Analisa Kegagalan pada Tubing Gas Sumur 15 PT. Pertamina EP Field Subang

Analisa Kegagalan pada Tubing Gas Sumur 15 PT. Pertamina EP Field Subang

CREATED BY : ERI INDRA LESMANA (2613121030)ANTO HARYANTO (2613111021)

Jurnal Penelitian Riki Akbar dan Ir. Rochman Rochiem, M.Sc Jurusan Teknik Material dan Metalurgi, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)

Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 E-mail: [email protected]

Pendahuluan PERTAMINA EP merupakan Badan Usaha Milik Negara (BUMN) yang khusus bergerak dalam bidang eksplorasi dan produksi. Dalam bidang usahanya PT Pertamina EP selalu berurusan dengan proses produksi gas dan minyak bumi dimana masalah-masalah korosi pada peralatan kerja sampai kebocoran pipa sering dialami selama proses pengerjaan.

Introduksi Kegagalan (failure) adalah suatu kondisi di mana peralatan tidak berfungsi sebagaimana yang dimaksud, apakah karena total breakdown atau efisiensinya menurun drastis. Dapat juga dikatakan bahwa failure adalah penyimpangan negatif dari unjuk kerja secara normal.

Analisis kegagalan pada suatu komponen sangatlah penting dalam aspek teknik.

Diketahuinya penyebab kegagalan akan memberikan informasi dalam memperbaiki disain, prosedur pengoperasian dan penggunaan komponen.

Menurut sumber-sumber penelitian yang ada di dunia industri (Brooks, 2002) faktor penyebab kegagalan sering terjadi di dunia industri dikarenakan:

1. Faktor kesalahan karena pemilihan material. 2. Faktor kesalahan dalam proses perancangan komponen mesin.

3. Kondisi kerja yang ekstrim.

Tinjauan Pustaka

Pengenalan “Tubing” Sebuah tubing, atau tabung, adalah silinder berongga yang digunakan untuk menyalurkan fluida (cairan atau gas) dari dalam tanah ke permukaan.

tubing adalah salah satu bagian dari kesatuan komponen yang mendukungnya. Macam bagian – bagian dari kesatuan tersebut diantaranya adalah, casing annulus yang berfungsi sebagai pelindung tubing dan penahan fluida yang keluar apabila tubing mengalami kebocoran, gas lift valve yang berfungsi mengatur intensitas fluida yang keluar dari reservoir.

Tubing gas pada sumur 15 berfungsi sebagai pipa penyalur gas dari reservoir menuju sistem perpipaan berikutnya. Material tubing adalah jenis low alloy steel grade J55. Tubing beroperasi pada tahun 2008 dengan tekanan 1460.0 psi, temperatur 87.22oC dan kandungan CO2 sebesar 22.42%. Komponen Tubing memiliki umur desain 15 tahun. Namun pada kenyataan di lapangan, kurang dari 3 tahun tubing sudah mengalami kegagalan berupa kebocoran dan keropos.

Analisa dan Data Pembahasan1. Mechanical Properties of Tubing Grade J55

2. Data Sumur Gas 15

3. Pengujian Komposisi Kimia

4. Pengujian Metalografi

5. Pengujian Kekerasan

6. Pengujian SEM dan EDAX

7. Pengujian XRD (X-Rax Diffraction)

• Material yang digunakan dalam penelitian ini adalah komponen tubing sumur gas 15 grade J55 PT. Pertamina EP Filed Subang. Berdasar API Spec 5CT komposisi kimianya adalah sebagai berikut :

Tabel 2 Requirement mechanical properties dari tubing sumur gas 15

grade J55 (API Spec 5CT)

Tabel 1. Komposisi tubing sumur gas 15 grade J55 (API Spec.5CT)




4. Pengujian Metalografi Pengujian5. Pengujian Kekerasan



Tabel 3. Data sumur gas 15








Pada pengujian komposisi ini menggunakan Optical Emission Spectrometry (OES). Tujuan dari pengujian ini adalah untuk mengetahui komposisi kimia dari tubing setelah mengalami kegagalan. Dan nantinya hasil tersebut akan dibandingkan dengan komposisi kimia pada tubing dari standar API Spec. 5CT. Dan berikut hasil dari uji komposisi tubing setelah kegagalan dan dibandingkan dengan komposisi kimia berdasar standar API Spec. 5CT,

Tabel 4 Perbandingan komposisi kimia sebelum dan sesudah kegagalan








Pengujian metalografi dilakukan dengan mikroskop optik Olympus dengan perbesaran 500x (a) sampai 1000x (b). Pengujian ini bertujuan untuk mengetahui fasa apa saja yang terbentuk pada material tubing.








Pengujian dengan alat uji kekerasan Vickersindentasi sebesar 30kg selama 10 – 15 detik

Tabel 5. Data nilai kekerasan tubing setelah kegagalan








Pengujian SEM (Scanning Electron Microscope) SEM bertujuan untuk mengetahui morfologi mikro dari spesimen material tubing

Pengujian EDAX (Energy Dispersive Analysis X-Ray) EDAX berfungsi untuk mengetahui unsur yang terkandung di dalamnya.








Pada pengujian XRD (X-Ray Diffraction)Pengujian ini bertujuan untuk mengetahui senyawa – senyawa yang terdapat pada spesimen tubing setelah terjadi kegagalan.

FeS pada 2θ = 14.2290, FeS pada 2θ = 24.9671, 25.9121,

26,6634, 26.9020 dan 28.8220, FeCO3 pada 2θ = 31.6051 dan

42.9054, Fe-Cr-Ni pada 2θ = 44.6888.

Kesimpulan Dari hasil pengujian, analisa, dan pembahasan pada kegagalan yang terjadi pada tubing grade J55, maka diperoleh kesimpulan sebagai berikut, 1. Faktor – faktor yang menyebabkan kegagalan pada tubing gas

sumur 15 diantaranya adalah, ◦ Adanya CO2 Corrosion yang menyerang pada tubing. Hal ini

didukung dengan adanya produk korosi berupa FeCO3. ◦ Adanya korosi H2S pada tubing sehingga terbentuk produk

korosi FeS. Diduga adanya gas H2S ini disebabkan oleh metabolisme dari SRB (Sulphate Reducing Bacteria) yang terdapat pada bagian sebelumnya.

2. Mekanisme kegagalan yang terjadi pada tubing sumur 15 adalah diawali dengan munculnya pitting corrosion yang disebabkan oleh serangan CO2 Corrosion yang membentuk senyawa korosi FeCO3 dan adanya SRB (Sulphate Reducing Bacteria) yang mereduksi sulfat di lingkungan sumur membentuk senyawa korosi FeS dan kemudian terlokalisasi pada suatu bagian di inner tubing.

Beberapa pitting corrosion yang terbentuk pada tubing mendapat tekanan parsial cukup besar yang berasal dari sumur kemudian menimbulkan crack lalu dari crack menjalar pada bagian lain pada inner tubing yang tidak megalami kegagalan, sehingga pada penampakan kegagalan yang terjadi, terlihat keropos yang cukup besar.

Faktor penyebab dari Pitting Corrosion ini berasal dari faktor internal yang meliputi, inklusi pada logam paduan ( cacat pendinginan, masuknya partikel padat ), presipitasi karbida pada logam paduan, faktor fisik memiliki dan metalurgis ( Heterogenisasi Komposisi, Bentuk ), dan ketebalan Coating. Dan faktor eksternal yang mencakup, goresan yang menimbulkan defect pada coating, lingkungan fluida yang asam, cacat casting, dan temperature.

Rekomendasi Berdasarkan kesimpulan yang didapatkan dari penyebab kegagalan yang terjadi pada tubing gas sumur 15, maka dapat dibuat suatu rekomendasi untuk pencegahan agar kegagalan yang sama tidak terjadi kembali. Rekomendasi yang dapat ditawarkan adalah sebagai berikut,

◦ Penggunaan inhibitor korosi berdasarkan standar NACE 03340.

◦ Mengecek kualitas awal dari tubing baik dari segi mechanical properties-nya maupun komposisi kimianya sebelum instalasi pada sumur.

Daftar PustakaDiktat Kuliah “Pengantar Analisis Kegagalan Logam” Ir. Kusharjanto

Nishida, Shin-ichi.1992. Failure Analysis in Engineering Application. Jordan Hill. Oxford. Butterworth Heinemann Ltd.

Pratapa, S. 2004. Prinsip-prinsip dan Implementasi Metode Rietveld untuk Analisis Data Difraksi Surabaya.

R. Brooks, Charlie and Choudhury, Ashok. 2002. Failure Analysis of Engineering Materials. New York : McGraw-Hill.

S.D. Zhu, J.F Wei, Z.Q. Bai, G.S. Zhou, J. Miao, R. Cai. November 2010. “Failure Analysis of P110 Tubing String in UltraDeep Oil Well”. 950-962.

S.D. Zhu, J.F. Wei, R. Cai, Z.Q. Bai, G.S. Zhou. July 2011.“Corrosion

Failure Analysis of High Strenght Grade Super 13Cr-110 Tubing String”. 2222-2231.

Sulistijono, 2009. Pengenalan Korosi. Surabaya.

Sulistijono, 2009. Bentuk Korosi. Surabaya.

Website : ITS-paper-24722-akbar-2708100013-paperpdf

Sekian & Terimakasih

Ngantuk yaaaaa ???

Tilas Eri Indra L

http://www.nace.org/cstm/Store/Product.aspx?id=57dd2175-a5ed-43ba-9a9f-e8677977a184

https://www.onepetro.org/conference-paper/NACE-03340

https://en.wikipedia.org/wiki/Sulfate-reducing_bacteria

https://crystalfield.wordpress.com/2009/11/30/sulphate-reduction-bacteria-bakteri-penyebab-korosi/








