Abstrak —Kebocoran  pipa  produksi  (production  tubing)  dalam kegiatan  eksplorasi  minyak  bumi  dan  gas  alam  dapat mengganggu  proses  produksi.  Untuk  itu,  diperlukan  metode yang  tepat  untuk  memperbaiki  kebocoran  tubing  tanpa menghentikan proses (shutdown). S alah satu metode perbaikan yang  dapat  digunakan  adalah  in  situ  well  repair.  In  situ  well repair dilakukan dengan penambalan (patching) menggunakan polimer superabsorbent jenis polyacrylamide pada flow rate dan tekanan  tertentu.  Pada  penelitian  ini  dilakukan  simulasi dengan  CFD  dan  FEM  untuk  menganalisis  pengaruh  tekanan dan  flow  rate  yang  menghasilkan  kemampuan  in  situ  well repair  paling  optimum  untuk  mengatasi   kebocoran  tubing dengan  menggunakan  software  ANS YS .  Hasil  yang  diperoleh yaitu semakin besar flow rate dan tekanan, maka akan semakin besar pula kemungkinan terjadinya deformasi patch pada lokasi in  situ  well  repair.  Flow  rate yang menghasilkan kemampuan in situ well repair paling optimum adalah 1000 bpd dengan nilai tekanan  sebesar  36,82  Pa  pada  lokasi  patch  dengan  jarak  180 inch dari dasar tubing.
Kata  Kunci — In  Situ  Well  Repair,  Kebocoran  Tubing,  Patching, Polyacrylamide.

## I. PENDAHULUAN
EHANDALAN  sistem  perpipaan  sangat  diperlukan  pada setiap industri minyak dan gas untuk mencegah terjadinya kegagalan  [1].  Faktor-faktor  yang  menyebabkan  terjadinya kegagalan  pada  sistem  perpipaan  tersebut  antara  lain  korosi, kegagalan perawatan, kegiatan masyarakat di sekitar jalur pipa ( third party activities ), faktor alam, kesalahan operasional, dan kegagalan  mekanik.  Kegagalan  yang  berupa  kebocoran  pada pipa  produksi  ( production  tubing ) dapat  mengakibatkan penurunan kemampuan selama proses produksi [2].
Metode  perbaikan production  tubing yang telah dilakukan secara  konvensional  membutuhkan  waktu  lama,  biaya  mahal, dan  memiliki  risiko  yang  tinggi  pada  pengerjaan rig karena harus  mematikan  ( shutdown ) sumur  pengeboran  [3]. Untuk mengatasi  kebocoran tanpa melakukan shutdown pada proses tersebut,  telah  dikembangkan  dan  dipatenkan  metode perbaikan dengan cara penambalan ( patch repair ) oleh Drillflex
Company of Rennes di Perancis, dimulai pada tahun 1994. Pada tahun  1995  dan 1996, lebih dari empat puluh tambalan  ( patch ) telah  dipasang  di  sumur  uji  yang  dangkal  di  Rennes  dengan berbagai  kondisi  lubang  bawah  permukaan   [4].  Polimer superabsorbent dengan  sifat  khusus  yang  dapat  menyerap dan  menjaga  sejumlah  besar  fluida  encer  pada  kondisi  panas dan tekanan tertentu dapat digunakan untuk mencegah/membatasi aliran fluida melalui kebocoran pipa [5].
Metode patch repair bukan merupakan suatu kegiatan yang mudah  untuk  dilakukan  pada production  tubing karena memiliki  parameter-parameter  tertentu  yang  harus  dikontrol, seperti flow  rate dan tekanan  fluida  serta  temperatur production  tubing .  Selain  itu,  juga  dibutuhkan  biaya  yang banyak  untuk  melaksanakan  metode patch  repair dalam mengatasi  kebocoran tubing [6].  Oleh  karena  itu,  diperlukan penelitian  berbasis  simulasi  untuk patch repair secara in situ tanpa  melakukan shutdown pada production  tubing dengan parameter flow  rate dan  tekanan  tertentu.  Penelitian  ini bertujuan untuk menganalisis pengaruh flow rate dan tekanan pada  lokasi in  situ  well  repair terhadap  kemungkinan terjadinya  deformasi serta menganalisis flow rate dan tekanan yang  menghasilkan  kemampuan in  situ  well  repair paling optimum untuk mengatasi kebocoran tubing .

## II. DASAR TEORI
Kebocoran  pada casing ( casing  leak )  pada  umumnya berhubungan  dengan  korosi  eksternal  dari formation  water- bearing pada sumur yang tidak disemen. Faktor lain termasuk pemasangan tubing yang terlalu tinggi pada sumur bor, tingkat produksi  fluida  berlebihan,  dan  upaya  pengendalian  korosi yang buruk juga menyebabkan kebocoran pada casing [7]. Kebocoran casing dapat  mengakibatkan  fluida  yang bergerak  kehilangan  sebagian energinya, yang terserap akibat adanya  gesekan  yang bekerja pada fluida tersebut. Hilangnya energi  ini  disebut  sebagai  kehilangan  tekanan ( pressure drop atau loss ), dan dihitung berdas arkan perbedaan terkanan fluida tersebut di antara dua titik di pipa. [8].
Metode perbaikan kebocoran casing yang dapat digunakan adalah cement  squeezing , running  casing  liner atau patch , shut-in  polymer  water , dan untuk lubang pada casing di atas

## Analisis Pengaruh Flow Rate dan Pressure pada
In Situ Well Repair Menggunakan Material

## Polyacrylamide dengan CFD-FEM Coupling Method
Halida Azmi Falah, Mas Irfan P. Hidayat, Sungging Pintowantoro, dan Sonny Irawan Departemen Teknik Material dan Metalurgi, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
e-mail : irfan@mat-eng.its.ac.id
K
permukaan casing shoe dilakukan pencopotan dan penggantian casing [9].
Penambalan adalah alternatif memperbaiki kebocoran casing . Casing  patch yang  di coating dengan  resin  epoksi  pada permukaan  luar  sebelum  ditempatkan  pada  daerah  yang diinginkan  dapat  digunakan  untuk  mengganti  bagian  yang rusak.  Perluasan  pemasangan  digunakan  untuk  memperlu as patch terhadap casing [10]. Patch terdiri dari dua bagian utam, yaitu sleeve yang terbuat dari elastomer, resin, dan fiber , yang seluruhnya  diturunkan  setelah  terpasang,  serta inflatable setting  element (ISE)  yang  tersusun  di  dalam sleeve dan terhubung  pada  alat  yang  akan  dijalankan.  Komponen  ini berfungsi  sebagai  kantong  udara  dan  berisi  hambatan  listrik terbarui  untuk  memanaskan  dan  mempolimerisasi  resin.  Alat yang  dijalankan  berisi casing  collar  locator (CCL) listrik dan dihubungkan  dengan  kabel.  Dalam  CCL,  terdapat  pendeteksi kebocoran berupa gamma ray detector [11].
Untuk  meneliti  aliran multiphase dari minyak bumi dan gas alam  pada  kebocoran  pipa  vertikal,  digunakan  model  tiga dimensi  dan  non-homogen  untuk  campuran  fluida.  Pada permodelan  matematika,  indeks  α  merepresentasikan  fasa minyak  kontinu  dan  indeks  β  merepresentasikan  fasa  gas. Persamaan umum yang digunakan pada kasus ini yaitu:
1. Persamaan kontinuitas
di  mana f adalah  fraksi  volume, ρ adalah  densitas,  dan U adalah ( u,v,w ) vektor kecepatan.
2. Persamaan momentum
di  mana p’ adalah tekanan modifikasi, µ eff adalah viskositas efektif, S M adalah momentum asal akibat gaya eksternal (ketika ada  pengaruh  gaya  gravitasi),  dan D adalah gaya geser yang terjadi antarfasa
Untuk  Re  <  1000,  koefisien  geser  dimodelkan  berdasarkan model Schiller-Naumann:
Dan untuk Re ≥ 1000, koefisien geser dianggap 0,44 di mana Re  merepresentasikan  bilangan  Reynolds  partikel,  yang dimodelkan sebagai:
di mana d β merupakan diameter partikel.

## III. METODOLOGI PENELITIAN
A. Material Penelitian
Dalam  penelitian  ini  digunakan tubing N80  berdasarkan standar  API  5CT  tentang Specification  for  Casing  and Tubing.
T abel 1.
Spesifikasi Material Tubing N80 Parameter Nilai Densitas 8030 kg/m 3 Total Elongasi Selama Pembebanan 0,5% Minimum Yield Strength 552 MPa Maksimum Yield Strength 758 MPa Minimum Tensile Strength 689 MPa Modulus Young 207.000 MPa Specific Heat 502,48 J/kg.K Thermal Conductivity 16,27 W/m.K Heat Transfer Coefficient 150 W/m 2 .K
Material  penambal  ( patching )  yang  digunakan  adalah polimer jenis polyacrylamide .
T abel 2.
Sifat Material Polyacrylam ide Parameter Nilai Densitas 1189 kg/m 3 Tensile Strength 1220e+003 Pa Elongation Break 900% Modulus Young 7111 Pa Poisson’s Ratio 0,48 Specific Heat 3810 J/kg.K Thermal Conductivity 0,56 W/m.K
Fluida  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini  adalah  minyak bumi ( crude oil ) dan gas alam ( natural gas ).
T abel 3. Sifat Crude Oil dan Natural Gas Crude Oil Parameter Nilai Densitas 960 kg/m 3 Specific Heat 1880 J/kg.K Thermal Conductivity 0,12 W/m.K Viskositas 0,048 kg/ms Molecular Weight 258,19 kg/kmol Natural Gas Parameter Nilai Densitas 0,6679 kg/m 3 Standard State Enthalpy -7,489518e+07 J/kmol Thermal Conductivity 0,0332 W/m.K Viskositas 1,087e-05 kg/m.s Molecular Weight 16,04303 kg/kmol

## B. Peralatan Penelitian
Peralatan  yang  digunakan  untuk  penelitian  tugas  akhir  ini berupa  perangkat  lunak  ( software )  berbasis  metode  elemen
hingga,  yaitu  ANSYS  Workbench  17.1  dengan  modul  Fluent yang  digunakan  untuk  memodelkan  fluida  dan  modul Mechanical Static Structural untuk memodelkan tubing N80.
C. Geometri Penelitian
Geometri  yang digunakan pada penelitian in i berupa tubing produksi  berbentuk  silinder  dengan  lima  lubang  paralel  yang terletak  sejajar  di  sisi  depan.  Dimensi  pipa  dan  lubang ditunjukkan pada tabel berikut.
T abel 4. Dimensi Geometri Penelitian Dimensi Nilai Panjang pipa 216 inch Diameter luar pipa 4,5 inch Diameter dalam pipa 4,229 inch Ketebalan pipa 0,271 inch Diameter lubang 0,15 inch Jarak antar lubang 36 inch
Gambar 1. Geometri Pipa Penelitian
Gambar 2. Diameter dan Ketebalan Pipa
Gambar 3. Diameter Lubang

## D. Variabel Penelitian
Dalam  penelitian  ini,  digunakan  beberapa  variasi,  di antaranya  variasi flow  rate ,  sensitivitas meshing ,  serta kedalaman  lokasi  kebocoran. Flow  rate divariasikan  sesuai dengan  data  lapangan  pengeboran  minya,  sebesar  1000  bpd, 1050  bpd,  1100  bpd,  1150  bpd,  dan  1200  bpd.  Jenis meshing yang  digunakan  adalah meshing kasar,  medium,  dan  halus untuk  menganalisis  sensitivitas  yang  ditimbulkan.  Lokasi kebocoran  yang  digunakan  pada  permodelan  ini  adalah  pada kedalaman  36  inch,  72  inch,  108  inch,  144  inch,  dan  180  inch dari  dasar  sambungan tubing untuk mengetahui nilai tekanan pada daerah kebocoran dengan kedalaman yang berbeda.
E. Setup Permodelan

## 1) Modul Fluent
Analisis  fluida  yang  mengalir  dalam  pipa  dilakukan menggunakan  ANSYS  modul  Fluent.  Kondisi  umum  yang dijalankan  yaitu  tipe pressure  based dengan  keadaan steady . Percepatan  gravitasi  sebesar  -9,81  m/s 2 terjadi  sepanjang sumbu-y.  Aliran  minyak  bumi  dan  gas  alam  terjadi  secara multiphase dalam  keadaan  laminar.  Dengan boundary condition berupa velocity inlet  berdasarkan perhitungan nilai kecepatan  yang  diperoleh  dari  nilai flow  rate ,  diperoleh distribusi  tekanan  relatif  sepanjang  geometri tubing yang menunjukkan adanya kehilangan tekanan ( pressure drop ). 2) Modul Static Structural Analisis structural  tubing N80  dilakukan  dengan  ANSYS modul  Static  Structural.  Nilai  tekanan  dari  modul  Fluent  akan di import sebagai  input  pembebanan  yang  terjadi  sepanjang geometri tubing .  Untuk  menahan  pengaruh  pembebanan tekanan  agar  tetap  stabil,  didefinisikan  daerah fixed  support yang  terletak  di  kedua  ujung tubing .  Dinding tubing bagian dalam  didefinisikan  sebagai daerah fluid solid interface , yang merupakan bagian tubing yang terkena pengaruh aliran fluida . Hasil  yang  diperoleh  yaitu  deformasi  sepanjang  geometri tubing dan patch akibat pembebanan tekanan.

## IV. HASIL DAN DISKUSI
Fluida  diasumsikan  merupakan  minyak  bumi  dan  gas  alam yang  dapat  tercampur  secara  sempurna  yang  mengalir  pada tubing N80  secara  vertikal  ke  atas  dari  dasar  tubing  yang didefinisikan  sebagai inlet .  Fluida  diasumsikan  bersifat Newtonian  (memiliki  viskositas  konstan  pada  suhu  tertentu), incompressible (tidak dapat dimampatkan), isothermal (memiliki temperatur konstan sepanjang tubing ), serta memiliki sifat fisik dan  kimia  konstan.  Aliran  fluida  tersebut  diasumsikan berada pada kondisi steady state .
A. Pengaruh Flow Rate terhadap Pressure Drop
Nilai pressure  drop pada  sensitivitas meshing dari masing- masing variasi flow rate ditunjukkan pada gambar berikut.
(a) Variasi Flow Rate 1000 bpd (b) Variasi Flow Rate 1050 bpd (c) Variasi Flow Rate 1100 bpd (d) Variasi Flow Rate 1150 bpd (e) Variasi Flow Rate 1200 bpd Gambar 4. Grafik Pressure Drop dengan Variasi Flow Rate
Berdasarkan  grafik-grafik  tersebut,  dapat  diketahui  bahwa tekanan  relatif  pada  sensitivitas meshing yang  berbeda  akan menghasilkan  nilai  yang  berbeda  pula  [12].  Tekanan  awal akibat  pengaruh  variasi flow  rate memiliki  nilai  yang  hampir sama  untuk  masing-masing sensitivitas .  Nilai  tersebut  tidak menunjukkan perbedaan yang terlalu signifikan.
Pengaruh flow rate paling besar terjadi pada meshing halus, pada  lokasi  awal  terjadinya  aliran  fluida.  Selanjutnya  terjadi pressure  drop sepanjang  geometri tubing yang  hampir  sama
pada ketiga jenis sensitivitas meshing . Nilai pressure  drop paling  besar  akibat  pengaruh  masing- masing flow rate terjadi pada geometri dengan meshing halus. Hal  tersebut  menunjukkan  bahwa meshing halus  memiliki sensitivitas  paling  tinggi  terhadap  input flow  rate yang diberikan. Sehingga akan mengakibatkan ketelitian yang tinggi pada  nilai  yang  dihasilkan.  Dapat  diketahui  bahwa  kualitas kekasaran  permukaan  pada meshing menunjukkan  ketelitian dan kepekaan geometri terhadap input yang diberikan  [13].
B. Deformasi Ak ibat Pengaruh Pembebanan Tek anan Distribusi  deformasi  akibat  pengaruh  pembebanan  tekanan pada sensitivitas meshing dari masing-masing variasi flow rate ditunjukkan pada gambar berikut.
(a) Variasi Flow Rate 1000 bpd (b) Variasi Flow Rate 1050 bpd (c) Variasi Flow Rate 1100 bpd
(d) Variasi Flow Rate 1150 bpd
(e) Variasi Flow Rate 1200 bpd Gambar 5. Distribusi Deformasi pada masing-masing Variasi Flow Rate
Berdasarkan  pembebanan  tekanan  yang  diberikan  akibat pengaruh flow rate sepanjang geometri tubing , dapat diketahui bahwa  deformasi  paling  besar  terjadi  pada  jarak 108 inch dari dasar tubing pada  geometri  masing-masing  variasi meshing . Hal tersebut diakibatkan karena patch yang terletak pada jarak 108  inch  merupakan  lokasi  terjauh  dari fixed  support ujung sambungan atas maupun bawah [14]. Meskipun tekanan yang terjadi  pada daerah tersebut tidak sebesar tekanan pada dasar tubing yang  merupakan  lokasi  awal  terjadinya  aliran  fluida, tetapi  kemampuan  geometri  dalam  menahan  pengaruh pembebanan  yang  diberikan  tidak  cukup  kuat  sehingga deformasi terjadi secara maksimum [15].
Pada ujung bawah sambungan tubing yang disebut sebagai lokasi  0  inch dan ujung atas sambungan tubing yang disebut sebagai lokasi 216 inch, deformasi yang terjadi yaitu sebesar 0 atau  dapat  dikatakan  tidak  terjadi  deformasi.  Hal  tersebut karena  ujung  atas  dan  ujung  bawah  sambungan tubing merupakan lokasi di mana fixed support diterapkan [16].
C. Analisis Flow Rate dan Tek anan Optimum
Dalam  simulasi  ini,  fluida  yang  diasumsikan mengalir secara laminar  dan  dalam  kondisi steady  state diberikan  variasi flow rate yang  telah  dikonversi  menjadi  input kecepatan sehingga dapat  bergerak  secara  vertikal ke atas sepanjang tubing yang berukuran  panjang  216  inch  atau  setara  dengan  5,4864  meter dan diameter luar 4,5 inch dengan ketebalan 0,271 inch.
Di  sisi  bagian  depan tubing ,  diasumsikan  terjadi kebocoran pada  5  titik  dengan  ketinggian  berbeda  yang  terletak  secara paralel.  Lubang  kebocoran  tersebut  dibuat  seragam  dengan asumsi diameter sebesar 0,15 inch. Selanjutnya lubang tersebut telah dilakukan patching menggunakan material polyacrylamide dengan  daya  kohesi  sebesar  39800  joule/mol sehingga diperoleh tegangan sebesar 665,8 Mpa [17].
Variasi flow rate yang disimulasikan yaitu sebesar 1000 barrel per  hari hingga 1200 barrel per hari. Variasi tersebut dilakukan berdasarkan data lapangan dari aliran fluida pengeboran. Flow rate tersebut  akan  menghasilkan  nilai  penurunan  tekanan sepanjang  geometri  vertikal tubing .  Hal  tersebut  dilakukan untuk  menunjukkan  kemampuan  pelekatan patch ditinjau dari pengaruh tekanan yang dihasilkan selama aliran fluida.
Berdasarkan  data-data flow  rate dan  tekanan  serta pengaruhnya terhadap terjadinya deformasi pada lokasi patch , dapat  diketahui  bahwa  geometri  dengan meshing halus memiliki  sensitivitas  paling  tinggi  terhadap  input flow  rate yang diberikan.
Variasi flow  rate yang  diberikan  akan  menghasilkan  nilai deformasi yang beragam. Hasil yang diperoleh dari variasi flow
rate tersebut yaitu semakin besar flow rate , maka akan semakin besar  pula  kemungkinan  terjadinya  deformasi patch pada lokasi in  situ  well  repair .  Hal  tersebut  ditunjukkan  dari  nilai deformasi  maksimum  yang  diperoleh  pada  masing -masing variasi flow rate .
Aliran  fluida  pada  pipa  vertikal  akan  mengalami  penurunan tekanan  sepanjang  geometri  pipa  yang  dilalui  fluida tersebut. Adanya  kehilangan  tekanan  ( pressure  loss ) pada aliran fluida melalui  pipa  vertikal  diakibatkan  oleh  adanya  gesekan  yang terjadi  di sepanjang permukaan pipa [18]. Sebenarnya tekanan tersebut tidak hilang, hanya saja karena terjadi tegangan geser, sebagian  energinya  akan  berubah  dalam  bentuk  lain  seperti energi panas, bunyi, dan lain-lain [18].
Seiring  dengan  panjangnya  pipa  yang  dilalui,  maka  nilai pressure  drop akan  semakin besar [19]. Hal ini sesuai dengan hasil  simulasi  penelitian  yang  menunjukkan  bahwa  tekanan pada  lubang  yang  berjarak  180  inch  dari  dasar tubing mengalami penurunan yang paling besar.
Deformasi  pada patch yang  dihasilkan  dari  variasi  tekanan tersebut akan meningkat apabila tekanannya bertambah besar. Semakin  besar  tekanan,  maka  akan  semakin  besar  pula kemungkinan  terjadinya  deformasi patch pada  lokasi in  situ well  repair [20].  Namun,  keberadaan fixed  support juga akan mempengaruhi kemungkinan terjadinya deformasi.
Pada  umumnya,  kemungkinan  terjadinya  deformasi patch terbesar  berada pada lokasi terjauh dari penahan pembebanan yang diberikan. Dalam hal ini, lokasi tersebut berada pada jarak 108  inch  dari fixed  support di  ujung  atas  dan  bawah sambungan tubing .  Kondisi tersebut merupakan kondisi tidak ideal karena dengan pengaruh tekanan yang tidak terlalu besar, deformasi tetap dapat terjadi.
Kondisi  paling  ideal  pada in  situ  well  repair yang  telah disimulasikan  berdasarkan  pengaruh flow  rate dan  tekanan dalam  penelitian  ini  adalah  dengan  minimum flow  rate yang diberikan,  yaitu  sebesar  1000  bpd.  Deformasi  minimum  yang terjadi  pada patch yaitu  sebesar  1,953e-008  m.  Nilai  tekanan yang  menghasilkan deformasi minimum tersebut yaitu sebesar 36,82 Pa.

## V. KESIMPULAN
Telah dilakukan penelitian berbasis simulasi tentang metode perbaikan tubing secara in situ menggunakan software ANSYS dengan  memvariasikan flow  rate sesuai  data  proses pengeboran,  sensitivitas meshing pada  geometri,  serta  lokasi kebocoran  pada tubing .  Berdasarkan  nilai flow  rate dan tekanan  yang  diperoleh,  diketahui  bahwa  semakin  b esar flow rate dan tekanan, maka akan semakin besar pula kemungkinan terjadinya deformasi patch pada lokasi in situ well repair . Flow  rate yang  menghasilkan  kemampuan in  situ  well repair paling  optimum  adalah  1000  bpd  dengan  nilai tekanan sebesar  36,82 Pa pada lokasi patch dengan jarak 180 inch dari dasar tubing .
Pada  penelitian  selanjutnya,  sangat  disarankan  untuk melakukan  penelitian  dengan  menggunakan  analisis  secara transient atau dynamic explicit agar diperoleh hasil yang lebih presisi.  Selain  itu  juga  disarankan untuk melakukan penelitian
untuk  kemungkinan  terjadinya kebocoran tubing pada tingkat kedalaman  yang  lebih  bervariasi  serta  melakukan  penelitian lebih  lanjut  mengenai  material patch lain agar dapat diketahui material yang paling sesuai dengan kondisi kebocoran tubing .

## LAMPIRAN
Perhitungan  input velocity inlet berdasarkan nilai flow rate pada proses pengeboran minyak bumi dan gas alam. Diketahui flow  rate pada proses pengeboran minyak bumi dan gas alam berkisar  antara  1000  hingga  1200  barrel  per  hari  dan  Luas penampang alas pipa bagian dalam sebesar 12,304 inch 2 . Area = 12,304 inch 2 = 0,00793804864 m 2 velocity =
Variabel 1
Flow rate = 1000 barrel per hari = 0,0018 m 3 /s Velocity = = 0,2267559802 m/s Variabel 2 Flow rate = 1050 barrel per hari = 0,00189 m 3 /s Velocity = = 0,2380937792 m/s Variabel 3 Flow rate = 1100 barrel per hari = 0,00198 m 3 /s Velocity = = 0,2494315782 m/s Variabel 4 Flow rate = 1150 barrel per hari = 0,00207 m 3 /s Velocity = = 0,2607693772 m/s Variabel 5 Flow rate = 1200 barrel per hari = 0,00216 m 3 /s Velocity = = 0,2721071762 m/s UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terima kasih kepada  Allah SWT yang telah  merahmati  selama  penulisan.  Penulis  juga mengucapkan terima kasih kepada orang tua, keluarga, serta sahabat-sahabat yang  selalu  memberikan  dukungan  dan  motivasi  hingga terselesaikannya penelitian ini.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] Z.  Hendrizal,  I.  P .,  &  Djunaidi,  “ Analisis  Risiko  pada  Pipa  6"
Crude  Oil  SP  PDT   I  -  SP  T ambun di PT  Pertamina EP Region Jawa Field T ambun.,” Universitas Indonesia, 2013.
[2] S.  Ibrahim,  M.  A.  b.  &  Irawan, Absorption  Properties  of
Superabsorbent  Polym ers  for  Sealing  Tubing  Leaks .  Bandar Seri Iskandar: Universiti T eknologi Petronas, 2016.
[3] J.  R.  Styler,  J.  W.,  Al-Suwailem,  S.  S.,  Akhnoukh,  R.  L.  & Leighton, A  Unique  Rigless  Casing  Leak  Repair,  Ghawar Field,  Saudi  Arabia .  Saudi  Arabia:  Society  of  Petroleum Engineers, 2001.
[4] S.  R.  Sousa,  J.  V.,  Sodre,  C.  H.,  Lima,  A.  G.,  &  Neto, “Numerical  Analysis  of  Heavy  Oil-Water  Flow  and  Leak Detection  in  Vertical  Pipeline,” Adv.  Chem .  Eng.  Sci. ,  no.  9– 15, 2013.
[5] M.  M.  Genedy,  M.,  Kandil,  U.  F.,  Matteo, E. N., Stormont, J., &  T aha,  “ A  New Polymer Nanocomposite Repair Material for Restoring  Wellbore  Seal  Integrity,” Int.  J.  Greenh.  Gas Control , pp. 290–297, 2016.
[6] U.  S.  S.  T .  Products, Oil  Country  Tubular  Goods.  Pittsburgh .
USA: Steel T ubular Products, 2014.
[7] H.  Devold, Oil  and  Gas  Produsction  Handbook:  An Introduction  to  Oil  and  Gas  Production,  Transport,  Refining, and Petrochem ical Industry. ABB Oil and Gas, 2013.
[8] O.  J.  Carolina  Andrade  de  Sousa,  “Influence  of  Oil  Leakage  in the  Pressure  and  Flow  Rate  Behaviors in Pipeline,” Lat. Am . J.
Energy Res. , pp. 17–29, 2017.
[9] H.  P.  Chris  Alexander,  “Modeling  Leakage  in  a  Fuel  T ransfer Pipeline  Using  Computational Fluid Dynamics T echniques.,” in ASME  Pressure  Vessels  and  Piping Division Conference , 2005, pp. 1–11.
[10] Y.  Li,  X.,  Ji,  H.,  &  Li,  “ Fluent  in  the  Simulation  of  the Application  of  the  Natural  Gas  Leakage,”  in International Conference  on  Mechanical  Engineering  and  Material Science , 2012, pp. 690–692.
[11] G.  Hermadi,  “Analisis  Perbandingan  Efektifitas  Model  Fluida Bingham dan Power Law dalam Optimasi Flow Rate Pompa dan Pengangkatan Cutting,” 2010.
[12] M.-L.  T odorovic,  J.,  Raphaug,  M.,  Lindeberg,  E.,  Vralstad, T ., &  Buddensiek,  “Remediation  of  Leakage  through  Annular Cement  Using  a  Polymer  Resin:  a  Laboratory  Study,” Energy Procedia , pp. 442–449, 2016.
[13] L.-B.  Ouyang,  “ A  Novel  Approach  to  Detect  T ubing  Leakage in  Carbon  Dioxide  (CO2)  Injection  Wells  via  an  Efficient Annular  Pressure  Monitoring,” Open  Pet.  Eng.  J. ,  pp.  8–15, 2015.
[14] T .  Malau,  J.,  &  Sitepu,  “).  Analisa  P ressure  Drop  pada  Sistem Perpipaan  Fuel  Oil  Boiler  pada  PT   PLN  Pembangkitan Sumatera  Bagian Utara Sicanang-Belawan dengan Menggunakan Pipe Flow Expert,” J. e-Dinam is , vol. 3, pp. 164–171, 2012. [15] W.  P.  Negara, “Perbandingan Analisis Pressure Drop pada P ipa Lengkung 90o Standar ANSI B36.10 dengan COSMOSfloWorks 2007,” J. Tek. Mesin Univ. Gunadarm a , pp. 1–13, 2010.
[16] A.  T .  L.  S.  Riza,  “Pengembangan  Perangkat  Lunak  untuk Simulasi  Estimasi  Volume  Kebocoran  Minyak,” J.  Pendidik.
Teknol. Inf. dan Kom un. , pp. 33–34, 2009.
[17] R.  K.  Khandka, Leakage  Behind  Casing .  Norway:  NT NU, 2007.
[18] A.  S.  Samuel Eshorame Sanni, “Modeling of Sand and Crude Oil Flow  in  Horizontal  Pipes  during  Crude  Oil  T ransportation,” J. Eng. , pp. 1–7, 2014.
[19]
G.  W.  Shuwei  Wang,  “ CFD  for  Multiphase  Flow  T ransport  of Buried  Crude  Oil  Pipelines  Leakage,” Int.  Conf.  Pipelines
Trenchless Technol. , pp. 861–874, 2012.
[20] Y.  F.  T ianhan  Xu,  “Evaluation  of  Mechanical  Properties  and Microstructures  of  Casing-Drilling  Steels,” Adv.  Mater.  Res. , pp. 674–677, 2010.