Korosi CO2 merupakan salah satu jenis korosi yang umum ditemukan pada industri geotermal dari hulu hingga hilir. Korosi CO2 memiliki karakteristik yang berbeda dari korosi akibat elektrolit pada umumnya. Hal ini karena CO2 dapat bereaksi dengan air dan menghasilkan asam karbonat (H2CO3) yang bersifat asam lemah dan dapat mempengaruhi kinetika korosi logam yang digunakan dalam sumur dan sistem perpipaan geotermal seperti baja AISI 4140. Peristiwa korosi di lingkungan CO2 belum banyak dibahas pada kondisi pH rendah, sebagai contoh pada saat dilakukan operasi acidizing sumur geotermal. Penelitian ini mengeksplorasi pengaruh CO2 terlarut dengan metode bubbling pada tekanan atmosfer terhadap perilaku korosi baja AISI 4140 dalam fluida geotermal artifisial dengan pH rendah. Fluida yang dimaksud terdiri atas KCl (5,960 g/L), NaCl (28,548 g/L), dan CaCl2 (2,664 g/L) yang disintesis berdasarkan modifikasi komposisi brine dari salah satu lapangan geotermal, lalu larutan diberi HCl (37%, 2 mL) dengan tujuan untuk menyimulasikan kondisi acidizing. Pengujian cyclic voltammetry (CV) menunjukkan bahwa penambahan CO2 pada larutan uji meningkatkan laju korosi hingga 25,62%, peristiwa ini dikonfirmasi hasil uji perendaman. Hal ini disebabkan oleh penurunan pH larutan setelah mengalami bubbling CO2. Lapisan protektif tidak terbentuk setelah pengujian CV, yang ditunjukkan dari adanya peningkatan arus korosi pada sweep ke-2 uji CV, dan didukung hasil karakterisasi XRD, di mana ditemukan lapisan produk korosi non-protektif setelah sampel terkorosi larutan uji non-CO2 maupun CO2, namun fasa nya tidak dapat diidentifikasi. Observasi dengan mikroskop optik menunjukkan bahwa sampel terkorosi secara seragam, dan densitas pori-pori sampel yang telah terkorosi larutan uji non-CO2 adalah 3,28 × 10-3 /μm2 , dan 3,64 × 10-3 /μm2 untuk larutan uji CO2. Ukuran pori-pori pada larutan non-CO2 dan CO2 tidak memiliki perbedaan median yang signifikan, menandakan tidak ada endapan produk korosi dalam pori-pori.

---

CO2 corrosion is one of the types of corrosion commonly found in the geothermal industry. CO2 corrosion has a different characteristic from common electrolyte corrosion, this is due to the CO2 reacting with water which then generates carbonic acid (H2CO3), that is known to be a weak acid. The presence of H2CO3 could influence the corrosion kinetics of the AISI 4140 steel. The CO2 corrosion phenomenon has not been extensively observed under acidic brine condition, for instance on acidizing operations carried on geothermal wells. This research is aimed to explore influence of dissolved CO2 presence in acidic brine to the corrosion behavior of AISI 4140 steel utilized in geothermal wells and piping system at atmospheric pressure. The brine consists of KCl (5,960 g/L), NaCl (28,548 g/L), and CaCl2 (2,664 g/L) that was synthetized in reference to a geothermal brine and 2 mL of 37% HCl were added to simulate the acidizing condition. The cyclic voltammetry (CV) test shows that the CO2 brine has greater corrosion rate by 25.62% compared with the non-CO2 brine. The increase of corrosion rate by adding CO2 to the brine has been confirmed by the immersion test, that shows similar result, due to pH reduction after CO2 bubbling. The protective layer has not been established throughout the CV test for both non-CO2 and CO2 brines, which is evident by the result of the secondsweep of the CV test that has an increased corrosion current density, and also confirmed by the XRD characterization that shows a formation of corrosion product but could not identify the phase. The obeservation through optical microscope suggested that both nonCO2 and CO2 brines had caused uniform corrosion and generates pores with the density of 3.28 × 10-3 /μm2 for non-CO2 brine and had increased to 3.64 × 10-3 /μm2 for the CO2 brine. The pore size difference of the corroded steel on by both non-CO2 and CO2 brine are insignificant, indicating that no corrosion product is accumulated within the pores.