Kalau untuk menjawab apakah bisa corrosion allowance di reduksi dari 10mm jadi 2mm, diperlukan analysis lebih lanjut yang detail. Product komposisi dari hydrocarbon tersebut haruslah ada, seperti data H2S, CO2, water. Data lain seperti design pressure & temperature juga diperlukan.Pertanyaan : Rudy

Pak Braskoro melanjutkan komentar Bpk soal pipa LSAW /HSAW sangat menarik bagi
kita kita sebagai praktisi manufaktur dan kontraktor , mohon pencerahan lagi
dalam mendesign ketebalan pipa akibat korosi , corrosion allowance :

Data : Didesign oleh salah satu oil company yang beroperasi di KalTim , ketebalan
pipa dimana didalam dokumen disebutkan diperlukan ketebalan untuk corrosion
allowanve 10 mm sehingga ketebalan akhirnya pipa menjadi 12.7 mm + 10 mm , diambil
25.4 mm , pipa didesign pakai API5LX65 grade ( 448 MPa) …. Fluida yang mengalir
adalah : Gas – Condensate – Water , Sour Service ; Pressure max 96.7
barg at inlet ; Offshore Pipeline size 26" jenis LSAW ….. lokasi di perairan
Kalimantan Timur .

Karena fluida jenis Sour Service maka apabila dipakai material baja dari jenis
yang juga tahan terhadap korosi (khusus) dengan proses pembuatan pipa as per
NACE MR 01-75 …. apakah mungkin ketebalan akibat korosi yang diperlukan dapat
didireduksi tidak 10 mm lagi ?? apakah cara tsb mencukupi agar corrosion allowance
hanya 2 mm saja…. selain pakai clad pipe.

Mohon pencerahan .

Tanggapan 1 : Satio Braskoro

Kalau untuk menjawab apakah bisa corrosion allowance di reduksi dari 10mm jadi
2mm, diperlukan analysis lebih lanjut yang detail. Product komposisi dari hydrocarbon
tersebut haruslah ada, seperti data H2S, CO2, water. Data lain seperti design
pressure & temperature juga diperlukan.

Tapi kalau setelah dihitung memang corrosion allowance-nya 10mm, dan kita memang
mau menguranginya, maka Injeksi dengan corrosion inhibitor selama masa produksi
secara berkala bisa dilakukan. ini mahal harganya, tapi kalau umur pipanya pendek,
maka corrosion inhibitor ini suatu option yang effektif. Seberapa banyaknya?
Detailed analysis harus dilakukan.

Untuk bagian2 pipeline yang diperkirakan corrosion inhibitor tidak bisa bekerja
secara effektif, seperti diarea sekitar flange, etc, maka langkah protektif
perlu dilakukan, seperti inserting atau welding overlay dengan CRA (corrosion
resistant allow) pipe.

Semoga menjawab pertanyaan anda, Rekan2 dari bidang korosi saya rasa bisa menjawab
lebih baik dari saya.

NB: Yang perlu diingat, wall thickness (WT) harus didesign berdasarkan 2 criteria:
1. pressure containment (untuk kondisi operation & hydrotest)
2. local buckling (untuk kondisi installasi)

Hasil perhitungan dari criteria no.1 (pressure containment) untuk kondisi operation,
tentunya harus ditambahkan dengan corrosion allowance. Untuk hydrotest, tentunya
tidak diperlukan. Hasil perhitungan dari criteria no 2, corrosion allowance tidak
ditambahkan.

Dari kedua criteria dan kondisi diatas, WT yang paling teballah yang akan dipilih
sebagai final WT. Untuk laut dangkal, pressure containment-lah yang dominant,
tapi dilaut dalam local bucklinglah yg dominan.

Tanggapan 2 : Novembri

Sedikit tambahan ….
Karena Corossion rate material ditentukan oleh jenis material dan juga service
fluidanya maka secara teknik (pengujian) saya percaya ada jenis material yang
ketahanan korosi sangat tinggi seperti yang disebutkan Pak Rudy. Sehingga bisa
mereduksi corossion allowancenya dari 10m manjadi 2 mm. Kita tinggal melakukan
pengujian korosi sehingga didapat ratenya nol koma sekian pertahun atau lihat
data material dari reference spt Nace. Dari perhitungan design Engineering akan
didapat, dengan corrosion allowance yang telah dihitung maka pipa tsb akan tetap
aman beroperasi sampai sekian tahun ( spt 20 s/d 30 tahun).

Pertanyaannya sekarang penggantian material dengan jenis yang lain apakah memenuhi
req dari code yang dipakai dalam pengerjaan line pipenya client tsb? Sepanjang
code nya (misal API 1104) merecomendasikan pasti bisa diganti (coba lihat lagi
standard code dari line pipe nya). masalah yang lainnya akan kembali lagi pada
feasibilitynya bila ditinjau dari price material dan, kekuatan (yield strengthnya),
apakah semua memenuhi? Sehingga dengan penggantian ini akan memberikan keuntungan
buat client tadi. Kalau dengan penggantian material akan meningkatkan biaya
sedangakan dengan material yang ada sekarang sudah menguntungkan mungkin client
tidak akan merekomendasikan penggantian. Jadi ini dibutuhkan study yang lebih
complete lagi dengan melihat semua factor factor yang terlibat didalamnya.

Nanti di lapangan oil company tsb juga akan melakukan control corosinya spt
Impressed current atau anoda korban.

Tanggapan 3 : Iwandana Soendoro

Hanya menambahkan saja

Kejadian ini belum lama saya alami juga mengenai corrosion allowance. Memang
pada perinsipnya besarnya corrosion allowance (CA) ini di drive oleh fluida
yang dibawanya dan tidak berubungan dengan hoop stress dll yang Mas Baskoro
sudah bahas.

Penentuan berapa besar CA dianalisa biasanya oleh orang prosess atau corrosion
engineer. Besarnya CA adalah berupa "extra" ketebalan yang akan habis
pada masanya sehingga pipeline engineer dalam mendesignnya tidak terlalu merisaukan
yang pasti jangan sampai CA nya kurang pipanyanya bolong – bolong karena korosi.

Untuk masalah bahan kita menyerahkan ke metallurgy untuk menganalisa lebih jauh
mana bahan yang tepat. Pada project sebelumnya source kita cukup korosi sehingga
kalau hanya penambahan tebal saja tidak ekonomis sehingga di perlukan CRA memang
lebih mahal bisa di bilang 1:7 per linepipe

Yang pada akhirnya pipa untuk oil and gas baik itu offshore/onshore mengacu
pada API 5L. dan apabila ditemukan suatu komposisi bahan yang lebih baik terhadap
korosi dan telah dibuktikan API 5L dapat di update


Tanggapan 4 :
Dirman Artib

Rekan-rekan ahli pipeline,
Apa sebenarnya perbedaan men"design" subsea pipeline laut dangkal
dan laut dalam jika di"view" dari aspek design criteria yang relevant.
Bagaimana sebenarnya penggolongan kedalaman laut "dangkal" dan "dalam"
? Apa environmental data spt. temperature, chemical composition, sea bed yg
menjadi input design untuk kedua tipe laut itu juga berpengaruh thd engineering
judge of output design ?

Kalau mungkin bisa ditambahkan informasi specific untuk laut Indonesia (baca
: kita) yg umum .

Tanggapan 5 : Iwandana Soendoro

Pak Dirman,
Perbedaan yang paling mendasar dari laut dalam dan dangkal adalah external pressure
akibat hydro static makin dalam makin besar tekanannya terhadap pipa sehingga
pendekatannya agak sedikit berbeda Cuma code yang digunakan tetap sama.

Pada saat installasi laut dangkal menggunakan S lay method laut dalam menggunakan
J lay method yang membedakan adalah stress nya saja karena water depth.yang
banyak berbeda pada saturation diving makin dalem tekanannya makin besar.

Kalau mengenai environmental (tolong dikoreksi) marine growth di laut dangkal
lebih cepat karena sinar matahari masih bisa tembus kedalam dibandingkan laut
dalam. Temprature laut dalam lebih dingin sehingga berpengaruh kepada fluida
yang dibawanya. Chemical composition ??? dari segi mananya dulu kalau fluidanya
yang tergantung dari well nya kalau komposisi matrial pipa saya rasa hamper
sama selama menggunakan API 5L

Untuk wilayah Indonesia saya rasa komplit punya laut dangkal sampai laut dalam.
Tergantung wilayahnya

Mudah – mudahan bisa menjawab pertanyaannya


Tanggapan 6 : Ihwan Ulul Firdaus

Pak Bras,
Anda benar, sebelum proses pigging, hydrate diinjeksi dulu dengan glycol, baru
di dorong dengan pigging.