ANALISA RESIKO PADA REDUCER PIPELINE AKIBAT INTERNAL CORROSION DENGAN METODE RBI (RISK BASED INSPECTION)

Transkripsi

1 ANALISA RESIKO PADA REDUCER PIPELINE AKIBAT INTERNAL CORROSION DENGAN METODE RBI (RISK BASED INSPECTION) Z. A. H. Lubis 1 ; D. M. Rosyid 2 ; H. Ikhwani 3 1) Mahasiswa Jurusan Teknik Kelautan, ITS-Surabaya 2) Staf Pengajar Jurusan Teknik Kelautan, ITS-Surabaya 3) Staf Pengajar Jurusan Teknik Kelautan, ITS-Surabaya Abstrak Korosi internal adalah salah satu penyebab resiko kegagalan pada jaringan pipa yang harus dipertimbangkan. Oleh karena itu, perlu adanya suatu inspeksi dengan berbasis keandalan. Metode RBI adalah salah satu metode pengelolaan inspeksi yang didasarkan pada tingkat resiko pengoperasian peralatan atau unit kerja industri. Metode Risk Based Inspection menggunakan kombinasi dua parameter yaitu kemungkinan kegagalan dan konsekuensi kegagalan. Tugas Akhir ini bertujuan untuk mencari peluang kegagalan, tingkat resiko dan memprediksi inspeksi yang sesuai pada keempat reducer pipeline. Analisa resiko dalam penelitian ini dilakukan pada keempat reducer pipeline pada jaringan pipa milik Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB P-PEJ). Peluang kegagalan diperoleh dengan menggunakan Monte Carlo Simulation. Dari hasil simulasi, maka diperoleh peluang kegagalan (PoF) untuk tiap reducer pipeline, yaitu R#1: 0,5%; R#2: 0,46%; R#3: 0,49% dan R#4: 0,47%. Dengan mengacu pada API RBI 581 maka diperoleh tingkat resiko untuk tiap reducer pipeline, yaitu R#1: resiko tinggi (5D), R#2: resiko menengah (1D), R#3: resiko menengah tinggi (4D) dan R#4: resiko menengah (2D). Berdasarkan tingkat resiko tersebut, maka metode inspeksi yang tepat adalah dengan ultrasonic straight beam dan radiography untuk frekuensi inspeksi 1 tahun sekali (tinggi1), 2 tahun sekali (menegah tinggi) dan 2,5 tahun sekali (menengah). Kata-kata Kunci : Reducer Pipeline, Risk Based Inspection, Monte Carlo, Inspeksi. 1. PENDAHULUAN Jaringan pipa adalah salah satu sarana transportasi minyak dan gas yang paling aman dan ekonomis. Beberapa tahun belakangan ini, penelitian mengenai proses korosi internal pada jaringan pipa menjadi topik yang sangat penting. Hal tesebut dikarenakan dampak ekonomis dan teknis yang ditimbulkannya (Huang dan Ji, 2008). Rouza (2009) telah melakukan penelitian dengan judul Analisis Pola Aliran Terhadap Pengaruh Variasi Flange Pipa Penyalur Hidrokarbon. Dalam penelitian tersebut menghasilkan kesimpulan bahwa salah satu komponen dalam suatu jaringan pipa yang sering terjadi korosi internal adalah pada reducer pipeline. Reducer pipeline merupakan suatu komponen pada jaringan pipa yang mengalami pengurangan diameter dari diameter besar ke diameter kecil dengan persyaratan dari proses engineering. Ketentuan pe-doman keselamatan dalam industri bangunan lepas pantai semakin meningkat, misalnya Peraturan Menteri Pertambangan dan Energi No.5/P/M/Pertamb/1977 menyatakan perlu ada-nya suatu pemeriksaan atau inspeksi dari bangunan laut. Dengan peraturan tersebut, maka telah dikembangkan suatu metode pemeriksaan berbasis keandalan, yaitu dengan menggunakan metode Risk Based Inspection (RBI) untuk mengidentifikasi kegagalan yang akan terjadi. Tujuan dari diadakannya penelitian ini adalah: 1. Mengetahui peluang kegagalan pada keempat reducer pipeline yang terkorosi. 2. Mengetahui tingkat resiko pada keempat reducer pipeline yang terkorosi dengan metode Risk Based Inspection. 3. Memprediksi pemeriksaan yang sesuai dengan kondisi tingkat resiko pada keempat reducer pipeline yang terkorosi. Manfaat yang diperoleh dari tugas akhir ini adalah memperkenalkan RBI sebagai metode pengelolaan inspeksi berdasarkan analisa tingkat resiko dari internal corrosion yang terjadi. Selain itu juga untuk mendapatkan metode pemeriksaan yang sesuai dan tepat guna pada tingkat resiko tersebut. Menjadi masukan bagi perusahaan terkait dalam hal penentuan waktu inspeksi. 2. DASAR TEORI Azhar (2007) telah melakukan analisa resiko pada jaringan pipa milik PT Trans Javagas Pipeline. Jaringan pipa dalam analisa resiko yang dilakukan Azhar hanya meninjau pada jaringan pipa yang berkonfigurasi lurus. Selain itu juga dalam analisa tersebut tidak memperhatikan 1

2 terjadinya internal corrosion. Padahal dalam kenyataan di lapangan, suatu jaringan pipa tidak hanya terdiri dari konfigurasi lurus, salah satu komponen pada jaringan pipa selain pipa lurus adalah reducer pipeline. Perilaku aliran fluida di dalam reducer pipeline-pun berbeda dengan perilaku aliran fluida pada pipa yang lurus. Pada reducer pipeline terjadi penambahan kecepatan aliran karena adanya perubahan diameter pipa yang semakin kecil. Dengan kondisi seperti ini, maka internal corrosion akan terjadi. Untuk itu perlu dilakukan analisa resiko pada reducer pipeline akibat internal corrosion pada suatu jaringan pipa. 2.1 Korosi Korosi didefinisikan sebagai kumpulan dari keseluruhan proses dengan jalan dimana metal atau alloy yang digunakan untuk material struktur berubah bentuk dari bersifat metal menjadi beberapa kombinasi dari kondisi yang disebabkan oleh interaksi dengan lingkungannya (Supomo, 2003). Perhitungan laju korosi dilakukan dengan menggunakan persamaan dari Solihin (2008): Cr adalah corrosion rate (ipy), merupakan slope percepatan laju korosi, sedangkan adalah faktor konstanta dari hasil percobaan. 2.2 Wall Shear pada Fluida Fluida diartikan sebagai zat yang bergerak dan dapat berubah bentuk secara kontinyu (terusmenerus) dan berkesinambungan apabila dibebani dengan tegangan geser betapun kecilnya. Gaya geser adalah komponen gaya yang menyinggung permukaan, dan gaya ini yang dibagi dengan luas permukaan tersebut adalah tegangan geser rata- rata pada permukaan itu. Munson (2002) menyatakan bahwa tegangan geser pada suatu titik adalah nilai batas perbandingan gaya geser terhadap luas dengan berkurangnya luas hingga menjadi titik tersebut. Sedangkan benda padat akan mempertahankan bentuknya sampai dengan gaya yang mengenainya melebihi elastisitas benda padat tersebut. Menurut Swierzawski (2000) wall shear stress untuk pada permukaan elemen yang paralel dengan permukaan datar, pada titik y adalah sebagai berikut: dengan, μ : viskositas dinamis fluida u : kecepatan fluida sepanjang dinding y : jarak dari dinding ke titik yang diuji 2.3 Metode RBI RBI adalah suatu metode perencanaan atau program inspeksi dan pengujian serta strategi pemeliharaan dengan menggunakan resiko sebagai metode dasarnya. Program inspeksi dan pengujian mulai dari bahan (bahan dasar) sampai pada peralatan operasi di lokasi (plant) produksi minyak dan gas. Resiko yang didefinisikan sebagai fungsi peluang kegagalan (probability of failure) dan fungsi konsekuensi akibat kegagalan (concequence of failure) diformulasikan sebagai berikut (API RBI 581, 2001): Risk = CoF x (PoF) 2.4 Keandalan Perhitungan kendalan yang digunakan adalah dengan menggunakan simulasi Monte Carlo. Unsur pokok yang diperlukan di dalam simulasi Monte Carlo adalah sebuah random number generated (RNG). Cara lain untuk mengukur keandalan adalah dengan cara menggunakan indeks keandalan β, yang didefinisikan sebagai perbandingan antara nilai rata-rata dan nilai simpangan baku dari margin keselamatan, S, yaitu (Rosyid, 2007): Moda kegagalan yang digunakan dalam penelitian ini adalah (ASME B 31.4): dengan, t = wall thickness of pipe (inch) D = outside diameter of pipe (inch) S = allowable stress value (ksi) E = weld joint factor = 1; ASTM 106 Gr. B = 1; API 5L X52 Sistem dikatakan gagal jika g(x) < 0, dinyatakan berhasil jika g(x) > 0 dan bila g(x) = 0, maka sistem dinyatakan failure surface. Variabel acak dasar terdiri dari variabel fisik yang menggambarkan ketidakpastian dalam beberapa variabel seperti tekanan operasional dan kedalaman korosi. 2.5 Analisa Konsekuensi Semi-Kuantitatif Secara umum konsekuensi terlepasnya fluida kerja yang berbahaya, dapat diestimasi berdasarkan tujuh tahap di bawah ini: 2

3 1. Menentukan fluida representatif yang terlepas dan sifat-sifatnya; 2. Memilih ukuran lubang kebocoran yang nantinya dipakai untuk mencari luas konsekuensi pada perhitungan resiko; 3. Estimasi jumlah total fluida yang dapat terlepas; 4. Estimasi laju terlepasnya fluida yang paling potensial; 5. Mendefinisikan tipe dari kebocoran untuk menentukan metode yang dipakai dalam pemodelan konsekuensi; 6. Pemilihan fasa final dari fluida yang terlepas (cair atau gas); 7. Evaluasi respon setelah fluida terlepas. 3. ANALISA DAN PEMBAHASAN 3.1 Data Reducer Pipeline Tabel 1 Data Reducer Pipeline Milik JOB P-PEJ Reducer 1 Reducer 2 Reducer 3 Reducer 4 Tipe Concentric Concentric Eccentric Eccentric Material grade Outside Diameter 1 Outside Diameter 2 Wall Thickness ASTM A106 ASTM A106 API 5L X52 ERW API 5L X52 ERW 16 in 20 in 16 in 20 in 10 in 16 in 10 in 16 in 0.5 in 0.5 in 0.5 in 0.5 in SMYS psi psi psi psi (Sumber: JOB P-PEJ, 2004) Besarnya tekanan operasional yang terjadi pada bulan November 2008 sampai Oktober 2009 tersaji pada Tabel 2 di bawah ini: Tabel 2 Data Tekanan Operasional Time Operasional Pressure (psi) Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct (Sumber: JOB P-PEJ, 2009) Pengambilan data operating pressure dilakukan dengan pressure gauge yang dipasang pada tiaptiap block valve. Pencatatan dilakukan tiap dua jam sekali selama 24 jam. Data di atas adalah rangkuman data yang diambil nilai maksimumnya untuk tiap bulan. Langkah selanjutnya yang dilakukan adalah melakukan pemodelan numerik dengan menggunakan bantuan software ANSYS ICEM CFD untuk mendapatkan tegangan geser ( ). Gambar 1 Tegangan Geser Hasil Running ANSYS ICEM CFD Untuk melakukan perhitungan tegangan geser, dilakukan variasi 3 kecepatan. Perhitungan laju korosi menggunakan persamaan dari Solihin (2008): Hasil perhitungan tegangan geser ditampilkan pada tabel berikut: Tabel 3 Perhitungan Laju Korosi dengan Menggunakan Tegangan Geser Jenis Reducer 1 Reducer 2 V (ft/s) Cr (ipy) t korosi (in) 5 thn

4 Tabel 4 Perhitungan Laju Korosi dengan Menggunakan Tegangan Geser (lanjutan) Jenis Reducer 3 Reducer 4 V (ft/s) Cr (ipy) t korosi (in) 5 thn Hubungan antara kecepatan fluida dengan wall shear tersaji pada gambar berikut: Langkah selanjutnya adalah menentukan variabel acak dan mencari parameter statistiknya. Variabel acak dan parameter statistiknya adalah: Tabel 5 Parameter Statistik Parameter Distribusi Statistik Data μ σ Pressure Smallest Extreme Value Reducer 1 Smallest Extreme Value Reducer 2 Normal Reducer 3 Smallest Extreme Value Reducer 4 Normal Gambar 4 di bawah ini menunjukkan hasil simulasi Monte Carlo untuk tiap-tiap reducer pipeline. Simulasi dilakukan dengan random number generated. Gambar 2 Grafik Hubungan Kecepatan Fluida dengan Wall Shear Sedang, grafik hubungan antara kecepatan fluida dan corrosion rate tersaji pada Gambar 3 berikut ini: Gambar 3 Grafik Hubungan Kecepatan Fluida dengan Corrosion Rate 3.2 Perhitungan Indeks Keandalan Perhitungan indeks keandalan dimulai dengan melakukan penentuan moda kegagalan yang berlaku pada system. Moda kegagalan yang berlaku pada sistem ini adalah: Gambar 4 Grafik Hubungan Jumlah Simulasi dengan PoF. 3.3 Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI Analisa konsekuensi dengan menggunakan metode semi-kuantitatif RBI diawali dengan penentuan jenis fluida representatifnya (dalam sistem ini fluidanya H 2 S). Sifat-sifat dari fluida representatif itu menurut Tabel 7.2 API RBI 581 adalah: - Berat molekul (gram/mol) : 34 - Berat jenis (lb/ft 3 ) : 61,993 - Tingkat keadaan : Gas - Temperatur autoignition ( o F) : Kapasitas panas ideal pada tekanan konstan (Btu/lbmol. o F) : Kapasitas panas ideal pada volume konstan (Btu/lbmol. o F) : 10,313 Langkah selanjutnya adalah menghitung laju terlepasnya fluida dengan menggunakan persamaan: 4

5 Dari perhitungan didapat hasil laju pelepasan fluida pada tiap lubang kebocoran (0,25 in; 1 in; 4 in dan 7 in) ditampilkan pada Tabel 6 berikut. Tabel 6 Perhitungan Laju Pelepasa Fluida Laju Pelepasan Fluida (lb/s) Reducer 0, Reducer Berikut adalah grafik laju pelepasan fluida yang terjadi: Gambar 5 Grafik Laju Pelepasan Fliuda untuk Tiap Reducer Pipeline Kemudian menghitung durasi kebocoran yang terjadi dengan menggunakan persamaan: Hasil perhitungan durasi kebocoran dari alat tersaji pada Tabel 7 berikut ini: Tabel 7 Estimasi Durasi Kebocoran Durasi Kebocoran (menit) Gambar 6 Estimasi Durasi Kebocoran untuk Tiap Reducer Pipeline Dalam metode RBI, jika dalam waktu 3 menit massa fluida representatif yang keluar lebih besar daripada lb, maka aliran tersebut termasuk ke dalam jenis kebocoran seketika. Sehingga didapatkan untuk tiap reducer pipeline mengalami kebocoran secara kontinyu. Setelah mengetahui durasi kebocoran, maka langkah selanjutanya adalah menentukan luas daerah akibat kebocoran. Luas daerah akibat kebocoran fluida representatif terdiri atas dua jenis, yaitu luas daerah kerusakan dan luas daerah berbahaya. Menurut Tabel 7.10 API RBI 581 persamaan yang digunakan untuk menentukan luas daerah kerusakan dan daerah berbahaya adalah sebagai berikut: - Luas Daerah Kerusakan - Luas Daerah Berbahaya Hasil perhitungan untuk luas daerah bahaya dan kerusakan ditampilkan pada tabel berikut: Reducer Tabel 8 Luas Daerah Kerusakan dan Luas Daerah Berbahaya Luas Daerah Kerusakan (ft 2 ) Berikut adalah grafik estimasi durasi kebocoran yang terjadi: 5

6 Reducer Tabel 9 Luas Daerah Kerusakan dan Luas Daerah Berbahaya Luas Daerah Berbahaya (ft 2 ) Selanjutnya adalah menentukan fraksi kerusakan generik dengan cara membagi frekuensi kerusakan generik tiap lubang dengan jumlah total frekuensi kerusakan generik. Berikut adalah tabel fraksi kerusakan generik. Tabel 11 Fraksi Kerusakan Generik Fraksi Kerusakan Generik per Tahun 2,07E-01 6,09E-01 6,09E-02 3,45E-02 Untuk lebih jelasnya, hasil perhitungan pada Tabel 8 dan 9 di atas dibuat dalam bentuk grafik berikut: Berikutnya adalah menentukan konsekuensi kegagalan dengan cara mengalikan fraksi kerusakan generik pada Tabel 10 di atas dengan luas daerah akibat kebocoran pada Tabel 8 dan 9. Hasil perhitungan dari luas daerah konsekuensi kegagalan ditampilkan pada Tabel 12 berikut ini: Tabel 12 Luas Daerah Konsekuensi Kegagalan Gambar 7 Luas Daerah Kerusakan untuk Tiap Reducer Pipeline RP Luas Daerah Frekuensi Kegagalan (ft 2 ) Total Luas Daerah (ft 2 ) Tipe Kons D D D D Menurut Tabel B-3 pada API RBI 581, untuk total luas daerah antara 1000 ft ft 2 masuk dalam kategori konsekuensi D. Kemudian menentukan tingkat resiko yang merupakan kombinasi dari kategori kemungkinan kegagalan dan kategori konsekuensi kegagalan. Tingkat resiko yang dihasilkan adalah seperti pada Tabel 13 berikut: Tabel 13 Hasil Analisa Resiko Metode Semi Kuantitatif RBI Gambar 8 Luas Daerah Berbahaya untuk Tiap Reducer Pipeline Langkah selanjutnya adalah menghitung frekuensi kerusakan generik. Nilai frekuensi kerusakan generik diambil dari sejarah pemakaian peralatan yang dianalisa. Untuk hal ini, menurut Tabel 8.1 API RBI 581 peralatan mempunyai frekuensi kerusakan generik sebagai berikut: Tabel 10 Frekuensi Kerusakan Generik RP PoF Tipe Kegagalan Total Luas Daerah (ft 2 ) Tipe Kons D D D D Dari hasil yang diperoleh pada Tabel 13 di atas maka dapat ditentukan matrik resikonya. Berikut adalah distribusi tingkat resiko tiap reducer pipeline. Frekuensi Kerusakan Generik per Tahun Ukuran Lubang Jumlah Total Frek Generik 6,00E-08 2,00E-07 2,00E-08 1,00E-08 2,9E-07 6

7 Likelihood Of Failure Jurnal Tugas Akhir MATRIK RESIKO 5 R#1 4 R#3 3 2 R#4 1 R#2 A B C D E Consequence of Failure Tinggi (0,484% - 0,500%) Menengah Tinggi (0,476% - 0,484%) Menengah (0,468% - 0,476%) Rendah (0,460% - 0,468%) Gambar 9 Distribusi Tingkat Resiko Reducer Pipeline pada Matriks Resiko Semi-Kuantitatif RBI Dari Gambar 9 di atas, maka dapat kita katakan bahwa semua reducer pipeline mempunyai consequence of failure yang sama, yaitu pada kategori D. Namun untuk likelihood of failure mempunyai tingkatan yang berbeda. Setelah mengetahui distribusi tingkat resiko untuk tiap reducer pipeline, maka langkah selanjutnya adalah merencanakan inspeksi yang sesuai. Berdasarkan hasil analisa resiko di atas maka integritas inspeksi dapat dilihat pada tabel di bawah ini: Tabel 14 Integritas Inspeksi Pada Peralatan Statis RBI No. Jenis Konsekuensi Jenis Inspeksi 1 Tinggi Internal Entry External NDT 2 Menengah Internal Entry External NDT Limited Internal Inspections 3 Rendah Limited Internal Inspections External Inspection Process review Metode inspeksi yang paling tepat untuk tingkat resiko ini adalah eksternal Non Destructive Test (NDT), yaitu: 1. Ultrasonic Straight Beam Test Untuk mengukur dan mendeteksi ketebalan material sehingga mampu menjelaskan kondisi material. 2. Radiography Examination Mendeteksi adanya diskontinuitas sehingga mampu memberikan jawaban yang lebih baik dari kedua pengujian di atas. Tabel 15 Hasil Uji Tingkat Kekritisan Untuk Tipe Kegagalan Peluang Kegagalan Konsekuensi Kegagalan Metode Inspeksi Frekuensi Inspeksi Luas Area Inspeksi Tinggi Tinggi U.T 12 bulan Penuh Tinggi Menengah U.T 12 bulan Parsial Tinggi Rendah U.T 12 bulan Kecil Menengah Tinggi U.T 24 bulan Penuh Menengah Menengah U.T 30 bulan Parsial Menengah Rendah U.T 30 bulan Kecil Rendah Tinggi U.T 30 bulan Penuh Rendah Menengah U.T 36 bulan Parsial Rendah Rendah U.T 48 bulan Kecil Frekuensi pemeriksaan pada tiap reducer pipeline berdasarkan Tabel 15 di atas adalah sebagai berikut: - Reducer pipeline 1: 12 bln (1 thn sekali) - Reducer pipeline 2: 30 bln (2,5 thn sekali) - Reducer pipeline 3: 24 bln (2 thn sekali) - Reducer pipeline 4: 30 bln (2,5 thn sekali) Apabila kombinasi kedua metode pengujian dan frekuensi pemeriksaan tersebut diaplikasikan maka dapat memberikan hasil yang akan lebih memuaskan. 4. KESIMPULAN DAN SARAN 4.1 Kesimpulan Beberapa kesimpulan yang dapat diambil dari proses analisa yang telah dilakukan adalah sebagai berikut: 1. Peluang kegagalan (PoF) dengan simulasi Monte Carlo pada masing-masing reducer pipeline adalah sebagai berikut: - Reducer pipeline 1 (R#1) mempunyai peluang kegagalan sebesar 0,50% - Reducer pipeline 2 (R#2) mempunyai peluang kegagalan sebesar 0,46% - Reducer pipeline 3 (R#3) mempunyai peluang kegagalan sebesar 0,49% - Reducer pipeline 4 (R#4) mempunyai peluang kegagalan sebesar 0,47% 2. Hasil penentuan tingkat resiko menggunakan metode semi-kuantitatif RBI untuk tiap reducer pipeline yang dianalisa adalah sebagai berikut: - Reducer pipeline 1 (R#1) mempunyai tingkat Resiko Tinggi (5D) - Reducer pipeline 2 (R#2) mempunyai tingkat Resiko Menengah (1D) - Reducer pipeline 3(R#3) mempunyai tingkat Resiko Menengah Tinggi (4D) - Reducer pipeline 4 (R#4) mempunyai tingkat Resiko Menengah (2D) 7

8 3. Teknik inspeksi yang efektif dengan resiko menengah ke atas adalah dengan Ultrasonic Straight Beam, Radiography dan Visual Testing. Frekuensi pemeriksaan pada tiap reducer pipeline berdasarkan uji tingkat kekritisan yang terjadi adalah sebagai berikut: - Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline 1 (R#1) adalah 12 bulan (1 tahun sekali) - Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline 2 (R#2) adalah 30 bulan (2,5 tahun sekali) - Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline 3 (R#3) adalah 24 bulan (2 tahun sekali) - Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline 4 (R#4) adalah 30 bulan (2,5 tahun sekali) 4.2 Saran Beberapa hal yang dapat dijadikan saran yang sifatnya membangun penulisan Tugas Akhir ini adalah sebagai berikut: 1. Metode yang digunakan dalam mencari keandalan sistem dapat divariasikan dengan menggunakan metode lain; 2. Sebaiknya dilakukan penelitian lebih lanjut untuk menganalisa level 3 kuantitatif RBI dan juga perlu dilakukan analisa oleh team sehingga lebih memudahkan pekerjaan HIRA (Hazard Indentification and Risk Assessment). 5. DAFTAR PUSTAKA American Petroleum Institute (API 581) Risk-Based Inspection - Base Resource Document, API Publishing Service, Washington, D.C American Society of Mechanical Engineers ASME B31.4: Pipeline Transportation System for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids. New York. Azhar, A. F Analisa Resiko Offshore Pipeline dengan Menggunakan Metode RBI (Risk Based Inspection). Tugas Akhir Jurusan Teknik Kelautan ITS. Huang, Y. dan Ji, D Experimental Study on Seawater-Pipeline Internal Corrosion Monitoring System. Sensors and Actuators B: Chemical. Vol. 135 : Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java Sukowati-Mudi Pipeline Project. Tuban Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java Sukowati-Mudi Pipeline Project. Tuban Munson, B. R., Donald F.Y. dan Theodore H.O., Fundamentals of Fluid Mechanics, Fourth Edition. John Wiley & Sons, Inc., USA. Rosyid, D. M Pengantar Rekayasa Keandalan; Airlangga University Press; Surabaya. Rouza, E. S Analisis Pola Aliran Terhadap Pengaruh Variasi Flange Pipa Penyalur Hidrokarbon. Tugas Akhir Jurusan Teknik Kelautan ITS. Swierzawski dan Tadeusz J Flow of Fluids Chapter B8. Burlington, Massachusets. 8