81541586 02 Corrosion Monitoring Manual.en.Pt

Manual de corrosão Monitoramento Um guia completo para monitoramento de corrosão em instalações de petróleo e produção de gás e de transporte 

S Webster, R Woollam Sunbury Relatório No. ESR.95.053 datado de novembro 1996

Principais Conteúdo do CD

Conteúdo 

Resumo

1

Agradecimentos

3

Introdução ao monitoramento de corrosão

5

fundo Elementos de uma Estratégia de Controle de Corrosão

Quais são os métodos de corrosão Monitoramento?

 A Economia de Monitoramento de Corrosão

Diretrizes gerais Seleção de um local de corrosão Monitoramento e Técnica Projeto de corrosão Monitoramento Localização monitoramento de processos Manipulação de dados

Monitoramento Side-stream Monitoramento de corrosão: Um Sistema de Abordagem Sistêmica

Crítica dos métodos de controlo de corrosão Introdução Os cupons da perda de peso

Métodos de resistência elétrica

Método Linear Polarization Resistance (LPR)  AC Impedance

Noise eletroquímica Monitores corrosão galvânica Sondas de hidrogénio Monitoramento fluxo de processo

Ultra-sónico de medição da espessura

Métodos radioativos

5 6 8 10

15 15 22 31 34 36 37

45 45 45 50 60 64 66 70 72 76 82 84

Referências

87

Apêndice 1

91

Apêndice 2

93

Índice

95

Resumo 

materiais de baixo custo são a escolha econômica natural para as instalações de produção e transporte de petróleo e gás. Infelizmente, esses materiais (por exemplo, de aço carbono, aços de baixa liga) em geral, têm uma baixa resistência à corrosão. Portanto, os riscos de corrosão destes materiais têm de ser geridos de forma proactiva. Para este fim BPX desenvolveram e implementaram estratégias de controle de corrosão que integram a avaliação de riscos e controle de corrosão com o monitoramento de corrosão e inspeção.

A aplicação de monitoramento de corrosão, como parte de uma estratégia de controle de corrosão é complexo e muitas vezes torna-se a responsabilidade de engenheiros que não são especialistas especialistas na área. Este manual foi desenvolvido como um assessor para aqueles projetar e operar um sistema de monitoramento de corrosão. O manual centra-se em técnicas que são classicamente denominadas técnicas de monitoramento monitoramento de corrosão. O objectivo do manual não é para ser prescritivo ou ignorar abordagens / técnicas convencionais convencionais ou outros mas, em vez de colocar no lugar orientações que ajudarão qualquer operador em questão com monitorização corrosão. Este documento complementa a BP prática recomendada no monitoramento de corrosão, RP6-1, fornecendo mais informações em profundidade e conselhos com base na experiência operacional recente. Este manual endereços:

❍

Escolha de monitoramento localização / orientação.

❍

Escolha da técnica de monitoramento.

❍

Aplicação das várias técnicas.

❍

Crítica de técnicas de monitoramento.

Outros métodos complementares, complementares, tais como a inspecção, raspagem de inteligência e levantamentos levantamentos de fundo de poço estão fora do âmbito deste manual e são cobertos pela BP prática recomendada RP 32-4. Muitos dos princípios e conceitos aqui apresentados também são relevantes para instalações de processamento, tais como sistemas de tratamento de gás amina glicol e, embora estes casos não são tratadas especificamente. especificamente.

Os principais pontos deste manual Corrosion Monitoring estão resumidas em um documento mais curto companheiro: S Webster, RC Woollam, “Corrosão acompanhamento das diretrizes”, Sunbury Relatório No. ESR.95.055, datado de Novembro de 1996.

1

 Agradecimentos   Agradecimen tos 

Os autores gostariam de agradecer,

❍

equipe BP que ajudou nas discussões úteis

❍

Fornecedores que forneceram informações e fotografias

❍

Drew McMahon (ESS Sunbury) para obter assistência editorial

3

Introdução ao monitoramento de corrosão 

fundo Uma pesquisa 1988 revelou que a BP transporta 80% do seu fluxo de caixa através de instalações que são mais de 15 anos [  1].  A integridade de tais instalações é vital para o funcionamento bem sucedido e rentável da Companhia e a prevenção de incidentes ambientalmente sensíveis. Embora a BP tem um primeiro registro de classe em questões ambientais, ambientais, grandes reparações de oleodutos e substituições só ter custado BP cerca de US $ 250 milhões nos últimos 5 anos. Uma pesquisa recente [ 2] dos custos de corrosão de BPX no Mar do Norte estimado que as contas de corrosão por mais de 10% dos custos de extração por barril de petróleo.

materiais de baixo custo são a escolha econômica natural para as instalações de produção e transporte de petróleo e gás. Infelizmente, esses materiais (por exemplo, de aço carbono, aços de baixa liga) em geral, têm uma baixa resistência à corrosão. Portanto, os riscos de corrosão destes materiais têm de ser geridos de forma proativa. Para este fim BPX desenvolveram e implementaram estratégias de controle de corrosão que integram monitoramento da corrosão com a avaliação de riscos e controle de corrosão.

O objectivo da vigilância corrosão é principalmente para garantir que a vida de projeto não está sendo negativamente negativamente afetado ou comprometido e também para maximizar a vida operacional segura e econômica de uma instalação por:

❍

A operação segura de uma planta de processo

A corrosão pode comprometer a integridade da planta. Se uma planta é para ser operado com segurança, todos os riscos de corrosão devem ser monitorados.

❍

Melhoria na operação econômica Este destina-se a optimizar as actividades de controlo de corrosão (por exemplo, taxas de injecção de inibidor de corrosão, as concentrações de oxigénio, caudais, etc.), minimizando simultaneamente os custos operacionais.

❍

Melhoria de manutenção / programação paragem Isto está a ter conhecimento suficiente da condição das plantas e previsão de vida precisas para evitar paradas não programadas devido a falhas imprevistas. Também para aliviar a carga de inspeção durante as paradas programadas e otimizar sobressalentes stocks.

5

Introdução ao monitoramento CORROSÃO

❍

Avaliação dos impactos de mudanças de processo / operacionais e transtornos

Este destina-se a obter informação sobre a relação entre as variáveis de corrosividade, do processo e de funcionamento, tais como a taxa de fluxo, corte de água, temperatura, etc. Em adição a estes efeitos são os métodos de controlo de corrosão (inibição da corrosão, o aumento da tolerância à corrosão, as ligas resistentes à corrosão) e mudanças no processo e perturbações (one-off bem workovers tais como intervenção acidisations assim, o aparecimento de avanço da água, a introdução de fluidos de terceiros).

Elementos de uma Estratégia de Controle de Corrosão Existem três componentes principais no desenvolvimento e implementação das estratégias de controle de corrosão BPX. Figura 1: Um esquema do

Risk Assessment / Criticidade

inter-relações em uma estratégia de controle BPX corrosão.

Procedimentos de controle

❍

Inspecção e Fiscalização

Avaliação de riscos / criticidade

A avaliação do risco envolve a identificação do principal mecanismo de corrosão (s) possível de uma combinação de material / fluido dado, e as consequências de tal corrosão ocorra. avaliação de criticidade combina a  consequências de tal falha com o probabilidade de que isso aconteça. As avaliações podem ser realizadas de várias maneiras, mas deve haver uma estrutura bem definida

6

Introdução ao monitoramento CORROSÃO

trilha auditável (por exemplo através de uma avaliação de criticidade proprietário [3  , 4]).

mecanismos de corrosão individuais dependem de parâmetros específicos que podem ser controlados e monitorizados de maneiras diferentes. Na maioria dos casos a probabilidade de corrosão interna é dominado por apenas um ou talvez dois mecanismos de corrosão.

❍

Os procedimentos de controle

Uma vez que os principais riscos foram identificados e avaliados, medidas para mitigar os riscos precisam ser identificados, detalhadas e implementadas. Em muitos casos, as taxas medidas previstas / de ataque pode ser aceitável e é suficiente para manter os parâmetros de chave dentro dos seus limites de concepção. Em outros casos, serão necessárias medidas adicionais, por exemplo, selecção de materiais ou tratamento químico (inibidor de corrosão, eliminador de oxigénio, etc).

❍

Monitoramento e fiscalização Em todos os casos os procedimentos de acompanhamento e controlo terão de ser postas em prática para confirmar:

❍

x realizado previu taxas de corrosão

❍

Os parâmetros do processo dentro dos limites de design

❍

funcionamento correcto das medidas de controlo

Monitoramento e fiscalização são duas tarefas sobrepostas. O primeiro é a monitorização contínua do processo de corrosão, e as medidas tomadas para controlá-lo. A segunda é a provisão de garantia de integridade mecânica. Inspecção também fornece pontos de referência contra o qual a monitorização corrosão está muitas vezes relacionada ou quantificadas. Em uma estratégia de controlo de corrosão destas tarefas objectivo de determinar se a corrosão esperado é realmente ocorra, a taxa de corrosão, e a eficácia das medidas de controlo.

Figura 2 classifica inspecção actualmente disponíveis e técnicas de monitorização que indicam as características complementares de cada técnica.

7

Introdução ao monitoramento CORROSÃO

Figura 2: Classificação de Inspeção

atualmente disponíveis e técnicas de monitoramento 

➚ Grande intervalo de tempo entre as leituras

➚ intervalo de tempo pequeno entre a leitura

➚ não-destrutiva medida direta da perda de material

➚ Destrutivos (sondas / consumíveis) medida indireta

➚ Baixa sensibilidade alta precisão / fiabilidade

➚ do indicador de perda de material de alta

➚ indicador de atraso

➚ sensibilidade menor precisão / confiabilidade líder 

➚

➚

➚

➚

  y    h   p   a   r   g   o    i    d   a    R

   l   n   o   a    i    t   u   s   c    i   e    V   p   s   n    I

✓ ✓

✓ ✓

  s   c    i   n   o   s   a   r    t    l    U

✓ ✓

   T    U  s   e   t    l   a    b   M    i   x   e    l    F

✓ ✗

   T    U   o    t   u    A

✓ ✓

  s   n   o   p   u   o    C

✓ ✓

  e   r    )   u    M    t   a    S   n    F    (   g    d    i    S   o    h    d    l    t   e   e    i    F   M

  s   e    l    b   a   r   c   o    i   r    P    t   c   e   e   c    l    E   n   a    t   s    i   s   e    R

✓ ✓

✓ ✗

  s    i   s   y    l   a   n    A    l   a   c    i   m   e    h    C

✓ ✗

  n   o   e    i    t   c   a   s   n    i   a   r    t   a    i   s    l   o   s    P   e   r   a    R   e   n    i    L

   l   a   c    i   m  e   s   e    i   o    h   c    N   o   r    t   c   e    l    E

✓ ✗

✓ ✗

Uniforme corrosão corrosão localizada

Notas: (a) a posição de uma técnica na tabela faz não não r  elacionar-se para a sua posição exacta ao longo das setas (b) flexível UT esteiras de temperatura máxima é 120 ° C

Todas as actividades acima (avaliação do risco, de inspecção de controlo da corrosão e de interdependente . . O monitorização) estão interdependente   s resultados de monitorização de corrosão e de controlo deve ser utilizado para re-avaliar e modificar, se for caso procedimentos necessário, a avaliação de risco e criticalidade e qualquer controlo.

Este relatório centra-se nos elementos de monitoramento de corrosão em uma estratégia de controle de corrosão.

Quais são os métodos de corrosão Monitoramento? Quando a empresa de monitoramento de corrosão é importante não confiar em apenas um método. Os melhores resultados são obtidos usando uma variedade de técnicas. monitorização corrosão neste contexto pode ser definida como:

A utilização de qualquer método que permita a um operador de estimar ou medir a taxa de corros que ocorre em serviço de um produto de planta, ou a corrosividade de uma corrente de processo.

\ Os principais métodos de cair nas quatro categorias seguintes:

8

Introdução ao monitoramento CORROSÃO

Inspeção Estas técnicas são usadas para avaliar as mudanças da espessura da parede, e detectar defeitos de material com a possibilidade de detectar o crescimento do poço ou a propagação de fissuras.

As técnicas mais vulgarmente utilizadas são: ultra-sons, o fluxo magnético (em linha veículo de controlo), a radiografia, a emissão acústica, termografia, exame visual, tingir inspecção partícula penetrante e magnético.

Em-linha de monitorização corrosão

Estas técnicas são usadas para avaliar mudanças na corrosividade com o tempo.

Tipicamente as técnicas são baseadas sonda e incluem métodos de resistência elétrica, métodos electroquímicos e cupões de perda de peso.

Análise de fluxos de processo Esta abordagem é o monitoramento de variáveis-chave do processo que afetam fluxo de corrosividade. pressão ou seja, a temperatura, temperatura, taxas de produção, a composição de fluido, os dados de laboratório de química de produção (bio-actividade, (bio-actividade, pH, teor em oxigénio, cloro, etc.), concentração de produto de corrosão (Fe ou Mn concentração) e tratamentos químicos (taxa de dose e frequência). Muitos desses métodos têm tempos de resposta rápidos ([O  2], pH, etc.) e são usados para monitorar o controle do processo. Um bom exemplo é o uso de monitorização monitorização do oxigénio em-linha para manter um teor de oxigénio aceitável num mar corrente de injecção de água para controlar as taxas de corrosão. dados de fluxo de processo pode ser usado com modelos matemáticos para prever as taxas de corrosão potenciais em toda a instalação. No entanto, o valor de dados principal corrente de processo é para assegurar que todas as actividades de controlo estão a funcionar e que a análise dos dados eficazes quando a corrosão foi detectada pode ser realizado para identificar a causa.

avaliação de histórico operacional

Esta abordagem é a análise dos dados anteriores, como um auxiliar para proporcionar informação sobre a actual e predito taxas de corrosão. Isso inclui:

9

Introdução ao monitoramento CORROSÃO

❍

Exame de produção e operacionais registos, incluindo detalhes das mudanças de processo (ou transtornos) que podem dar uma visão para a corrosividade do sistema.

❍

dados de análise de falhas e de controlo pode ser utilizado para prever as peças de um mecanismo mais susceptível a certos modos de ataque e subsequente fracasso.

Historicamente, as análises de dados de monitorização e de processos de corrosão foram percebidos como bastante separado de actividades de controlo. Embora inspecção historicamente tem sido relacionada com a integridade mecânica, muitas técnicas de inspecção podem ser utilizadas como ferramentas de monitoramento de corrosão. A natureza complementar destas abordagens é resumido na Figura 2.

Para qualquer programa de corrosão monitorização / inspecção para ser totalmente eficaz, é fundamental que toda a informação acima pode ser acedida centralmente e comparadas em conjunto. Isto pode ser conseguido, garantindo o acesso completo a todos os bancos de dados que possuem informações relevantes e ter o software apropriado para conduzir a análise de correlação relevante.

As diretrizes deste foco relatório sobre técnicas que são classicamente chamados métodos de monitoramento de corrosão. aspectos de monitoramento de corrosão estão resumidos na atual BP prática recomendada RP6-1. Este relatório complementa RP6-1 e fornece um guia prático para monitoramento de corrosão dar mais detalhes sobre a concepção e aplicação de um sistema de monitoramento de corrosão. O objectivo não é para ser prescritivo ou ignorar técnicas de controlo convencionais, mas, em vez de colocar no lugar orientações que ajudarão qualquer operador em questão com monitorização corrosão.

A Economia de Monitoramento de Corrosão Em geral, o objectivo do controlo de corrosão consiste em optimizar as actividades mitigação corrosão / reparação / reposição de tal forma que é conseguido um controlo óptimo entre a corrosão e os custos de substituição. Note-se que pode haver considerações de custo adicionais relacionados à segurança, meio ambiente e os impactos de produção que sejam  NÃO considerada a seguir.

Um dado método de monitorização corrosão ou a técnica tem apenas uma precisão limitada e, por conseguinte, cada determinação da taxa de corrosão tem um

10

Introdução ao monitoramento CORROSÃO

erro aleatório associado a ele. Este erro aleatório só pode ser reduzida através do aumento da quantidade de monitorização corrosão realizado mas isso irá aumentar os custos globais da actividade. Para um programa de controlo de corrosão óptima o benefício obtido deve ser maior do que o custo efectuadas.

Para optimização do inibidor de corrosão não é um trade-off entre os custos de substituição e os custos de inibio da corros (Figura 3A). Isto resulta num mínimo operacional da soma dos custos de inibição de corrosão e os custos de reparação ou substituição de equipamento oleoduto. A fim de determinar a taxa de injecção do inibidor de corrosão óptima, a taxa de corrosão para o sistema tem de ser determinado. A taxa de corrosão irão determinar se a taxa de injecção do inibidor de corrosão é eficaz, se necessita de ajuste (para cima ou para baixo), ou se alguns meios alternativos de controlo é necessária (por exemplo ligas resistentes à corrosão, ANR)

Figura 3a Mostra o trade-off

Custo total: CI e substituição

entre os custos de substituição e custos de inibição.

reposição Custo Total custo Inibição custo de

0

10

5

15

20

25

30

35

40

45

50

Taxa de corrosão, mpy

Figura 3b Mostra a

Taxa de corrosão Espalhe com # Locations

confiança Aumento e redução no erro, na determinação da Taxa de corrosão como o número de 2 

medições de corrosão taxa é 5 

aumentada.

10  20  50  100 

Pv total Δ CR com #

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Taxa de corrosão, mpy

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Introdução ao monitoramento CORROSÃO

Figura 3c O custo crescente de

Custo / Benefício de Monitoramento

Corrosion Monitoring como o número de medições aumenta. Custo/ BenefíciodeMonitoramento

Custo do Programa de Monitoramento por ano

0

0,5

1

1.5

2

2,5

3

3,5

4

Log (Número de Locais)

A Figura 3c demonstra claramente o ponto em que nenhum monitorização corrosão adicional é garantido que a poupança incrementais de optimização inibidor de corrosão são menos do que o custo do programa de controlo. O cross-over das duas curvas indica o nível de controlo de corrosão necessária para optimizar a estrutura global de custos.

Esta abordagem pode ser generalizada a outras metodologias de atenuação corrosão e a monitorização destes sistemas. Em geral, há uma quantidade óptima de monitorização corrosão num sistema os custos de monitorização acima que exceda todas as economias gerados.

custos

O Quadro 1 apresenta os custos de contorno para várias técnicas de monitoramento monitoramento de corrosão. Esta tabela é um guia para os custos relativos de cada técnica (hardware) e todos os custos operacionais associados associados com a análise de instalação e de dados. Os custos variam dependendo da localização de ativos e número de locais de monitoramento. No entanto, estes números são um guia para o custeio das atividades de monitoramento / inspeção.

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Introdução ao monitoramento CORROSÃO

Tabela 1: Custos de contorno para

custos método de monitoramento de hardware Probe Man horas 

várias técnicas de monitoramento de corrosão com base em 1995 

Os cupons da perda de peso

Nenhum

£ 300

inserção cupão e recuperação. análise de

Informações (£ 1 = $ 1,6).

Cupom 

Resistência elétrica

£ 1500

£ 500

sondas

Resistência elétrica

inserção e sonda recuperação. Análise de dados 

£ 25000

£ 1000

monitor de areia

inserção e sonda recuperação. Análise de dados 

EFM (Topsides)

£ 30000

- 

 Análise de dados 

EFM (submarina)

£ 250000

- 

 Análise de dados 

LPR

£ 1500

£ 300

inserção da sonda e recuperação.  Análise de dados 

Noise eletroquímica

> £ 2500

£ 300

inserção da sonda e recuperação. análise de dados detalhada. Muito demorado 

Flexível UT Mats

> £ 2500

£ 300-600 A análise dos dados 

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Diretrizes gerais 

Seleção de um local de corrosão c orrosão Monitoramento e Técnica

Introdução

A selecção da localização apropriada monitorização (s) e a técnica (s) é crítica para a monitorização à corrosão bem sucedida. Não pode ser suficiente sublinhado que a seleção do local errado ou técnica irá resultar em uma grande quantidade de esforço e despesa apenas para gerar informações inadequadas ou mesmo enganador.

Em muitos casos seleção incorreta é pior do que nenhuma seleção como a qualidade dos dados são frequentemente não questionou.

O acesso físico é importante, mas deve não ditar local de monitoramento. No entanto, quando um ponto de monitorização é identificado a posição deve permitir o acesso para manutenção de rotina sonda, recuperação etc.

seleção incorreta da localização ou técnica é pior do que nenhuma seleção.

Todos monitoramento de corrosão (e inspeção) locais e métodos devem ser registrados nos desenhos técnicos relevantes. Isto deve incluir diagramas de fluxo de processo, processo e diagramas de instrumentação (da P & ID) e os diagramas isométricos (PFD). Em novas instalações devem ser incluídos no sistema de Computer Aided Design (CAD), pois isso ajuda a análise de dados e o desenvolvimento de procedimentos de controlo. Os registros devem incluir não apenas detalhes sobre o sistema, item e localização, mas também o método e orientação da sonda.

Não existem regras fixas sobre como escolher um local de monitoramento de corrosão ou técnica, mas o primeiro passo deve ser para decidir os tipos de mecanismos de corrosão a ser monitorado. A experiência tem mostrado que as seguintes abordagens são de valor.

Abordagens para a Seleção

❍

abordagem histórica experiência outros ativos utilizando instalações similares é muitas vezes a melhor fonte de conselhos sobre os locais mais adequad adequados os e / ou técnicas de monitoramento. listas de inspeção / relatórios de encerramento e de manutenção podem fornecer informações valiosas sobre quais partes de uma instalação de ter experimentado a corrosão mais severa.

15

ORIENTAÇÕES GERAIS

Este aspecto é de vital importância no fase de concepção onde operador de alimentação de retorno poderia evitar erros caros sendo re-fabricados e minimizar o custo da subsequente retro-ajuste. Projeto empreiteiros têm limitado experiência operacional e por isso é importante que os ativos da BP apoiar esta actividade, fornecendo feedback e lições aprendidas.

❍

Inspecção / dados de monitorização corrosão

Operativo ativos pode fornecer informações valiosas pela utilização de dados de monitoramento de inspeção / corrosão existentes para identificar os locais mais adequados para futuro monitoramento / inspeção.

❍

Networking Uma vasta gama de disciplinas precisam ser ligados em rede para obter uma imagem completa das atuais e potenciais problemas futuros. Por exemplo engenheiros de produção pode fornecer informações sobre perfis de produção e programas de intervenção assim que podem influenciar a corrosão; químicos de produção têm conhecimento sobre as propriedades de fluido e medidas de controlo químicos que podem influenciar a corrosão; engenheiros de manutenção pode identificar onde a maioria das falhas ou substituições foram localizados.

Dois exemplos de operações recentes da BP são dadas aqui e destacar onde seleção inadequada do local de monitoramento ou técnica causou problemas:

monitorização corrosão em uma linha principal de exportação de petróleo com água corte abaixo de 1%.

monitorização corrosão foi realizado utilizando uma sonda de resistência eléctrica intrusiva através de uma parte superior do acessório de linha de acesso. As baixas taxas de corrosão foram observados que parecia ser insensível a processar alterações. Neste caso, a resposta da sonda foi provavelmente reflectindo a corrosividade da fase de hidrocarboneto contínua e não a da fase aquosa que constitui o risco de corrosão. Uma abordagem mais fiáveis podem bem ter sido ter utilizado uma sonda de resistência eléctrica de descarga montado por meio de um acesso de cabos localizado na parte inferior da linha onde a água separa-se.

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ORIENTAÇÕES GERAIS

monitorização corrosão em um sulfureto contendo produzido linha de água.

monitorização corrosão foi realizado utilizando-se uma montagem embutida sonda de resistência de polarização linear (LPR), através de um fundo de acesso à linha de montagem. O programa de controlo originou uma taxa de corrosão aumentando exponencialmente exponencialmente com o tempo. Neste caso, a explicação mais provável para os resultados foi que a resposta da sonda reflectido o curto-circuito dos elementos de sonda devido à formação de uma película condutora sulfureto. Uma abordagem mais fiável pode ter sido para substituir a sonda LPR com uma sonda de resistência eléctrica de descarga montado na mesma localização.

Seleção de Localização dentro Planta de Monitoramento de Corrosão verificação Figura 4: A lista de verificação

Esta seção descreve os principais pontos que devem ser considerados ao identificar um local de monitoramento de corrosão. Estes encontram-se resumidos na Figura 4.

TEMA

CONSIDERAÇÕES

para identificar um Corrosion Monitoring Localização 

fluxo único ou multifásico taxa de corrosão de cada fase

ataque? Mecanismo / modo de ataque

mudanças de altitude anteriores

Orientação de tubagens?

gota de água para fora

Outros participantes gasoduto

Posição de outras peças do equipamento

Localização de química corrosão e modo de pontos de injeção

/ efeitos a jusante a montante efeitos localizados Corrosividade da química injectado

Ambiente indicativo de corrosão em outros lugares

sonda de baixa liga em linha CRA

Identificar alterações do processo em sistema

no processo é mudanças o principal mecanismo de Localização refletir situação mais corrosivo

O acesso físico

localizações gravar o que

não deve ditar locais

Fluxo de processo diagrama e diagramas do aparelho, etc.

17

ORIENTAÇÕES GERAIS

Direct Monitoring

A partir da avaliação inicial criticidade terão sido identificadas as taxas de corrosão internos previstos. No entanto, os seguintes fatores devem ser considerados ao selecionar os pontos de monitoramento mais adequadas em um determinado sistema.

❍

Localização da fase corrosivo A partir das taxas de corrosão previsto o local mais provável para a corrosão de ocorrer para uma determinada fase devem ser identificados. Um bom exemplo é o transporte de gás húmido. Neste caso a corrosão relacionada com água cair para fora irá ocorrer na parte inferior da linha. Corrosão no topo da linha irá ocorrer como um resultado de água de condensação a partir da fase gasosa.

❍

Modo de ataque Os mecanismos de corrosão antecipados e modos de ataque devem ser entendidas (ataque geral ou localizada, corrosão sob tensão, sob depósito corrosão, detecção virada processo, etc.) Isto vai determinar a localização de quaisquer pontos de monitorização e ajudar na selecção das técnicas de monitorização mais apropriados em esses pontos.

❍

efeitos dos fluxos de

O regime de caudal e de escoamento tem um grande impacto sobre a corrosividade e o local do ataque. A corrente de monitoramento de corrosão BP prática recomendada RP 6-1 [  5] afirma que "encaixes de acesso deve ser localizado a uma distância mínima de 7 diâmetros de tubo a jusante da e um mínimo de 3 vezes o diâmetro do tubo a montante de qualquer alteração no fluxo provocada por dobras, redutores, válvulas, etc". Isto é para assegurar que a sonda está situada numa região onde a água cair para fora é mais provável. Esta localização assegura também que a hidrodinâmica são mais uniforme e por isso irá fornecer um fluido represenative corrosividade da maior parte do tubo.

corrosivities superiores ou inferiores são possíveis nas regiões hidrodinamicamente graves, tais como curvas, redutores, válvulas, mudanças de altitude e áreas perto de algumas peças principais de equipamento (por exemplo bombas). Por exemplo, BPX Alasca tiveram corrosão acelerada em cruzamentos (múltiplas alterações de altitude), e Magnus ter tinha acelerado corrosão na tubagem de descarga tortuoso das bombas de reforço, de linha de óleo principal. Esta aceleração pode surgir através de uma melhor água gota-a e de molhagem através de uma acção centrífuga (Figura 5). Dentro

18

ORIENTAÇÕES GERAIS

Figura 5: Efeito da LOCAIS DE CORROSÃO MONITORAMENTO

Elevation Mudança on

Jusante da expansão

Water “Drop Out”  Não estáàescala

A acumulação de água locais de monitoramento de corrosão

12 10 8 6 4 2

0

14

diâmetros

LOCAIS DE CORROSÃO MONITORAMENTO

Após a elevação CHANGE LOCAIS DE CORROSÃO MONITORAMENTO Após a elevação CHANGE Gas Wet low Velocity

Óleo / água de baixa velocidade

Fluxo

80:20 Óleo / Água Gás

agua

Fluxo

Corrosion Monitoring Localização

agua

Óleo

Corrosion Monitoring Localização

Fluxo

Gás

agua

Fluxo

Óleo

agua

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ORIENTAÇÕES GERAIS

contraste, nos sistemas de água / óleo bruto que é igualmente possível ter corrosividade reduzida a alterações de elevação porque a turbulência adicional faz com que a emulsificação da água.

Água hold-up e água efeitos de abandono são, portanto, de importância central para decidir a melhor localização de monitoramento de corrosão. depósito de acumulação de água hold-up, drop-out e são menos propensos em seções verticais que na horizontal. Drop-out é mais provável em corridas longas tubos horizontais.

❍

alterações da corrente do processo

alterações do processo (press, temperatura, caudal, etc.) irão afectar o potencial corrosão devido a mudanças químicas da solução. É importante considerar mudanças de processos no sistema para garantir que o local de monitoramento escolhida coincide com a localização da mais alta corrosividade. A posição do equipamento que afecta as condições do processo (por exemplo, vácuo / gás de extracção torres em sistemas de água de mar, bombas, permutadores de calor), também devem ser consideradas.

Terceiros participantes do partido: Deve-se considerar a outros operadores para um sistema de

tubulação como estas poderiam influenciar corrosividade consideravelmente. Isto pode incluir a mistura dos fluxos bem separados, através de operadores de terceiros de outros campos. Os factores que são importantes incluem: corte de água, taxa de fluxo, os níveis de inibição, os efeitos químicos da água (pH, escamação), CO  2 e teor de ácidos gordos voláteis.

Localização dos pontos de injeção química: A injecção de produtos químicos de produção

(inibidores de corrosão, inibidores de incrustações, desemulsionantes, eliminadores de oxigénio, etc.) pode ter um efeito marcante sobre a corrosão. É importante considerar as posições dos pontos de injeção quando situando locais de monitoramento de corrosão. Em alguns casos, pode ser pertinente para monitorar ambos a montante e a jusante do ponto de injecção química de produção. inibidores de incrustação pode ser corrosivo para alguns aços e tornar os inibidores de corrosão menos eficazes se eles não são totalmente compatíveis.

BPX Alasca experimentaram altas taxas de corrosão perto de pontos de injecção de inibidor de incrustações devido ao mau posicionamento dos espinhos de injecção. Este aspecto do ataque localizado é de importância para inspecção integridade.

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ORIENTAÇÕES GERAIS

Monitoramento indireta

❍

Ambiente indicativo de corrosão em outros lugares Em áreas de alta corrosividade, ligas resistentes à corrosão (ANR) são frequentemente especificado. Localização de um aço carbono cupão / sonda em uma linha de PCR pode dar dados importantes sobre o potencial de corrosão dos fluidos transformados para outro equipamento de aço ao carbono localizadas a jusante ou em outras partes do sistema. Um bom exemplo é o uso de ANR nas linhas de água produzidos a partir de um primeiro separador de fase. Pequenas quantidades de água residual produzida vai entrar na linha principal de exportação de petróleo em bruto, após processamento adicional. Controlo da corrosividade dos fluidos na linha de PCR dará informação sobre as possíveis taxas de corrosão na linha de exportação de aço carbono. No entanto, é necessária a extrapolação para garantir mudanças no sistema são tidos em conta.

❍

monitorização da corrente de processo

Esta abordagem é o monitoramento de variáveis-chave do processo que afetam as taxas de corrosão. As grandezas de medição - pressão, temperatura, taxas de produção, a composição de fluido, produção de dados de química (bio-actividade, pH, teor de oxigénio, cloro, etc.), concentração de produto de corrosão (Fe ou Mn concentração) e de tratamentos químicos (taxa de dose e frequência) - pode ser usado com modelos preditivos e conhecimentos corrosão atual para dar uma estimativa razoável das taxas de corrosão potenciais.

Corrosão Seleção Técnica de Acompanhamento

Esta seção cobre a seleção de uma técnica de monitoramento de corrosão. Detalhes de atividades baseadas na inspeção são dadas na BP padrão RP 32-4, que abrange:

❍

escopo de inspeção e frequência técnicas de inspeção

❍

tecnologia de raspagem de inspeção

❍

A técnica de controlo ou monitorização seleccionado deve proporcionar informação relacionada com os mecanismos de corrosão reais. Consideração da ambiente à corrosão é importante como este, muitas vezes, impede muitas técnicas (por exemplo, métodos electroquímicos não são adequados em baixo corte água ou situações de baixa condutividade). Uma compreensão dos mecanismos esperados de corrosão (em geral, sulcos, fissuras, etc.) também é importante quanto isso vai dar uma visão sobre

21

ORIENTAÇÕES GERAIS

a técnica de monitorização mais apropriado (s) e eliminar muitos que são inadequadas (por exemplo Injúrias mais facilmente detectada usando cupons de perda de peso). A aplicação de qualquer uma das técnicas devem ser cuidadosamente considerados (ver Tratamento de Dados p34), porque o benefício econômico deve superam o custo da atividade. Um esquema para a selecção de um método (s) de monitorização corrosão é apresentada na Figura 6.

Não existem regras fixas no qual os métodos são mais adequados para um determinado sistema (ou seja, sistema de injecção de água, linhas de fluxo do petróleo bruto, etc.), as condições em cada um pode variar. No entanto, a Tabela 2 dá um guia geral para a possível aplicação das várias técnicas de monitorização de um sistema de abordagem do sistema.

Ao selecionar uma técnica de monitoramento deve ser percebido que cada técnica dá apenas uma quantidade limitada de informações. É uma boa prática para usar uma variedade de técnicas para dar confiança geral nos resultados. A primeira escolha deve ser sempre métodos baseados em inspeção como eles são muito confiáveis para a garantia da integridade. Este pode, então, ser suportado por métodos à base de sondas. Se apenas um método à base de sonda pode ser usada em seguida, a primeira escolha deve ser cupons de perda de peso como esta técnica dá tanto informação geral e localizada.

A utilidade de métodos de inspeção baseados é temperada pelo fato de que eles estão “ficando” indicadores de corrosão. Se os dados de inspeção diz que a situação é ruim, então ele pode ser tarde demais para fazer qualquer coisa sobre isso, porque o dano já foi feito. métodos de monitoramento são “líder” indicadores de corrosão. Eles mostram a corrosividade do fluido em um determinado momento, potencialmente antes de qualquer dano significativo ocorreu. Assim, métodos de monitorização são sempre um complemento valioso para métodos de inspeção.

Projeto de corrosão Monitoramento Localização Conexões de acesso

22

A inserção de sondas e cupons em tubagens e instalações sem a necessidade de desligamento da planta depende da utilização de propriedade

ORIENTAÇÕES GERAIS

Figura 6: Esquemático para

Seleccionar um Método de Corrosion Monitoring 

23

ORIENTAÇÕES GERAIS

Mesa 2: Um guia geral para a

aplicação de técnicas de

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monitoramento de corrosão 

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   6    7

ORIENTAÇÕES GERAIS

duas conexões de acesso polegadas. encaixes de acesso são geralmente instalados na fase de construção ou durante o fecho de fábricas de planeamento subsequentes. Portanto, é importante que a corrosão requisitos de monitorização são bem pensado na fase de concepção de outra forma posterior instalação pode ser difícil e caro. encaixes de acesso pode ser instalado durante as operações da planta usando uma torneira de água quente, mas em muitas circunstâncias preocupações de segurança irá impedir tal atividade. Se este for o caso, poderia haver um intervalo de tempo muito antes de a informação é adquirida.

encaixes de acesso são apropriadas para pressões de operação de até 137 bar (g) (2000 psi (g)). encaixes de acesso de alta pressão típicos são mostrados na Figura 7.

Figura 7: Típico Acesso de Alta Pressão

Flareweld

Flanged Tee

encaixe do projeto 

Flareweld Threaded Tee

Flange Flareweld

A BP prática recomendada RP 6-1 dá uma visão completa de acessórios de acesso e ferramentas de recuperação. No entanto, os seguintes pontos também devem ser considerados.

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ORIENTAÇÕES GERAIS

❍

Orientação de acesso cabendo RP6-1 recomenda top de acessórios de acesso de linha. Esta declaração geral pode ser enganoso e muitas vezes o local deve ser de outras orientações. A parte inferior da localização da linha pode causar problemas com a acumulação de detritos e o possível pungente dos tópicos. No entanto, equipamentos modernos de acesso (por exemplo, acesso hidráulico CorrOcean encaixe) ou melhoramento dos processos de recuperação podem minimizar estes efeitos.

BPX Noruega desenvolveram um procedimento para minimizar o efeito de detritos acumulam na parte inferior da localização da linha usando acessórios de acesso padrão [ 

 6].

Trata-se de volta a pressionar a ferramenta de recuperação de modo que quaisquer detritos é empurrado de volta para a linha. Este procedimento tem sido usado em Ula desde 1986 sem quaisquer problemas.

Se a corrosão está a ocorrer na parte inferior da linha (por exemplo, óleo molhado, gás húmido), em seguida, o encaixe de acesso deve ser localizada nesta posição. Isso também irá minimizar o comprimento da sonda e assim reduzir a possibilidade de falha por fadiga e tornar a linha mais fácil de porco. A orientação de acesso é menos crítico para um único fluxo de água fase desde que todas as partes do pipewall bem experimentar o mesmo ambiente.

Retendo o espaço adequado para a ferramenta de recuperação é importante quando da localização de um encaixe para uma sonda de corrosão acesso: caso contrário, a montagem não poderá ser utilizado. RP 6-1 dá mais detalhes sobre a folga necessária para diferentes ferramentas de recuperação. No entanto, é vital que a montagem é  não simplesmente localizado em um determinado ponto, porque ele passa a ter um espaço conveniente. O local deve ser também capaz de fornecer informações úteis ou então não vale a pena ter. Claro, a adaptação de uma sonda no local óptima monitoramento de corrosão pode ser impossível em uma planta madura. Isso enfatiza a importância de um bom projeto inicial de engenharia corrosão.

❍

design de montagem e de amostragem de ponto de acesso

Para os sistemas que operam a pressões abaixo de 10 bar (g) (150 psig), encaixes de acesso de baixa pressão pode ser usado. Todos os detalhes são dados em RP 6-1. Todas as sondas e os titulares de cupões usados em baixa pressão

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ORIENTAÇÕES GERAIS

acessórios deve ser equipado com um golpe para fora preventivo para limitar a deslizar para fora do dispositivo de monitorização durante a instalação e recuperação. braçadeiras de segurança também deve ser usado para proteger as sondas retráteis e detentores de cupões, enquanto em linha.

Para pressões de operação de 10-137 bar (g) (ou seja, 150-2000 psig) deveria ser usado proprietárias proprietárias 2” encaixes de acesso de alta pressão. Todos os acessórios de acesso devem ser equipados com pesados capas para proteger os fios de montagem e c onexões elétricas de danos. A tampa deve ser equipado com tomadas de corrente de purga (ou, eventualmente, um medidor de pressão), de modo a que quaisquer fugas que possam ter ocorrido entre o corpo do cone decorativo de acesso e o dispositivo de monitorização pode ser facilmente identificados. O design não deve permitir que a sonda a ser inserido back-to-front.

Pontos de amostragem para a recolha de fluidos de processo deve incluir duas válvulas de isolamento em série, um dos quais deve ser uma válvula de agulha. Detalhes são dados em RP 42-1 [ 7].

❍

seleção de materiais material de montagem de acesso deve estar de acordo com a re rements qui da especificação de tubulação. A soldagem de acessórios de acesso em qualquer equipamento deve cumprir as rements re qui dos vários códigos. Os tampões de sólidos e ocos utilizados no encaixe acesso deve ser vermelho Fábricas de material resistente à corrosão, com a escolha do material, dependendo do regime de trabalho. Os aços inoxidáveis austeníticos um re adequado para a maioria dos equipamentos de acesso de aço carbono.

O risco de regras galhadores de rosca para fora tomadas de corrente de aço inoxidável para acessórios corro acesso resistente sion feita a partir de materiais, tais como 316 e aço inoxidável duplex. materiais de bujão resistentes à corrosão alternativa têm sido tentadas incluindo um aço inoxidável rígido chamado Nitronix 60 e um aço inoxidável revestido de cerâmica. Ambos ainda sofrem problemas galhadores e uma re não é recomendado. O pré fer material de vermelho é a utilização de buchas de aço carbono, que foram revestidas com fosfato. Esta abordagem exige que haja uma manutenção regular da montagem para monitorar a condição do plugue de aço carbono de acesso.

O problema de gripagem da linha pode ser eliminado por conversão de acesso roscado existente ajuste para recuperação hidráulico por meio de adaptador macaco rmanent. Esta abordagem foi tomada pela BP Noruega tanto no Ula e Gyda OFF SHO re instalações de produção. F urthe rm o re, novos projectos deve considerar a utilização de guarnições de acesso hidráulicos onde encaixes de acesso são utilizados em materiais r esistentes à corrosão de tubagens.

27

ORIENTAÇÕES GERAIS

A experiência recente em uma refinaria destacou a importância da seleção de material. Um porta-sonda em aço inoxidável 316 no topo de uma bomba-around-circuito Unidade Crude Destilação sofreu cloreto de corrosão sob tensão em serviço levando a um vazamento de hidrocarbonetos e um sério “near miss”. O relatório incidente recomendado que todos os acessórios futuros devem ser construídos a partir de Hastelloy para esta aplicação em que a concentração de iões de cloreto e pH baixo colocar aços inoxidáveis austeníticos convencionais em risco.

É também importante que quaisquer vedantes associados com o conjunto de sonda deve ter um desempenho satisfatório satisfatório nas condições operacionais [  8].

❍

ponto de monitorização armadilha do tipo

Em situações de corte baixo de água alguns operadores têm adotado o uso de armadilhas de água. Estas armadilhas agir como um dissipador de água gota-a e permitem que os métodos convencionais de monitorização para ser empregue. Esta abordagem é mostrada esquematicamente na Figura 8.

SECÇÃO através do gasoduto

Figura 8: Esquemático de armadilha de

Mostrando o lado ENTRADA

água para Corrosão Monitorização 

parede, tubulação

produtos

Water Drop-out

Assembléia armadilha

Área necessária para a recuperação

Probe

Válvula de drenagem

28

ORIENTAÇÕES GERAIS

Neste sistema de monitorização os resultados reflectem a corrosividade inerente do fluido mas não permita que outras condições de processo, tais como efeitos de fluxo a ser simulado. Esta é uma limitação importante. A armadilha pode também promover a actividade bacteriana, que pode não ser típica de operações normais sob condições fluidas. O desenho da armadilha tem de incluir o isolamento adequado para permitir que a água acumulada para ser retirado. Armadilhas também pode ser utilizado para recolher amostras de água a partir de situações de corte baixa água para avaliação laboratorial. Armadilhas pode se tornar um local de potencial de corrosão, agindo como uma perna morta e assim que seu uso não é recomendado.

Configuração sonda

Sondas e cupons se dividem em duas categorias principais:

❍

embutida Estes destinam-se a ser posicionado de modo que o elemento de sonda esteja nivelada com a parede do tubo interior. Esta abordagem irá simular os processos que ocorrem na superfície da parede do tubo. Normalmente este tipo de sonda seria usado para monitorar a corrosão em situações de corte baixa de água (por exemplo, óleo molhado), gota a água para fora (por exemplo, gás de humidade), sob a c orrosão depósito, e áreas onde a água condensa. A localização turbulenta vai ajudar a reduzir a incrustação.

❍

intrusivo Estas sondas sobressaem bem dentro da corrente de processo e são adequados para medir a corrosão geral de uma corrente de processo, em vez de aspectos específicos, como a sonda de montagem embutida. Normalmente, eles são usados para controlar perturbações de processo numa única fase, tensões de cisalhamento elevado de parede, ou situações “pior caso”. Eles são especialmente bem adequados para limpar fluxos de água (por exemplo, injecção de água do mar). Em sistemas sujos (erros, de sólidos em suspensão, etc) que são menos susceptíveis do que as sondas intrusivas para ficar sujo, especialmente se eles estão em uma localização turbulento. No entanto, eles não podem ser utilizados em linhas que são pigged.

Não há generalização sobre qual destes configurações de sonda é mais adequado para a monitorização de corrosão. A escolha vai depender das informações necessárias.

Validação de monitoração de resposta Método

Antes embarcar um programa detalhado monitorização corrosão é importante para assegurar que a resposta do método de monitorização é suficientemente sensível e confiável e responde a alterações nas condições a ser monitorizados.

29

ORIENTAÇÕES GERAIS

Este aspecto é frequentemente esquecido quando realizar o monitoramento de rotina. Se a validação de dados não foi realizado, dados de monitoramento de corrosão pode realmente ser enganosa. Isto pode levar à complacência no controlo da corrosão, modificação desnecessária de métodos de controlo ou alterações nos parâmetros operacionais sendo feita. O aumento da taxa de corrosão sonda é geralmente um aviso de aumentar a corrosividade, mas uma taxa de corrosão é baixo sonda  não uma garantia de que um sistema está sob controle.

A falta de resposta da sonda tem sido muitas vezes interpretado como um sinal de um bom controlo em vez de um sinal de mau posicionamento / escolha da técnica de monitorização.

Para qualquer programa de monitoramento de verificações de controle devem ser incluídos para garantir a confiabilidade dos dados. Estes devem incluir controlos cruzados de rotina com outros métodos, a verificação dos dados de processo para grandes mudanças nas condições de operação que deve conduzir a alterações na corrosividade (por exemplo, aumento no corte de água) ou deliberadamente deliberadam ente alterando a corrosividade do sistema e monitorização da resposta sonda. Ao alterar a agressividade do sistema os riscos completos da operação devem ser identificados, incluindo o fato de que os dados estão sendo coletados poderia ter valor limitado.

Uma pesquisa recente corrosão [   9] de um sistema de injecção de água do mar mostrou boa oxigénio e controlo de cloro livre de acordo com os monitores de gases dissolvidos em linha. No entanto, quando as respostas dos monitores em linha foram verificadas contra kits químicos proprietárias os níveis de gases dissolvidos foram encontrados para ser de uma ordem de magnitude maior do que monitorado. Também as respostas de sondas eram muito lentos, isto é, hora, para responder a alterações nos níveis instantâneos de gases dissolvidos. Verificou-se que as sondas foram sujas e necessária manutenção mais frequentes.

No caso citado acima a saída electrochlorinator foi sendo ajustada com base na má qualidade on-line informações de monitoramento. Isto resultou em um aumento na concentração de hipoclorito e um aumento correspondente na corrosividade. Neste caso, as alterações de processo são feitas agora só após a confirmação dos dados on-line por os kits químicos manuais

30

ORIENTAÇÕES GERAIS

monitoramento de processos

fundo

monitoramento do processo é um aspecto fundamental de qualquer programa de monitoramento de corrosão e abrange uma vasta gama de actividades, incluindo mas não limitado a, o seguinte:

❍

As medições de dados de processo padrão (temperatura, pressão, taxa de fluxo, cortes de água, etc.)

❍

A análise química das correntes de processo (iões dissolvidos, os níveis de bactérias, sólidos em suspensão, gases dissolvidos etc.)

❍

A análise química de produtos de corrosão.

❍

Detalhes de atividades de engenharia de produção (workovers, acidisations etc.)

❍

Monitorando a adição de produtos químicos de produção.

Todos os detalhes sobre essas atividades são dadas na seção Processo de Fluxo de Monitoramento (p76). Todas as atividades acima pode ter um grande impacto sobre a corrosividade. monitorização processo é essencial na predição potencial corrosividade e na interpretação dos dados de controlo de corrosão para validar o programa de inspecção / monitorização contínua.

Processo de medições de monitorização pode ser feita quer em-linha ou de amostras colhidas em intervalos regulares. A amostragem deve ser realizada corretamente e a hora e local gravadas de modo que os dados possam ser comparados a outros monitoramento de processos e corrosão monitoramento on-line de informações. Em muitos casos, a análise da amostra pode ser realizada no local e não no ambiente controlado de laboratório. Este percurso é muitas vezes preferido, uma vez que minimiza o efeito de envelhecimento da amostra. Há procedimentos convencionais disponíveis para a maior parte dos métodos discutidos, os detalhes das quais estão fora do âmbito deste documento e estão listados abaixo.

31

ORIENTAÇÕES GERAIS

Figura 9: O Uso do processo de

monitoramento de dados para previsão da corrosão  Risco 

Sistema 

Parâmetro processo

Modelo 

Temperature Pressure Flow Regime Flow Rate CO 2 m   ol % H  2  S mol % Water Chemistry pH Solids Corrosion Inhibitor 

CO 2

- Wet Gas (4) - Wet Oil (5) - Erosion (6) - dose rate - deployment

Sistemas de Petróleo e Gás

Temperature Pressure CO 2 m   ol % H  2  S mol % Water Chemistry pH

Guidelines

(2) pH Calc (3) Design

Cormed Waard &(2) Milliams (1) Cormed

H 2  S

Design Guidelines - Material Selection (8) de mar água Oil & Gas

MR-0175 (7) Temperature Pressure Flow

O 2

MIC 2

Systems injeção de água do

Rate O 2

&Todd (9)

Free CI 2 Biocide Oxygen Scavenger pH Water Chemistry

Design Guidelines - Sea Water Injection (10) - Material Selection (8) NACE

Temperature Pressure Sessile Bacteria Count Planktonic Bacteria Counts pH Water Chemistry

O

1 2

Sistemas de Oil & Gas

Corrosion Review (11) Oldfield

Microbiologically Influenced

C de Waard et. al., Predição de CO  2 A   corrosão do aço carbono, NACE 93, Documento 69 1993 JL Crolet, "Cormed Lotus 123 para uma folha de cálculo Cálculo pH da Waters produziu" Elf Aquitane-SNEA (P) Copyright Copyright 1988, 1990 predição pH

3

8

J Pattinson et. ai., uma filosofia de corrosão para o transporte de Wet hidrocarbonetos, gás contendo CO  2, ESR. 93. ER016 J Pattinson et al, A Filosofia corrosão para o Transporte de Wet Petróleo e Multifásicos fluidos contendo CO  2, ESR. 93.ER013 J Pattinson, orientações erosão, ESR.94. ER070 CAE MR-0175 J Martin, Diretrizes para a seleção de poços tubulares Materiais com particular referência para Sour Condições, ESR. 94.ER043

9

Oldfield et al, corrosão de metais em Dearated Seawater, BSE-NACE Conferência corrosão, Bahrein, 19-21 janeiro 81

4

5 6 7

32

10

J T A Smith, Minimising Corrosion of Carbon Steel in Sea Water Injection Systems - Guidelines for Water Quality, ESR. 94.005

11

I Vance, Microbiologically Influenced Corrosion (MIC) in Oil Production Operations, Topical report No 8615 1993

GENERAL GUIDELINES

API RP 38

Recommended Practice for Biological Analysis of Subsurface Injection Waters.

API RP 45

Recommended Practice for Analysis of Oilfield Waters 

NACE RP 0173 Recommended Practice: Collection and 

Identification of Corrosion Products  NACE RP 0192 Recommended Practice : Monitoring Corrosion 

in Oil and Gas Production with Iron Counts

The process data required to supplement the corrosion monitoring will depend on the application. However, consideration of the mechanism or mode of attack will help identify the most appropriate methods.

Application of Process Monitoring Data

The application of process monitoring data with inspection and corrosion data is important if the full value of the data is to be obtained and to provide the necessary assurance of plant integrity so minimising shutdowns and extending vessel inspection intervals. Typically the data will be used to assess corrosion rates indirectly (e.g. iron counts) or be used to predict potential corrosivity from a detailed knowledge of the corrosion processes. The latter approach is extremely valuable as it enables an operator to predict changes in corrosion rates and modify any monitoring/inspection activities or control procedures before significant damage has occurred. Figure 9 gives a broad summary of the use of process monitoring data.

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GENERAL GUIDELINES

The Figure below is from the BP Magnus platform in the North North Sea. A number of production vessels on the installation are sandwashed every day. It was assumed that all the water was routed out from the vessels vessels via the drains. The fluid corrosivity graphs for the main-oil-line (MOL) generally showed a low value, however, high corrosion "spikes" were appearing every day. Comparing the times of these "spikes" with process conditions revealed that some of the sandwash water was in fact going down the MOL and increasing increasing the corrosion. By doubling the corrosion corrosion inhibitor injection rate into the MOL during sandwashing, the "spikes" on the probe output disappeared and the normal low corrosion rate could be maintained.

0.10

Corrosion Peaks Related to Sand Washing 0.08    )   r   y 0.06    /   m   m    (   y    t    i 0.04   v    i   s   o   r   r   o    C

0.02

0.00

Days

Data Handling

The methods used to analyse corrosion monitoring data will depend on the number, location and variation in monitoring methods employed. For effective corrosion monitoring and control it is vital that all of the relevant data can be accessed easily, cross referenced and analysed. Typically in any production operation the data will be held on different databases and in a variety of formats (database or paper files). Therefore, it is essential to compile the relevant communication networks to facilitate this process. For example, BP Alaska have usefully integrated their corrosion and production databases.

BPX Alaska are now using a Corrosion Analysis Tracking System (CATS). This computer system can store multi-giga-bytes of data from literally thousands of corrosion measurements and inspections in the field. The database is helping inspectors, corrosion engineers and

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GENERAL GUIDELINES

others to develop a systematic, comprehensive approach to locating corrosion, analysing the best treatment strategies, and monitoring corrosion chemical treatments to verify their effectiveness. There are several proprietary database packages which can be used to do this. Typically they: ❍ ❍ ❍

generate monitoring and inspection reports generate inspection schemes, workscopes and plans demonstrate integrity status for certification purposes.

The main limitation with this type of package are the time taken to input data into the system and the lack of flexibility. However, such systems have the capability to become the main corrosion database for all the monitoring data. For example, CORTRAN (CORrosion TRend ANalysis) is currently used by two inspection contractors involved in the integrity management of the BP offshore assets in the UK sector of the North Sea [ 1  0].

Another albeit less efficient approach is to access all the databases and extract the relevant information needed. This is time consuming if undertaken manually and impacts on the effectiveness of any monitoring programme.

Wytch Farm has developed a user friendly front end to their distributed control system [  11]. T   his forms the management information system which archives and displays all site data for unlimited periods of time. It also has its own programming language which allows the user to develop high level applications e.g. energy monitoring or corrosion corrosion monitoring. The system also allows manual input of data such as the addition of laboratory reports or production engineering reports.

Another proprietary data handling and analysis package available is Mentor [ 1  2]. T   his system was developed for condition monitoring and has now been expanded to include corrosion monitoring information. The system can interrogate data from the distributed control system as well as data input manually. The software is such that the data can easily be compared from different databases and alarm levels set to alert an operator to potential changes in corrosivity. A “Mentor” system was installed on the Magnus asset in 1995.

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GENERAL GUIDELINES

For effective analysis the following information is required: 1.

Process data: Usually available from a central database. This information

involves both on-line and off-line data. These data should be supplemented by:

❍ ❍

2.

Laboratory analysis Production engineering reports detailing - well shut-ins - acid acid stimula stimulatio tions ns - wireline wireline activiti activities es - sand sand produc productio tion n - well well work workov overs ers

Corrosion monitoring data: Should include all the on-line data as well as the

data collected manually (coupons etc.). These data should be stored in a format which enables direct comparison with the process data.

3.

Inspection data: Should include the routine inspection reports and data from

specialised surveys. Again the data should be in a format which is directly comparable with the process and monitoring data.

The presentation of data is very important. The type of report is dependent on the activity and the scope of the work. Recently some operators have started to use CAD drawings as an aid to presenting corrosion and integrity data. This approach is very effective in identifying areas of concern and predicting potential locations of corrosion.

Side-stream Monitoring

Side-stream monitoring is considered as a supplement to on-line corrosion monitoring. In this approach some of the process fluids are diverted from the facility into a temporary section of pipework containing the corrosion monitoring probes. The fluids then re-enter the main process stream or are collected for disposal later. This

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GENERAL GUIDELINES

approach allows the flow rates to be modified and chemical treatments to be investigated without any major changes in production. Side-streams have been used extensively to study inhibitor performance. Although the use of side-streams appears to be useful there are several potential problems associated with their use. These are:

❍

The sampled fluids may not be representative of the process fluids.

❍

The side-stream may not simulate the correct flow regime for a given flow rate

❍

Side-streams tend to form well mixed fluids in low water cut situations therefore forming emulsions and preventing water separation.

❍

Temperature and pressure in the side-stream may not be representative of process stream.

In summary, side-streams should be used with caution and should never be used as a primary corrosion monitoring monitori ng tool. Experience has shown them to be most effective on single phase systems (e.g. water injection flow lines). Any results obtained should be compared to field experience before reliance is placed on the results.

BP Alaska used a side stream device to assess the performance of biocide in the sea water injection system. Biocide was terminated, based in part on the side stream data. Corrosion rates subsequently increase increase by approximately two orders of magnitude. Biocide was then restarted restarted but even after 2 years it had not reduced the corrosion rates back to their previous levels 

Corrosion Monitoring: A System by System Approach Background

This section serves to give examples of how the various monitoring techniques and approaches can be applied to given systems within an oil and gas production facility. These are only examples and in practice the monitoring system required may be quite different depending on the site specific conditions.

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GENERAL GUIDELINES

Sea Water Injection Systems

Corrosion monitoring in sea water injection systems is quite complex and guidelines have been issued on corrosion control methods [ 1  3, 14]. Figure 10 summarises the basic corrosion monitoring required for a sea water system and the relevant references within this manual.

Figure 10: Corrosion Monitoring

Requirements for a Sea Water

System

Monitoring

Injection System  Corrosion Monitoring - Weight loss coupons - Electrical resistance methods - intrusive probe type - Flexible UT mat a/ auto UT - Electrochemical methods b - intrusive probe type

Sea Water Injection systems

Process stream Monitoring - Flow rate - Temperature - Pressure - Iron counts - Dissolved oxygen (