| dc.contributor.author | Disti, Salsabila Meisya | |
| dc.date.accessioned | 2024-08-16T08:59:02Z | |
| dc.date.available | 2024-08-16T08:59:02Z | |
| dc.date.issued | 2024-08-16 | |
| dc.identifier.uri | https://library.universitaspertamina.ac.id//xmlui/handle/123456789/12860 | |
| dc.description | Dalam industri minyak dan gas bumi selalu melibatkan serangkaian proses yang kompleks dengan memanfaatkan beragam fasilitas yang dipengaruhi oleh berbagai faktor. Untuk mencapai kesuksesan operasi sistem produksi minyak dan gas sangat tergantung dalam kemampuan untuk menentukan parameter desain dan menghadapi masalah di seluruh sistem mulai dari reservoir hingga proses pemisahan, pengolahan, penampungan, dan fasilitas pengiriman. Selain itu, lapangan migas di saat ini memiliki karakteristik fluida produksi dengan tingkat korosivitas yang tinggi yang disebabkan oleh dissolved gas, abrasive particles, dan water cut dalam jumlah banyak, yang dapat menyebabkan corrosion damage, sehingga berpengaruh terhadap nilai keekonomisan dan pencemaran lingkungan. Korosi menjadi salah satu masalah penting yang dihadapi oleh kelompok industri maju karena merupakan penyebab utama kegagalan dari beberapa komponen laju alir seperti, pipeline, pompa, valves, impellers, dan sejenisnya yang disebabkan oleh interaksi antara corrosion fluid dan material permukaan. Korosi adalah serangan destruktif antara logam dengan reaksi kimia atau elektrokimia dengan lingkungannya dan hanya dialamai oleh logam sedangkan kerusakan yang disebabkan oleh penyebab fisik tidak disebut korosi. Korosi yang terjadi pada pipa dapat diminimalisir dengan penggunaan bahan khusus seperti Corrosion Resistant Alloy (CRA) atau tabung berlapis epoksi. Salah satu software yang bisa memodelkan dan menganalisis laju korosi serta produk korosi adalah OLI Studio Corrosion Analyzer software. Software ini dikembangkan oleh OLI Systems yang khusus melakukan pengembangkan perangkat lunak simulasi kimia dan termodinamika untuk aplikasi industri. Pada penelitian ini, penulis berminat untuk melakukan analisa dan simulasi terjadinya korosi pada beberapa jenis tubing injection seperti carbon steel, 13 Cr, super 13Cr, dan super 15 Cr. Penulis mencoba melakukan penelitian mengenai korosi dengan mengatur beberapa parameter yang dapat mempengaruhi korosi sehingga ketika terjadi korosi maka dapat dilakukan pencegahan dengan meminimalisir resiko terjadinya korosi | en_US |
| dc.description.abstract | Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis tingkat korosi (corrosion rate) dalam pemilihan material tubing untuk proses injeksi CO2 pada sumur K-28. Tujuan utama penelitian ini adalah untuk mengetahui parameter yang mempengaruhi terjadinya korosi pada tubing injection, mendapatkan nilai corrosion rate ketika sumur dalam keadaan shut-in dan injeksi untuk setiap jenis tubing yang diteliti, serta menentukan jenis tubing terbaik dari yang diteliti. Metode penelitian melibatkan analisis empat jenis tubing, yaitu carbon steel, 13Cr, super 13Cr, dan super 15Cr, dalam kondisi shut-in dan injeksi. Hasil penelitian menunjukkan bahwa terdapat empat persamaan corrosion rate untuk kondisi shut-in dan empat persamaan corrosion rate untuk kondisi injeksi pada setiap jenis tubing. Berdasarkan hasil analisis, jenis tubing yang menunjukkan performa terbaik dalam menahan korosi akan direkomendasikan untuk digunakan dalam proses injeksi CO2 pada sumur K-28. Kesimpulan dari penelitian ini menunjukkan bahwa material super 15Cr adalah yang terbaik dalam menahan korosi baik dalam kondisi shut-in maupun injeksi. Berdasarkan studi literatur, penelitian, percobaan, dan analisis yang dilakukan dengan memanfaatkan Excel dan machine learning Google Colab, parameter utama yang dapat mempengaruhi corrosion rate pada tubing adalah peningkatan temperatur dari surface condition ke bottom hole condition, di mana nilai korosi dapat meningkat atau menurun. Selain itu, pH juga mempengaruhi kondisi penskalaan dan penurunan nilai korosi. Analisis regresi menunjukkan bahwa tubing super 15Cr dapat digunakan untuk lingkungan dengan potensi korosi yang lebih tinggi karena ketahanannya yang lebih tinggi, dengan tingkat korosinya sebesar 0.00053 mm/tahun hingga 0.00085 mm/tahun pada temperatur 25-35 derajat Celsius dan nilai pH berkisar 3.08-3.09. | en_US |
| dc.language.iso | other | en_US |
| dc.subject | Injeksi CO2 | en_US |
| dc.subject | Material Selection | en_US |
| dc.subject | Tubing Injeksi | en_US |
| dc.title | Analisis Corrosion Rate Dalam Pemilihan Material Tubing Untuk Proses Injeksi CO2 Pada Sumur K-28 | en_US |
| dc.title.alternative | Corrosion Rate Analysis in Material Selection for Tubing in CO2 Injection Process at Well K-28 | en_US |
| dc.type | Thesis | en_US |
