Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Korosi CO2 merupakan salah satu jenis korosi yang umum ditemukan pada industri geotermal dari hulu hingga hilir. Korosi CO2 memiliki karakteristik yang berbeda dari korosi akibat elektrolit pada umumnya. Hal ini karena CO2 dapat bereaksi dengan air dan menghasilkan asam karbonat (H2CO3) yang bersifat asam lemah dan dapat mempengaruhi kinetika korosi logam yang digunakan dalam sumur dan sistem perpipaan geotermal seperti baja AISI 4140. Peristiwa korosi di lingkungan CO2 belum banyak dibahas pada kondisi pH rendah, sebagai contoh pada saat dilakukan operasi acidizing sumur geotermal. Penelitian ini mengeksplorasi pengaruh CO2 terlarut dengan metode bubbling pada tekanan atmosfer terhadap perilaku korosi baja AISI 4140 dalam fluida geotermal artifisial dengan pH rendah. Fluida yang dimaksud terdiri atas KCl (5,960 g/L), NaCl (28,548 g/L), dan CaCl2 (2,664 g/L) yang disintesis berdasarkan modifikasi komposisi brine dari salah satu lapangan geotermal, lalu larutan diberi HCl (37%, 2 mL) dengan tujuan untuk menyimulasikan kondisi acidizing. Pengujian cyclic voltammetry (CV) menunjukkan bahwa penambahan CO2 pada larutan uji meningkatkan laju korosi hingga 25,62%, peristiwa ini dikonfirmasi hasil uji perendaman. Hal ini disebabkan oleh penurunan pH larutan setelah mengalami bubbling CO2. Lapisan protektif tidak terbentuk setelah pengujian CV, yang ditunjukkan dari adanya peningkatan arus korosi pada sweep ke-2 uji CV, dan didukung hasil karakterisasi XRD, di mana ditemukan lapisan produk korosi non-protektif setelah sampel terkorosi larutan uji non-CO2 maupun CO2, namun fasa nya tidak dapat diidentifikasi. Observasi dengan mikroskop optik menunjukkan bahwa sampel terkorosi secara seragam, dan densitas pori-pori sampel yang telah terkorosi larutan uji non-CO2 adalah 3,28 × 10-3 /μm2 , dan 3,64 × 10-3 /μm2 untuk larutan uji CO2. Ukuran pori-pori pada larutan non-CO2 dan CO2 tidak memiliki perbedaan median yang signifikan, menandakan tidak ada endapan produk korosi dalam pori-pori.

---

CO2 corrosion is one of the types of corrosion commonly found in the geothermal industry. CO2 corrosion has a different characteristic from common electrolyte corrosion, this is due to the CO2 reacting with water which then generates carbonic acid (H2CO3), that is known to be a weak acid. The presence of H2CO3 could influence the corrosion kinetics of the AISI 4140 steel. The CO2 corrosion phenomenon has not been extensively observed under acidic brine condition, for instance on acidizing operations carried on geothermal wells. This research is aimed to explore influence of dissolved CO2 presence in acidic brine to the corrosion behavior of AISI 4140 steel utilized in geothermal wells and piping system at atmospheric pressure. The brine consists of KCl (5,960 g/L), NaCl (28,548 g/L), and CaCl2 (2,664 g/L) that was synthetized in reference to a geothermal brine and 2 mL of 37% HCl were added to simulate the acidizing condition. The cyclic voltammetry (CV) test shows that the CO2 brine has greater corrosion rate by 25.62% compared with the non-CO2 brine. The increase of corrosion rate by adding CO2 to the brine has been confirmed by the immersion test, that shows similar result, due to pH reduction after CO2 bubbling. The protective layer has not been established throughout the CV test for both non-CO2 and CO2 brines, which is evident by the result of the secondsweep of the CV test that has an increased corrosion current density, and also confirmed by the XRD characterization that shows a formation of corrosion product but could not identify the phase. The obeservation through optical microscope suggested that both nonCO2 and CO2 brines had caused uniform corrosion and generates pores with the density of 3.28 × 10-3 /μm2 for non-CO2 brine and had increased to 3.64 × 10-3 /μm2 for the CO2 brine. The pore size difference of the corroded steel on by both non-CO2 and CO2 brine are insignificant, indicating that no corrosion product is accumulated within the pores."

"Pada sumur geotermal, korosi dapat terjadi dengan mudah akibat cairan panas bumi yang mengandung beragam ion dan gas sehingga dapat merusak pipa. Faktor – faktor yang dapat mempengaruhi kerusakan pipa adalah konsentrasi larutan geotermal, tingkat pH, suhu, dan tekanan CO2. Oleh karena itu baja karbon AISI 4140 dipilih karena memiliki sifat mekanik yang baik dan ketahanan korosi yang baik. Pada larutan geotermal yang mengandung ion Ca+2, Ion Ca+2 memiliki pengaruh dalam peningkatan laju korosi, dengan tidak adanya ion Ca+2 dapat menghambat laju korosi. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis pengaruh CO2 pada larutan geotermal bebas ion Ca+2 terhadap jenis dan laju korosi pada AISI 4140. Dalam penelitian ini untuk mencari laju korosi dilakukan 2 metode yaitu uji elektrokimia dan uji imersi. Berdasarkan hasil analisis pengujian elektrokimia dan imersi, baja karbon dengan injeksi CO2 memiliki laju korosi yang lebih cepat yaitu sebesar 37,14 mmpy, daya tahan korosi kurang baik, dan hilang berat yang lebih banyak. Untuk menganalisis permukaan AISI 4140 dilakukan dengan pengamatan XRD dan mikroskop optik. Dari pola XRD hanya terdeteksi fasa Fe yang mengindikasikan tidak terbentuknya fasa kristal produk korosi. Berdasarkan hasil analisis mikroskop optik jenis korosi yang di hasilkan dari pengujian elektrokimia dan imersi adalah korosi merata dan pitting.

---

In geothermal wells, corrosion can occur easily due to geothermal fluids containing various ions and gases that can damage pipes. Factors that can affect pipe damage are the concentration of the geothermal solution, pH level, temperature, and CO2 pressure. Therefore, AISI 4140 carbon steel was chosen because it has good mechanical properties and good corrosion resistance. In the geothermal solution containing Ca+2 ions, Ca+2 ions influence increasing the corrosion rate, in the absence of Ca+2 ions can inhibit the corrosion rate. This study aims to analyze the effect of CO2 in a Ca+2 ion-free geothermal solution on the type and rate of corrosion in AISI 4140. In this study, two methods were used to determine the corrosion rate, namely an electrochemical test and an immersion test. Based on the analysis results of electrochemical and immersion tests, carbon steel with CO2 injection has a faster corrosion rate of 37.14 mmpy, less corrosion resistance, and more weight loss. To analyze the surface of AISI 4140, XRD observations and optical microscopy were carried out. From the XRD pattern, only the Fe phase was detected, which indicated that there was no crystalline phase of corrosion products. Based on the results of optical microscopy analysis, the types of corrosion produced from electrochemical and immersion testing are uniform corrosion and pitting.

"

"Geothermal Power Plant Gothermal power plant is one of the green energy which produces low waste, including wastewater. The wastewater come from geothermal fluids that is not reinjected into the reservoir. its contains Arsenic (As), a dangerous chemical. Ulumbu geothermal Power Plant wastewater is discharged to the river nearby, Waekokor river. Arsenic (As) concentration in The wastewater has not been measures. The purpose of this research is to identify Arsenic (As) concentration in the geothermal wastewater. The result of this research shows that geothermal wastewater Arsenic (As) concentration is still below the regulation, that is 0,0365 mg/l. Geothermal wastewater discharge has no effect to the Arsenic (As) concentration in the river.

---

Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi Panas Bumi (PLTP) merupakan salah satu sumber energi yang ramah lingkungan karena menghasilkan limbah yang rendah, salah satunya adalah limbah cair. Limbah cair ini berasal dari fluida panas bumi. Fluida panas bumi yang tidak diinjeksikan kembali akan menjadi limbah cair. Salah satu zat kimia yang terkandung dalam limbah cair adalah Arsen (As). Pada lapangan panas bumi Ulumbu, limbah cair yang dihasilkan dari pembangkit listrik tenaga panas bumi dibuang kesungai Waekokor. Konsentrasi Arsen (As) pada limbah cair tersebut sampai dengan saat ini belum pernah diukur dan diteliti. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui besarnya konsentrasi Arsen (As)pada limbah cair yang dibuang ke Sungai Waekokor dan dampaknya terhadap lingkungan. Hasil dari penelitian ini menunjukkan bahwa konsentrasi Arsen (As) pada limbah cair PLTP Ulumbu yang dibuang ke sungai Waekoor masih dibawah baku mutu yang ditetapkan oleh pemerintah. Hasil dari penelitian ini menunjukkan juga bahwa pembuangan limbah cair ini tidak memberikan dampak terhadap lingkungan."

"Sistem pembangkit panas bumi biner pertama di Indonesia yang telah berhasil diimplementasikan ialah sistem biner 500kW di Lahendong. Namun, masih terdapat celah untuk meningkatkan pengembangan sistem biner di Lahendong. Kajian ini bertujuan untuk memberikan perancangan alternatif dari sistem biner dengan menggunakan siklus Rankine organik. Investigasi analisis termodinamika berbasis hukum termodinamika, analisis scaling silika dan optimisasi pemilihan fluida kerja akan disajikan. Proses flashing dari separator menghasilkan uap air dan brine-cair dengan laju alir massa 48,6kg/s dan 173,6kg/s serta tekanan separator 10,23 bar. Berbasis analisis hukum kedua termodinamika didapatkan energi berguna maksimal dari aliran brine sebesar 7,2MW. Berdasarkan hasil simulasi, didapatkan bahwa potensi daya yang dapat dibangkitkan dari panas buang di Lahendong sebesar 2,46MW dengan efisiensi termal dan eksergi bersih sebesar 11% dan 34%. Dibandingkan dengan sistem biner yang telah beroperasi, masih terdapat banyak energi yang dapat diambil dalam pengembangan ke depan di pembangkit Lahendong"

"Korosi seragam dan pitting internal pada pipa sumur panas bumi umum terjadi karena fluida mengandung medium korosif garam dan CO2. Ketika terdapat gas CO2 yang terlarut dalam air, maka akan menyebabkan terjadinya korosi sweet. Garam cenderung terdisosiasi menjadi ion yang menyebabkan peningkatan konduktivitas listrik. Semakin tinggi konduktivitas, maka semakin tinggi kemampuan air garam untuk membawa arus listrik pada permukaan logam antara daerah anodik dan katodik, sehingga menghasilkan laju korosi yang lebih tinggi. Baja karbon AISI 4140 banyak digunakan sebagai material untuk pipa sumur panas bumi. Dalam penelitian ini, akan dilakukan analisis korosi baja karbon AISI 4140 di lingkungan dengan kadar garam tinggi yaitu 40950 mg/L NaCl + 5960 mg/L KCl + 2664 mg/L CaCl2. Pada tiap pengujian dilakukan dua variasi, yaitu dengan injeksi CO2 dan tanpa injeksi CO2. Berdasarkan hasil analis karakterisasi XRD, terdapat fasa Fe pada semua sampel dengan jenis larutan dengan dan tanpa injeksi CO2, namun pada sampel dengan larutan injeksi CO2 memiliki intensitas yang lebih kecil. Rendahnya intensitas fasa Fe mengindikasikan adanya deposit di permukaan sampel. Hasil analisis uji korosi menggunakan metode hilang berat menunjukan sampel yang dilakukan peredaman dalam larutan dengan injeksi CO2 menghasilkan penurunan massa yang lebih besar dibanding sampel yang diredam dalam larutan tanpa injeksi CO2. Hal ini didukung dengan laju korosi baja AISI 4140 pada larutan dengan injeksi CO2 lebih tinggi dibandingkan tanpa injeksi CO2 pada uji cyclic voltammetry. Tingginya laju korosi baja di lingkungan CO2 adalah akibat tingginya CO2 terlarut dalam air yang membentuk senyawa H2CO3 yang dapat menurunkan pH sehingga menjadikan larutan semakin korosif.

---

Uniform corrosion and internal pitting of geothermal well pipes are common because the fluid contains the corrosive medium of salt and CO2. When there is CO2 dissolved in water, it will cause sweet corrosion. Salts tend to dissociate into ions causing an increase in electrical conductivity. The higher the conductivity, the higher the ability of the salt water to carry an electric current on the metal surface between the anodic and cathodic regions, resulting in a higher corrosion rate. AISI 4140 carbon steel is widely used as a material for geothermal well pipes. In this research, the corrosion analysis of AISI 4140 carbon steel will be carried out in an environment with high salt content, namely 40950 mg/L NaCl + 5960 mg/L KCl + 2664 mg/L CaCl2. In each test, two variations were performed, namely with CO2 injection and without CO2 injection. Based on the results of the XRD characterization analysis, there was a Fe phase in all samples with the type of solution with and without CO2 injection, but the sample with CO2 injection solution had a smaller intensity. The low intensity of the Fe phase indicates the presence of deposits on the sample surface. The results of the analysis of the corrosion test using the weight loss method showed that samples soaked in solution with CO2 injection resulted in a greater reduction in mass than samples soaked in solution without CO2 injection. This is supported by the corrosion rate of AISI 4140 steel in a solution with CO2 injection which is higher than without CO2 injection in the cyclic voltammetry test. The high rate of corrosion of steel in the CO2 environment is due to the high dissolved CO2 in water which forms H2CO3 compounds which can lower the pH, making the solution more corrosive."

"Semua material berbahan dasar logam dapat mengalami degradasi material dan degradasi material memiliki banyak jenis, salah satunya korosi yang berbentuk sumuran. Studi pengaruh posisi penempatan coupon test terhadap pembentukkan korosi sumuran pada UNS 30400, UNS 20100, dan AISI 1015 dilakukan dengan menggunakan reaktor mekanik dalam media NaCl 3,5% teraerasi dengan posisi kupon arah jam 12, jam 9 dan jam 6 jika direpresentasikan pada jaringan pipa. Pengaruh laju aliran terhadap pembentukkan korosi sumuran telah banyak diteliti, dimana didapat bahwa korosi sumuran dapat tumbuh pada jenis aliran laminar maupun aliran turbulen. Serta memiliki kecepatan alir kritis untuk pertumbuhan korosi sumuran dengan kecepatan 1,5 m/s. Bentuk-bentuk korosi yang terjadi dianalisa dengan menggunakan mikroskop optik dan menggunakan metode pengurangan berat. Dari karakterisasi ini diperoleh bahwa posisi penempatan kupon dan laju alir mempengaruhi bentuk korosi sumuran yang terjadi, sehingga hasil dapat merepresentasikan bagian dalam pipa yang paling berbahaya jika terjadi korosi sumuran.

---

Degradation occur in every metal based material, one of the degradation is pitting corrosion. Influence of coupon test position with formation of pitting corrosion at UNS 30400, UNS 20100, and AISI 1015 done by mechanics reactor in aerated 3,5% sodium chloride represented an internal pipeline position with 6 o’clock, 9 o’clock, and 12 o’clock position. There are many researchs about influence of fluid flow to pitting corrosion formation, it shows that pitting corrosion happened in every flow regime either in laminar flow or turbulent and has a critical velocity for stable pit growth is 1,5 m/s. In this research, form of pitting corosion examine by optical microscope and weight loss method. From this characterization informed that position of coupon test and fluid flow influence the pit form, so this result can represent the most severe position for pitting corrosion inside the pipe."

"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."

"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."