analisis kelayakan operasional jalur pipa gas 20” terhadap...
Post on 08-Mar-2019
235 Views
Preview:
TRANSCRIPT
ISSN (online) 2622-0164 | ISSN (cetak) 2620-6331
Prosiding KITT (Konferensi Ilmiah Teknologi Texmaco) | Vol 1, 2018 | Hal. 247
Analisis Kelayakan Operasional Jalur Pipa Gas 20” terhadap Korosi
Berdasarkan Maximum Operating Pressure (Standard ASME B.31.G )
Amir1, Muchammad Chusnan Aprianto2, Sunarto2 1 Program Studi Teknik Mesin, Sekolah Tinggi Teknologi Texmaco, Subang, Indonesia
2 Program Studi Teknik Mesin, Sekolah Tinggi Teknologi Dr. KHEZ Muttaqien, Purwakarta, Indonesia
Kata kunci:
Korosi, pemeliharaan,
pipa, operating
pressure, ASME
B.31.G.
Email penulis:
aangamirullah@gmail.com
Abstrak
Jalur pipa merupakan sarana untuk menghantarkan fluida dari sumur pengeboran
ke konsumen. Salah satu masalah yang sering terjadi pada jalur pipa adalah korosi.
Korosi menyebabkan kebocoran fluida dan ledakan akibat kebocoran tersebut.
Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis tekanan maksimum yang aman sesuai
dengan standar ASME B31.G pada jalur pipa 20’’ yang mengalami korosi. Sampel
diambil pada jalur pipa CAMBAI-SIMPANG Y KM 8240.71 Pertamina Gas
Sumatera Selatan. Tingkat korosi diketahui menggunakan Gas Magnetix Flux
Leakage, sedangkan maximum operating pressure jalur pipa dihitung menggunakan
standar ASME B.31.G. Hasil analisis menunjukkan bahwa untuk jalur pipa pada
sampel masih memenuhi syarat maximum operating pressure berdasarkan standar
ASME B.31.G.
1. Pendahuluan
Jalur pipa yang digunakan untuk menyuplai secara terus menerus dalam jangka waktu yang panjang
maka sangatlah mungkin dapat terjadi penumpukan kotoran atau penipisan pada pipa tersebut.
Penipisan atau yang di sebut Corrosion tentunya akan sangat berbahaya apabila tidak segera di ketahui
posisinya serta mengakibatkan mengakibatkan kebocoran pada jalur pipa secara tiba-tiba (Elgaddafi,
Ahmed, Hassani, & Shah, 2016). Teknologi berkembang di banyak perusahaan Pipeline bisa saja terjadi
kerusakan karena faktor lingkungan yang di lewati jalur pipa. Penggunaan yang terus menerus juga
dapat menimbulkan keausan pada ketebalanya. penipisan mungkin terjadi di beberapa lokasi, terlebih
lagi pada tanah yang zat asamnya tinggi. Kondisi jalur pipa perlu dicek secara berkala apakah masih
baik atau telah mengalami penipisan. Perlu pertimbangan dalam melakukan perawatan karena penipisan
dapat merembet lebih besar dan hal tersebut tentunya sangat tidak diharapkan. Keahlian dibidang
perawatan jalur pipa dapat dilakukan beberapa cara.
Kajian tentang jalur pipa telah dilakukan dengan berbagai pendekatan. Salah satu pendekatan
menggunakan pengujian untuk respon mekanik pada jalur pipa dengan dinamika tumbukan
menggunakan model 3D dengan metode elemen hingga. Model diujikan pada beberapa pipa baja AISI
10305 dengan stainless steel AISI 304 dan tanpa stainless steel AISI 304 (Obeid, Alfano, Bahai, &
Jouhara, 2018). Model ini mengevaluasi stress residual dan kecepatan proses tumbukan. Teknik
ultrasonik dapat digunakan untuk mengukur tekanan dan perpindahan panas pada jalur pipa (Schmid,
Baisch-Pfitzer, Albiez, & Stripf, 2018). Selain itu, karena ultrasonik dapat dipantulkan kembali dengan
intensitas berbeda untuk setiap material, maka teknik ini juga dapat digunakan untuk menganalisis
kerusakan pada material (Wang, Niu, Xiao, & Hu, 2018). Berdasarkan latar belakang di atas, maka
penelitian ini bertujuan untuk menganalisis tekanan operasional maksimum pada jalur pipa dengan
bahan ASME B.31.G.
2. Metode Penelitian
2.1. Lokasi penelitian
Lokasi penelitian ini dilakukan pada jalur pipa berukuran 20” di sumatra selatan yang dioperasikan
oleh PERTAMINA GAS, data spesifikasi dari jalur perpiaan sesuai dengan data terlampir di bawah:
ISSN (online) 2622-0164 | ISSN (cetak) 2620-6331
Prosiding KITT (Konferensi Ilmiah Teknologi Texmaco) | Vol 1, 2018 | Hal. 248
Table 1. Pipeline Data
Nominal
Ø (inches) From To
Length
(km)
In Service
Date
Wall
Thickness
(mm)
Material Temp
(0C)
Pressure
(barg)
DA
TA
20” Cabai Simpang Y 58.4 km 2005 7.92 API 5L
X-52
N/A
715
(Design /
MAOP)
Desig
n
30 –
50 645 (MOP)
Op
eratin
g
2.2 Proses Penelitian
Proses penelitian terdiri dari beberapa tahapan yaitu:
1. Process persiapan pekerjaan inspeksi:
Pengecekan peralatan dan fasilitas penujang
Pembersihan jalur pipa dengan menggunakan “cleaning pigging
2. Pekerjaan inspeksi jalur pipa:
Process inspeksi jalur pipa menggunakan technologo magnetic flux leakage (MFL)
Analisa data hasil inspeksi
Pengambilan sample sebagai batasan sesuai dengan batasan masalah
2.3. Alat dan Bahan
2.3.1. Alat
Berikut ini alat yang di gunakan untuk melaukan inspeksi untuk mendapatkan data metal loss di jalur
20” pipeline cambai ke simpang Y;
Fasilitas Alat Peluncur dan Penerima Pig
Perancangan untuk meluncurkan pig didasarkan kepada ASME B31.8, untuk pipa penyalur gas. Untuk
membuat pig meluncur mengikuti aliran fluida dalam pipa tidaklah mudah. Perlu keterampilan khusus
untuk menjalankan proses pigging, perlu koordinasiyang baik antar personal agar proses berjalan baik,
dan perlu perangkat khusus untuk memasukkan pig ke dalam sistem perpipaan dan mengeluarkannya
kembali tanpa penganggu operasi pengaliran fluida yang dilajani oleh sistem perpipaan.
Alat ini disebut pig launcher (peluncur pig) serta pig receiver (penerima pig). Pig launcher dan pig
teceiver sebenarnya adalah benda yang bentuknya identik, hanya fungsinya yangberbeda. Keduanya
biasa disebut sebagai pig trap. Alat peluncur pig dirancang untuk memasukkan pig dengan mudah,
maka badan launcher yang dinasuki pig diperbesar antara 10-15% dari diameter pipa. Badan pig trap
sendiri terdiri dari Closure, berupa tutup yang menyerupai pintu berbentuk bulat dan Barrel, adalah
bagian pig trap yang membesar untuk menginisiasi peluncuran pig di pig receiver dan akhir perjalanan
pig di pig launcher. Bagian ini dibuat membesar untuk memudahkan penanganan keluar-masuknya pig.
Secara kasar perbesaranbarrel adalah sebagai berikut :
1. Jalur pipa berdiameter kurang dari atau sama dengan 10 inci perbesarannya 2 inci
2. Jalur pipa berdiameter 12 sampai dengan 26 inci perbesarannya 4 inci
3. Jalur pipa berdiameter lebih dari atau sama dengan 28 inci perbesarannya 6 inci
Reducer, berupa corong yang menghubungkan bagian dengan diameter sebesar pig trap dengan bagian
yang berdiameter sama dengan pipa utama. Bentuk reducer ada dua macam, yang pertama berupa
Concentric reducer, yang kedua berupa acentric reducer. Pada masa kini bentuk acentric reducer lebih
ISSN (online) 2622-0164 | ISSN (cetak) 2620-6331
Prosiding KITT (Konferensi Ilmiah Teknologi Texmaco) | Vol 1, 2018 | Hal. 249
disukai, karena jalannya pig melalui reducer jenis ini lebih mulus (smooth) dan tidak menemui
hambatan berupa “grenjulan”.
Nominal bore section, merupakan bagian setelah reducer dan sebelum pigging valve yang diameternya
sama dengan diameter sistem perpipaan utama.
Pigging line, merupakan bagian setelah pigging valve sampai sambungan T-joint
Gambar 1. pig launcher Facility ( alat peluncur pig )
Gambar 2. Pig Receiver facility ( alat penerima pig )
Cleaning pigging
Cleaning pigging ini suatu alat untuk membersihan pipeline dan mengukur bersih atau tidaknya suatu
pipeline di lihat dari hasil kotoran yang di keluarkan dari dalam pipa. Hasil ini akan akan di laporkan
kepada custommer, dengan review dari laporan yang didapat termasuk foto-foto yang direkam pada saat
menerima pig bahwa minimum kotoran yang di sepakati 3 liters black powder diyatakan bersih untuk
di lanjutkan inspeksi di pipeline 20”.
Pressure
Gauge Vent Valve
Reducer
PIG-SIG®
Mainline Bypass
Valve
Drain Trap
Kicker Valve
Closure
Mainline
Trap Valve PIG-SIG®
Vent Valve
Pressure
Gauge
Closure
Drain
Trap
Bypass Valve
Mainline
Bypass Valve
Reducer
ISSN (online) 2622-0164 | ISSN (cetak) 2620-6331
Prosiding KITT (Konferensi Ilmiah Teknologi Texmaco) | Vol 1, 2018 | Hal. 250
Gambar 3. material cleaning pig di pipeline
DEF Tool (Deformation Tool)
DEF Tool adalah alat presisi tinggi untuk mencari, ukuran dan menentukan orientasi pengurangan
diameter atau ekspansi pipa. Teknologi DEF memiliki POD dari 1%, dengan ukuran akurasi 0,72%
untuk penyok; dan POD 0,5%, dengan ukuran akurasi 0,15% untuk ekspansi. Konfigurasi alat
mencakup satu sensor setiap 0,50 "dari lingkar internal resolusi pengecualian. INS rincian Data
tikungan & jam posisi, DEF Tool dapat menegosiasikan pengurangan bore hingga 25%, dan merupakan
satu-satunya alat geometri yang dapat mendeteksi secara akurat ukuran anomali penting lainnya, seperti
ekspansi pipa dan misalignments ketebalan-Las.
Gambar 4. DEF Tool sebelum di luncurkan
Gambar 5. DEF Tool setelah di Luncurkan.
ISSN (online) 2622-0164 | ISSN (cetak) 2620-6331
Prosiding KITT (Konferensi Ilmiah Teknologi Texmaco) | Vol 1, 2018 | Hal. 251
20” GMFL Tool
GMFL ( Gas Magnetic flux leakage )Tool adalah alat untuk mengetahui corrosion atau metal loss di
sepanjang jalur pipa 20” alat inspeksi yang digunakan untuk menentukan lokasi dan beratnya anomali
metal loss di sepanjang pipa untuk dapat diketahui secara maksimal. Alat resolusi tinggi yang secara
akurat pengukuranya dan membaca metal loss dan mengetahui anomali di internal atau eksternal.
Konfigurasi tool 0,333 " jarak hall sensor dengan sensor lainya jarak untuk diskriminasi IDOD dan
frekuensi sampling hingga 750 per detik. 20” GMFL Tool Perrformance Specification ada ada di
Lampiran 1.2
Gambar 6. GMFL Tool sebelum di luncurkan.
Gambar 7. GMFL Tool mendorong kotoran 80 liters black powder.
Gambar 8. GMFL Tool setelah di Luncurkan.
ISSN (online) 2622-0164 | ISSN (cetak) 2620-6331
Prosiding KITT (Konferensi Ilmiah Teknologi Texmaco) | Vol 1, 2018 | Hal. 252
2.3.2. Bahan
Bahan yang kita gunakan adalah 20” jalur pipa (pipeline) yang dibuat pada tahun 2005 untuk
transportasi gas dari cambai ke Simpang Y Pipeline desain dan operasi rincian ditunjukkan tabel di
bawah ini:
Tabel 2. Pipeline Technical data
Pipeline Technical Data
Pipeline Identification 20 inch Cambai to Simpang Y
(Looping Line)
Nominal Diameter 20 inch
From Cambai
To Simpang Y
Length 58 km
Material River/Road/Rail Crossing API-5L X52
Onshore Pipeline API 5L X52
Design Code ASME B31.8
Wall Thickness 7.92 mm
Product Gas
Commissioned 2005
Design / Operating Temperature 100 / 45 Degree C
Design / MAOP 67.1 Bar
Operating Pressure 40 – 35 Bar
Design Factor River/Road/Rail Crossing 0.72
Pipeline 0.72
Coating River/Road/Rail Crossing 2 LPE Wrapping
Pipeline 2 LPE Wrapping
CP System Available (ICCP)
Pipeline History
3. Hasil dan Pembahasan
Menghitung berapa korosi di 20” jalur pipaPemeriksaan 20” jalur pipa adalah bagian dari maintenance
yang terdiri dari progresif cleaning pig dan diikuti oleh smart pigging (MFL pig), Ini adalah pertama
kali dilakukan pengecekan korosi di sepanjang 20” jalur pipa ini dengan smart pigging sejak pipa di
buat pada tahun 2005.
Tabel 3. History 20” jalur pipa
3.1. Persentase korosi di 20” jalur pipa
Alat menditeksi 5022 indikasi metal loss dengan hilangnya dinding dihitung ≥ 10%, Anomali 4996
diklasifikasikan sebagai metal loss eksternal, 13 diklasifikasikan sebagai metal loss internal dan 13
diklasifikasikan sebagai cacat manufaktur.
Tabel 4. Internal Corrosion Features
Pipeline Commissioning 2005
Pipeline Size 20" OD x 7.92 mm WT x 58.4 km with 2 LPP Wrapping
1st Inspection (ILI)
2015
Tool detected 5022 metal loss indications with wall loss
calculated ≥ 10%. Of these anomalies, 5003 are classified
as external metal loss, 19 are classified as internal metal
loss and 6 are classified as manufacturing defects.
Pipeline History
Internal
Corrosion10% - 19% 20% - 29% 30% - 39% 40% - 49% 50% - 59% 60% - 69% 70% - 79%
80% and
Above
ILI 2015 7 3 2 0 1 0 0 0
ISSN (online) 2622-0164 | ISSN (cetak) 2620-6331
Prosiding KITT (Konferensi Ilmiah Teknologi Texmaco) | Vol 1, 2018 | Hal. 253
Tabel 5. External Corrosion Features
Pada Tabel di atas, fitur korosi internal yang memiliki 3 korosi fitur yang lebih tinggi dari 30% dari
tebal nominal dan perlu memverifikasi kedalaman sebenarnya. Fitur korosi internal memiliki kesulitan
verifikasi lapangan dan tindakan perbaikan jika pipa gagal, tindakan pencegahan harus meninjau dan
mengoptimalkan seperti melakukan chemical injection untuk melindungi sepanjang 20” jalur pipa.
Berikut daftar fitur korosi terburuk dalam pipa diprediksi akan gagal dalam waktu enam (6) tahun
setelah pemeriksaan. Perhitungan mengacu pada ASME B31.G original, sebagai pertumbuhan korosi
yang konservatif dengan mengacu korosi maksimum tumbuh berdasarkan membandingkan dengan
nominal wall thickness.
Tabel 6. External Corrosion Features Predicted will be Failed.
3.2. Internal corrosion
Ada 13 fitur internal korosi dan 6 cacat internal karena manufaktur cacat terdeteksi dari hasil inspeksi
ini. Maksimal cacat karena manufaktur cacat adalah 37% dari tebal nominal yang terletak di 6.803,795
m dari Cambai launcher, jenis cacat tidak akan ada pertumbuhan korosi dan akan tetap stabil.
Gambar 9. Internal Corrosion IP 2016
Pertumbuhan internal korosi dilihat dari segi kuantitas dan kedalaman. Sebagian korosi internal yang
terjadi pada 20 km pertama dari launcher dan sebagian besar terletak di bagian bawah pipa. Korosi
internal yang diprediksi disebabkan oleh H2O atau konten Air. Efektivitas chemical injection harus
dikaji termasuk cleaning pigging untuk pencegahan korosi.
External
Corrosion10% - 19% 20% - 29% 30% - 39% 40% - 49% 50% - 59% 60% - 69% 70% - 79%
80% and
Above
ILI 2015 4894 78 16 7 1 0 0 0
Log
DistanceComment
Relat Dist
(m)
Peak Depth d
(%wt)
Length Lm
(mm)
Width
(mm)
Orientation
(hrs:mins)
Peak Depth
dy (%wt)
Safe Max Pres
P'y (Bar)ERFy MAOP/P'y
22451.72 EXT 9.07 53% 20 99 06:10 81% 80.15 0.615
51279.95 INT 6.78 52% 16 80 01:12 80% 82.87 0.612
Corrosion Features Condition on 2016Predicted Corrosion Features Condition dy
= 6 years after inspection
ISSN (online) 2622-0164 | ISSN (cetak) 2620-6331
Prosiding KITT (Konferensi Ilmiah Teknologi Texmaco) | Vol 1, 2018 | Hal. 254
3.3. External Corrosion
Ada 5003 fitur korosi eksternal terdeteksi dalam inspeksi ini. Fitur eksternal terdalam adalah 53%
kerugian logam yang terletak di 22.451,719 m dari launcher. Berdasarkan hasil pemeriksaan, korosi
eksternal ancaman besar pada pipa ini akan tiba – tiba terjadi kebocoran pada 20” jalur pipa.
Gambar 10. Exsternal Corrosion IP 2016
Menunjukkan 102 korosi eksternal memiliki distribusi sepanjang pipa ≤ 19% dari tebal nominal, 67
fitur korosi eksternal akumulasi pada akhir 10 km dari panjang pipa dan fenomena sama dengan korosi
internal yang memiliki distribusi.
Table 7. External Corrosion Comparison for Depth ≥ 40%
Tabel di atas adalah rinci 13 lokasi korosi eksternal di atas kedalaman 35% dari metal loss. Mayoritas
jenis korosi eksternal pitting korosi. Pitting toleransi korosi 0,1 ± t atau kemungkinan maksimum
kedalaman korosi adalah 63% dari tebal nominal dan masih cocok untuk tujuan bekerja untuk operasi
saat ini berdasarkan ASME B31.G. Eksternal mekanisme korosi kemungkinan didorong oleh kegagalan
Girth WeldAbsolute
Distance (m)
Relative
Distance (m)
Joint
Length (m)
Feature
Type
Anomaly
Dimension
Class
Surface
Location
Length
(mm)
Width
(mm)
Peak
Depth (%)
Orientation
(hh:mm)
7150 8240.741 3.572 12.203 GROUP PITT EXT 23 41 49 4:40
19360 22451.719 9.068 11.176 GROUP CIGR EXT 20 99 53 6:10
19360 22451.777 9.127 11.176 GROUP GENE EXT 42 56 46 6:10
42220 49305.571 4.461 12.188 GROUP PITT EXT 15 18 40 1:58
43900 51277.996 4.832 9.794 GROUP PITT EXT 19 19 42 4:22
43900 51278.198 5.033 9.794 GROUP CIGR EXT 15 72 35 2:48
43900 51278.372 5.208 9.794 GROUP CIGR EXT 14 57 40 2:22
43900 51279.130 5.965 9.794 GROUP PITT EXT 14 26 37 2:30
43900 51280.161 6.997 9.794 GROUP PITT EXT 15 19 40 10:46
43900 51282.163 8.999 9.794 GROUP PITT EXT 26 44 38 0:34
44270 51719.821 5.118 12.385 GROUP GENE EXT 129 217 37 11:44
44270 51720.014 5.311 12.385 GROUP CIGR EXT 29 138 47 0:44
47190 55151.969 6.382 12.221 GROUP PITT EXT 15 18 36 1:18
ISSN (online) 2622-0164 | ISSN (cetak) 2620-6331
Prosiding KITT (Konferensi Ilmiah Teknologi Texmaco) | Vol 1, 2018 | Hal. 255
coating dan sistem proteksi katodik tidak bekerja dengan baik untuk melindungi pipa dan perlu tindakan
lebih lanjut untuk mitigasi dan pencegahan dari kedua sistem.
4. Kesimpulan
Setelah melakukan analisis perhitungan umur masa kerja pada 20” jalur pipa natural gas dan
menghitung persentase korosi selama beroperasi maka dapat disimpulkan sebagai berikut;
1. Pipa dapat dioperasikan di MAOP 715 psi.
2. Berdasarkan hasil perhitungan, diperkirakan sisa masa kerja pipeline adalah 6 tahun setelah inspeksi
2015. Sisa masa kerja pipa dinilai dan dihitung dengan menggunakan ASME B31.G original.
Daftar Pustaka
Elgaddafi, R., Ahmed, R., Hassani, S., & Shah, S. (2016). Corrosion of C110 carbon steel in high-
pressure aqueous environment with mixed hydrocarbon and CO2 gas. Journal of Petroleum
Science and Engineering, 146, 777-787.
Obeid, O., Alfano, G., Bahai, H., & Jouhara, H. (2018). Mechanical response of a lined pipe under
dynamic impact. Engineering Failure Analysis, 88, 35-53.
Schmid, J., Baisch-Pfitzer, P., Albiez, H., & Stripf, M. (2018). Ultrasonic suction pump at vapour
pressure for condensate return in a vibrating heat pipe. Ultrasonics, 88, 123-130.
Sun Y, J., & Cheng, F. (2018). Assessment by finite element modeling of the interaction of multiple
corrosion defects and the effect on failure pressure of corroded pipelines. Engineering Structures,
165, 278-286.
Wang, X., Niu, X.-g., Xiao, D.-m., & Hu, X.-l. (2018). Application of nonlinear ultrasonic technique to
characterize the creep damage in ASME T92 steel welded joints. NDT and E International.
doi:10.1016/j.ndteint.2018.04.006
top related