SIFAT FISIK FLUIDA RESERVOIR

Beberapa sifat fluida yang perlu diketahui dan yang akan dibahas disini meliputi : sifatfisik gas, sifat fisik minyak, dan sifat fisik air formasi.

1. Sifat Fisik GasGas bumi merupakan campuran dari hidrokarbon golongan parafin terdiri dari C1sampai C4 tiap molekulnya. Tetapi sering ditemukan gas bumi yang mengandunghidrokarbon dengan berat molekul lebih besar dari molekul C1 sampai C4.Disamping senyawa hidrokarbon, gas bumi juga mengandung CO2, N2, H2S, He danuap air. Pada umumnya prases terbesar pembentuk gas bumi adalaii komponenmethana yang dapat mencapai 98%.

Secara garis besar gas dapat digolongkan sebagai berikut:

- Sweet gas, gas bumi yang tidak mengandung H2S dalam jumlah yang cukupberarti.- Sour gas, gas bumi yang mengandung H2S dalam jumlah yang cukup beraili.- Dry gas, gas bumi yang tidak mengandung material-gasoline dalam jumlah yangberarti.- Wet gas, gas bumi yang mengandung natural gasoline dalam jumlah berarti.Sifat fisik gas yang akan dibahas disini adalah densitas, viskositas, faktor volumeformasi gas dan kompresibilitas gas. Sifat-sifat ini memberi peranan dalamperkiran-perkiraan reservoir.

a. Densitas Gas (ρg)Berat jenis atau densitas didefinisikan sebagai massa tiap satuan volume.Sedangkan specific gravity gas didefinisikan sebagai perbandingan antararapatan massa gas dengan rapatan suatu gas standar, dimana biasanya yangdigunakan standar adalah udara kering yang diukur dalam volume, tekanan dantemperatur sama. Dapat dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :

ρg = rapatan gasρu = rapatan adara

Sesuai dengan persamaan untuk gas ideal, maka rumus rapatan atau densitas gasideal adalah :

dimana :m = barat gas, lb

V = volume gas, cuftM = barat molekul gas, lb/lb moleP = tekanan reservoir, psiaT = temperatur, Ro

R = konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole oR

Rumus di atas hanya berlaku untuk gas berkomponen tunggal. Sedangkan untukgas campuran digunakan rumus sebagai berikut :

dimana :

z = faktor kompresibilitas gasMa = berat molekul tampak = Σyi Mi

Yi = fraksi mol komponen ke I dalam suatu campuran gasMi = BM komponen ke I dalam suatu campuran gas.

b. Viskositas GasViskositas gas adalah ukuran tahanan fluida (gas) terhadap aliran yangmempunyai satuan centipoise atau gram/100/ detik/1 centimeter. Viskositas gasakan naik dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini kebiasaan gas akanberlainan dengan cairan, untuk gas campuran viskiositasnya tidak tergantungdari tekanan. Gas sempurna berubah menjadi gas tidak sempurna bila tekanandinaikkan dan tabiatnya mendekati tabiat zat cair.

Salah satu cara menentukan viskositas gas yaitu dengan korelasi grafis(Carr.et.al), dimana cara ini untuk menentukan viskositas gas campuran padasembarang tekanan maupun suhu dengan memperhatikan adanya gas-gas ikutan,seperti H2S, CO2, dan N2. Adanya gas-gas non-hidrokarbon tersebut akanmemperbesar viskositas gas campuran.

c. Faktor Volume Formasi Gas (Bg)Jika faktor volumc formasi gas diidentifikasikan sebagai volume dalam barrelyang ditempati oleh satu standar cubic feet (SCF) pada temperatur 60°F padatekanan dan temperatur reservoir. Faktor volume formasi bertambah denganturunnya tekanan dan naiknya temperatur.

d. Kompresibilitas Gas (Cg)Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume gas yangdisebabkan oleh adanya perubahan volume gas yang disebabkan oleh adanyaperubahan tekanan yang mempengaruhinya, yaitu tekanan hidrostatik dantekanan udara kering, dinyatakan dengan persamaan :

e. Faktor Deviasi Gas (Z faktor)Faktor deviasi gas dapat didefinisikan sebagai perbandingan volume sebenarnyayang ditempati oleh gas pada suatu temperatur dan tekanan tertentu terhadapapa yang ditempati bila ideal.

 

Untuk mengetahui harga Z diperlukan harga Ppc dan Tpc sehingga diperolehharga Pr dan Tr. Dari harga yang diperoleh, harga Z (deviation faktor) dapatdilihat pada grafik korelasi Katz dan Standing.

2. Sifat Fisik MinyakSifat-sifat fisik minyak yang perlu diketahui adalah berat minyak, viskositasminyak, kelarutan gas dalam minyak dan faktor volume formasi sertakompressibilitas.

a. Densitas Minyak (ρo)Densitas adalah perbandingan berat massa suatu substansi dengan unit darivolume tersebut. Cara penentuan diantaranya dengan mencari hubungan antaradensitas minyak dengan pengaruh GOR (dikembangkan oleh Katz). Dengancara ini ketelitian berbeda 3 % dari hasil percobaan. Hubungan tersebut dapatdituliskan :

 dimana :

ρo = densitas minyak, lbm/cuft

 

γgd = specific gravity gas yang terlarut dalam minyak.Didalam dunia perminyakan, specific gravity minyak sering dinyatakan dalamsatuan oAPI. Hubungan oAPI dapat dirumuskan :

b. Viskositas MinyakViskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyakuntuk mengalir. Viskositas merupakan perbandingan shear stress dan shear rate.Viskositas dinyatakan dengan persamaan :

 dimana :µ = viskositas , gr/(cm.sec)F = shear stressA = luas bidang paralel terhadap aliran, cm2dv/dy = gradient kecepatan, cm/(sec.cm).

Yang mempengaruhi viskositas ialah tekanan, suhu, dan kelarutan gas dalamminyak.Dengan menurunnya tekanan reservoir, maka viskositas minyak awalnya turundengan adanya pengembangan minyak dan penurunan terus berlanjut sampaitercapainya tekanan kejenuhannya, maka viskositas cairan akan naik karenaterjadinya pembebasan gas dari cairan. Naiknya viskositas ini karena keluarnyasenyawa-senyawa komponen ringan yang mempunyai viskositas yang lebihrendah dari larutan.

c. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)Faktor volume formasi minyak adalah perbandingan relatif antara volume

minyak awal (reservoir) terhadap volume minyak akhir (tangki pengumpul),bila dibawa ke keadaaan standart.Standing melakukan perhitungan Bo secara empiris :

dimana :Rs = kelarutan gas dalam minyak, scf/stbγo = specific gravity minyak, lb/cuftγg = specific gravity gas, lb/cuftT = temperatur, oF.

Harga Bo dipengaruhi oleh tekanan, dimana :- Tekanan dibawah Pb (P<Pb), Bo akan turun akibat sebagai gas terbebaskan.- Tekanan diantara Pi dan Pb (Pb<P<Pi), Bo akan naik sebagai akibat terjadinyapengembangan gas.

d. Kompressibilitas Minyak (Co)Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyakakibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagaiberikut :

Kompressibilitas minyak dibagi menjadi dua berdasarkan kondisikejenuhannya, yaitu :- Kompressibilitas minyak tak jenuh, dimana dipengaruhi oleh berat jenis, tekanandan temperatur.- Kompressibilitas minyak jenuh, yang biasanya lebih besar jika dibandingkandengan kompressibilitas minyak tak jenuh.

Persamaan dibawah dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudahdipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu :

dimana :Bob = faktor volume formasi pada tekanan bubble pointBoi = faktor volume formasi pada tekanan reservoir

Pi = tekanan reservoirPb = tekanan bubble point.

e. Kelarutan Gas dalam Minyak (Rs)Kelarutan gas (Rs) adalah banyaknya volume gas yang terbebebaskan (padakondisi standard) dari suatu minyak mentah di dalam reservoir, yang dipermukaan volumenya sebesar satu stock tank barrel.

Faktor yang mempengaruhi kelarutan gas (Rs) adalah :- tekanan, pada suhu tetap, kelarutan gas dalam sejumlah zat cair tertentu berbandinglurus dengan tekanan.- komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas dalam minyak semakin besar denganmenurunnya specific gravity minyak.- Temperatur, Rs akan menurun dengan naiknya temperatur.

3. Sifat Fisik Air FormasiAir formasi hampir selalu dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak. Seringdijumpai dalam produksi suatu sumur minyak justru jumlah produksi air formasilebih besar dari produksi minyaknya. Seperti pada gas dan minyak, maka sifat-sifatfisik air formasi meliputi : berat jenis air, viskositas air, faktor volume formasi air,kompresibilitas, dan kelarutan gas dalam gas.

a. Densitas Air Fomasi (ρw)Densitas air formasi adalah massa air murni pada suatu reservoir dinyatakandengan massa per satuan volume, specific volume yang dinyatakan dalam persatuan massa dan specific gravity yaitu densitas air formasi pada suatu kondiditertentu yaitu pada tekanan 14.7 psi dan temperatur 60 oF. Berat jenis formasi(ρw) pada reservoir dapat ditentukan dengan membagi ρw pada kondisi atandartdengan faktor volume formasi (Bw) dan perhitungan itu dapat dilakukan bila airformasi jenuh terhadap gas alam pada kondidi reservoir.

b. Viskositas Air Formasi (µw)Viskositas air formasi akan tergantung pada tekanan, temperatur dan tingkatssalinitas yang dikandung air formasi tersebut. Viskositas air formasi (µw) akannaik terhadap turunnya temperatur dan kenaikan tekanan. Kegunaan mengenaiperilaku kekentalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untukmengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir.

c. Faktor volume formasi air formasi (Bw)Faktor volume formasi air formasi (Bw) menunjukkan perubahan volume airformasi dari kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi inidipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan,pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air denganturunnya suhu.

d. Kompressibilitas Air Formasi (Cw)Kompressibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume airformasi yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang

mempengaruhinya. Kompressibilitas air murni tergantung pada suhu, tekanan,dan kelarutan gas dalam air.Kompressibilitas air murni dainyatakan dalam persamaan berikut yaitu :

 

dimana :Cwp = kompressibilitas air murni, psi-1

V = volume air murni, bblΔP = perubahan volume air murni, bblΔV = perubahan tekanan, psi.

Selain itu kompressibilitas air formasi dapat ditentukan dengan persamaan :

Cw = Cwp (1 + 0.0088 Rsw)

dimana :Rsw = kelarutan gas dalam air formasiCwp = kompressibilitas air murni, psi-1

Cw = kompressibilitas air formasi, psi-1

e. Kelarutan Gas dalam Air FormasiKelarutan gas dalam air formasi akan lebih kecil bila dibandingkan dengankelarutan gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur yangsama. Pada temperatur tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengannaiknya te-kanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam airformasi mula-mula menurun sampai harga minimum kemudian naik lagiterhadap naiknya suhu, dan kelarutan gas dalam air formasi akan berkurangdengan bertambahnya kadar garam, dengan demikian kelarutan gas dalam airformasi juga dipengaruhi oleh kegaraman air formasi, maka harga kelarutan gasdalam air formasi perlu dikoreksi.

2. Karakteristik Minyak BumiSetiap reservoir yang ditemukan, akan diperoleh sekelompok molekul yang terdiri dari elemen kimia Hidrogen (H) dan Karbon (C). Minyak dan gas bumi terdiri dari kedua elemen ini, yang mempunyai proporsi yang beraneka ragam. Apabila ditemukan deposit hidrokarbon disuatu tempat, akan sangat jarang dapat ditemukan di tempat lain dengan komposisi yang sama, karena daerah pembentukkannya berbeda.Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon sendiri terdiri dari fasa cair (minyak bumi) maupun fasa gas, tergantung pada kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir yang ditempati. Perubahan kondisi reservoir akan mengakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik fluida reservoir.Fluida minyak bumi dijumpai dalam bentuk cair, sehingga sesuai dengan sifat cairan pada umumnya. Pada fasa cair, jarak antara molekul-molekulnya relatif lebih kecil daripada gas. Sifat-sifat minyak bumi yang akan dibahas adalah densitas dan spesifik grafiti, viskositas, faktor volume formasi, kelarutan gas, kompressibilitas dan tekanan bubble point.

2.1. Densitas Minyak ( ρo ) dan Spesifik Grafity ( γ )Densitas didefinisikan sebagai masa dari satuan volume suatu fluida (minyak) pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Dari definisi tersebut dapat dirumuskan sebagai beikut :

Dimana :ρo = densitas minyak, lb/ft3m = massa minyak, lbV = volume minyak, ft3Sedangkan spesifik grafiti merupakan perbandingan dari densitas suatu fluida (minyak) terhadap densitas air. Baik densitas air maupun fluida tersebut diukur pada kondisi yang sama (60° F dan 14.7 Psia).

Dimana :γo = spesifik grafiti minyakρo = densitas minyak mentah, lb/ft3ρw = densitas air, lb/ft3Meskipun densitas dan spesifik grafiti dipergunakan secara meluas dalam industri perminyakan, namun API grafiti merupakan skala yang lebih sering dipakai. Grafiti ini merupakan spesifik grafiti yang dinyatakan dengan rumus :

API grafiti dari minyak mentah pada umumnya memiliki nilai antara 47 °API untuk minyak ringan sampai 10 °API untuk minyak berat.2.2. Viskositas Minyak ( μo )Viskositas fluida merupakan sifat fisik suatu fluida yang sangat penting yang mengendalikan dan mempengaruhi aliran fluida didalam media berpori maupun didalam pipa. Viskositas didefinisikan sebagai ketahanan internal suatu fluida untuk mengalir.Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan menurunkan viskositas minyak dan dengan bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak maka viskositas minyak juga akan turun. Hubungan antara viskositas minyak dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 6.

Gambar 6 menunjukkan bahwa tekanan mula-mula berada di atas tekanan gelembung (Pb), dengan penurunan tekanan sampai (Pb), mengakibatkan viskositas minyak berkurang, hal ini akibat adanya pengembangan volume minyak. Kemudian bila tekanan turun dari Pb sampai pada harga tekanan tertentu, maka akan menaikkan viskositas minyak, karena pada kondisi tersebut terjadi pembebasan gas dari larutan minyak.2.3. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo )Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak pada tekanan dan temperatur reservoir yang

ditempati oleh satu stock tank barrel minyak dan gas dalam larutan. Harga ini selalu lebih besar atau sama dengan satu. Untuk minyak tersaturasi, Standing membuat korelasi berdasarkan persamaan :

Dimana :Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STBOT = temperature, °FRs = kelarutan gas, SCF/STBOC = faktor tambahan seperti perhitungan Rs

Faktor volume formasi minyak merupakan fungsi dari tekanan. Gambar 7 memperlihatkan faktor volume formasi minyak.Terdapat dua hal penting dari gambar 7 diatas, yaitu :1. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan minyak.2. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan.2.4. Kelarutan Gas ( Rs )Kelarutan gas bumi didefinisikan sebagai cuft gas yang diukur pada keadaan standar (14.7 Psi ; 60 °F) didalam larutan minyak sebanyak satu barrel stock tank minyak pada saat minyak dan gas berada pada tekanan dan temperatur reservoir.Kelarutan gas dalam minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan komposisi minyak dan gas. Pada temperatur minyak yang tetap, kelarutan gas tertentu akan bertambah pada setiap penambahan tekanan. Pada tekanan yang tetap kelarutan gas akan berkurang terhadap kenaikan temperatur.2.5. Kompressibilitas Minyak ( Co )Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan. Secara matematis didefinisikan sebagai berikut:

Pada kondisi tekanan di bawah bubble point, Co didefinisikan sebagai berikut :

Dengan menggunakan grafik korelasi, maka harga kompressibilitas minyak dapat diperoleh dengan persamaan :

Kompressibilitas minyak pada kondisi dibawah bubble point akan cenderung membesar bila dibandingkan dengan harga ketika diatas bubble point karena dengan turunnya tekanan, gas membebaskan diri dari larutan. Volume total minyak yang tertinggal sebenarnya berkurang dengan turunnya tekanan terebut, akibatnya volume fluida total yang terdiri dari minyak dan gas makin lama menjadi besar seiring dengan turunnya tekanan.

RESERVOIR      Scale merupakan endapan kristal yang menempel pada matrik batuan maupun pada dinding-dinding pipa dan peralatan dipermukaan, seperti halnya endapan yang sering kita jumpai pada panci ataupun ketel untuk memasak air. Adanya endapan scale akan berpengaruh terhadap penurunan laju produksi produksi.      Terbentuknya endapan scale pada lapangan minyak berkaitan erat dengan air formasi, dimana scale mulai terbentuk setelah air formasi ikut terproduksi ke permukaan. Selain itu jenis scale yang terbentuk juga tergantung dari komposisi komponen-komponen penyusun air formasi.      Mekanisme terbentuknya kristal-kristal pembentuk scale berhubungan dengan kelarutan masing-masing komponen dalam air formasi. Sedangkan kecepatan pembentukan scale dipengaruhi oleh kondisi sistem formasi, terutama tekanan dan temperatur. Perubahan kondisi sistem juga akan berpengaruh terhadap kelarutan komponen.      Dalam pembahasan ini akan dijelaskan keterkaitan pembentukan scale dengan kedua hal tersebut, baik karakteristik air formasi maupun kondisi reservoir, identifikasi terbentuknya scale berdasarkan mekanisme pembentukan, lokasi terbentuknya dan komposisi scale yang terbentuk serta metode pencegahan dan penanggulangannya. 

A.    Tinjauan Terhadap Karakteristik Reservoir      Komponen reservoir yang berpengaruh terhadap pembentuka scale adalah batuan reservoir, fluida reservoir serta kondisi dari reservoir tersebut.1.   Batuan ReservoirKomposisi kimia dari air formasi dipengaruhi oleh jenis batuan reservoir, dimana masing-masing jenis batuan memiliki mineral penyusun yang berbeda. Jenis batuan reservoir antara lain adalah batupasir (sandstone), batuan karbonat serta batuan shale.

a.   BatupasirBatupasir (sandstone) merupakan batuan yang paling sering dijumpai di lapangan sebagai batuan reservoir. Batu pasir merupakan hasil dari proses sedimentasi mekanik, yaitu berasal dari proses pelapukan dan disintegrasi, yang kemudian tertransportasi serta mengalami proses

kompaksi dan pengendapan. Berdasarkan mineral penyusunnya serta kandungan mineralnya, maka batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu orthoquartzites, pasir lempungan (graywacke), dan arkose.Kandungan air formasi pada reservoir batupasir yang dapat menimbulkan endapan scale antara lain adalah kalsium (Ca2+), barium (Ba2+) dan stronsium (Sr2+), sebagaimana terlihat pada tabel komposisi kimia batupasir (Tabel II-1sampai Tabel II-5). Kation-kation tersebut merupakan hasil dari pelarutan dari batuan. Air formasi pada reservoir batupasir biasanya bersifat korosif serta mengandung komponen-komponen besi, sehingga scale yang mungkin terbentuk adalah scale campuran barium-stronsium (Ba, Sr) X2 serta scale komponen besi, baik ferro (Fe2+) maupun ferro (Fe3+).   b.   Batuan KarbonatBatuan yang dikategorikan karbonat adalah limestone, dolomite, dan yang bersifat diantara keduanya. Limestone adalah istilah yang biasa dipakai untuk kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80 % calcium carbonate atau magnesium. Istilah limestone juga dipakai untuk batuan yang mempunyai fraksi karbonat melebihi unsur non-karbonatnya. Pada limestone fraksi disusun terutama oleh mineral kalsit dengan kandungan CaO dan CO2 yang besar, sedangkan pada dolomite mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomite.Air formasi pada reservoir karbonat mengandung dominasi kation kalsium (Ca2+) dan magnesium (Mg2+). Selain itu adanya kontaminasi batuan karbonat pada air formasi akan melarutkan senyawa gas CO2 yang akan membentuk asan karbonat (H2CO3).Jenis scale yang paling mungkin terbentuk adalah kalsium karbonat (CaCO3), sedangkan yang lainnya adalah scale jenis magnesium.   c.   Batuan ShaleUnsur penyusun batuan shale didominasi oleh mineral silicon dioxide (SiO2), dan alumunium oxide (Al2O3).Jenis scale yang mungkin terbentuk adalah scale silika.2.  Fluida ReservoirJenis fluida yang berpengaruh terhadap kecenderungan pembentukan scale adalah air formasi dan gas, baik gas yang bebas maupun gas yang terlarut dalam air formasi.a.   Air FormasiAir formasi merupakan faktor utama yang berkaitan dengan pembentukan scale. Kontak antara air formasi dengan batuan reservoir akan melarutkan sejumlah mineral komponen batuan kedalam air dan berpengaruh terhadap kuantitas masing-masing komponen terlarut. Mineral-mineral batuan yang terlarut dalam air formasi akan terionisasi menjadi ion-ion (kation dan anion). Jenis ion-ion utama penyusun air formasi terdiri dari kation-kation Ca, Mg, Fe, Ba, dan anion-anion Cl, CO3, HCO3, dan SO4.Besarnya kandungan masing-masing ion akan menunjukkan besarnya kecenderungan terbentuknya scale yang mengandung komponen tersebut.  b.   GasGas yang berpengaruh terhadap terbentuknya scale adalah gas yang terlepas dari sistem fluida reservoir, akibat dari adanya perubahan kondisi reservoir (tekanan dan temperatur). Gas yang terlepas tersebut, selain mempengaruhi tekanan sistem, juga akan menyebabkan terjadinya slip, dimana gas akan bergerak mendahului minyak ataupun air. Semakin besar selisih kecepatan tersebut (pressure drop semakin tinggi), maka kecenderungan terbentuknya scale akan semakin besar. Selain itu adanya kandungan gas CO2 dalam air juga

akan berpengaruh terhadap pembentukan scale, terutama yang berkaitan dengan adanya tekanan parsialnya.. 3.   Kondisi ReservoirBeberapa kondisi reservoir yang berpengaruh terhadap pembentukan scale antara lain adalah sebagai berikut :a.   Penurunan Tekanan (pressure drop)Penurunan tekanan reservoir secara pasti akan terjadi sebagai akibat dari proses produksi. Adanya penurunan tekanan akan mengakibatkan terlepasnya gas terlarut, terutama CO2, dari dalam air formasi, sehingga akan mengakibatkan kenaikan pH air.b.   Perubahan TemperaturKenaikan temperatur larutan akan menyebabkan terjadinya penguapan air, sehingga akan meurunkan harga kelarutan komponen terlarut dan memumgkinkan terbentuknya endapan.c.   Perubahan pH dan Turbulensi.Meningkatnya harga pH air formasi akan menyebabkan turunnya harga kelarutan masing-masing komponen yang terlarut dalam air formasi, sehingga akan memperbesar kecederungan adanya pengendapan komponen terlarut. Sedangkan proses agitasi atau turbulensi akan berpengaruh terhadap pertumbuhan kristal scale. Semakin besar agitasi yang terjadi, maka kemungkinan penggabungan inti kristal akan semakin sering terjadi sehingga memungkinkan terjadinya pengendapan kristal.  

B.     Identifikasi Scale      Perkiraan terhadap terbentuknya scale dapat dilakukan berdasarkan data hasil dari analisa air formasi. Data tersebut berupa besaran komponen penyusun air formasi, terutama ion-ion yang pokok, yaitu sodium, kalsium, magnesium, barium dan stronsium untuk kation serta khlorida, bikarbonat, sulfat, karbonat dan hidroksida untuk anionnya. Selain itu data hasil analisa air formasi juga berupa sifat fisik air formasi, seperti pH, padatan tersuspensi, turbiditas, temperatur, specific gravity      Identifikasi kecenderungan pembentukan scale juga dapat dilakukan secara matematik dengan menghitung besarnya harga kecenderungan pembentukan scale (scale tendency). Metode yang digunakan berbeda-beda untuk tiap jenis scale. Untuk memperkirakan kecenderungan pembentukan scale kalsium karbonat dapat dilakukan dengan menggunakan metodeLangelier, Ryznar, Stiff-Davis, serta metode Oddo-Tompson. Sedangkan perkiraan kecenderungan terbentuknya scale kalsium sulfat dilakukan dengan menggunakan metode Case dan metode Skillman-McDonald-Stiff. Metode-metode tersebut diatas mempunyai keterbatasan-keterbatasan dan keakuratan hasilnya tergantung pada data analisa air yang representatif untuk tiap kondisi yang dianalisa.      Hal-hal pokok yang perlu diperhatikan dalam pemilihan dan penggunaan metode perhitungan kelarutan antara lain adalah sebagai berikut :

1. Metode Langelier hanya diperuntukkan untuk air tawar dan tidak dapat digunakan pada analisa air formasi, sehingga membutuhkan perhitungan konversi untuk digunakan pada air formasi.

2. Metode Stiff and Davis merupakan modifikasi dari metode Langelier, dan dapat digunakan untuk menganalisa air formasi, tetapi hanya pada kondisi tertentu, sehingga untuk menganalisa pada kondisi reservoir diperlukan perhitungan ekstrapolasi.

3. Perhitungan kecenderungan pembentukan scale kalsium sulfat dengan menggunakan metode Skillman-McDonald-Stiff, hanya dapat digunakan pada air formasi dengan kandungan

total padatan (total dissolved solids, TDS) kurang dari 150.000 mg/lt, sehingga untuk air formasi dengan TDS lebih besar dari batas tersebut harus ditentukan dengan ekstrapolasi.

      Identifikasi terhadap mekanisme dan kondisi pembentukan, lokasi terbentuknya scale serta komposisi endapan yang terbentuk merupakan langkah awal dalam perencanaan program penanganan, baik pencegahan maupun penanggulangan yang effektif.       Kondisi-kondisi yang mengakibatkan dan mempercepat pembentukan endapan scale antara lain adalah sebagai berikut :1.   Percampuran Dua Jenis Air yang tidak KompatibelBertemunya dua jenis air yang tidak kompatibel merupakan kondisi yang paling pokok berkaitan dengan pembentukan scale. Percampuran tersebut biasanya terjadi pada proses water flooding, yaitu antara air injeksi dengan air formasi, meskipun demikian tidak jarang pula pencampuran tersebut terjadi pada saat perencanaan air injeksi. Jenis air yang umum digunakan dalam proses injeksi air, adalah air laut ataupun air garam, yang biasanya memiliki kandungan SO4

2- dengan konsentrasi cukup besar, mencapai 2.000 mg/lt.Pada reservoir batupasir, air formasi mengandung Ca+, sehingga terdapat kecenderungan terbentuknya endapan scale kalsium sulfat. Sedangkan pada reservoir batugamping dimana air formasi mengandung Ba+, scale barium sulfat akan terbentuk, disertai dengan scale stronsium sulfat. 2.   AutoscalingPada kondisi ini, scale terbentuk secara alami karena adanya perubahan kondisi reservoir, atau disebut juga self-scaling. Pada waktu fluida reservoir diproduksikan ke permukaan, maka temperatur dan tekanan reservoir akan mengalami penurunan, yang akan berpengaruh terhadap kelarutan komponen-komponen air. Air mempunyai batas kemampuan dalam menjaga senyawa hasil kombinasi ion-ion tersebut tetap dalam larutan, dan jika perubahan kondisi tersebut menyebabkan harga kelarutan terlampaui, maka komponen-komponen tersebut tidak akan terlarut lagi, melainkan terpisah dari pelarutnya dan membentuk endapan scale.Jenis scale yang biasa terbentuk pada kondisi pressure drop adalah karbonat dan sulfat, sedangkan scale sodium khlorida (halite) hanya terbentuk pada air dengan salinitas yang tinggi dan penurunan temperatur yang cukup besar. Perubahan tekanan akan berpengaruh terhadap pembentukan scale karbonat, terutama pada air formasi yang mengandung gas asam, dimana penurunan tekanan terjadi seiring dengan proses penguapan gas dari larutan. 3.   Evaporation-Induced ScaleMekanisme pembentukan scale ini, terutama untuk halite, biasanya terjadi pada reservoir dengan temperatur dan tekanan yang tinggi (high temperature high pressure, HTHP) dan memproduksikan gas dan air formasi secara bersamaan. Penguapan gas akan terjadi, bersama dengan meningkatnya tekanan hidrostatik pada tubing, dan akan berpengaruh terhadap kelarutan mineral terlarut pada air formasi. Mekanisme pembentukan scale jenis ini juga terjadi pada proses injeksi gas CO2. Sedangkan lokasi yang umum pada pengendapan scale adalah :a.   Scale pada pipa (Tubing dan Peralatan Produksi Permukaan)Pengendapan scale pada pipa biasanya berupa lapisan yang relatif tipis yang menempel pada dinding bagian dalam dari pipa. Ukuran partikel scale yang terbentuk agak kasar, pada ukuran 1 cm atau bahkan lebih. Pembentukan endapan ini terpengaruh adanya penurunan laju produksi, sehingga akan meningkatkan kekasaran permukaan pipa dan memperkecil luasan ruang

alir fluida dalam pipa. Pertembuhan kristal scale yang tak terkendali memungkinkan terjadinya penyumbatan pipa sacara menyeluruh.b.   Scale pada matriks formasi sekitar dasar sumurScale yang terbentuk pada matriks formasi sekitar dasar sumur biasanya mempunyai ukuran partikel yang lebih halus jika dibandingkan dengan scale pada pipa. Scale yang biasa terbentuk adalah scale karbonat ataupun sulfat. Endapan scale yang terbentuk akan menyumbat matriks batuan, screen ataupun gravel pack pada perforasi.c.   Scale pada Sumur InjeksiMekanisme terbentuknya scale pada sumur injeksi berupa auto-scaling sebagai akibat dari penurunan temperatur. Selain itu scale juga terbentuk sebagai akibat dari percampuran dua jenis air yang tidak kompatibel, yaitu pada saat air injeksi bercampur dengan air air formasi yang terdapat disekitar dasar sumur injeksi pada tahap awal dari proses injeksi air. Scale yang terbentuk akan menurunkan permeabilitas dan berpengaruh terhadap keberhasilan program injeksi.

C.     Penanganan Masalah Scale      Penanganan masalah scale meliputi upaya pencegahan terhadap pembentukan maupun pengendapan scale serta penanggulangan atau pembersihan scale yang telah terbentuk. Program penanganan didesain berdasarkan pada data hasil identifikasi mekanisme dan kondisi pembentukan, lokasi terbentuknya scale serta komposisi endapan yang terbentuk.      Upaya pencegahan yang seringkali dilakukan adalah dengan meninjeksikan zat kimia pengontrol scale (scale inhibitor), baik pada formasi maupun pada pipa-pipa dan peralatan produksi dipermukaan. Zat kimia tersebut bekerja dengan cara menjaga partikel pembentuk scale tetap dalam larutan, sehingga diharapkan tidak terjadi pengendapan..      Selain penggunaan scale inhibitor, dengan mempertimbangkan pengaruh tekanan pada penurunan kelarutan, pressure maintenance baik dengan injeksi air ataupun injeksi gas, dapat berperan dalam upaya pencegahan terbentuknya scale. Sedangkan pada program injeksi air untuk meningkatkan perolehan minyak (water flooding), upaya pencegahan diterapkan pada perencanaan air yang akan diinjeksikan. Berdasarkan pada data air formasi dari analisa, air injeksi dirancang mempunyai sifat fisik dan kandungan kimia tertentu, sehingga kemungkinan adanya reaksi pembentukan padatan scale dapat dieliminasi.      Penanggulangan masalah scale bertujuan untuk menghilangkan endapan scale baik scale yang menyumbat pada matriks batuan formasi ataupun scale yang menempel pada dinding pipa dan peralatan di permukaan. Hal pokok yang perlu dipertimbangkan dalam perencanaan program penanggulangan adalah kecepatan proses, pengaruh terhadap adanya kerusakan pada peralatan produksi, tubing ataupun formasi yang akan dibersihkan, serta kemampuan untuk mencegah terbentuknya endapan lanjutan (re-precipitation).      Berdasarkan metode yang digunakan, penanggulangan scale dapat dibedakan menjadi dua macam, yaitu penanggulangan secara mekanik dan kimiawi. Pemilihan metode mekanik yang digunakan pada program penanggulangan scale didasarkan pada lokasi terbentuknya scale, sedangkan pemilihan metode kimia didasarkan pada jenis scale yang terbentuk. Scale yang terbentuk pada formasi dapat dibersihkan secara kimiawi dengan pengasaman serta penerapan hydraulic fracturing. Untuk endapan scale pada pipa-pipa dan peralatan produksi, akan lebih efektif apabila digunakan metode mekanik, meskipun tidak menutup kemungkinan penggunaan metode kimia. 

Hamilton, City of. South-Western Ontario

Location: Woodward AvenueInformation (01-05) About this tower. The surge tower is designed to reduce the damage to piping in the high lift pumping station at the water treatment plant in the event of a power failure when the water would 'surge' backward if the pumps stopped. The water plant produces about 300,000 m3/day so at any given time, this empty storage facilitiy is available to accept a large sudden inrush of water and then releases it back into the water plant underground storage tanks after the cycles of pressurization and vacuum have dissipated.The tower is 36 m tall. (Above ground) and 42 m total (above and below ground)It ws installed in 1992-1993

Bonavista. Bonavista Peninsula. Newfoundland &

LabradorLocation: White RockWhite Rock is a high cliff at the edge of town. It offers a great view of Bonavista and the Atlantic Ocean. The tank is decorated with paintings portraying the town's history.

Tank Information: (01-05)Built: 1995/96Diametre: 19 m. Height: 12 m.Capacity: 3,409,567 liters There is a water tower in downtown.

http://www.artikata.com/arti-153310-reservoir.html

Diposkan 19th October 2012 oleh Muhammad Samudra Ampry

1. KOROSI EROSI PADA PUMP IMPELLER DI INDUSTRI PERTAMBANGAN

AbstrakPompa sentrifugal berfungsi untuk memindahkan slurry yang mengandung

asam sulfatyang memiliki pH 2. Impeller adalah bagian dari pompa yang berputar dan

berfungsimengubah tenaga mesin ke tenaga kinetik. Ditemukan kasus di mana pompa

tidak lagimampu mengalirkan slurry seperti syarat dan kapasitas yang dianjurkan.

BanyakKemungkinan penyebab kasus ini. Beberapa pengamatan dilakukan untuk

mengetahuipenyebab kegagalan: pengamatan visual dan sifat material dan

pengamatan kondisikerja. Dari hasil pengamatan diketahui penyebab dari kegagalan

yaitu: akibat tumbukandan gesekan dari partikel-partikel yang terdapat dalm fluida

yang merusak lapisanpelindung, solusi yang dilakukan dengan mengganti material

yang lebih keras ataudengan memperkecil ukuran partikel.Kata kunci : Impeller,

material, kegagalan, fluida, lapisan pelindung I. PENDAHULUAN Industri

pertambangan, pengolahan mineral dan ekstraksi metalurgi, sangat rentan terhadap

korosi dengan banyaknya berbagai media korosif, untuk mencegah terjadinya korosi

salah satunya dengan pertimbangan memilih material yang cocok untuk lingkungan

kerja di industri pertambangan. Jika sudah terjadi korosi maka akan berpengaruh

terhadap biaya operasi dan produktivitas. Korosi yang terkait dengan industri

pertambangan dapat dicirikan sebagai serangan elektrokimia dan ditingkatkan oleh

abrasi. Semua penyebab serangan korosi di industry pertambangan banyak tersedia,

termasuk air sangat konduktif, media grinding, material yang berbeda, oksigen,

kisaran pH yang besar, dan adanya banyak dikenal jenis korosif dalam larutan.

atmosfer Tambang dan air tambang yang unik karena sangat bervariasi dari tambang

ke tambang. Misalnya, suhu telah ditemukan berkisar dari sekitar 5 sampai 30 ° C (40

sampai 90 ° F) di tambang batubara dan di atas 40 ° C (100 ° F) di tambang logam.

Refrigerasi dan pengkondisian udara menjadi perlu untuk memperbaiki kondisi kerja.

Tingkat kelembaban antara 90 dan 100% adalah biasa. Air tambang juga bervariasi

dalam kandungan mineral, pH, dan korosivitas. Kandungan mineral dari air tambang

dimulai dengan pemecahan mineral besi sulfida, terutama pirit dan Marcasite, yang

umumnya terkait dengan jenis paling mineralisasi. Oksidasi pirit menghasilkan asam

sulfat (H2SO4). Akibatnya, tambang air dengan pH serendah 2 diproduksi. Air asam

2. mempercepat pemecahan mineral, meningkatkan konsentrasi silikon (Si4+),

aluminium (Al3+), kalsium (Ca2+), magnesium (Mg2+), dan ion mangan di perairan

tambang. Mikroorganisme anaerobik dan aerobik yang terkenal penyebab yang

memproduksi korosi. Prinsipnya menghasilkan asam spesies tersebut Thiobacillus tio-

oxydans, jenis aerobik (Ref 3, 5). Kehadiran mereka mengoksidasi senyawa sulfur

atau belerang, menghasilkan H2SO4 dan berkontribusi terhadap keasaman air

tambang. spesies bakteri aerobic yang lain, Ferrobacillus ferro-oxydans, terkait

dengan jenis Thiobacillus. Ketika kedua jenis bakteri tersebut hadir, efek sinergis

mereka telah dilaporkan meningkatkan produksi H2SO4 dengan empat kali

dibandingkan dengan tingkat produksi saat tidak ada bakteri yang hadir (Ref 6). Air

tambang asam yang dihasilkan oleh mikroorganisme ini dapat mendekati kondisi yang

sangat asam. Korosi pada pompa dan sistem perpipaan terkenal di industri

pertambangan dan pengolahan mineral. Indikasi pertama dari pompa yang terkorosi

adalah ketika pompa tidak lagi dapat memenuhi kebutuhan aliran dari kapasitas dan

persyaratan yang dianjurkan. Juga, permukaan luar yang berkarat. Korosi yang rentan

terjadi pada Pump and Piping Systems adalah korosi erosi.II. DASAR TEORI 2.1.

Korosi Erosi Korosi Erosi meupakan kerusakan kumulatif yang ditimbulkan oleh reaksi

korosi elektrokimia dan efek mekanis dari gerakan relatif antara elektrolit dan

permukaan korosi. Korosi Erosi dapat juga didefinisikan sebagai degradasi yang

dipercepat akibat adanya gerak relatif. Gerakan disini pada umumnya adalah gerakan

dengan kecepatan tinggi yang diikuti dengan efek abrasi dan pengausan mekanis.

Permukaan yang beralur dan berombak menandakan arah karakter dari bentuk

kerusakan ini. Korosi Erosi dapat ditemukan pada sistem perpipaan (terutama pada

bend, elbow dan joint), valve, pompa, nozzles, heat exchangers, turbine blades,

baffles dan penggilingan. Impingement dan Cavitation adalah bentuk khusus dari

korosi erosi. Secara teoritis selain dipengaruhi oleh kecepatan fluida atau corrosive

environment lainnya, laju korosi erosi juga erat hubungannya dengan pH dan

temperatur pada sistem dimana korosi erosi terjadi, apabila pH semakin rendah maka

laju korosi erosi akan semakin tinggi, apabila temperatur semakin tinggi korosi erosi

semakin tinggi. 2.2. Pump and Piping Systems

3. Pompa sentrifugal dipakai pada sebagian besar industri pertambanganuntuk

memindahkan atau transport slurry. Slurry adalah campuran fasa padatdan cair

seperti pasir dan air, kaolin, slurry pada proses zinc hydromelallurgy,dan lain-lain.

Umur dari pompa ini bisa mencapai beberapa minggu sampaidengan beberapa tahun

operasi bergantung pada jenis dan karakteristik slurryyang diangkutnya. Terdapat

banyak masalah yang terjadi pada pompasentrifugal ini saat operasinya, masalah

tersebut antara lain: aus, erosi, korosi,kavitasi dan lain-lain. Pompa sentrifugal

tersusun atas bebrapa komponen,antara lain: impeller, volute atau cashing, shaft

sleeve, dan lain-lain. Bagianyang paling sering dan parah mengalami kerusakan

adalah impeller. Impeller adalah bagian dari pompa yang berputar dan berfungsi

mengubahtenaga mesin ke tenaga kinetik. Impeller yang digunakan merupakan

impellerpompa sentrifugal. Pada proses produksi kaolin pompa ini berfungsi

untukmemompakan slurry dari slurry pool ke mesin press untuk dipisahkan denganair.

Kaolin merupakan massa batuan yang tersusun dari material lempungdengan

kandungan besi yang rendah, dan umumnya berwarna putih atau agakkeputihan.

Kaolin mempunyai nama kimia alumunium silikat hidrat dengansimbol kimia

Al2O3·2SiO2·2H2O serta memiliki banyak aplikasi di industri. Gambar 3.2 sketsa

Pump impeller

4. III. DATA PENGAMATAN 3.1 Pengamatan Visual dan Sifat Material Gambar 1.1

impeller yang terkena serangan korosi Erosi Bagian yang paling parah terkena

serangan korosi erosi adalah bagian tepi dari pump impeller. Dari data yang

didapatkan bahwa material yang digunakan adalah ACI-CN-7M Stainless steel cast.

Tabel.1 komposisi kimia ACI-CN-7M Stainless steel cast Unsur Persentase (%) C 0,07

max Cr 18-22 Ni 21-31 Mn 1,5 max Cu 3-4% Mo 2-3% Si 1% maximum Fe 31-44%

(ballance) Tabel.1 Mechanical Properties 300 series Austenic Stainless steel

5. ACI CN-7M merupakan material yang tahan terhadap korosi terutama lingkungan

H2SO4.3.2 Pengamatan Kondisi Kerja Pump Impeller ini digunakan dilingkungan

industri pertambangan, seperti yang sudah dijelaskan diatas industri pertambangn

begitu rentan terhadap terjadinya korosi Telah dilaporkan bahwa pump impeller ini

mengalami korosi erosi setelah kontak langsung dengan H2SO4 panas yang hadir

dalam bentuk padatan, H2SO4 diperoleh dari mineral besi sulfida terutama pirit dan

Marcasite, yang umumnya terkait dengan jenis paling mineralisasi. Oksidasi pirit

menghasilkan asam sulfat (H2SO4). Akibatnya air tambang menjadi asam dengan pH

2. Karena terbatasnya data yang diperoleh maka kami mengambil asumsi untuk

temperature operasi dari pump impeller ini pada suhu diatas 40oC. Pump Impeller

digunakan untuk memompakan slurry dengan kandungan air kurang lebih 80% dari

slurry pool ke mesin press dengan tujuan untuk mengurangi kadar air menjadi

maksimal 35%.IV. ANALISA KEGAGALAN DAN SOLUSI Material yang digunakan

tahan terhadap korosi karena adanya lapisan pelindung yang terbentuk dibagian

permukaan material, material ini memang dibuat khusus untuk ketahanan terhadap

asam sulfat (H2SO4). Jika dilihat dari kondisi kerja pada komponen ini memang

sangat memungkinkan terjadinya korosi erosi, karena banyaknya partikel-partikel yang

terdapat dalam slurry dan kecepatan fluida yang tinggi merupakan faktor utama

penyebab terjadinya korosi erosi pada kompenen ini. Kondisi lingkungan yang

termasuk asam kuat dan diperparah dengan hadirnya bakteri yang dapat

meningkatkan produksi H2SO4 sampai empat kali lipat, Kondisi H2SO4 juga dalam

keadaan panas. Menuurt Luce paduan ini cocok smapai T= 80oC dan [H2SO4] = 50

%, diperkirakan karena temperatur dan konsentrasi H2SO4 yang tinggi juga berperan

dalam kegagalan ini. Adapun mekanisme terjadinya korosi erosi pada pump impeller

ini, sebagai berikut. 1. Partikel-partikel yang terdapat dalam fluida menumbuk dan

bergesekan langsung dengan permukaan logam, dan kecepatan fluida yang tinggi

mengakibatkan tumbukan dan gesekan semakin keras, sehingga merusak lapisan

pelindung dan terjadi pengikisan dipermukaan.

6. 2. Lapisan pelindung telah rusak dan H2SO4 mulai berperan, kondisi H2SO4 yang

dalam keadaan panas dengan konsentrasi yang tinggi dan adanya aspek mekanis dari

fluida dan partikel dalam fluida semakin meningkatkan laju korosi, logam semakin

terkikis dan terbentuk permukaan yang tidak rata. Serangan ini akan terus berlanjut

mengikis dan merusak lapisan pelindung yang baru saja terbentuk, rusaknya lapisan

pelindung tersebut akan mengakibatkan serangan lebih lanjut pada logam yang lebih

dalam sampai membentuk cekungan. Gambar 4.3 grafik isocorrosion untuk ACI CN-

7M dalam asam sulfat Dari mekanisme tersebut dapat disimpulkan bahwa logam tidak

tahanterhadap tumbukan dan gesekan yang terjadi yang mengakibatkan

terjadinyaerosi dan merusak lapisan pelindung, maka solusi untuk mengatasi

kasuskegagal ini bisa dilakukan dengan cara: Gunakan lebih besar diameter pipa

untuk mengurangi kecepatan aliran fluida untuk mengurangi tumbukan yang

berlebihan, tetapi apabila hal ini dilakukan akan berpengaruh pada kapasitas produksi

serta kualitas dari produk. Kapasitas produksi jelas akan menurun karena kecepatan

alir kita turunkan sehingga memerlukan waktu yang lebih lama untuk satu proses

press, sedangkan qualitas akan menurun karena kadar air yang diperoleh dari proses

press akan naik karena kecepatan alir diturunkan. Menggunakan logam yang lebih

keras yang tahan terhadap korosi erosi, yaitu : ACI CD-4MCu Memperkecil ukuran-

ukuran partikel yang terdapat dalam fluida.

7. V. KESIMPULAN Kerusakan pada pump impeller ini akibat material tidak tahan

terhadap korosi erosi yang disebabkan oleh tumbukan dan gesekan partikel- partikel

yang terdapat dalam fuida dan sifat fluida yang korosif dalam keadaan panas. Solusi

untuk mengatasi masalah tersebut dengan mengganti material menggunakan ACI CD-

4MCU Memperkecil uk uran-ukuran partikel yang terdapat dalam fluida.

8. REFERENSI1. ASM Metals Handbook vol 13 – Corrosion2. Mars G.Fontana “

Corrosion Engineering 3rd ” McGraw-Hill, New York, 1986.3. Badan Geologi, Pusat

sumber daya geologi “Pemanfaatan dan permasalahan mineral sulfida” (diakses

tanggal 10 juni 2012)http://psdg.bgl.esdm.go.id/index.php?

option=com_content&view=ar ticle&id=491&Itemid=3954. sri bimo pratomo “Materi

kuliah logam teknik “5. “The Corrosion Resistance of Nickel-Containing Alloys in

Sulfuric Acid and Related Compounds” The International Nickel Company, Inc.6. Sri

Nugroho, Singgih Puji Raharjo “Analisis kegagalan Impeller Slurry pump di industry

kaolin” Jurusan Teknik Mesin Fakultas Teknik Universitas Diponegoro.7. Dimas Yusuf,

Daniel M. Rosyid, Soegiono “Risk Assessment Pada Valve dan Bend Akibat Korosi

Erosi” Teknik Kelautan, Institut Teknologi Surabaya.

9. KOROSI EROSI PADA PUMP IMPELLER DI INDUSTRI

PERTAMBANGANDiajukan untuk memenuhi syarat penilaian mata kuliah inspeksi

korosi Oleh : Supendi 2613091037 Dayen Dwi S. 2613081042 JURUSAN TEKNIK

METALURGI FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS JENDERAL ACHMAD YANI

BANDUNG 2012