Investigasi Pengaruh Inhibitor Korosi Molibdat Terhadap Laju… (Honawi & Iswanto)) ISBN 978-602-52386-5-9 40 INVESTIGASI PENGARUH INHIBITOR KOROSI MOLIBDAT TERHADAP LAJU KOROSI PIPA INJEKSI SISTEM WATERFLOOD (BAJA KARBON API 5L GR B) DENGAN MEDIA AIR FORMASI SUMUR MINYAK BUMI JENIS SUMATRA LIGHT Bobbie Honawi 1 , Priyo Tri Iswanto 2 1 Departemen Teknik Mesin dan Industri, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta, Indonesia 2 Departemen Teknik Mesin dan Industri, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta, Indonesia (*bobbie.honawi@gmail.com , priyotri@ugm.ac.id ) Abstrak Penyebab terbesar kebocoran sistem perpipaan di industri minyak dan gas bumi adalah karena korosi, hal ini juga tidak terkecuali pada sistem perpipaan injeksi waterflood. Salah satu langkah untuk mencegah korosi adalah dengan cara menambahkan inhibitor korosi ke dalam pipa. Penelitian ini menginvestigasi pengaruh inhibitor molibdat dengan variasi konsentrasi 0 dan 1% terhadap laju korosi pipa API 5L Grade B di lingkungan air formasi. Hasil penelitian menunjukkan laju korosi material di lingkungan air formasi sumur produksi tanpa adanya inhibitor sama sekali adalah 107,7769 mpy atau 2,7375 mm/year. Dari hasil penelitian didapat bahwa laju korosi material pada lingkungan air formasi dengan konsentrasi molibdat 1% adalah sebesar 64,1718 mpy atau 1,6300 mm/year. Penambahan inhibitor molibdat berhasil menurunkan laju korosi pipa dengan efektifitas penghambatan korosi sekitar 40%. Dari data tersebut maka dapat disimpulkan bahwa penambahan inhibitor membuat baja karbon rendah lebih tahan terhadap korosi. Kata kunci: laju korosi, inhibitor korosi, molibdat, pipa baja karbon rendah, API 5L Grade B 1. PENDAHULUAN Sampai saat ini sumber energi dari fosil terutama minyak dan gas bumi masih merupakan sumber energi yang menjadi pilihan utama untuk digunakan manusia pada berbagai kebutuhan sebagai bahan bakar, baik pada sektor industri, transportasi, pembangkit tenaga maupun rumah tangga (Sulistyono, 2015). Proses pengangkatan minyak bumi dan gas memerlukan teknologi yang tepat sesuai dengan karakterisasi sumur tersebut, apabila metode pengangkatan secara primary recovery yaitu sumur sembur alam atau menggunakan artificial lift sudah tidak dapat menghasilkan nilai ekonomis maka perlu dilakukan metode lainnya untuk membantu pengangkatan minyak bumi dan gas tersebut sehingga memperbaiki recovery factor. Metode yang digunakan adalah secondary recovery dimana air (biasanya air formasi) dari pompa injeksi dipompakan dengan tekanan tertentu ke zona produktif melewati serangkaian pipa-pipa dengan volume yang hampir setara dengan minyak yang akan diangkat keluar. Metode penginjeksian air ini lebih umumnya disebut waterflood. Pipa yang dipergunakan pada sistem injeksi ini adalah baja karbon rendah dengan kelas API 5L Grade B schedule 40 (diameter luar 4,5 inchi dan tebal 0,237 inchi). Pipa pada sistem ini tidak memikili proteksi apapun, baik itu berupa internal coating maupun inhibitor korosi seperti terlihat pada Gambar 1. Gambar 1. Baja karbon API 5L Grade B schedule 40