Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Material pipa baja karbon API 5Lgrade B merupakan pipa baja yang banyak digunakan dalam industry minyak dan gas bumi. Jenis pipa tersebut sering terjadi kerusakan yang disebabkan oleh korosi internal. Penelitian ini dilakukan pada unit FGR karena terjadinya internal korosi yang tinggi. Penelitian ini dilakukan dengan metoda Risk Based Inspection untuk mengetahui tingkat risiko pada unit tersebut. Peneliti menganalisis perilaku korosi sampel pipa terkorosi API 5L grade B berupa struktur mikro, perubahan sifat mekanik dan perubahan komposisi kimia yang dibandingkan dengan pipa yang baru dan belum terkorosi. Dari hasil penelitian tersebut didapatkan bahwa pipa penyalur pada unit FGR tersebut penilaian tingkat risiko yang didapatkan adalah medium risk dengan analisis komposisi kimia produk korosi yang dominan adalah FeCO3 Siderit yang diakibatkan dari proses oksidasi besi akibat adanya H2O dan CO2.

---

Carbon steel pipe material API 5L grade B is commonly used for distribution of oil and gas industry. It often occurs damage that is caused by internal corrossion. This research is done in flare gas recovery unit where high internal corrosion happened. It has been performed by risk based inspection method to know risk level of this part. The researcher analyze fluid composition and corroded sample API 5L grade B by developing of microstructure, mechanical denaturing and change of chemical composition comparing with new pipe sample.

The result is showing that the pipe API 5L grade B applied as distribution line is found existence of deterioration pipe material caused by internal corrosion and has risk at medium level medium risk. The chemical composition analysis at corroded sample API 5L grade B indicates dominant corrosion product is hematite FeCO3, that is caused by H2O and CO2. Mechanical properties of this sample is still meet the standard of API 5L grade B."

"Kegagalan material karena korosi berpengaruh pada operasi kilang sehingga diperlukan analisa dan pemilihan material untuk menjamin kehandalannya. Pelaksanaan Inspeksi Berdasarkan Resiko memerlukan data korosi dan identifikasi material terutama untuk menentukan nilai kemungkinan kegagalan (probability of failure). Terdapat korelasi yang berarti (significant) antara korosi material dengan inspeksi berdasarkan resiko. Pengujian material baja karbon Pipa ASTM A 106 Grade B, Pipa ASTM A 53 Grade B, Pipa KI-R 410 W, Grade P265 GH, Pipa SA 335 Grade P5, dan Pipa ASTM A516 Grade 70 menghasikan laju korosi dan sifat mekanis sebagai acuan pemilihan material. Dari hasil penelitian diperoleh laju korosi terbesar adalah pipa ASTM A 106 Grade B sebesar 1.1649 mpy. Optimalisasi pemilihan material terhadap kelima sampel diperoleh material terbaik adalah pipa KI-R 410 W, diikuti pipa ASTM A 53 Grade B, pipa 516 Grade 70, pipa SA-335 Grade P5 dan terakhir pipa ASTM A 106 Grade B. Pemilihan material yang optimal meningkatkan kehandalan kilang.

---

Material Failure due to corrosion has a significant role in a plant operation, therefore material has to be analyzed and selected properly to guarantee plant reliability in their operation. Implementations of Risk Based Inspection need some data of corrosion in order to determine the probability of failure. We found a significant correlation between materials failure due to corrosion in Risk Based Inspection. More corrosive material will increase the probability of failure. Experiment on Pipe materials ASTM A 106 Grade B, ASTM A 53 Grade B, Pipe KI-R 410 W Grade P65 GH, Pipe ASTM SA 335 Grade B and Pipe A 516 Grade 70, conclude that corrosion rate, service life and mechanical properties can be used as a basic for materials selections.

From the experiment we found the biggest corrosion rate is ASTM A 106 Grade B with 1.1649 mill per year. From the material selection we found the best material is Pipe KI-R 410 W, and than ASTM A 53 grade B, Pipe 516 Grade 70, Pipe SA 335 Grade P5 and Pipe ASTM A 106 Grade B. The correct material selection will increase the reliability of plant."

"Material baja G10180 umum digunakan sebagai sampel kupon untuk memonitor proses korosi baja karbon. Pada berbagai literatur menyebutkan bahwa laju korosi baja karbon dalam larutan natrium klorida akan mencapai nilai maksimum pada konsentrasi NaCl sekitar 3,5% berat. Evaluasi laju korosi material G10180 dilakukan dengan menggunakan metode analisa Tafel untuk lingkungan air tawar, NaCl 1%, 2%, 3%, 3,5% dan 4% berat, serta laju korosi yang didapat akan dibandingkan dengan laju korosi baja API 5L Grade-B. Hasil pengujian menunjukkan bahwa dalam lingkungan NaCl pada sistem terbuka dengan temperatur 27_C dan tekanan 1 atm, proses korosi baja G10180 lebih dipengaruhi aktivitas reaksi anodik daripada reaksi katodiknya. Jika dibandingkan dengan baja API 5L Grade-B, laju korosi baja G10180 yang didapatkan dari pengujian ini hampir sebesar 2,5 kali dari nilai laju korosi baja API 5L Grade-B.

---

G10180 steels commonly used as corrosion coupon for carbon steel monitoring process. In many literature stated that carbon steel corrosion rate in sodium chloride solution will reach maximum value around 3%wt NaCl. G10180 corrosion rate evaluation done by using Tafel analysis method in tap water, 1%, 2%, 3%, 3.5% and 4%wt. NaCl solution, and also will be compared with API 5L Grade-B corrosion rate.

The results showed that in open system NaCl solution with 1 atm and 27_C, G10180 corrosion process determined by its anodic reaction activity compared to its cathodic reaction. If compared with the API 5L Grade-B steel, the G10180 corrosion rate almost 2.5 times larger than API 5L."

"Material pipa baja karbon API 5L grade B dalam industri minyak dan gas banyak digunakan pada pipa penyalur dengan tekanan operasi dan suhu yang cukup tinggi, terutama pada jalur distribusi gas dan uap dimana saat operasionalnya sering terjadi kerusakan yang diakibatkan korosi. Penelitian ini dilakukan dengan analisis indeks korosi menggunakan metoda manajemen resiko terhadap pipa jalur distribusi gas pada area produksi gas berdasarkan nilai index sum dan menganalisis perilaku korosi sampel pipa API 5L Grade B berupa struktur mikro, perubahan sifat mekanik, dan perubahan komposisi kimia pada pipa yang terkorosi. Hasil memperlihatkan bahwa pipa API 5L grade yang digunakan sebagai jalur distribusi gas pada area produksi gas ditemukan adanya cacat atau kemunduran bahan pipa dan memiliki resiko pada skala medium (medium risk). Analisis komposisi kimia pada sample pipa API 5L grade B menunjukkan bahwa didalam bahan terdapat kandungan oksigen yang tinggi (range 20 ? 30 %) sebagai pembentuk besi oksida jika bereaksi dengan logam besi (Fe).

---

Carbon steel pipe material API 5L grade B commonly used for distribution of gas and vapour high pressure and temperature pipeline in oil and gas industry, it is often happened of damage caused by corrosion process. This research has been performed by analyzed of corrosion index using risk management method at gas pipeline distribution in gas production area based on index sum value and results study for corrosion process of pipe API 5L grade B sample has been developed of microstructure, mechanic denaturing, and change of chemical composition at pipe corrosion.

Result is showing that pipe API 5L grade applied as distribution line of gas at production gas area is found existence of deformity or deterioration of pipe material and has risk at medium scale (medium risk). Chemical composition analysis at pipe sample API 5L grade B indicates that in material there is high oxygen content (range 20 - 30 %) as iron oxide former if reacts with iron metal (Fe)."

"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."

"Material baja karbon API 5L Grade B banyak digunakan dalam industri minyak dan gas dengan sistem operasi tekanan dan suhu yang cukup tinggi. Penelitian ini dilakukan terhadap analisis korosi pipa penyalur bahan bakar di wilayah Jakarta terhadap manajemen resiko berdasarkan nilai index sum dan menganalisis perilaku korosi sampel material pipa API 5L Grade B berupa struktur mikro, pengaruh sifat mekanis, dan laju korosi pada pipa penyalur. Hasil analisa memperlihatkan bahwa pipa API 5L Grade B yang digunakan sebagai jalur distribusi bahan bakar ditemukan adanya cacat yang pada awalnya berupa korosi seragam kemudian membentuk korosi celah setelah itu membentuk korosi sumuran dan berakibat pada kemunduran bahan pipa dengan tingkat resiko pipa penyalur berada pada level medium risk.

---

Carbon steel material API 5L Grade B was used by industry of the oil and gas with the pressure operating system and with high enough temperature. This research was conducted to corrosion analysis pipelines for fuel in Jakarta on risk management based on the value of the index sum and analyze the corrosion behavior of the material sample pipe API 5L Grade B is a micro-structure, the influence of mechanical properties and corrosion rate in the conduit.

The results of the analysis showed that the pipe API 5L Grade B used as a distribution line of fuel is defects and the result is deterioration of pipe materials with the risk level of the pipeline is at the medium level of risk."

"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."

"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. "

"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."

"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."