analisis kelayakan operasional jalur pipa gas 20” terhadap...

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:

[email protected]

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:



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



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



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.



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.



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



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



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



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

analisis kelayakan operasional jalur pipa gas 20” terhadap...

Documents