Panduan Uji Ketebalan Pipa Migas: Dari Alat Ukur ke Integritas Aset

Di jantung industri minyak dan gas, ribuan kilometer pipa bekerja tanpa henti, menjadi urat nadi yang mengalirkan energi bagi dunia. Namun, di dalam arteri baja ini, ancaman senyap terus mengintai: penipisan dinding pipa. Kegagalan satu titik saja bukan sekadar gangguan operasional; ini adalah potensi bencana finansial, lingkungan, dan keselamatan. Masalahnya bukan hanya mendeteksi penipisan ini, tetapi memahami apa arti data tersebut untuk masa depan aset Anda.

Artikel ini bukan sekadar panduan cara menggunakan alat ukur ketebalan. Ini adalah kerangka kerja komprehensif yang dirancang untuk para insinyur, teknisi, dan manajer integritas aset. Kami akan membawa Anda melampaui pembacaan angka di layar, menunjukkan cara menerjemahkan data mentah menjadi manajemen integritas aset yang proaktif dan dapat ditindaklanjuti. Tujuannya adalah memastikan keamanan, memenuhi kepatuhan regulasi, dan mengoptimalkan efisiensi operasional.

Kita akan menjelajahi perjalanan lengkap: dari memahami mengapa pengujian ini sangat penting, mempelajari standar apa yang menjadi landasannya, menguasai cara melakukan pengujian secara akurat, hingga yang terpenting, menentukan langkah selanjutnya setelah data terkumpul.

1. Mengapa Uji Ketebalan Pipa Migas Adalah Misi Kritis?
   1. Ancaman Tak Terlihat: Korosi dan Penipisan Dinding Pipa
   2. Konsekuensi Kegagalan: Dari Kerugian Finansial hingga Bencana
2. Memahami Standar: Fondasi Integritas Pipa Minyak dan Gas
   1. Mengenal Standar Kunci: Peran API, ASME, dan ASNT
   2. Apa Itu ‘Schedule’ (SCH) Pipa? Hubungannya dengan Ketebalan
3. Panduan Praktis: Menguasai Alat Ukur Ketebalan Ultrasonik
   1. Prinsip Kerja Ultrasonic Thickness Gauge
   2. Memilih Alat dan Transduser yang Tepat
   3. Langkah-demi-Langkah: Prosedur Pengukuran yang Akurat
   4. Mengatasi Masalah Umum (Troubleshooting)
4. Lebih dari Sekadar Angka: Menerjemahkan Data Menjadi Aksi
   1. Cara Menghitung Laju Korosi (Corrosion Rate)
   2. Memprediksi Sisa Umur Pipa (Remaining Life Assessment)
   3. Dasar Pemeliharaan Prediktif Berbasis Data
5. Gambaran Besar: Uji Ketebalan dalam Konteks Inspeksi Non-Destruktif (NDT)
6. Kesimpulan: Dari Data Menjadi Pertahanan
7. Referensi dan Sumber

Mengapa Uji Ketebalan Pipa Migas Adalah Misi Kritis?

Dalam industri dengan taruhan tinggi seperti minyak dan gas, inspeksi ketebalan pipa bukanlah tugas pemeliharaan rutin, melainkan sebuah misi kritis. Mengabaikannya sama saja dengan mengabaikan risiko yang dapat melumpuhkan operasi. Kepentingan ini didasari oleh tekanan regulasi yang ketat dan konsekuensi nyata dari kegagalan aset.

Sebagai contoh, badan regulasi seperti Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) di Amerika Serikat melaporkan bahwa korosi secara konsisten menjadi salah satu penyebab utama insiden kegagalan pipa.¹ Hal ini menggarisbawahi bahwa pengujian ketebalan bukan hanya praktik terbaik, tetapi sering kali merupakan persyaratan hukum yang diatur dalam program manajemen integritas. Untuk informasi lebih lanjut mengenai kerangka kerja regulasi ini, PHMSA Pipeline Integrity Management Program menyediakan sumber daya yang mendalam.

Satu kegagalan pipa tidak hanya berarti kerugian produksi dan biaya perbaikan yang mencapai jutaan dolar. Itu berarti risiko tumpahan yang merusak lingkungan, potensi cedera atau korban jiwa, dan hilangnya kepercayaan publik yang tak ternilai harganya. Uji ketebalan adalah investasi termurah yang bisa kita lakukan untuk mencegah kerugian terbesar.

Ancaman Tak Terlihat: Korosi dan Penipisan Dinding Pipa

Penyebab utama degradasi pipa adalah penipisan dinding, yang sebagian besar disebabkan oleh korosi dan erosi. Menurut Association for Materials Protection and Performance (AMPP), otoritas terkemuka dalam pengendalian korosi, memahami jenis-jenis korosi adalah langkah pertama dalam mitigasi risiko.² Ancaman ini dapat muncul dari dalam (internal) maupun dari luar (eksternal).

• Korosi Internal: Terjadi akibat fluida yang diangkut (minyak mentah, gas, air) bereaksi secara kimia dengan permukaan dalam pipa. Kehadiran H2S, CO2, dan air dapat mempercepat proses ini secara signifikan.
• Korosi Eksternal: Disebabkan oleh reaksi antara material pipa dengan lingkungan sekitarnya, seperti kelembaban tanah, bahan kimia, atau air.

Beberapa jenis korosi yang paling umum menyerang pipa migas meliputi:

• Korosi Seragam (Uniform Corrosion): Penipisan dinding terjadi secara merata di seluruh permukaan, membuatnya lebih mudah diprediksi tetapi tetap berbahaya jika tidak dipantau.
• Korosi Sumuran (Pitting Corrosion): Bentuk korosi yang sangat berbahaya karena terlokalisasi, menciptakan lubang-lubang kecil yang dalam. Pipa bisa gagal total meskipun kehilangan material secara keseluruhan sangat kecil.
• Erosi-Korosi: Terjadi pada pipa yang mengalirkan fluida berkecepatan tinggi yang mengandung partikel padat (seperti pasir). Partikel ini mengikis lapisan pelindung pipa, mempercepat laju korosi.

Konsekuensi Kegagalan: Dari Kerugian Finansial hingga Bencana

Kegagalan pipa bukanlah sekadar masalah teknis; ini adalah peristiwa dengan dampak berjenjang yang parah. Laporan investigasi insiden dari lembaga seperti National Transportation Safety Board (NTSB) sering kali menyoroti bagaimana kegagalan yang dimulai dari titik korosi kecil dapat berujung pada konsekuensi masif.³

• Risiko Keselamatan: Kebocoran atau pecahnya pipa gas dapat menyebabkan ledakan dan kebakaran dahsyat, mengancam nyawa pekerja dan masyarakat sekitar.
• Kerusakan Lingkungan: Tumpahan minyak mentah atau produk kimia dapat mencemari tanah dan air, menyebabkan kerusakan ekologis jangka panjang yang membutuhkan biaya pemulihan sangat besar.
• Implikasi Finansial: Dampak finansial mencakup beberapa aspek:
  • Penghentian Operasi (Downtime): Kehilangan pendapatan akibat produksi yang berhenti.
  • Biaya Perbaikan: Biaya langsung untuk memperbaiki atau mengganti bagian pipa yang rusak.
  • Denda Regulasi: Sanksi berat dari badan pemerintah karena kegagalan mematuhi standar keselamatan.
  • Kerugian Reputasi: Kerusakan citra perusahaan yang dapat memengaruhi nilai saham dan hubungan dengan pemangku kepentingan.

Memahami risiko-risiko ini menegaskan bahwa uji ketebalan pipa adalah pilar utama dalam strategi manajemen risiko dan integritas aset di sektor minyak dan gas.

Memahami Standar: Fondasi Integritas Pipa Minyak dan Gas

Dalam dunia perpipaan, standar bukanlah sekadar rekomendasi; mereka adalah bahasa universal yang memastikan keamanan dan interoperabilitas. Mengabaikan API atau ASME sama seperti membangun gedung tanpa cetak biru. Hasilnya bisa dipastikan akan berbahaya.

Setiap keputusan terkait desain, inspeksi, dan pemeliharaan pipa industri harus berlandaskan pada standar yang diakui secara global. Standar ini menyediakan kerangka kerja teknis yang teruji untuk memastikan setiap komponen berfungsi sesuai harapan dalam kondisi operasi yang berat.

Mengenal Standar Kunci: Peran API, ASME, dan ASNT

Tiga organisasi menjadi pilar utama dalam standardisasi industri perpipaan:

• API (American Petroleum Institute): Otoritas utama untuk industri minyak dan gas. API menerbitkan standar yang mencakup segala hal mulai dari spesifikasi material pipa (seperti API 5L untuk pipa saluran) hingga kode inspeksi untuk pipa yang sudah beroperasi. Standar seperti API 570 Piping Inspection Code adalah panduan wajib bagi para inspektur.⁴
• ASME (American Society of Mechanical Engineers): Menetapkan standar untuk berbagai aplikasi rekayasa mekanik. Dalam konteks perpipaan, ASME B31.3 adalah kode fundamental yang mengatur desain, material, fabrikasi, dan pengujian pipa proses yang ditemukan di kilang dan pabrik kimia.⁵ Standar ini memastikan integritas sistem perpipaan di dalam fasilitas. Untuk referensi lebih lanjut, kunjungi halaman resmi ASME B31.3 Process Piping Code.
• ASNT (The American Society for Nondestructive Testing): Organisasi ini tidak membuat standar untuk pipa itu sendiri, melainkan menetapkan pedoman untuk kualifikasi dan sertifikasi personel yang melakukan inspeksi non-destruktif (NDT).⁶ Sertifikasi ASNT memastikan bahwa teknisi yang melakukan uji ketebalan memiliki kompetensi dan pengetahuan yang diperlukan.

Apa Itu ‘Schedule’ (SCH) Pipa? Hubungannya dengan Ketebalan

Salah satu istilah yang paling sering ditemui namun sering disalahahami adalah ‘schedule’ (SCH). Banyak yang mengira ini adalah ukuran ketebalan langsung, padahal tidak.

Schedule (SCH) adalah sistem standar yang menunjukkan perkiraan kekuatan pipa berdasarkan hubungannya dengan ketebalan dinding. Sistem ini ditetapkan dalam standar seperti ASME B36.10M.⁷ Untuk diameter nominal pipa (Nominal Pipe Size – NPS) yang sama:

• Schedule yang lebih tinggi berarti dinding pipa yang lebih tebal.
• Pipa NPS 6″ SCH 40 akan memiliki dinding yang lebih tipis daripada pipa NPS 6″ SCH 80.
• Pipa NPS 6″ SCH 80 akan memiliki dinding yang lebih tipis daripada pipa NPS 6″ SCH 160.

Ketebalan dinding aktual untuk setiap kombinasi NPS dan SCH dapat ditemukan dalam tabel standar. Memahami konsep ini sangat penting karena ketebalan minimum yang diizinkan untuk sebuah pipa sering kali didasarkan pada desain awal yang mengacu pada schedule tertentu.

Panduan Praktis: Menguasai Alat Ukur Ketebalan Ultrasonik

Uji ketebalan ultrasonik (Ultrasonic Thickness Measurement – UTM) adalah metode NDT yang paling umum digunakan untuk mengukur sisa ketebalan dinding pipa. Metode ini cepat, akurat, dan tidak merusak, memungkinkan inspeksi dilakukan saat pipa masih beroperasi.

Prinsip Kerja Ultrasonic Thickness Gauge

Alat ukur ketebalan ultrasonik bekerja dengan prinsip yang mirip dengan sonar. Alat ini mengirimkan gelombang suara berfrekuensi tinggi (ultrasonik) dari sebuah transduser ke dalam material pipa. Gelombang ini merambat melalui material hingga mencapai dinding seberang (dinding belakang), lalu memantul kembali ke transduser.

Alat ukur kemudian mengukur waktu tempuh (Time of Flight) gelombang suara tersebut. Dengan mengetahui kecepatan suara dalam material pipa, alat dapat menghitung ketebalan menggunakan rumus sederhana:

Ketebalan = (Kecepatan Suara Material x Waktu Tempuh) / 2

Untuk kebutuhan ultrasonic thickness-gauge, berikut produk yang direkomendasikan:

Pembagian dengan angka 2 dilakukan karena waktu yang diukur adalah untuk perjalanan bolak-balik (dari transduser ke dinding belakang dan kembali). Oleh karena itu, pengaturan kecepatan suara yang benar untuk material yang diuji (misalnya, baja karbon, baja tahan karat) adalah langkah paling krusial untuk mendapatkan hasil yang akurat.

Tabel Kecepatan Suara pada Material Umum:

Material	Kecepatan Suara (m/s)	Kecepatan Suara (in/µs)
Baja Karbon	5920	0.2330
Baja Tahan Karat (Stainless Steel)	5790	0.2280
Aluminium	6320	0.2490
PVC	2395	0.0943

Memilih Alat dan Transduser yang Tepat

Pemilihan transduser yang tepat sangat memengaruhi kualitas pengukuran, terutama pada permukaan yang tidak ideal. Menurut dokumentasi teknis dari produsen terkemuka seperti Olympus, ada dua jenis transduser utama yang digunakan untuk aplikasi ini:⁸

1. Single Element Transducer: Ideal untuk pengukuran presisi tinggi pada permukaan yang relatif halus dan bersih.
2. Dual Element Transducer: Ini adalah pilihan utama untuk inspeksi korosi pada pipa. Transduser ini memiliki dua kristal terpisah (satu pemancar, satu penerima) yang dipasang pada sudut tertentu. Desain ini membuatnya jauh lebih efektif dalam mengukur permukaan yang kasar, berkarat, atau berlubang (pitted), yang umum ditemukan pada pipa tua.

Langkah-demi-Langkah: Prosedur Pengukuran yang Akurat

Akurasi adalah segalanya. Jangan pernah melewatkan kalibrasi. Anggap saja seperti menyetel gitar sebelum konser; tanpa itu, semua yang Anda mainkan akan salah. Persiapan permukaan yang baik dan penggunaan couplant yang cukup adalah 90% dari keberhasilan pengukuran.

Langkah 1: Persiapan Permukaan Pipa

Permukaan pipa di titik pengukuran harus bersih dari karat, kerak, cat tebal, dan kotoran lainnya. Material ini dapat menghalangi transmisi gelombang suara atau menyebabkan pembacaan yang salah. Gunakan sikat kawat, gerinda, atau metode pembersihan mekanis lainnya untuk mendapatkan permukaan logam yang bersih dan halus.

Langkah 2: Kalibrasi Alat Ukur

Ini adalah langkah paling penting. Sebelum digunakan, alat ukur harus dikalibrasi menggunakan blok referensi dengan ketebalan yang diketahui dan terverifikasi, idealnya yang dapat dilacak ke standar metrologi seperti yang ditetapkan oleh NIST.⁹ Proses ini melibatkan pengaturan kecepatan suara pada alat atau melakukan kalibrasi dua titik untuk memastikan alat membaca ketebalan blok referensi dengan benar. Kalibrasi harus dilakukan secara berkala, terutama jika suhu lingkungan berubah secara signifikan.

Langkah 3: Aplikasi Couplant

Gelombang ultrasonik tidak dapat merambat melalui udara. Couplant adalah gel, gliserin, atau cairan kental yang berfungsi untuk menghilangkan celah udara antara transduser dan permukaan pipa. Oleskan sedikit couplant pada permukaan pipa atau langsung pada ujung transduser. Tanpa couplant, tidak akan ada pembacaan.

Langkah 4: Pengambilan Pembacaan

Letakkan transduser secara tegak lurus pada permukaan pipa yang telah diberi couplant. Tekan dengan kuat dan stabil. Gerakkan sedikit transduser dengan gerakan memutar kecil untuk mendapatkan pembacaan yang stabil dan berulang pada layar alat ukur. Catat nilai ketebalan yang ditampilkan. Untuk area yang dicurigai mengalami penipisan, lakukan beberapa pengukuran di sekitarnya untuk menemukan titik tertipis.

Mengatasi Masalah Umum (Troubleshooting)

Masalah	Kemungkinan Penyebab & Solusi
Tidak Ada Pembacaan (No Reading)	1. Tidak ada couplant: Oleskan lebih banyak couplant. 2. Permukaan sangat kasar/korosif: Bersihkan permukaan lebih baik. 3. Pengaturan alat salah: Periksa kembali pengaturan kecepatan suara dan gain.
Pembacaan Tidak Stabil (Jumping Numbers)	1. Kontak transduser buruk: Tekan lebih kuat dan stabil, goyangkan sedikit untuk menemukan sinyal terbaik. 2. Couplant tidak cukup: Tambahkan couplant. 3. Permukaan sangat berkarat atau berlubang: Gunakan transduser dual element yang lebih sesuai.
Pembacaan Terlihat Salah (Terlalu Tebal/Tipis)	1. Kalibrasi salah: Lakukan kalibrasi ulang pada blok referensi. 2. Pengaturan kecepatan suara salah: Pastikan kecepatan suara sesuai dengan material pipa yang diuji. 3. Mengukur pada lapisan cat: Jika tidak menggunakan fitur thru-coat, cat akan dihitung sebagai bagian dari ketebalan.

Lebih dari Sekadar Angka: Menerjemahkan Data Menjadi Aksi

Data ketebalan hanyalah sebuah titik awal. Nilai sebenarnya muncul saat kita menghubungkan titik-titik data tersebut dari waktu ke waktu. Di situlah kita beralih dari sekadar ‘memeriksa’ menjadi ‘memprediksi’. Ini adalah inti dari manajemen integritas aset modern.

Mengumpulkan data ketebalan pipa adalah langkah pertama. Langkah yang paling krusial adalah mengubah tumpukan angka tersebut menjadi wawasan strategis yang dapat digunakan untuk membuat keputusan operasional. Ini adalah jembatan antara inspeksi dan manajemen integritas aset, sebagaimana diatur dalam standar seperti API 570 dan API 579.¹⁰

Cara Menghitung Laju Korosi (Corrosion Rate)

Laju korosi adalah metrik paling fundamental yang dapat diekstraksi dari data ketebalan. Ini mengukur seberapa cepat dinding pipa menipis dalam periode waktu tertentu, biasanya dinyatakan dalam milimeter per tahun (mm/year).

Rumus dasarnya adalah:
Laju Korosi = (Ketebalan Awal – Ketebalan Saat Ini) / Interval Waktu (dalam tahun)

Contoh Praktis:

• Pada Januari 2023, pengukuran di titik A pada sebuah pipa menunjukkan ketebalan 12.0 mm.
• Pada Januari 2025, pengukuran di titik A yang sama menunjukkan ketebalan 11.6 mm.
• Interval waktu adalah 2 tahun.

Perhitungan:
Laju Korosi = (12.0 mm – 11.6 mm) / 2 tahun
Laju Korosi = 0.4 mm / 2 tahun
Laju Korosi = 0.2 mm/tahun

Dengan mengetahui laju korosi, Anda dapat memproyeksikan kondisi pipa di masa depan.

Memprediksi Sisa Umur Pipa (Remaining Life Assessment)

Setelah laju korosi diketahui, Anda dapat melakukan Penilaian Sisa Umur (Remaining Life Assessment – RLA). Ini adalah proses untuk memperkirakan berapa lama lagi pipa dapat beroperasi dengan aman sebelum mencapai ketebalan dinding minimum yang diizinkan (t-min), yang ditentukan oleh kode desain. Konsep ini adalah bagian inti dari standar Fitness-For-Service seperti API 579-1/ASME FFS-1.¹⁰

Rumus sederhananya adalah:
Sisa Umur = (Ketebalan Saat Ini – Ketebalan Minimum) / Laju Korosi

Contoh Lanjutan:

• Ketebalan saat ini adalah 11.6 mm.
• Ketebalan minimum yang diizinkan (t-min) untuk pipa tersebut adalah 10.0 mm.
• Laju korosi yang dihitung adalah 0.2 mm/tahun.

Perhitungan:
Sisa Umur = (11.6 mm – 10.0 mm) / 0.2 mm/tahun
Sisa Umur = 1.6 mm / 0.2 mm/tahun
Sisa Umur = 8 tahun

Ini berarti, dengan laju korosi saat ini, pipa tersebut diperkirakan memiliki sisa umur operasional 8 tahun sebelum memerlukan perbaikan atau penggantian.

Dasar Pemeliharaan Prediktif Berbasis Data

Informasi laju korosi dan sisa umur adalah fondasi dari strategi pemeliharaan prediktif. Alih-alih melakukan perbaikan secara reaktif (setelah terjadi kegagalan) atau preventif (berdasarkan jadwal tetap), pemeliharaan prediktif menggunakan data nyata untuk mengoptimalkan jadwal intervensi.

Pendekatan ini memungkinkan perusahaan untuk:

• Memfokuskan Sumber Daya: Mengalokasikan anggaran dan tenaga kerja ke aset-aset yang paling berisiko berdasarkan data laju korosi (prinsip Risk-Based Inspection – RBI).
• Menghindari Downtime Tak Terduga: Merencanakan perbaikan atau penggantian jauh sebelum pipa mencapai kondisi kritis.
• Memperpanjang Umur Aset: Membuat keputusan yang tepat untuk memaksimalkan masa pakai komponen dengan aman.
• Meningkatkan Keamanan: Secara proaktif menghilangkan potensi kegagalan sebelum terjadi.

Gambaran Besar: Uji Ketebalan dalam Konteks Inspeksi Non-Destruktif (NDT)

Meskipun uji ketebalan ultrasonik sangat penting untuk memantau penipisan dinding, ini hanyalah salah satu alat dalam kotak peralatan Inspeksi Non-Destruktif (NDT). Menurut ASNT, NDT adalah bidang ilmu yang luas untuk mengevaluasi properti suatu material atau komponen tanpa menyebabkan kerusakan.⁶ Untuk mendapatkan gambaran lengkap tentang kesehatan pipa, metode lain sering digunakan secara komplementer.

Berikut adalah beberapa metode NDT utama yang relevan untuk inspeksi pipa:

• Radiographic Testing (RT): Menggunakan sinar-X atau sinar gamma untuk melihat ke dalam material, sangat efektif untuk mendeteksi cacat volumetrik seperti porositas atau inklusi pada lasan.
• Magnetic Particle Testing (MT): Digunakan untuk mendeteksi retakan permukaan atau dekat permukaan pada material feromagnetik (seperti baja karbon).
• Liquid Penetrant Testing (PT): Metode yang sangat sensitif untuk menemukan retakan permukaan yang terbuka pada material non-porous.
• Visual Testing (VT): Inspeksi visual oleh inspektur terlatih, sering kali dibantu oleh alat seperti boroskop. Ini adalah garis pertahanan pertama dan paling mendasar.

Memahami di mana uji ketebalan ultrasonik (UT) cocok dalam spektrum ini membantu manajer integritas merancang program inspeksi yang komprehensif. Untuk mempelajari lebih lanjut tentang berbagai metode, sumber daya seperti ASNT’s Introduction to Nondestructive Testing memberikan pengantar yang sangat baik.

Kesimpulan: Dari Data Menjadi Pertahanan

Perjalanan untuk memastikan integritas pipa minyak dan gas jauh lebih dalam daripada sekadar mendapatkan angka dari alat ukur ketebalan. Ini adalah siklus berkelanjutan yang dimulai dengan memahami risiko kritis dari kegagalan, berpegang pada standar industri yang ketat, menguasai teknik pengukuran yang akurat, dan yang terpenting, menerjemahkan data menjadi tindakan strategis.

Integritas pipa sejati tidak terletak pada satu kali pengukuran, tetapi pada proses manajemen berbasis data yang mengubah informasi menjadi pertahanan proaktif. Dengan menghitung laju korosi dan memprediksi sisa umur aset, perusahaan dapat beralih dari pemeliharaan reaktif yang mahal menjadi strategi prediktif yang cerdas, memastikan operasi yang lebih aman, lebih andal, dan lebih efisien untuk tahun-tahun mendatang.

Sebagai supplier dan distributor alat ukur dan uji terkemuka, CV. Java Multi Mandiri memahami kebutuhan kritikal klien bisnis dan industri. Kami menyediakan instrumen pengujian berkualitas tinggi, termasuk ultrasonic thickness gauge, untuk mendukung program manajemen integritas aset perusahaan Anda. Kami berkomitmen untuk menjadi mitra dalam mengoptimalkan operasi dan memenuhi kebutuhan peralatan komersial Anda. Untuk mendiskusikan kebutuhan perusahaan Anda, silakan hubungi tim kami untuk konsultasi solusi bisnis.

Disclaimer: The information provided is for educational purposes only and should not be considered a substitute for certified NDT training, professional engineering advice, or adherence to the latest official industry standards. Always consult with qualified personnel for specific applications.

Rekomendasi Ultrasonic Thickness Gauge

Referensi dan Sumber

1. Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA). (N.D.). Pipeline Incident 20 Year Trends. U.S. Department of Transportation. Retrieved from PHMSA’s official data portals.
2. Association for Materials Protection and Performance (AMPP). (N.D.). Corrosion Basics. Retrieved from https://www.ampp.org/
3. National Transportation Safety Board (NTSB). (N.D.). Pipeline Accident Reports. Retrieved from https://www.ntsb.gov/
4. American Petroleum Institute (API). (N.D.). API Standard 570, Piping Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems. API Publishing Services. Retrieved from https://www.api.org/
5. American Society of Mechanical Engineers (ASME). (N.D.). ASME B31.3 – Process Piping. Retrieved from https://www.asme.org/
6. The American Society for Nondestructive Testing (ASNT). (N.D.). Introduction to Nondestructive Testing. Retrieved from https://asnt.org/
7. American Society of Mechanical Engineers (ASME). (N.D.). ASME B36.10M – Welded and Seamless Wrought Steel Pipe. Retrieved from https://www.asme.org/
8. Olympus Corporation. (N.D.). Ultrasonic Thickness Gages Tutorial. Retrieved from https://www.olympus-ims.com/
9. National Institute of Standards and Technology (NIST). (N.D.). Calibration Services. Retrieved from https://www.nist.gov/
10. American Petroleum Institute & American Society of Mechanical Engineers. (N.D.). API 579-1/ASME FFS-1, Fitness-For-Service. Retrieved from their respective official websites.