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."

"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. "

"Terbatasnya sumber daya minyak bumi dan gas alam dan meningkatnya kebutuhan minyak bumi dan gas alam dalam negeri sebagai bahan bakar dan bahan baku industri serta masih diperlukannya minyak bumi dan gas alam sebagai devisa negaera maka pemanfaatan dan pengelolaan minyak bumi dan gas alam dilaksanakan seefektif dan seefisian mungkin. Untuk mencapai hal tersebut pemodelan industri minyak bumi dan gas alam sangat diperlukan untuk meramalkan perkembangan industri minyak bumi dan gas alam yang pada saat ini menggunakan sistem kontrak bagi hasil (production sharing contracts).

---

Limited oil and gas resources increased domestic oil and natural gas demand, such as gasoline and industries feedstock commodities and still oil and natural gas function as part of fund resources for national development, so that effeciently and effectively utilization and exacution oil and natural gas are needed. To get this goal, oil and natural gas industries models is very needed to forecast oil and natural gas industries development and to formulate a policy will be used on oil and natural gas industries. The policy that is used today is Production Sharing Contract (SPC)."

"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."

"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."