Select Page

Untuk Corrosion Allowance, biasanya dihitung berdasarkan tingkat korosifitas fluid-nya. Berdasarkan input dari PE dan kalkulasi, baik secara manual maupun pakai software seperti CASSANDRA maka bisa didapat corrosion ratenya. Ujung2nya tinggal ditentukan oleh berapa lama life expectancy dari pipeline. Jadi ini internal corrosion matter, ditambah metoda maintenance dan monitoring maka ‘harapan hidup’ pipeline bisa bertambah.

Tanya – Hidayah Marine

Ada sedikit hal yang mau saya sharing kan

1.saya mau tanya ttg korosi, batasan korosi yang dianjurkan pada sebuah pipa dengan spesifikasi

jenis :oil pipeline

service: crude

leght : 35500m

Do : 8 inch

metal: carbonsteel

instalasi : burried pipe

soil resistivity: 270-4700ohm –cm

Mohon infonya ttg corrosion allowance (sudah saya cek di ASME B3.4 dan NACE) koq blum saya temukan. mkin dari anggota milis ada yang tau.

2. untuk pipa, ada cathhodic protection (CP) untuk menghindari korosi,
na yg saya tanyakan ada dua jenis CP yang biasa digunakan untuk pipa, yaitu SA (pke anode) dan IC (peke arus). pertimbangan apa yang perlu dipertimbangkan, kpn milih SA atau IC. Sebelumnya terimahkasih.

Tanggapan 1 – roeddy setiawan

Pak Hidayah,

Saya kira anda menanyakan sesuatu yng diverse persis seperti our nation very diverse.
maksud saya. biasanya corosion allowance dilihat dr services yg bapak mau design serta historical record disitu, apa dr luar attacknya atau dr dalam apa mau dipasang di rawa kalimantan timur atau didaerah lain kalau mau jawaban academic very dificult tiap tempat beda mesti, sieving data dari teman anda yg ngurusin pipeline maintenance atau integrity.
Tapi kalau mau field asnswer how about 1/8 inches corrosion allowance, this number may or may not help tapi kalau saya harus deal dg corrosion you better order lower strenght of pipe line. say orang pake X52 buat pipeline, karena maeterial nya bis thinner, besi nya lebih ringan, jadio lebih compete, tapi kalu bapak concern tentang uncertainty dr coprrosion anda lebih dianjurkan pakai low strength say x42 atawa yg 36000 this way you have thicker meat. tapi kalau field nya cuman bisa hidup 5 tahun then other. teori di buku kalah sama teori ekonomi jadi approach nya lain lagi pake risk lebih appropriate.
Issue material nurut saya menem,pati porsi yg kecil dr decision making tree, yang harus dicermati adalah timing, risiko kegagalan baru contractor pricing, kalau muah tyapi gagal dipasang, ongkos remedial nya bisa astronomical, order pipe baru ??? ha ha di indonesia need 2 tahun, project delay 2 tahun ????. say field nya producing 5000 bbl saja sudah its worth $ 470 million gross. we are dead man kalu kena yg kaya gini, masih untung kita ngak spt dokter, kalo pasien nya pass away , pasti dicuci di rumah sakit, presentasi post mortem dll. kita engineer ha ha aha belum ada kaya gitu nya tapi kalau kapeka tahu hem bisa aja bui menanti ????? beware termasuk klasifikasi merugikan keuangan negara ( pasal kembang kempes tergantung yg mau make ).

Tanggapan 2 – Isya Muhajirin

Untuk corrosion allowance, biasanya dihitung berdasarkan tingkat korosifitas fluid-nya. Berdasarkan input dari PE dan kalkulasi, baik secara manual maupun pake software kaya’ CASSANDRA maka bisa didapat corrosion ratenya. Ujung2nya seperti yg pak Amal bilang, tinggal ditentukan oleh berapa lama life expectancy dari pipeline. Jadi ini internal corrosion matter, ditambah metoda maintenance dan monitoring maka ‘harapan hidup’ pipeline bisa bertambah.

Sedangkan untuk external protection, kalau dilihat dari soil resistivity-nya maka pipa ini bakalannya lewat swamp atau rawa2 (270 ohm-cm). OK, bisa dipastikan kalo sudah lewat rawa2 maka kebutuhan magnesium anode akan sangat banyak. 35 km bukan jarak yg pendek, katakan untuk aplikasi SA kita harus pasang anode tiap 350 mtr maka ada 100 lubang harus kita siapkan. Sementara IC hanya akan butuh 1 lokasi groundbed. Silahkan hitung keekonomisan dari masing2 metoda, maka dengan mudah kita memilih metoda mana yg akan kita gunakan.

Tanggapan 3 – Yolivia

Mengenai subject diatas (corrosion allowance pada oil pipeline), dapat mengacu pada

– ASME B31.4 Liquid Petroelum Transportation Piping

– ASME B31.G Manual for detemining the remaining Strength Corroded of Pipeline

Tanggapan 4 – Dwi A.S. Utomo

Lho…kok pakai ASME B31.G?

B31.G apa berlaku untuk mendesain pipeline?

Setahu saya B31.G hanya berlaku untuk pipeline yang sudah beroperasi.

Itu pun corrosion allowance-nya tidak dipakai. Yang seharusnya diperhitungkan adalah ‘nominal thickness’.

Tanggapan 5 – Amal Ashardian

Semestinya ini ditentukan oleh corrosion engineer setelah mendapatkan input dari proses engineer pak, jumlah air h2s co2, dll penimbul korosinya,
Yang akhirnya dihitung target corrosion rate controlnya nya …………….misalnya 0.1mm/year

Dari situ tinggal dikalikan saja rencana umur nya pipa …kalau direncanakan misalnya berumur 10 tahun, dengan corrosion rate 0.1mm/year…yaaa CA nya = 1mm.

Tanggapan 6 – Dwi A.S. Utomo

Sedikit pertanyaan buat CP masters…

Saya lupa pernah baca di majalah yg mana, tapi yg saya ingat menurut artikel itu, selalu ada daerah2 ‘blank’ yang tidak bisa terlindung dengan baik oleh ICCP, meskipun perhitungan sudah kita buat sedetil mungkin. Daerah-daerah ini biasanya baru ditemukan setelah survey CP pipeline dalam keadan terpasang.
Apakah itu benar? Apa penyebabnya dan bagaimana mengatasinya (dalam tahap desain, saat instalasi, maupun setelah operasi)?

Tanggapan 7 – Triez

Just sharing…saya bukan CP masters tapi lho..;p..

Wah klo memang betul ada di majalah seperti itu, berarti ada reason tertentu dunk,pak.atau kasus khusus mungkin.Klo majalah sudah ketemu mungkin bisa di tuliskan case nya di milis,pak.
setahu sebenarnya internal dan external corrosion sedikit banyak telah di bahas pada ASME/ANSI B 31. baik B31.8 maupun B31.4 termasuk didalamnya pertimbangan corrosion control, perlu tidaknya ada corrosion allowance.
Kalau masalah CP kan hitungannya external corrosion control jadi pertimbangan coating breakdown sangat berpengaruh. Klo ada daerah ‘blank ‘ yang dimaksud mungkin activitasnya tidak bisa terlewati arus, non conductive material.mungkin perlu di pertimbangkan.siapa di daerah blank ada apa2 ;p. lain halnya jika bukan blank tapi tidak merata , mungkin betul, karena intensitasnya tentu akan menyesuakan tingkat corrosivitas dan kualitas coating pada tiap bagian pipa.
Mungkin sedikit buat masukan,pak..

Tanggapan 8 – Nurhalim Priyanto@tripatra

Saya setuju dengan pak Dwi, B31.G tidak untuk mendisign P/L,

Tapi bisa digunakan untuk corrosion assessment atau defect assessment
Karena dilakukan terhadap life line,yang sudah beroperasi. Misalkan
ketika kita ingin melakukan suatu process maintenance terhadap suatu P/L tentunya, untuk mengetahui seberapa besar remaining thickness dari p/l tersebut. Dengan mendapatkan nilai thickness dari UT inspection yang kemudian dimasukan ke dalam defect assessment. Hasil yang didapat akan bisa kita jadikan sebagai justifikasi untuk menentukan proses apa yang akan kita lakukan terhadap p/l tersebut, dengan meremove coating lama mengganti dengan coating yang baru, dengan welding sleeve jika terjadi tingkat korosi yang cukup besar atau dengan cut of.

Jadi untuk corrosion allowance terdapat pada asme b31.3, b31.8

Mohon koreksinya dari temen2. (maklum junior).

Share This