ANALISIS PELUANG KEGAGALAN PERMUKAAN DALAM JARINGAN PIPA BAWAH LAUT DENGAN MODEL NORSOK

Transkripsi

1 ANALISIS PELUANG KEGAGALAN PERMUKAAN DALAM JARINGAN PIPA BAWAH LAUT DENGAN MODEL NORSOK Diajukan untuk memenuhi syarat kelulusan tingkat sarjana Program Studi Teknik Metalurgi Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung Oleh : Aditya Chandra Tamtama ( ) PROGRAM STUDI TEKNIK METALURGI FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2009

2 LEMBAR PENGESAHAN ANALISIS PELUANG KEGAGALAN PERMUKAAN DALAM JARINGAN PIPA BAWAH LAUT DENGAN MODEL NORSOK TUGAS AKHIR ADITYA CHANDRA TAMTAMA Disetujui untuk Program Studi Teknik Metalurgi Institut Teknologi Bandung Oleh : Pembimbing I Pembimbing II (Prof.Dr.Ir Syoni Soepriyanto.M.Sc.) (Dr. Ahmad Taufik Joenoes, M.Eng)

3 ANALISIS PELUANG KEGAGALAN PERMUKAAN DALAM JARINGAN PIPA BAWAH LAUT DENGAN MENGGUNAKAN MODEL NORSOK Abstrak Jaringan pipa memiliki peranan yang sangat penting dalam industry minyak dan gas. Kelancaran proses produksi dan pendistribusian minyak dan gas sangat tergantung pada kondisi jaringan pipa. Kontrol dan pengawasan pada jaringan ini sangatlah diperlukan untuk menjamin proses produksi dan distribusi migas. Korosi merupakan penyebab utama kegagalan material khususnya pada jaringan pipa. Oleh karena itu untuk melihat pengaruh dari proses korosi terhadap kehandalan suatu jaringan pipa minyak diperlukan suatu analisis kehandalan pipa. Analisis peluang kegagalan akibat korosi merupakan salah satu sistem analisis kehandalan pipa yang mengintegrasikan identifikasi korosi yang terjadi serta tindak lanjut pemeliharaannya. Analisis ini mencakup tentang sebuah sistem analisa peluang kegagalan pipa akibat korosi, dengan studi aplikasinya pada beberapa pipa gas bawah laut dari dua industri minyak dan gas di Indonesia. Adapun jenis korosi yang dicakup dalam penelitian terhadap beberapa pipa gas ini adalah jenis korosi CO 2 (sweet corrosion). Analisa korosi berbasis kehandalan dilakukan dengan beberapa tahapan, mencakup identifikasi korosi yang terjadi pada pipa, prediksi laju korosi pada pipa, dan perhitungan peluang kegagalannya. Data diperoleh dari hasil inspeksi berupa data jaringan pipa lengkap dengan detail operasinya. Model NORSOK digunakan dalam analisis untuk memprediksi laju korosi internal yang terjadi pada pipa. Laju korosi kemudian diolah untuk mendapatkan peluang kegagalan dengan menggunakan distribusi peluang metode First Order Second Moment (FOSM). Resiko pipa dipetakan melalui memplot data peluang kegagalan terhadap tahun operasi ke dalam matriks berdasarkan kriteria yang diadopsi dari standar. Resiko menggambarkan keadaan pipa setiap waktunya apakah pipa dalam kondisi baik atau sebaliknya dengan menggolongkan tingkat critically pipa. Hasil analisis dengan model NORSOK memberikan laju korosi internal pada 22 jaringan pipa yang dianalisis berkisar di antara 0,151 0,407 mm / tahun. Penambahan inhibitor dalam analisis dilakukan dengan efisiensi inhibitor 70 %, dan menghasilkan laju korosi internal yang berubah nilainya menjadi kisaran 0,04 0,112 mm / tahun. Penambahan inhibitor pada jaringan-jaringan tersebut berada pada kisaran laju inhibitor 0,01 17 MSCFD tergantung laju alir gas di dalam pipa dan jumlah standar inhibitor yang harus ditambahkan. Analisis peluang kegagalan dengan distribusi peluang menggunakan metode FOSM (First Order Second Moment) dilakukan terhadap pipa 16 OD-Z-X52 dan memberikan peluang kegagalan jaringan pipa ini tiap tahun. Kehandalan jaringan pipa ini akan mengalami penurunan seiring waktu dan beresiko tinggi mengalami kegagalan mulai tahun i

4 FAILURE PROBABILITY ANALYSIS OF INTERNAL WALL SUBSEA PIPELINE WITH MODEL NORSOK Abstract Pipeline has a significant role in oil and gas industries. Both production and distribution of oil and gas processes in the industry are depended on pipelines. Controls and inspections are needed for the pipelines to guarantee safety for all production and distribution of oil and gas processes. Corrosion is the main caution of failure occurs on all material especially pipelines. It is needed an analytical process to analyze the effect of corrosion occurs to the reliability of pipelines. The analytical process is called corrosion risk base on analytical system which integrated type of corrosion occurs on pipeline and how to handle it well. Failure probability analysis is one of the analytical processes. This analysis consists of a failure probability analytical system on the subsea pipelines from two typical oil and gas industries in Indonesia. Subsea pipelines in this analysis are internally corroded with carbon dioxide (sweet corrosion). Reliability based analytical method is done by several steps, including corrosion identification, corrosion rate calculation, and probability of failure calculation. All subsea pipelines have some operational data results from the inspection. NORSOK model are used in the analysis to predict internal corrosion rate occurs on the pipeline. Corrosion rate then will be transferred into a calculation using First Order Second Moment (FOSM) method to obtain probability of failure. Probability of failure from analyzed pipeline each year will be plotted into matrix based on standard that will describe the critically level of pipelines for each year. The critically of pipelines can conclude that the pipelines are in either safe or failed. Results from NORSOK model give the corrosion rate of 22 analyzed pipelines between mm/year. Inhibitor injection was also calculated in this analysis with all inhibitor efficiency is 70 % and results the corrosion rate between mm/year. The injection rates are between MSCFD depended on the gas flow rate and amount of standard that must be added. Pipeline 16 OD-Z-X52 is analyzed using FOSM (First Order Second Moment) method to results its probability of failure each year. The reliability of this pipeline will be decreased as the probability of failure increased by the time At that time pipeline is categorized on very high risk of failure. ii

5 KATA PENGANTAR Segala puji dan syukur penyusun panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maka Kasih, karena dengan karunianya yang maha besar penyusun dapat menyelesaikan Tugas Akhir ini. Tugas Akhir yang berjudul Analisis Peluang Kegagalan Permukaan Dalam Jaringan Pipa Bawah Laut dengn Menggunakan Model NORSOK ini dibuat untuk menyelesaikan mata kuliah Tugas Akhir untuk meraih gelar Sarjana Teknik Metalurgi pada Program Studi Teknik Metalurgi. Laporan Tugas Akhir ini dapat terselesaikan tak lepas dari bantuan berbagai pihak. Untuk itu dengan rasa hormat penyusun menyampaikan banyak terima kasih kepada : 1. Dr. Ir. Sunara Purwadaria sebagai Ketua Program Studi Teknik Metalurgi, Institut Teknologi Bandung. 2. Prof. Dr. Ir. Syoni Soepriyanto, M.Sc., selaku dosen pembimbing I yang telah memberikan arahan, saran, bimbingan dan masukan yang membangun kepada penyusun. 3. Dr. Ir. Ahmad Taufik Joenoes, M.Eng., selaku dosen pembimbing II yang telah memberikan saran, arahan serta masukan dalam penyusunan Tugas akhir ini. 4. Dr. M. Zaki Mubarok, ST., MT., selaku dosen penguji yang telah memberikan masukan dan saran yang membuat tugas akhir ini menjadi lebih baik 5. Seluruh dosen di Program Studi Teknik Metalurgi atas ilmu yang telah disampaikan kepada penulis. Semoga ilmu ini dapat bermanfaat di kemudian hari. 6. Seluruh Staf Pegawai dan Tata Usaha di Program Studi Teknik Metalurgi atas bantuan dan kesabarannya melayani mahasiswa. 7. Mas Fajar serta Mba Triani selaku Staff Laboratorium Metalurgi Fisik dan staff perpustakaan atas bantuan dan kerja samanya. iii

6 8. Ibu saya Sinta Tri Haryani, kakak saya Denny Indera Tamtama, dan adik saya Gilang Pesona Tamtama, serta keluarga besar yang senantiasa mendoakan dan mendukung penyusun. 9. Semua teman-teman 2004 metalurgi dan tambang yang telah menjadi inspirasi dan sumber semangat penyusun dalam pelaksanaan Tugas Akhir ini maupun penyusunan skripsi ini. Penyusun berusaha menyelesaikan tugas akhir ini dengan sebaik-baiknya dengan waktu yang tersedia. Penyusun menyadari bahwa sebagai insan manusia, tak luput dari kesalahan dan kekurangan. Akhirnya penyusun berharap agar laporan ini dapat bermanfaat bagi para pembaca, terutama pihak-pihak yang menekuni dan mendalami bidang ini. Terima kasih. Penyusun iv

7 DAFTAR ISI ABSTRAK... i KATA PENGANTAR... iii DAFTAR ISI... v DAFTAR TABEL... viii DAFTAR GAMBAR... ix DAFTAR LAMPIRAN... xi DAFTAR SIMBOL DAN SINGKATAN... xii BAB I. PENDAHULUAN Latar Belakang Masalah Tujuan Penelitian Ruang Lingkup Penelitian Metodologi Penelitian Sistematika Penulisan... 3 II. TINJAUAN PUSTAKA Kegagalan pada Pipa Kegagalan Akibat Kerusakan Mekanik Kegagalan Akibat Korosi Korosi Eksternal Korosi Internal Jenis-Jenis Korosi yang Terjadi Pada Pipa Pemantauan dan Pengukuran Laju Korosi Pada Pipa Jenis Kegagalan Lain pada Pipa Analisis Kehandalan Metode Probabilistik v

8 Jenis-Jenis Distribusi Peluang Pemilihan Jenis Distribusi Peluang Metode Deterministik Metode Inspeksi Pipa Bawah Laut Inspeksi dengan Peralatan ROV (Remote Operated Vehicle) Metode SSS (Side Scan Sonar) Metode dengan Sistem METS III. PROSEDUR ANALISIS DAN PENGOLAHAN DATA Prosedur Analisis Pengidentifikasian Jenis Korosi Internal Pada Pipa Sistem Perhitungan Laju Korosi dengan Model NORSOK Analisis Kehandalan dengan FOSM (First Order Second Moment) Analisis Tingkat Critically Pipa Pengolahan Data Identifikasi Jenis Korosi Internal pada Pipa Analisis Laju Korosi Menggunakan Model NORSOK Analisis Perhitungan Fugasitas Karbon Dioksida Analisis Perhitungan Faktor ph Analisis Perhitungan Wall Shear Stress Analisis Peluang Kegagalan Pipa IV. PEMBAHASAN Model NORSOK : Analisis Prediksi Laju Korosi dan Pengaruh Operasional Pipa Terhadap Laju Korosi Analisis Prediksi Laju Korosi Analisis Pengaruh ph dan Kandungan CO 2 terhadap laju Korosi Analisis Pengaruh Temperatur Operasi terhadap Laju Korosi Analisis Pengaruh Tekanan Operasi terhadap Laju Korosi Analisis Pengaruh Kehandalan Pipa Terhadap Tingkat Critically Pipa Analisis Pengaruh Penambahan Inhibitor dan Jumlah Penambahan Inhibitor pada Jaringan Pipa vi

9 4.3.1 Analisis Pengaruh Penambahan Inhibitor pada Jaringan Pipa Jumlah Penambahan Inhibitor pada Jaringan Pipa Perbandingan Model NORSOK dengan Perhitungan Intelligent Pig Biasa V. KESIMPULAN dan SARAN Kesimpulan Saran DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN vii

10 DAFTAR TABEL Tabel 2.1 Kategori Penilaian Korosi Internal Tabel 3.1 Konstanta Perhitungan Laju Korosi pada Temperatur Tertentu Tabel 3.2 Nilai Faktor ph pada Temperatur Tertentu Tabel 3.3 Kekuatan Luluh dan Kekuatan Tarik untuk Beberapa Grade Pipa Tabel 3.4 Batas PoF dan Beta untuk masing-masing Tingkat Critically Tabel 3.5 Perbandingan Tekanan CO 2 dan H 2 S untuk Tiap Pipa Tabel 3.6 Data Jaringan Pipa 12,75 OD-X 4 -X Tabel 4.1 Laju Korosi untuk Setiap Data Jaringan Pipa Gas Tabel 4.2 Tabel Peluang Kegagalan Pipa 16 OD-Z-X52 Pada Tiap Lokasi Per Tahun Tabel 4.3 Laju Korosi Jaringan Pipa dengan Penambahan Inhibitor Tabel 4.4 Umur Sisa Jaringan Pipa Tanpa dan Dengan Penambahan Inhibitor Tabel 4.5 Peluang Kegagalan Pipa 16 OD-Z-X52 Per Tahun Sejak Penambahan Inhibitor Tahun Tabel 4.6 Pembagian Penambahan Inhibitor yang Disesuaikan dengan Kandungan CO Tabel 4.7 Jumlah Penambahan Inhibitor Tiap Jaringan Pipa Tabel 4.8 Peluang Kegagalan Jaringan Pipa 16 OD-Z-X52 dengan Menggunakan Perhitungan Laju Korosi Berdasarkan / viii

11 DAFTAR GAMBAR Gambar 1.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian... 5 Gambar 2.1 Mekanisme Korosi Pada Pipa Karena Perbedaan Potensial... 8 Gambar 2.2 Macam-Macam Bentuk Korosi Pada Pipa Gambar 2.3 Korosi Merata Gambar 2.4 Stress Corrosion Cracking Gambar 2.5 Korosi Celah (Crevice Corrosion) Gambar 2.6 Korosi Erosi (Erosion Corrosion) Gambar 2.7 Pitting Corrosion Gambar 2.8 Sulfide Stress Cracking Gambar 2.9 Probability Density Function; Cumulative Distribution Function Gambar 2.10 Kurva PDF Distribusi Normal Gambar 2.11 Kurva PDF Distribusi Lognormal Gambar 2.12 Kurva PDF Distribusi Weibull Gambar 2.13 Kurva PDF Distribusi Gumbell Gambar 3.1 Diagram Prosedur Analisis Gambar 3.2 Diagram Peralihan Model NORSOK ke Metode FOSM Gambar 3.3 Kurva Laju Korosi Pada Tiap Lokasi Pipa 16 OD-Z-X Gambar 3.4 Kurva Ketebalan Pipa 16 OD-Z-X52 Pada Tiap Lokasi Tahun Gambar 3.5 Kurva Ketebalan Pipa 16 OD-Z-X52 Pada Tiap Lokasi Tahun Gambar 3.6 Kurva Ketebalan Pipa 16 OD-Z-X52 Pada Tiap Lokasi Pada Tahun Gambar 3.7 Tingkat Kehandalan Pipa 16 OD-Z-X52 pada Tiap Tahun Gambar 3.8 Peluang Kegagalan Pipa 16 OD-Z-X52 pada Tiap Tahun Gambar 4.1 Grafik Pengaruh ph terhadap Laju Korosi Gambar 4.2 Diagram Eh-pH Sistem Fe-H 2 O Gambar 4.3 Kurva Polarisasi Anodik Fe Gambar 4.4 Kurva Pengaruh Kandungan Karbon Dioksida terhadap Laju Korosi 62 Gambar 4.5 Grafik Pengaruh Temperatur terhadap Laju Korosi Gambar 4.6 Grafik Penurunan Konsentrasi Oksigen Terlarut vs Peningkatan Temperatur ix

12 Gambar 4.7 Grafik Korosi terhadap Temperatur Gambar 4.8 Grafik Pengaruh Tekanan terhadap Laju Korosi Gambar 4.9 Peluang Kegagalan Pipa 16 OD-Z-X52 pada Tiap Tahun Gambar 4.10 Gambar Kegagalan Pipa Gambar 4.11 Grafik Pengaruh Penambahan Inhibitor terhadap Laju Korosi Gambar 4.12 Peluang Kegagalan Pipa 16 OD-Z-X52 Per Tahun Sejak Penambahan Inhibitor Tahun Gambar 4.13 Mekanisme Inhibitor Imidazoline pada Permukaan Pipa Gambar 4.13 Grafik Peluang Kegagalan Pipa Tiap Lokasi Per Tahun dengan Perhitungan Laju Korosi Berbeda Pipa 16 OD-Z-X x

13 DAFTAR LAMPIRAN Lampiran A : Data Jaringan Pipa X Lampiran B : Data Jaringan Pipa Y dan Data Jaringan Pipa 16 OD-Z-X Lampiran C : Data Intelligent Pig Pipa 16 OD-Z-X Lampiran D : Nilai Fugasitas Karbon Dioksida Tiap Jaringan Pipa Lampiran E : Nilai Faktor ph Tiap Jaringan Pipa Lampiran F : Nilai Wall Shear Stress Tiap Jaringan Pipa Lampiran G ; Nilai Laju Korosi Jaringan Pipa 16 OD-Z-X52 Tiap Lokasi Lampiran H : Nilai Ketebalan Pipa (inch) 16 OD-Z-X52 Tiap Lokasi (m) Lampiran I : Nilai Reliability Pipa 16 OD-Z-X xi

14 DAFTAR SIMBOL A : Luas penampang area pipa (m 2 ) B (index) C (index) CR t D K (index) K SP Kt P Q G Q L R Re S T : Konstanta dalam perhitungan viskositas : Konsentrasi komponen : Laju Korosi pada Berbagai Temperatur (mm/tahun) : Diameter pipa (mm) : Konstanta equilibrium untuk perhitungan ph : Konstanta equilibrium untuk besi karbonat : Konstanta untuk temperature t dalam perhitungan laju korosi : Tekanan total (bar) : Debit gas (MSm 3 /d) : Dewbit likuid (Sm 3 /d) : µ w /µ o : Bilangan Reynold : Tekanan geser pada dinding pipa (Pa) : Temperature dalam Kelvin T c : Temperature dalam C T f : Temperature dalam F T std Z a f f CO2 f(ph) t k I : TYemperature standard dalam Kelvin (60 F/15,55 C) : Compressibilitas gasis the compressibility of the gas : Koefisien fugasitas : factor friksi : Fugasitas CO 2 (bar) : factor ph pada temperature t : Kekasaran pipa (m) : kekuatan ionik (molar) p CO2 : Tekanan parsial CO 2 p H2S p H2O : Tekanan parsial H 2 S : Tekanan uap H 2 O t : Temperatur 20 C, 40 C, 60 C, 80 C, 90 C, 120 C atau 150 C u G S : Superficial velocitias gas (m/s) xii

15 u S L u m λ : Superficial velocitias likuid (m/s) : Velositas campuran (m/s) : Fraksi likuid µ o : Viskositas minyak (Ns/m 2 ) µ G : Viskositas gas (Ns/m 2 ) µ L : Viskositas likuid (Ns/m 2 ) µ m : Viskositas campuran (Ns/m 2 ) µ w : Viskositas air (Ns/m 2 ) ρ G : Densitas gas (kg/m 3 ) ρ L : Densitas likuid (kg/m 3 ) ρ m : Densitas campuran (kg/m 3 ) ρ o : Densitas minyak (kg/m 3 ) ρ w : Densitas air (kg/m 3 ) φ : Watercut β : Reliability / nilai Kehandalan Pipa μ x σ x δ x Φ(β) σ ε σ HS σ ys : rata-rata (mean) populasi x : simpangan (standard deviation) populasi x : COV (Coefficient of Variation) populasi x : nilai fungsi distribusi normal dari faktor cornell safety index : tegangan (stress) : regangan (strain) : tegangan Hoop (Hoop stress) : tegangan luluh (yield strength) xiii