Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Material baja karbon merupakan material yang umum dipakai sebagai pipa penyalur, baik flowline maupun pipeline proses produksi gas alam. Penggunaan material baja pada proses tersebut seringkali menghadapi masalah yang berkaitan dengan korosi yaitu terjadinya kebocoran akibat pengaruh adanya gas CO2 yang terlarut dalam media air dan bersifat korosif (asam). Dalam upaya mengatasi masalah tersebut di atas, perlu diketahui besaran laju korosi material baja akibat pengaruh gas CO2 terlarut.Penelitian ini bertujuan untuk melakukan studi laju korosi material baja yang digunakan pada proses produksi gas alam yang mengandung CO2 dalam berbagai kondisi yang mewakili kondisi sesungguhnya di dalam aplikasi seperti pengaruh tekanan parsial CO2, komposisi larutan, dan temperatur. Penelitian dilakukan dengan metoda uji polarisasi.Hasil dari penelitian ini akan merefleksikan besaran laju korosi yang terjadi pada pipa penyalur gas alam akibat pengaruh CO2 terlarut. Laju korosi baja karbon pada lingkungan yang mengandung CO2 berkisar antara 15 - 28 mpy. Laju korosi yang tinggi ini akan membahayakan flowline dan pipeline penyalur gas alam sehingga dibutuhkan suatu metode proteksi untuk mencegah terjadinya kegagalan akibat proses korosi yang terjadi.Hasil dari penelitian ini merupakan tahap awal, sebagai bahan masukan untuk melakukan upaya penanggulangan (proteksi) agar tidak terjadi kebocoran flowline dan pipeline akibat korosi CO2 sesuai dengan umur pakai (life time) yang telah dirancang.

---

Carbon steel is commonly used as flowline and pipeline in natural gas production process. However, the use of this steel often face problems related to corrosion, such as leakage due to effect of dissolved CO2 in water that causes corrosive environment (acid). In order to overcome this problem, further study must be carried out about corrosion rate model of this steel in dissolved CO2 condition.

The aim of this research is to study corrosion rate of steel as flowline and pipeline in natural gas production process with CO2 content and variety of conditions that represent the actual conditions in practice such as CO2 partial pressure, solution composition, and temperature. Research conducted by polarization test.

The result of this study will illustrate the level of corrosion rate occurred in natural gas pipelines due to the effect of dissolved CO2. Corrosion rate of carbon steel in environments containing CO2 ranged between 15-28 mpy. The high corrosion rate observed would damage natural gas transmission flowline and pipeline. Consequently, a protection method is required to prevent flowline and pipeline failure due to such corrosion.

The result of this study is the first step, as an input for prevention efforts, to prevent leakage of flowline and pipeline due to corrosion of CO2 appropriate with the lifetime that has been designed."

"Penelitian ini dilakukan pada baja karbon API 5L X-52 yang banyak digunakan sebagai material untuk flowline dan pipeline pada industri gas alam, dimana pada industri gas alam biasanya banyak mengandung gas CO2 yang dapat menyebabkan terjadinya korosi CO2. Penelitian ini dilakukan dengan metode polarisasi menggunakan Rotating Cylinder Electrode (RCE) yang mengambarkan laju aliran, dimana lingkungan yang digunakan adalah NaCl 3.5% dengan pH lingkungan tetap yaitu pH 4. Pada penelitian ini dengan digunakannya NaCl 3.5% yang mengandung CO2 jenuh dengan pH 4 dan dengan pengaruh laju alir diamati dengan kecepatan 0-3000 RPM, dimana dengan semakin meningkatnya laju alir maka laju korosi yang terjadi akan semakin meningkat. Laju korosi yang didapatkan pada penelitian ini dengan pengaruh laju alir didapatkan nilai berkisar antara 96-620 mpy. Laju korosi ini menunjukan nilai yang sangat tinggi dan membahayakan jika digunakan sebagai pipeline dan flowline di industri gas alam. Laju korosi yang tinggi tersebut diakibatkan karena pada pH rendah (<4) maka mekanisme korosi CO2 akan dipengaruhi oleh reduksi hidrogen, dan meningkatnya transport massa sehingga akan mengakibatkan meningkatnya laju korosi.

---

This researches is being done to API 5L X-52 carbon steel which commonly used as flowline and pipeline materials in natural gas industry. In natural gas industry, usually contain many CO2 that leads to CO2 corrosion. The method in this researches is using polarization method that used Rotating Cylinder Electrode (RCE) to describe flow rate. The environment we used is NaCl 3.5% with constant pH 4.

In this researches we used NaCl 3.5% with saturated CO2 and pH 4 with the effect from flow rate from 0-3000 RPM. The result describe that with increase of flow rate leads to increase of corrosion rate. Range of corrosion rate from this researches are 96-620 mpy.

That result show a very high corrosion rate and will be dangerous if being used as pipeline and flowline in natural gas industry. That result show us tahat in low pH (<4) the mechanism of CO2 corrosion will be under influence of hydrogen reduction and the enhancement of mass transfers that tend to increase the corrosion rate."

"ABSTRAKPerilaku inhibisi senyawa fenolik yang ditambahkan pada baja karbon rendah dilingkungan 0.5; 1.5; 2.5; 3.5 % NaCl yang Mengandung Gas CO2 telah ditelitidengan menggunakan metode ekstrapolasi tafel. Senyawa Fenolik ini dipilihsebagai green corrosion inhibitor karena mengandung senyawa antioksidan yangdapat menghambat laju korosi. Waktu perendaman sampel baja karbon denganGreen inhibitor selama 3 hari dan dialirkan gas CO2 kedalam larutan yangmengandung garam NaCl. Hasil penelitian menunjukan ekstrak dari Green teadan Piper betle merupakan inhibitor korosi yang sangat efektif untuk baja karbonrendah pada sweet enviroment, karena dapat menghambat laju korosi secarasignifikan dengan efisiensi sebesar 57.03 ? 73.94 % dengan dilakukan pengujianlaju korosi dengan metode tafel.

---

ABSTRACTBehavioral inhibition of phenolic compounds that are added to a low carbon steelin environment 0.5 %; 1.5 %; 2.5 %; 3.5 % NaCl containing CO2 gases has beeninvestigated by using the extrapolation method tafel. Phenolic compounds wereselected as a green corrosion inhibitor because they contain antioxidantcompounds that can inhibit the corrosion rate. Immersion time of carbon steelsamples with the Green inhibitor for three days and CO2 gases is passed into asolution containing NaCl salt. The results showed extracts of Green tea and Piperbetle is a highly effective corrosion inhibitor for low carbon steel in sweetEnvironment, because it can significantly inhibit the corrosion rate with anefficiency of 57.03 - 73.94 % with the rate of corrosion testing performed by themethod of tafel."

"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."

"ABSTRAKProses produksi Gas Alam yang umum dipakai sebagai pipa penyalur, baik flowline maupun pipeline biasanya menggunakan material baja karbon. Ada 3 faktor masalah besar dalam penggunaan material tersebut yang berkaitan dengan korosi yang biasanya terjadi pada proses tersebut. 3 faktor tersebut antara lain terjadinya kebocoran akibat pengaruh adanya gas CO2 yang terlarut dalam media air , adanya laju aliran fluida dalam pipa dan lingkungan bersifat korosif (asam). Dalam upaya mengatasi masalah tersebut di atas, perlu diketahui besaran laju korosi material baja akibat pengaruhgas CO2 terlarut.Penelitian ini bertujuan untuk melakukan studi laju korosi material baja yang digunakan pada proses produksi gas alam yang mengandung CO2 dalam berbagai kondisi yang mewakili kondisi sesungguhnya di dalam aplikasi seperti pengaruh tekanan parsial CO2, komposisi larutan, dan temperatur. Penelitian dilakukan dengan metoda uji polarisasi. Hasil dari penelitian ini akan merefleksikan besaran laju korosi yang terjadi pada pipa penyalur gas alam akibat pengaruh CO2terlarut, variasi kecepatan putaran, dan pengaruh perubahan pH.Pada pH 5, laju korosi baja karbon pada lingkungan yang mengandung CO2 akan naik seiring dengan kenaikan laju aliran, tetapi begitu pH dinaikkan menjadi 6 laju korosi cenderung turun,suasana yang lebih basa dapat menurunkan laju korosi. Laju korosi yang tinggi ini akan membahayakan pipeline dan flowline penyalur gas alam. Hasil dari penelitian ini merupakan tahap awal, sebagai bahan simulasi yang terjadi pada pipa baja karbon pada proses produksi gas alam dan agar di kemudian hari dapat dicari upaya penanggulangannya dalam melawan 3faktor masalah besar tersebut sehingga dapat digunakan sesuai dengan umur pakai (life time) yang telah dirancang.

---

ABSTRACTCarbon steel is commonly used as flowline and pipeline in natural gas production process. There are 3 big causes on using that material which related to corrosion problem. The 3 factors such as leakage due to effect of dissolved CO2 in water that causes corrosive environment (acid),fluid's flow rate inside the pipeline, and acid environment. In order to overcome this problem, further study must be carried out about corrosion rate model of this steel in dissolved CO2 condition.The aim of this research is to study corrosion rate of steel as flowline and pipeline in natural gas production process with CO2 content and variety of conditions that represent the actual conditions in practice such as CO2 partial pressure, solution composition, and temperature. Research conducted by polarization test. The result of this study will illustrate the level of corrosion rate occurred in natural gas pipelines due to the effect of dissolved CO2, variation of rotation rate, and effect of pH. On PH 5, Corrosion rate of carbon steel in environments containing CO2 will increase along with the increase of flow rate, but when pH is increasing to 6, flow rate suddenly decrease, alkali(base) environment decreasing flow rate. The high corrosion rate observed would damage natural gas transmission pipeline and flowline. The result of this study is the first step, as a simulation things that happen in actual carbon steel, and hope in the future there are good protection method which can fight with these 3 big causes, so it can appropriate with the lifetime that has been designed."

"CO2 merupakan salah satu gas yang secara natural hadir dalam fluida pada praduksi minyak dan gas. Gas C02 yang larut di air diketahui dapat menyebabkan korosi dari pipa baja yang digunakan di lapangan produksi minyak dan gas, Kebanyakan korosi internal pada pipa baja penyalur minyak disebabkan oleh C02 Korosi C02 dalam pipa penyalur minyak dipengaruh oleh beberapa faktor seperti tekanan parsial C02, temperatur dan pH Dalam pengujian ini dilakukan untuk mengetahui pengaruh tekanan parsial CO2 terhadap laju korosi pada logam baja dalam suatu media larutan yang dihasilkan dengan menggunakan polarisasi dengan perhitungan kecepatan korosi dari rumus de ward dan milhams. Pengujian ini dilakukan pada baja karbon API 3L X-42 dari pipa penyalur minyak."

"Pengaruh laju aliran pada laju korosi baja API 5L X-52 pada kondisi lingkungan NaCl 3.5% yang mengandung gas CO2 telah diteliti dengan variasi putaran 0-3000 RPM menggunakan metode polarisasi. Dari hasil penelitian didapatkan laju korosi baja API 5L X-52 berkisar pada 60 s/d 240 mpy. Hasil tersebut dibandingkan dengan kondisi teraerasi dan didapatkan bahwa laju aliran tidak terlalu signifikan dalam menaikkan laju korosi dari baja API 5l X-52 pada kondisi adanya gas CO2 terlarut akibat adanya lapisan protektif berupa FeCO3 yang menghambat proses korosi sehingga hal ini juga membuat transport massa tidak terlalu punya pengaruh signifikan terhadap proses.

---

Effect of flow rate for corrosion rate API 5L X-52 steel in NaCl 3.5% which containing CO2 gas has been studied with rotating speed 0-3000 RPM using polarization method. The result found corrosion rate API 5L X-52 steel is 60 - 240 mpy. This result compare with environment with aeration and found that flow rate insensitive for corrosion rate API 5L X-52 steel in environment with dissolve CO2 gas because of existence protective film FeCO3 which inhibit corrosion process. This protective film also contributes for mass transport has not significant effect for corrosion process."

"Peralatan dan pipa pada instalasi pengolahan minyak dan gas bumi banyak berhubungan (contact) dengan gas CO2 dan H2S serta fluida-fluida kimia lainnya yang sangat korosif. Data-data hasil pengukuran seperti suhu, tekanan operasi, pH, kecepatan aliran fluida, komposisi dan jenis fluida serta data-data proses lainnya merupakan dasar dari penilaian korosi dan pemilihan jenis material yang tepat. Penelitian ini bertujuan untuk meneliti pengaruh kandungan klorida terhadap kenaikan laju korosi pada baja karbon A106 dalam fluida yang tersaturasi gas CO2. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah standard ASTM G 31-72 dan NACE Standard RP 0775-99 dimana pengujian ini didasarkan pada pengujian kehilangan berat (weight loss test). Material sampel yang digunakan adalah baja karbon A106. Larutan uji yang digunakan adalah larutan NaCl dengan konsentrasi 0,1%, 1% dan 3,5% kemudian dilakukan saturasi oleh gas CO2. Laju korosi meningkat secara tajam pada rentang konsentrasi NaCl diatas 1%. Peningkatan suhu larutan bersifat linier pada konsentrasi NaCL 0,1%, 1% dan 3,5%. Secara umum model yang dihasilkan pada penelitian ini cukup valid digunakan pada rentang konsentrasi NaCl 1% hingga 3,5% pada rentang suhu 30°C sampai dengan 90°C.

---

Both pipes and equipments in oil and gas refineries directly contact with acid gas such as CO2 and H2S and other corrosive components. Measured data of pH, temperature, operating pressure, fluid velocity and type or fluids composition is basic data for corrosion assesment and selection materials. The goal of this research is investigate the effect of chloride content in fluids toward corrosion rate on carbon steel in sytem with CO2 saturated. This research using ASTM G31-72 and NACE Standard RP 0775-99 where the test of specimen based on weight loss test. Type of material sample are carbon steel A106. The Solution is NaCl solution with concentration about 0,1%, 1% and 3,5%. Afterwards the solution is saturated with CO2. Corrosion rate increase rapidly in the range of NaCl concentration above 1%. Increasing temperature of solution is linear function in the range of NaCl concentration between 0,1% to 3,5%. Generally, the model in this research is valid in the range of NaCl concentration between 1% to 3,5% and temperature between 30°C to 90°C."

"Korosi memiliki dampak yang sangat besar terhadap ekonomi dan lingkungan pada berbagai infrastruktur, terkait dengan kegagalan operasi dan aset. Masalah yang umum terjadi pada jaringan pipa minyak dan gas saat ini adalah korosi internal yang disebabkan oleh media korosif yang umumnya mengandung karbon dioksida (CO2) dalam larutan aqueous. Karenanya, diperlukan cara untuk mengevaluasi korosi CO2 pada baja karbon terkait laju korosi agar dapat memenuhi umur operasi. Dalam penelitian ini, model Norsok yang telah dimodifikasi digunakan untuk memprediksi laju korosi pada lingkungan CO2, dan mempertimbangkan data parameter seperti suhu, tekanan parsial CO2, dan laju aliran untuk menghitung shear stress dan laju korosi. Software ini dibuat dengan menggunakan bahasa pemrograman visual basic (Microsoft Visual Studio - VB), kemudian dengan menggabungkan basis pengetahuan mekanisme korosi CO2 dan aturan tertentu maka akan dihasilkan suatu sistem pakar. Berdasarkan perhitungan shear stress dan laju koros, kemudian rekomendasi dapat diajukan untuk mempertimbangkan, apakah baja karbon masih dapat digunakan atau penggunaan baja karbon dengan memberikan inhibitor atau penggantian baja karbon dengan Corrosion Resistance Alloys. Hasil perhitungan modifikasi model Norsok menunjukkan bahwa hasil perhitungan laju korosi tampak lebih realistis dibandingkan dengan model Norsok asli, dan dapat digunakan untuk mengevaluasi baja karbon yang mengalami korosi CO2 dengan tingkat kepercayaan lebih tinggi.

---

Corrosion has a great detrimental effect to economy and environment in almost all infrastructures, in regards of operations shutdown and asset facilities failure. A common problem in oil and gas process piping and transport pipeline nowadays is internal corrosion caused by corrosive media containing mainly carbon dioxide (CO2) in aqueous solutions. Therefore, there is a need to evaluate CO2 corrosion of carbon steel in terms of corrosion rate in order to meet its life expectancy in such environment.

In this paper, a modified Norsok model was used to predict corrosion rate in CO2 environment, and consider typical data parameter used such as temperature, CO2 partial pressure, and flow rate or fluid velocity to calculate shear stress and corrosion rate. By combining knowledge base related to CO2 corrosion mechanism and its logic algorithm with certain rules resulted in such expert system which utilize visual basic (Microsoft Visual Studio-VB) programming language to develope a software.

Based on calculated shear stress and corrosion rate, then recommendations can be proposed whether carbon steel still can be used or carbon steel with inhibitor injection or carbon steel replaced by Corrosion Resistance Alloys.

The modified Norsok calculation model results show that the calculated corrosion rates are likely more realistic compared to the original Norsok model, and can be used to evaluate carbon steel which suffered CO2 corrosion with highly confident."

"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. "