INSPEKSI BERBASIS RISIKO DAN PENENTUAN UMUR SISA JALUR PIPA KURAU DAN SEPARATOR V-201 EMP MALACCA STRAIT Tugas Sarjana Diajukan untuk memenuhi syarat kelulusan tingkat sarjana Program Studi Teknik Metalurgi Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung
Oleh : ALRIZAL DIYATNO NIM 121 04 029
PROGRAM STUDI TEKNIK METALLURGI FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2009
LEMBAR PENGESAHAN
INSPEKSI BERBASIS RISIKO DAN PENENTUAN UMUR SISA JALUR PIPA KURAU DAN SEPARATOR V-201 EMP MALACCA STRAIT
Telah diperiksa dan dinyatakan sah sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik dari Program Studi Teknik Metalurgi, Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan, Institut Teknologi Bandung
Bandung, 30 Maret 2009
Pembimbing
(Dr. Akhmad Ardian Korda, ST., MT.)
INSPEKSI BERBASIS RISIKO DAN PENENTUAN UMUR SISA JALUR PIPA KURAU DAN SEPARATOR V-201 EMP MALACCA STRAIT ABSTRAK Pipeline Kurau dan separator EMP Malacca Strait telah beroperasi selama 20 tahun dan terakhir kali diinspeksi pada tahun 2005, sedangkan pemeriksaan visual dilakukan satu kali setiap tahunnya. Separator berfungsi untuk memisahkan fluida-fluida yang mengalir dari pipa menjadi 3 fasa yaitu gas, minyak, dan air, sedangkan pipeline berfungsi untuk mengalirkan fluida tersebut. Kegagalan terhadap kedua peralatan tersebut akan mengakibatkan kerugian yang sangat besar. Mengingat kondisi pipeline dan separator yang telah aging maka perlu dilakukan suatu program inspeksi berbasis risiko (RBI) untuk mengevaluasi tingkat kemungkinan dan dampak kegagalan fasilitas tersebut sebagai umpan balik bagi program inspeksi Inspeksi Berbasis Risiko memberikan hubungan antara mekanisme kerusakan (failure mechanism) dengan program inspeksi yang digunakan untuk menurunkan risiko. Pada penelitian ini, penerapan analisis risiko pipa jalur Kurau dan Separator V-201 dilakukan secara RBI semikuantitatif dengan memanfaatkan perangkat lunak yang mengacu pada API 581 dimana akan didapatkan suatu nilai kemungkinan dan dampak dari kegagalan. Nilai kemungkinan kegagalan merupakan penjumlahan dari faktor-faktor kegagalan seperti penipisan, kelelahan mekanik, korosi retak tegang, dan kerusakan luar. Nilai dampak kegagalan merupakan luas area yang dapat rusak atau terbakar apabila terjadi kegagalan pada pipeline maupun separator. Hasil kali antara nilai kemungkinan dan dampak kegagalan dituangkan dalam bentuk matriks risiko dengan nilai 1 – 5 pada kemungkinan kegagalan dimana nilai 5 adalah nilai dengan kemungkinan kegagalan tertinggi dan nilai A – E pada dampak kegagalan dimana nilai E adalah nilai dengan dampak akibat kegagalan yang paling berbahaya. Inspeksi dilakukan secara visual dan mengukur ketebalan dinding pipa menggunakan Portable Ultrasonic Testing yang dilakukan terhadap pipa 12” dari sumur Tanjung Mayo – BM, pipa 12” BM – BK, pipa 12” BK – BH, pipa 12” BH – BG tie in, pipa 8” AC2 – AC3, pipa 12” AC2 – BG, pipa 16” BG – BG Tie in, pipa 16” BG Tie in – Separator V-201, dan separator V-201. Umur pipa dihitung dari hasil pengukuran ketebalan dengan asumsi korosi yang terjadi adalah korosi merata. Metode perhitungan umur pipa menggunakan tegangan hoop yang bekerja pada pipa sesuai dengan ASME B31.4 dengan 3 batasan yaitu SMYS (Specified Minimum Yield Strength) x safety factor (0,72), SMYS, dan Ultimate Tensile Strength. Hasil analisis menunjukkan pipa 12” jalur Tanjung Mayo – sumur BM, pipa 12” BM – BK, dan pipa 12” BH – BG tie in memiliki tingkat kemungkinan dan konsekuensi kegagalan yang paling tinggi dengan kategori 4D. Konsekuensi tertinggi dimiliki oleh separator V-201 dengan nilai luas area keterbakaran 20809,24 ft2. Namun dengan nilai kemungkinan kegagalan yang kecil yaitu 2,7 sehingga tidak dikategorikan memiliki kategorisasi tinggi. Pipa 8” AC3 – AC2 memiliki nilai konsekuensi sebesar 356,45 ft2 yang merupakan konsekuensi terkecil dari seluruh segmen yang dianalisis. Variasi nilai konsekuensi disebabkan oleh fluida representatif, temperatur, tekanan, laju alir, dan diameter pipa. Nilai kemungkinan kegagalan tertinggi dimiliki oleh pipa 12” BM – BK yaitu 414 sedangkan separator V-201 memiliki nilai kemungkinan kegagalan terkecil yaitu 2,7. Adapun mekanisme kerusakan yang terjadi pada pipa milik EMP Malacca Strait adalah berupa penipisan, kelelahan mekanik, dan kerusakan luar. Umur pipa yang paling pendek adalah pipa 12” BH – BG tie in dimana pipa akan memasuki batas umur pakai pada tahun 2011. Peralatan yang memiliki memiliki umur sisa yang paling panjang adalah separator V-201. Umur sisa pipa yang paling lama adalah pipa 16” BG Tie in – separator V-201 yaitu 45 tahun
Risk Based Inspection and Pipe Remining Life Measurement in Pipe Kurau Stripe, and Separator V-201 EMP Malacca Strait ABSTRACT Pipeline in Kurau and separator EMP Malacca Strait has already operated for 20 years and the last inspection has already done in 2005. The visual checking is being conducted once in a year. Separator is useful for separating the fluid which flows from the pipes into 3 phases which are gas, oil, and water. Pipes also used for flowing that fluid. The failures in those equipments will affected in a loss for the company. Because of the pipeline and separator condition which have already old, so the company should conduct the risk based inspection (RBI) to evaluate the probability level and failures effect as the feedback to the inspection program. Risk based inspection gives the relationship between failure mechanism with the inspection program which used for decreasing the risk. In this final project, the application of pipes risk analysis in Kurau stripe and separator V-201 will use RBI semiquantitative method with using software which refers to API 581. It will find a value of probability and the failure effect. The value of failure probability is the summation from failure factors such as thinning, mechanical fatigue, Stress Corrosion Cracking, and external damage. The value of failure effect is a wide area which can damaged and burned down easily if there is a failure in pipeline and separator. The multiplication result between the probability value and failure effect will describe in matrix form with the value from 1 to 5 which 5 is the highest probability value. There is also value form A to E in failure effect where E is the value with the most risky failure effect. The inspection will be conducted as visual and the measurement of the piping wall thickness with using Portable Ultrasonic Testing. It also conducted for pipe 12” from Tanjung Mayo well – BM, pipe 12” BM – BK, pipe 12” BK – BH, pipe 12” BH – BG tie in, pipe 8” AC2 – AC3, pipe 12” AC2 – BG, pipe 16” BG – BG Tie in, pipe 16” BG Tie in – Separator V-201, and separator V-201. The pipe age will be calculated from the result of thickness measurement with the assumption that the corossion that happened is thickness corossion. This calculation of pipe age method is using hoop stress in the pipes that suitable to ASME B31.4 with 3 limitations which are SMYS (Specified Minimum Yield Strength) x safety factor (0,72), SMYS, and Ultimate Tensile Strength. The analysis result shows that pipes in 12” Tanjung Mayo stripe – BM well, pipes 12” BM – BK, and pipes 12” BH – BG tie in have the highest failure probability and consequneces with 4D as its category. Separator V-201 has the highest consequences with the wide flammable area value is 20809,24 ft2 but with the small probability value which is 2,7 so that it can’t categorize as the high category. Pipe 8” AC3 – AC2 has the consequences value as 356,45 ft2 which is the smallest consequences from the analysis in all of the segments. The variation of consequences value is caused by representatif fluid, temperature, pressure, flow rate, and pipe diameter. Pipe 12” BM – BK has the highest value of failures probability as 414 while separator V-201 has the smallest value of failures probability as 2.7. In addition the failures mechanism which happened in EMP Malacca Strait’s pipes are the the failures which comes from thinning, mechanical fatigue, and external damage. The shortest age of pipe is pipe 12” BH – BG tie in where the pipe will enter the age limitation in year 2011. Equipment and pipe which have the longest residual age are separator V-201 and pipe 16” BG Tie in – separator V-201 as 45 years respectively.
KATA PENGANTAR
Puji syukur penyusun panjatkan ke hadirat Allah SWT, yang dengan ridho, rahmat, hidayah serta nikmat-Nya lah penyusun diberikan kekuatan untuk menyelesaikan tugas akhir ini.
Tugas akhir ini berjudul “Inspeksi Berbasis Risiko dan Penentuan Umur Sisa Jalur Pipa Kurau dan Separator V-201 EMP Malacca Strait” . Tugas Akhir ini diajukan sebagai syarat kelulusan sarjana teknik di Program Studi Teknik Metalurgi, Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan, Institut Teknologi Bandung.
Laporan Tugas Akhir ini dapat diselesaikan tak lepas dari bantuan berbagai pihak. Untuk itu dengan penuh rasa hormat penyusun menyampaikan banyak terima kasih kepada : 1. Dr. Ir. Sunara Purwadaria sebagai Ketua Program Studi Teknik Metalurgi Institut Teknologi Bandung dan sebagai dosen penguji atas kritikan dan saran yang diberikan kepada penyusun. 2. Dr. Akhmad Ardian Korda, ST., MT., selaku dosen pembimbing yang telah memberikan arahan, saran, bimbingan dan masukan kepada penyusun. 3. Dr. Ir. Ismi Handayani, MT., selaku dosen penguji atas kritikan dan saran yang diberikan kepada penyusun. 4. Prof. Dr. Ir. Syoni Soepriyanto, M.Sc., selaku dosen wali yang telah memberikan arahan, saran, bimbingan dan masukan kepada penyusun. 5. Dr. Ir. Ahmad Taufik Joenoes, M.Eng., yang telah memberikan saran dan masukan dalam penyusunan tugas akhir ini. 6. Bapak Satrio Mursabdo selaku pembimbing di kantor terima kasih atas semua kebaikan dan waktu yang bapak luangkan di tengah-tengah kesibukannya. 7. Bapak Agus Gangsar selaku pembimbing di lapangan EMP Malacca Strait terima kasih atas segala diskusi, masukan, arahan dan saran yang bapak berikan selama di lapangan maupun di kantor. 8. Ibu Susi, Ibu Tati andaria, Pak Subaga, Pak Adi, Mas gahara, Mas Budi, Mas Adji, Mas Yosi, Pak Qodir, Pak Abdul, Mbak Tria, Pak Habibie, Pak Manik, dan seluruh karyawan EMP Malacca Strait atas bantuan yang telah diberikan. -i-
9. Seluruh dosen di Program Studi Teknik Metalurgi atas ilmu yang telah disampaikan. Semoga ilmu ini dapat bermanfaat di kemudian hari. 10. Seluruh Staf Pegawai dan Tata Usaha di Program Studi Teknik Metalurgi atas bantuan dan kesabarannya melayani mahasiswa. 11. Ayah, Ibu, Mas Ardhi, Mas Iyan dan seluruh keluarga besar yang senantiasa memberikan cinta, kasih, doa, dan dukungan kepada penyusun yang membuat penyusun terus bersemangat dalam mengejar cita-cita. 12. Anindya dan keluarga yang dengan segala pengertian, kasih sayang, dan rasa cinta yang tertanam untuk penyusun dan keluarga penyusun membuat penyusun semakin bersemangat dalam mengejar mimpi dan masa depan. 13. The Magnificent Seven Pulung, Nurman, Andry, Lidyan, Zul, Hendra “I did it Bro !!” Jangan lupakan temannya apabila sudah sukses, doaku menyertaimu. 14. mamen-mamen metalurgi Fika, Diyah, Iyeth, Chandra, Alfon, Jacky, Panji, Risen, Alex, Caca, Pungki, Wahyu dan seluruh mahasiswa metalurgi 2003,2004,2005,2006 dan 2007 sukses untuk kalian, doaku menyertaimu 15. Denis Hentriesa yang selama penyusun di Jakarta selalu membantu penyusun baik moril maupun materil. Penyusun berusaha menyelesaikan tugas akhir ini dengan sebaik-baiknya dengan waktu yang tersedia. Penyusun menyadari bahwa sebagai insan manusia, tak luput dari kesalahan dan kekurangan. Akhirnya penyusun berharap agar laporan ini dapat bermanfaat bagi para pembaca, terutama pihak-pihak yang menekuni dan mendalami bidang ini. Terima kasih.
-ii-
DAFTAR ISI KATA PENGANTAR............................................................................................ i DAFTAR ISI..........................................................................................................
iii
DAFTAR GAMBAR.............................................................................................. vii DAFTAR TABEL..................................................................................................
ix
DAFTAR LAMPIRAN..........................................................................................
xii
DAFTAR SIMBOL................................................................................................ xiii BAB I PENDAHULUAN......................................................................................
1
1.1. Latar Belakang........................................................................................
1
1.2. Tujuan Penelitian....................................................................................
2
1.3. Batasan Masalah.....................................................................................
3
1.4. Metodologi Penelitian.............................................................................
3
1.5. Sistematika Penulisan.............................................................................. 4 BAB II ANALISIS PERHITUNGAN BERBASIS RISIKO................................. 6 2.1. Inspeksi Berbasis Risiko Berdasarkan API 581...................................... 6 2.2. Tingkatan Analisis Risiko Dalam RBI API 581.....................................
10
2.2.1. Analisis Kualitatif.............................................................................
11
2.2.2. Analisis Semikuantitatif....................................................................
12
2.2.3. Analisis Kuantitatif...........................................................................
17
2.3. Langkah-Langkah Analisis RBI.............................................................
17
2.3.1. Perencanaan.......................................................................................
17
2.3.1.1. Penetapan Sasaran dan Tujuan....................................................
17
2.3.1.2. Penyaringan Awal........................................................................
18
2.3.1.3. Penetapan Batasan Operasi..........................................................
18
2.3.1.4. Pemilihan Metode Analisis..........................................................
18
2.3.2. Pengumpulan Data dan Informasi......................................................
19
2.3.3. Penciritemuan Mekanisme Kerusakan...............................................
19
2.3.4. Perhitungan Kemungkinan Kegagalan...............................................
20
2.3.5. Perhitungan Konsekuensi Kegagalan.................................................
22
2.3.6. Penentuan Risiko................................................................................
23
2.4. Sistem Perpipaan....................................................................................
23
2.4.1.Kategori dan Komponen Pipeline.................................................
24
-iii-
2.4.3. API 5L X42........................................................................................
25
2.5. Separator................................................................................................
27
2.5.1. Fungsi Separator................................................................................
27
2.5.2. Konsep Pemisahan Pada Separator....................................................
27
2.5.3. Tipe Separator....................................................................................
28
2.6. Perhitungan analisis Tegangan Berdasarkan ASME B31.4 Untuk Fluida Liquid.....................................................................................................
30
2.6.1. Tegangan Hoop..................................................................................
31
2.6.2. Tekanan Operasi Maksimum yang Diizinkan....................................
32
2.7. Mitigasi...................................................................................................
35
2.7.1. Inspeksi...............................................................................................
35
2.7.2. Modifikasi Kondisi Operasi...............................................................
35
2.7.3. Perbaikan (Repair).............................................................................
36
BAB III PERHITUNGAN RISIKO.....................................................................
37
3.1. Diagram Alir Perhitungan Risiko.............................................................
37
3.2. Data Design, Operasi, dan Pemeliharaan.................................................
39
3.2.1. Separator V-201 Kurau Plant.............................................................
40
3.2.2. Pipa 12” Tanjung Mayo – BM...........................................................
41
3.2.3. Pipa 12” BM-BK................................................................................
42
3.2.4. Pipa 12” BK-BH.................................................................................
43
3.2.5. Pipa 12” BH-BG tie in........................................................................
44
3.2.6. Pipa 8” AC2-AC3...............................................................................
45
3.2.7. Pipa 12” AC3-BG...............................................................................
46
3.2.8. Pipa 16” BG-BG tie in........................................................................
47
3.2.9. Pipa 16” BG tie in – Separator Kurau Plant.......................................
48
3.3. Perhitungan Kategori Konsekuensi..........................................................
49
3.3.1. Penentuan Fluida Representatif..........................................................
49
3.3.2. Penentuan Jumlah Fluida yang Lepas.................................................
51
3.3.3. Penentuan Ukuran Lubang Kebocoran...............................................
52
3.3.4. Penentuan Laju Pelepasan Fluida.......................................................
53
3.3.5. Penentuan Jenis Pelepasan Fluida......................................................
55
3.3.6. Penentuan Konsekuensi Keterbakaran dan Faktor Modifikasi..........
56
3.3.7. Penentuan Konsekuensi Racun...........................................................
61
-iv-
3.3.8. Penentuan Kategori Konsekuensi...................................................... 62 3.4. Perhitungan Kemungkinan Kegagalan...................................................... 65 3.4.1. Subfaktor Modul Teknik Penipisan................................................... 65 3.4.2. Subfaktor Modul Teknik Tube Tungku............................................. 69 3.4.3. Subfaktor Modul Teknik Retak akibat Korosi dan Tegangan........... 71 3.4.4. Subfaktor Modul Teknik Patah Getas...............................................
72
3.4.5. Subfaktor Modul Teknik HTHA.......................................................
74
3.4.6. Subfaktor Modul Teknik Kelelahan Mekanik................................... 74 3.4.7. Subfaktor Modul Teknik Pelapis....................................................... 78 3.4.8. Subfaktor Modul Teknik Kerusakan Luar......................................... 78 3.4.9. Penentuan Kategori Kemungkinan.................................................... 80 3.5. Penentuan Umur Pipa dan Separator.......................................................
81
3.5.1. Penentuan Ketebalan Minimun.........................................................
81
3.5.2. Penentuan Laju Korosi......................................................................
82
3.5.3. Menghitung Umur Pipa dan Separator Dengan Pengaruh Penipisan 83 3.5.4. Menghitung Umur Pipa dan Separator Dengan Pengaruh Penipisan 84 BAB 4 PEMBAHASAN.......................................................................................
87
4.1. Analisis Kategorisasi Risiko.....................................................................
87
4.1.1. Pipa 12” Tanjung Mayo – BM............................................................
88
4.1.2. Pipa 12” BM-BK................................................................................. 91 4.1.3. Pipa 12” BK-BH.................................................................................
94
4.1.4. Pipa 12” BH-BG tie in........................................................................
96
4.1.5. Pipa 8” AC2-AC3...............................................................................
98
4.1.6. Pipa 12” AC3-BG...............................................................................
99
4.1.7. Pipa 16” BG-BG tie in........................................................................
100
4.1.8. Pipa 16” BG tie in – Separator Kurau Plant........................................ 101 4.1.9. Separator V-201..................................................................................
102
4.1.10. Kategorisasi Konsekuensi Kegagalan...............................................
103
4.1.11. Kategorisasi Kemungkinan Kegagalan.............................................. 105 4.2. Penentuan Umur Pipa dan Separator......................................................... 106 4.2.1. Analisis Penipisan................................................................................ 106 4.2.2. Analisis Tegangan................................................................................ 107 4.3. Umpan Balik Inspeksi Berbasis Risiko...................................................... 109 -v-
4.4. Ringkasan................................................................................................... 112 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN.................................................................. 114 5.1. Kesimpulan................................................................................................ 114 5.2. Saran.......................................................................................................... 115 DAFTAR PUSTAKA............................................................................................... 116 LAMPIRAN............................................................................................................. 117
-vi-
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1.1.
Diagram alir penelitian .................................................................
4
Gambar 2.1.
Definisi Risiko...............................................................................
6
Gambar 2.2.
Hubungan antara risiko dan tingkat inspeksi.................................
8
Gambar 2.3.
Pelaksanaan RBI yang terintegrasi................................................
9
Gambar 2.4.
Pelapisan bagian dalam pipa.........................................................
16
Gambar 2.5.
Bagan perhitungan kemungkinan kegagalan.................................
21
Gambar 2.6.
Bagan perhitungan konsekuensi kegagalan..................................
22
Gambar 2.7.
Kategori risiko analisis RBI semikuantitatif.................................
23
Gambar 2.8.
Contoh model komputer sistem perpipaan....................................
24
Gambar 2.9.
Kurva uji tarik beserta daerah kegagalan......................................
26
Gambar 2.10. Separator vertikal...........................................................................
28
Gambar 2.11 . Separator horizontal.......................................................................
29
Gambar 2.12. Separator bulat (spherical).............................................................
29
Gambar 2.13. Tegangan yang terjadi pada dinding pipa....................................... 30 Gambar 3.1.
Diagram alir perhitungan risiko...................................................... 40
Gambar 3.2.
Grafik tahun vs tebal pipa................................................................ 84
Gambar 3.3.
Penentuan umur pipa dengan analisis tegangan hoop dan dengan batas SMYS x 0,72.......................................................................... 86
Gambar 5.1.
Tingkat dan kategorisasi pipa yang dianalisis................................. 87
Gambar 5.2.
Laju korosi pada BM – Tj.Mayo..................................................... 89
Gambar 5.3.
Nilai kemungkinan kegagalan pipa jalur BM – Tj.Mayo............... 89
Gambar 5.4.
Chemical Inhibitor.......................................................................... 90
Gambar 5.5.
Pipa Jalur BM – Tj.Mayo................................................................ 91
Gambar 5.6.
Laju korosi pipa 12” BM – BK....................................................... 93
Gambar 5.7.
Nilai kemungkinan kegagalan pipa 12” BM – BK......................... 93
Gambar 5.8.
Laju korosi pipa 12” BK – BH........................................................ 95
Gambar 5.9.
Nilai kemungkinan kegagalan pipa 12” BK – BH.......................... 95
Gambar 5.10. Profil jarak terhadap laju korosi pipa 12” BH – BG Tie in............. 97 Gambar 5.11. Profil jarak terhadap nilai kemungkinan kegagalan BH – BG Tie in................................................................................ 98
-vii-
Gambar 5.12. Pengaruh diameter pipa dan flow rate terhadap nilai konsekuensi kegagagalan..................................................................................... 103 Gambar 5.13. Pengaruh fluida representatif terhadap konsekuensi kegagalan...... 104 Gambar 5.14. Banyaknya inspeksi yang disarankan untuk mengurangi nilai kemungkinan kegagalan.................................................................. 110
-viii-
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1. Contoh daftar pertanyaan saringan untuk HTHA.................................. 20 Tabel 2.2. Kekuatan luluh dan kekuatan tarik untuk beberapa grade pipa............. 26 Tabel 2.3. Faktor temperatur T untuk pipa baja..................................................... 32 Tabel 2.4. Faktor penyembungan longitudinal untuk baja..................................... 33 Tabel 2.5. Faktor desain untuk konstruksi pipa baja.............................................. 33 Tabel 3.1. Data operasi, desain, dan pemeliharaan separator V-201 Kurau Plant
40
Tabel 3.2. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12” Tanjung Mayo - BM 41 Tabel 3.3. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12” BM – BK ................ 42 Tabel 3.4. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12” BK – BH ................ 43 Tabel 3.5. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12” BH – BG Tie in ...... 44 Tabel 3.6. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 8” AC2 – AC3 .............. 45 Tabel 3.7. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12” AC3 - BG ............... 46 Tabel 3.8. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 16” BG – BG Tie in ...... 47 Tabel 3.9. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 16” BG Tie in – separator V-201.................................................................................................... 48 Tabel 3.10. Tabel data fluida pipa 12” AC3 – BG.................................................. 49 Tabel 3.11. Fluida representatif dalam API 581...................................................... 50 Tabel 3.12. Hasil perhitungan fluida representatif ................................................
51
Tabel 3.13. Hasil perhitungan jumlah fluida yang terlepas.................................... 52 Tabel 3.14. Frekuensi kebocoran berbagai ukuran lubang...................................... 53 Tabel 3.15. Laju pelepasan pipa 12” AC3 – BG untuk masing-masing lubang...... 55 Tabel 3.16. Jenis pelepasan fluida yang terlepas pipa 12” AC3 – BG .................... 56 Tabel 3.17. Persamaan luas konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian untuk jenis pelepasan terus menerus (continuous) bilamana Toperasi < (AIT + 80oF)............................................................................. 57 Tabel 3.18. Persamaan luas konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian untuk jenis pelepasan seketika ( instantaneous ) bilamana Toperasi < (AIT + 80oF)........................................................................................... 57
-ix-
Tabel 3.19. Persamaan luas konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian untuk jenis pelepasan terus menerus (continuous) bilamana Toperasi > (AIT + 80oF)............................................................................. 58 Tabel 3.20. Persamaan luas konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian untuk jenis pelepasan seketika (instantaneous) bilamana Toperasi < (AIT + 80oF)........................................................................................... 58 Tabel 3.21. Peringkat sistem deteksi dan isolasi...................................................... 59 Tabel 3.22. Faktor penyesuaian laju pelepasan dan konsekuensi keterbakaran....... 59 Tabel 3.23. Persamaan luas daerah konsekuensi keterbakaran ( A dalam ft2, Vlepas dalam lb/s )............................................................................................. 60 Tabel 3.24. Nilai A dari masing-masing ukuran bocor pipa 12” AC3 – BG........... 60 Tabel 3.25. Nilai faktor modifikasi.......................................................................... 61 Tabel 3.26. Nilai konsekuensi setelah dikalikan nilai modifikasi........................... 61 Tabel 3.27. Nilai frekuensi kebocoran masing-masing lubang............................... 62 Tabel 3.28. Kategorisasi konsekuensi..................................................................... 63 Tabel 3.29. Penentuan kategorisasi konsekuensi.................................................... 64 Tabel 3.30. Nilai konsekuensi dan nilai kategorisasi separator dan pipa yang dianalisis................................................................................................ 65 Tabel 3.31. Subfaktor modul teknik penipisan........................................................ 66 Tabel 3.32. Faktor keyakinan terhadap data laju korosi.......................................... 66 Tabel 3.33. Faktor desain berlebih........................................................................... 67 Tabel 3.34. Nilai laju korosi..................................................................................... 68 Tabel 3.35. Nilai TMSF penipisan separator dan pipa-pipa yang dianalisis............ 69 Tabel 3.36. Batas temperatur terjadinya mulur........................................................ 70 Tabel 3.37. Batas tegangan terjadinya mulur........................................................... 70 Tabel 3.38. Catatan kegagalan kelelahan................................................................. 75 Tabel 3.39. Kecurigaan getaran................................................................................ 75 Tabel 3.40. Faktor koreksi terhadap getaran............................................................ 76 Tabel 3.41. Sumber getaran...................................................................................... 76 Tabel 3.42. Perbaikan yang pernah dilakukan.......................................................... 76 Tabel 3.43. Kompleksitas sistem perpipaan............................................................. 77 Tabel 3.44. Desain percabangan............................................................................... 77 Tabel 3.45. Kondisi pipa........................................................................................... 77 Tabel 3.46. Diameter cabang.................................................................................. 78 -x-
Tabel 3.47. Asumsi laju korosi luar untuk kerusakan luar baja karbon dan baja paduan rendah....................................................................................... 79 Tabel 3.48. Kategorisasi kemungkinan kegagalan................................................. 80 Tabel 3.49. Nilai kemungkinan dan nilai kategorisasi separator serta pipa yang dianalisis................................................................................................ 81 Tabel 4.1. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi Tj.Mayo – BM....... 88 Tabel 4.2. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BM – BK............... 91 Tabel 4.3. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BK – BH................ 94 Tabel 4.4. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BH – BG Tie in...... 96 Tabel 4.5. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi AC2 – AC3............ 98 Tabel 4.6. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi AC3 – BG ............. 99 Tabel 4.7. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BG – BG Tie in..... 100 Tabel 4.8. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BG Tie in – separator V-201..................................................................................................... 101 Tabel 4.9. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi separator V-201..... 102 Tabel 4.10.Umur sisa peralatan dengan analisis penipisan..................................... 107 Tabel 4.11.Umur sisa peralatan dengan menggunakan tegangan hoop .................. 108 Tabel 4.12. Nilai M.A.O.P dan tingkat keamanan pipa........................................... 109 Tabel 4.13. Saran inspeksi dari hasil analisis perhitungan risiko semikuantitatif... 111
-xi-
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran A Operasi Jalur Pipa dan Pemeliharaan EMP Malacca Strait............... 117 Lampiran B Process Flow Diagram EMP Malacca Strai....................................... 129 Lampiran C Maping analisis penelitian.................................................................. 130 Lampiran D Daftar pertanyaan inspeksi.................................................................. 131 Lampiran E Metode inspeksi................................................................................... 141
-xii-
DAFTAR SIMBOL RBI
= Risk Based Inspection
PoF
= Probability of Failure
CoF
= Consequence of Failure
TMSF = Technical Modul Sub Faktor UT
= Ultrasonic Testing
SCC
= Stress Corrosion Cracking
CUI
= Corrosion Under Insulation
Pop
= Tekanan Operasi
HTHA = High Temperature Hydrogen Attack EMP = Energi Mega Persada BOPD = Barrel Oil Per Day NBP
= Normal Boiling Point
MW
= Molecular Weight
AIT
= Auto Ignation Temperature
A
= Luas area
MDMT= Material Design Minimum Temperature σ
= tegangan (stress)
ε
= regangan (strain)
σHS
= tegangan Hoop (Hoop stress)
NDT = Non Destructive Testing CR
= laju korosi (corrosion rate)
SF
= Safety Factor
SMYS = Specified Minimum Yield Strength UTS
= Ultimate Tensile Strength
MAOP = Maximum Allowable Operating Pressure ASME = American Society of Mechanical Engineers API
= American Petroleum Institute
-xiii-
-xiv-
