Ringkasan dokumen tersebut adalah: Tubing gas pada sumur 15 mengalami kegagalan dalam waktu kurang dari 3 tahun akibat korosi oleh CO2 dan H2S yang menghasilkan senyawa FeCO3 dan FeS. Analisis menunjukkan adanya pitting corrosion yang menyebabkan retakan dan keroposan pada tubing.

1. Analisa Kegagalan pada
Tubing Gas Sumur 15
PT. Pertamina EP Field
Subang
CREATED BY : ERI INDRA LESMANA (2613121030)
ANTO HARYANTO (2613111021)

2. 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: rochman_rochiem@mat-eng.its.ac.id

3. 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.

4. 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.

5. 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

6. 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.

7. Analisa dan Data Pembahasan
1. 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)

8. • 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)

9. Analisa dan Data Pembahasan
1. Mechanical Properties of Tubing Grade J55
2. Data Sumur Gas 15
3. Pengujian Komposisi Kimia
4. Pengujian Metalografi Pengujian
5. Pengujian Kekerasan
6. Pengujian SEM dan EDAX
7. Pengujian XRD (X-Rax Diffraction)

10. Tabel 3. Data sumur gas 15

11. Analisa dan Data Pembahasan
1. 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)

12. 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

13. Analisa dan Data Pembahasan
1. 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)

14. 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.

15. Analisa dan Data Pembahasan
1. 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)

16. Pengujian dengan alat uji kekerasan Vickers
indentasi sebesar 30kg
selama 10 – 15 detik
Tabel 5. Data nilai kekerasan tubing setelah kegagalan

17. Analisa dan Data Pembahasan
1. 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)

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

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

20. Analisa dan Data Pembahasan
1. 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)

21. 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.

22. 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.

23. 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.

24. 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.

25. 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.

26. Daftar Pustaka
Diktat 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

27. Sekian & Terimakasih
Ngantuk yaaaaa ???
Tilas
Eri Indra L

28. 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/