Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"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."

"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."

"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."

"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."

"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."