Kalau dilihat dari sudut korosi yg sederhana, remaining life pipa bias dihitung dari remaining tickness dibagi kecepatan korosinya (T (year) = mm / mm/year).
Tetapi banyak faktor yang membuat hitungan kecepatan korosi menjadi belum tentu sama setiap saatnya, terutama kondisi regime fluidanya.
Actual corrosion rate bisa didapatkan dengan memasang corrosion coupon, corrosion probe atau menghitung kadar ion Fe didalam fluida. Kalau thickness inspection (UT) selalu dikerjakan regularly setiap waktu tertentu, corosion rate bisa dihitung dengan menghitung pengurangan thickness utk waktu tertentu.

Tanya – mohamad.kadafi

Dear all,

Butuh pencerahan dari bapak/ibu sekalian,

1. ada yang tahu formula bagaimana menghitung remaining life pipa (existing line), jika diketahui thickness, design pressure, ca (corr.allowances) ? referensinya apa

2. jika leak pada pipa di klem dg split sleeve/repair clamp (plidco), apakah bisa dianggap bahwa clamp dpt menggantikan wall thickness pipa ?

Terima kasih sebelumnya.

Tanggapan 1 – farabirazy albiruni

Pak Kadafi, Anda bisa buka API RP 579 Fitness for Service di sana sudah lengkap teknik life assessment untuk berbagai macam kriteria operasi suatu equipment/alat. Intinya, anda harus tahu apakah pipa anda lebih prone terhadap degradasi tertentu, contoh localized or general corrosion, brittle or ductile fracture, high temperature or low temperature?

Setelah anda tahu kondisi seperti tersebut di atas, menghitung umur sisa tak lain adalah membandingkan antara kondisi pipa saat ini dengan kondisi desainnya. FYI, dari beberapa pengalaman life assessment yang saya lakukan, seringkali suatu alat tidak hanya memiliki satu mode degradasi yang utama, namun bisa jadi dua atau tiga mode yang satu sama lain saling menguatkan sehingga penting untuk mengetahui faktor2 degradasi ini sebelum menghitung umur sisa.

Untuk pertanyan no.2, teknik penyambungan dengan klem tidak bias menggantikan wall thickness pipa yang mengalami leak, kecuali bila anda melakukan repair terhadap bocoran pipa dengan cara menambal dan mengelas kembali dengan butt weld joint, maka tambalan yang anda lakukan bias dianggap sebagai wall thickness pipa.

Tanggapan 2 – mohamad.kadafi

Terima kasih pak abhie atas pencerahannya,

Kasus saya adalah API 5L gr. B, NPS 16 sch 40, offshore P/L, three phase services, non burial. Terdapat kebocoran pada low point (bottom), hasil inspeksi dan investigasi saya untuk sementara adalah korosi yg diakibatkan oleh water trap. Kebocoran di klem dengan sleeve clamp merek plidco 1000 psi (sedangkan MAOP-nya hanya 120 psi).

Dalam ANSI B31.8 par 851.44 (c) disebutkan bahwa selain di cut-out (replace), welded sleeve, deposited weld, leak pada pipa boleh di klem (properly designed bolt-on clamp) tapi tdk disebutkan persyaratan khusus klem-nya. Demikian juga di DNV OS F-101 E 602 (b) clamp jg di bolehkan sebagai leak repair

Kesulitan saya adalah untuk menghitung remaining life, biasanya t (thickness) diukur dari WT yg paling kecil (App.L ANSI B31.8), lah kalo bocor kan berarti zero thickness, tetapi kenyataanya kan di klem. Logika saya adalah jika diketahui corrosion rate-nya maka bisa di ketahui pengurangan WT per tahunnya, jika thickness pertahun di ketahui, maka bias di ketahui Allowable Pressure tiap tahunnya, maka pada tahun tertentu akan di ketahui bahwa tebal pipa tdk mencukupi lagi untuk tekanan operasinya, saat itulah umurnya habis, apakah demikian pak ? mohon koreksinya dan diluruskan kalo ada yang salah

Satu lagi pak, maaf saya tdk punya RP 579, apa ada yang punya soft copy-nya sebagai referensi saya ? sekali lagi terima kasih pak.

Tanggapan 3 – Ifan, Rifandi (Supraco)

Pak Kadafi,

Saya share dari sisi korosi yg saya tahu,

Kalau dilihat dari sudut korosi yg sederhana, remaining life pipa bias dihitung dari remaining tickness dibagi kecepatan korosinya (T (year) = mm / mm/year).
Tetapi banyak faktor yang membuat hitungan kecepatan korosi menjadi belum tentu sama setiap saatnya, terutama kondisi regime fluidanya.
Actual corrosion rate bisa didapatkan dengan memasang corrosion coupon, corrosion probe atau menghitung kadar ion Fe didalam fluida. Kalau thickness inspection (UT) selalu dikerjakan regularly setiap waktu tertentu, corosion rate bisa dihitung dengan menghitung pengurangan thickness utk waktu tertentu.

Dari sisi Integrity, Life time bisa dihitung dengan rumus sederhana tsb, tetapi corrosion ratenya di hitung dengan software untuk memprediksi kecepatan korosi (corrosion rate modeling). Ada banyak software untuk menghitung predicted corrosion rate dimana masing2 punya kelebihan dan kekurangan, spt misalnya ada yg menghitung parameter pressure, pH, CO2, H2S, temperature, inhibitor efisiensi, hydrolic diameter,flow type, dll). Pemilihan software corrosion rate modeling disesuaikan dengan kondisi dari fluida (regime) didalam pipa tersebut, tetapi setahu saya software ini umumnya milik suatu company, jarang yg bisa digunakan untuk umum.

Dan umumnya Oil & Gas Co punya software ini. Seperti Hydrocorr punya Shell, Cassandra punya BP, LipuCor punya Total, Icorr, IFE dll.
Dulu Norsok M-506 bisa di download dari web nya. Mungkin bisa dicoba.
Dengan mengetahui corrosion rate PREDICTED dan ketebalan sisa pipa tsb,
Remaining Life dapat dihitung (Predicted).

Sekali lagi Pak Kadafi, remaining life hanya dilihat dari sisi korosi, tidak memperhitungkan faktor misalnya vibrasi pipa, pergerakan tanah, dll.

Tanggapan 4 – Crootth Crootth

Pak Kadafi,

1. Saya kira lebih baik tidak minta softcopy file yang ber-copyright di mailing list ini, mendingan japri saja Pak.

2. Laporan dari AEA Technology Consulting menyarankan tidak digunakannya Split Repair Sleeve untuk memperbaiki kasus kebocoran (pipanya sudah bolong atau retak). Sementara BG Electronic Pig juga melaporkan adanya pertumbuhan crack (di pipa) pada penggunaan Split Repair Sleeve untuk menyumbat crack pada pipa.

3. V.I Mushtaev dkk dari AOOT VNIKTIneftikhimoborudovanie, menurunkan rumus untuk menghitung remaining life of pipe sbb: dimulai dari .. a = b+(c+d)*e/f dan… Batasan umur pipa = t/sqrt(1-(1-a/s)^2)… akhirnya : Umur pipa tersisa = Batasan umur pipa x sqrt(1-(1-a/s)^2) – t
dengan antara lain a = thinning of the metal, b = ukuran rata-rata berkurangnya ketebalan, c = systematic error of measurement instrument, d = root mean square deviation, e = confidence limit, f = sqrt (jumlah pengukuran), s = wall thicknes desain, t = Umur pengoperasian pipa. Patut dicatat bahwa Mushtaev hanya meninjau faktor ketebalan tanpa memperhitungkan faktor external dan lainnya…

4. Patut dicatat bahwa selama 10 tahun (1971 – 1981) pengoperasian pipa gas alam di US, kecelakaan pecahnya/bocornya pipa akibat korosi hanya sekitar 15.49 % dari semua kejadian… yang paling besar adalah akibat adanya gaya luar (landslide dsb) sebesar 41.2% (Golub dkk).

Semoga membantu..

Tanggapan 5 – kadafi mohamad.kadafi

Terima kasih pak darmawan, pak ifan, pak abhie dan bapak2 yang lain atas respond an masukannya yang sangat bermanfaat dan membantu sekali buat saya yang awam ini.

Untuk yang soft copy saya minta maaf, maksud saya tadi saya reply japri ke p.abhie, tapi saya lupa merubah kolom ‘to’-nya sehingga akhirnya muncul di jarum, terima kasih sudah diingatkan.

Terima kasih juga buat formulanya pak.