Текст завершено

(1) НАЦІОНАЛЬНИЙ ФАКУЛЬТЕТ ХІМІЧНОЇ ТЕХНІКИ І АГРОПРОМИСЛОВОСТІ ESCUELA POLITÉCNICA. ДОСЛІДЖЕННЯ ВНУТРІШНЬОЇ КОРОЗІЇ У НПФ ДЛЯ НЕФТОВОГО ТРУБОПРОВОДУ БЛОК 16. ПРОЕКТ ПОПЕРЕДНІЙ ОТРИМАННЮ НАЗВИ ІНЖЕНЕРА ХІМІКИ. МАРІО АБДУЛ ТУПІЗА ЛУНА. ДИРЕКТОР: Інж. МАРСЕЛО ФЕРНАНДО Сальвадор Квінони. Кіто, листопад 2017 року.

внутрішньої

(3) ДЕКЛАРАЦІЯ. Я, Маріо Абдул Тупіза Луна, заявляю, що описана тут робота є моєю власною; який раніше не подавався на будь-який ступінь або професійну кваліфікацію; і що я проглядав бібліографічні посилання, включені до цього документа. Національна політехнічна школа може використовувати права, що відповідають цій роботі, як це встановлено Законом про інтелектуальну власність, його Положеннями та чинними інституційними нормативними актами. __________________________ Маріо Абдул Тупіза Луна.

(4) СЕРТИФІКАЦІЯ. Я підтверджую, що цю роботу розробив Маріо Абдул Тупіза Луна під моїм керівництвом. _________________________ Інженер Марсело Фернандо Сальвадор Кіньонес ДИРЕКТОР ПРОЕКТУ.

(5) ДЯКУЄМО Богові та Virgen del Quinche за всі їхні благословення. Моїм батькам Маріо та Каліксті за їх розуміння та безумовну підтримку. Моїм сестрам Фанні та Маджо за те, що вони терпіли моє розчарування протягом усього проекту. Моїм родичам, які ніколи не переставали вірити мені. Моїм друзям Sin Texas, Manantial Old School, Los del Valle та багатьом іншим, хто зробив цю подорож незабутньою подорожжю, сповненою добрих часів. Марсело Сальвадору та Карлосу Хіменесу за те, що вони були чудовими професіоналами, відданими своїй роботі, завжди готовими вирішити будь-які сумніви та труднощі, що виникли в проекті. Нельсону Тронкозо, Байрону Санчесу, Гектору Агуайо, Маурісіо Дельгадо, Леандро Мартінесу, Ренді Дельгадо, відділу хімічної обробки та відділу поверхневих установок, що дозволило мені поділитися з вами досвідом роботи в команді та підтримкою мого професійного зростання. Всім, хто зробив можливим цей проект і поділився зі мною моїм університетським життям. Без вас нічого з цього було б неможливо. .

(6) ПОСВІЩЕННЯ Каліксті та Маріо, я їм завдячую усім у своєму житті.

(7) i. ІНДЕКС ЗМІСТУ СТОРІНКА РЕЗЮМЕ ВСТУП. XIII XV. 1 . БІБЛІОГРАФІЧНИЙ ОГЛЯД. 1. 1.1 . Типи внутрішньої корозії в нафтопроводах 1.1.1. Основи корозії 1.1.2. Рівномірна корозія 1.1.3. Локалізована корозія 1.1.4. Корозія бактеріями 1.1.5. Гальванічна корозія. 1 1 3 4 6 8. 1.2 . Внутрішні агенти корозії 1.2.1. Вода 1.2.2. Вуглекислий газ (CO2) 1.2.3. Сірководень (H2S) 1.2.4. Кисень (O2) 1.2.5. Тверді 8 9 10 12 13 14. 1.3 . Методологія попередження внутрішньої корозії 1.3.1. Інгібітори корозії 1.3.2. Біоциди 1.3.3. 1.3.4. Внутрішні покриття. 16 16 18 19 21. 1.4 . Методологія внутрішнього контролю корозії 1.4.1. Поточна інспекція (ILI) 1.4.2. Пряме оцінювання 1.4.3. Гідростатичні випробування. 21 22 26 29. 2 . ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНА ЧАСТИНА. 30. 2.1 . Характеристика роботи ділянки трубопроводу ФНП до НПФ 2.1.1. Характеристика нафти, що транспортується трубопроводом від НПВ до ділянки НПЗ у блоці 16 2.1.2. Визначення умов експлуатації трубопроводу SPF до NPF у блоці 16. 30. 2.2 . Розробка математичної моделі для визначення розподілу внутрішньої корозії на основі накопичення води, твердих речовин та профілів нахилу. 30 34. 39.

(9) iii. ІНДЕКС ТАБЛИЦ ТАБЛИЦЯ Таблиця 1.1 . Типи біоцидів, що використовуються в нафтовій і газовій промисловості. 19. Таблиця 1.2 . Норми, народжені для безпосереднього оцінювання. 28. Таблиця 3.1 . Результати випробувань на щільність API, динамічну в’язкість, загальний вміст сірки, об’ємну щільність твердих речовин та концентрацію твердих речовин. 46. ​​Таблиця 3.2 . Результати щодо розміру частинок. 47. Таблиця 3.3 . Характеристика трубопроводу SPF - NPF. 48. Таблиця 3.4 . Історичні значення останніх 3 років BS&W сировини, що транспортується трубопроводом з 16 у розділі SPF до NPF. 49. Максимальний, мінімальний, середній та поточний потік, що транспортується трубопроводом від 16 в перетині SPF до NPF. 50. Значення вхідного тиску та температури трубопроводу за останні 4 місяці. 52. Таблиця 3.7 . Аномалії корозії, виявлені в результаті інспекції ILI. 56. Таблиця 3.8 . Дослідження ділянок 16-дюймового трубопроводу SPF - NPF для математичної моделі Alpha. 59. Вивчіть ділянки 16-дюймового трубопроводу SPF - NPF для математичної моделі Beta. 59. Таблиця 3.10 . Швидкість рідини для кожного сценарію дослідження. 63. Таблиця 3.11 . Багатофакторний аналіз швидкості корозії (V! "##). 93. Таблиця 3.12 . Багатофакторний аналіз температури (Т). 94. Таблиця 3.5 . Таблиця 3.6 . Таблиця 3.9.

(11) проти. Таблиця AV.1 . Багатовимірний аналіз тиску (P). 168. Таблиця AV.2 . Багатовимірний аналіз щільності нафти (* +). 169. Таблиця AV.3. Таблиця AV.4. Таблиця AV.5 . Таблиця AV.6 . Таблиця AV.7 . Багатовимірний аналіз щільності води (*,). Багатовимірний аналіз в'язкості масла (- +). Багатовимірний аналіз безрозмірного числа Вебера (We +). 169 170. 170. Багатовимірний аналіз безрозмірного числа Рейнольдса 170 (Re +) Багатовимірний аналіз фактора тертя Фаннінга (f +). 171. Таблиця AV.8 . Багатофакторний аналіз коефіцієнта тертя Дарсі (f. (# $ /). 171. Таблиця AV.9 . Багатофакторний аналіз безрозмірного числа Фруда (Fr). 172. Таблиця AV.10. Багатофакторний аналіз безрозмірного числа частинок Рейнольдса (Re0) 172. Таблиця AV.11 . Багатофакторний аналіз коефіцієнта опору частинок (C.) 172. Таблиця AV.12 . Багатофакторний аналіз кута нахилу трубопроводу (1) 173. Таблиця AV.13 . Багатофакторний аналіз критичної швидкості води (V $ #% &) 173. Таблиця AV.14 . Багатофакторний аналіз мінімальної швидкості седиментації твердих речовин (U2 $) 174 Таблиця AVI.1. Статистичні параметри змінних, відкинутих за допомогою альфа-моделі 176. Таблиця AVI.2 . Статистичні параметри змінних, відкинутих за допомогою бета-моделі 177.

(12) vi. ІНДЕКС ФІГУРІВ СТОРІНКА Рисунок 1.1 . Діаграма корозії в залізній трубі. 2. Рисунок 1.2 . Рівномірна корозія всередині труби. 4. Рисунок 1.3 . Піттинг-корозія. 5. Рисунок 1.4 . Корозія щілини в корозійному купоні. 6. Рисунок 1.5 . Трубопровід, на який впливає MIC. 7. Рисунок 1.6 . Діаграма розподілу води у водно-масляній емульсії для горизонтальної труби 10. Рисунок 1.7 . Ямки, що утворюються при накопиченні твердих речовин. 12. Малюнок 1.8 . Труба, що зазнала впливу кислої корозії. 13. Рисунок 1.9 . Труба, що зазнала впливу кисневої корозії. 14. Рисунок 1.10 . Схема 3-х шарів потоку в трубі та баланс сил твердої частинки, яка спирається на 2 тверді частинки в нерухомому шарі. 15. Класифікація інгібіторів корозії, що найчастіше використовуються в нафтовій промисловості і газ. 17. Механізм дії органічного інгібітора корозії в трубопроводі. 17. Рисунок 1.11 . Рисунок 1.12 . Рисунок 1.13 . Типи свиней (а) прибиральники, (б) підмітальні машини і (в) розумні 20. Рисунок 1.14 . Рисунок 1.15 . Схема виявлення дефектів щодо свиня з осьовим та окружним магнітним потоком. 24. RoCorr MFL-A Розумна свиня. 24.

(17) xi. Рисунок AV.14 . Матричний графік кута нахилу проти швидкості корозії 168.

(18) xii. ІНДЕКС ДОДАТОК СТОРІНКА ДОДАТОК I Лабораторні звіти щодо нафти, що транспортується в 16-дюймовому трубопроводі SPF - NPF 129 ДОДАТОК II Розрахунок транспортних властивостей нафти, що транспортується в 16-ти трубопроводі SPF - NPF 132 ДОДАТОК III вода в 16-секційному трубопроводі SPF - NPF 144 ДОДАТОК IV Визначення накопичення твердих речовин у 16-секційному нафтопроводі SPF NPF 155 ДОДАТОК V Попередній аналіз математичних моделей, розроблених для прогнозування накопичення води та твердих речовин 161 ДОДАТОК VI Статистичні параметри незначущих змінних при розробці математичних моделей Альфа та Бета 175.

(23) xvii. прогнозування корозії. Цитований стандарт не визначає точного способу проведення післяоцінки, але може бути використана перевірка математичних моделей, що дозволяє знайти точний взаємозв'язок між розробленою моделлю та реальними результатами внутрішньої корозії (Moghissi et al., 2008, с. 18) . Переваги прямого оцінювання дозволяють поліпшити безпеку персоналу, забезпечити захист навколишнього середовища, підвищити надійність системи, продовжити термін служби труб та обладнання, що також покращує прибутковість компанії (NACE INTERNATIONAL, 2013, с.42).

(28) 5. Локалізована корозія є найпоширенішою в металах, нержавіючі сталі можуть протистояти корозії протягом тривалого періоду часу, але якщо корозія виникає, вона може утворювати декілька випадкових випадків. Цей тип корозії дуже небезпечний, оскільки вона проникає в певні райони металу швидко, це часто виглядає як невелика втрата матеріалу на поверхні, але з більшими втратами матеріалу під поверхнею, як показано на малюнку 1.3. Цей тип корозії непередбачуваний і може спричинити несподівані передчасні збої (Ведавясан, 2016, с. 468-469). Рисунок 1.3. Піттинг-корозія (Ведавясан, 2016, с. 469). Іншим видом локалізованої корозії є щілинна корозія, яка виникає в місцях, які не мають доступу до агресивного середовища, як правило, на фланцях та аксесуарах. Однак це трапляється і в місцях, де осідають тверді речовини. Корозійна щілина в корозійному купоні представлена ​​на малюнку 1.4 (Tan and Yongjun, 2012).

(29) 6. Рисунок 1.4. Корозійна щілина в корозійному купоні (NACE INTERNATIONAL, 2014, с. 31). 1.1.4. КОРОЗІЯ БАКТЕРІЯМИ. Схід. вид. з. корозія. Я знаю. це. відомі. Що. Корозія. Під впливом. Мікробіологічно (MIC) його викликають такі мікроорганізми, як: мікроводорості, бактерії та гриби. MIC може спричинити різні форми локалізованої корозії, такі як піттинги. MIC може виникати в різних середовищах, таких як: морська вода, прісна вода, демінералізована вода, вуглеводневе паливо, хімічні процеси, їжа, ґрунти, стічні води тощо. Основними бактеріями, що знаходяться на нафтових родовищах, є: сульфаторедукуючі бактерії (BSR) та кислотопродукуючі бактерії (APB), які є анаеробними, і їх наявність може спричинити руйнування захисної плівки, утворення кислого середовища, створення відкладень. анодних і катодних реакцій (NACE INTERNATIONAL, 2014, с. 44-45).

(37) 14. Кисень діє як деполяризатор і отримує електрони в катодних реакціях, прискорюючи руйнування металу, який є анодом. Завдяки цьому кисень збільшує швидкість корозії таких кислотних газів, як: вуглекислий газ та сірководень. На думку Popoola et al. (2013), кисень руйнує при концентраціях, що перевищують 5 ppb (стор. 4). На малюнку 1.9 спостерігається труба, яка зазнає впливу кисневої корозії, корозія, спричинена цим агентом, може виглядати як рівномірна або локалізована корозія (Popoola et al., 2013, с. 4) . Рисунок 1.9. Труба, що зазнала впливу кисневої корозії (Popoola et al., 2013, с. 5). 1.2.5. ТВЕРДИЙ. Накопичення твердих речовин викликає збільшення швидкості корозії. Тверді речовини зазвичай мають високі концентрації забруднюючих речовин, таких як бактерії та хлоровані органічні сполуки, які, за винятком електрохімічного процесу, не можуть бути видалені (Landry, Runstedtler, Papavinasam and Place, 2012, p. 905).

(38) 15. Крім того, деякі тверді частинки адсорбують воду на своїх гідрофільних поверхнях, що перетворює їх в потенційні корозійні точки (Landry et al., 2012, стор. 906). Тверді речовини накопичуються на межі стаціонарного шару та рухомого шар, як показано на малюнку 1.10. Якщо швидкості потоку недостатньо, щоб утримувати тверді частинки в суспензії, вони осідають на дні трубопроводу, водночас турбулентність потоку також впливає на накопичення твердих речовин (Moghissi et al., 2008). 1.10. Схема 3 шарів потоку в трубі та баланс сил для твердої частинки, що спирається на 2 тверді частинки в нерухомому шарі. (Doron and Barnea, 1996, p. 275). Важливим параметром для визначення накопичення твердих речовин є мінімальна швидкість осідання, яка відповідає мінімальній швидкості, якою повинна володіти система, щоб тверді речовини не потрапляли на дно труби. Якщо швидкість потоку висока, це дозволить усуненню всіх твердих частинок через турбулентність, з іншого боку, якщо швидкість зменшується, тверді частинки будуть накопичуватися внизу труби (Landry et al., 2012, с. 906 ).

(40) 17. Класифікація інгібіторів корозії. Газова фаза. Анодні (пасиватори). Рідка фаза. Змішані. Інгібітори інтерфейсу. Катодні кондиціонери навколишнього середовища. Малюнок 1.11. Класифікація інгібіторів корозії, що найчастіше використовуються в нафтовій і газовій промисловості (Папавінасам, 2014, с. 375). На малюнку 1.12 показано механізм дії інгібіторів корозії, що використовуються в нафтовій промисловості, ці речовини прилипають до поверхні металу на його полярній частині, як правило, аміни, а також витісняють молекули води, що контактують з металевою поверхнею, і утворюють захисний бар'єр оскільки вони мають вуглеводневий ланцюг, який є гідрофобним (Салама, 2011, с. 4) . Рисунок 1.12. Механізм дії органічного інгібітора корозії в трубопроводі (Салама, 2011, с. 5).

(43) 20. Відклади твердих речовин, сміття, пінопластів, восків, асфальту, біоплівки та всього чужорідного матеріалу в трубі (Papavinasam, 2014, p. 361). З іншого боку, свині, що чистять, використовуються для підмітання рідин, як правило води, застосовувати інгібітори корозії, застосовувати біоциди, покривати трубу та відокремлювати продукти (Папавінасам, 2014, с. 361). Свині для чищення та підмітання використовуються послідовно, оскільки вони очищають та захищають трубу від корозії (Papavinasam, 2014, с. 361). Нарешті, розумні свині використовуються для виконання техніки In Line Inspection (ILI), цей тип свиней використовується для визначення фізико-механічних властивостей труби (Papavinasam, 2014, p. 361) . a. c. b. Малюнок 1.13. Типи свиней (а) прибиральники, (б) підмітальні машини та (в) розумні (Fraser Engineering, 2014).

(47) 24. Малюнок 1.14. Схема виявлення дефектів щодо свині з осьовим та окружним магнітним потоком (Vanaei et al., 2017, с. 46). Свиня типу MFL представлена ​​на малюнку 1.15, що належить компанії Rosen і відома як RoCorr MFL-A (Vanaei et al., 2017, с. 46) . Рисунок 1.15. RoCorr MFL-A Smart Pig (ROSEN, 2017b, стор. 1).

(48) 25. 1.4.1.2 . Ультразвуковий інструмент (UT). Цей тип свиней використовує ультразвук для висновку про втрату товщини в трубі, посилає ультразвуковий сигнал на стінку труби та аналізує його зворотний сигнал, як представлено на малюнку 1.16 (Vanaei et al., 2017, с. 46). Свиня УТ використовує високочастотні звукові хвилі з низькою довжиною хвилі для виявлення дефектів та втрат матеріалу. Крім того, це забезпечує дуже хороші результати з точністю аномалії. Зазвичай вони використовуються для виявлення локалізованої корозії (Bickerstaff, Vaughn, Stoker, Hassard and Garrett, 2015, с. 4). Рисунок 1.16. Принцип вимірювання UT свині (Vanaei et al., 2017, с. 46).

(49) 26. Свиня UT безпосередньо не вимірює втрату товщини, але оцінює за зворотним сигналом ультразвуку. Якість результатів залежить від швидкості руху пристрою. Зазвичай вони мають точність ± 10% (Vanaei et al., 2017, с. 46). На малюнку 1.17 представлена ​​свиня UT компанії Rosen, відома як: RoGeo XT (Vanaei et al., 2017, с. 46). Свиня UT може визначати морфологію та товщину труби, з іншого боку, її обмеження такі: виявлення піттингу та те, що точність його результатів залежить від швидкості, з якою він проходить по трубі. Розумна свиня RoGeo XT (ROSEN, 2017c, с. 1). 1.4.2. Пряма оцінка. Пряма оцінка являє собою оцінку випробувань на основі міжнародних стандартів NACE, основною метою якої є визначення місць корозії ефективним та надійним способом (NACE INTERNATIONAL, 2013, с. 26). Пряма оцінка є альтернативним методом, який є Він може працювати на трубах, що працюють, а також на трубах, що не підлягають відводу. Крім того, пряме оцінювання не має терміну придатності, якщо умови не змінюються.

(50) 27. системні операції (NACE INTERNATIONAL, 2013, с. 26). На рисунку 1.18 представлена ​​схема використання стандартів NACE, що використовуються для безпосередньої оцінки, залежно від місця, служби та типу корозії. Конспект методів прямої оцінки (NACE International, 2013, с. 32). Стандарти, на яких базується безпосереднє оцінювання, мають однакову структуру, вони застосовуються до труб залежно від їх експлуатації та типу корозії, таким чином, є наступні 6 стандартів, представлені в таблиці 1.2 (NACE INTERNATIONAL, 2013, с. 27) . Ці стандарти, як правило, використовуються для визначення поточних умов трубопроводів, що транспортують газ і нафту, вони базуються на надійних знаннях про механізми корозії (NACE INTERNATIONAL, 2013, с. 27) . Наприклад, LP- Стандарт прямої оцінки внутрішньої корозії рідкої нафти ICDA заснований на накопиченні води та твердих речовин для прогнозування ймовірності внутрішньої корозії в трубопроводі, що транспортує масло, зневоднене BS&W. Повна інформація про історичні та сучасні умови трубопроводу має важливе значення для визначення корозії (NACE INTERNATIONAL, 2013, с. 34).

(52) 29. 1.4.3. ГІДРОСТАТИЧНІ ТЕСТИ. Гідростатичні випробування проводяться перед початком експлуатації труби, щоб підтвердити її прийнятність для послуги, яку вони збираються надати, для цього визначається стійкість матеріалу, відсутність витоків і цілісність зварюваного приладдя, щоб визначити існування витоків та запобігти можливій небажаній події (Javaherdashti and Akvan, 2017, с. 6-7). Принцип випробування полягає у надаванні тиску, як правило, водою, обладнанням або трубою, під тиском, більшим ніж тиск нормальної роботи та візуально оцініть наявність витоків. Мінімальна тривалість тесту - 4 години, після чого проводиться 24-годинний тест на герметичність. Цей тип випробувань не можна проводити на трубопроводах, що експлуатуються, оскільки необхідна зупинка установки, обладнання або трубопроводу (Kiefner and Maxey, 2014, с. 150).