Meskipun pipa baja tahan karat memiliki ketahanan korosi yang melekat, pipa baja tahan karat yang dipasang di lingkungan laut dapat mengalami berbagai jenis korosi selama masa pakai yang diharapkan. Korosi ini dapat menyebabkan emisi yang mudah menguap, kehilangan produk, dan potensi risiko. Pemilik dan operator anjungan lepas pantai dapat mengurangi risiko korosi dengan menentukan bahan pipa yang lebih kuat sejak awal untuk ketahanan korosi yang lebih baik. Setelah itu, mereka harus tetap waspada saat memeriksa jalur injeksi kimia, jalur hidrolik dan impuls, serta instrumentasi dan instrumentasi proses untuk memastikan bahwa korosi tidak mengancam integritas perpipaan yang terpasang atau membahayakan keselamatan.
Korosi lokal dapat ditemukan di banyak anjungan, kapal, dan jaringan pipa lepas pantai. Korosi ini dapat berupa korosi lubang atau celah, yang keduanya dapat mengikis dinding pipa dan menyebabkan cairan keluar.
Risiko korosi meningkat seiring dengan meningkatnya suhu pengoperasian aplikasi. Panas dapat mempercepat degradasi lapisan oksida pasif pelindung luar tabung, sehingga memicu terjadinya korosi.
Sayangnya, korosi lubang dan celah yang terlokalisasi sulit dideteksi, sehingga sulit untuk mengidentifikasi, memprediksi, dan merancang jenis korosi ini. Mengingat risiko ini, pemilik platform, operator, dan yang ditunjuk harus berhati-hati dalam memilih material pipa terbaik untuk aplikasi mereka. Pemilihan material adalah garis pertahanan pertama mereka terhadap korosi, jadi memilih material dengan benar sangatlah penting. Untungnya, mereka dapat menggunakan ukuran ketahanan korosi lokal yang sangat sederhana tetapi sangat efektif, yaitu Pitting Resistance Equivalent Number (PREN). Semakin tinggi nilai PREN suatu logam, semakin tinggi pula ketahanannya terhadap korosi lokal.
Artikel ini akan membahas cara mengidentifikasi korosi lubang dan celah serta cara mengoptimalkan pemilihan material pipa untuk aplikasi minyak dan gas lepas pantai berdasarkan nilai PREN material.
Korosi lokal terjadi di area kecil dibandingkan dengan korosi umum, yang lebih seragam di permukaan logam. Korosi pitting dan celah mulai terbentuk pada pipa baja tahan karat 316 ketika lapisan oksida pasif luar logam yang kaya kromium pecah akibat paparan cairan korosif, termasuk air garam. Lingkungan laut yang kaya klorida, serta suhu tinggi dan bahkan kontaminasi permukaan pipa, meningkatkan kemungkinan degradasi lapisan pasif ini.
Korosi pitting Korosi pitting terjadi ketika lapisan pasivasi pada bagian pipa rusak, membentuk rongga atau lubang kecil pada permukaan pipa. Lubang tersebut cenderung membesar saat reaksi elektrokimia berlangsung, akibatnya besi dalam logam terlarut dalam larutan di dasar lubang. Besi terlarut kemudian akan berdifusi ke bagian atas lubang dan teroksidasi membentuk oksida besi atau karat. Saat lubang semakin dalam, reaksi elektrokimia semakin cepat, korosi meningkat, yang dapat menyebabkan perforasi dinding pipa dan menyebabkan kebocoran.
Pipa lebih rentan terhadap pengelupasan jika permukaan luarnya terkontaminasi (Gambar 1). Misalnya, kontaminan dari pengelasan dan penggilingan dapat merusak lapisan oksida pasif pada pipa, sehingga membentuk dan mempercepat pengelupasan. Hal yang sama berlaku untuk menangani polusi dari pipa. Selain itu, saat tetesan garam menguap, kristal garam basah yang terbentuk pada pipa melindungi lapisan oksida dan dapat menyebabkan pengelupasan. Untuk mencegah jenis kontaminasi ini, jaga kebersihan pipa dengan membilasnya secara teratur dengan air bersih.
Gambar 1. Pipa baja tahan karat 316/316L yang terkontaminasi asam, garam, dan endapan lainnya sangat rentan terhadap pengelupasan.
korosi celah. Dalam kebanyakan kasus, korosi celah dapat dengan mudah dideteksi oleh operator. Namun, korosi celah tidak mudah dideteksi dan menimbulkan risiko yang lebih besar bagi operator dan personel. Hal ini biasanya terjadi pada pipa yang memiliki celah sempit di antara material di sekitarnya, seperti pipa yang ditahan dengan klem atau pipa yang dipadatkan rapat di samping satu sama lain. Ketika air garam meresap ke dalam celah, seiring waktu, larutan besi klorida (FeCl3) yang diasamkan secara kimia agresif terbentuk di area ini, yang menyebabkan korosi celah yang dipercepat (Gbr. 2). Karena korosi celah pada dasarnya meningkatkan risiko korosi, korosi celah dapat terjadi pada suhu yang jauh lebih rendah daripada korosi celah.
Gambar 2 – Korosi celah dapat terjadi antara pipa dan penyangga pipa (atas) dan saat pipa dipasang dekat dengan permukaan lain (bawah) akibat terbentuknya larutan asam klorida yang bersifat agresif secara kimia di celah tersebut.
Korosi celah biasanya menirukan terbentuknya lubang pertama di celah yang terbentuk antara bagian pipa dan kerah penyangga pipa. Namun, karena peningkatan konsentrasi Fe++ dalam cairan di dalam retakan, corong awal menjadi semakin besar hingga menutupi seluruh retakan. Akhirnya, korosi celah dapat menyebabkan perforasi pipa.
Retakan yang rapat merupakan risiko korosi yang paling besar. Oleh karena itu, klem pipa yang melingkari sebagian besar keliling pipa cenderung lebih berisiko daripada klem terbuka, yang meminimalkan permukaan kontak antara pipa dan klem. Teknisi servis dapat membantu mengurangi kemungkinan kerusakan atau kegagalan korosi celah dengan membuka perlengkapan secara teratur dan memeriksa permukaan pipa untuk mengetahui adanya korosi.
Korosi lubang dan celah dapat dicegah dengan memilih paduan logam yang tepat untuk aplikasi tertentu. Penentu spesifikasi harus berhati-hati dalam memilih material perpipaan yang optimal untuk meminimalkan risiko korosi, tergantung pada lingkungan operasi, kondisi proses, dan variabel lainnya.
Untuk membantu para penentu spesifikasi mengoptimalkan pilihan material mereka, mereka dapat membandingkan nilai PREN logam untuk menentukan ketahanannya terhadap korosi lokal. PREN dapat dihitung dari kimia paduan, termasuk kandungan kromium (Cr), molibdenum (Mo), dan nitrogen (N), sebagai berikut:
PREN meningkat seiring dengan kandungan unsur-unsur tahan korosi kromium, molibdenum, dan nitrogen dalam paduan. Rasio PREN didasarkan pada suhu kritis korosi (CPT) – suhu terendah saat korosi terjadi – untuk berbagai baja tahan karat, tergantung pada komposisi kimianya. Pada dasarnya, PREN sebanding dengan CPT. Oleh karena itu, nilai PREN yang lebih tinggi menunjukkan ketahanan korosi yang lebih tinggi. Peningkatan kecil pada PREN setara dengan peningkatan kecil pada CPT dibandingkan dengan paduan, sementara peningkatan besar pada PREN menunjukkan peningkatan kinerja yang signifikan dibandingkan dengan CPT yang jauh lebih tinggi.
Tabel 1 membandingkan nilai PREN untuk berbagai paduan yang umum digunakan dalam industri minyak dan gas lepas pantai. Tabel ini menunjukkan bagaimana spesifikasi dapat meningkatkan ketahanan korosi secara signifikan dengan memilih paduan pipa yang berkualitas lebih tinggi. PREN sedikit meningkat dari 316 SS menjadi 317 SS. Super Austenitic 6 Mo SS atau Super Duplex 2507 SS ideal untuk peningkatan kinerja yang signifikan.
Konsentrasi nikel (Ni) yang lebih tinggi dalam baja tahan karat juga meningkatkan ketahanan terhadap korosi. Akan tetapi, kandungan nikel dalam baja tahan karat bukan bagian dari persamaan PREN. Bagaimanapun, sering kali lebih menguntungkan untuk memilih baja tahan karat dengan kandungan nikel yang lebih tinggi, karena elemen ini membantu untuk me-repasi permukaan yang menunjukkan tanda-tanda korosi lokal. Nikel menstabilkan austenit dan mencegah pembentukan martensit saat membengkokkan atau menggambar dingin pipa kaku 1/8. Martensit adalah fase kristal yang tidak diinginkan dalam logam yang mengurangi ketahanan baja tahan karat terhadap korosi lokal serta retak tegangan yang disebabkan oleh klorida. Kandungan nikel yang lebih tinggi setidaknya 12% dalam baja 316/316L juga diinginkan untuk aplikasi gas hidrogen bertekanan tinggi. Konsentrasi nikel minimum yang diperlukan untuk baja tahan karat ASTM 316/316L adalah 10%.
Korosi lokal dapat terjadi di mana saja pada pipa yang digunakan di lingkungan laut. Namun, korosi lubang lebih mungkin terjadi di area yang sudah terkontaminasi, sedangkan korosi celah lebih mungkin terjadi di area dengan celah sempit antara pipa dan peralatan instalasi. Dengan menggunakan PREN sebagai dasar, penentu spesifikasi dapat memilih mutu pipa terbaik untuk meminimalkan risiko segala jenis korosi lokal.
Namun, perlu diingat bahwa ada variabel lain yang dapat memengaruhi risiko korosi. Misalnya, suhu memengaruhi ketahanan baja antikarat terhadap korosi. Untuk iklim maritim yang panas, pipa baja super austenitik 6 molibdenum atau baja antikarat super dupleks 2507 harus dipertimbangkan secara serius karena bahan-bahan ini memiliki ketahanan yang sangat baik terhadap korosi lokal dan retak klorida. Untuk iklim yang lebih dingin, pipa 316/316L mungkin sudah cukup, terutama jika ada riwayat penggunaan yang berhasil.
Pemilik dan operator anjungan lepas pantai juga dapat mengambil langkah-langkah untuk meminimalkan risiko korosi setelah pipa dipasang. Mereka harus menjaga pipa tetap bersih dan menyiramnya secara teratur dengan air bersih untuk mengurangi risiko korosi. Mereka juga harus meminta teknisi pemeliharaan untuk membuka klem selama pemeriksaan rutin guna memeriksa adanya korosi celah.
Dengan mengikuti langkah-langkah di atas, pemilik dan operator platform dapat mengurangi risiko korosi pipa dan kebocoran terkait di lingkungan laut, meningkatkan keselamatan dan efisiensi, serta mengurangi kemungkinan kehilangan produk atau emisi buron.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Jurnal Teknologi Perminyakan, jurnal utama Masyarakat Insinyur Perminyakan, menyediakan laporan dan artikel resmi tentang kemajuan teknologi hulu, masalah industri minyak dan gas, serta berita tentang SPE dan anggotanya.