Studi komparasi pengaruh penggunaan variasi konsentrasi inhibitor amine oxide terhadap laju korosi pipa baja API 5L grade B di lingkungan fluida drain line
Dian Ahmad Sudali 1 , Priyo Tri Iswanto 2
1 Magister Teknik Mesin, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta
2 Staf Pengajar, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta Bulaksumur, Caturtunggal, Kec. Depok, Kabupaten Sleman, Daerah Istimewa Yogyakarta 55281 Email korespondensi: priyotri@ugm.ac.id

## Abstrak
Pipa Baja API 5L Grade B adalah salah satu yang paling banyak digunakan dalam sistem perpipaan untuk industri minyak dan gas karena memiliki kekuatan dan karakteristik yang sesuai. Namun demikian, Pipa Baja API 5L Grade B berpotensi mengalami korosi karena bekerja di lingkungan yang korosif. Salah satu upaya yang dapat dilakukan untuk mencegah terjadinya korosi pada sistem perpipaan ini adalah penggunaan inhibitor. Tujuan dari kajian ini adalah untuk mempelajari pengaruh penggunaan variasi konsentrasi inhibitor amine oxide terhadap laju korosi pipa baja API 5L Grade B di lingkungan fluida saluran pembuangan. Inhibitor yang digunakan dalam kajian ini adalah inhibitor organik yaitu amine oxide dengan variasi konsentrasi 0,5% dan 0,9%. Pengukuran korosi  menggunakan  metode  Potentiodynamic  Polarization.  Pengujian  komposisi,  struktur  mikro,  kekerasan Vickers, dan uji tarik dilakukan untuk mendukung data pengujian. Hasil kajian menunjukkan bahwa laju korosi pipa  baja  API  5L  Grade  di  lingkungan  fluida  saluran  pembuangan  tanpa  inhibitor  adalah  68,94  mpy. Penambahan inhibitor amina oksida efektif dalam menurunkan laju korosi dan konsentrasi optimum diperoleh pada konsentrasi 0,9% dengan laju korosi 8,16 mpy.
Kata kunci : amine oxide, API 5L grade B, cairan saluran pembuangan, inhibitor, korosi.

## Abstract
API 5L Grade B Steel Pipes is one of the most used in pipeline system for oil and gas industry because it has the appropriate strength and characteristics. Nevertheless, API 5L Grade B Steel Pipes potential for corrosion due to working in a corrosive environment. One of the efforts that can be done to prevent corrosion in this piping system  is  the  use  of  inhibitors.  The  purpose  of  this  study  was  to  study  the  effect  of  using  variations  in  the concentration of amine oxide inhibitors on the corrosion rate of API 5L Grade B steel pipe in the drain line fluid environment. The inhibitors used in this study were organic inhibitors, namely amine oxide with a concentration variation  of  0.5%  and  0.9%.  Corrosion  measurement  using  Potentiodynamic  Polarization  method.  Tests  for composition, microstructure, Vickers hardness, and tensile tests were carried out to support the test data. The results  showed  that  the  corrosion  rate  of  API  5L  Grade  steel  pipe  in  a  drain  line  fluid  environment  without inhibitors was 68.94 mpy. The addition of amine oxide inhibitor was effective in reducing the corrosion rate and the optimum concentration was obtained at a concentration of 0.9% with a corrosion rate of 8.16 mpy.
Keywords: amine oxide, API 5L grade B, drain line fluid, inhibitor, corrosion.
1. Pendahuluan
Pipa  Baja  API  5L Grade B  banyak  dimanfaatkan untuk sistem perpipaan pada industri minyak dan gas bumi  [1,  2].  Produk  utama  dari  industri  ini  adalah minyak  mentah  ( crude  oil )  dan  gas  alam.  Selain produk  utama  tersebut,  ada  berbagai  material  yang ikut terangkat. Material tersebut antara lain adalah air, pasir, lumpur, gas CO 2 , gas H 2 S, dan lainnya [3]. Pipa Baja API 5L Grade B yang termasuk ke dalam pipa baja karbon dipilih karena dinilai lebih ekonomis dan sifat mekanisnya yang dapat memenuhi kriteria fisik dari kondisi operasi yang ada. Meski demikian, pipa yang  terbuat  dari  baja  karbon  berpotensi  terserang korosi dan menyebabkan kebocoran [4, 5].
Jenis  korosi  yang  terjadi  dibedakan  menjadi  korosi internal dan korosi eksternal. Korosi internal biasanya disebabkan  oleh  air,  karbon  dioksida  (CO 2 ),  dan
hidrogen  sulfida  (H 2 S).  Salah  satu  korosi  internal yang terjadi adalah pada pipa drain line yang mana di dalam  pipa  tersebut  selalu  dipenuhi  kondensat  yang bersifat korosif. Kondisi ini menyebabkan terjadinya korosi  internal  yang  kemudian  mengarah  kepada kebocoran pipa [6].
Korosi  dapat  dicegah  dengan  penggunaan  inhibitor untuk menghadirkan lapisan yang dapat menghambat reaksi antara fluida dengan permukaan bagian dalam pipa.  Inhibitor  dapat  tersusun  dari  senyawa  organik maupun anorganik [7, 8]. Pada kajian ini digunakan inhibitor  organik  dengan  tujuan  untuk  dapat memberikan  keuntungan  dari  segi  penurunan  risiko kegagalan pipa akibat korosi, dan penggunaan bahan yang  lebih  ramah  lingkungan  [9].  Inhibitor  yang digunakan  adalah  senyawa amine  oxide yang merupakan  senyawa  organik  dan  memberikan
perlindungan  pada  daerah  anodik.  Yasmine  et  al. (2020)  telah  melakukan  investigasi  mengenai penggunaan  senyawa  turunan  amina  yang  disintetis untuk  digunakan  sebagai  inhibitor  pada  korosi terhadap baja dalam medium HC [10, 11]. Investigasi ini  memberikan  hasil  bahwa  penggunaan  senyawa turunan  amina  tersebut  berhasil  menghambat  laju korosi  yang  terjadi  pada  baja  tersebut.  Kajian  yang dilakukan  oleh  Raihan  et  al.  (2013)  mengenai penggunaan  inhibitor  berbasis amine  oxide pada korosi yang terjadi pada baja dalam medium air laut juga  memberikan  hasil  bahwa  inhibitor  tersebut efektif untuk mengurangi laju korosi yang terjadi [12].

## 2. Metode Kajian

## Karakterisasi Material
Material  yang  digunakan  pada  kajian  ini  adalah potongan Pipa Baja API 5L Grade B. Dilakukan uji komposisi  dengan spectrometer untuk  konfirmasi jenis dan spesifikasi material.

## Pengamatan Struktur Mikro
Pengamatan  Struktur  Mikro  dilakukan  pada penampang melingtang pipa, dengan terlebih dahulu memoles  permukaan  yang  akan  diamati,  kemudian dietsa  menggunakan Keller’s  reagent dengan komposisi 5 ml HNO 3 , 2 ml HF, 3 ml HCl, dan 190 ml  H 2 0  selama  10-30  detik.  Setelah  itu  permukaan diamati menggunakan mikroskop optik [13, 14].

## Pengujian Kekerasan
Dilakukan  pengujian  kekerasan  untuk  mengetahui tingkat  kekerasan  material  menggunaan  metode kekerasan Vickers dengan beban 30 kg. Perhitungan kekerasan Vickers menggunakan Persamaan 1 [15].
𝑉𝐻𝑁 = ,
(1)
dengan VHN = angka kekerasan Vickers (kg/mm 2 ), P = beban (kg), dan d = diagonal injakan rata-rata (mm).

## Pengujian Tarik
Dilakukan  pengujian  tarik  untuk  mengetahui  sifat mekanis  material  tersebut,  antara  lain  batas  elastis, kekuatan  luluh,  dan  kekuatan  tarik.  Spesimen  yang digunakan dibuat berdasarkan ASTM E8M (Gambar
1).  Pengujian  tarik  dilakukan  menggunakan  mesin Shimadzu  Servopulser  [16].  Spesimen  uji  tarik  bisa dilihat pada Gambar 1.
Gambar 1. Spesimen uji tarik (ASTM E8M).
dengan  G = Gauge Length (50 mm), W : Width (12,5 mm),  T  = Thickness (6,3  mm),  R  = Radius  of  fillet (12,5 mm), A = Length of reduced parallel section (60 mm), B = Length of grip section (75 mm), C = Width of grip section (20 mm).

## Pengujian Korosi
Pengujian korosi dilakukan dengan metode polarisasi potensiodinamik.  Metode  ini  menggunakan  sel  tiga elektroda dengan saturated calomel electrode (SCE) sebagai  elektroda  acuan,  spesimen  baja  sebagai elektroda  kerja,  dan  elektroda  bantu  seperti ditunjukkan  pada  Gambar  2.  Media  korosif  yang digunakan dalam pengujian ini adalah kondensat dari fluida drain  line ,  dan  kondensat  yang  ditambahkan inhibitor amine oxide dengan variasi konsentrasi 0,5% dan 0,9%. Penghitungan laju korosi dilakukan dengan Persamaan 2 [3].
𝐶𝑅 = 0,129 𝑥 . . (2)
dengan  CR = Corrosion Rate , a = nomor massa atom, icorr  =  rapat  arus  korosi  (µA/cm 2 ),  n  =  elektron valensi, ρ = berat jenis sampel (gr/cm3) [17].
Gambar 2 . Skema pengujian korosi sel 3 elektroda.

## 3. Hasil dan Pembahasan

## Karakterisasi Material
Uji  komposisi  material  yang  telah  dilakukan memberikan  hasil  bahwa  spesimen  yang  digunakan untuk  kajian  ini  masih  di  dalam  batasan  standar komposisi material untuk pipa baja API 5L Grade B (API  Specification  5L).  Perbandingan  komposisi material dapat dilihat pada Tabel 1.
Tabel  1 .  Tabel  perbandingan  komposisi  material  yang digunakan dengan standar API.
Material Spesimen Standar Komposisi Kimia (wt%) C 0,2559 Maks. 0,28 Mn 0,5755 Maks. 1,20 P 0,0105 Maks. 0,30 S - Maks. 0,30
V 0,072 V +Nb+ Ti ≤ 0,15 Nb 0,0025 Ti 0,0032

## Pengamatan Struktur Mikro
Pengamatan  struktur  mikro  pada  spesimen  yang digunakan pada kajian ini dilakukan pada permukaan potongan  melintang  pipa  (tegak  lurus  dengan  arah
panjang  pipa)  menggunakan  mikroskop  optik ditunjukkan pada Gambar 3.
Gambar 3. Citra struktur mikro.
Dari  Gambar  3,  dapat  dilihat  bahwa  struktur  mikro dari  spesimen  terdiri  dari  fasa  ferit  (dtunjukkan dengan  warna  putih)  dan  fasa  perlit  (ditunjukkan dengan warna hitam) dengan batas butir yang terlihat jelas.  Hal  ini  membuktikan  bahwa  spesimen  yang digunakan merupakan material baja karbon rendah.

## Pengujian Kekerasan
Pengujian  kekerasan  dengan  metode  kekerasan Vickers pada  spesimen  yang  digunakan  pada  kajian ini  dilakukan  pada  4  (empat)  titik  dan  memberikan hasil yang ditunjukkan oleh Tabel 2.
Tabel 2. Tabel hasil pengujian kekerasan.
No d 1 (mm) d 2 (mm) d (mm) VHN 1 0,642 0,59 0,616  146,5782594 2 0,65 0,604  0,627  141,4802775
3 0,65 0,612  0,631  139,6922351 4 0,648  0,602  0,625 142,3872 Rata-rata 142,534493
Pengujian kekerasan yang dilakukan pada 4 (empat) titik  memeberikan  hasil  kekerasan  rata-rata  sebesar 142,534493 VHN.

## Pengujian Tarik
Pengujian tarik dilakukan dengan membuat spesimen uji  tarik  sesuai  ASTM  E8M  pada  arah membujur/searah panjang pipa. Hasil dari pengujian tarik ditunjukkan oleh Tabel 3.
Tabel 3. Tabel hasil pengujian tarik.
Spesimen σ y (MPa) σ u (MPa) Elong. (%) Ratio (σy/σu) 1 304,89  477,61 26,04 0,64 Standar (API) 245 (min) 415 (min) 19,01 (min) 0,93 (maks )
Hasil dari pengujian  tarik menunjukkan  bahwa baik dari tegangan luluh, tegangan maksimum, persentase regangan dan perbandingan antara tegangan luluh dan tegangan  maksimum  memenuhi  standar  yang ditetapkan oleh API untuk Pipa Baja API 5L Grade B.

## Pengujian Korosi
Pengujian  korosi  yang  dilakukan  menggunakan metode  polarisasi  potensiodinamik  dengan  sel potensial  tiga  elektroda  memberikan  hasil  bahwa penambahan  inhibitor amine  oxide berhasil menggeser  nilai  potensial  korosi  ke  arah  positif dengan  nilai  Ecorr  407  mV  untuk  fluida drain  line tanpa  inhibitor,  dan  nilai  Ecorr  rata-rata  untuk penambahan  inhibitor  sebesar  356  mV.  Hal  ini menunjukkan  bahwa  terjadi  penekanan  proses oksidasi  sehingga  transfer  elektron  dari  anoda  ke katoda berkurang. Grafik perbandingan nilai potensial korosi dan arus korosi dari masing-masing percobaan ditunjukkan pada Gambar 4.
(a)
(b)
(c)
Gambar 4. Grafik pengujian (a) tanpa inhibitor, (b) dengan inhibitor amine oxide 0,5%, (c) dengan inhibitor amine oxide 0,9%.
Hasil perhitungan laju korosi menggunakan nilai arus korosi  (Icorr)  dari  masing-masing  pengujian ditunjukkan pada Tabel 4.
Tabel 4. Tabel hasil laju korosi. Media Icorr (µA/cm2) Ecorr (mV) Laju Korosi (mpy) Fluida Drain Line 19,83 407 68,94 Fluida Drain Line + 0.5% Amine Oxide 7,00 333 24,34 Fluida Drain Line + 0.9% Amine Oxide 2,35 381 8,16
Dari hasil perhitungan laju korosi tersebut didapatkan bahwa penambahan inhibitor amine oxide cenderung menurunkan  laju  korosi  dalam  lingkungan  fluida drain line . Laju korosi tanpa inhibitor menunjukkan nilai 68,94 mpy dan didapatkan nilai laju korosi yang paling  rendah  dengan  penambahan  inhibitor  dengan konsentrasi 0.9% dengan nilai laju korosi sebesar 8,16 mpy.

## 4. Kesimpulan
Dari  data  hasil  kajian  dan  pembahasan  yang didapatkan,  dapat  diambil  kesimpulan  bahwa  laju korosi baja API 5L Grade B dalam media fluida drain line sebesar 68,94 mpy. Penambahan inhibitor amine oxide pada  media  fluida drain  line memiliki kecenderungan menurunkan laju korosi yang terjadi. Sedangkan  penurunan  laju  korosi  yang  paling  baik didapatkan  pada  penambahan  inhibitor amine  oxide pada  konsentrasi  0,9%  dengan  nilai  laju  korosi sebesar 8,16 mpy.

## Ucapan Terima Kasih
Terimakasih  kepada  Bapak  Priyo  Tri  Iswanto,  S.T. M.Sc., Ph.D. atas bimbingannya. Keluarga yang telah memberikan  dukungan  dan  doanya.  Bapak  Sriyanto
dan  Bapak  Anggit  yang  telah  membantu  dan membimbing dalam kajian. Bapak-bapak seangkatan yang selalu memberikan dukungan dan sharing -nya.

## Daftar Pustaka
[1]  American Petroleum Institute. (2013). Specification  for  Line  Pipe  :  API  Specification 5L. Washington, DC: API Publishing Service
[2]  ASM.  (1992). Metal  Handbook  :  Corrosion. Ohio: ASM International
[3]  ASM.  (2002). Metallographer’s  Guide  :  Iron and Steels. Ohio: ASM International [4]  ASTM.  (2003). Metal  Test  Methods  and Analitycal  Procedures. Pennsylvania:  ASTM International
[5]  ASTM.  (2015).  S tandard  Practices  for Calculation  of  Corrosion  Rates  and  Related Information from Electrochemical Measurement tandard. Pennsylvania: ASTM International [6]  ASTM.  (2014). Standard  Test  Method  for
Conducting Potentiodynamic Polarization Resistance Measurement. Pennsylvania: ASTM International
[7]  Azzam,  M.A.,  Sukarti,  S.,  Zaimi,  M.  (2020).
Corrosion behavior of API-5L-X42 petroleum/natural  gas  pipeline  steel  in  South China  Sea  and  Strait  of  Melaka  seawaters.
Engineering Failure Analisys , 115 , 1-8.
[8]  Boughoues,  Y.,  Benamira,  M.,  Messaadia,  L., Bouider, N., Abdelaziz, S. (2020). Experimental and  theoretical  investigations  of  four  amine derivatives  as  effective  corrosion  inhibitors  for mild steel in HCl medium. RSC Adv. , 10 , 24145- 24158.
[9]  Dariva,  C.G.  &  Galio,  A.F.  (2014).  Corrosion Inhibitors  –  Principles,  Mechanisms  and Applications. Developments  in  Corrosion Protection , 16 , 365-379.
[10] Farag,  A.A.  &  El-Din,  M.R.N.  (2012).  The Adsorption  and  Corrosion  Inhibition  of  Some Nonionic Surfactants on API X65 Steel Surface in  Hydrochloric  Acid. Corrosion  Science , 64 , 174-183.
[11] Hu,  X.  &  Neville,  A.  (2009).  CO2  erosion– corrosion of pipeline steel (API X65) in oil and gas  conditions—a  systematic  approach. Wear (an  International  Journal  on  the  Science  and Technology of Friction Lubrication and Wear) , 267 , 2027-2032.
[12] Javidi, M. & Abadeh, H.K. (2019). Assessment and influence of temperature, NaCl and H2S on CO2 corrosion behavior of different microstructures  of  API  5L  X52  carbon  steel  in aqueous  environments. Journal  of  Natural  Gas Science and Engineering , 67 , 93-107.
[13] Jones,  D.A.,  (2014). Principles  and  Prevention of Corrosion. New Jersey: Prentice-Hall, Inc.
[14] Lin,  N.,  Xie,  F.,  Zhong,  T.,  Wu,  X.,  Tian,  W. (2010).  Influence  of  adding  various  rare  earths on  microstructures  and  corrosion  resistance  of
chromizing  coatings  prepared  via  pack cementation  on  P110  steel. Journal  of  Rare Earths , 28(2) , 301-304.
[15] Mansoori,  H.,  Mirzaee,  R.,  Esmaeilzadeh,  F., Vojood,  A.,  Downrani,  A.S.  (2017).  Pitting corrosion failure analysis of a wet gas pipeline. Engineering Failure Analisys , 82 , 16-25. [16] Rihan,  R., Shawabkeh, R., Al-Bakr, N. (2009).
The  Effect  of  Two  Amine-Based  Corrosion Inhibitors in Improving the Corrosion Resistance of  Carbon  Steel  in  Sea  Water. Journal  of Materials Engineering and Performance, 23(3), 693-699. [17] Roberge  P.  R.  (2000). Handbook  of  Corrosion Engineering. New York: McGraw-Hill