![Analisa Kasus Korosi Pada Sistem Perpipaan, Dengan Konten Produced Water Dibadak Gas Plant PT - Pertamina Hulu Sanga-Sanga PDF [PDF]](https://pdfs.asia/img/200x200/analisa-kasus-korosi-pada-sistem-perpipaan-dengan-konten-produced-water-dibadak-gas-plant-pt-pertamina-hulu-sanga-sanga-pdf.jpg)
4 0 2 MB
LAPORAN KERJA PRAKTIK
PT. PERTAMINA HULU SANGA-SANGA
ANALISA KASUS KOROSI PADA SISTEM PERPIPAAN, DENGAN KONTEN PRODUCED WATER DI BADAK GAS PLANT PT.PERTAMINA HULU SANGA-SANGA
DISUSUN OLEH : REFLY EXCEL MALINO NIM. 06161060
PEMBIMBING NIA SASRIA S.SI., M.T
ANDRI DWI SUSETYO S.T
DOSEN PRODI TEKNIK MATERIAL DAN METALURGI
ICC DEPARTMENT PT.PERTAMINA HULU SANGA-SANGA
PROGRAM STUDI TEKNIK MATERIAL DAN METALURGI JURUSAN ILMU KEBUMIAN DAN LINGKUNGAN INSTITUT TEKNOLOGI KALIMANTAN BALIKPAPAN
2019
i
ii
KATA PENGANTAR
Puji syukur atas kehadirat Tuhan Yang Maha Esa karena atas berkat dan karunia-Nya, penulis dapat menyelesaikan laporan kerja praktik di PT.Pertamina Hulu Sanga-Sanga Laporan kerja praktik ini merupakan salah satu syarat yang harus ditempuh untuk menyelesaikan Program Sarjana di Program Studi Teknik Material dan Metalurgi, Jurusan Ilmu Kebumian dan Lingkungan, Institut Teknologi Kalimantan. Terimakasih penulis sampaikan yang sebesar-besarnya kepada: 1.
Bapak Andromeda Dwi Laksono, S.T., M.T selaku Koordinator Kerja Praktik Program Studi Teknik Material dan Metalurgi Jurusan Ilmu Kebumian dan Lingkungan Institut Teknologi Kalimantan
2.
Bapak Jatmoko Awali, S.T., M.T selaku Koordinator Program Studi Teknik Material dan Metalurgi Jurusan Ilmu Kebumian dan Lingkungan Institut Teknologi Kalimantan.
3.
Ibu Nia Sasria S.Si., M.T selaku Dosen Pembimbing sebagai dosen pembimbing Kerja Praktik penulis, jurusan Ilmu Kebumian dan Lingkungan, Institut Teknologi Kalimantan.
4.
Kedua orang tua dan keluarga penulis, yang telah memberikan motivasi dalam penyusunan laporan ini.
5.
Teman-teman seperjuangan di program Studi Teknik Material dan Metalurgi.
Saya menyadari bahwa penyusunan laporan Kerja Praktik ini masih jauh dari sempurna, karena itu saya mengharapkan kritik dan saran yang membangun. Semoga Laporan Kerja Praktik ini dapat bermanfaat bagi kita semua. Atas perhatiannya saya ucapkan terima kasih.
iii
DAFTAR ISI
KATA PENGANTAR ........................................................................................... iii DAFTAR ISI .......................................................................................................... iv DAFTAR GAMBAR ............................................................................................. vi DAFTAR TABEL ................................................................................................. vii BAB 1 PENDAHULUAN ..................................................................................... 1 1.1
Latar Belakang .......................................................................................................... 1
1.2 Tujuan Umum ............................................................................................................ 2 1.3 Tujuan Khusus ........................................................................................................... 2 1.4
Manfaat ..................................................................................................................... 3 1.4.1 Untuk Mahasiswa Kerja Praktek ..................................................................... 3 1.4.2 Untuk Institut Teknologi Kalimantan (ITK) .................................................... 3 1.4.3 Untuk PT. Pertamina Hulu Sanga-Sanga ......................................................... 3
BAB 2 GAMBARAN UMUM PT. PERTAMINA ................................................ 4 2.1
PT. Pertamina ........................................................................................................... 4
2.2
Visi dan Misi PT. Pertamina ..................................................................................... 5 2.2.1 Visi................................................................................................................... 5 2.2.2 Misi .................................................................................................................. 6
2.3
Proses Produksi......................................................................................................... 6 2.3.1 Produksi Minyak Mentah ................................................................................ 6 2.3.2 Produksi Gas .................................................................................................... 8 2.3.3 Transportasi Minyak dan Gas .......................................................................... 9
BAB 3 INSPECTION, CERTIFICATION, AND CORROSION DEPARTMENT PT. PERTAMINA HULU SANGA-SANGA ....................................................... 11 3.1
Inspection Section................................................................................................... 11
3.2
Certification Section ............................................................................................... 11
3.3
Corrosion Section ................................................................................................... 11
BAB 4 TUGAS KHUSUS .................................................................................... 13 4.1
Gambaran Umum Tugas Khusus ............................................................................ 13 4.1.1 Rumusan Masalah.......................................................................................... 14 4.1.2 Tujuan ............................................................................................................ 14 4.1.3 Batasan Masalah ............................................................................................ 15
iv
4.2
Tinjauan Pustaka..................................................................................................... 15 4.2.1 Korosi ............................................................................................................ 15 4.2.2 Mekanisme korosi .......................................................................................... 16 4.2.3 Tipe Korosi di Lapangan Minyak .................................................................. 17 4.2.4 Korosi CO2 Pada Baja ................................................................................... 19 4.2.5 Faktor yang Mempengaruhi Proses Korosi ................................................... 19 4.2.6 Pengaruh Ion Klorida Terhadap Korosi ......................................................... 21 4.2.7 Proses Pencegahan Korosi ............................................................................. 21 4.2.8 Cacat dalam Struktur Logam ......................................................................... 22 4.2.9 Aliran Fluida dalam pipa ............................................................................... 24 4.2.10 Remaining Life ............................................................................................ 26 4.2.11 Corrosion Rate ............................................................................................. 26 4.2.12 MAWP ......................................................................................................... 27 4.2.13 LSI/AI .......................................................................................................... 28 4.2.14 Ultrasonic Test ............................................................................................. 31
4.3
Metodologi Tugas Khusus ...................................................................................... 32 4.3.1 Rancangan Pengamatan ................................................................................. 32 4.3.2 Bahan ............................................................................................................. 32 4.3.3 Prosedur Penelitian ........................................................................................ 33
4.4
Hasil dan Pembahasan Tugas Khusus. ................................................................... 34 4.4.1 Korosi internal pipa Produced Water 4”-WW-6B-0078 ................................ 34 4.4.2 Analisa korosi internal Pipa Produced Water 4”-WW-6B - 0078 ................. 36 4.4.3 Analisa Fluida Produced Water 4”-WW-6B – 0078...................................... 37 4.4.4 Analisa Operasi Pipa Produced Water 4”-WW-6B – 0078 ........................... 40 4.4.5 Pembahasan ................................................................................................... 41 4.4.6 Rekomendasi.................................................................................................. 43 4.4.7 Perhitungan Remaining Life dan Corrosion Rate .......................................... 46
4.5
Kesimpulan Tugas khusus ...................................................................................... 46 4.5.1 Kesimpulan .................................................................................................... 46 4.5.2 Saran .............................................................................................................. 47
DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................... 48 LAMPIRAN .......................................................................................................... 49
v
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Skema Produksi Pertamina Hulu Sanga-Sanga Indonesia .................. 7 Gambar 4.1 Mekanisme Korosi (Gogot haryono, 2010)....................................... 17 Gambar 4.2 Jenis Dislokasi dalam Kisi Kristal .................................................... 23 Gambar 4.3 Pola Aliran dalam pipa Elbow (Agus Nugroho,2017) ...................... 25 Gambar 4.4 Alat Pengukur Ketebalan Pipa (NDT Sonatest) ................................ 31 Gambar 4.5 Diagram alir pengamatan .................................................................. 32 Gambar 4.6 Titik pengujian Pada pengukuran wall thickness dengan metode UT ............................................................................................................................... 35 Gambar 4.7 Sample Liquid yang digunakan untuk pengujian SI/AI & 10-Ion .... 36 Gambar 4.8 letak part yang mengalami wall thickness paling tinggi 64 % .......... 36 Gambar 4.9 diagram 5 why kegagalan Produced Water 4”- WW – 6B – 0078 ... 42 Gambar 4.10 Piping System sebagai rekomendasi untuk E-4 .............................. 43 Gambar 4.11 Chemical Injection .......................................................................... 45 Gambar 4.12 Corrosion Monitoring...................................................................... 45
vi
DAFTAR TABEL
Tabel 4.1 Kriteria Laju Korosi .............................................................................. 16 Tabel 4.2 konstanta A berdasarkan Water Temperatur ......................................... 29 Tabel 4.3 Konstanta B berdasarkan TDS .............................................................. 29 Tabel 4.4 Konstanta C dan D berdasarkan Calcium Hardness ............................. 30 Tabel 4.5 Saturation Index (ASTM D3739-06) .................................................... 37 Tabel 4.6 Aggressive Index (ASTM D3739-06)................................................... 37 Tabel 4.7 Hasil pengujian liquid SI/AI pada separator Water V-5150 ................. 38 Tabel 4.8 Hasil pengujian liquid SI/AI pada separator Water V-5100 ................. 38 Tabel 4.9 Hasil pengujian liquid 10-ion pada separator Water V-5150 ............... 39 Tabel 4.10 Hasil pengujian liquid 10-ion pada separator Water V-5100 ............. 39 Tabel 4.11 Pressure design separator .................................................................... 40 Tabel 4.12 Komposisi kimia A106 (ASTM A106-95) ......................................... 40 Tabel 4.13 Komposisi Kimia Elbow A234 (ASTM SA-234/234M -95a) ............ 41 Tabel 4.414 Hasil Perhitungan Bilangan Reynold (Zainuddin,2012) ................... 43 Tabel 4.15 komposisi kimia SS-430 ..................................................................... 44 Tabel 4.16 RL dan CR 4” –WW-6B-0078 ............................................................ 46
vii
BAB 1 PENDAHULUAN
1.1
Latar Belakang Seiring berkembangnya zaman maka ilmu pengetahuan dan teknologi juga
semakin berkembang pesat, terutama pada bidang industri. Industri bahan kimia dan pertambangan merupakan contoh dari industri yang banyak berkembang di Indonesia. Kemajuan ilmu pengetahuan dan teknologi akhir-akhir ini juga menjadi era globalisasi yang menuntut mahasiswa sebagai kaum akademisi dan penerus generasi banga untuk memiliki sumber daya manusia yang berkualitas sehingga mampu bersaing dengan negara lain. Karena itulah diterapkan berbagai metode pembelajaran guna meningkatkan kualitas pendidikan dan sumber daya manusia yang ada, khususnya mahasiswa, sehingga peningkatan daya saing bangsa dalam bidang sains dan teknologi bisa tercapai di kancah internasional. Peningkatan daya saing bangsa dalam hal ini tidak hanya dalam hal teoritis tetapi harus diimbangi dengan kemampuan praktis. Institut Teknologi Kalimantan (ITK) sebagai salah satu perguruan tinggi di Indonesia berupaya untuk mengembangkan sumber daya manusia serta iptek (ilmu pengetahuan dan teknologi) guna menunjang pembangunan industri, serta sebagai research university untuk membantu pengembangan kawasan timur Indonesia. Luaran dari ITK adalah mahasiswa ITK diharapkan memiliki kompetensi dan keterampilan untuk mengamalkan serta mengembangkan kemampuan yang dimiliki ke bidang yang sesuai dengan spesialisasinya. Untuk menyiapkan mahasiswa setelah lulus dari bangku perkuliahan dan memasuki dunia kerja maka diperlukan upaya-upaya yang sejalan dengan itu, diantaranya dengan melaksanakan kegiatan Kerja Praktik. Kerja Praktik merupakan salah satu kurikulum wajib yang harus ditempuh oleh mahasiswa Strata 1 Teknik Material dan Metalurgi Institut Teknologi Kalimantan (ITK). Dengan syarat kelulusan yang ditetapkan, mata kuliah Kerja Praktik telah menjadi salah satu pendorong utama bagi mahasiswa untuk mengenal kondisi di lapangan kerja serta melihat keselarasan antara ilmu pengetahuan yang diperoleh di perkuliahan dengan aplikasi praktis di dunia kerja. Diharapkan dengan
1
adanya kerja praktik, mahasiswa dapat memperoleh pemahaman dan pengalaman untuk mengaplikasikan teori-teori bidang keteknikan khususnya mengenai ilmu material dan metalurgi yang di dapatkan dibangku kuliah dalam lingkungan kerja
1.2
Tujuan Umum Tujuan umum pelaksanaan Kerja Praktek di PT. Pertamina Hulu Sanga-
Sanga adalah sebagai berikut : 1.
Menciptakan hubungan antara dunia industri dan perguruan tinggi, dimana Institut Teknologi Kalimantan adalah sebuah Institut Teknologi baru, serta mempertimbangkan faktor output perguruan tinggi yang merupakan sumber daya manusia dalam dunia industri.
2.
Sebagai perwujudan peran serta dunia industri dalam memberikan kontribusinya pada sistem pendidikan nasional.
3.
Membuka wawasan mahasiswa agar dapat mengetahui dan memahami aplikasi ilmu Teknik Material dan Metalurgi di dunia industri.
4.
Sebagai sarana pembelajaran dan pengenalan mahasiswa terhadap dunia kerja.
5.
Menumbuhkan dan menciptakan pola berpikir konstruktif yang lebih berwawasan bagi mahasiswa.
1.3
Tujuan Khusus Tujuan khusus pelaksanaan Kerja Praktek di PT. Pertamina Hulu Sanga-
Sanga adalah sebagai berikut : 1.
Untuk memenuhi beban satuan kredit semester (SKS) yang harus ditempuh sebagai persyaratan akademis di Institut Teknologi Kalimantan.
2.
Memperdalam pengetahuan mahasiswa dengan mengenal dan mempelajari secara
langsung aplikasi bidang Teknik Material dan Metalurgi umumnya
dan bidang Maintenance/ Corrosion Department yang lebih khususnya pada proses Perawatan dan Korosi Material di PT. Pertamina Hulu SangaSanga.
2
3.
Mengembangkan pengetahuan, sikap, keterampilan, dan kemampuan profesi melalui penerapan ilmu, latihan kerja dan pengamatan teknik yang diterapkan di PT. Pertamina Hulu Sanga-Sanga.
1.4
Manfaat Adapun manfaat yang diperoleh secara detail dari pelaksanaan kerja praktek
di PT. Pertamina Hulu Sanga-Sanga untuk berbagai pihak adalah sebagai berikut: 1.4.1 Untuk Mahasiswa Kerja Praktek 1. Mendapatkan kesempatan untuk mengembangkan diri dalam kondisi kerja sesungguhnya serta membangun etos kerja dan sikap professional. 2.
Mampu mengaplikasikan dan mengembangkan pengetahuan dibidang korosi dan pengendalian korosi
3.
Memenuhi gambaran mengenai dunia kerja nyata, sehingga menambah wawasan tentang dunia kerja serta mendapatkan pengalaman dalam dunia kerja.
1.4.2 Untuk Institut Teknologi Kalimantan (ITK) 1. Menjalankan tugas pokok ITK sebagai instansi teknologi untuk wilayah Kalimantan. 2.
Membangun dan menjalankan hubungan baik antara perguruan tinggi dengan pelaku bisnis (di PT. Pertamina Hulu Sanga-Sanga).
1.4.3 Untuk PT. Pertamina Hulu Sanga-Sanga 1. Mensukseskan tujuan pendidikan nasional dalam rangka peningkatan kualitas sumber daya manusia melalui program kerja praktek. 2.
Memberikan
kesempatan
bagi
mahasiswa
ITK
Balikpapan
untuk
mengembangkan diri, mengasah kemampuan akademik, etos kerja, dan sikap professional. 3.
Membangun hubungan yang sinergis antara PT. Pertamina Hulu SangaSanga sebagai pelaku bisnis dengan ITK Balikpapan sebagai pelaku bidang riset dan akademik
3
BAB 2 GAMBARAN UMUM PT. PERTAMINA
2.1
PT. Pertamina PT. Pertamina (Persero) telah menempuh enam dekade dalam industri
energi. Komitmen ini dibuktikan dengan penyediaan produk yang lebih berkualitas guna memenuhi kebutuhan konsumen akan produk yang unggul. Kini saatnya, Pertamina memantapkan langkah, menyongsong tantangan yang membentang dengan penuh optimisme guna menciptakan pertumbuhan bisnis Perusahaan yang berkelanjutan melalui investasi dan optimalisasi bisnis agar terus tumbuh sesuai dengan harapan seluruh pemangku kepentingan. Tonggak sejarah Pertamina diawali sekitar tahun 1950-an, Pemerintah Republik Indonesia menunjuk Angkatan Darat yang kemudian mendirikan PT Eksploitasi Tambang Minyak Sumatera Utara untuk mengelola lading minyak di wilayah Sumatera. Pada 10 Desember 1957, perusahaan tersebut berubah nama menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional, disingkat PERMINA. Tanggal ini diperingati sebagai lahirnya Pertamina hingga saat ini. Pada 1960, PT Permina berubah status menjadi Perusahaan Negara (PN) Permina. Kemudian, PN Permina bergabung dengan PN Pertamin menjadi PN Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (Pertamina) pada 20 Agustus 1968. Selanjutnya, pemerintah mengatur peran Pertamina untuk menghasilkan dan mengolah migas dari ladangladang minyak serta menyediakan kebutuhan bahan bakar dan gas di Indonesia melalui UU No.8 tahun 1971. Kemudian melalui UU No.22 tahun 2001, pemerintah mengubah kedudukan Pertamina sehingga penyelenggaraan Public Service Obligation (PSO) dilakukan melalui kegiatan usaha. Berdasarkan PP No.31 Tahun 2003 tanggal 18 Juni 2003, Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara berubah nama menjadi PT Pertamina (Persero) yang melakukan kegiatan usaha migas pada Sektor Hulu hingga Sektor Hilir. PT Pertamina (Persero) didirikan pada tanggal 17 September 2003 berdasarkan Akta Notaris No.20 Tahun 2003. Pada 10 Desember 2005, Pertamina
4
mengubah lambing kuda laut menjadi anak panah dengan warna dasar hijau, biru, dan merah yang merefleksikan unsur dinamis dan kepedulian lingkungan. PT Pertamina (Persero) melakukan transformasi fundamental dan usaha Perusahaan pada 20 Juli 2006. PT Pertamina (Persero) mengubah visi Perusahaan yaitu, “menjadi perusahaan minyak nasional kelas dunia“ Pertamina melalui anak usaha PT Pertamina International EP mengakuisisi saham perusahaan migas Prancis Maurel et Prom (M&P) dengan kepemilikan saham sebesar 72,65% saham pada tanggal 10 Desember 2007. Kemudian tahun 2011, Pertamina menyempurnakan visinya, yaitu “menjadi perusahaan energi nasional kelas dunia“. Melalui RUPSLB tanggal 19 Juli 2012, Pertamina menambah modal ditempatkan/disetor serta memperluas kegiatan usaha Perusahaan. Pada 14 Desember 2015, Menteri BUMN selaku RUPS menyetujui perubahan Anggaran Dasar Pertamina dalam hal optimalisasi pemanfaatan sumber daya, peningkatan modal ditempatkan dan diambil bagian oleh negara serta perbuatan-perbuatan Direksi yang memerlukan persetujuan tertulis Dewan Komisaris. Perubahan ini telah dinyatakan pada Akta No.10 tanggal 11 Januari 2016, Notaris Lenny Janis Ishak, SH. Pada 2017, salah satu langkah nyata mewujudkan visi menjadi perusahaan energi nasional kelas dunia adalah keberhasilan menuntaskan akuisisi saham perusahaan migas Prancis Maurel et Prom (M&P). Terhitung mulai 1 Februari 2017 melalui anak usaha PT Pertamina International EP, Pertamina menjadi pemegang saham mayoritas M&P dengan 72,65% saham. Melalui kepemilikan saham mayoritas di M&P, Pertamina memiliki akses operasi di 12 negara yang tersebar di 4 benua. Pada masa mendatang, Pertamina menargetkan produksi 650 ribu BOEPD (Barrels of Oil Equivalents Per Day) di 2025 dari operasi internasional, sebagai bagian dari target produksi Pertamina 1,9 juta BOEPD di 2025, dalam upaya nyata menuju ketahanan dan kemandirian energi Indonesia.
2.2
Visi dan Misi PT. Pertamina Adapun visi dan misi PT. Pertamina sebagai berikut :
2.2.1
Visi 5
Menjadi perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi kelas dunia. 2.2.2
Misi Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak dan gas dengan penekanan
pada aspek komersial dan operasi yang baik serta tumbuh dan berkembang bersama lingkungan hidup. 2.3
Proses Produksi PT. Pertamina Hulu Sanga-Sanga memproduksi dua macam produk yaitu
minyak mentah (crude oil) dan gas. Produk tersebut diproduksi pada dua instalasi yang berbeda, yaitu Badak Oil Plant yang memproduksi minyak mentah dan Badak Gas Plant yang memproduksi gas. 2.3.1
Produksi Minyak Mentah Sumur-sumur yang menghasilkan minyak mentah memiliki tekanan yang
berbeda-beda yaitu: a. Sumur dengan tekanan tinggi
: > 850 psi
b. Sumur dengan tekanan sedang
: 300-800 psi
c. Sumur dengan tekanan rendah
: 200-300 psi
Proses pengambilan minyak mentah dari masing-masing sumur dilakukan dengan dua cara. Untuk sumur bertekanan tinggi dan sedang, pengambilan minyak mentah dilakukan dengan cara alami, sedangkan untuk sumur bertekanan rendah dilakukan dengan bantuan gas lift. Gas lift adalah suatu cara untuk menaikkan atau mengambil minyak dari dalam sumur dengan menggunakan gas dari suatu sumur atau lapangan lain. Gas yang bercampur dengan minyak akan menurunkan berat jenis minyak. Gelembung-gelembung gas yang naik ke rangkaian pipa akan membantu menaikkan minyak yang lebih kental.
6
DELIVERY GAS & CRUDE
COMPRESSOR MP LP
CONTACTOR
TANKER
VLP
TRAIN A - H BONTANG
M
SWAP VALVE
F/L VALVE
TOP VALVE BOTTOM VALVE
VLP,LP,MP SEPARATOR M
SDV
M M M
HEATER TREATER
DEG.BOOT POLLUTROL
P-1 & 2 TANK
A,B,C,D TANK AT SANTAN
EXPORT IMPORT
SHIPING
PWD / WTR INJECTION
drawn by : toha ibmbdk-well\e\visio\delivery\gas&crude
Gambar 2.1 Skema Produksi Pertamina Hulu Sanga-Sanga Indonesia Minyak dari sumur dialirkan ke stasiun pengumpul (manifold) yang dilengkapi dengan production header untuk tekanan tinggi, tekanan sedang dan tekanan rendah. Minyak yang terkumpul di manifold kemudian diolah dalam separator sehingga fasa minyak, air dan gas dapat dipisahkan. Sebelum masuk ke separator, minyak mentah harus diinjeksi terlebih dahulu dengan demulsifier yang berfungsi untuk mencegah terjadinya emulsi antara minyak mentah dengan kondensat dan air. Minyak dari manifold dialirkan ke separator berdasarkan tekanannya, yaitu minyak dari manifold tekanan tinggi dialirkan ke separator tekanan tinggi, minyak dari manifold tekanan bertekanan sedang dialirkan ke separator bertekanan sedang dan minyak dari manifold bertekanan rendah dialirkan ke separator bertekanan rendah. Separator-separator ini akan memisahkan fasa minyak, air dan gas. Gas yang terpisah dialirkan ke glycol contactor sedangkan fasa minyak dan air dialirkan ke chemical electric heater untuk diprosesi lebih lanjut. Chemical electric heater merupakan alat yang berfungsi untuk memecah emulsi yang stabil dengan menginjeksikan zat kimia ke emulsi sebelum masuk ke alat berikutnya. Pada alat ini, minyak dipanaskan sampai 1600F yang menyebabkan butiran air bergerak lebih cepat sehingga mempercepat proses pemisahan minyak dengan air. Minyak yang dihasilkan dari proses ini kemudian dialirkan ke alat degassing boot sedangkan air hasil pemisahan dialirkan ke tangki pencuci (gun barrel). Degassing boot adalah bejana tegak yang berfungsi untuk memisahkan minyak dari gas yang masih tersisa. Gas hasil pemisahan ini kemudian dialirkan ke 7
tempat pembakaran (flare), sedangkan minyak atau kondensat ditampung di tangki penampung. Minyak mentah yang telah melewati degassing boot diharapkan benarbenar telah stabil, yaitu hanya mengandung sedikit gas sebelum masuk ke tangki penampung. Untuk menghasilkan minyak yang memenuhi standar, minyak dan kondensat kemudian dicampur di dalam tangki pencampur. Campuran kondensat yang telah memenuhi standar kemudian disalurkan ke terminal Tanjung Santan melalui pipa untuk selanjutnya diekspor atau digunakan untuk keperluan domestik. Proses pemisahan minyak di Badak Oil Plant pada prinsipnya terdiri dari dua peralatan utama yaitu fasilitas pemisahan minyak dan fasilitas pemurnian minyak. Pemisahan dan pemurnian ini dilakukan dengan menggunakan separator. Limbah yang dihasilkan dari proses pemisahan ini adalah air produksi yang kemudian dialirkan ke Polution Control 2.3.2
Produksi Gas Unit gas plant memiliki dua sistem gas berdasarkan tekanan, yaitu sistem
gas tekanan tinggi dan sistem gas tekanan rendah. Sistem gas tekanan tinggi memiliki tiga buah separator sedangkan sistem gas tekanan rendah memiliki dua buah separator. Pemisahan dari kondensat dan air dilakukan dengan separator ini dan gas yang dihasilkan adalah gas basah yang kemudian dialirkan ke glycol contactor. Gas basah yang berasal dari separator dialirkan melalui bagian bawah contactor, sedangkan clean glycol dialirkan dari bagian atas contactor. Glycol bersifat higroskopis sehingga akan mengikat kondensat. Dengan demikian, gas yang keluar adalah gas kering (dried gas). Glycol yang mengandung kondensat dialirkan ke glycol skimmer untuk didaur ulang (glycol regeneration). Dari glycol scimmer, glycol yang mengandung kondensat dialirkan ke glycol boiler yang memiliki temperatur 370oF untuk menguapkan air yang terkandung dalam glycol tersebut. Glycol yang bebas dari air selanjutnya didinginkan dengan kipas atau dengan cara pertukaran panas dengan menggunakan gas dingin dalam heat exchanger. Glycol yang dihasilkan dari proses ini selanjutnya digunakan kembali untuk pemisahan air dan gas pada contactor. Gas kering dari glycol contactor kemudian dialirkan ke kompresor. Kompresor berfungsi untuk menaikkan tekanan gas yang akan dikirim ke Bontang atau gas yang akan digunakan untuk injeksi sumur (gas lift). Selain itu, kompresor 8
ini digunakan untuk menaikkan tekanan gas yang digunakan sebagai sumber energi turbin untuk menghasilkan listrik bagi kepentingan seluruh karyawan lapangan Badak. Berdasarkan tekanannya, kompresor di PT. Pertamina Hulu Sanga-Sanga dapat dibedakan menjadi empat jenis, yaitu very low pressure compressor yang mengubah tekanan gas dari 20 psig menjadi 80 psig, low pressure compressor yang mengubah tekanan gas dari 50 psig menjadi 240 psig, medium pressure compressor yang mengubah tekanan gas dari 250 psig menjadi 800 psig dan high pressure compressor yang mengubah tekanan gas dari 750 psig menjadi 2700 psig. 2.3.3
Transportasi Minyak dan Gas Sumur-sumur produksi minyak dan gas yang dimiliki perusahaan Pertamina
Hulu Sanga-sanga Indonesia terletak pada lokasi yang berjauhan. Sumur-sumur tersebut terletak di daerah Badak, Nilam, Pamaguan, Semberah dan Mutiara. Masing-masing memiliki plant sendiri. Untuk mengefisiensikan kegiatan produksi, maka minyak dan gas dari masing-masing sumur harus dikumpulkan pada satu tempat pengolahan, yaitu Badak Plant yang merupakan sentral dari plant. Minyak dan gas dari masing-masing sumur dikumpulkan pada suatu tempat penampungan sementara yaitu satelit. Masing-masing satelit minyak dan gas tersebut dikumpulkan ke satelit sentral kemudian ditransfer ke plant. Minyak yang terkumpul kemudian ditransfer ke Tanjung Santan dengan menggunakan jalur pipa. Saat ini transportasi kapal laut sudah tidak dipergunakan lagi karena adanya fasilitas pipa. Ada tiga istilah untuk jalur pipa, yaitu: 1.
Flowlines, yaitu pipa yang mengalirkan minyak dan gas dari sumur ke satelit
2.
Trunklines, yaitu pipa yang mengalirkan minyak dan gas dari satelit ke plant atau dari satelit ke satelit
3.
Pipelines, yaitu pipa yang mengalirkan minyak dan gas dari plant ke central plant.
9
Dari lapangan Badak, minyak mentah dikirim ke Tanjung Santan untuk diolah lebih lanjut melalui pipa 10” dan 12”. Sedangkan gas dari central plant Badak dikirim ke Bontang melalui pipa 36”, 36”F, 42” dan 42”H. Untuk mengetahui isi dari pipa atau produk yang ditransfer baik dari sumursumur maupun satelit, maka Pertamina Hulu Sanga-Sanga Indonesia menggunakan color code untuk pipa-pipa pentransfer. Color code adalah pemberian lapisan warna pada bagian luar pipa sehingga jika terjadi kebocoran pipa akan cepat diketahui mana yang harus segera ditangani. Berdasarkan produk tersebut, maka pipa terbagi dalam:
Pipa berwarna merah untuk fire water
Pipa berwarna kuning untuk gas
Pipa berwarna hijau untuk crude oil
Pipa berwarna coklat untuk solar
Pipa berwarna biru untuk air
Jalur pipa yang berada di bawah tanah, khususnya pipelines ditimbun pada kedalaman lebih dari 15 meter. Sedangkan pemasangan flowlines diusahakan melalui tempat-tempat yang mudah dijangkau dan dipasang di atas suatu penyangga/support
10
BAB 3 INSPECTION, CERTIFICATION, AND CORROSION DEPARTMENT PT. PERTAMINA HULU SANGA-SANGA
3.1
Inspection Section Non-Destructive Test (NDT), Risk Based Inspection (RBI), dan Quality
Control (QC) merupakan kegiatan yang dilakukan di Inspection Section. Data-data mengenai ketebalan pipa, hasil visual, kondisi lasan dari instalasi pipa atau komponen lainnya, akan diambil oleh bagian NDT. Data-data tersebut akan digunakan oleh RBI, QC dan Certification Section, dimana RBI akan memperkirakan kemampuan operasional komponen serta mempertimbangkan resiko bahaya yang akan terjadi untuk dijadikan rekomendasi dalam perawatan komponen. Perawatan komponen dan kondisinya akan terus diperhatikan oleh QC untuk memastikan kualitas komponen tetap dalam kondisi baik. Kemudian data-data NDT tersebut akan dipakai juga untuk keperluan Certification Section untuk melegalitaskan peralatan, unit, atau komponen agar dapat digunakan.
3.2
Certification Section Kegiatan sertifikasi ini dilakukan untuk menyatakan bahwa sebuah unit atau
komponen masih aman digunakan atau tidak, yang kemudian akan dilegalitaskan oleh pihak SKK Migas. Metode inspeksi yang digunakan oleh Certification Section ini yaitu Time Based Inspection, dimana unit atau komponen akan diinspeksi secara berkala, dan dilegalitaskan setiap waktu 4 tahun.
3.3
Corrosion Section Kegiatan mitigasi dan monitoring ini dilakukan oleh Section Corrosion &
Laboratory yang bertanggung jawab untuk melakukan monitoring terhadap plant dan perpipaan. Monitoring yang dilakukan antara lain memasang corrosion coupon, corrosion probe, dan informasi ketebalan pipa dan peralatan statis yang diperoleh dari Section Inspection and Certification. Tujuan pemasangan coupon dan
11
pengukuran ketebalan ini adalah untuk memonitor laju korosi yang terjadi pada pipa yang dialiri oleh minyak, gas, ataupun air. Monitoring terhadap korosi dilakukan dengan tujuan untuk memberikan gambaran mengenai seberapa besar laju korosi yang terjadi pada pipa yang dimonitor. Pipa dengan laju korosi yang tinggi kemudian dapat diinvestigasi lebih lanjut untuk diberikan perlakuan yang lebih seperti misalnya dengan pemberian injeksi bahan kimia/chemical injection sehingga diharapkan kegagalan yang terjadi terhadap pipa yang disebabkan oleh fenomena korosi dapat dicegah dan diprediksi.
12
BAB 4 TUGAS KHUSUS
4.1
Gambaran Umum Tugas Khusus Produced water adalah istilah yang digunakan di industri minyak untuk
mendeskripsikan air hasil samping produksi minyak dan gas. Sumber utama produced water adalah batuan reservoir yang ikut terbawa ke permukaan bersama minyak. Dalam perjalanan prosesnya, produced water dipisahkan dari minyak dan ditampung di tempat tersendiri. Hal ini menimbulkan permasalahan karena jumlahnya yang banyak, dan kualitasnya tidak layak untuk langsung di buang ke lingkungan. Produced water dapat dimanfaatkan sebagai air injeksi pada proses waterflooding. Waterflooding adalah sebuah upaya untuk mempertahankan tekanan reservoir pada proses pengambilan minyak mentah dari dalam bumi agar tidak terjadi penurunan produksi minyak. Produced water yang dihasilkan diinjeksikan kembali ke dalam bumi. Proses injeksi ini juga dapat memberikan manfaat sebagai stimulasi sumur yang dikenal dengan Produced Water Re-Injection (PWRI). Produced water memiliki permasalahan pada kompatibilitas untuk digunakan sebagai injection water yaitu kandungan minyak, aktivitas biologis, potensi pengerakan dan korosi. Pada pembahasan kali ini terfokus pada korosi yang terjadi diinternal pipa konten Produced Water 4”- WW- 6B - 0078 di PT.Pertamina Hulu Sanga-Sanga. Pada kasus ini terjadi penurunan wall thickness disemua part-part pipa Produced Water 4” – WW – 6B – 0078, namun penurunan wall thickness pada E-4 dibanding dengan Part - Part lainnya sangat signifikan diduga terjadi Anomali pada E-4. Pada Pipa Produced water ini mengunakan material A106 untuk straight pipe dan A234WPB untuk Elbow sesuai dengan standar ASTM (American System for Testing Material), pada komposisi material kurang lebih sama namun terdapat sedikit
perbedaan
yaitu
pada
material
A234WPB
tidak
memiliki
chromium,molybdenum, nikel dimana chromium dan nikel sendiri adalah unsurunsur yang dapat menghambat laju korosi dari material tersebut. Dan setelah
13
dilakukannya penelitian pada liquid di laboratorium didapatkan bahwa kandungan Natrium Chlorida (NaCl) dan Bikarbonat (HNO3- ) didalamnya cukup tinggi sehingga mengakibatkan liquid bersifat asam. NaCl dalam air akan membuat lingkungan dalam sistem lebih korosif. Karena adanya ion klorida yang bertindak sebagai ion agresif yang memiliki efek merusak pada permukaan baja. Berikut adalah reaksinya Fe + 2NaCl + 2H2O = FeCl2 + 2NaOH + H2 dimana terjadi reaksi lanjutan berupa FeCl2 + 2NaOH = Fe(OH)2 + 2NaCl, dimana Fe(OH)2 adalah produk dari korosi. Untuk Bikarbonat terbentuk akibat terdissosiasinya asam karbonat H2CO3 menjadi ion bikarbonat (HCO3- ) dan hydrogen (H+) ,dimana asam karbonat terbentuk karena Adanya reaksi CO2 dan H2O. CO2 + H2O = H2CO3 , H2CO3 = H+ + HCO3- , Asam karbonat yang dihasilkan akan bereaksi dengan logam besi,reaksinya adalah sebagai berikut ; Fe + H2CO3 = FeCO3 + H2 , dimana FeCO3 merupakan produk korosi yang dikenal sebagai sweet corrosion(deep pitting). Hal inilah yang mendasari penyebab korosi pada internal pipa 4”- WW – 6B - 0078. Oleh karena itu, diperlukan inspeksi yang berkala dan rutin serta mengupgrade material agar lebih tahan terhadap korosi. 4.1.1
Rumusan Masalah Adapun rumusan masalah meliputi :
1. Apakah yang menyebabkan korosi internal pada sistem perpipaan dengan konten produced water khususnya diline number 4”-WW-6B-0078 di Badak Gas plant B PT. Pertamina hulu sanga-sanga ? 2. Apa sajakah faktor yang memperparah korosi pada E-4? 3. Upaya apa sajakah untuk menanggulangi korosi di E-4 ? 4.1.2
Tujuan Adapun tujuan dari tugas khusus ini adalah :
1. Mengetahui akar penyebab korosi internal pada sistem perpipaan dengan konten produced water khususnya diline number 4”-WW-6B-0078 di Badak Gas plant B PT. Pertamina hulu sanga-sanga. 2. Mengetahui faktor penyebab tinggi-nya laju korosi pada E-4 3. Memberikan rekomendasi untuk mencegah terjadinya kegagalan pada pipa produced water 14
4.1.3
Batasan Masalah Berikut adalah batasan masalah yang dibuat oleh penulis :
1. Analisa korosi dengan melihat gejala penipisan dinding pipa yang terjadi pada line number 4”-WW-6B-0078 di Badak Gas Plant PT.Pertamina Hulu Sanga-Sanga.
4.2
Tinjauan Pustaka
4.2.1 Korosi Korosi di definisikan sebagai penurunan mutu logam akibat reaksi elektrokimia dengan lingkungannya (Trethewey, 1991). Pada peristiwa korosi, logam mengalami oksidasi, sedangkan oksigen (udara) mengalami reduksi. Peristiwa korosi sendiri merupakan proses elektrokimia, yaitu proses (perubahan / reaksi kimia) yang melibatkan adanya aliran listrik. Bagian tertentu dari logam berlaku sebagai kutub negatif (elektroda negatif, anoda), sementara bagian yang lain sebagai kutub positif (elektroda positif, katoda). Elektron mengalir dari anoda ke katoda, sehingga terjadilah peristiwa korosi. Korosi secara umum lebih dikenal dengan istilah pengkaratan yang merupakan fenomena kimia 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 lingkungan logam atau dengan partikel-partikel lain yang ada di dalam logam itu sendiri. Jadi dilihat dari sudut pandang kimia, korosi pada dasarnya merupakan reaksi logam menjadi ion pada permukaan logam yang kontak langsung dengan lingkungan yang berair dan beroksigen (Siti Chodijah 2008). Logam mengalami korosi ( aktif ) jika logam terkorosi dalam larutan. Logam terurai dalam larutan dan membentuk produk korosi yang tidak protektif. Korosi logam akan berlanjut dalam larutan sebab produk korosi tidak menghalangi korosi berikutnya. Korosi dikatakan tinggi jika kehilangan berat logam tinggi. Tabel 4.1 menunjukkan kriteria laju korosi.
15
Tabel 4.1 Kriteria Laju Korosi National Association of Corrosion Engineer, Recommended Practice (NACE RP 0775-2005) < 1 MPY
Low Corrosion
1.0 – 4.9 MPY
Moderate Corrosion
5.0 – 10.0 MPY
High Corrosion
> 10 MPY
Severe Corrosion
Logam mengalami pasif jika logam terkorosi tetapi produk korosinya mempunyai sifat protektif. Lapisan protektif ini dikenal dengan lapisan pasif. Ketahanan korosi logam berkaitan dengan lapisan pasif tergantung pada keutuhan lapisan pasif. Seandainya lapisan pasif rusak atau terlarut maka logam bisa kembali pada sifat aktif . Ada empat syarat terjadinya korosi. Jika salah satu syarat tidak dipenuhi maka tidak akan terjadi korosi. Keempat syarat tersebut meliputi : Anode, cathode, Electrolyte dan Conductor. 4.2.2 Mekanisme korosi Menurut proses elektrokimia, bahwa proses korosi pada logam disebabkan karena logam itu mempunyai komposisi kimia yang tidak homogen. Dalam kenyataan memang logam sangat sulit untuk dibuat betul-betul homogen. Akibatnya akan ada perbedaan potensial yang dapat menimbulkan korosi galvanis bila ada elektrolit (uap, air dan udara). Bagian yang berpotensial lebih rendah akan menjadi anoda sedangkan yang berpotensial lebih tinggi akan menjadi katoda.
16
Gambar 4.1 Mekanisme Korosi (Gogot haryono, 2010) Sebagai contoh mekanisme korosi yang terjadi pada logam besi (Fe) dituliskan sebagai berikut : Fe (s) + H2O (l) + ½ O2(g) → Fe(OH)2 (s) …(1)
Fero hidroksida [Fe(OH)2] yang terjadi merupakan hasil sementara yang dapat teroksidasi secara alami oleh air dan udara menjadi feri hidroksida [Fe(OH)3], sehingga mekanisme reaksi selanjutnya adalah : 4 Fe(OH)2(s) + O2 (g) + 2H2O(l) → 4Fe(OH)3 (s) ..(2)
Ferri hidroksida yang terbentuk akan berubah menjadi Fe2O3 yang berwarna merah kecoklatan yang biasa kita sebut karat. (Vogel, 1979). Reaksinya adalah: 2Fe(OH)3 → Fe2O3 + 3H2O …(3)
4.2.3 Tipe Korosi di Lapangan Minyak Tipe korosi di Lapangan Minyak Tipe-tipe korosi di lapangan minyak pada umumnya diklasifikasikan sebagai berikut:
1.
Uniform Corrosion yaitu korosi yang terjadi pada permukaan logam yang berbentuk pengikisan permukaan logam secara merata sehingga ketebalan logam berkurang sebagai akibat permukaan terkonversi oleh produk karat
17
yang biasanya terjadi pada peralatan-peralatan terbuka. misalnya permukaan luar pipa.
2.
Pitting Corrosion yaitu korosi yang berbentuk lubang-lubang pada permukaan logam karena hancurnya film dari proteksi logam yang disebabkan oleh rate korosi yang berbeda antara satu tempat dengan tempat yang lainnya pada permukaan logam tersebut.
3.
Stress Corrosion Cracking yaitu korosi berbentuk retak-retak yang tidak mudah dilihat, terbentuk dipermukaan logam dan berusaha merembet ke dalam. Ini banyak terjadi pada logam-logam yang banyak mendapat tekanan. Hal ini disebabkan kombinasi dari tegangan tarik dan lingkungan yang korosif sehingga struktur logam melemah.
4.
Errosion Corrosion yaitu korosi yang terjadi karena tercegahnya pembentukan film pelindung yang disebabkan oleh kecepatan alir fluida yang tinggi, misalnya abrasi pasir,
5.
Galvanic Corrosion yaitu korosi yang terjadi karena terdapat hubungan antara dua metal yang disambung dan terdapat perbedaan potensial antara keduanya.
6.
Crevice Corrosion yaitu korosi yang terjadi di sela-sela gasket, sambungan bertindih, sekrupsekrup atau kelingan yang terbentuk oleh kotoran-kotoran endapan atau timbul dari produk-produk karat.
7.
Selective Leaching korosi ini berhubungan dengan melepasnya satu elemen dari Campuran logam. Contoh yang paling mudah adalah desinfication yang melepaskan zinc dari paduan tembaga.
18
4.2.4
Korosi CO2 Pada Baja Dalam korosi CO2, sejumlah proses kimia, elektrokimia, dan transport
terjadi secara simultan. Pada saat larut dalam air, CO2 terhidrasi membentuk asam karbonat. CO2(g) → CO2 (aq) CO2(aq) + H2O ↔ H2CO3(aq)
Selanjutnya asam karbonat akan terdisosiasi menjadi ion karbonat dan bikarbonat H2CO3 ↔ H+ + HCO3HCO3- ↔ H+ + CO32-
Besi akan mengalami reaksi anodik sebagai berikut : Fe → Fe2+ + 2e-
Sehingga reaksi keseluruhannya adalah sebagai berikut : Fe2+ + CO2(aq) + H2O ↔ FeCO3(aq) + H2(g) Fe2+ + HCO3- ↔ FeCO3(s) + H+
4.2.5 Faktor yang Mempengaruhi Proses Korosi Beberapa faktor lingkungan yang dapat mempengaruhi proses pengkorosian pada besi antara lain, yaitu : 1.
Suhu Kenaikan suhu akan menyebabkan bertambahnya kecepatan korosi. Hal ini terjadi karena makin tinggi suhu maka energi kinetik dari pertikel – partikel yang bereaksi akan meningkat dan melampaui besarnya harga aktivasi dan
19
akibatnya laju kecepatan reaksi (korosi) juga akan makin cepat, begitu juga sebaliknya (Fogler, 1992). 2.
Kecepatan Alir Fluida atau Kecepatan Pengadukan Laju korosi akan bertambah jika laju atau kecepatan aliran fluida bertambah besar. Hal ini karena kontak antara zat pereaksi dan logam semakin besar, sehingga ion – ion logam semakin banyak yang lepas dan logam akan mengalami kerapuhan (korosi), (Kirk Othmer, 1965).
3.
Konsentrasi Bahan Korosif Hal ini berhubungan dengan pH suatu larutan. Larutan yang bersifat asam sangat korosif terhadap logam dimana logam yang berada didalam media larutan asam akan lebih cepat terkorosi karena merupakan reaksi anoda. Sedangkan larutan yang bersifat basa dapat menyebabkan korosi pada reaksi katodanya karena reaksi katoda selalu serentak dengan reaksi anoda (Djaprie, 1995)
4.
Oksigen Adanya oksigen yang terdapat didalam udara dapat bersentuhan dengan permukaan logam yang lembab. Sehingga kemungkinan menjadi korosi lebih besar. Didalam air (lingkungan terbuka),adanya oksigen menyebabkan korosi (Djaprie,1995).
5.
Waktu Kontak Aksi inhibitor diharapkan dapat membuat ketahanan logam terhadap korosi lebih besar. Dengan adanya penambahan inhibitor kedalam larutan, maka akan menyebabkan laju reaksi menjadi lebih rendah, sehingga waktu kerja inhibitor untuk melindungi logam menjadi lebih lama. Kemampuan inhibitor untuk melindungi logam dari korosi akan hilang atau habis pada waktu tertentu, hal itu dikarenakan semakin lama waktunya maka inhibitor akan semakin habis terserang oleh larutan. (Uhlig , 1961).
20
4.2.6 Pengaruh Ion Klorida Terhadap Korosi Korosi pada baja karbon antara lain dipengaruhi oleh konsentrasi ion agresif seperti ion klorida (Cl-). Konsentrasi ion klorida yang makin tinggi akan semakin meningkatkan kecenderungan terjadinya korosi. Ion klorida kebanyakan bertindak sebagai ion triger atau ion agresif karena kemampuannya yaitu menghancurkan lapisan pasif pada permukaan baja karbon dan mempercepat laju korosinya. Ketika terlarut di dalam air, maka ion klorida akan berubah menjadi asam hipoklorit (HClO) dan asam klorida (HCl), yang mana akan menurunkan nilai pH. Ion klorida dikenal memiliki efek perusak terhadap baja karbon. Kebanyakan ion tersebut memiliki kemampuan untuk terserap di permukaan logam dan berinterferensi membentuk lapisan pasif. Pitting merupakan jenis serangan utama yang terjadi akibat ion klorida. Area kecil dimana ion Cl- terserap di permukaan logam merupakan daerah anodik menuju lapisan oksida pasif katodik yang luas. Baja karbon akan terkorosi di dalam air yang mengandung klorida terutama dalam bentuk korosi uniform dibandingkan dalam bentuk localized attack. Pengaruh ion klorida terhadap laju korosi tergantung kation larutan konsentrasi garam. Adanya perbedaan laju korosi pada larutan garam seperti Lithium chloride (LiCl), Sodium chloride (NaCl), dan Potassium chloride (KCl) dikarenakan perbedaan kelarutan oksigen pada masing-masing larutan garam. Jadi, pengaruh konsentrasi satu komponen dapat di pengaruhi oleh variabel lingkungan lainnya pada korosi aqueous 4.2.7 Proses Pencegahan Korosi Korosi sendiri tidak dapat dicegah, namun laju korosi ini dapat dikurangi. Untuk mengurangi bahkan menhindari kerugian yang dapat disebabkan karena masalah korosi ini dapat dilakukan beberapa pencegahan korosi. Pencegahan korosi dapat dilakukan dengan beberapa cara, yaitu : 1.
Proteksi Katodik Proteksi katodik merupakan salah satu cara perlindungan terhadap korosi yaitu dengan pemberian arus searah (DC) dari suatu sumber eksternal untuk melindungi permukaan logam dari korosi. Metode ini efektif dan berhasil melindungi logam dari korosi khusus di lingkungan yang terbenam air
21
maupun di dalam tanah, seperti perlindungan pada kapal laut, instalasi pipa bawah tanah, dan sebagainya.Untuk memberikan arus searah dalam system ptoteksi katodik, terdapat dua cara yaitu dengan cara menerapkan anoda korban (Sacrificial Anode) atau dengan cara menerapkan arus tanding (Impressed Current) (Roberge, pierre R, 1999). 2.
Pelapisan (Coating) Coating merupakan proses pelapisan permukaan logam dengan cairan atau serbuk yang akan melekat secara kontinyu pada logam yang akan dilindungi. Adanya lapisan pada permukaan logam akan meminimalkan kontak antara logam dengan lingkungannya. Pelapisan yang umum adalah dengan menggunakan cat.
3.
Pemilihan Material (Material Selection) Prinsip dasar dari pemilihan material ini adalah mengenai tepat atau tidaknya pengaplikasian suatu material terhadap suatu lingkungan tertentu. Pemilihan material yang sesuai lingkungan dapat meminimalisir kerugian akibat terjadinya korosi.
4.
Inhibitor Inhibitor adalah senyawa tertentu yang ditambahkan pada elektrolit untuk membatasi korosi bejana logam. Inhibitor tediri dari anion atom ganda yang dapa masuk kepermukaan logam, dengan demikian dapat menghasilkan selaput lapisan tunggal yang kaya oksigen (Djaprie, 1995).
4.2.8
Cacat dalam Struktur Logam Proses pembekuan logam akan membentuk struktur kisi kristal yang
sebenarnya terdapat ketidaksempurnaan dalam susunannya yang disebut dengan cacat
(defect)
yang
akan
berpengaruh
pada
sifat-sifat
korosi
logam.
Ketidaksempurnan dalam susunan ini dapat diakibatkan oleh perbedaan orientasi batas
butir
yang
merupakan
daerah
pertemuan
antara
kisi-kisi
yang
bersebelahan,pengaruh perlakuan mekanik yang diberikan selama proses
22
pengerjaan dan fabrikasi. Cacat yang terjadi pada logam secara umum dapat dikelompokkan menjadi tiga buah yaitu: 1.
Cacat titik (cacat atom tunggal) Cacat titik merupakan cacat pada suatu kisi sempurna, dengan sengaja dimanfaatkan untuk menyempurnakan sifat-sifat mekanik logam. Cacat ini mempunyai peran dalam beberapa mekanisme korosi seperti perapuhan hidrogen, selective attack, korosi oksidasi dan korosi panas.
2.
Cacat garis Cacat garis merupakan cacat yang terjadi di dalam struktur butir ketika bidangbidang atom, bukan atom individu tidak menempati kedudukan sempurna pada kisi. Cacat garis contohnya dislokasi, dimana jenis dislokasi yaitu: a. Dislokasi tepi (edge dislocation) yaitu adanya sebuah bidang atom tidak sempurna diantara dua bidang lainnya. b. Dislokasi ulir (screw dislocation) yaitu adanya bidang yang menyerong sedikit sehingga tidak searah lagi dengan bidang-bidang terdekatnya.
Gambar 4.2 Jenis Dislokasi dalam Kisi Kristal 3.
Cacat volume Cacat volume merupakan cacat yang mempengaruhi logam dalam skala makroskopiknya. Cacat volume memiliki peran yang sangat penting dalam
23
mekanisme korosi. Cacat ini umumnya diakibatkan oleh proses-proses selama manufacturing, yaitu: a. Renik (voids), cacat ini berupa rongga-rongga kecil dalam bahan yang mungkin disebabkan oleh sejumlah mekanisme seperti terjebaknya udara dan pelepasan gas selama proses penuangan logam ke dalam cetakan. b. Retak (crack), retak biasanya berawal sejak pencetakan, umumnya diakibatkan oleh tidak meratanya laju pendinginan dan timbulnya tegangantegangan di dalam cetakan. Retak ini dapat memungkinkan peresapan agen-agen penyebab korosi. c. Inklusi, merupakan terjebaknya partikel-partikel asing dalam padatan yang tentunya bukan bagian dari struktur kisi kristal logam itu sendiri. 4.2.9 Aliran Fluida dalam pipa Pada belokan pipa terjadi penurunan tekanan (pressure drop) yang lebih besar daripada pipa lurus untuk panjang yang sama (White, Frank , 1986). Semakin besar ∆p atau meningkatnya pressure drop tersebut dapat menyebabkan energi yang dibutuhkan untuk mengalirkan fluida juga meningkat. Penurunan tekanan yang terlalu besar dapat menyebabkan terjadinya kavitasi dan getaran pada instalasi pipa. Belokan pipa menyebabkan hilangnya energi pada aliran yang cukup besar, hal ini dikarenakan pada belokan terjadi pemisahan aliran dan turbulensi. Kerugian pada belokan semakin meningkat dengan bertambah besarnya sudut belokan. Sudut belokan adalah sudut antara saluran arah masuk aliran terhadap negatif saluran arah keluar aliran. Losses yang terjadi pada belokan disebabkan oleh adanya aliran sekunder (twin eddy/pusaran ganda). Ketika fluida bergerak pada belokan pipa, muncul gaya sentrifugal yang bekerja pada partikel-partikel fluida. Gaya sentrifugal yang terjadi sebanding dengan kuadrat kecepatan fluida. Karena kecepatan fluida yang tidak seragam, semakin besar mendekati pusat dan semakin mengecil mendekati dinding, maka gaya sentrifugal yang bekerja pada tengah arus jauh lebih besar daripada gaya sentrifugal pada lapisan batas. Akibatnya muncul vortex atau swirl yang menyebabkan rotasi fluida dan menghasilkan aliran sekunder (White, Frank , 1986). Berikut adalah rumus perhitugan bilangan Reynold untuk mengetahui aliran laminar,turbulens atau transisi 24
𝑅𝑒 =
𝑝𝑣𝐷 µ
equation (1)
Dimana : p = rapat jenis (kg/m3 V = kecepatan aliran (m/dt), D = diameter pipa saluran (m), µ = viskositas kinematik (m2/dt) Dimana jika nilai bilangan Reynold > 4000 termasuk dalam aliran turbulens ,bilangan Reynold < 2300 laminer , bilangan Reybold 2300-4000 transisi.
Gambar 4.3 Pola Aliran dalam pipa Elbow (Agus Nugroho,2017) Aliran fluida di dalam sebuah pipa mungkin merupakan aliran laminar atau aliran turbulen. Osborne Reynolds (1842-1912), ilmuwan dan ahli matematika Inggris, adalah orang yang pertama kali membedakan dua klasifikasi aliran ini dengan menggunakan sebuah peralatan sederhana. Untuk laju aliran yang cukup kecil, guratan zat pewarna (sebuah garisgurat) akan tetap berupa garis yang terlihat jelas selama mengalir, dengan hanya sedikit saja menjadi kabur karena difusi molekuler dari zat pewarna ke air di sekelilingnya. Untuk suatu laju aliran sedang yang lebih besar, guratan zat pewarna berfluktuasi menurut waktu dan ruang, dan olakan putus putus dengan perilaku tak beraturan muncul di sepanjang guratan.
25
Sementara itu, untuk laju aliran yang cukup besar guratan zat pewarna dengan sangat segera menjadi kabur dan menyebar di seluruh pipa dengan pola yang acak. Ketiga karakteristik ini, yang masing-masing disebut sebagai aliran laminar, transisi dan turbulen. 4.2.10 Remaining Life Remaining Life atau sisa umur pakai adalah jangka waktu dari suatu peralatan untuk dapat bekerja sesuai dengan fungsinya sebelum akhirnya mengalami penggantian. Remaining life suatu peralatan dapat diketahui melalui remaining life assesment. Remaining life assesment adalah suatu usaha untuk menghitung atau memprediksi sisa umur pakai. Sisa umur pakai sangat penting untuk diketahui karena melalui hal tersebut teknisi dapat merencakan penggantian atau perbaikan dari peralatan tersebut. Biasanya vendor sudah menghitung usia pakai dari peralatan yang mereka buat. Namun untuk mencapai umur design diperlukan pola operasi dan metode pemeliharaan yang baik, namun tidak jarang umur design justru dibawah umur aktual. Pada jalur pipa uap Remaining Life sangat ditentukan oleh laju korosi yang disebabkan oleh uap yang mengalir di dalam pipa tersebut. Remaining Life (RL) adalah perhitungan yang digunakan untuk menentukan sisa umur pakai pipa agar pipa dapat beroperasi dengan aman berdasarkan tebal pipa aktual. Rumus yang dipakai dalam perhitungan Remaining Life ini adalah:
𝑅𝐿 =
𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝑡𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑟𝑒𝑑 𝐶𝑅
equation (2) (API 570)
Dimana: RSL = Sisa Umur Pipa ( Year) tactual
= Tebal hasil pengukuran (mm)
trequired
= Minimum wall thickness (mm)
CR
= Corrosion Rate (mm per year)
4.2.11 Corrosion Rate Perhitungan corrosion rate (laju korosi) adalah suatu perhitungan yang digunakan untuk mengukur tingginya laju korosi pada material pipa logam. Berdasarkan standar API 570 rumus yang digunakan untuk menghitung laju korosi ini adalah:
26
CR =
𝑡𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 − 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑡𝑖𝑚𝑒
equation (3) (API 570)
Dimana: CR = corrosion rate (laju korosi) (mpy) tnominal
= tebal pipa pada pengukuran sebelumnya (mm)
tactual
= tebal pipa pada pengukuran saat ini (mm)
time
= waktu dari pengukuran sebelumnya hingga pengukuran saat ini
4.2.12 MAWP MAWP (maximum allowable working pressure) adalah nilai yang menunjukkan tekanan maksimal yang masih diperbolehkan diterima oleh pipa. Tekanan kerja dalam sistem perpipaan tidak boleh melebihi tekanan yang diijinkan berdasarkan kode dan standar material tersebut. Kelebihan tekanan yang diterima oleh pipa dapat menyebakan pecahnya pipa. Rumus yang dipakai dalam perhitungan MAWP ini adalah:
𝑀𝐴𝑊𝑃 =
2 ×𝑆 × 𝐸 × 𝑡 𝐷
equation (4) (API 570)
Dimana: MAWP = Maximum Allowable Working Pressure (psi) S
= Specification Minimum Yield Strength (psi)
E
= Joint Factor
t
= Mencari “t” menggunakan t = tact – 2 (CR . Interval inspeksi )
D
= Diameter Outside Pipa (mm)
27
4.2.13 LSI/AI Langelier Saturation Index (LSI),sering digunakan sebagai indikator korosifitas air. Air yang sangat korosif dapat menyebabkan kegagalan sistem atau mengakibatkan kerusakan pada material. Kelebihan skala juga dapat merusak sistem air, yang memerlukan perbaikan atau penggantian.Persamaan ini didasarkan pada kesetimbangan kelarutan kalsium karbonat dan bikarbonat. Indeks Langelier didefinisikan sebagai perbedaan antara pH aktual (diukur) dan pH yang dihitung. Hasil yang didapatkan berupa skala,sebagai acuan apakah Air tersebut masuk kategori Highly aggressive water (corrosive), moderately aggressive water, atau non aggressive. Berikut merupakan rumus perhitungan dari Ph dihitung ;
pHs = A + B – C – D
equation (5)
Dimana: A memperhitungkan efek suhu. Ini ditemukan dengan memilih nilai dari Tabel 4.2 yang sesuai dengan suhu yang diukur dalam derajat Celcius. B adalah koreksi untuk kekuatan ion sampel. Ditentukan menggunakan Tabel 4.3 dengan mengambil nilai yang sesuai dengan total residu yang dapat disaring atau estimasi total padatan terlarut (TDS). C diperoleh dari Tabel 4.4 dengan membaca nilai yang sesuai dengan kekerasan kalsium (dalam mg / L CaCO3) dari sampel. D diperoleh dari Tabel 4.4 dengan membaca nilai yang diukur untuk total alkalinitas (dalam mg / L CaCO3) dari sampel Langelier Saturation Index adalah perbedaan antara pH aktual larutan dan pH yang dihitung ;
LSI = pHactual – pHs
equation (6)
Indeks Agresif (AI), digunakan untuk memantau kualitas air. AI berasal dari pH aktual, kekerasan kalsium,dan alkalinitas total.
Al = pHactual + C + D
equation (7)
28
Tabel 4.2 konstanta A berdasarkan Water Temperatur Water Temperature, °C
A
0
2.60
4
2.50
8
2.40
12
2.30
16
2.20
20
2.10
25
2.00
30
1.90
40
1.70
50
1.55
60
1.40
70
1.25
80
1.15
Tabel 4.3 Konstanta B berdasarkan TDS TDS, mg/L
B
0
9.70
100
9.77
200
9.83
400
9.86
600
9.89
1000
9.90
29
Tabel 4.4 Konstanta C dan D berdasarkan Calcium Hardness Calcium Hardness or Total Alkalinity in mg/L CaCO3
C* or D**
10
1.00
20
1.30
30
1.48
40
1.60
50
1.70
60
1.78
70
1.84
80
1.90
100
2.00
200
2.30
300
2.48
400
2.60
500
2.70
600
2.78
700
2.84
800
2.90
900
2.95
1000
3.00
30
4.2.14 Ultrasonic Test Ultrasonic Testing (UT) adalah alat yang digunakan untuk mengukur ketebalan suatu pipa dengan menggunakan gelombang suara frekuensi tinggi (biasanya dalam kisaran antara 0,5 dan 15 MHz) untuk melakukan pemeriksaan dan melakukan pengukuran. Peralatan UT terdiri dari beberapa bagian yang memiliki fungsi dan perannya maing-masing seperti Pulser/receiver, tranducer, dan display. Pulser/receiver adalah peralatan elektronik yang dapat memproduksi pulsa elektrik bertegangan tinggi. Dikendalikan oleh pulser, tranduser memproduksi energi ultrasonic berfrekuensi tinggi. Energi ultrasonic tersebut dikeluarkan dan disebarkan melintasi material uji dalam bentuk gelombang. Jika terdapat discontinuity (seperti crack) pada lintasan gelombang, sebagian energi akan direfleksikan kembali dari permukaan discontinuity tersebut. Gelombang sinyal yang direfleksikan tersebut dirubah menjadi sinyal elektrik oleh tranduser dan ditampilkan pada display. Selain luas digunakan dalam aplikasi teknik (seperti deteksi cacat / evaluasi, pengukuran dimensi, karakterisasi material, dll), ultrasonik juga digunakan dalam bidang medis (seperti sonografi, ultrasound terapi, dll).
Gambar 4.4 Alat Pengukur Ketebalan Pipa (NDT Sonatest)
31
4.3
Metodologi Tugas Khusus
4.3.1
Rancangan Pengamatan Adapun Rancangan KP ini ditunjukkan pada skema dibawah ini :
Gambar 4.5 Diagram alir pengamatan 4.3.2
Bahan Bahan yang digunakan dalam kegiatan Kerja Praktik ini antara lain :
a)
Data Sheet Produced Water 4”- WW- 6B - 0078
b)
Data Foto Produced Water 4”- WW- 6B - 0078
32
c)
P&ID Produced Water 4”- WW- 6B – 0078
4.3.3 Prosedur Penelitian Prosedur penelitian yang digunakan dalam KP ini adalah sebagai berikut: 1.
Studi Literatur Studi pustaka merupakan langkah awal yang dilakukan guna membentuk kerangka berpikir terhadap permasalahan yang akan diteliti. Tahap ini dilakukan dengan mempelajari data sheet, jurnal serta buku terkait analisis dan mekanisme kegagalan, dan lain lain.
2.
Identifikasi dan Perumusan Masalah Setelah menentukan kerangka berfikir dari studi pustaka, dilakukan identifikasi dan perumusan masalah yang akan dibahas. Pada laporan ini masalah yang diidentifikasi adalah korosi internal pada Produced Water 4”WW-6B-0078.
3.
Pengumpulan Data Data yang dikumpulkan meliputi : a. Spesifikasi Produced Water 4”-WW-6B-0078 Data ini digunakan untuk mengetahui desain operasi dan dimensi unit. b. Data proses,dan P&ID. Data ini digunakan untuk mengetahui operasi pada unit ini. c. Data fluida yang mengalir pada Produced Water 4”-WW-6B-0078 guna mengetahui kandungan unsur apa saja yang terlarut dalam fluida
4.
Pengolahan dan Analisis Data Pengolahan dan analisis data yang dilakukan meliputi analisis kegalalan yang dialami unit ini dari data yang telah dikumpulkan dengan cara menganalisis secara visual, saat operasi, dan kandungan fluida, serta mengevaluasi penggantian material pada Produced Water 4”-WW-6B0078
33
5.
Pembuatan Kesimpulan dan Saran Kesimpulan dan saran yang dilakukan meliputi analisis kegagalan dari data yang telah dikumpulkan yaitu analisis visual, operasi, kandungan fluida, dan material pada Produced Water 4”-WW-6B-0078 serta evaluasi penggantian material pada Produced Water 4”-WW-6B-0078
4.4
Hasil dan Pembahasan Tugas Khusus.
4.4.1 Korosi internal pipa Produced Water 4”-WW-6B-0078 Korosi
pada internal pipa dapat melemahkan bagian-bagian dari pipa
Produced Water 4”-WW-6B-0078 sehingga akan menyebabkan kerusakan, kebocoran atau kegagalan. Wall thickness yang terjadi akan menghambat performa dari pipa tersebut sehingga dapat berpengaruh pada jumlah produksi yang akan dihasilkan. Oleh karena itu, untuk mengetahui ukuran Wall thickness yang terjadi pada masing-masing part di Produced Water 4”-WW-6B-0078 maka diperlukan adanya pengujian atau pemeriksaan dengan menggunakan Ultrasonic Test. Pengujian ini dilakukan pada empat titik di masing-masing Part-nya,untuk membandingkan perbedaan nilai wall thickness pada part tersebut dengan empat titik yang berbeda seperti yang terlihat pada gambar 4.5. Setelah dilakukan pengujian Adapun kegiatan yang dilakukan pada saat pemeriksaan pipa adalah sebagai berikut : 1.
Ultrasonic Test Ultrasonic Test dilakukan untuk mengetahui ketebalan dari pipa tersebut sehingga diketahui selisih ketebalan awal dengan akhir, pada pengujian ini digunakan prinsip kerja yaitu dimana gelombang ultrasonic ini disorotkan ke permukaan bidang yang sedang di uji dengan garis lurus pada kecepatan konstan, kemudian gelombang tersebut dipantulkan lagi dari permukaan atau cacat benda uji tersebut. Yang diperoleh gelombang suara tersebut akan ditampilkan pada layar monitor berupa tampilan pulsa untuk mendeteksi tebal serta cacat atau tidaknya benda uji tersebut
34
2.
SI/AI SI (Saturation Index) adalah suatu metode pengujian untuk mengetahui apakah kandungan dalam liquid yang berada didalam pipa produced water 4”- WW – 6B – 0078 termasuk dalam scaling tendency, netral, atau corrosion tendency. Sedangkan AI (Aggressive Index) adalah suatu metode untuk mengetahui apakah liquid yang berada didalam pipa produced water 4”- WW – 6B – 0078 termasuk dalam Highly Aggressive water (corrosive), moderate Aggressive Water, atau Non Aggressive
3.
10-ion 10-ion adalah suatu metode pengujian untuk mengetahui constituent apa-apa saja yang berada didalam liquid tersebut,dalam pengujian metode ini yang dianalisa adalah 10 ion berupa sodium, calcium, magnesium, iron, barium, chloride, bicarbonate, carbonite, hydroxide, sulfate.
Gambar 4.6 Titik pengujian Pada pengukuran wall thickness dengan metode UT
35
Gambar 4.7 Sample Liquid yang digunakan untuk pengujian SI/AI & 10-Ion 4.4.2 Analisa korosi internal Pipa Produced Water 4”-WW-6B - 0078 Korosi pada pipa Produced water 4” – WW – 6B-0078 dipengaruh oleh konten produced water yang mengalir didalam pipa, Korosi terjadi pada seluruh dinding dalam pipa yang langsung bersentuhan dengan senyawa elektrolitnya, dengan intensitas yang sama sehingga menghilangkan logam dan terjadilah pengurangan ketebalan pada pipa. Selain itu, korosi yang terjadi pada pipa adalah sweet corrosion atau deep pitting, dan Errosion Corrosion
E-4 Gambar 4.8 letak part yang mengalami wall thickness paling tinggi 64 %
36
4.4.3 Analisa Fluida Produced Water 4”-WW-6B – 0078 Tabel 4.5 Saturation Index (ASTM D3739-06) Saturation Index (SI)
Interpretation
>0
Scaling Tendency
=0
Netral
12
Non aggressive
Pada Tabel 4.2 dan Tabel 4.3 digunakan sebagai skala untuk menentukan apakah liquid yang terkandung dalam pipa termasuk dalam kategori scaling tendency,netral,atau corrosion tendency jika mengacu pada saturation index dan apakah liquid yang terkandung dalam pipa termasuk dalam kategori Highly aggressive water (corrosive), moderately aggressive water, atau non aggressive jika mengacu pada Aggressive Index.Berikut merupakan Tabel hasil dari pengujian SI/AI pada liquid yang terknadung dalam Produced Water 4” – WW – 6B – 0078.
37
Tabel 4.7 Hasil pengujian liquid SI/AI pada separator Water V-5150 Water V-5150 : SI
: -4,55 Corrosion Tendency
AI
: 7,19
PH @250C
: 5,28
TDS
: 74mg/L
NACL
: 29mg/L
High Aggressive Water (corrosive)
Tabel 4.8 Hasil pengujian liquid SI/AI pada separator Water V-5100 Water V-5100 : SI
: -2,28 Corrosion Tendency
AI
: 9,59
PH @250C
: 6,85
TDS
: 533mg/L
NACL
: 366mg/L
High Aggressive Water (corrosive)
Dapat dilihat dari Tabel 4.4 dan 4.5 diatas bahwa liquid yang berada dalam pipa Produced Water 4”- WW – 6B – 0078 termasuk dalam kategori High Aggressive Water (corrosive) karena lingkungan liquid yang aggressive sehingga data Saturation Index (SI) menunjukan skala corrosion tendency,hal inilah yang menyebabkan pengurangan ketebalan dinding pipa.
38
Tabel 4.9 Hasil pengujian liquid 10-ion pada separator Water V-5150 Constituent
mg/L
Constituent
mg/L
Sodium
9
Chloride
3,00
Calcium
1,600
Bicarbonite
50,00
Magnesium
0,972
Carbonite
0.00
Iron
10,001
Hydroxide
0.00
Barium
0,007
Sulfate
0.00
Tabel 4.10 Hasil pengujian liquid 10-ion pada separator Water V-5100 Constituent
mg/L
Constituent
mg/L
Sodium
167
Chloride
132,00
Calcium
2,400
Bicarbonite
230,00
Magnesium
1,458
Carbonite
0.00
Iron
0,019
Hydroxide
0.00
Barium
0,093
Sulfate
0.00
Didapatkan dari hasil pengujian 10-ion bahwa kandungan Sodium dan Bicarbonat sangat banyak, Sehingga diindikasikan bahwa faktor inilah yang menjadi faktor korosi internal dalam Produced Water 4”-WW-6B-0078 ini. Sehingga perlu dilakukan tindakan khusus untuk mengontrol kandungan yang berada dalam lingkungan produced water ini,agar tidak terulang kejadian yang sama .
39
4.4.4 Analisa Operasi Pipa Produced Water 4”-WW-6B – 0078 Tabel 4.11 Pressure design separator SEPARATOR
PRESSURE DESIGN
V-5100
410 PSI
V-5150
250 PSI
V-5190
175 PSI
Data diatas merupakan Pressure Design yang bekerja dalam pipa Produced Water 4”-WW-6B-0078 sebagai langkah pencegahan untuk memperpanjang umur pipa, dimana pada data konstruksi awal diperoleh design pressure yaitu 1100 psi.
Tabel 4.12 Komposisi kimia A106 (ASTM A106-95) Constituent
Grade A
Grade B
Grade C
Carbon max. %
0.25
0.30
0.35
*Manganese %
0.27 to 0.93
*0.29 to 1.06
0.29 to 1.06
Phosphorous, max. %
0.035
0.035
0.035
Sulfur, max. %
0.035
0.035
0.035
Silicon, min.%
0.10
0.10
0.10
Chrome, max. %
0.40
0.40
0.40
Copper, max. %
0.40
0.40
0.40
Molybdenum, max. %
0.15
0.15
0.15
40
Nickel, max. %
0.40
0.40
0.40
Vanadium, max.%
0.08
0.08
0.08
Tabel 4.13 Komposisi Kimia Elbow A234 (ASTM SA-234/234M -95a) Grade
C
Mn
P
S
Si
WPB
0.3
0.291.06
0.05
0.058
0.1min
Tabel 4.9 menunjukan kompisisi kimia pada material A106. Material A106 adalah material baja karbon yang digunakan sebagai straight pipe pada Produced Water 4” – WW – 6B – 0078. Tabel 4.10 menunjukan kompisisi kimia pada material A234 WPB yang digunakan sebagai fitting pipe memiliki paduan unsur yang kurang lebih mirip dengan A106 4.4.5 Pembahasan Berikut analisis kegagalan pada pipa Elbow-4 Produced Water 4”-WW-6B – 0078 dimana terjadi penipisan dinding pipa yang dibuat dalam diagram 5 why. Mengapa Terjadi Penipisan tebal pipa?
Karena Terjadi korosi
Mengapa Terjadi korosi?
Karena lingkungan yang korosif dan adanya turbulensi di E-4
Mengapa lingkungannya bersifat korosif dan mengapa terjadi turbulensi di E-4?
Karena tidak ada tempat untuk menginjeksikan inhibitor korosi dan turbulensi terbentuk karena bentuk E-4 kurang compatible
41
Mengapa tidak ada tempat untuk menginjeksikan inhibitor korosi dan mengapa bentuk E-4 kurang compatible?
Mengapa tidak didesign untuk meletakkan chemical injection didaerah tersebut dan mengapa sudut E-4 yang rendah dan berdekatan dengan valve mengakibatkan korosi
Karena pada saat konstruksi awal tidak di design untuk meletakkan chemical injection. E-4 kurang compatible karena sudut Elbow yang rendah dan berdekatakan dengan valve mengakibatkan tingginya korosi didaerah tersebut
Karena diprediksi bahwa laju korosi didaerah tersebut tidak melebihi standar sehingga tidak diletakkan chemical injection. E-4 yang berdekatan dengan valve akan mengakibatkan arus balik jika valve ditutup, dan mengakibatkan tumbukan arus fluida dengan E-4 yang mngakibatkan terjadi Erosi korosi pada dinding E-4
Gambar 4.9 diagram 5 why kegagalan Produced Water 4”- WW – 6B – 0078 Dari hasil pengambilan data yang dilakukan dapat diketahui bahwa pipa mengalami wall thickness akibat terjadinya korosi. Jenis korosi yang terjadi adalah jenis Errosion Corrosion yang diakibatkan oleh tumbukan arus fluida, dan Sweet Corrosion (deep pitting) yang diakibatkan oleh aliran fluida pada produced water yang mengandung senyawa CO2 dimana senyawa ini dapat menyebabkan material menjadi berpori dan rapuh dan General Corrosion dimana terjadi reaksi antara ion Fe dipermukaan material dengan Cl- Oleh sebab itu diperlukan langkah perbaikan pada pipa Produced Water 4” – WW – 6B - 0078.
42
4.4.6
Rekomendasi Wall Thickness pada pipa disebabkan adanya korosi deep pitting, Errosion
Corrosion, dan General Corrosion pada pipa Produced Water 4” – WW – 6B - 0078 sehingga dibutuhkan tindakan khusus terutama pada part E-4 untuk meningkatkan ketahanannya terhadap korosi tersebut. Tabel 4.14 Hasil Perhitungan Bilangan Reynold (Zainuddin,2012) Belokan 30o 45o 60o 90o
Debit (Q) (litr/s) 1, 2068 1,1701 1,1421 1,1034
Kecepatan (v) (mm/s) 1064,597 1033,424 1007,537 973,377
Bilangan Reynold (Re) 46128,48 44777,78 43656,09 42175,96
Semakin besar sudut sambungan belokan pipa maka kecepatan air semakin kecil, dan sebaliknya semakin kecil sudut sambungan belokan pipa kecepatan air semakin besar (Zainuddin,2012). Dapat dilihat dari Tabel diatas bahwa semakin tinggi sudut Elbow akan mengakibatkan menurunnya bilangan Reynold, dimana jika nilai bilangan Reynold turun akan memperkecil turbulensi didaerah tersebut. Oleh sebab itu untuk mengurangi terjadinya turbulensi di E-4 maka direkomendasikan untuk meningkatkan sudut E-4.
Gambar 4.10 Piping System sebagai rekomendasi untuk E-4
43
Pada hal ini juga terdapat material yang sangat baik berada dilingkungan Nacl yaitu SS-430. Pipa jenis stainless steel ialah pipa berbahan baja paduan yang tahan terhadap korosi dan juga temperatur rendah (cryogenic). Aplikasinya dalam industri migas antara lain: digunakan pada pipa-pipa yang mengalirkan CO2, H2S dan carbonate, digunakan juga pada flare stack, pipa di bawah laut, peralatan heat exchanger, unit-unit proses pengolahan minyak dan gas, dan menyalurkan fluida bersifat asam, dan menyalurkan fluida cryorgenic seperti LNG dan Nitrogen cair. Tabel 4.15 komposisi kimia SS-430 Grade
min.
C
Mn
Si
P
S
Cr
-
-
-
-
-
16
430
Mo
Ni
-
max.
0.12
1
1
0.04 0.030 18
N
0.50
Baja komersial SS-430 mengalami proses korosi terus menerus pada lingkungan NaCl, namun Laju korosi yang terukur sangatlah kecil dengan tendensi menurun seiring dengan kenaikan konsentrasi larutan NaCl. Jadi dapat disimpulkan bahwa SS-430 mempunyai ketahanan korosi yang luar biasa (outstanding) pada lingkungan NaCl (Heri Jodi,2019). Pada pipa Produced Water 4”- WW -6B-0078 fluida yang berada dalam pipa bersifat asam oleh sebab itu dibutuhkan corrosion monitoring untuk mengontrol laju korosi yang berada didalm pipa tersebut serta chemical injection untuk menginjeksikan inhibitor kedalam pipa tersebut,guna mengatur laju korosi yang berada dalam pipa tersebut. Fungsi dari pemberian inhibitor adalah untuk menurunkan laju korosi menjadi low corrosion atau dibawah 0,001inch/yr.
44
Gambar 4.11 Chemical Injection
Gambar 4.12 Corrosion Monitoring
45
4.4.7 Perhitungan Remaining Life dan Corrosion Rate Tabel 4.16 RL dan CR 4” –WW-6B-0078 PART
LAJU KOROSI (IN/YR)
LAJU KOROSI (MPY)
SISA UMUR PART
E-1
0,0018
1,8
>30 thn
E-2
0,0016
1,6
>30 thn
E-3
0,001
1
>30 thn
P-8
0,00071
0,71
>30 thn
E-4
0,0057
5,7
Tidak dapat digunakan lagi
P-9
0,0012
1,2
>30 thn
Pada tabel di atas dapat dilihat bahwa nilai E-4 yang tertinggi Sehingga dapat disimpulkan bahwa material E-4 tidak compatible lagi. berdasarkan hasil pengujian liquid pada line ini memiliki lingkungan yang korosif,namun pada partpart lain masih memiliki umur yang jauh lebih baik dibanding E-4. Diindikasikan bahwa massive-nya korosi pada E-4 karena terjadi turbulensi yang tinggi akibat berdekatan dengan valve sehingga menimbulkan arus balik jika valve ditutup yang mengakibatkan Erosion Corrosion pada E-4.
4.5
Kesimpulan Tugas khusus
4.5.1 Kesimpulan Adapun kesimpulan terkait tugas khusus yang telah dikerjakan antara lain : 1.
Yang menyebabkan pipa produced water 4” – WW – 6B – 0078 terjadi korosi internal karena lingkungan elektrolit yang asam
2.
Faktor yang memperparah korosi pada E-4 karena terjadi Erosion Corrosion yang tinggi akibat berdekatan dengan dua valve yang mengakibatkan
46
turbulensi yang terjadi lebih tinggi dibanding dengan elbow lain yang tidak berdekatan dengan valve 3. Upaya untuk menanggulangi korosi pada E-4 adalah mengatur ulang bentuk fitting,mengontrol laju korosi,dan sering melakukan inspeksi pada pipa produced water yang sudah berumur tua, baik kualitas material maupun kondisi fluida 4.5.2 Saran Adapun saran terkait kerja praktek sebagai berikut : 1.
Memperbesar sudut E-4 untuk mengurangi turbulensi yang terjadi.
2.
Memasang corrosion monitoring dan chemical injection.
3.
Menguprade seluruh part material pipa Produced Water 4” – WW – 6B – 0078 dengan SS-430.
47
DAFTAR PUSTAKA Amstead, B.H., Djaprie, S. (Alih Bahasa), 1995, Teknologi Mekanik, Edisi ke-7, Jilid I, PT. Erlangga, Jakarta Chamberlain J., Trethewey KR.. 1991, KOROSI (Untuk Mahasiswa dan Rekayasawan), PT Gramedia Pustaka Utama, Jakarta Chodijah, Siti. 2008. “Efektivitas Penggunaan Pelapisan Epoxy dalam Ketahanan Korosi Pipa Baja ASTM A53”. Jakarta: Fakultas Teknik Universitas Indonesia. Fogler, 1992, ” Elements of Chemical Reaction Engineering ”, 4th edition, PrenticeHall International, Inc, Amerika Fontana Mars G, Greene Norbert D. 1985. Corrosion Engineering. Second edition. Singapura: McGraw Hill Haryono, Gogot, dkk. 2010. “Ekstrak Bahan Alam sebagai Inhibitor Korosi”.Yogyakarta: FTI UPN Veteran. Heri Jodi , 2019. karakterisasi korosi baja ss-430 pada lingkungan nacl. Pusat Teknonologi Bahan Industri Nuklir – BATAN Kawasan Puspiptek Serpong-Tangerang Selatan. Kirk,R.E & Othmer,D.F., 1965, “Encyclopedia of Chemical Technology”, Vol 10, 1 st, Interscience Encyclopedia, Inc., New York M. White, Frank dan Hariandja, Manahan. 1988. Mekanika Fluida (terjemahan). Erlangga, Jakarta. Roberge, Pierre R.1999. Handbook of Corrosion Engineering. USA: Mc Graw – Hill. Uhlig, H. H., 1961, Corrosion Handbook, John Willey & Sons Inc., London Vogel, (1979), "Buku Teks Analisis Anorganik Kualitatif Makro Dan Semimikro", Edisi V, PT Kalman Media Pusaka, Jakarta. Zainudin, Adi Sayoga.2012. “Analisa Pengaruh Variasi Sudut Sambungan Belokan Terhadap Head Losses Aliran Pipa”, Dinamika Teknik Mesin, Volume 2 No.2. Jurusan Teknik Mesin, Fakultas Teknik, Universitas Mataram Jalan Majapahit No.62 Mataram.
48
LAMPIRAN 10 - ION
49
LAMPIRAN 10-ION
50
LAMPIRAN SI/AI
51
LAMPIRAN SI/AI
52
LAMPIRAN ISO METRIK
53
LAMPIRAN WALL THICKNESS 4”-WW-6B-0078
54
LAMPIRAN REMAINING LIFE JIKA PRESSURE DITURUNKAN
PRESSURE AWAL : 1100
𝒕𝒓𝒆𝒒𝒖𝒊𝒓𝒆𝒅 = 𝑅𝐿 =
𝑷×𝑫 𝟐 ×(𝑺 × 𝑬)
=
1100 X 4,5 2 X(20.000 X 0,85)
= 0,14558824
𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝑡𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑟𝑒𝑑 0,12 − 0,14558824 = = −4,48088913 𝑇𝐻𝑁 𝐶𝑅 0,00571053
PRESSURE : 410
𝒕𝒓𝒆𝒒𝒖𝒊𝒓𝒆𝒅 = 𝑅𝐿 =
𝑷×𝑫 𝟐 ×(𝑺 × 𝑬)
=
410 X 4,5 2 X(20.000 X 0,85)
= 0,05426471
𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝑡𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑟𝑒𝑑 0,12 − 0,05426471 = = 11,5112497 𝑇𝐻𝑁 𝐶𝑅 0,00571053
PRESSURE : 250
𝒕𝒓𝒆𝒒𝒖𝒊𝒓𝒆𝒅 = 𝑅𝐿 =
𝑷×𝑫 𝟐 ×(𝑺 × 𝑬)
=
250 X 4,5 2 X(20.000 X 0,85)
= 0,0330824
𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝑡𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑟𝑒𝑑 0,12 − 0,0330824 = = 15,2195717 𝑇𝐻𝑁 𝐶𝑅 0,00571053
PRESSURE : 175
𝒕𝒓𝒆𝒒𝒖𝒊𝒓𝒆𝒅 = 𝑅𝐿 =
𝑷×𝑫 𝟐 ×(𝑺 × 𝑬)
=
175 X 4,5 2 X(20.000 X 0,85)
= 0,02316176
𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝑡𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑟𝑒𝑑 0,12 − 0,02316176 = = 16,9578477 𝑇𝐻𝑁 𝐶𝑅 0,00571053
55
