Изследване на вътрешната корозия в участъка на нефтопровода SPF към NPF в блок 16

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.