Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Proses korosi yang alaminya terjadi pada komponen utama penggerak industri, material logam, semakin penting untuk dapat dikendalikan dan berbagai usaha dilakukan antara lain dengan adjustment pada parameter operasi dan faktor alam yang terlibat. Proses monitoring dan control terpadu, untuk memonitor dan bahkan mengukur ancaman korosi yang terjadi dilakukan dengan berbagai tipe mekanisme pelaksanaan dan piranti. Penggunaan model simulasi pengukuran korosi disertai dengan monitoring korosi dan inspeksi kerap digunakan sekaligus untuk memperoleh profil laju korosi yang semakin representatif dengan kondisi actual yang terjadi pada logam. Pemahaman terhadap faktor ? faktor yang berpengaruh dalam ketiga kegiatan tersebut sebelumnya sangat penting dalam menginterpretasi hasil keluaran yang didapat dari 3 mekanisme tersebut dalam tingkat sensitifitas berbagai variabel alamiah dan operasional dengan keluaran yang dihasilkan.Dalam penelitian ini dilakukan perbandingan terhadap hasil keluaran laju korosi yang diperoleh dari proses simulasi perangkat lunak, monitoring korosi dengan metode kupon dan hasil inspeksi pembacaan ketebalan dengan peralatan ultrasonic. Penelitian dilakukan pada system perpipaan pada fasilitas produksi minyak lepas pantai, dengan 3 tipe lingkungan kajian, lingkungan multifasa, berbasis minyak dan lingkungan berbasis gas. Dari hasil keluaran yang diperoleh dari 3 metode tersebut kemudian diperoleh korelasi tertinggi antara laju korosi pada kupon dengan penghitungan perangkat lunak pada pipa dengan aliran minyak. Sementara itu untuk laju korosi pada kupon dengan laju penipisan dinding pipa diperoleh korelasi dengan koefisien tertinggi juga pada aliran minyak.Hasil laju korosi yang berbeda ? beda dan seringkali tidak konsisten dari perbandingan ketiga metode tersebut lebih disebabkan oleh posisi pemasangan kupon yang tidak representatif (untuk kupon pada posisi arah jam 3 dan 9).

---

Corrosion process naturally and readily occurs at metal surface, the backbone material of almost all operating equipment in oil and gas industry. Various methods and mechanisms are put operational to control and monitor corrosion process in order to maintain operational continuity by having provided latest update information about metal based equipment. Simulation model is also applied in order to predict corrosivity of the system by using operating parameter combined with natural existing parameter. Actual and predicted corrosion rate are valuable ouput expected from these methods, and with correct understanding of these methods, proper interpretation and specific data significancy can be used as decision bases.

In this study, output comparison of corrosion rate measurement methods is conducted, involving data retrived from coupon monitoring, corrosion rate simulation and thickness inspection data from ultrasonic test. Samples are taken from oil and gas offshore piping system, with 3 types of environment, multiphase, oil based and gas. Correlation factor between each metods of corrosion rate measurement is concluded by graphical and linear formulation comparison, with closest relation found in oil based system.

Any difference and inconsistency found from 3 corrosion rate measurement method are most likely as the result of sensitivity factor dissimilarity of each method, one of which is coupon positioning, specifically at 3 and 9 o?clock position."

"Dalam penelitian ini dilakukan beberapa metode pengukuran laju korosi dari suatu pipa penyalur dengan fluida gas didalamnya serta adanya gas CO2 dan H2S. Metode untuk mengamati laju korosi yang dilakukan yaitu dengan perbandingan laju korosi berdasarkan perhitungan dari corrosion probe terhadap laju korosi berdasarkan perhitungan kehilangan berat dari corrosion coupon, serta laju korosi yang dihitung menggunakan software corrosion modeling dengan menggunakan data dari analisa fluida. Corrosion probe yang digunakan adalah dari jenis tube loop dengan elemen carbon steel sementara itu coupon yang digunakan adalah material Carbon Steel C1018 mild steel. Metode analisa fluida gas terutama CO2 dan H2S digunakan untuk menghitung laju korosi dengan menggunakan software corrosion modeling. Metode intrusive (Coupon dan probe) yang digunakan dipasang pada pipa horizontal dengan posisi coupon dan probe tersebut di atas dari pipa tersebut (posisi jam 12). Coupon dan probe di biarkan selama beberapa hari lamanya (NACE RP0775)7] kemudian laju korosi dihitung berdasarkan kehilangan beratnya. Data dari Corrosion probe diambil dari data logger yang fungsinya sebagai penyimpan data selama probe tersebut terpasang di dalam sistem pipa penyalur. Data tersebut di unduh dan kemudian di hitung hingga mendapatkan laju korosinya. Pengambilan sample dari fluida gas yang mengalir didalamnya dilakukan untuk menghitung laju korosi dengan menggunakan metode software corrosion modeling. Kandugan gas terutama CO2 dan H2S yang merupakan bahan corrodent merupakan parameter yang akan menentukan tingkat laju korosinya. Masing-masing data yang diperoleh kemudian dianalisa dan dibandingkan dengan metode perghitungan laju korosi dari corrosion probe. Pada kondisi gas CO2 11 %V dan H2S 8 ppm menunjukkan trend yang berbeda dibandingkan laju korosi dari coupon dan corrosion modeling. Hal ini disebabkan peningkatan H2S dapat menyebabkan peningkatan difusi atom hydrogen pada elektroda probe yang akan mempengaruhi sensitivitas probe.

---

There are several methods is being used in this paper to calculate corrosion rate from gas transportation pipeline which has CO2 and H2S inside. These methods are to compare corrosion rate results based on calculation of weight loss by corrosion coupon, probe and corrosion modeling. Corrosion probe which is applied is tube loop type and carbon steel C1018 mild steel. Gas analysis such as CO2 and H2S are applied to calculation corrosion rate using corrosion modeling. Intrusive methods such as corrosion coupon and probe installed at 12 o'clock on horizontal pipeline. Coupon and probe exposed in several days, based on NACE RP 07757] then calculate corrosion rate based on weight loss before and after exposed. Data from corrosion probe downloaded from data logger and Corrosion rate calculated from software which is provided. Gas sampling analysis is applied to determine corrosion rate using corrosion modeling. CO2 and H2S as corrodent are parameters to determine corrosion rate. Data from coupon, probe and sampling are calculated to obtain corrosion rate, and then the results are compared to corrosion rate obtained from corrosion probe. Trending of corrosion rate obtained from corrosion probe is different from corrosion rate obtained from coupon and corrosion modeling when CO2 and H2S present 11%V and 8 ppm respectively. The difference of results due to increasingly of diffusivity hydrogen atomic into probe which affecting probe sensitivity."

"Proses produksi minyak dan gas lepas pantai meliputi bejana, dan sistem pipa yang rentan terhadap serangan korosi. Untuk meminimalkan kegagalan yang terjadi akibat serangan korosi dan mencegah shutdown yang tidak direncanakan dipakailah sistem pemantauan korosi. Sistem pemantauan korosi disini diterapkan terbatas yaitu hanya pada bagian fasilitas proses produksi. Bagian tersebut antara lain meliputi production separator, atmospheric separator, scrubber, compressor, dan cooler. Pada system pemantauan korosi yang diterapkan sebelumnya corrosion coupon dan probe ditempatkan sangat terbatas. Evaluasi sistem pemantauan korosi dilakukan berdasarkan NORSOK M CR 505 dan NACE RP 077599. Sistem pemantauan korosi yang baru ditempatkan pada jalur pipa yang korosif seperti pada jalur masuk fluida 3 fasa, jalur keluar air, jalur keluar gas pada separator, jalur keluar minyak pada separator, dan jalur keluar gas pada cooler. Metode yang dipakai dalam pemantauan korosi ini adalah weight loss coupon, electrical resistance, linear polarization resistance, dan weld probe. Selain itu pembahasan disini juga berisikan arah penempatan alat pemantau korosi terhadap pipa untuk mendapatkan data korosi yang benar-benar sesuai dengan keadaan di lapangan.

---

Oil and gas production facility comprise of vessels and piping system that prone off corrosion attack. To minimize the failure caused by corrosion attack and to prevent unplanned shutdown the corrosion monitoring system is applied. Corrosion monitoring system discussed in this paper limit only on process production facility. Process production facility consists of production separator, atmospheric separator, gas scrubber, compressor, and cooler. On previous corrosion monitoring system, corrosion probe and coupon were very limited. The evaluation this corrosion monitoring based on NORSOK M CR 505 and NACE RP 077599. Recommendations for new corrosion monitoring system are corrosion monitoring device were applied in the corrosive line, such as, the inlet of 3 phase fluids, water outlet, gas outlet of separator, oil outlet of separator, and gas outlet after cooler. This corrosion monitoring system applies three different methods, which are, weight loss coupon, electrical resistance, linear polarization resistance, and weld probe. In this paper discussion made also covers corrosion monitoring device position in pipe to obtain most representative data about corrosion occurred."

"Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi lokasi kemungkinan terjadinya korosi dalam pipa penyalur gas bawah laut dan memverifikasi hasil pemodelan tersebut menggunakan data inspeksi langsung. Metode penelitian melibatkan pengumpulan data teknis pipa penyalur, data operasi, serta data inspeksi dari Non Destructive Testing (NDT) dan In Line Inspection (ILI) yang menggunakan prinsip Magnetic Flux Leakage (MFL). Langkah-langkah penelitian meliputi pengumpulan data, analisa data ILI, analisa data perawatan pipa, penilaian awal, pemodelan korosi dan penilaian lokasi korosi, serta evaluasi pemodelan dan hasil inspeksi ILI. Data yang digunakan mencakup komposisi kimia gas dan cairan, laju dan volume aliran, tekanan dan suhu, serta kondisi dasar laut. Pemodelan korosi dilakukan pada setiap lokasi dengan interval tertentu dalam satu sub-region menggunakan data aliran dari pemodelan multifasa. Hasil penelitian menunjukkan bahwa pemodelan aliran dan laju korosi dapat digunakan untuk memprediksi lokasi dan derajat keparahan dari korosi internal dengan tingkat akurasi model sebesar 66.6%. Model dengan perhitungan rentang jarak 500m dan laju korosi tinggi memiliki akurasi sebesar 42%, sementara model dengan perhitungan rentang jarak 500m dan laju korosi rendah memiliki akurasi sebesar 92%. Program mitigasi korosi menggunakan inhibitor cukup berhasil, namun beberapa lokasi menunjukkan laju korosi yang lebih tinggi.

---

This research aims to identify potential corrosion locations in subsea gas pipelines and verify the modeling results using direct inspection data. The research method involves data collection of pipeline technical specifications, operational data, and inspection data from Non-Destructive Testing (NDT) and In-Line Inspection (ILI) using the Magnetic Flux Leakage (MFL) principle. The research steps include data collection, ILI data analysis, pipeline maintenance data analysis, initial assessment, corrosion modeling and location assessment, and evaluation of modeling and ILI inspection results. The data used includes the chemical composition of gas and liquid, flow rate and volume, pressure and temperature, and seabed conditions. Corrosion modeling is performed at each location with certain intervals within a sub-region using flow data from multiphase modeling. The results indicate that flow and corrosion rate modeling can predict the location and severity of internal pipeline corrosion with a model accuracy of 66.6%. Models with 500m interval calculations and high corrosion rates have an accuracy of 42%, while models with 500m interval calculations and low corrosion rates have an accuracy of 92%. The corrosion mitigation program using inhibitors is generally successful, though some locations exhibit higher corrosion rates."

"Semua material berbahan dasar logam dapat mengalami degradasi material dan degradasi material memiliki banyak jenis, salah satunya korosi yang berbentuk sumuran. Studi pengaruh posisi penempatan coupon test terhadap pembentukkan korosi sumuran pada UNS 30400, UNS 20100, dan AISI 1015 dilakukan dengan menggunakan reaktor mekanik dalam media NaCl 3,5% teraerasi dengan posisi kupon arah jam 12, jam 9 dan jam 6 jika direpresentasikan pada jaringan pipa. Pengaruh laju aliran terhadap pembentukkan korosi sumuran telah banyak diteliti, dimana didapat bahwa korosi sumuran dapat tumbuh pada jenis aliran laminar maupun aliran turbulen. Serta memiliki kecepatan alir kritis untuk pertumbuhan korosi sumuran dengan kecepatan 1,5 m/s. Bentuk-bentuk korosi yang terjadi dianalisa dengan menggunakan mikroskop optik dan menggunakan metode pengurangan berat. Dari karakterisasi ini diperoleh bahwa posisi penempatan kupon dan laju alir mempengaruhi bentuk korosi sumuran yang terjadi, sehingga hasil dapat merepresentasikan bagian dalam pipa yang paling berbahaya jika terjadi korosi sumuran.

---

Degradation occur in every metal based material, one of the degradation is pitting corrosion. Influence of coupon test position with formation of pitting corrosion at UNS 30400, UNS 20100, and AISI 1015 done by mechanics reactor in aerated 3,5% sodium chloride represented an internal pipeline position with 6 o’clock, 9 o’clock, and 12 o’clock position. There are many researchs about influence of fluid flow to pitting corrosion formation, it shows that pitting corrosion happened in every flow regime either in laminar flow or turbulent and has a critical velocity for stable pit growth is 1,5 m/s. In this research, form of pitting corosion examine by optical microscope and weight loss method. From this characterization informed that position of coupon test and fluid flow influence the pit form, so this result can represent the most severe position for pitting corrosion inside the pipe."

"Kegagalan material karena korosi berpengaruh pada operasi kilang sehingga diperlukan analisa dan pemilihan material untuk menjamin kehandalannya. Pelaksanaan Inspeksi Berdasarkan Resiko memerlukan data korosi dan identifikasi material terutama untuk menentukan nilai kemungkinan kegagalan (probability of failure). Terdapat korelasi yang berarti (significant) antara korosi material dengan inspeksi berdasarkan resiko. Pengujian material baja karbon Pipa ASTM A 106 Grade B, Pipa ASTM A 53 Grade B, Pipa KI-R 410 W, Grade P265 GH, Pipa SA 335 Grade P5, dan Pipa ASTM A516 Grade 70 menghasikan laju korosi dan sifat mekanis sebagai acuan pemilihan material. Dari hasil penelitian diperoleh laju korosi terbesar adalah pipa ASTM A 106 Grade B sebesar 1.1649 mpy. Optimalisasi pemilihan material terhadap kelima sampel diperoleh material terbaik adalah pipa KI-R 410 W, diikuti pipa ASTM A 53 Grade B, pipa 516 Grade 70, pipa SA-335 Grade P5 dan terakhir pipa ASTM A 106 Grade B. Pemilihan material yang optimal meningkatkan kehandalan kilang.

---

Material Failure due to corrosion has a significant role in a plant operation, therefore material has to be analyzed and selected properly to guarantee plant reliability in their operation. Implementations of Risk Based Inspection need some data of corrosion in order to determine the probability of failure. We found a significant correlation between materials failure due to corrosion in Risk Based Inspection. More corrosive material will increase the probability of failure. Experiment on Pipe materials ASTM A 106 Grade B, ASTM A 53 Grade B, Pipe KI-R 410 W Grade P65 GH, Pipe ASTM SA 335 Grade B and Pipe A 516 Grade 70, conclude that corrosion rate, service life and mechanical properties can be used as a basic for materials selections.

From the experiment we found the biggest corrosion rate is ASTM A 106 Grade B with 1.1649 mill per year. From the material selection we found the best material is Pipe KI-R 410 W, and than ASTM A 53 grade B, Pipe 516 Grade 70, Pipe SA 335 Grade P5 and Pipe ASTM A 106 Grade B. The correct material selection will increase the reliability of plant."

"Prediksi yang dilakukan pada penelitian ini yakni melibatkan simulasi CFD Computational Fluid Dynamics dengan memperhatikan fenomena transport pada bulk gas bumi dan laju korosi yang disebabkan CO2. Proses korosi terjadi pada permukaan dinding dalam pipa. Fenomena transport yang terjadi mengacu pada neraca massa, neraca energi, neraca momentum dan reaksi elektrokimia. Pipa sepanjang 8 meter dengan diameter 16 inci digunakan sebagai model simulasi dan hanya diambil seperdelapan bagian dari pipa dikarenakan silinder mempunyai simetri yang tak hingga. Reaksi elektrokimia yang terjadi melibatkan reaksi katodik dan rekasi anodik. Pada penelitian kali ini, perubahan terbesr laju korosi CO 2 yakni pada variasi konsentrasi persen mol CO2 yakni sekitar 6,09 x 10-5 mm/yr. sedangkan pada variasi suhu dan laju aliran massa sekitar 1,92 x 10-5 mm/yr dan 2 x 10-6 mm/yr. Pipa transmisi telah terpasang 2 tahun dengan tebal 11,999 mm jika laju korosi CO2 digunakan dalam perhitungan ketebalan pipa dan tidak memperhatikan external corrosion akibat air laut. K.

---

In this paper, new method of prediciton is presented. This method involves Computational Fluid Dynamic CFD simulation which involves transport phenomenon occurred at natural gas and corrosion rate occurred at the inner surface of tranmission natrual gas pipe. Transport phenomenons are based on several conservation law i.e conservation of mass, conservation of momentum, conservation of energy and Electrochemical reaction. Pipe with 8 meter long and 16 inches in diameter is used for the model simulation and one eighth part will be used since cylinder has inifinite symetry. Electrochemical reaction which is occurred, involves anodic reaction and cathodic reaction. At this research, effect of variation CO2 mole fraction has the most contribution to the CO2 corrosion rate. The difference between each variation is 6,09 x 10 5 mm yr. However, the effect of variation temperature and mass flow rate is about 1,92 x 10 5 mm yr and 2 x 10 6 mm yr respectively. Natural Gas pipe has been installed for 2 years. Its thickness is about 11,999 mm since it gets internal corrosion CO2 corrosion and neglecting the external corrosion caused by sea water. "

"ABSTRAKPenelitian ini difokuskan pada analisa korosi pipa trunk line yangmenyebabkan pipa diganti dalam waktu 8 tahun dari 15 tahun rencana desain.Material baja API 5L Grade B dalam kondisi belum terpakai dan yang terkorosidianalisis secara fisik dan mekanik menggunakan uji metalografi, uji tarik, ujikomposisi kimia, Scanning electron microscopy-Energy Dispersive Spectroscopy(SEM-EDS), Difraksi Sinar-X (XRD), kemudian uji korosi dengan metodepolarisasi. Pada sampel belum terpakai diperoleh nilai laju korosi 0,0531 mmpydan sampel terkorosi diperoleh nilai 0,1377 mmpy. Juga terbentuk fasa Fe3O4(magnetite), FeS (besi sulfida) dan SiO2 (silika). Hasil data di lapangan berupakondisi sekitar jalur pipa trunk line dan laju korosi yang dihasilkan akibatpenurunan ketebalan menghasilkan data sisa umur pakai aktual yang dibandingkandengan sisa umur pakai sampel hasil pengujian.

---

ABSTRACTThis research focused on the trunk line corrosion analysis that has causedpipe replacement within 8 years instead of 15 years design lifetime. Samples ofAPI 5L Grade B material were analyzed with physical and mechanical tests usingmetallographic, tensile testing, chemical composition test, scanning electronmicroscopy-energy dispersive spectroscopy (SEM-EDS), X-Ray difraction (XRD),then polarization corrosion test. On the new unused sample obtained corrosion Adeof 0.0531 mmpy and corroded sample obtained 0.1377 mmpy. Also formed phaseFe3O4 ( magnetite ) , FeS ( iron sulfide ) and SiO2 ( silica ). The results of fielddata in the form of conditions around the trunk line area and the pipeline corrosionrate generated due to decreased thickness obtained the actual remaining life datacompared with the remaining lifetime of the sample test"

"Pipa penyalur minyak umumnya menggunakan material baja karbon. Salah satu masalah besar dalam penggunaan material tersebut yang berkaitan dengan korosi dan biasanya terjadi kebocoran adalah akibat adanya pengaruh konsentrasi ion klorida yang terlarut dalam media air sehingga lingkungan bersifat korosif (asam). Oleh karena itu sebagai upaya untuk mengatasi masalah tersebut perlu diketahui besaran laju korosi material baja karbon tersebut. Dalam penelitian ini dilakukan perbandingan antara laju korosi yang diperoleh dari metode pengujian linear polarisasi resistance dan pengukuran metal loss dengan peralatan ultrasonic thickness meter. Output dari kedua metode tersebut selanjutnya diperoleh hubungan laju korosi melalui analysis of variance dengan menggunakan software. Studi pengaruh kadar klorida dilakukan untuk mengetahui korosi internal pipa baja karbon API 5L Grade B yang digunakan sebagai pipa penyalur minyak di lapangan. Metode pengujian polarisasi resistance dilakukan dalam media larutan air formasi NaCl 1%, 2% dan 3.5%. Laju korosi internal pipa baja karbon API 5L Grade B cenderung meningkat seiring dengan meningkatnya konsentrasi klorida dalam media larutan. Penelitian ini juga menunjukkan bahwa pipa baja karbon API 5L Grade B memiliki ketahanan korosi yang cukup pada fluida dengan konsentrasi klorida 1%, 2% dan 3.5%.

---

Oil pipeline is commonly used carbon steel. One of the big caused on using that material which related to corrosion problem and usually there is such as leakage due to effect of ion chloride concentration in water that causes corrosive environment (acid). In order to overcome this problem is necessarily to know corrosion rate of this steel.

In this study, output comparison of corrosion rate measurement methods are resistance polarization and metal loss measurement with ultrasonic. Correlation factor between both methods of corrosion rate measurement will achieved by analysis of variance from software.

The aim of this research is to study effect chloride level to internal corrosion carbon steel API 5L Grade B and carbon steel that used as oil pipeline in the field. A method used for corrosion testing is resistance polarization which was used formation water solution with NaCl 1%, 2% and 3.5%. The corrosion rate for carbon steel API 5L Grade B tend to increase accompanied with more chloride content in the medium, respectively. This research also explain that carbon steel API 5L Grade B have corrosion resistance fairly to fluid with chloride content 1%, 2% and 3.5%."

"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."