TUGAS AKHIR – RM-1582
ANALISA KOROSI PADA KEBOCORAN PIPA MINYAK
BAWAH TANAH DIAMETER 8 IN
NOVAN DWI SAPUTRO NRP 2102 100 072 Dosen Pembimbing
Dr. Ir. H.C. Kis Agustin,DEA JURUSAN TEKNIK MESIN Fakultas Teknologi Industri
Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2007
FINAL PROJECT – RM-1582
CORROSION ANALYSIS ON 8 INCH DIAMETER
UNDERGROUND CRUDE OIL PIPELINE LEAKAGE
NOVAN DWI SAPUTRONRP 2102 100 072 Advisory Lecturer
Dr. Ir. H.C. Kis Agustin,DEA
MECHANICAL ENGINEERING DEPARTMENT Industrial Technology Faculty
Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2007
ANALISA KOROSI PADA KEBOCORAN PIPA MINYAK BAWAH TANAH DIAMETER 8 IN
TUGAS AKHIR
Diajukan Untuk Memenuhi Salah Satu Syarat Memperoleh Gelar Sarjana Teknik
pada
Bidang Studi Metalurgi
Program Studi S-1 Jurusan Teknik Mesin Fakultas Teknologi Industri Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Oleh :
NOVAN DWI SAPUTRO NRP. 2102 100 072
Disetujui oleh Tim Penguji Tugas Akhir :
1. Dr. Ir. H.C. Kis Agustin, DEA ...(Pembimbing) 2. Dr. Ir. Wajan Berata, DEA. ...(Penguji I)
3. Ir. Suprapti ...(Penguji II) 4. Ir. Hari Subiyanto, MSc. ...(Penguji III)
SURABAYA FEBRUARI, 2007
ANALISA KOROSI PADA KEBOCORAN PIPA MINYAK BAWAH TANAH DIAMETER 8 IN
Nama Mahasiswa : NOVAN DWI SAPUTRO
NRP : 2102 100 072
Jurusan : Teknik Mesin FTI-ITS
Dosen Pembimbing : Dr. Ir. H.C. KIS AGUSTIN, DEA Abstrak
Pada dunia industri jaringan perpipaan sering digunakan sebagai sarana untuk memindahkan fluida. Apabila jaringan perpipaan tersebut mengalami kebocoran, maka akan menimbulkan dampak yang besar bagi kegiatan produksi dan lingkungan. Salah satu penyebab kebocoran jaringan perpipaan adalah proses korosi. Pada km-3 jaringan pipa minyak bawah tanah 8 in milik JOB-Pertamina Petrochina East Java Bojonegoro terjadi kebocoran yang disebabkan adanya retak pada dinding samping pipa.
Pada Tugas Akhir ini retakkan pipa yang terbentuk dianalisa untuk mendapatkan penyebab kebocoran. Metodologi yang digunakan dengan melakukan pengamatan lapangan, pengambilan data terkait, pengujian dan analisa dari aspek korosi, kekuatan material dan pola patahan. Berdasarkan hasil analisa dan pengujian yang dilakukan akan diketahui mekanisme penyebab kerusakan tanpa harus mensimulasikan kondisi yang ada.
Berdasarkan hasil analisa terbukti bahwa awal penyebab kebocoran disebabkan terjadinya retak akibat korosi, dalam hal ini SCC (Stress Corrosion Cracking). Tanpa adanya retak akibat SCC kebocoran tidak akan terjadi, karena tegangan yang bekerja pada pipa masih berada dibawah batas ijin desain. Pengamatan pada penampang permukaan retak terbentuk dua bidang perambatan retak. Perambatan retak diawali dari dinding dalam oleh SCC (bidang retak pertama), kemudian terjadi patah statis (bidang retak kedua). Sehingga terbukti bahwa penyebab kebocoran bukan hanya disebabkan oleh faktor mekanik murni tetapi ada keterlibatan proses korosi.
Kata kunci : korosi pipa minyak, kebocoran pipa minyak, Stress Corrosion Cracking pada pipa.
CORROSION ANALYSIS ON 8 INCH DIAMETER UNDERGROUND CRUDE OIL PIPELINE LEAKAGE
Name : NOVAN DWI SAPUTRO
NRP : 2102 100 072
Department : Mechanical Engineering FTI-ITS Advisory Lecturer : Dr. Ir. H.C. KIS AGUSTIN, DEA Abstract
In industrial world, pipelines usually used to transfer fluids. If the pipeline leaked, it will affect to operation activities and environment. One of cause’s pipeline leakages is corrosion. In 3rd km JOB-Pertamina Petrochina East Java 8 inch diameter underground crude oil pipeline leak, it’s caused existence of crack on side of thick pipe.
In this Final Project, the crack of pipe is analyzed to get cause the leakage. The method of analysis are field inspection, collect all related data’s, examinations and analyze from corrosion, strength of material and fractography aspects. Base on analysis and examination results will be known the mechanism of deterioration without make a simulation.
Base on analysis result, it show if initial cause of leakage is crack from corrosion process, one form of corrosion called SCC (Stress Corrosion Cracking). Without existence crack from SCC, this leakage will not be happened. It caused the stress which arise on pipe are below of design limits. The examinations on transverse surface of crack show two crack propagation areas. Crack propagate from inside surface of pipe caused SCC (first crack propagation areas), then continued with static failure (second crack propagation areas). So it shown cause of leakage on pipeline is promoted by corrosion process, not only caused by mechanical factor.
Key words: corrosion on crude oil pipeline, crude oil leakage, Stress Corrosion Cracking on pipe.
KATA PENGATAR
Puji syukur kehadirat Allah SWT yang telah memberikan Rahmat dan pertolongan-Nya sehingga penulis mampu menyelesaikan Tugas Akhir dengan judul :
ANALISA KOROSI PADA KEBOCORAN PIPA MINYAK BAWAH TANAH DIAMETER 8 IN.
Tugas Akhir ini disusun sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik pada bidang studi Metalurgi, jurusan Teknik Mesin, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya.
Ucapan terima kasih penulis sampaikan kepada semua pihak yang telah membantu baik moral ataupun material dalam penyusunan Tugas Akhir ini. Semoga Allah SWT mamberikan balasan Rahmat yang melimpah.
Terima kasih disampaikan kepada :
1. Ibu Dr. Ir. H.C. Kis Agustin, DEA., selaku dosen pembimbing yang telah menuntun, memberikan semangat, kepercayaan dan motivasinya. Terima kasih atas waktu, diskusi dan pelajaran hidup yang diberikan.
2. Bapak Dr. Ir. Wajan Berata, DEA., Ibu Suprapti dan Bapak Hari Subiyanti, MSc. selaku dosen pembahas yang telah menyampaikan ide dan gagasannya demi sempurnanya Tugas Akhir ini.
3. Bapak Sunarto Riyadi, Supervisor Welding Department JOB-Pertamina Petrochina Bojonegoro, yang telah memberikan ijin dan tanggung jawab untuk melakukan penelitian. Terima kasih atas bimbingan dan kemudahan yang diberikan.
4. Bapak Andy Suhendro, Pipeline Engineer JOB-Pertamina Petrochina Bojonegoro, terimakasih atas bimbingan, informasi dan kemudahan yang diberikan.
5. Bapak Chilmi, Bapak Bambang, Bapak Mariyono, Bapak Bahar dan semua staf di Petrochina yang telah memberikan bantuan, bimbingan dan fasilitasnya.
6. Ibu Juwariyah staf HRD Petrochina atas ijin penelitian yang telah diberikan.
7. Bapak Dr. Ing Herman Sasongko, Ketua Jurusan Teknik Mesin ITS, dan Bapak/ Ibu Dosen pengajar atas ilmu yang bermanfaat.
8. Karyawan Lab. Metalurgi Teknik Mesin ITS, terimakasih atas bimbingan untuk pengujian spesimen.
9. Kedua orang-tuaku; Bapak Sampurno, dan Ibu Suharmini tercinta, terimakasih atas kepercayaan dan kasih sayang yang diberikan. Semoga aku bisa membalas dan membahagiakanmu.
10. Kakakku Dian Purwanti (Nina), terimakasih atas semangat dan do’anya. Semoga sukses dan bahagia bersama keluarga. 11. Meinita Kusuma, terimakasih atas kasih, semangat, do’a,
kepercayaan dan inspirasi. Terimakasih atas ketentraman hati yang hadir saat kepenatan dan keputus-asaan datang. Tetap selalu terseyum dihatiku.
12. Teman-teman kos F-15: Trimarta, Endra, Zaini, Indra, Edwin, Andre, Cristian, Abdi, Aris , Maimun, Hari dan Candra. Semua kisah akan selalu terkenang. Kita raih sukses bersama. 13. Teman-teman Kimia Mipa : Teti, Hanik, Dian, terimakasih
atas diskusi dan informasi yang diberikan. Semoga diberikan kemudahan.
14. Barisan Tentara Metal, terimakasih atas kepercayaan dan kritik yang diberikan. Buat Metalurgi semakin jaya di kemudian hari.
15. Fahmi, Yuri, Adi, Baskoro, Rizal, Mahdi, Kevin dan semuanya; terimakasih atas informasi dan kerjasamanya, tetap semangat.
16. Anang, Dedi, Faisal, Sigit, Adi Kurniawan, Rouf, Hasan, Deni; terimakasih atas kebersamaannya selama ini, dorongan
xi
17. Semua teman-teman Mesin ITS seperjuangan angkatan 2002 [M45] atas persaudaraan yang berkesan.
18. Semua pihak yang tidak dapat disebutkan satu-persatu, yang telah berjasa membantu, menberikan dukungan dan do’anya hingga terselesaikannya Tugas Akhir ini, terimakasih.
Tidak ada sesuatu yang sempurna, penulis menyadari kekurangan dalam penyusunan Tugas Akhir ini. Untuk itu kritik dan saran akan sangat berarti demi kesempurnaan dan laporan-laporan selanjutnya. Semoga Tugas Akhir ini dapat memberikan manfaat kepada semua pihak.
Terimakasih.
Surabaya, Februari 2007 Penulis.
DAFTAR ISI
Halaman Judul ...i
Lembar Pengesahan ...iii
Abstrak ... v
Kata Pengantar ...ix
Daftar Isi ...xiii
Daftar Gambar ...xvii
Daftar Tabel ...xxi
BAB I. PEDAHULUAN 1.1. Latar Belakang ... 1 1.2. Permasalahan ... 2 1.3. Tujuan ... 2 1.4. Batasan Masalah ... 3 1.5. Manfaat ... 3
BAB II. DASAR TEORI 2.1. Teori Korosi ... 4 2.2. Korosi Basah ... 6 2.3. Korosi Kering ... 7 2.4. Aspek-aspek Korosif ... 8 2.4.1. Aspek Material ... 8 2.4.2. Aspek Reaksi ... 9 2.4.3. Aspek Lingkungan ... 10 2.5. Bentuk-bentuk Korosi ... 14
2.5.1. Uniform Corrosion/ Korosi Merata ... 15
2.5.2. Korosi Galvanik ... 16
2.5.3. Korosi Celah/ Crevice Corrosion ... 16
2.5.4. Korosi Sumuran/ Pitting Corrosion ... 16
2.5.5. Korosi Batas Butir/ Intergranular Corrosion ... 17
2.5.6. Pelarutan Selektif/ Selective Leaching ... 18
2.5.7. Kerusakan Akibat Hidrogen/ Hydrogen Damage ... 18
2.5.8. Stress Corrosion Cracking ... 19
2.5.8.1. Mekanisme SCC ...20
2.5.8.2. Pola Perambatan Retak ...24
2.5.9. Korosi Kelelahan/ Fatique Corrosion ...25
2.5.10. Korosi Erosi ...26
2.5.11. Fretting ...27
2.6. Silinder Bertekanan ...27
2.6.1. Pengelompokan Silinder ...28
2.6.1.1. Silinder Bertekanan Dinding Tipis ...28
2.6.1.1.a. Ujung-ujung Silinder Terbuka ...29
2.6.1.1.b. Ujung-ujung Silinder Tertutup ...30
2.6.1.2. Silinder Bertekanan Dinding Tebal ...31
2.6.1.2.a. Ujung-ujung Silinder Terbuka ...32
2.6.1.2.b. Ujung-ujung Silinder Tertutup ...32
2.7. Perhitungan Operating Pressure dan Operating Temperature pada Perpipaan ...32
2.8. Kriteria Kegagalan ...34
2.8.1. MNST ...34
2.8.2. MSST ...34
2.8.3. Von Mises ...35
BAB III. METODOLOGI PENELITIAN 3.1. Flowchart Penelitian ...36
3.2. Tahapan Penelitian ...38
3.3. Sample Material ...40
3.4. Peralatan yang Digunakan ...40
3.5. Pengukuran Ketebalan Pipa ...41
3.6. Pengamatan Makro dan Mikro ...41
3.7. Pengamatan Kandungan Kimia Fluida yang Mengalir dan Endapan pada Dinding Pipa ...41
BAB IV. DATA PENELITIAN 4.1. Kerusakan ...43
4.1.1. Bentuk Kerusakan ...43
4.1.2. Lokasi ...44
4.1.3. Dimensi Retakan ...45
4.2. Material ... 46
4.2.1. Spesifikasi ... 46
4.2.2. Komposisi Kimia Unsur Penyusun ... 46
4.2.3. Heat Treatment ... 47
4.2.4. Sifat Mekanik Lain ... 47
4.3. Pengoperasian dan Proteksi ... 48
4.3.1. Temperatur dan Pressure Pengoperasian ... 48
4.3.2. Proteksi ... 53
4.3.2.1. Menghambat Korosi ... 53
4.3.2.2. Pendukung Lancarnya Aliran Fluida ... 53
4.4. Lingkungan ... 55
4.4.1. Permukaan Luar Pipa dan Lingkungannya ... 55
4.4.2. Lingkungan Dalam Pipa ... 56
4.5. Fluida Alir ... 57
4.6. Kebocoran Pipa ... 57
BAB V. ANALISA 5.1. Analisa Kekuatan Material ... 59
5.1.1. Perhitungan Tegangan Internal yang Timbul ... 59
5.1.1.a. Perhitungan dengan Rumus Silinder Dinding Tipis ... 60
5.1.1.b. Perhitungan dengan Rumus Silinder Dinding Tebal ... 61
5.1.1.b.1. Perhitungan Tekanan Luar Akibat Gaya Tekan Tanah ... 62
5.1.1.b.2. Perhitungan Perubahan Temperatur Pada Dinding Pipa ... 64
5.1.1.b.3. Perhitungan Silinder Dinding Tebal ... 69
5.1.1.c. Perhitungan Tegangan yang Bekerja Berdasar Analisa Perpipaan ... 71
5.1.1.d. Analisa Kemungkinan Kerusakan Akibat Operasional ... 73
5.1.2. Gaya atau Tegangan Eksternal yang Berpotensi Sebagai Penyebab Kerusakan ... 76
xvi
5.1.2.a. Kondisi atau Aktivitas Lingkungan ...76
5.1.2.b. Kondisi Tanah ...78
5.1.2.c. Faktor Bencana Alam ...80
5.2. Analisa Korosi ...81
5.2.1. Identifikasi Kerusakan ...81
5.2.2. Analisa Jenis Korosi ...84
5.2.3. Stress Corrosion Cracking (SCC) ...84
5.2.3.a. Analisa Material Terhadap SCC ...86
5.2.3.b. Analisa Lingkungan Terhadap SCC ...87
5.2.3.c. Analisa Tegangan Yang Terdapat Pada Material Terhadap SCC ...89
5.3. Analisa Pola Patahan ...91
5.3.1. Pengamatan Retak Secara Visual ...91
5.3.1.a. Retak yang Menembus Dinding Pipa ...92
5.3.1.b. Retak yang Tidak Menembus Dinding Pipa ...94
5.3.2. Pengamatan Panjang Retak Secara Makro ...97
5.3.2.a. Permukaan Retak dan Arah Rambatannya ...97
5.3.2.b. Permukaan Retak ...99
5.3.3. Pengamatan Mikro Terhadap Retakan ...102
5.4. Mekanisme Kerusakan ...103
BAB VI. KESIMPULAN DAN SARAN 6.1. Kesimpulan ...107 6.2. Saran ...108 DAFTAR PUSTAKA Daftar Pustaka ...109 LAMPIRAN Lampiran ...111
DAFTAR GAMBAR
Gambar.2.1. Perputaran Energi pada Besi ... 6
Gambar.2.2. Grafik Perubahan Tingkat Energi pada Proses Korosi Pada Besi ... 7
Gambar.2.3. Diagram Pourbix untuk Fe-H2O ... 12
Gambar.2.4. Skema Bentuk-Bentuk Korosi ... 15
Gambar.2.5. Korosi Merata ... 15
Gambar.2.6. Korosi Sumuran ... 17
Gambar.2.7. Mekanisme Absorbsi Hidrogen pada Material ... 18
Gambar.2.8. Tegangan Tarik Kontinyu, Kondisi Metalurgi yang Rentan, dan Larutan Korosif yang Diperlukan untuk Peretakan Korosi Tegangan (SCC) ... 19
Gambar.2.9. Mekanisme Lintasan Aktif akibat Regangan a. Rupture Film ... 22
b. Model Slip Steps Dissolution ... 22
Gambar.2.10. Proses Adsorbsi ... 23
Gambar.2.11. 1. Kerusakan Akibat SCC secara Makro ... 25
2. Pola Rambatan Retak Transgranular ... 25
3. Pola Rambatan Retak Intergranular ... 25
Gambar.2.12. Grafik Endurance Limit Material ... 26
Gambar.2.13. Silinder Bertekanan ... 28
Gambar.2.14. Penampang Melintang Silinder Tipis Bertekanan ... 29
Gambar.2.15. Tegangan yang Bekerja pada Silinder Bertekanan Ujung Terbuka ... 30
Gambar.2.16. Tegangan yang Bekerja pada Silinder Bertekanan Ujung Tertutup ... 30
Gambar.2.17. Penampang Melintang Silinder Tebal Bertekanan ... 31
Gambar.2.18. a. Silinder Dinding Tebal ... 33
b. Elemen Kecil dz ... 33
Gambar.4.1. Retakan Dinding Pipa a. Permukaan Luar ... 43
b. Permukaan Dalam (arah panah
menunjukkan retak) ...43
Gambar.4.2. Lokasi Retakan (warna putih) pada Jaringan Perpipaan ...44
Gambar.4.3. Posisi Retak Pipa pada Elbow setelah Dipotong ...44
Gambar.4.4. Arah dan Perambatan Retak pada Dinding Luar Pipa ...45
Gambar.4.5. Arah dan Perambatan Retak pada Dinding Dalam Pipa (garis lingkar) ...45
Gambar.4.6. Grafik Kapasitas, Tekanan dan Temperatur Operasional Tanggal 19 Desember 2005 ...50
Gambar.4.7. Grafik Kapasitas, Tekanan dan Temperatur Operasional Tanggal 4 Desember 2005 ...52
Gambar.4.8. Macam Pig ...54
Gambar.4.9. Coating dan Warpping pada Dinding Luar Pipa (tanda garis) ...55
Gambar.4.10. Permukaan Dinding Dalam Pipa ...56
Gambar.5.1. Penampang Pondasi Dangkal ...62
Gambar.5.2. Distribusi Temperatur pada Dinding Pipa ...67
Gambar.5.3. Penampang Retakan (perbesaran 2x) ...75
Gambar.5.4. Penampang Retak a. Perbesaran 10x ...75
b. Perbesaran 16x ...75
c. Penampang Retakan (perbesaran 32x) ...76
Gambar.5.5. Permukaan Pipa Bagian Luar ...77
Gambar.5.6. Permukaan Pipa yang Retak ...77
Gambar.5.7. Kontruksi Pemasangan Pipa pada Km-3 ...79
Gambar.5.8. Lokasi Rawan Kerusakan pada Elbow ...79
Gambar.5.9. Posisi Pipa Elbow dalam Kondisi Lurus ...80
Gambar.5.10. a. Permukaan Dinding Luar Pipa setelah Terpotong ...81
b. Insert Retakan ...81
Gambar.5.11. Permukaan Dalam Dinding Pipa ...82 Gambar.5.12. Insert Permukaan Dalam Pipa yang
xix
Mengalami Korosi Mereta ... 82
Gambar.5.13. Retakan (panah hitam) Dekat Sambungan Las . 83 Gambar.5.14. Insert Retakan pada Dekat Sambungan Las ... 83
Gambar.5.15. Titik Pengamatan pada Potongan Elbow ... 90
Gambar.5.16. A. Permukaan (100x) ... 90
B. Samping Sejajar Sumbu Pipa (50x) ... 90
C. Samping Tegak Lurus Sumbu Pipa (100x) .. 90
Gambar.5.17. Panjang Retak Permukaan Luar (bagian I) ... 92
Gambar.5.18. Panjang Retak Permukaan Dalam (bagian I) .... 92
Gambar.5.19. Panjang Retak Permukaan Luar (bagian II) ... 93
Gambar.5.20. Panjang Retak Permukaan Dalam (bagian II) .. 93
Gambar.5.21. Lokasi Retak Tidak Tembus pada Elbow ... 94
Gambar.5.22. Dinding Dalam Terjadi Retakan ... 95
Gambar.5.23. Dinding Luar Tidak Terjadi Retakan ... 95
Gambar.5.24. Arah dan Lokasi Retak Tidak Tembus ... 96
Gambar.5.25. Proses Pengelasan ... 96
Gambar.5.26. Retak pada Permukaan Pipa (bagian II) a. Permukaan Dipoles ... 97
b. Permukaan di – NDT ... 97
Gambar.5.27. Pengamatan Retak pada Mikroskop Makro ... 98
Gambar.5.28. Retak pada Permukaan Dalam Pipa (bagian II) a. Permukaan Dalam ... 98
b. Panjang Retak ... 98
Gambar.5.29. Penampang Melintang Retak setelah Material Dibelah ... 99
Gambar.5.30. Penampang Retak (Potongan Bagian I) ... 100
Gambar.5.31. Penampang Retak (Potongan Bagian II) ... 100
Gambar.5.32. Penampang Melintang Retak (10x) ... 101
Gambar.5.33. Penampang Melintang Retak (32x) ... 101
Gambar.5.34. Foto Mikro Retak Permukaan (50x) ... 102
Gambar.5.35. Ketidak rataan Permukaan Akibat General Corrosion ... 103
Gambar.5.36. Pengurangan Tebal pada Penampang Pipa Akibat Retak oleh SCC ... 104
DAFTAR TABEL
Tabel. 4.1. Komposisi Kimia Material ... 47 Tabel. 4.2. Data Operasional Jaringan Pipa ... 48 Tabel. 4.3. Data Kapasitas Produksi, Tekanan dan
Temperatur Operasi tanggal 19 Desember 2005 ... 49 Tabel. 4.4. Data Kapasitas Produksi, Tekanan dan
Temperatur Operasi tanggal 4 Desember 2005 .... 51 Tabel. 5.1. Contoh Data Tekanan Pengoperasian Pig ... 74 Tabel. 5.2. Karakteristik dari Enviormentally
Induced Cracking ... 85
Tabel. 5.3. Lingkungan Penyebab Stress Corrosion
Cracking untuk Material Carbon Steel ... 86
Tabel. 5.4. Kandungan Liquid pada Pipa
Minyak 8 in Milik Pertochina ... 87 Tabel. 5.5. Kandungan Endapan pada
Pipa 8 in Milik Pertochina ... 88 Tabel. 5.6. Hasil Pengukuran Panjang Retak ... 93
