Текстът завършен

(1) НАЦИОНАЛЕН ФАКУЛТЕТ ПО ХИМИЧНА ИНЖЕНЕРИЯ И АГРОИНДУСТРИЯ ESCUELA POLITÉCNICA. ИЗСЛЕДВАНЕ НА ВЪТРЕШНАТА КОРОЗИЯ В СЕКЦИЯТА НА НПФ СЕКЦИЯ МАСЛОПРОВОД В БЛОК 16. ПРОЕКТ ПРЕДИ ДА ПОЛУЧИ ЗАГЛАВИЕТО НА ХИМИЧЕСКИ ИНЖЕНЕР МАРИО АБДУЛ ТУПИЗА ЛУНА. ДИРЕКТОР: инж. MARCELO FERNANDO SALVADOR QUIÑONES. Кито, ноември 2017 г.

корозия

(3) ДЕКЛАРАЦИЯ. Аз, Марио Абдул Тупиза Луна, заявявам, че описаната тук работа е моя; който преди това не е бил подаван за каквато и да е степен или професионална квалификация; и че съм се запознал с библиографските справки, включени в този документ. Националното политехническо училище може да се възползва от правата, съответстващи на тази работа, както е установено от Закона за интелектуалната собственост, неговите наредби и действащи институционални разпоредби. __________________________ Марио Абдул Тупиза Луна.

(4) СЕРТИФИКАЦИЯ. Потвърждавам, че тази работа е разработена от Марио Абдул Тупиза Луна, под мое ръководство. _________________________ Инж. Марсело Фернандо Салвадор Киньонес ДИРЕКТОР НА ПРОЕКТА.

(5) БЛАГОДАРЯМ на Бог и на Virgen del Quinche, за всичките им благословии. На моите родители Марио и Каликса, за разбирането и безусловната подкрепа. На моите сестри Фани и Маджо, че търпяха разочарованието ми през целия проект. На моите близки, които не спираха да вярват в мен. На моите приятели Sin Texas, Manantial Old School, Los del Valle и много други, които направиха това пътуване едно незабравимо пътуване, изпълнено с добри времена. На Марсело Салвадор и Карлос Хименес, за това, че са отлични професионалисти, отдадени на работата си, винаги готови да разрешат всяко съмнение и трудност, възникнали в проекта. До Нелсън Тронкозо, Байрон Санчес, Хектор Агуайо, Маурисио Делгадо, Леандро Мартинес, Ранди Делгадо, отдела за химическа обработка и отдела за повърхностни инсталации, за да ми позволи да споделя с вас опита на работа като екип и подкрепа на професионалното ми израстване. На всички, които направиха този проект възможен и споделиха моя университетски живот с мен. Без вас нищо от това не би било възможно. .

(6) ПОСВЕТЕНИЕ НА Каликса и Марио, дължа им всичко в живота си.

(7) i. СЪДЪРЖАНИЕ СТРАНИЦА РЕЗЮМЕ ВЪВЕДЕНИЕ. XIII XV. 1 . БИБЛИОГРАФСКИ ПРЕГЛЕД. 1. 1.1 . Видове вътрешна корозия в нефтопроводи 1.1.1. Основи на корозията 1.1.2. Равномерна корозия 1.1.3. Локализирана корозия 1.1.4. Корозия от бактерии 1.1.5. Галванична корозия. 1 1 3 4 6 8. 1.2 . Вътрешни корозионни агенти 1.2.1. Вода 1.2.2. Въглероден диоксид (CO2) 1.2.3. Сероводород (H2S) 1.2.4. Кислород (O2) 1.2.5. Твърдо 8 9 10 12 13 14. 1.3 . Методология за предотвратяване на вътрешна корозия 1.3.1. Инхибитори на корозия 1.3.2. Биоциди 1.3.3. Свиване 1.3.4. Вътрешни покрития. 16 16 18 19 21. 1.4 . Методология за контрол на вътрешната корозия 1.4.1. Линейна инспекция (ILI) 1.4.2. Пряко оценяване 1.4.3. Хидростатични тестове. 21 22 26 29. 2 . ЕКСПЕРИМЕНТАЛНА ЧАСТ. 30. 2.1 . Характеристика на работата на участъка от нефтопровода SPF към NPF 2.1.1. Характеризиране на маслото, транспортирано по тръбопровода от SPF до участъка NPF в блок 16 2.1.2. Определяне на експлоатационните условия на тръбопровода SPF към NPF в блок 16. 30. 2.2 . Разработване на математически модел за определяне на вътрешното разпределение на корозия въз основа на натрупването на вода, твърди вещества и наклонени профили. 30 34. 39.

(9) iii. ИНДЕКС НА ТАБЛИЦИТЕ СТРАНИЦА Таблица 1.1 . Видове биоциди, използвани в петролната и газовата промишленост. 19. Таблица 1.2 . Норми, родени за директна оценка. 28. Таблица 3.1 . Резултати от изпитванията на API плътност, динамичен вискозитет, общо съдържание на сяра, обемна плътност на твърдите вещества и концентрация на твърди вещества. 46. ​​Таблица 3.2 . Резултати за размера на частиците. 47. Таблица 3.3 . Характеристики на тръбопровода SPF - NPF. 48. Таблица 3.4 . Исторически стойности за последните 3 години BS&W на суровината, транспортирана по тръбопровода от 16 в участък SPF до NPF. 49. Максимален, минимален, среден и текущ поток, транспортиран по тръбопровода от 16 в участък SPF до NPF. 50. Входни стойности на налягането и температурата на тръбопровода за последните 4 месеца. 52. Таблица 3.7 . Корозионни аномалии, открити при проверка на ILI. 56. Таблица 3.8 . Проучвани области на 16-инчовия участък SPF - NPF за математическия модел Alpha. 59. Проучете областите на 16-инчовия участък SPF - NPF за математическия модел Beta. 59. Таблица 3.10 . Скорост на флуида за всеки сценарий на изследване. 63. Таблица 3.11 . Мултивариатен анализ на скоростта на корозия (V! "##). 93. Таблица 3.12 . Мултивариатен анализ на температурата (Т). 94. Таблица 3.5 . Таблица 3.6 . Таблица 3.9.

(11) v. Таблица AV.1 . Многовариатен анализ на налягането (P). 168. Таблица AV.2 . Многовариатен анализ на плътността на маслото (* +). 169. Таблица AV.3. Таблица AV.4. Таблица AV.5 . Таблица AV.6 . Таблица AV.7 . Многовариатен анализ на плътността на водата (*,). Многовариатен анализ на вискозитета на маслото (- +). Многовариатен анализ на безразмерното число на Вебер (We +). 169 170. 170. Мултивариатен анализ на безразмерното число на Рейнолдс 170 (Re +) Мултивариатен анализ на фактора на триене на Фанинг (f +). 171. Таблица AV.8 . Мултивариатен анализ на фактора на триене на Дарси (f. (# $ /). 171. Таблица AV.9 . Мултивариатен анализ на безразмерния номер на Froude (Fr). 172. Таблица AV.10. Мултивариатен анализ на безразмерния брой частици на Рейнолдс (Re0) 172. Таблица AV.11 . Мултивариатен анализ на коефициента на съпротивление на частиците (C.) 172. Таблица AV.12 . Мултивариатен анализ на ъгъла на наклона на тръбопровода (1) 173. Таблица AV.13 . Мултивариатен анализ на критичната скорост на водата (V $ #% &) 173. Таблица AV.14 . Мултивариатен анализ на минималната скорост на утаяване на твърдите вещества (U2 $) 174 Таблица AVI.1 . Статистически параметри на променливите, изхвърлени от алфа модела 176. Таблица AVI.2 . Статистически параметри на променливите, изхвърлени от бета модела 177.

(12) vi. ИНДЕКС НА ФИГУРИТЕ СТРАНИЦА Фигура 1.1 . Диаграма на корозия в желязна тръба. 2. Фигура 1.2 . Равномерна корозия вътре в тръба. 4. Фигура 1.3 . Питингова корозия. 5. Фигура 1.4 . Корозия на пукнатините в корозионния купон. 6. Фигура 1.5 . Тръбопровод, засегнат от MIC. 7. Фигура 1.6 . Диаграма на разпределението на водата във водно-маслена емулсия за хоризонтална тръба 10. Фигура 1.7 . Ямки, образувани от натрупването на твърди вещества. 12. Фигура 1.8 . Тръба, засегната от кисела корозия. 13. Фигура 1.9 . Тръба, засегната от кислородна корозия. 14. Фигура 1.10 . Диаграма на 3-те поточни слоя в тръба и баланса на силите за твърда частица, която лежи върху 2 твърди частици в неподвижния слой . 15. Класификация на инхибиторите на корозия, най-използвани в индустрията на маслото и газ. 17. Механизъм на действие на органичен инхибитор на корозия в тръбопровод. 17. Фигура 1.11 . Фигура 1.12 . Фигура 1.13 . Видове прасета (а) почистващи препарати, (б) метачни машини и (в) умни 20. Фигура 1.14 . Фигура 1.15 . Схема за откриване на дефекти по отношение на прасе с аксиален и периферен магнитен поток. 24. RoCorr MFL-A Smart Pig. 24.

(17) xi. Фигура AV.14 . Матричен график на ъгъла на наклон спрямо скоростта на корозия 168.

(18) xii. ИНДЕКС НА ПРИЛОЖЕНИЯТА СТРАНИЦА ПРИЛОЖЕНИЕ I Лабораторни доклади за транспортираното масло в тръбопровода SPF - NPF 16 в участъка 129 ПРИЛОЖЕНИЕ II Изчисляване на транспортните свойства на транспортираното масло в тръбопровода 16 SPF - NPF 132 ПРИЛОЖЕНИЕ III Определяне на натрупването на вода в 16-секционния нефтопровод SPF - NPF 144 ПРИЛОЖЕНИЕ IV Определяне на натрупването на твърди вещества в 16-секционния нефтопровод SPF NPF 155 ПРИЛОЖЕНИЕ V Предварителен анализ на математическите модели, разработени за прогнозиране на натрупването на вода и твърди вещества 161 ПРИЛОЖЕНИЕ VI Статистически параметри на незначителните променливи в развитието на математическите модели Alpha и Beta 175.

(23) xvii. прогнозиране на корозията. Цитираният стандарт не определя точен начин за извършване на последващата оценка, но може да се използва валидиране на математическите модели, което позволява да се намери точна връзка между разработения модел и реалните резултати от вътрешната корозия (Moghissi et al., 2008, стр. 18) . Ползите от провеждането на директна оценка позволяват да се подобри безопасността на персонала, да се осигури защита на околната среда, да се увеличи надеждността на системата, да се удължи полезният живот на тръбите и оборудването, което също подобрява рентабилността на компанията (NACE INTERNATIONAL, 2013, стр. 42).

(28) 5. Локализираната корозия е най-често срещаната в металите, неръждаемите стомани могат да устоят на корозия за дълги периоди от време, но ако се появи корозия, тя може да образува няколко произволни вдлъбнатини. Този вид корозия е много опасен, тъй като прониква в определени зони на металът бързо, той често се появява като малка загуба на материал на повърхността, но с по-голяма загуба на материал под повърхността, както е показано на фигура 1.3. Този тип корозия е непредсказуем и може да причини неочаквани преждевременни откази (Vedavyasan, 2016, стр. 468-469) . Фигура 1.3. Питтингова корозия (Vedavyasan, 2016, стр. 469). Друг вид локализирана корозия е корозията на пукнатините, която се появява на места, които нямат достъп до корозивната среда, обикновено върху фланци и аксесоари. Той обаче се среща и на места, където се отлагат твърди вещества. Корозията на пукнатините в корозия на корозия е представена на фигура 1.4 (Tan and Yongjun, 2012).

(29) 6. Фигура 1.4. Корозионна корозия в корозия на купон (NACE INTERNATIONAL, 2014, стр. 31). 1.1.4. КОРОЗИЯ ПО БАКТЕРИИ. Изток. мил. на. корозия. Знам. то. известни. Какво. Корозия. Под влияние. Микробиологично (MIC) се причинява от микроорганизми като: микроводорасли, бактерии и гъбички. MIC може да причини различни форми на локализирана корозия като питинги. MIC може да се появи в различни среди като: морска вода, сладка вода, деминерализирана вода, въглеводородни горива, химически процеси, храна, почви, отпадъчни води и др. Основните бактерии, открити в петролните полета, са: сулфатно редуциращи бактерии (BSR) и киселини, произвеждащи киселини (APB), които са анаеробни и тяхното присъствие може да доведе до разрушаване на защитния филм, генериране на кисела среда, създаване на отлагания. Корозиви и модификация на анодни и катодни реакции (NACE INTERNATIONAL, 2014, стр. 44-45).

(37) 14. Кислородът действа като деполяризатор и приема електрони в катодни реакции, ускорявайки разрушаването на метала, който е анодът. Поради това кислородът увеличава скоростта на корозия на киселинни газове като: въглероден диоксид и сероводород. Според Popoola et al. (2013), кислородът е разрушителен при концентрации, по-големи от 5 ppb (стр. 4). На фигура 1.9 се наблюдава тръба, засегната от кислородна корозия, корозията, причинена от този агент, може да изглежда като еднородна или локализирана корозия (Popoola et al., 2013, стр. 4) . Фигура 1.9. Тръбопровод, засегнат от кислородна корозия (Popoola et al., 2013, стр. 5). 1.2.5. ТВЪРДО. Натрупването на твърди вещества води до увеличаване на скоростта на корозия. Твърдите вещества обикновено имат високи концентрации на замърсители като бактерии и хлорирани органични съединения, които освен чрез електрохимичен процес не могат да бъдат отстранени (Landry, Runstedtler, Papavinasam and Place, 2012, стр. 905).

(38) 15. В допълнение, някои твърди частици адсорбират вода върху своите хидрофилни повърхности, което ги превръща в потенциални корозивни точки (Landry et al., 2012, стр. 906). Твърдите вещества се натрупват на границата на стационарния слой и движещите се слой, както е показано на фигура 1.10. Ако скоростта на потока не е достатъчна, за да поддържа твърдите частици в суспензия, те се утаяват на дъното на тръбопровода, като в същото време турбулентността на потока влияе и върху натрупването на твърди частици (Moghissi et al., 2008). 1.10. Схема на 3-те слоя на потока в тръба и баланса на силите за твърда частица, почиваща върху 2 твърди частици в неподвижното легло. (Doron and Barnea, 1996, стр. 275). Важен параметър за определяне на натрупването на твърди вещества е минималната скорост на утаяване, която съответства на минималната скорост, която системата трябва да има, така че твърдите вещества да не падат на дъното на тръбата. Ако скоростта на потока е висока, това ще позволи на всички твърди частици да бъдат суспендирани поради турбулентност, от друга страна, ако скоростта намалее, твърдите частици ще се натрупват в дъното на тръбата (Landry et al., 2012, стр. 906 ).

(40) 17. Класификация на инхибиторите на корозия. Газова фаза. Анодни (пасиватори). Течна фаза. Смесени. Инхибитори на интерфейса. Катодни балсами за околната среда. Фигура 1.11. Класификация на инхибиторите на корозия, най-използвани в петролната и газовата промишленост (Papavinasam, 2014, стр. 375). Фигура 1.12 показва механизма на действие на инхибиторите на корозия, използвани в петролната промишленост, тези вещества се придържат към металната повърхност в нейната полюсна част, обикновено амини, а също така изместват водните молекули в контакт с металната повърхност и образуват защитна бариера поради факта, че имат въглеводородна верига, която е хидрофобна (Salama, 2011, стр. 4) . Фигура 1.12. Механизъм на действие на органичен инхибитор на корозия в тръбопровод (Salama, 2011, стр. 5).

(43) 20. Отлагания на твърди частици, отломки, пяна, восъци, асфалт, биофилми и всички чужди материали в тръбата (Papavinasam, 2014, стр. 361). За разлика от тях прасетата за почистване се използват за почистване на течности, обикновено вода, нанесете инхибитори на корозия, нанесете биоциди, покрийте тръбата и отделете продуктите (Papavinasam, 2014, стр. 361). Почистващите и метещите прасета се използват последователно, тъй като те почистват и предпазват тръбата от корозия (Papavinasam, 2014, стр. 361). Накрая, интелигентните прасета се използват за извършване на техниката In Line Inspection (ILI), този вид прасета се използва за определяне на физико-механичните свойства на тръбата (Papavinasam, 2014, стр. 361) . a. ° С. б. Фигура 1.13. Видове прасета (а) почистващи препарати, (б) метачни машини и (в) умни (Fraser Engineering, 2014).

(47) 24. Фигура 1.14. Схема за откриване на дефекти по отношение на прасето с аксиален и периферен магнитен поток (Vanaei et al., 2017, стр. 46). Прасе от тип MFL е представено на фигура 1.15, което принадлежи на компанията Rosen и е известно като RoCorr MFL-A (Vanaei et al., 2017, стр. 46) . Фигура 1.15. RoCorr MFL-A Smart Pig (ROSEN, 2017b, стр. 1).

(48) 25. 1.4.1.2 . Ултразвуков инструмент (UT). Този тип свине използва ултразвук, за да направи извод за загубата на дебелина в тръбата, изпраща ултразвуков сигнал към стената на тръбата и анализира нейния обратен сигнал, както е представено на фигура 1.16 (Vanaei et al., 2017, стр. 46). Прасето UT използва високочестотни звукови вълни с ниска дължина на вълната за откриване на дефекти и загуба на материал Освен това осигурява много добри резултати в точността на аномалиите. Те обикновено се използват за откриване на локализирана корозия (Bickerstaff, Vaughn, Stoker, Hassard and Garrett, 2015, стр. 4) . Фигура 1.16. Принцип на измерване на UT прасе (Vanaei et al., 2017, стр. 46).

(49) 26. UT на прасето не измерва директно загубата на дебелина, а прави оценка от обратния сигнал на ултразвука. Качеството на резултатите зависи от скоростта, с която устройството пътува. Те обикновено имат точност от ± 10% (Vanaei et al., 2017, стр. 46). На фигура 1.17 е представено UT прасе на компанията Rosen, известно като: RoGeo XT (Vanaei et al., 2017, стр. 46). UT прасето може да определи морфологията и дебелината на тръбата, от друга страна, ограниченията са: откриването на питинги и че точността на резултатите от него зависи от скоростта, с която се движи през тръбата Фигура 1.17. RoGeo XT Smart Pig (ROSEN, 2017c, стр. 1). 1.4.2. ПРЯКА ОЦЕНКА. Пряката оценка представлява оценка на тестове, базирани на международните стандарти на NACE, чиято основна цел е да се определят местата на корозия по ефективен и надежден начин (NACE INTERNATIONAL, 2013, стр. 26). Пряката оценка е алтернативен метод, който е Може да се представя на работещи тръби, а също и на непробиваеми тръби. Освен това директната оценка няма срок на годност, освен ако условията не се променят.

(50) 27. системни операции (NACE INTERNATIONAL, 2013, стр. 26). На фигура 1.18 е представена диаграма на използването на стандартите на NACE, използвани за директна оценка, в зависимост от мястото, услугата и вида на корозията. Схема на методите за директна оценка (NACE International, 2013, стр. 32). Стандартите, на които се основава директната оценка, имат идентична структура, те са приложими за тръби в зависимост от тяхната експлоатация и вид корозия, по този начин има следните 6 стандарта, представени в Таблица 1.2 (NACE INTERNATIONAL, 2013, p 27) . Тези стандарти обикновено се използват за определяне на настоящите условия на тръбопроводите, които транспортират газ и нефт, те се основават на солидни познания за корозионните механизми (NACE INTERNATIONAL, 2013, стр. 27) . Например LP- Стандартът за директна оценка на вътрешната корозия на ICDA Liquid Petroleum се основава на натрупването на вода и твърди вещества, за да се предскаже вероятността от вътрешна корозия в тръбопровод, който пренася масло, дехидратирано с BS&W. Пълната информация за историческите и настоящите условия на тръбопровода е от съществено значение за определяне на корозията (NACE INTERNATIONAL, 2013, стр. 34).

(52) 29. 1.4.3. ХИДРОСТАТИЧНИ ИЗПИТВАНИЯ. Хидростатичните изпитвания се провеждат преди началото на експлоатацията на тръба, за да се потвърди приемливостта й за услугата, която ще предоставят, за това се определя устойчивостта на материала, липсата на течове и целостта на заварените принадлежности, за да се определят съществуването на течове и предотвратяват евентуално нежелано събитие (Javaherdashti и Akvan, 2017, стр. 6-7). Принципът на теста се състои в налягане, обикновено с вода, оборудване или тръба, с налягане, по-голямо от това на нормална работа и визуално преценете за течове. Минималната продължителност на теста е 4 часа, последвана от 24-часов тест за течове. Този тип изпитване не може да се извърши на тръбопроводи в експлоатация, тъй като е необходимо спиране на инсталация, оборудване или тръбопровод (Kiefner and Maxey, 2014, стр. 150).