Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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. "

"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."

"Korosi yang disebabkan oleh karbondioksida (CO2) pada pipa baja karbon dan peralatan di pengolahan minyak dan gas sangat umum terjadi. CO2 larut dalam air menghasilkan asam karbonat (H2CO3) yang mempunyai sifat yang lebih korosif dibanding asam klorida (HCL) pada pH yang sama. Electrochemical impedance spectroscopy dan linear polarization resistance digunakan untuk mengetahui fenomena proses yang terjadi selama proses adsorbsi inhibitor di permukaan logam. Variasi temperature dan konsentrasi dari inhibitor dilakukan untuk mengetahui kemampuan inhibisi inhibitor dan mekanisme inhibisi. Penelitian ini dilakukan pada baja karbon A106 grB di dalam lingkungan 3% NaCl. Konsentrasi inhibitor bervariasi dari 0,5,15, dan 40 ppm dan dengan variasi temperature di 40 0C dan 90 0C. Pada temperature 40 0C laju korosi menunjukan 213,9 MPY pada lingkungan tanpa penambahan inhibitor , dan akan turun drastis ke 22,4 MPY ketika 5 ppm inhibitor ditambahkan ke lingkungan, dengan effisiensi inhibisi 90%. Penambahan konsentrasi inhibitor sampai 40 ppm meningkatkan effisiensi inhibisi sampai 98%. Penambahan konsentrasi inhibitor berbasis Imidazoline dari dari 0 ppm sampai 5 ppm pada temperature 90 0C dapat menghasilkan penurunan laju korosi yang signifikan yaitu dari 173,3 MPY menjadi 31,67 MPY, dengan effisiensi inhibisi 82%. Dengan penambahan konsentrasi inhibitor sebanyak 40 ppm akan menaikan effisiensi inhibisi sampai 99,99 %. Mekanisme penghambatan laju korosi terjadi sebagai akibat terbentuknya ikatan polar (O-H dan N-H) yang berikatan dengan permukaan logam melalui proses chemisorption.

---

Corrosion caused by carbon dioxide (CO2) in carbon steel pipes and equipment in oil and gas processing is very common. Water soluble CO2 produces carbonic acid (H2CO3) which has more corrosive properties than hydrochloric acid (HCL) at the same pH. Electrochemical impedance spectroscopy and linear polarization resistance are used to determine the processes that occur during the adsorbs inhibitor process on the metal surface. Variation of concentration of the inhibitor is conducted to determine the ability of inhibitor inhibition and inhibition mechanism. This research was conducted on A106 gr. B carbon steel in an environment of 3% NaCl. The inhibitor concentration varies from 0,5,15, and 40 ppm at 40 0C. At temperatures of 400C the corrosion rate shows 213.9 MPY in the environment without the addition of inhibitors, and will drop dramatically to 22.4 MPY when 5 ppm inhibitors are added to the environment. Electrochemical Impedance Spectroscopy is used to study inhibition mechanism. Increasing the concentration of Imidazoline based inhibitors from 0 ppm to 5 ppm at 90 0C can produce a significant decrease in corrosion rate from 173.3 MPY to 31.67 MPY, with 82% inhibition efficiency. With the addition of inhibitor concentrations up to 40 ppm will increase inhibition efficiency to 99,99 %. The mechanism of inhibition of corrosion rate occurs as a result of the formation of polar bonds (O-H and N-H) that bind to the metal surface through a chemisorption process."

"Korosi merupakan pennasalahan yang dapat menimbulkan kerugian besar baik dalam bidang ekonomi, lingkungan, dan terkadang dapat mengkontaminasi manusia secara langsung. Langkah yang penting untuk menghindari terjadinya kerugian akibat korosi adalah pendeteksian awal yang tepat, diagnosis secara tepat, dan perancangan pencegahan yang efektif. Salah satu bentuk pendeteksian yang tidak merusak adalah dengan menggunakan metode ultrasonic testing(UT). Skripsi ini menelaah teknik UT yang digunakan untuk mendeteksi ketebalan pipa, melalui pengolahan data untuk menentukan laju korosi dan sisa umur pipa. Untuk memudahkan pengolahan data, telah dibuat sebuah program untuk menghitung besaran-besaran fisis seperti Maximum Allowable Working Pressure M/IA WP), ketebalan minimum, laju korosi, sisa masa pakai pipa, safely factor dan tampilan gambaran korosi yang terjadi. Hasil kerja ini mampu memberikan infonnasi yang bermanfaat untuk dapat membantu pengolah data lanjut.

---

Corrosion is a problem that can be a major loss in economy, environment and health. Important steps to avoid and decreasing for that losses are to perform an early detection system, right diagnostics, and an effective protection planning. One method for detecting corrosion level is ultrasonic testing(UT). This final assignment discusses on an UT technique which is used for piping corrosion detection. The data from this testing then calculated to get their corrotion rate and remaining life. For allowing users in manner data processing, a computer program has been made to visualize a corotion condition and calculating Maximum Allowable Working Pressure (MAWP) in a pipeline. The information derives from software is able to deliver information needed by anyone, and could help the operator to processing data in more efficient."

"

Kegagalan sistem perpipaan pada industri minyak bumi dan gas merupakan kondisi yang sangat dihindari dan diantisipasi karena kerugian yang dihasilkan dapat mencapai sangat tinggi. Salah satu penyebab yang mengakibatkan kegagalan sistem perpipaan adalah korosi internal. Korosi internal ini disebabkan oleh kandungan karbon dioksida dan zat-zat yang korosif di dalam minyak bumi dan gas. Untuk mengantisipasi kegagalan yang dapat terjadi, dibutuhkan sistem inspeksi yang optimal sehingga tidak hanya dapat mencegah terjadinya korosi yang mengakibatkan kegagalan sistem perpipaan namun juga overbudgetting akibat inspeksi yang terlalu sering. Risk Based Inspection (RBI) merupakan salah satu metode untuk menentukan sistem inspeksi secara optimal dengan menggunakan pendekatan risiko. Dalam pendekatan penghitungan risiko, simulasi monte carlo dapat digunakan untuk mendekati nilai risiko aktual pada kondisi lapangan dengan jumlah sampel yang sedikit. Dalam simulasi monte carlo ini digunakan dua jenis fungsi laju korosi yang sesuai dengan ASTM G-16 95. Dengan membandingkan jenis fungsi laju korosi linier yang umumnya digunakan dalam penghitungan laju korosi di lapangan dengan fungsi laju korosi non-linier akan menghasilkan pendekatan nilai risiko yang lebih akurat. Dengan pendekatan nilai risiko yang lebih akurat, sistem inspeksi yang dihasilkan dalam akan lebih optimal.

 

---

Failures in oil and gas piping system are a condition which may occur and resulting in high amount of loses. One of the main causes on pipeline system failure is Internal corrosion. This internal corrosion is occurred due to high content of carbon dioxide gasses and other corrosive substances inside crude oil and natural gasses. Therefore, an optimum inspection scheduling system will be needed not only to intercept the probability of pipeline failures caused by corrosion but also to prevent overbudgeting on excessive inspection scheduling. For this purpose, Risk-Based Inspection (RBI) is used based on API RP 581 document as a standard procedure of analysis. Also, in this paper Monte Carlo simulation will be applied using stochastic iteration to approximate the actual risk value of the pipeline system with limited amount of sample on site. In addition, the non-linear corrosion rate function is used as a comparison to the commonly used linear corrosion rate function based on the ASTM G-16 95 document. The results show non-linear corrosion rate function will generate more accurate approach on approximating the actual risk value and eventually resulting in more efficient inspection scheduling system during the lifetime of the pipe system.

 

"

"Pipe Support merupakan bagian yang tidak terpisahkan pada instalasi pipa dan pada bagian ini sering terjadi korosi, posisinya yang tertutup dan sulit seringkali tidak dapat di inspeksi visual maupun alat inspeksi biasa. Korosi merupakan masalah di dalam industri produksi karena dapat menurunkan efektivitas produksi dan menimbulkan kerusakan yang berakibat fatal. Tujuan akhir dari penelitian ini adalah untuk memperoleh keakuratan penggunaan dari alat PAUT dan SRUT terhadap korosi ,mendapatkan karakterisasi material, dan analisa CUPS. Kalibrasi PAUT 1 (Gain 25, Focus Depth 40) yang menggunakan Total Focusing method mengalami kendala saat inspeksi pada pipe support karena jarak pantulan untuk mendeteksi CUPS melebihi 3x ketebalan dari material dan jarak inspeksi dari probe ke CUPS lebih dari 15 cm. Sedangkan dengan Kalibrasi PAUT 2 (Gain 30, Focus Depth 30) saat dilakukan inspeksi, akan tetapi karena CUPS merupakan korosi yang terjadi di eksternal pipa dan jarak inspeksi dari probe ke CUPS lebih dari 15 cm sehingga menggukan Gain 70-80 dB pada saat inspeksi. Efek dari penggunaan gain yang tinggi saat inspeksi mengakibatkan hanya hasil inspeksi A-scan yang dapat di interpretasi kedalaman serta jarak korosi, sedangkan S-scan pulsa nya merah semua sehingga hasil inspeksi nya tidak dapat di interpretasi hasil S-scan. Hasil Inspeksi SRUT pada line number 38PR4-4-FG2D/PS 3 jarak korosi dari probe 19.4 mm,panjang 128.1 mm, lebar 36.1 mdan pada line number 38P24-4-CB2B/PS 3 jarak korosi dari probe 51.7 mm, panjang 188.7 mm dan lebar 34.2 mm. Data komposisi material sesuai dengan spesifikasi A 106 Gr. B dan sample produk korosi yang dominan adalah chromite FeCr2O4 sebesar 74% serta komposisi produk korosi yang paling kecil adalah hematite Fe2O3 8%. Pengujian Optical microscopy menampilkan foto microstructure dari sample potongan pipe line number 38PR4-4-FG2D carbon steel A 106 Gr. B terdiri dari pearlite yang gelap tertanam di substrat yang putih. Data laju korosi hasilnya potensial korosi sebesar -674 mv, arus korosi sebesar 27.80 uA, dan laju korosi sebesar 12.7 mpy.

---

Pipe Support is an integral part of the pipe installation and in this section corrosion often occurs, its closed and difficult position often cannot be visually inspected or by ordinary inspection tools. Corrosion is a problem in the production industry because it can reduce the effectiveness of production and cause fatal damage. The ultimate goal of this research is to obtain the accuracy of the use of PAUT and SRUT tools against corrosion, obtain material characterization, and CUPS analysis. PAUT 1 calibration (Gain 25, Focus Depth 40) using the Total Focusing method encountered problems during inspection of the pipe support because the reflection distance to detect CUPS exceeds 3x the thickness of the material and the inspection distance from probe to CUPS is more than 15 cm. Meanwhile, with PAUT 2 Calibration (Gain 30, Focus Depth 30) during inspection, however, because CUPS is corrosion that occurs on the external pipe and the inspection distance from the probe to CUPS is more than 15 cm so we use a Gain of 70-80 dB during inspection. The effect of using high gain during inspection results in only the A-scan inspection results being able to interpret the depth and distance of corrosion, while the S-scan pulses are all red so that the inspection results cannot be interpreted from the S-scan results. SRUT inspection results on line number 38PR4-4-FG2D/PS 3 corrosion distance from probe 19.4 mm, length 128.1 mm, width 36.1 m and line number 38P24-4-CB2B/PS 3 corrosion distance from probe 51.7 mm, length 188.7 mm and 34.2mm wide. Material composition data according to specification A 106 Gr. B and the dominant corrosion product sample is chromite FeCr2O4 by 74% and the composition of the smallest corrosion product is hematite Fe2O3 8%. Optical microscopy testing displays a photo of the microstructure of the sample pipe line number 38PR4-4-FG2D carbon steel A 106 Gr. B consists of dark pearlite embedded in a white substrate. Corrosion rate data results in a corrosion potential of -674 mv, a corrosion current of 27.80 uA, and a corrosion rate of 12.7 mpy.

"

"Peristiwa korosi sejak lama telah dikenal secara umum, dimana suatu material logam mengalami degradasi mutu akibat interaksi dengan lingkungannya. Industri minyak dan gas bumi yang sangat mengandalkan pipa-pipa yang terbuat dari bahan baja sebagai salah satu peralatan produksinya merupakan contoh industri yang cukup bermasalah dengan korosi internal. Oleh karena itu perlu dilakukan monitoring korosi internal secara kontinu dan terencana. Penelitian ini bertujuan untuk menghitung ketahanan pipa terhadap korosi internal serta menganalisa jenis korosi internal yang terjadi pada pipa flowline gas PGA dan PGB yang merupakan pipa baja karbon API 5L Grade X52 dimana fluida yang mengalir di dalamnya adalah gas, air dan kondensat, dengan menggunakan metode ultrasonic thickness measurement, serta data kondisi operasi beserta hasil immersion test corrosion coupon. Dengan tingkat korositivitas lingkungan yang moderat, hasil prediksi ketahanan korosi internal terendah untuk section pipa _6" adalah pipa PGB-1 sebesar 8,14 tahun, untuk section pipa _8" adalah pipa PGA-1 sebesar 18,47 tahun, serta untuk section elbow adalah pipa PGB-3 sebesar 11,63 tahun, terhitung mulai bulan Juni 2006. Hasil analisa menunjukkan bahwa jenis korosi internal pipa yang terjadi adalah korosi merata, serta terjadi korosi erosi pada komponen pipa PGB-3. Faktor penyebab korosi internal adalah kandungan air yang tinggi hingga melebihi 77% yang mengandung gas CO2 terlarut."

"Aniline-4-sulfonate merupakan senyawa dengan gugus utama berupa cincin benzen, nitrogen dan sulfonat. Pada penelitian ini, senyawa aniline-4-sulfonate digunakan sebagai inhibitor untuk menekan laju korosi baja API 5L GRB N di dalam larutan asam sulfat 1 M. Potensiostat, alat uji kekerasan, alat uji kekasaran, mikroskop optik dan SEM digunakan untuk analisa jenis korosi, efisiensi inhibisi, mekanisme inhibisi, perubahan kekerasan dan kekasaran permukaan. Hasil pengujian menggunakan potensiostat memperlihatkan bahwa korosi yang terjadi pada baja API 5L GRB N adalah jenis korosi merata. Penggunaan inhibitor aniline-4-sulfonate dapat menekan laju korosi dengan efisiensi sebesar 60,29% pada konsentrasi 24,06 x 10-3M dan dapat mengurangi kerusakan terhadap kekerasan dan kekasaran melalui suatu mekanisme inhibisi mengikuti isoterm adsorpsi Langmuir dengan akurasi kelinieran (R2) mendekati 1 (satu).

---

Aniline-4-sulfonate is compound with main groups are benzen ring, ammine, and sulfonate. On this research, aniline-4-sulfonate was used as corrosion inhibitor to reduced corrosion rate on API 5L GRB N steel in 1M sulphuric acid solution. Potensiostat, surface hardness tester, surface roughness terster, optical microscope, and SEM was used for corrosion type analysis, inhibition efficiency, inhibition mechanism, hardness and roughness damage.

Examination using potensiostat showed that corrosion on API 5L GRB N steel was general corrosion type. Aplication aniline-4-sulfonate as inhibitor can pressed corrosion rate with efficiency 60,29 % at concentration 24,06 x 10 -3M, reduced hardness and roughness damage with adsorption mechanism followed Langmuir's adsorption isotherm with linearity accuration (R2) was 0,998."