Strategi Pengendalian Korosi Pipa Gas: Panduan Lengkap Manajemen Integritas (PIMS)

Korosi adalah musuh senyap yang tak kenal lelah, menggerogoti aset infrastruktur paling vital di dunia. Bagi industri minyak dan gas, ancaman ini bukan hanya soal karat; ini adalah pertaruhan dengan risiko tinggi yang menyangkut keselamatan publik, kelestarian lingkungan, dan stabilitas ekonomi. Sebuah studi dari NACE International (sekarang AMPP) memperkirakan bahwa biaya global akibat korosi mencapai angka fantastis $2.5 triliun USD, atau setara dengan 3.4% PDB global. Namun, angka yang lebih penting adalah ini: penerapan praktik terbaik pengendalian korosi dapat menghemat hingga 35% dari biaya tersebut. Di sinilah letak tantangan sekaligus peluang bagi para insinyur dan manajer aset.

Banyak profesional di lapangan menghadapi informasi yang terfragmentasi—satu sumber membahas pelapisan, sumber lain tentang proteksi katodik, dan yang lainnya tentang inspeksi. Tidak ada panduan tunggal yang mengikat semuanya menjadi sebuah strategi kohesif. Akibatnya, pendekatan yang diambil seringkali reaktif, bukan proaktif, menunggu masalah muncul alih-alih mencegahnya sejak awal.

Artikel ini adalah solusinya. Ini bukan sekadar daftar metode pengendalian korosi. Ini adalah panduan komprehensif dari teori hingga praktik di lapangan, yang menyajikan kerangka kerja Pipeline Integrity Management System (PIMS) yang terintegrasi. Kami akan memandu Anda melalui siklus hidup lengkap manajemen integritas pipa, menunjukkan bagaimana para profesional merancang, melindungi, menginspeksi, dan mengelola aset pipa gas bernilai tinggi untuk mencapai keandalan maksimum dan kepatuhan penuh terhadap standar industri.

1. Mengapa Pengendalian Korosi Pipa Gas adalah Misi Kritis?
   1. Pilar-Pilar Risiko Kegagalan Pipa:
2. Kerangka Kerja Strategis: Pipeline Integrity Management System (PIMS)
3. PLAN & DO (Bagian 1): Pelapis Pelindung – Garis Pertahanan Utama
   1. Pentingnya Ketebalan Pelapis (DFT): Lebih dari Sekadar Angka
   2. Panduan Praktis: Inspeksi DFT Sesuai Standar SSPC-PA 2
   3. Diagnosis Visual: Katalog Umum Kerusakan Pelapis
4. PLAN & DO (Bagian 2): Proteksi Katodik – Jaring Pengaman Pipa
   1. Anoda Korban (SACP) vs. Arus Paksa (ICCP): Memilih Sistem yang Tepat
5. CHECK: Mengukur Kesehatan Pipa – Teknologi Inspeksi Modern
   1. Inspeksi Internal (ILI) dan Eksternal: Memilih Pendekatan yang Tepat
   2. Menganalisis Penipisan Dinding & Penilaian Fitness-For-Service (FFS)
6. ACT: Perbaikan, Analisis Data, dan Peningkatan Berkelanjutan
7. Kesimpulan: Integritas sebagai Sistem, Bukan Tindakan Tunggal
8. Referensi dan Standar Industri

Mengapa Pengendalian Korosi Pipa Gas adalah Misi Kritis?

Mengabaikan pengendalian korosi pada pipa gas sama seperti mengabaikan bom waktu. Konsekuensinya melampaui sekadar biaya perbaikan; ia merambat ke tiga area risiko fundamental yang tidak dapat ditoleransi oleh operator mana pun. Data dari Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) di Amerika Serikat secara konsisten menunjukkan korosi sebagai salah satu penyebab utama insiden pada pipa transmisi gas.

Pilar-Pilar Risiko Kegagalan Pipa:

• Keselamatan Publik dan Pekerja: Kegagalan pipa gas dapat menyebabkan kebocoran, kebakaran, atau bahkan ledakan dahsyat, mengancam nyawa di komunitas sekitar dan para pekerja di lapangan.
• Dampak Lingkungan: Lepasnya gas alam (terutama metana) ke atmosfer berkontribusi signifikan terhadap emisi gas rumah kaca. Kontaminasi tanah dan air juga merupakan risiko serius yang memerlukan remediasi mahal dan merusak ekosistem lokal.
• Kerugian Ekonomi dan Reputasi: Biaya langsung dari kegagalan pipa meliputi perbaikan darurat, kehilangan produk, dan denda regulasi. Namun, biaya tidak langsung seringkali lebih besar, mencakup penghentian operasi (downtime), litigasi, kenaikan premi asuransi, dan kerusakan reputasi perusahaan yang tak ternilai.

“Satu kegagalan pipa akibat korosi bukanlah satu insiden tunggal; itu adalah awal dari efek domino. Ini mengganggu pasokan energi, memicu kepanikan publik, dan dapat melumpuhkan kepercayaan investor dalam sekejap. Pengendalian korosi proaktif bukanlah biaya, melainkan investasi paling mendasar dalam kelangsungan bisnis,”

ujar seorang Insinyur Keselamatan Proses veteran.

Untuk memahami lebih dalam tentang kerangka kerja regulasi yang ada, PHMSA Integrity Management Overview memberikan konteks penting dari perspektif pemerintah.

Kerangka Kerja Strategis: Pipeline Integrity Management System (PIMS)

Pengendalian korosi yang efektif bukanlah serangkaian tindakan terpisah, melainkan sebuah sistem manajemen yang hidup dan berkelanjutan. Inilah inti dari Pipeline Integrity Management System (PIMS). PIMS adalah pendekatan holistik dan terstruktur untuk mengelola siklus hidup pipa secara aman dan andal. Alih-alih hanya bereaksi terhadap masalah, PIMS memungkinkan operator untuk secara proaktif mengidentifikasi ancaman, memprioritaskan risiko, dan mengalokasikan sumber daya secara efisien.

Standar industri yang menjadi “standar emas” untuk PIMS pada pipa gas adalah ASME B31.8S. Standar ini menyediakan kerangka kerja komprehensif yang dibangun di atas siklus Plan-Do-Check-Act (PDCA), sebuah model peningkatan berkelanjutan yang diadopsi secara luas.

• PLAN (Merencanakan): Mengidentifikasi ancaman (korosi, kerusakan mekanis), menilai risiko, dan mengembangkan rencana inspeksi dan mitigasi.
• DO (Melakukan): Melaksanakan rencana, termasuk pemasangan sistem proteksi (pelapis, proteksi katodik), melakukan inspeksi, dan perbaikan.
• CHECK (Memeriksa): Menganalisis data dari inspeksi, mengevaluasi kinerja sistem proteksi, dan menilai efektivitas program secara keseluruhan.
• ACT (Bertindak): Menggunakan hasil analisis untuk memperbaiki proses, memperbarui rencana, dan menerapkan peningkatan pada sistem manajemen.

PIMS terintegrasi dalam kerangka kerja yang lebih luas yang dikenal sebagai Pipeline Safety Management Systems (PSMS), seperti yang diuraikan dalam API RP 1173. Dengan mengadopsi PIMS, perusahaan beralih dari pola pikir “perbaiki saat rusak” menjadi budaya “cegah sebelum gagal”, yang merupakan kunci utama untuk keunggulan operasional jangka panjang. Untuk referensi mendalam, Anda dapat meninjau langsung ASME B31.8S Standard.

PLAN & DO (Bagian 1): Pelapis Pelindung – Garis Pertahanan Utama

Jika PIMS adalah strategi perangnya, maka pelapis pelindung (protective coatings) adalah garis pertahanan pertama dan terpenting. Pelapis berfungsi sebagai penghalang fisik yang mengisolasi baja pipa dari lingkungan korosif di sekitarnya, baik itu tanah, air, atau atmosfer. Namun, efektivitas penghalang ini sangat bergantung pada pemilihan, aplikasi, dan inspeksi yang tepat.

Seorang Coating Inspector bersertifikasi AMPP/NACE memainkan peran krusial dalam memastikan setiap tahap, mulai dari persiapan permukaan hingga aplikasi akhir, memenuhi spesifikasi proyek dan standar industri seperti ISO 12944, yang membantu mengklasifikasikan tingkat korosivitas lingkungan (dari C1-sangat rendah hingga C5-sangat tinggi) untuk memilih sistem pelapis yang paling sesuai.

Pentingnya Ketebalan Pelapis (DFT): Lebih dari Sekadar Angka

Salah satu parameter paling kritis dalam aplikasi pelapis adalah Dry Film Thickness (DFT) atau ketebalan film kering. Ini bukan sekadar angka dalam laporan; ini adalah penentu utama kinerja dan umur layanan pelapis.

• Terlalu Tipis: Pelapis yang tidak cukup tebal akan memiliki porositas yang lebih tinggi dan tidak mampu memberikan perlindungan penghalang yang memadai. Ini menciptakan titik lemah di mana korosi dapat dimulai lebih awal.
• Terlalu Tebal: Aplikasi yang berlebihan dapat menyebabkan pelapis menjadi rapuh, retak akibat tekanan internal, atau memiliki daya rekat (adhesi) yang buruk. Ini juga merupakan pemborosan material yang mahal.

Statistik industri menunjukkan bahwa lebih dari 75% kegagalan pelapis prematur dapat diatribusikan pada persiapan permukaan yang buruk atau aplikasi yang tidak tepat, di mana ketebalan film yang salah adalah faktor utama. Untuk memastikan kepatuhan, banyak spesifikasi mengadopsi “aturan 90/10”, yang berarti tidak lebih dari 10% pengukuran DFT boleh berada di bawah 90% dari ketebalan yang ditentukan, dan tidak ada satu pun pengukuran yang boleh di bawah 80%. Informasi DFT yang direkomendasikan selalu tercantum dalam Lembar Data Produk (Product Data Sheet – PDS) dari produsen cat terkemuka seperti Jotun atau AkzoNobel, yang merupakan sumber otoritatif untuk aplikasi produk mereka.

Panduan Praktis: Inspeksi DFT Sesuai Standar SSPC-PA 2

Melakukan inspeksi DFT yang akurat dan dapat diandalkan adalah suatu keharusan. Standar industri yang paling diakui secara global untuk prosedur ini adalah SSPC-PA 2. Berikut adalah ringkasan langkah-langkahnya:

1. Pemilihan dan Kalibrasi Alat: Gunakan alat ukur DFT (DFT gauge) yang sesuai untuk substrat (misalnya, magnetik untuk baja). Lakukan kalibrasi dua titik menggunakan shim (pelat tipis dengan ketebalan yang diketahui dan tersertifikasi) pada permukaan baja yang tidak dilapisi untuk memastikan akurasi.
2. Prosedur Pengukuran: SSPC-PA 2 mendefinisikan “spot measurement” sebagai rata-rata dari setidaknya tiga pembacaan gauge individu yang diambil dalam lingkaran berdiameter sekitar 4 cm. Jumlah spot measurement yang harus diambil bergantung pada luas area yang diinspeksi (misalnya, 5 spot per 10 meter persegi).
3. Pelaporan: Catat semua hasil pengukuran, termasuk nilai minimum dan maksimum, rata-rata, dan standar deviasi untuk setiap area. Bandingkan hasilnya dengan spesifikasi proyek dan aturan yang berlaku (seperti aturan 90/10).

Praktik ini didukung lebih lanjut oleh standar seperti ASTM D7091, yang memberikan panduan komprehensif untuk pengukuran DFT.

Diagnosis Visual: Katalog Umum Kerusakan Pelapis

Bahkan pelapis terbaik pun bisa gagal jika tidak diaplikasikan dengan benar atau jika telah mencapai akhir masa pakainya. Mengenali tanda-tanda kegagalan secara dini sangat penting untuk tindakan perbaikan yang efektif. Standar ISO 4628 menyediakan metode standar untuk mengevaluasi tingkat degradasi pelapis.

“Penyebab paling umum yang saya temui di lapangan untuk kegagalan pelapis hampir selalu kembali ke hal mendasar: persiapan permukaan yang terkontaminasi atau tidak memadai. Debu, minyak, atau karat yang tertinggal di bawah cat adalah resep pasti untuk bencana,”

kata seorang Certified Coating Inspector.

Berikut adalah beberapa mode kegagalan yang paling umum:

• Blistering (Menggelembung): Tampilan visual berupa gelembung atau lepuhan pada permukaan cat. Kemungkinan Penyebab: Adanya kontaminan (air, pelarut) yang terperangkap di bawah film cat, atau osmosis. Tindakan Perbaikan: Mengupas area yang rusak, membersihkan, dan melapisi ulang.
• Peeling/Delamination (Mengelupas): Pelapis terlepas dari substrat atau dari lapisan di bawahnya dalam bentuk lembaran. Kemungkinan Penyebab: Adhesi yang buruk akibat persiapan permukaan yang tidak memadai, kontaminasi, atau ketidakcocokan antar lapisan. Tindakan Perbaikan: Pengupasan total area yang gagal, persiapan permukaan ulang, dan aplikasi sistem pelapis baru.
• Undercutting Corrosion (Korosi Bawah Film): Korosi yang merambat di bawah lapisan cat dari titik cacat (seperti goresan). Tampilan Visual: Jejak karat yang menjalar di bawah permukaan cat yang tampak utuh. Kemungkinan Penyebab: Cacat pada pelapis yang memungkinkan kelembaban menembus dan menyebar di antarmuka baja-pelapis. Tindakan Perbaikan: Memerlukan pembersihan hingga ke baja bersih di sekitar area yang rusak sebelum aplikasi ulang.

PLAN & DO (Bagian 2): Proteksi Katodik – Jaring Pengaman Pipa

Pelapis adalah garis pertahanan pertama, tetapi tidak ada pelapis yang sempurna selamanya. Cacat kecil, goresan saat pemasangan, atau degradasi seiring waktu tidak dapat dihindari. Di sinilah Proteksi Katodik (Cathodic Protection – CP) berperan sebagai jaring pengaman. CP bekerja secara sinergis dengan pelapis dalam strategi “defense-in-depth”. Ketika pelapis gagal, sistem CP mengambil alih untuk melindungi area baja yang terbuka.

Prinsip dasar CP adalah mengubah seluruh permukaan pipa menjadi katoda dari sel elektrokimia. Dengan melakukan ini, reaksi korosif (oksidasi) dipaksa terjadi di tempat lain, yaitu pada anoda yang sengaja dipasang. Standar industri definitif untuk desain dan pemeliharaan sistem CP pada pipa bawah tanah adalah AMPP/NACE SP0169. Standar ini menetapkan kriteria proteksi yang diterima secara luas, di mana potensial pipa-ke-tanah harus lebih negatif dari -850 mV saat diukur dengan elektroda referensi Tembaga/Tembaga Sulfat (CSE) untuk menunjukkan bahwa baja terlindungi sepenuhnya.

Untuk referensi standar yang mendalam, kunjungi halaman AMPP/NACE SP0169 Standard.

Anoda Korban (SACP) vs. Arus Paksa (ICCP): Memilih Sistem yang Tepat

Ada dua jenis utama sistem proteksi katodik. Pemilihan di antara keduanya bergantung pada ukuran struktur yang akan dilindungi, kondisi lingkungan, dan pertimbangan biaya siklus hidup. Proses desain ini idealnya dilakukan oleh seorang Spesialis Proteksi Katodik bersertifikasi AMPP.

CHECK: Mengukur Kesehatan Pipa – Teknologi Inspeksi Modern

Setelah sistem proteksi (Plan & Do) terpasang dan beroperasi, fase Check dari siklus PIMS dimulai. Fase ini adalah tentang pengumpulan data untuk memverifikasi kondisi aset dan efektivitas strategi pengendalian korosi. Teknologi inspeksi modern memungkinkan kita untuk “melihat” ke dalam dan ke luar pipa tanpa mengganggu operasi. Personel yang melakukan pengujian non-destruktif (Non-Destructive Testing – NDT) ini seringkali disertifikasi oleh badan otoritatif seperti ASNT (American Society for Nondestructive Testing).

Berikut adalah perbandingan beberapa metode inspeksi utama, yang sering disediakan oleh perusahaan teknologi terkemuka seperti Rosen Group atau Baker Hughes:

Inspeksi Internal (ILI) dan Eksternal: Memilih Pendekatan yang Tepat

Inspeksi dapat dikategorikan menjadi dua pendekatan utama:

• Inspeksi Internal (In-line Inspection – ILI): Sering disebut ‘intelligent pigging’, metode ini menggunakan alat canggih yang bergerak di dalam pipa bersama aliran produk. MFL adalah teknologi ILI yang paling umum untuk mendeteksi kehilangan logam.
• Inspeksi Eksternal: Dilakukan dari permukaan tanah di atas pipa. Metode seperti DCVG dan CIPS sering digunakan bersama. Data DCVG menunjukkan dengan tepat di mana pelapis rusak, sementara data CIPS menunjukkan apakah sistem CP masih melindungi area tersebut. Kombinasi ini memungkinkan operator untuk memprioritaskan lokasi penggalian dan perbaikan dengan sangat efisien.

Menganalisis Penipisan Dinding & Penilaian Fitness-For-Service (FFS)

Salah satu temuan paling kritis dari inspeksi ILI adalah penipisan dinding pipa. Ketika cacat seperti ini ditemukan, pertanyaan selanjutnya adalah: “Apakah pipa ini masih aman untuk dioperasikan pada tekanan saat ini?”

Di sinilah konsep rekayasa Fitness-For-Service (FFS) masuk. FFS adalah analisis kuantitatif untuk menilai integritas struktural komponen yang memiliki cacat. Standar definitif untuk analisis ini adalah API 579-1/ASME FFS-1 dan ASME B31G.

Dalam desain pipa awal, ada yang namanya ‘corrosion allowance’, yaitu ketebalan ekstra yang ditambahkan pada dinding pipa di atas yang dibutuhkan untuk menahan tekanan. Ketika inspeksi menunjukkan bahwa korosi telah memakan habis corrosion allowance ini, analisis FFS menjadi wajib. Analisis ini menggunakan dimensi cacat yang terukur untuk menghitung kekuatan sisa pipa dan menentukan Tekanan Operasi Maksimum yang Diizinkan (Maximum Allowable Operating Pressure – MAOP) yang baru dan lebih rendah.

Sebagai contoh sederhana, metode B31G menggunakan formula yang mempertimbangkan kedalaman dan panjang area korosi untuk menentukan tekanan kegagalan yang diprediksi, yang kemudian dibandingkan dengan MAOP saat ini untuk menentukan apakah pipa masih aman.

ACT: Perbaikan, Analisis Data, dan Peningkatan Berkelanjutan

Fase terakhir dan terpenting dari siklus PDCA adalah Act. Di sinilah data yang dikumpulkan (Check) diubah menjadi tindakan cerdas dan perbaikan sistematis. Fase ini menutup lingkaran, memastikan bahwa program manajemen integritas terus berkembang dan menjadi lebih efektif dari waktu ke waktu.

“Data inspeksi yang hanya tersimpan di folder adalah data yang tidak berguna. Keajaiban terjadi ketika kita mengintegrasikan data ILI, data survei CP, dan riwayat perbaikan. Saat itulah kita bisa beralih dari menebak-nebak menjadi memprediksi di mana masalah berikutnya akan muncul. Menutup loop PDCA adalah cara kita mencapai keunggulan operasional,”

ungkap seorang Manajer Integritas Pipa.

Elemen kunci dari fase ‘Act’ meliputi:

• Tindakan Perbaikan yang Tepat Sasaran: Data dari inspeksi (misalnya, lokasi cacat pelapis dari DCVG, area penipisan dinding dari MFL) digunakan untuk menjadwalkan perbaikan. Ini bisa berupa perbaikan pelapis di lokasi, pemasangan selongsong baja (steel sleeve), atau bahkan penggantian segmen pipa.
• Analisis Data dan Pemodelan Risiko: Ini adalah area di mana manajemen integritas modern benar-benar bersinar. Dengan mengintegrasikan berbagai set data, operator dapat membangun model risiko yang canggih. Ini mengarah pada Inspeksi Berbasis Risiko (Risk-Based Inspection – RBI), sebuah pendekatan cerdas yang memfokuskan sumber daya inspeksi yang mahal pada segmen pipa yang memiliki probabilitas dan konsekuensi kegagalan tertinggi.
• Peningkatan Berkelanjutan: Wawasan yang diperoleh dari analisis data digunakan untuk menyempurnakan strategi. Mungkin interval inspeksi perlu disesuaikan, atau sistem CP perlu ditingkatkan di area tertentu. Setiap siklus PDCA membuat program PIMS menjadi lebih kuat dan lebih efisien.

Kesimpulan: Integritas sebagai Sistem, Bukan Tindakan Tunggal

Mengelola integritas pipa gas adalah perjalanan tanpa akhir, bukan tujuan akhir. Seperti yang telah kita lihat, pengendalian korosi yang efektif jauh melampaui sekadar memilih cat yang bagus atau memasang anoda. Ini adalah tentang merangkul sebuah sistem manajemen yang holistik dan terintegrasi—Pipeline Integrity Management System (PIMS).

Dengan mengikuti kerangka kerja Plan-Do-Check-Act, para profesional dapat secara sistematis:

1. Merencanakan pertahanan mereka dengan memahami risiko dan memilih alat yang tepat (pelapis dan proteksi katodik).
2. Melakukan implementasi dengan presisi, memastikan kualitas melalui inspeksi seperti verifikasi DFT.
3. Memeriksa kesehatan aset mereka secara berkala menggunakan teknologi inspeksi canggih seperti ILI dan survei eksternal.
4. Bertindak berdasarkan data untuk melakukan perbaikan yang cerdas dan terus menyempurnakan strategi mereka.

Investasi dalam PIMS yang kuat bukanlah sekadar biaya operasional; ini adalah investasi fundamental dalam keselamatan publik, perlindungan lingkungan, dan keberlanjutan bisnis jangka panjang. Ini adalah komitmen untuk beralih dari pemeliharaan reaktif menjadi keunggulan operasional yang proaktif.

Mulai bangun strategi integritas pipa Anda hari ini. Gunakan kerangka kerja PDCA dalam artikel ini untuk mengevaluasi program Anda saat ini dan bagikan dengan tim Anda untuk mendorong budaya proaktif dalam perang melawan korosi.

Disclaimer: Informasi yang disajikan dalam artikel ini bersifat edukatif dan informasional. Implementasi strategi pengendalian korosi dan manajemen integritas harus selalu dilakukan oleh para profesional yang berkualifikasi dan sesuai dengan standar industri, regulasi pemerintah, serta spesifikasi teknis aset yang bersangkutan.

Referensi dan Standar Industri

1. NACE International (sekarang AMPP). (N.D.). International Measures of Prevention, Application, and Economics of Corrosion Technologies Study. AMPP.
2. Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA). (N.D.). Pipeline Incident 20 Year Trends. U.S. Department of Transportation.
3. ASME. (N.D.). ASME B31.8S: Managing System Integrity of Gas Pipelines. American Society of Mechanical Engineers.
4. American Petroleum Institute. (N.D.). API RP 1173: Pipeline Safety Management Systems. API.
5. Data Industri. (N.D.). Data umum dikutip dalam literatur industri pelapisan dan kursus pelatihan AMPP/NACE.
6. Produsen Pelapis. (N.D.). Lembar Data Produk (Product Data Sheets). Diterbitkan oleh produsen terkemuka seperti Jotun, AkzoNobel, dan Hempel.
7. The Society for Protective Coatings (SSPC), sekarang AMPP. (N.D.). SSPC-PA 2: Procedure for Determining Conformance to Dry Coating Thickness Requirements. AMPP.
8. ASTM International. (N.D.). ASTM D7091: Standard Practice for Nondestructive Measurement of Dry Film Thickness of Nonmagnetic Coatings Applied to Ferrous Metals and Nonmagnetic, Nonconductive Coatings Applied to Non-Ferrous Metals. ASTM.
9. International Organization for Standardization. (N.D.). ISO 12944: Paints and varnishes — Corrosion protection of steel structures by protective paint systems dan ISO 4628: Evaluation of degradation of coatings. ISO.
10. NACE International (sekarang AMPP). (2013). NACE SP0169: Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems. AMPP.
11. American Society for Nondestructive Testing (ASNT). (N.D.). Sertifikasi dan Standar untuk Personel Pengujian Non-Destruktif (NDT). ASNT.
12. Penyedia Layanan Teknologi. (N.D.). Layanan Teknologi Inspeksi Pipa. Contoh: Rosen Group, Baker Hughes.
13. ASME. (N.D.). ASME B31G: Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. American Society of Mechanical Engineers.
14. API/ASME. (N.D.). API 579-1/ASME FFS-1: Fitness-For-Service. American Petroleum Institute / American Society of Mechanical Engineers.