Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Sebagai instalasi yang sangat vital untuk mentransportasikan gas dari suatu lapangan untuk sampai kepada pengguna (End User) maka kehandalan sisstem pipa transmisi gas harus terus dijaga. Hal tersebut dilakukan dengan beberapa cara antara lain pelaksanaan inspeksi, program perawatan (maintenance) secara berkala atas sistem pipa transmisi gas tersebut. Metode inspeksi dirasakan masih memiliki beberapa kelemahan antara lain biaya tinggi, pelaksanaan inspeksi lebih ditekankan pada waktu inspeksi dan tidak mempertimbangkan risiko yang mungkin timbul serta dampaknya bila terjadi kegagalan operasinya. Dalam rangka meningkatkan efisiensi dalam hal keinspeksian, di industri migas telah dikenal suatu metode inspeksi yang didasari kepada pertimbangan risiko yang dikenal dengan istilah inspeksi berbasis risiko (Risk Based Inspection/RBI). American Petroleum Institute telah mengembangkan metodologi RBI tersebut yang pada awalnya masih dikhususkan pada instalasi dan peralatan yang berada pada suatu area tertentu dan memiliki tekanan (pressurize) RBI memfokuskan pelaksanaan inspeksi pada peralatan dan instalasi yang memiliki risiko kegagalan operasi sangat tinggi dengan dampak terhadap manusia sangat berbahaya. RBI dasar dikenal dengan perkalian antara Pof x CoF, dimana PoF itu adalah faktor penyebab kegagalan dan Cof itu adalah dampak yang ditimbulkan. Perkalian Pof dengan CoF menghasilan risiko yang ada pada instalasi dan peralatan. Mengingat parameter-parameter yang digunakan untuk menghitung PoF dan CoF pada peralatan dan instalasi bersifat tetap, maka menghitung risiko yang ada mudah dilaksanakan. Sebaliknya untuk sistem pipa transmisi gas dengan material baja API 5L X52 yang digelar melintasi berbagai area dimana memiliki sifat dan karakteristik yang berbeda sehingga menjadikan banyak factor ketidakpastian (uncertainity), maka RBI sulit untuk diaplikasikan. Penelitiaan ini bertujuan untuk mengembangkan dan mengaplikasikan model inspeksi berbasis risiko pada sistem pipa transmisi gas baja API 5L X52 di daratan dengan melakukan analisa permodelan terhadap faktor uncertainity sebagaimana disebutkan di atas. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa korosi eksternal menjadi faktor utama penyebab terjadinya kegagalan operasi dengan catatan gas yang mengalir adalah dry gas. Seluruh faktor kondisi tanah sekitar pipa digelar dan ditanam termasuk coating dan proteksi katodik menjadi faktor uncertainity. Untuk mengetahui tingkat risiko pada sistem pipa transmisi gas, maka dilakukan permodelan kuantifikasi dengan penghitungan melalui analisa distribusi weibull, dengan demikian risiko pada setiap segmen dapat diperhitungkan. Pada sistem pipa transmisi gas yang diproteksi dengan pelindung maka coating breakdown factordan penurunan proteksi katodik menjadi parameter yang penting dalam menghitung laju korosinya. Metode pengukuran laju korosi dilakukan dengan menggunakan polarisasi dengan parameter resistivitas tanah dan pH. Hasil pengukuran resistivitasdan pH sepanjang jalur pipa dengan sampel tanah yang diambil dianalisis di laboratorium dengan prinsip mengaplikasikan arus sinyal/AC dalam sel elektrokimia dengan menggunakan sirkuit tiga elektroda. Hasil penelitian menunjukkan bahwa laju korosi material baja API 5L X 52 meningkat dengan semakin kecilnya resistivitas tanah dan sebaliknya akan menurun dengan semakin tingginya resistivitas tanah. Laju korosi yang dihasilkan berdasarkan hasil analisis yaitu 0.7409 e –0.002(r) (pH) (CB) (CP). Besaran laju korosi untuk tiap segmen dapat diperhitungkan sehingga PoF dapat ditentukan. Permodelan kedua adalah penghitungan dampak yang diakibatkan bila pipa tersebut mengalami kegagalan operasi dan mengakibatkan kebocoran pipa maka dampak terhadap manusia menjadi hal yang harus diperhitungkan atau dikenal dengan istilah Number Of Death (NOD). Secara spesifik Jo dan Ann telah menemukan bahwa NOD dapat dihitung dan sangat tergantung pada densitas penduduk yang berada pada jarak tertentu dengan jalur pipa itu. CoF dalam hal ini diambil dari hasil perhitungan NOD dan diperhitungan untuk setiap segmen pipa. Pada tingkat fatality 90 % dengan densitas penduduk 0.00769 maka NOD adalah 1.Permodelan inspeksi sebagai bagian dari mitigasi risiko merupakan tahapan akhir dari proses penelitian ini sebagai respon dari analisis risiko yang dibuat agar pipa transmisi gas dapat dioperasikan dengan handal dan aman.. Skema inspeksi diperoleh melalui perhitungan laju korosi dengan mengetahui tingkat kritikaliti (kekritisan) per tahun atau per segmen. Penurunan risiko secara signifikan mampu mengurangi frekuensi inspeksi dimana meningkatkan efisiensi dan menghemat biaya. Penurunan risiko adalah implementasi metode ALARP yang implementasinya dilaksanakan melalui strategi IMR sebagai keluaran dari proses permodelan inspeksi berbasis risiko pada penelitian ini.

---

For installations that are vital for transporting gas from a field to get to the user (End User) the reliability system gas transmission pipeline must be maintained. This is done in several ways, among others, the implementation of the inspection, maintenance program (maintenance) periodically over the gas transmission pipeline system. Perceived inspection method still has some drawbacks include high cost, the implementation of the inspection more emphasis on inspection time and do not consider the possible risks and impacts in the event of failure of the operation. In order to improve efficiency in terms of inspection, in the oil and gas industry has known an inspection method that is based on the consideration of risk is known as risk-based inspection ( Risk Based Inspection / RBI ).

The American Petroleum Institute has developed the RBI methodology which initially was devoted to the installation and equipment located in a particular area and have the pressure ( pressurize ) RBI to focus inspections on equipment and installations that have a very high risk of failure with extremely harmful effects on humans. RBI base known as the multiplication between POF x CoF, which PoF it is a factor that is a failure and Cof impact. Multiplication POF with CoF produce risk of the installation and equipment. Given the parameters used to calculate the PoF and CoF on equipment and installations are fixed, then calculate the risks that exist easily implemented. In contrast to the gas transmission pipeline system with API 5L X52 steel materials are held across a range of areas which have different properties and characteristics that make a lot of uncertainty factors ( uncertainity ), the RBI is difficult to apply. The aim of this research to develop and apply models of risk -based inspection system of gas transmission pipeline API 5L X52 steel in the mainland by analyzing uncertainity modeling of the factors mentioned above.

The results of this study indicate that external corrosion becomes a major factor causing the failure of the operation to record the flowing gas is gas cleaning. All factors of soil around the pipe was held and planted including coatings and cathodic protection uncertainity factor. To determine the level of risk in the gas transmission pipeline system, it is done by calculating the quantification modeling through analysis of weibull distribution, thus the risks on each segment can be calculated. In the gas transmission pipeline systems protected with the protective coating breakdown factordan decrease in cathodic protection becomes an important parameter in calculating the corrosion rate. The method of corrosion rate measurements done using polarization with soil resistivity and pH parameters. Results ressitivity dan pH measurements along a pipeline with soil samples taken were analyzed in the laboratory by applying the principle of signal flow / air in an electrochemical cell using a three- electrode circuit.

The results showed that the corrosion rate of the steel material API 5L X- 52 increased with the size of the soil resistivity and vice versa to decrease with increasing soil resistivity. The resulting corrosion rate based on the results of the analysis are 0.7409 e -0002 ( r ) ( pH ) ( CB ) ( CP ). The amount of corrosion rate can be calculated for each segment so that PoF can be determined. The second is the calculation modeling the impact caused when the pipe failure resulting in leakage of pipeline operations and the impact of humans into things that must be considered or known as Number Of Death ( NOD ). Specifically Jo and Ann have found that NOD can be calculated and is highly dependent on the density of the population who are at a certain distance with the pipeline. CoF in this case are taken from the calculation of NOD and reckoned for each pipe segment. At the fatality rate of 90 % with a population density of 0.00769 then NOD is 1.

Modeling inspection as part of risk mitigation is the final stages of the research process in response to the risk analysis made to the gas transmission pipeline can be operated reliably and safely. Inspection scheme is obtained by calculating the corrosion rate by knowing the level kritikaliti ( criticality ) per year or per segment. Decreased risk significantly reduced the frequency of inspections which improve efficiency and save costs. The reduction in risk is ALARP method implementation are implementation strategies implemented through IMR as the output of a risk -based inspection process modeling in this study."

"Kebanyakan area proses produks minyak dan gas yang sedang beroperasi bekerja kearah pencapaian tujuan bagaimana pengoperasian plant secara aman dan ekonomis dalam atau sepanjang umur pakai desain. Sistem pemipaan adalah salah satu peralatan kritikal yang bertekanan pada area proses produksi minyak dan gas yang memerlukan minimal pinalty resiko kegagalan melalui perencanaan inspeksi dan strategy pemeliharaan pada pengelolaan sisa umur pakai guna memperbaiki kehandalan dan keberadaannnya dalam mencapai tujuan tersebut. Berbagai kondisl operasi berlebihan pada piping sistem tersebut cenderung mengakibatkan model-model deteriorasi dan kegagalan khususnya korosi erosi pada materialnya. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis hasil pemantauan ketebalan dinding pipa terhadap kemungkinan laju korosi erosi di lapangan Yang diukur dengan alat uji ultrasonik secara periodik di lokosi dan posisi yang sama, dan pengaruhnya terhadap iaju korosi/erosi hasil percobaan di laboratorium dimana variabel tegangan geser yang paling signifikan. Dan hasil penalilian dan percoaan ini, menunjukkan kecenderungan peningkatan laju korosi terhadap fungsi waktu yang dimodelkan dengan fungsi Y= 0.0213 X? . Hal ini dilnuklikan dengan fungsi dari laju korosi (Y) yang sangat berhubungan dengan tegangan geser dinding pipa (variabel x) dimina nilai koefisien determinasi dari persamaan tersebut adalah R = .0.9964. Artinya, akan terjadi peningkatan laju korosi (Y) sebesar 99.64% berasal dari variabel x tersebut yang dipengaruni oleh faktor laju aliran fluida gas yang mengandung H2S, Co2,O2, H2O (kondensat), ion.-F++, dan HCO3, faktor desain seperti belokan, dan pada fluida minyak mentah (crude oil) dipengaruhi oleh kerapatan fluida, kandungan pasir, mikroba, dan Iain-lain. Sedangkan sisanya 0.36% adalah faktor lain separli produk korosi dan faktor degradasi Iainnya. Fungsi laju korosi erosi yang dipengaruhi oleh variabel tegangan geser tersebut membentuk persamaan laju korosi erosi C,= 0,02?l31,}"?", dan dimodelkan dengan AC; = a.r,," ,dimana nilai a adalah merupakan slope pencepatan laju korosi erosi, dan nilai b adalah sebuah faktor konstanta dari hasil percobaan yang dipengaruhi oleh faktor cacat material, cacat laminasi, terbawa arah pergerakan tanah longsor, rusak oleh pihak ke tiga. dan lain-lain. Pengaruhnya terhadap tingkat kekritisan pada ketebalan aktual minimum yang kritis sehubungan dengan sisa umur masa pakai kritis (RL,-,;) selama 4 tahun maka dampak tingkat kegagalan (COFQM) adalah 0,5. Manfaat dari model ini adalah untuk menentukan tingkat kekritisan sistem pemipaan berdasarkan batas dampak resiko yang diijinkan dari nilai umur desain 20 tahun, yang dipengaruhi oleh pengurangan ketebalan dinding pipa yang kritis akibat kemungkinan terjadinya Iaju korosi erosi yang terus menerus pada sistem pemipaan produksi minyak dan gas. Dengan diketahuinya tingkat kekritisan dari sistem pemipaan tersebut maka perencanaan inspeksi dan strategi pemeliharaan akan sangat berperan. Sebagai prediksi semi empiris pada tingkat kekritisan dan proses penentuan tingkat keparahan karena laju korosi erosi pada sistem pemipaan. Dan untuk mengkaji laju korosi yang diakibatkan oleh faktor mekanis yang secara spesifik disebut sebagai erosi atau tergerus pada dinding ketebalan sistem pemipaan, sebagai solusi pemilihan material yang ekonomis di lapangan produksi minyak dan gas."

"Penelitian yang dilakukan bertujuan untuk mengkaji besaran laju korosi baja karbon yang digunakan sebagai pipa penyalur bagian hulu mapun hilir pada produksi gas alam yang mengandung CO2. Beberapa parameter yang mewakili kondisi aktual di dalam praktek seperti tekanan parsial CO2 beserta komposisi larutan, khususnya kadar NaCl ditunjukkan pengaruhnya. Pengujian dilakukan dengan metoda polarisasi dan simulasi dengan menggunakan perangkat lunak PREDICTTM. Hasil penelitian menggambarkan laju korosi baja karbon yang biasa digunakan sebagai pipa penyalur gas alam yaitu jenis API 5L X-52 sebagai pengaruh dari gas CO2 yang terlarut. Berdasarkan hasil pengujian, diperoleh besaran laju korosi baja di dalam lingkungan yang mengandung CO2 tersebut berkisar antara 15-28 mils per tahun (mpy). Laju korosi baja yang diperoleh ini merupakan nilai yang relatif tinggi sehingga dapat menimbulkan kerusakan yang signifikan terhadap pipa penyalur gas pada bagian hulu maupun hilir. Hasil penelitian merupakan langkah awal terhadap upaya pencegahan terjadinya kebocoran pada pipa penyalur akibat korosi oleh gas CO2 agar umur pakai yang telah dirancang dapat dicapai.

---

The purpose of this research is to investigate the corrosion rate of carbon steel as flowline and pipeline in natural gas production with CO2 content. The influence of variety of conditions that represent the actual conditions in practice such as CO2 partial pressure and solution composition, particularly NaCl percentage were performed. Research conducted by polarization test and simulation methods using PREDICT TMsoftware. The result of this research is used to illustrate the level of corrosion rate of typical carbon steel i.e. API 5L X-52 occurred in natural gas pipelines due to the effect of dissolved CO2 . From the experiments obtained that corrosion rate of steel in environments containing CO2 ranged between 15-28 mpy. This high corrosion rate observed could severely damage natural gas transmission flowline and pipeline. The result of this research is the first step, as an input for prevention efforts, to prevent leakage of flowline and pipeline due to corrosion of CO2 which appropriate with the lifetime that has been designed."

"Pembelajaran dalam skripsi ini didasari dengan pencarian nilai resiko system perpipaan dengan mengukur parameter yang bertanggungjawab dalam menambah dan mengurangi reaksi korosi. Analisa didasari dengan 5 parameter utama: kemungkinan korosi tanpa pengurangan, keefektifan peringanan korosi, penerima, biaya dan bahaya produk;. Metode Risk-Based Inspection (RBI) yang terkandung dalam skripsi ini menciptakan sistem pengukuran resiko yang menunjukkan bahwa pengendapan pasir dan kontak dengan tanah merupakan parameter yang paling bertanggungjawab dalam berkontribusi meningkatkan nilai resiko pada pipa; sistem juga menunjukkan tanggal inspeksi selanjutnya harus 2 hingga 3,5 tahun dari tanggal terakhir inspeksi.

---

The study in this thesis is based on the pursuit of pipeline risk by measuring parameters responsible in both contributing and mitigating corrosion reaction. The analysis is based on 5 main parameters: unmitigated corrosion probability, corrosion mitigation effectiveness, receptors, cost, and product hazard. The Risk-Based Inspection (RBI) method contained in this thesis creates a risk measurement system that shows that sand sedimentation and soil contact act as the parameter most responsible in creating a higher risk for the pipes; it also shows that pipe’s next inspection date should be 2 to 3.5 years after its last inspection."

"Material pipa baja karbon API 5Lgrade B merupakan pipa baja yang banyak digunakan dalam industry minyak dan gas bumi. Jenis pipa tersebut sering terjadi kerusakan yang disebabkan oleh korosi internal. Penelitian ini dilakukan pada unit FGR karena terjadinya internal korosi yang tinggi. Penelitian ini dilakukan dengan metoda Risk Based Inspection untuk mengetahui tingkat risiko pada unit tersebut. Peneliti menganalisis perilaku korosi sampel pipa terkorosi API 5L grade B berupa struktur mikro, perubahan sifat mekanik dan perubahan komposisi kimia yang dibandingkan dengan pipa yang baru dan belum terkorosi. Dari hasil penelitian tersebut didapatkan bahwa pipa penyalur pada unit FGR tersebut penilaian tingkat risiko yang didapatkan adalah medium risk dengan analisis komposisi kimia produk korosi yang dominan adalah FeCO3 Siderit yang diakibatkan dari proses oksidasi besi akibat adanya H2O dan CO2.

---

Carbon steel pipe material API 5L grade B is commonly used for distribution of oil and gas industry. It often occurs damage that is caused by internal corrossion. This research is done in flare gas recovery unit where high internal corrosion happened. It has been performed by risk based inspection method to know risk level of this part. The researcher analyze fluid composition and corroded sample API 5L grade B by developing of microstructure, mechanical denaturing and change of chemical composition comparing with new pipe sample.

The result is showing that the pipe API 5L grade B applied as distribution line is found existence of deterioration pipe material caused by internal corrosion and has risk at medium level medium risk. The chemical composition analysis at corroded sample API 5L grade B indicates dominant corrosion product is hematite FeCO3, that is caused by H2O and CO2. Mechanical properties of this sample is still meet the standard of API 5L grade B."

"ABSTRAKFasilitas minyak dan gas bumi yang telah mengalami penuaan atau aging beresiko mengalami kerusakan atau dalam bahasa ilmu material sebagai kegagalan. Kegagalan ini dapat menyebabkan kerugian yang besar. Salah satu penyebab terbesar dari kegagalan pada anjungan minyak dan gas terutama pada sistem perpipaan adalah korosi. Manajemen korosi diperlukan supaya menjaga sistem perpipaan dari kegagalan, salah satu bentuknya adalah perlakuan inspeksi. Penggunaan inspeksi dengan metode dengan berbasis resiko RBI disebutkan lebih efisien dan tepat dibandingkan metode inspeksi yang sebelumnya. Dalam melaksanakan RBI memerlukan beberapa data, terutama RBI pada sistem perpipaan seperti data kondisi lingkungan, data kondisi operasi perpipaan, kecepatan aliran pipa, data inspeksi pemeliharaan, ditambah dengan data primer yang terkini. Hasil penelitian menunjukkan dengan menggunakan RBI peneliti dapat mengetahui tingkatan resiko pada pipa menunjukkan pada medium-high, efek dari kegagalan pipa BA yaitu tumpahan fluida dengan luas daerah sebesar 9714 ft2, pipa BA lebih berpeluang terjadi kegagalan dikarenakan korosi. Resiko pipa BA bisa diturunkan dengan menurunkan tingkat korosifitas fluida yang mengalir di dalam pipa dan menambahkan jenis mitigasi.

---

ABSTRACTOil and gas facilities that have aging having risk of damage or in materials science called a failure. This failure can cause a great loss. One of the biggest causes of failures on oil and gas platforms, especially in piping systems are corrosion. Corrosion management is required in order to keep the pipeline of the failure, one of the work to do is the inspection. Using risk based inspection RBI is the more efficient and precise than previous inspection methods. In implementing the RBI requires some data, particularly RBI in pipeline systems such as environmental conditions data, the data pipeline operating conditions, maintenance inspection data, coupled with recent primary data. The results says that with RBI writer can understand the risk of pipe ba was medium high, the effect of failure on ba pipe is flood of its fluids with area of 9714 ft2, he risk of ba pipe could be decreased if the corrosivity of the fluid is lowered, and adding some other corrosion mitigation."

"Sebagian besar bangunan prasarana sipil menggunakan tulangan beton untuk memperkuat konsruksi betonnya. Tulangan betontersebut sangat rentan terhadap pengaruh unsur kimia yang dapat menyebabkan korosi. Korosi terjadi akibat adanya unsur kimia di lingkungan asam. Unsur-unsur kimia yang mempunyai sifat korosif diantaranya sulfat, khlorida dan nitrat. Banyak lahan di wilayah Indonesia berupa rawa. Air rawa umumnya mempunyai kadar asam tinggi, dan mengandung unsur sulfat, khlorida dan nitrat yang melebihi kondisi normal air tanah.Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui pengaruh unsur-unsur kimia korosif di dalam air rawa terhadap laju korosi tulangan beton. Ada dua perlakuan yang dilakukan yaitu : (1) merendam tulangan beton dari dua jenis mutu (ST 37 dan ST 60) selama 60 hari ke dalam air rawa tercemar, (2) ST 37 digerakkan naik turun secara periodik dalam rendaman air rawa tercemar. Air rawa dibuat dalam tiga variasi yaitu dengan memperbesar konsentrasi unsur korosif 1x, 5x, dan 10 x. Pengukuran laju korosi menggunakan metoda immersi.Hasil uji immersi menunjukkan bahwa unsur khlorida memberikan pengaruh yang paling besar dalam proses korosi ST 37 maupun ST 60 dan dengan diikuti dengan unsur sulfat dan nitrat. Besarnya laju korosi ST 37 adalah 24.29 mpy sedangkan ST 60 adalah 22.76 mpy. Untuk tulangan beton ST 37 yang digerakkan naik turun, besarnya laju korosi adalah 37,59 mpy, di mana unsur khlorida paling besar pengaruhnya dalam proses korosi, dan diikuti dengan sulfat kemudian nitrat.

---

Most of infrastructures using steel concrete to reinforce the strength of concrete. Steel concrete is so vulnerable to chemical compounds that can cause corrosion. It can happen due to the presence of chemical compounds in acid environment in low pH level. These chemical compounds are SO4 2-, Cl-, NO3 -. There are many swamp area in Indonesia. The acid contents and the concentration of ion sulphate, chlorides, and nitrate are higher in the swamp water than in the ground water.The objective of this research was to find out the influence of corrosive chemicals in the swamp water to the steel concrete corrosion rate. There were two treatment used: (1) emerging ST 37 and ST 60 within 60 days in the "polluted" swamp water, (2) moving the ST 37 up and down periodically in the "polluted" swamp water. Three variation of "polluted" swamp water were made by increasing the concentration of corrosive chemical up to 1X, 5X and 10X respectively. The corrosion rate was measured by using an Immersion Method.The result of Immersion test showed that chloride had the greatest influence to corrosion rate of ST 37 and ST 60 and followed by sulphate and Nitrate. Corrosion rate value for ST 37 is 24.29 mpy and for ST 60 is 22.76 mpy. By moving the sample up and down, the corrosion rate of ST 37 increase up to 37.59 mpy, and chloride still having the greatest influence, followed by sulphate and nitrate."

"Material pipa baja karbon API 5L grade B dalam industri minyak dan gas banyak digunakan pada pipa penyalur dengan tekanan operasi dan suhu yang cukup tinggi, terutama pada jalur distribusi gas dan uap dimana saat operasionalnya sering terjadi kerusakan yang diakibatkan korosi. Penelitian ini dilakukan dengan analisis indeks korosi menggunakan metoda manajemen resiko terhadap pipa jalur distribusi gas pada area produksi gas berdasarkan nilai index sum dan menganalisis perilaku korosi sampel pipa API 5L Grade B berupa struktur mikro, perubahan sifat mekanik, dan perubahan komposisi kimia pada pipa yang terkorosi. Hasil memperlihatkan bahwa pipa API 5L grade yang digunakan sebagai jalur distribusi gas pada area produksi gas ditemukan adanya cacat atau kemunduran bahan pipa dan memiliki resiko pada skala medium (medium risk). Analisis komposisi kimia pada sample pipa API 5L grade B menunjukkan bahwa didalam bahan terdapat kandungan oksigen yang tinggi (range 20 ? 30 %) sebagai pembentuk besi oksida jika bereaksi dengan logam besi (Fe).

---

Carbon steel pipe material API 5L grade B commonly used for distribution of gas and vapour high pressure and temperature pipeline in oil and gas industry, it is often happened of damage caused by corrosion process. This research has been performed by analyzed of corrosion index using risk management method at gas pipeline distribution in gas production area based on index sum value and results study for corrosion process of pipe API 5L grade B sample has been developed of microstructure, mechanic denaturing, and change of chemical composition at pipe corrosion.

Result is showing that pipe API 5L grade applied as distribution line of gas at production gas area is found existence of deformity or deterioration of pipe material and has risk at medium scale (medium risk). Chemical composition analysis at pipe sample API 5L grade B indicates that in material there is high oxygen content (range 20 - 30 %) as iron oxide former if reacts with iron metal (Fe)."