHITUNGAN DAN ANALISA TEKANAN OPERASI MAKSIMUM

YANG DIPERBOLEHKAN (MAOP) PADA EMPAT JALUR PIPA GAS

PT.X MENGGUNAKAN PIPA API 5L GRADE B BERDASARKAN

STANDAR ASME B31.8 DAN PERANGKAT LUNAK RSTRENG

Febri Aulia Masitha, Andi Rustandi

1,2 Departemen Metalurgi dan Material, Faklutas Teknik, Universitas Indonesia, Depok,

16424, Indonesia

E-mail: [email protected]

Abstrak

Material pipa yang digunakan pada PT.X sebagai alat transmisi gas adalah pipa baja karbon

API 5L Grade B. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan dan menganalisis tekanan operasi

maksimum yang diperbolehkan pada pipa (MAOP) yang terdapat pada empat jalur PT.X .

Faktor yang mempengaruhi perhitungan dari MAOP didapat berdasarkan hasil inspeksi

lapangan, faktor tersebut antara lain ketebalan pipa yang diukur menggunakan alat ultrasonic

testing, kondisi lingkungan pipa (misalnya pH dan resistivitas), tegangan luluh maksimum

material pipa, faktor sambungan pipa, faktor suhu. Perhitungan dilakukan menggunakan

Standar ASME B31.8 dan Perangkat Lunak RSTRENG. Dimana berdasarkan hasil

perhitungan, keempat jalur pipa gas memiliki tekanan operasi yang berada dibawah tekanan

maksimum yang diperbolehkan dan tekanan desain yang mengindikasikan bahwa pipa bekerja

pada tekanan yang aman.

CALCULATION AND ANALYSIS OF MAXIMUM ALLOWABLE OPERATING

PRESSURE IN FOUR PIPA GAS PT.X USING API 5L GRADE B PIPA BASED ON

ASME B31.8 STANDARD AND RSTRENG SOFTWARE

Abstrack

Pipe material that used in PT.X as gas transmission device is carbon steel API 5L Grade B.

This study aims to determine and analyze the maximum allowable operating pressure

(MAOP) contained in the four pipa gas PT.X. Factors affecting the calculation of MAOP

obtained by field inspection results, thickness of the pipe is measured using Ultrasonic

Testing Machine, pipe environmental conditions (pH and resistivity), the maximum yield

stress of pipe material, pipe connection factor, temperature factor. The calculation based on

ASME B31.8 standard and RSTRENG software. The result of the calculation is below the

maximum allowable operating pressure and pressure designs indicate that the pipe work is in

safe pressure.

Keyword: API 5L Grade B, maximum allowable operating pressure, ASME B31.8,

RSTRENG softaware

Perhitungan dan..., Febri Aulia Masitha, FT, 2014

mailto:[email protected]

Pendahuluan

Dengan semakin meningkatknya industri minyak dan gas bumi, maka penggunaan

pipa juga semakin meningkat. Kegagalan yang terjadi akibat penurunan kekuatan dari pipa

sering terjadi. Hal tersebut dikarenakan pipa merupakan objek yang langsung mengalami efek

dari tekanan yang berasal dari dalam pipa itu sendiri maupun dari luar. Tekanan internal,

tekanan eksternal, suhu operasi, gaya gravitasi merupakan kondisi yang dapat menyebabkan

terjadinya keretakan pada pipa. Untuk mengontrol faktor keamanan pada pipa maka tekanan

pipa harus dikontrol dengan cara melakukan inspeksi lapangan secara langsung dan berkala

kemudian data yang didapatkan dilapangan akan diolah secara kuantitatif untuk dilakukan

perhitungan MAOP (tekanan operasi maksimum yang diperbolehkan) setelah itu dilakukan

analisa. Salah satu contoh dari kegagalan pada pipa yang diakibatkan tekanan operasi berada

diatas MAOP adalah mula-mula akan terjadinya keretakan pada bagian pipa, seperti keretakan

memanjang maupun keretakan melingkar pada pipa. Kemudian setelah terjadinya keretakan

akan berlanjut kepada kebocoran pipa yang dapat menurunkan angka produksi perusahaan

yang akan mengakibatkan kerugian, naiknya biaya penanggulangan kebocoran, hingga dapat

menimbulkan dampak kecelakaan kerja hingga kematian[3]

.

Faktor utama untuk mendapatkan efisiensi yang tinggi dalam proses produksi dan

eksplorasi minyak dan gas bumi adalah pertama dengan menjaga tekanan operasi pipa tetap

berada pada batas aman sehingga tidak terjadi kegagalan seperti kebocoran yang dapat

mengakibatkan penurunan target produksi perusahaan. Oleh karena itu pada penelitian ini

akan dilakukan perhitungan MAOP sebagai langkah untuk menghindari kegagalan pada pipa

yang dapat mengakibatkan penurunan produksi minyak dan gas, mendapatkan informasi

tentang faktor-faktor kegagalan pipa yang berhubungan dengan tekanan operasi pada pipa.

Karena tekanan operasi yang tepat adalah tekanan yang berada dibawah tekanan desain pipa.

Rumusan permasalahan pada penelitian ini adalah analisa integritas mekanis pipa yang

membahas mengenai MAOP (tekanan operasi maksimum yang diperbolehkan). Kemudian

akan dilakukan perbandingan tekanan operasi pipa pada keempat jalur pipa gas dan

melakukan analisa berdasarkan data yang diperoleh. Keempat jalur pipa gas tersebut adalah

sebagai berikut:

Daerah A Jalur SKG A – SP A sepanjang 5193 m dan Jalur SP B – SP C sepanjang 9164 m

Daerah B Jalur SP 1-PPP 1 sepanjang 7188 m dan Jalur PPP 1 – SKG 1 sepanjang 22000m


Tinjauan Teoritis

MAOP adalah tekanan operasi maksimum yang diperbolehkan pada pipa dan merupakan

kunci keamanan dari sebuah pipa agar dapat beroperasi dengan baik tanpa terjadinya

kegagalan[6]

. Tekanan operasional pada pipa yang benar berdasarkan standar adalah pipa yang

memiliki tekanan operasional dibawah tekanan desain dan tidak boleh melebihi nilai MAOP.

Hal ini bertujuan agar tidak terjadinya kegagalan pada pipa yang dapat menyebabkan

kerugian pada sebuah perusahaan. Rumus MAOP adalah:

Dimana,

S adalah tegangan luluh (yield strength) maksimum dari material pipa. F adalah faktor

lingkungan bernilai antara 0 hingga 1. Untuk pipa ini diambil F = 0,72. E adalah faktor

sambungan pipa. Untuk pipa ini diambil harga E = 1 (pipa ERW). T adalah faktor derating

suhu, bernilai 1 untuk suhu operasi < 250° F. t adalah tebal minimum terukur pada satu titik. P

adalah tekanan pada pipa (Psig).

Pipa adalah sebuah benda berongga yang berbentuk tabung dan digunakan untuk

sarana transportasi berbagai macam fluida. Fluida yang biasa dialiri oleh pipa adalah minyak,

gas atau air. Pada desain pipa hal utama yang harus diperhatikan adalah masalah ketebalan

pipa yang akan digunakan. Ketebalan pipa akan sangat mempengaruhi kemampuan dari pipa

tersebut dalam menahan tekanan yang timbul akibat fluida yang mengalir. Semakin tebal

dinding pipa maka nilai kemampuannya untuk menahan tekanan akan semakin besar. Faktor

yang menyebabkan ketahanan pipa antara lain adalah faktor lingkungan yang terdiri dari jenis

tanah, pH tanah, resistivitas tanah,tingkat aerasi (kadar oksigen). Faktor yang selanjutnya

adalah jenis fluida yang mengalir (minyak, gas atau air), jenis aliran fluida (turbulen atau

laminar).

Metode yang digunakan untuk menentukan nilai MAOP adalah ASME B31.8 dan

perangkat lunak RSTRENG.

- ASME B31.8


- Perangkat Lunak RSTRENG

a. Metode B31.G

Merupakan metode perhitungan kekuatan dari pipa terkorosi yang paling konservatif. Pada

perhitungan dengan metode ini data yang dibutuhkan adalah data ketebalan nominal pipa,

ketebalan pipa yang terkorosi dan nilai minimum yield strength material yang digunakan.

Perhitungan dilakukan dengan menggunakan asumsi bahwa nilai tegangan aliran adalah 1.1

kali lipat dari nilai yield strength dan cacat yang terjadi akan berbentuk parabola (2/3 area

factor). Perhitungan untuk menghitung nilai failure stress pada metode ini adalah sebagai

berikut :

P burst = 1.1 (

) *

+

Nilai P yang didapat harus lebih rendah atau sebanding dari nilai MAOP.

Keterbatasan dari penggunaan metode perhitungan paling konservatif ini adalah:

Nilai tegangan alir yang diasumsikan sebesar 1.1 kali dari SMYS kurang akurat dalam

menggambarkan kondisi sesungguhnya dan sering menyebabkan nilai kekuatan pipa terlihat

amat kecil sehingga seringkali terjadi penggantian material yang tidak berguna

b. Metode Modified B31.G Criterion – 0.85 dL

Metode ini dikeluarkan untuk menyederhanakan persamaan yang sudah ada. Hasilnya pada

persamaan ini digunakan nilai faktor empiris 0.85, menggantikan nilai 2/3 area factor.

Metode ini dikeluarkan bersamaan dengan metode perhitungan effective area dan perangkat

lunak RSTRENG. Keterbatasan dari metode ini adalah penggunaan pendekatan yang

menyederhanakan bentuk dan geometri dari korosi yang terjadi menyebabkan perhitungan

sering tidak akurat saat terdapat cacat yang amat panjang dengan satu titik yang dalam.

Pburst = (

) ( ) [

(

)

(

)

]

c. Metode Modified B31.G Criterion Effective Area

Pada metode ini dilakukan perhitungan dengan memperhitungkan nilai metal loss pada daerah

yang berbeda. Dengan metode ini kita dapat menghitung berbagai kemungkinan failure

pressure pipa tersebut. Setiap perhitungan akan melibatkan nilai Li, dengan i adalah interval

(jarak) antar lubang. Daerah yang dianggap cacat pada pipa didapat dengan menjumlahkan


nilai total daerah yang dibentuk oleh nilai kedalaman pada setiap cacat pit. Hal inilah yang

menyebabkan metode ini disebut sebagai effective area method, yaitu karena perhitungan

didasarkan pada panjang dan luas daerah cacat pada pipa. Pada metode ini, setiap cacat pada

pipa akan diperiksan dengan gabungan daerah cacat lainnya menggunakan metode iterative.

Jumlah perhitungan yang Pada metode ini, setiap cacat pada pipa akan diperiksa dengan

gabungan daerah cacat lainnya menggunakan metode iterative.

Pburst = (

) ( ) [

(

)

]

Metode Pengumpulan dan Pengolahan Data

Survey dan Inspeksi

Lapangan

Pengukuran

ketebalan

dinding

pipa,

material

pipa

Pengukuran

pH tanah,

resistivitas

tanah

Pengolahan

Data

Fluida yang

mengalir

didalamnya

Mencatat

kondisi

lingkungan

yang dilalui

pipa

Perhitungan MAOP (ASME

B31.8 dan RSTRENG)

Analisa dan Kesimpulan

Studi Literatur

Mulai

Pengumpulan Data

Sekunder

Data

analisa

kandungan

gas

Data

tekanan dan

temperatur

gas

Selesai Perhitungan dan..., Febri Aulia Masitha, FT, 2014

Hasil Studi Kasus

Tabel 1 Data Sekunder Pipa

Jalur Pipa SKG A - SP A SP B - SP C SP 1 – PPP 1 PPP 1 – SKG 1

Field Daerah A Daerah A Daerah B Daerah B

Minimum yield

strength 35000 Psi 35000 Psi 35000 Psi 35000 Psi

Tekanan desain 750 Psig 750 Psig 850 Psig 740 Psig

Tekanan operasi 480 Psig 410 Psig 300 Psig 240 Psig

Temperatur

operasi 46,1˚C 31˚C 40,5˚C 40,5˚C

Joint Factor (E) 1 1 1 1

T Factor 1 1 1 1

Design Factor 0,72 0,72 0,72 0,6

Age of Pipe 40 tahun 40 tahun 16 tahun 6,5 tahun

Material API 5L Grade

B

API 5L Grade

B

API 5L Grade

B API 5L Grade B

Schedule 40 & 80 40 & 80 80 80

Content Gas Gas Gas Gas

Panjang 5193 m 9164 m 7188 m 22000 m

Joining type ERW ERW ERW ERW

Pembahasan dan analisa ketebalan

Pengukuran ketebalan pada pipa dilakukan sepanjang titik-titik yang mewakili ruas

lingkungan pipa. Pengukuran ketebalan pada pipa dilakukan berdasarkan arah jam 12,3,6 dan

9 dan pengukuran ketebalan pipa dilakukan menggunakan Ultrasonic Testing (UT).


Kemudian ketebalan yang paling tipis dijadikan sebagai actual thickness pipa (ketebalan yang

mewakili pipa pada titik tersebut) berdasarkan prinsip safety factor dan kemudian actual

thickness akan digunakan sebagai masukan dalam perhitungan MAOP.

Ketebalan pipa dan diameter luar pipa didapatkan berdasarkan pencocokan antara schedule

dan ukuran pipa merujuk pada standar ANSI (American National Standards Institute).

Sebagai contohnya adalah pipa dengan schedule 80 dan ukuran 6 inch memiliki ketebalan

0,432 inch dan diameter luar 6,625 inch.

Grafik Ketebalan pipa

Gambar 1 grafik ketebalan pipa pipa Daerah A. SKG A SP A

Gambar 2 grafik ketebalan pipa pipa Daerah A. SP B SP C

Gambar 3 grafik ketebalan pipa pipa Daerah B. SP 1 PPP 1

0

5

10

15

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

t act t nom t req

0

5

10

15

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33

t act t nom t req

0

5

10

15

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45

t act t nom t req


Gambar 4 grafik ketebalan pipa pipa Daerah B. PPP 1 SKG 1

Analisa Grafik

Pada keempat jalur pipa terdapat perbedaan ukuran dan schedule yang digunakan.

Actual thickness pipa secara keseluruhan pada keempat jalur pipa berada dibawah ketebalan

awal pipa. Ada 3 hal penting mengenai ketebalan pipa yang harus kita ketahui., yaitu nominal

thickness (ketebalan awal pipa), actual thickness (ketebalan pipa yang terukur sekarang) dan

minimum tolerance (ketebalan minimum pipa). Pipa mengalami penipisan dari awal

penggunaan sampai saat ini, hal tersebut diakibatkan karena pipa telah dipakai sebagai pipa

gas selama bertahun-tahun serta faktor korosi yang terjadi pada pipa. Fluida serta partikel-

partikel yang terbawa didalam pipa dari sumur menuju stasiun pengumpul gas dapat

menggerus dinding-dinding pipa gas sehingga terjadi penurunan ketebalan tersebut. Gas dapat

mengalir karena diberikan tekanan agar gas dapat mengalir dari titik awal menuju titik akhir,

tekanan tersebut dapat menekan dinding-dinding pipa gas yang dapat menyebabkan

penurunan ketebalan pipa. Tekanan dan gas saling berinteraksi sehingga dapat menginisiasi

terjadinya korosi pada pipa gas.

Ketebalan aktual pada setiap titik mengalami perbedaan, hal tersebut dapat

diakibatkan karena perbedaan lingkungan, jenis tanah yang dilalui oleh pipa gas yang dapat

berpengaruh terhadap ketahanan pipa tersebut sehingga ketebalan tiap titik menjadi berbeda.

Pada beberapa point terjadi perbedaan nominal thickness pipa. Hal tersebut diakibatkan

karena pipa pernah diganti dengan pipa baru sehingga pada rekam terakhir ketika inspeksi

ketebalan pipa tidak terlalu jauh dengan ketebalan pipa awal. Sedangkan pada titik yang

ketebalannya lumayan jauh menurun dibandingkan ketebalan awal, pipa tersebut belum

pernah diganti dengan pipa yang baru. Pengurangan ketebalan pipa pada bagian internal yang

disebabkan oleh adanya penggerusan dinding-dinding pipa oleh turbulensi fluida didalam pipa

maupun adanya pasir halus yang masih terbawa oleh fluida dan gas dalam pipa, selain itu

pasir juga didapat dari adanya kondensat dari gas..

0%

50%

100%

1 8

15

22

29

36

43

50

57

64

71

78

85

92

99

10

6

11

3

12

0

12

7

13

4

14

1

14

8

15

5

16

2

t act t nom t req


Pada grafik ketebalan pipa jalur pipa SP B – SP C terlihat garis ketebalan pipa

mengalami naik turun, hal tersebut diakibatkan perbedaan penggunaan ukuran pipa pada satu

jalur tersebut. Pada grafik ketebalan pipa jalur SP 1 – PPP 1 terlihat pengurangan ketebalan

pipa cukup beragam. Hal tersebut diakibatkan lingkungan yang dilalui oleh pipa memiliki

tingkat yang heterogen. Pengurangan ketebalan diakibatkan oleh terjadinya korosi pada pipa

tersebut. Selain lingkungan yang heterogen yang dilalui oleh pipa yang dapat menginisiasi

terjadinya korosi, pipa tanpa proteksi katodik merupakan faktor yang menyebabkan

penurunan ketebalan pipa secara cepat.Pada grafik ketebalan pipa jalur SKG A – SP A terlihat

garis ketebalan pipa pipa mengalami naik turun, meskipun actual thickness tetap berada diatas

ketebalan minimum. Hal tersebut mengidikasikan bahwa ketebalan pipa masih dalam batasan

yang aman. Naik turunnya garis pada grafik ketebalan pipa jalur SKG A – SP A juga

diakibatkan oleh penggunaan 3 ukuran pipa yang berbeda pada 1 jalur, yaitu pipa dengan

ukuran NPS 4"80, 6"40 dan 6"80 Pada point 6, 17, 21, 25, 31, 33, 34 dan 35 ketebalan

menurun lebih besar dibandingkan dengan titik lainnya, hal tersebut diakibatkan karena

terjadinya korosi merata yang menyebabkan terbentuknya pitt. Pengurangan ketebalan yang

berfluktuatif terjadi disebabkan korosi eksternal. Karena korosi internal yang terjadi sudah

hampir pasti seragam jika dilihat dari kandungan fluida yang ditransmisikan. Perbedaan

korosi eksternal yang terjadi sangat mungkin dikarenakan pipa melewati lingkungan yang

relatif heterogen. Tetapi secara keseluruhan nilai ketebalan actual berada diatas ketebalan

minimum yang berarti pipa dari segi ketebalan aman untuk beroperasi. Ketebalan actual pada

keempat jalur pipa masih berada diatas ketebalan pipa minimum yang diperbolehkan pada

pipa. Hal tersebut berarti pipa masih dalam kondisi baik dan layak untuk beroperasi.

Grafik Pressure Berdasarkan ASME B31.8

Gambar 5 grafik pressure SP 1 – PPP 1

0

2000

4000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

P design P operating MAOP (psig)


Gambar 6 grafik pressure SP B – SP C

Gambar 7 grafik pressure SKG A – SP A

Gambar 8 grafik pressure PPP 1 – SKG 1

Analisa

Dilihat berdasarkan grafik MAOP, tekanan desain dan tekanan operasi pada keempat

jalur pipa berada dibawah nilai MAOP. Tekanan desain pada jalur ini jika ditinjau dari segi

tekanan operasi aman. Tekanan desain merupakan batas operasi antara kondisi aman dan tidak

aman. Jika tekanan operasi berada diatas tekanan desain, maka kondisi tersebut tidak aman

walaupun masih diperbolehkan. Sedangkan kondisi aman adalah kondisi dimana tekanan

operasi berada dibawah tekanan desain. Melihat kondisi seperti ini dapat disimpulkan bahwa

keempat jalur pipa berada pada kondisi aman. Untuk meningkatkan produksi gas, diharapkan

tekanan operasi dapat dinaikkan untuk mencapai target produksi. jika terjadi kebocoran, maka

pipa harus segera diberikan tindakan perbaikan.

0

2000

4000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33

P desain P operating MAOP

0

2000

4000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

P design P operating MAOP

0

2000

4000

1 8

15

22

29

36

43

50

57

64

71

78

85

92

99

10

6

11

3

12

0

12

7

13

4

14

1

14

8

15

5

16

2

P desain P operating MAOP


Perhitungan Berdasarkan Software RSTRENG

Penggunaan RSTRENG pada skripsi ini bertujuan untuk membandingkan antara perhitungan

manual dengan metode RSTRENG. Jarak setiap titik pada pengukuran RSTRENG adalah

panjang pipa dibagi panjang titik inspeksi. Hal ini disebabkan karena inspeksi telah dilakukan

secara manual.

a. Daerah SP 1 – PPP 1

Tabel 2 Nilai MAOP RSTRENG SP 1 – PPP 1

NPS

dan

SCH

Jumlah

Penguk

- uran

Metode B31G

(psig)

Metode 0,85

dL (psig)

Metode effective

area (psig)

Analisa

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

6” 80 46 titik 2041 680,3 2661 887 3117 1039 Pipa rentan

mengalami

penurunan

kekuatan,

karena Nilai

MAOP ada

yang

dibawah

tekanan

desain, dan

ada yang

diatas

tekanan

desain. Jdi

butuh

penanganan

lanjut dan

inspeksi

secara rutin

untuk

menghindar

i pipa gagal


secara tiba-

tiba.

Berdasarkan corrosion profile RSTRENG dengan menggunakan pipa 6"80 terlihat

ada beberapa titik yang mengalami penurunan ketebalan yang cukup jauh meskipun

masih dalam batasan aman. Pada titik akhir terlihat dari profil ini terdapat perbedaan

titik yang cukup jauh dengan titik-titik lainnya. Hal ini diasumsikan pipa sempat

mengalami penggantian karena dulunya terjadi kebocoran. Metode yang cocok

digunakan pada pipa dengan ukuran ini adalah Modified B31.G Criterion (0.85 dL),

dimana metode ini akan mewakili cacat pada pipa.

b. SKG A – SP A

Tabel 3 Nilai MAOP RSTRENG SKG A – SP A

NPS

dan

SCH

Jumlah

Penguk-

uran

Metode B31G

(psig)

Metode 0,85 dL

(psig)

Metode

effective area

(psig)

Analisa


4” 80 5 titik 3541 1180,3

3

3774 1258 3774 1258 Nilai MAOP >

dari tekanan

desain yang

berarti pipa

berada pada

kondisi aman

6” 40 10 titik 2330 7 776,7 2643 881 2643 881 Nilai MAOP >

tekanan desain,

tapi tidak begitu

aman

dikarenakan

mendekati

tekanan desain.

6” 80 10 titik 3160 1053.3 3284 1094,7 3284 1094,7 Nilai MAOP >

dari tekanan


Berdasarkan corrosion profile RSTRENG dianalisa bahwa cacat yang terjadi tidak

terlalu dalam sehingga metode yang cocok untuk pipa ini Modified B31.G Criterion

(0.85 dL)

c. PPP 1 – SKG 1

Tabel 4 SKG A – SP A

NPS

dan

SCH

Jumlah

Penguk

- uran

Metode B31G

(psig)

Metode 0,85

dL (psig)

Metode effective

area (psig)

Analisa


6” 80 50 titik 1893 631 2408 802,7 2229 743 Nilai

MAOP

mendekati

tekanan

desain dan

berbahaya

karena

memiliki

kekuatan

pipa yang

rendah

Pada jalur ini perhitungan menggunakan RSTRENG terjadi masalah dikarenakan

jalur ini memiliki 177 titik inspeksi. Titik yang cukup banyak ini mengakibatkan

increment length tidak dapat digunakan pada perhitungan RSTRENG. Sehingga

data yang dimasukan dalam perhitungan ini hanya 50 titik, sehingga didapatkan

increment length yang sesuai untuk melakukan perhitungan RSTRENG. Sisa

ketebalan terendah pada grafik ini adalah 6,4mm. bentuk profil korosi pada jalur

desain yang

berarti pipa

berada pada

kondisi aman


ini lebih homogeny, dimana cekungan tidak terlalu berfluktuasi. Sehingga metode

yang cocok digunakan untuk jalur ini adalah adalah Modified b31.G Criterion

(effective area). Hal tersebut dikarenakan dengan menggunakan metode ini dapat

melibatkan seluruh luas permukaan dan efektif untuk berbagai macam

kemungkinan cacat dan korosi yang terjadi.

d. SP B – SP C

Tabel 5 SKG A – SP A

NPS

dan

SCH

Jumlah

Penguk-

uran

Metode B31G

(psig)

Metode 0,85

dL (psig)

Metode

effective area

(psig)

Analisa


4”

40

11 titik 2619 873 2654 884,7 2654 884,7 Nilai MAOP > dari

tekanan desain.

Disarankan untuk

meningkatkan nilai

tekanan operasi dapat

ditambah antara 400-

550 psig.

4”

80

1 titik 3686 1 1228,67 3774 1258 - -

6”

40

8 titik 2183 727,67 2352 784 2352 784 Nilai MAOP > dari

tekanan desain.

Disarankan untuk

meningkatkan nilai

tekanan operasi dapat

ditambah antara 400-

550 psig.

6”

80

16 titik 2667 889 3283 1094,3 3284 1094,3 Nilai MAOP > dari

tekanan desain (aman).


Berdasarkan profil korosi yang didapat, umumnya korosi yang terbentuk hampir

merata pada smeua titik sehingga metode yang cocok digunakan pada jalur pipa

gas ini adalah metode Modified B31.G Criterion (0.85 dL).

Kesimpulan

Tabel 6 Kesimpulan Tekanan Pipa Pada 4 Jalur di PT.X

- Berdasarkan hasil perhitungan MAOP dan analisa ketebalan, maka keempat jalur pipa

memiliki nilai tekanan operasi dibawah nilai MAOP dan tekanan desain pipa. Tetapi pada

jalur PPP 1 – SKG 1 sisa ketebalan dinding pipa adalah 58% sehingga saran untuk

meningkatkan tekanan kerja yang dimaksudkan utuk menikkan nilai produksi gas tidak dapat

dilakukan. Sedangkan pada 3 jalur lainnya dimana sisa ketebalan dinding pipa masih diatas

80% yang berarti peningkatan tekanan operasi dapat dilakukan untuk meningkatkan nilai

produksi gas.

- Meskipun secara keseluruhan pipa telah berumur lama (dibangun kira-kira tahun 1970 an)

tetapi pipa yang rusak dan mengalami kebocoran telah dilakukan perbaikan, penggantian

Jalur

pipa

Working

pressure

(psig)

MAOP

berdasarkan

ASME B31.8

MAOP

berdasarkan

RSTRENG –

effective area

MAOP berdasarkan

metode RSTRENG

– 0.85dL

MAOP

berdasarkan

metode RSTRENG

B31.G

Pf

(psig)

Pf/3

(psig)

Pf

(psig)

Pf/3

(psig)

Pf (psig) Pf/3

(psig)

Pf (psig) Pf/3

(psig)

SP 1 –

PPP 1

300 3012 1004 3117 1039 2661 887 2041 680

SKG

A – SP

A

480 2643 881 2643 881 2643 881 2330 777

PPP 1

– SKG

1

240 1646 549 2229 743 2408 803 1893 631

SP B –

SP C

410 2352 784 2352 784 2352 784 2183 728


ataupun clamp sehingga secara umum untuk saat ini kondisi pipa cukup bagus ditinjau dari

segi MAOP dan tekanan operasi pada pipa tersebut.

Tabel 7 Kesimpulan Penggunaan Metode Pada Keempat Jalur Pipa Gas

Jalur Pipa Tekanan

Operasi

(psig)

Tekanan

berdasarkan

ASME B31.8

(psig)

Metode yang cocok digunakan dan

tekanan (psig)

SKG A – SP A 480 881 Modified B31.G Criterion (0.85 dL)

= 881

SP B – SP C 410 784 Modified B31.G Criterion (0.85 dL)

= 784

SP 1 – PPP 1 300 1004 Modified B31.G Criterion (0.85 dL)

= 887

PPP 1 – SKG 1 240 549 Modified B31.G Criterion (effective

area).

= 784

Kelemahan menggunakan metode perangkat lunak RSTRENG adalah :

Proses perhitungan yang amat banyak membuat metode ini hanya efektif digunakan saat

terdapat alat bantu computer yang memadai (dilengkapi perangkat lunak RTSRENG).

Perhitungan hanya memperhitungkan adanya internal stress, external stress seperti torsi tidak

ikut diperhitungkan.

Saran

- Untuk menghambat laju korosi, maka perlu diberikan proteksi katodik berupa anoda

korba atau ICCP (Impresed Current Cathodic Protection) pada pipa untuk

menghambat laju korosi dan meningkatkan remaining life pipa.


- 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.

- Tekanan pipa harus selalu dijaga pada batas aman, yaitu berada dibawah tekanan

desain dan tekanan MAOP agar tidak terjadi kegagalan pada pipa. Hal tersebut

dilakukan dengan cara inspeksi dan monitoring pipa secara berkesinambungan untuk

menghindari risiko-risiko yang dapat terjadi

- Sebelum melakukan inspeksi pengukuran ketebalan pipa, pipa dilakukan pigging

terlebih dahulu. Pigging bertujuan untuk menghilangkan, megeluarkan dan membawa

scale tersebut keluar dari pipa. Sehingga ketika melakukan pengukuran ketebalan pipa

menggunakan UT, nilai yang terbaca memang benar-benar nilai aktual ketebalan pipa


DAFTAR PUSTAKA

[1] www.bps.go.id (diakses pada 17 Mei 2014, pukul 11.30)

[2] www.pertamina.com (diakses pada 18 Mei 2014, pukul 08.27)

[3] Ibraham, R. Analisa Kelayakan Operasional Jalur Pipa Kondensat Material API 5L Grade B

Terhadap Desain Sistem Proteksi Katodik. FMIPA Universitas Indonesia. Depok. 2010

[4] Lina, Y.J. Risk Analysis of In-Service Pressure Piping Containing Defects. School of

Chemical Engineering and Technology, Tianjin University. Tianjin. 2004

[5] Zhou, Jianqiu. A Study on the Reliability Assessment Methodology for Pressure Piping

Containing Circumferential Defects. Department of Mechanical Engineering, Nanjing University

of Chemical Technology. Nanjing. 2008

[6] ASME B31.8 M API 5L . 2002

[7] UK HSE OTR NO. 044, Review of Corrosion Management for Offshore Oil and Gas

Processing, 2001

[8] Redian Wahyu Elanda. Analisis Keandalan Pipa Lurus Akibat Korosi Eksternal pada Jalur

Pipa Transmisi Gas dengan Menggunakan Simulasi Monte Carlo. Skripsi. Universitas Indonesia,

2011

[9] Diptagama, I Wayan. Analisis Konsekuensi Kegagalan Secara Kuantitatif pada Onshore Pipa

Berdasarkan API 581. Skripsi. Institut Teknologi Bandung, 2008

[10] Specification for Line Pipe. Standard API Spesification 5L. Forty-second edition, Januari

2000.

[11] ANSI / ASME B36.10M API 5L. 2004

[12] Roberge, Pierre R. (1999). Handbook of Corrosion Engineering. McGraw-Hill. USA

[13] M.G. Fontana, corrosion engineering, 3rd ed.McGraw-Hill.New York.1986


http://www.bps.go.id/

http://www.pertamina.com/

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

1992

[15] K.R Trethewey and J. Chamberlain. (1995). Corrosion for Science and Engineering 2nd

ed,

Longman (UK)

[16] G.S. Das, dan A.S. Khanna. Parametric Study of CO2/H2S Corrosion of Carbon Steel Use

for Pipa Application. Indian Institute of Technolog Bombay. India. 2004

[17] Zulkifli. Pengaruh Gas CO2 terhadap Laju Korosi pada Baja Karbon pada Pipa Penyalur

Minyak. Departemen Metalurgi. FTUI. 2003

[18] H.M. Abd El-Lateef et al / Chemistry Journal (2012), Vol. 02, Issue 02, pp. 52-63. Corrosion

Protection of Steel Pipas Against CO2 Corrosion-A Review.

[16]: Pierre R. Roberge, Corrosion Engineering –Principles and Practice, TheMcGraw-Hill

Companies Inc., USA, 2008

[19]:Roberge, Pierre R. Handbook of Corrosion Engineering. Mc-Graw-Hill

[20] Rustandi, Andi ; Iandiano, Dito, “ Studi Laju Korosi Baja Karbon Untuk Pipa

Penyalur Proses Produksi Gas Alam Yang Mengandung Gas CO2 pada Lingkungan NaCl 0.5,

1.5, 2.5, 3.5 %” Skripsi, Universitas Indonesia, Depok. 2011.

[21]: C. L. Durr and J.A Beaver. (1998). Technique for assesment of soil corrosivity. Paper No.

667. Corrosion 98. NACE Internasional.

[22]: Yuhua Sun and Srdjan Nesic, “a Parametric Study and Modelling on Localized CO2

Corrosion in Horizontal Wet Gas Flow”, Corrosion 2004, Ohio, Paper No.04380, 2004.

[23] : UK HSE OTR NO. 044, Review of Corrosion Management for Offshore Oil and Gas

Processing, 2001

[24] : Bijan Kemani, KeyTech; John W. Martin and Khlefa A. Esaklul, BP Exploration, Materials

Design Strategy: Effects of H2S/CO2 Corrosion on Material Selection. Conference Paper,

CORROSION 2006, San Diego, March 12-16, 2006

[25] : G.S. Das, dan A.S. Khanna. Parametric Study of CO2/H2S Corrosion of

Carbon Steel Used for Pipa Application. Indian Institute of

Technology Bombay. India. 2004


[26] Said S. Al-Jaroudi , Anwar Ul-Hamid, Mohammed A. Al-Moumen, Premature failure of

tubing used in sweet Extra Arab Light grade crude oil production well. Science Direct. 2014

[27] : Fosbol, Carbon Dioxide Corrosion : Modelling and Experimental Work Applied to Natural

Gas Pipas

[28] Discussion of the CO2 corrosion mechanism between low partial pressure and supercritical

condition. Yucheng Zhanga,Xiaolu Panga,Shaopeng Qua, Xin Lib,c, Kewei Gaoa,

[29]: C.K, Welker and G. C Maddux. Corrosion-monitoring techhnique and application. Journal

corrosion-Vol.45, No. 10. 1986

[30]: technical bulletin.corrosion monitoring in oil field, pipa and industrial processes. Synergy

service.2010


perhitungan dan analisa tekanan operasi maksimum …

Documents