Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Inhibitor oil soluble mempengaruhi laju korosi benda uji baja karbon API 5 L Grade B, yang merupakan material yang umum digunakan sebagai pipa penyalur minyak dan gas bumi. Pengujian sifat fisika kimia menunjukan bahwa kelarutan inhibitor oil soluble yang digunakan memiliki kelarutan yang tinggi di dalam fasa minyak yaitu kerosin dan terdispersi di dalam fasa air (synthetic brine water). Pengujian emulsifikasi dari inhibitor oil soluble dilakukan pada sistem yang mengandung perbandingan fasa air (brine) dan fasa minyak (kerosin) 80 : 20. Hasil pengamatan menunjukan secara keseluruhan tidak ditemukan pembentukan emulsi yang stabil. Analisa spektrum serapan FT-IR inhibitor oil soluble yang digunakan tidak mengalami degradasi termal pada suhu pemanasan sampai dengan 50oC. Inhibitor oil soluble yang digunakan mampu menurunkan laju korosi benda uji API 5 L Grade B. Besarnya penurunan laju korosi ini dipengaruhi oleh konsentrasi inhibitor dan suhu lingkungan. Pada pengujian dalam suhu kamar (28oC) dan 40oC, efisiensi inhibisi terbesar terjadi pada konsentrasi inhibitor 30 ppm dengan efisiensi inhibisi masing-masing sebesar 46,26% dan 72.54 % dengan laju korosi rata-rata sebesar 11,80 mpy dan 12,52 mpy. Sedangkan pada suhu 50oC efisiensi inhibisi terbesar terdapat pada penambahan konsentrasi inhibitor 50 ppm dengan efisiensi 67,29 % dengan laju korosi rata-rata 18,98 mpy."

"Penelitian ini dilakukan untuk memprediksi pengaruh sifat air baku sedimen dalam kandungan minyak mentah terhadap laju korosi pipa penyalur minyak dengan cara perhitungan indeks korosifitas yang dikomparasikan dengan metode polarisasi. Data yang dihasilkan dapat digunakan untuk menentukan sistem pengendalian korosi pada produksi minyak mentah Sampel air sedimen baku yang digunakan sehanyak 5 buah dan sampel baja karbon, yang berasal dari pipa penyalur minyak. sebanyak 3 buah. Ketiga sampel baja karbon diuji dengan metode polarisasi terhadap lima sampel air sedimen baku. Selanjutnya dipilih masing-masing 1 buah sampel dari tiga sampel baja karbon untuk diuji dengan cara pengadukan pada pengujian polarisasi. Dilakukan pengamatan terhadap laju korosi yang dihasiikan oleh seluruh sampel baja karbon, baik yang tanpa atau dengan pengadukan, dan dikomparasikan dengan indek korosifitas masing-masing larutan."

"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."

"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."

"ABSTRAKPipa API 5L Grade B adalah pipa yang digunakan sebagai penyalur pada industri minyak (BBM), gas dan industri kimia. Pengujian dibatasi oleh medium air hujan, air pantai dan air laut tengah di daerah Tanjung Priok. Sampel pipa diuji kekuatan mekanisnya (uji tarik) untuk mengetahui nilai tensile strength, menggunakan standar ASTM E8. Kemudian dilakukan pengujian Mikroskop Optik dan SEM untuk mengetahui struktur mikro. Analisa fasa dan struktur kristalnya dilakukan dengan pengujian XRD. Pengujian laju korosi menggunakan metode polarisasi potensiodinamik G102-99. Terhadap pipa bekas pakai yang sudah terkorosi di area tersebut, dilakukan pengujian Mikroskop Optik, XRD, SEM dan EDX untuk melihat struktur mikro dan komposisi kimia senyawa produk korosi yang terbentuk. Hasil penelitian menunjukkan terjadinya korosi merata, korosi batas butir, korosi celah dan korosi sumuran. Laju korosi paling besar terjadi di lingkungan pantai, yaitu sebesar 2.29 mpy, di laut dalam 1.96 mpy dan laju korosi paling rendah terjadi oleh air hujan, sebesar 0,45 mpy. Hal ini disebabkan karena di lingkungan pantai salinitas dan kandungan zat padat yang terlarut lebih tinggi.

---

ABSTRACT

The pipe API5L Grade B is the pipe used as distributors for oil industries , gas and chemical industries. The test is limited by the medium of rain water, coastal water and middle sea water in Tanjung Priok. The pipe sampling is tested for mechanism strength to get tensile strength value by using the standard of ASTM E 8. The test then continued to optical microscope test and scanning electron microscopy (SEM) to get the micro structure orientation. The phase and crystal structure analysis was carried by x-rays diffraction (XRD) test. The analysis of corrosion accelerator was carried by the metod of potentiodynamic polarization G102-99. The corroded used pipe in the area then had optical microscopy tests, XRD, SEM and EDX to get the microstructure and chemical composition of the corrosion products compound formed. The test result shows the occurance of prevalent corrosions, intergranular corrosions, crevice corrosions and pitting corrosions. The biggest corrosions accelerated in the coastal water area wich about 2.29 mpy, in the dept sea for about 1.96 mpy and the lowest is in the area of rain water with 0.45 mpy. This is due to the salinity of the coastal area and the content of dissolved solid is higher."