Meskipun pipa baja tahan karat memiliki ketahanan korosi yang inheren, pipa baja tahan karat yang dipasang di lingkungan laut rentan terhadap berbagai jenis korosi selama masa pakainya. Korosi ini dapat menyebabkan emisi yang tidak terkontrol, kehilangan produk, dan potensi risiko. Pemilik dan operator platform lepas pantai dapat mengurangi risiko korosi dengan menentukan material pipa yang lebih kuat sejak awal untuk ketahanan korosi yang lebih baik. Setelah itu, mereka harus tetap waspada saat memeriksa saluran injeksi kimia, saluran hidrolik dan impuls, serta instrumentasi proses untuk memastikan bahwa korosi tidak mengancam integritas perpipaan yang terpasang atau membahayakan keselamatan.
Korosi lokal dapat ditemukan di banyak anjungan, kapal, dan pipa lepas pantai. Korosi ini dapat berupa korosi lubang atau korosi celah, yang keduanya dapat mengikis dinding pipa dan menyebabkan cairan keluar.
Risiko korosi meningkat seiring dengan peningkatan suhu operasi aplikasi. Panas dapat mempercepat degradasi lapisan oksida pasif pelindung luar tabung, sehingga memicu terjadinya korosi lubang.
Sayangnya, korosi lubang dan korosi celah yang terlokalisasi sulit dideteksi, sehingga sulit untuk mengidentifikasi, memprediksi, dan merancang jenis korosi ini. Mengingat risiko ini, pemilik platform, operator, dan pihak yang ditunjuk harus berhati-hati dalam memilih material pipa terbaik untuk aplikasi mereka. Pemilihan material adalah garis pertahanan pertama mereka terhadap korosi, jadi mendapatkan hasil yang tepat sangat penting. Untungnya, mereka dapat menggunakan ukuran ketahanan korosi lokal yang sangat sederhana namun sangat efektif, yaitu Angka Ekuivalen Ketahanan Lubang (PREN). Semakin tinggi nilai PREN suatu logam, semakin tinggi ketahanannya terhadap korosi lokal.
Artikel ini akan membahas cara mengidentifikasi korosi lubang dan korosi celah serta cara mengoptimalkan pemilihan material pipa untuk aplikasi minyak dan gas lepas pantai berdasarkan nilai PREN material tersebut.
Korosi lokal terjadi di area kecil dibandingkan dengan korosi umum, yang lebih seragam di seluruh permukaan logam. Korosi lubang dan korosi celah mulai terbentuk pada pipa baja tahan karat 316 ketika lapisan oksida pasif kaya kromium di bagian luar logam 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 pasivasi ini.
Korosi lubang terjadi ketika lapisan pasivasi pada bagian pipa rusak, membentuk rongga kecil atau lubang pada permukaan pipa. Lubang-lubang tersebut cenderung membesar seiring berlangsungnya reaksi elektrokimia, yang mengakibatkan besi dalam logam larut dalam larutan di dasar lubang. Besi yang terlarut kemudian akan berdifusi ke bagian atas lubang dan teroksidasi membentuk oksida besi atau karat. Seiring lubang semakin dalam, reaksi elektrokimia semakin cepat, korosi meningkat, yang dapat menyebabkan perforasi dinding pipa dan menyebabkan kebocoran.
Pipa lebih rentan terhadap korosi jika permukaan luarnya terkontaminasi (Gambar 1). Misalnya, kontaminan dari operasi pengelasan dan penggerindaan dapat merusak lapisan oksida pasivasi pipa, sehingga membentuk dan mempercepat korosi. Hal yang sama berlaku untuk sekadar menangani polusi dari pipa. Selain itu, saat tetesan garam menguap, kristal garam basah yang terbentuk pada pipa melindungi lapisan oksida dan dapat menyebabkan korosi. Untuk mencegah jenis kontaminasi ini, jaga kebersihan pipa Anda 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 korosi lubang.
Korosi celah. Dalam kebanyakan kasus, korosi lubang 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 diikat dengan klem atau pipa yang tersusun rapat satu sama lain. Ketika air garam meresap ke dalam celah, seiring waktu, larutan ferri klorida (FeCl3) yang diasamkan dan bersifat agresif secara kimiawi terbentuk di area ini, yang menyebabkan korosi celah yang dipercepat (Gambar 2). Karena korosi celah pada dasarnya meningkatkan risiko korosi, korosi celah dapat terjadi pada suhu yang jauh lebih rendah daripada korosi lubang.
Gambar 2 – Korosi celah dapat berkembang antara pipa dan penyangga pipa (atas) dan ketika pipa dipasang dekat dengan permukaan lain (bawah) karena pembentukan larutan asam ferri klorida yang agresif secara kimiawi di celah tersebut.
Korosi celah biasanya menyerupai korosi lubang terlebih dahulu pada celah yang terbentuk antara bagian pipa dan kerah penyangga pipa. Namun, karena peningkatan konsentrasi Fe++ dalam fluida di dalam retakan, corong awal menjadi semakin besar hingga menutupi seluruh retakan. Pada akhirnya, korosi celah dapat menyebabkan perforasi pipa.
Retakan yang rapat merupakan risiko korosi terbesar. 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 akibat korosi celah dengan secara teratur membuka perlengkapan dan memeriksa permukaan pipa untuk melihat adanya korosi.
Korosi lubang dan korosi celah dapat dicegah dengan memilih paduan logam yang tepat untuk aplikasi tertentu. Pihak yang menentukan spesifikasi harus melakukan uji tuntas 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 komposisi kimia paduan, termasuk kandungan kromium (Cr), molibdenum (Mo), dan nitrogen (N), sebagai berikut:
PREN meningkat seiring dengan kandungan unsur tahan korosi kromium, molibdenum, dan nitrogen dalam paduan. Rasio PREN didasarkan pada suhu pitting kritis (CPT) – suhu terendah di mana pitting terjadi – untuk berbagai baja tahan karat tergantung pada komposisi kimianya. Pada dasarnya, PREN berbanding lurus dengan CPT. Oleh karena itu, nilai PREN yang lebih tinggi menunjukkan ketahanan pitting yang lebih tinggi. Peningkatan kecil pada PREN hanya setara dengan peningkatan kecil pada CPT dibandingkan dengan paduan, sedangkan peningkatan besar pada PREN menunjukkan peningkatan kinerja yang signifikan pada 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 sangat meningkatkan ketahanan korosi dengan memilih paduan pipa berkualitas lebih tinggi. PREN meningkat sedikit dari 316 SS ke 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 korosi. Namun, kandungan nikel dalam baja tahan karat bukanlah bagian dari persamaan PREN. Bagaimanapun, seringkali menguntungkan untuk memilih baja tahan karat dengan kandungan nikel yang lebih tinggi, karena unsur ini membantu repassivasi permukaan yang menunjukkan tanda-tanda korosi lokal. Nikel menstabilkan austenit dan mencegah pembentukan martensit saat pembengkokan atau penarikan dingin pipa kaku 1/8 inci. Martensit adalah fase kristal yang tidak diinginkan dalam logam yang mengurangi ketahanan baja tahan karat terhadap korosi lokal serta retak tegangan akibat klorida. Kandungan nikel yang lebih tinggi, setidaknya 12%, dalam baja 316/316L juga diinginkan untuk aplikasi gas hidrogen bertekanan tinggi. Konsentrasi nikel minimum yang dibutuhkan 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 jenis 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 tahan karat terhadap korosi lubang. Untuk iklim maritim yang panas, pipa baja molibdenum super austenitik 6 atau baja tahan karat super dupleks 2507 harus dipertimbangkan secara serius karena material 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 platform lepas pantai juga dapat mengambil langkah-langkah untuk meminimalkan risiko korosi setelah pemasangan pipa. Mereka harus menjaga kebersihan pipa dan secara teratur membilasnya dengan air tawar untuk mengurangi risiko korosi lubang. Mereka juga harus meminta teknisi perawatan untuk membuka klem selama inspeksi rutin untuk memeriksa 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 yang tidak terkontrol.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology, jurnal unggulan dari Society of Petroleum Engineers, menyediakan ringkasan dan artikel yang berwibawa tentang kemajuan dalam teknologi hulu, isu-isu industri minyak dan gas, serta berita tentang SPE dan anggotanya.