مهندسي خوردگي در صنايع نفت و گاز

با توجه به فرسودگي تاسيسات نفتي و خطوط لوله در ايران و همچنین تغيير تدريجي ترکيب شيميايي و افزايش ميزان سولفید هیدروژن در ترکيب شيميايي مخازن نفت و گاز، ضروري است مهار و پايش خوردگي از اولين مراحل طراحي تاسيسات جديد تا آخرين مراحل بهره‌برداري از آن به‌صورت يکپارچه و ديناميک به گونه¬اي مديريت شود که ضمن کاهش هزينه‌هاي ناشي از خوردگي، کليه سازمان‌هاي ذينفع و ذيربط در طراحي، اجرا، خريد و بهره‌برداري شامل پيمانکاران، مشاوران و کارفرمايان در برابر آن مسئوليت‌پذير و پاسخگو باشند تا به اين ترتيب پاسخگويي در برابر مسائل خوردگي تنها برعهده واحدهای مهندسي خوردگي يا بازرسي فني نباشد. بررسي¬ها نشان داده است که 36 درصد تخريب¬های صنعتی، ناشی از طراحی، انتخاب مواد و فرایند بوده است.
در کتاب حاضر تلاش شده است موضوعات موثر در مديريت جامع خوردگی کارخانه¬های توليد، جمع¬آوری و فراورش نفت و گاز به‌صورت منسجم مورد بررسی قرار گيرند تا مهندسين متالورژی، خوردگی، فرایند، شيمی و مکانيک ضمن آشنايي کامل با روشهای تفصيلی ارزيابی خوردگی و انتخاب مواد، قادر باشند با در اختيار داشتن اطلاعات موجود در مراحل نخستين طراحی، با روش هايي با کاربری راحت نسبت به انتخاب مواد، خوردگی مجاز و تکنيک کنترل خوردگی خطوط لوله، سامانه‌های لوله‌کشی و تجهيزات اقدام نمايند. بدين منظور، در مجموعه حاضر شاخصهای مورد نياز در بررسی عوامل محيطی موثر در خوردگی فولادهای کربنی در محيطهای هيدروکربنی، با توجهی ويژه به تاسيسات بالادستی نفت و گاز بررسی شده‌اند.

فصل 1؛ مروري بر خوردگي در صنايع نفت و گاز 9
1-1- مقدمه 9
1-2- شرايط اقليمی ايران 10
1-3- تسهيلات سطحالارضی 10
1-4- عوامل کلي تخريبهاي ناشي از خوردگي 10
1-4-1- طراحي، انتخاب مواد و فرایند 11
1-4-2- فقدان دستورالعملهاي لازم 11
1-4-3- خطاي انساني 11
1-4-4- بازرسی ضعيف 11
1-4-5- چيدمان، نصب و هماهنگي ضعيف 12
1-4-6- بروز موارد ناخواسته 12
1-4-7- ساير موارد 12
فصل 2؛ انواع خوردگي در صنايع نفت و گاز 13
2-1- مقدمه 13
2-2- خوردگي يکنواخت 14
2-2-1- روش‌هاي جلوگيري 14
2-3- حفرهدار شدن 14
2-3-1- روش‌هاي جلوگيري 15
2-4- خوردگي بين‌دانه‌اي 15
2-4-1- روش‌هاي جلوگيري 16
2-5- خوردگي سايشي 16
2-5-1- روش‌هاي جلوگيري 17
2-6- خوردگي گالوانيک 17
2-6-1- روش‌هاي جلوگيري 18
2-7- خوردگي توام با تنش 18
2-7-1- روش‌هاي جلوگيري 18
فصل 3؛ انواع چاه‌هاي نفت و گاز 19
3-1- مقدمه 19
3-2- تفاوت چاههای نفت و گاز 20
3-3- اسيدي کردن 22
3-4- تغيير ترکيب شيميايي مخازن نفت و گاز 22
فصل 4؛ عوامل خوردگي در محيط‌هاي هيدروكربني 25
4-1- مقدمه 25
4-2- تجهيزات سرچاهي 26
4-3- تجهيزات زير سطحي 26
4-4- خطوط لوله جرياني 26
4-5- تجهيزات خاص 26
4-6- استحکام تسليم 27
4-7- شرايط ماده 27
4-8- سختي 28
4-9- جوشکاري 28
4-10- عوامل محيطي 28
4-10-1- آب 28
4-10-2- ترکيب شيميايي آب 31
4-10-2-1- مقادير پيشفرض گونههای کربوکسيلی آب همراه 32
4-10-3- سولفيد هيدروژن - خوردگي ترش 33
4-10-4- دي‌اکسيدکربن- خوردگي شيرين 34
4-10-5- کلريدها 35
4-10-6- مقدار کل ذرات جامد حل شده 36
4-10-7- بي‌کربنات‌ها 36
4-10-8- اسيدهای ارگانيک و قدرت يونی محلول 37
4-10-9- حداکثر دماي عملياتي 38
4-10-10- نسبت گاز به نفت 41
4-10-11- نسبت هيدروکربن‌ها به آب 41
4-10-12- نسبت آب (مايع) به گاز 42
4-10-13- درصد حجمي آب در نفت يا برش آب 42
4-10-14- گوگرد و اکسيژن 44
4-10-15- غلظت يون هيدروژن (pH) 46
4-10-16- نوع جريان 47
4-10-17- خوردگي تحت تاثير اکسيژن 49
4-10-18- سرعت ظاهري گاز 49
4-10-19- گريد API 52
4-10-20- باکتريها 52
4-10-21- ماسه و ذرات جامد 54
4-10-22- جيوه 56
4-10-23- اثر واکس 56
4-10-24- اثر نوع فولاد 57
فصل 5؛ خوردگي ترش 59
5-1- مقدمه 59
5-2- تاول هيدروژني 62
5-3- تردي هيدروژني 64
5-4- ترک خوردگي تحت تاثير هيدروژن (HIC) 64
5-4-1- فاکتورهاي محيطي موثر بر HIC 65
5-4-2- فاکتورهاي موادی موثر بر HIC 66
5-4-3- روشهاي جلوگيري يا کنترل HIC 67
5-5- خوردگي تنشي سولفيدي 68
5-6- مقايسه HIC و SSC 70
5-7- ترک خوردن تحت تاثير هيدروژن و تنش (SOHIC/SZC) 72
5-7-1- مسائل مطرح در پديده SOHIC 73
فصل 6؛ ارزيابي مواد براي كاربرد در محيط‌هاي ترش 75
6-1- مقدمه 75
6-2- حساسيت به خوردگی سولفيدی تنشی (SSC) 76
6-2-1- استاندارد NACE MR0175/ISO15156 76
6-2-2- استاندارد EFC Publication No.16 78
6-2-3- استاندارد NACE MR0103 79
6-2-4- نحوه محاسبه فشار جزيي گازهاي اسيدي 81
6-3- حساسيت به ترک خوردگی تحت تاثير هيدروژن (HIC) 82
6-4- تست‌های آزمايشگاهی 86
6-4-1- آزمايش خوردگی تنشی سولفيدی (SSC) 87
6-4-2- آزمايش ترک خوردن تحت تاثير هيدروژن (HIC) 89
6-4-3- آزمايش ترک خوردگی تحت تاثير هيدروژن و تنش (SOHIC) 90
6-4-4- فرکانس پيشنهادي انجام تست‌هاي خوردگي 91
فصل 7؛ خوردگي شيرين 95
7-1- مقدمه 95
7-2- سرعت خوردگي بر حسب نسبت H2S - CO2 97
7-3- محصولات خوردگی 99
7-3-1- سيستم‌های شيرين 99
7-3-2- سيستم‌های ترش 99
7-3-3- سيستم‌های متوسط 100
فصل 8؛ مدل‌هاي محاسبه نرخ خوردگي 101
8-1- مقدمه 101
8-2- مباني مدل‌هاي پيشبيني نرخ خوردگي 103
8-3- صحت و دقت پارامترهاي ورودي 106
8-4- سطح يا شدت خوردگي 107
8-4-1- مرحله اول: مطالعات امکانسنجي يا مفهومي 107
8-4-2- مرحله دوم: طراحی تفصيلی 108
8-5- احتمال خوردگي 111
8-6- مدل نيمه تجربی 113
8-6-1- محاسبه نرخ خوردگي نهايي 116
8-6-2- اثر گلايکول 116
8-6-3- اثر پوستههاي خوردگي محافظ 117
8-6-4- اثر آب همراه 118
8-6-5- اثر ممانعت‌کننده 120
8-6-6- اثر فرایند ميعان 120
8-6-7- اثر اسيديته آب همراه 121
8-6-8- اثر سولفيد هيدروژن 124
8-7- مدل نيمه تجربی 126
8-7-1- تاثير دما بر تشکيل رسوب (محصولات خوردگی) 127
8-7-2- معادله تصحيح شده 127
8-7-3- تاثيرات رفتار بازدارندگی خوردگی و گلايکول 128
8-8- مدل Cassandra 129
8-9- مدل Hydrocor 129
8-10- مدل Corplus 130
8-11- مدل KSC 130
8-12- مدل Multicorp 130
8-13- مدل ECE 130
8-14- مدل Predict 131
8-15- مدل Corpos 133
8-16- مدل Corprog 133
8-17- مدل SweetCor 133
8-18- مدل دانشگاه Tulsa 134
8-19- مدل OLI 134
8-20- مدل دانشگاه ULL 134
8-21- مدل Norsok 134
8-22- مدل CorPosTM 137
8-22-1- شبيه‌سازي جريان‌هاي چند فازي 137
8-22-2- شبيه‌سازي فاز آبي 137
8-22-3- pH و ترکيب شيميايي آب 137
8-22-4- شبيه‌سازي خوردگي نقط‌هاي 138
8-23- مدل سوکراتز 139
8-24- تعيين اضافه ضخامت مربوط به جبران خوردگي 139
فصل 9؛ تكنيك‌هاي كنترل خوردگي 141
9-1- مقدمه 141
9-2- استفاده از آلياژهاي مقاوم به خوردگي 143
9-3- تزريق بازدارنده‌هاي خوردگي 143
9-4- توپکراني 143
9-5- روش تثبيت pH 144
9-5-1- جنبه‌هاي تئوري حفاظت و کنترل روش تثبيت pH 144
9-5-2- فاکتورهاي کليدي محافظت به روش تثبيت pH در سيستم‌هاي شيرين 144
9-5-3- فاکتورهاي کليدي محافظت به روش تثبيت pH در سيستم‌هاي ترش 145
فصل 10؛ انتخاب آلياژهاي مقاوم به خوردگي 147
10-1- مقدمه 147
10-2- مراحل ارزيابی فولادهای مقاوم به خوردگی 151
10-2-1- مرحله اول: ارزيابي مقاومت به خوردگي عمومي 151
10-2-2- مرحله دوم: ارزيابي مقاومت به ترک خوردگي تنشی (SCC) 152
10-2-3- مرحله سوم: ارزيابي مقاومت به خورگی حفره‌ای 157
10-2-4- مرحله چهارم: ارزيابي مقاومت به ترک هاي تنشي سولفيدي SSC 158
10-2-5- مطالعات موردی 159
10-2-5-1- شیرین‌سازی نفت قبل از نمک‌زدایی 160
10-2-5-2- شیرین‌سازی نفت بعد از نمک زدایی 164
فصل 11؛ ممانعت‌كننده‌هاي مورد استفاده در صنايع نفت و گاز 177
11-1- مقدمه 177
11-2- دستهبندي ممانعت‌کننده‌ها 178
11-3- انواع رويين‌کننده‌ها 180
11-4- بررسي ميزان بازده‌ي مواد بازدارنده خوردگي 181
11-5- روش‌هاي تزريق مواد بازدارنده 182
11-5-1- عدم تزريق 182
11-5-2- روش ناپيوسته يا منقطع 182
11-5-3- تزريق دوره‌اي 183
11-5-4- روش پيوسته 183
11-5-5- روش فشاري 183
11-6- راندمان بازدارندگي 184
11-7- کاربرد بازدارنده‌هاي خوردگي در چاههاي نفت و گاز 185
11-8- بازدارنده‌هاي محيط‌هاي آبي 185
11-9- کاربرد بازدارنده‌ها 187
11-9-1- خوردگي در سيستم بالاسري برج تقطير 188
11-9-2- روش‌هاي جلوگيري از خوردگي در سيستم‌هاي بالاسري 193
11-9-3- نم‌کزدايي از نفت خام 194
11-9-4- خنثي‌سازي 195
11-9-5- بازدارنده‌هاي تشکيل دهنده فيلم 200
فصل 12؛ پايش خوردگي 201
12-1- مقدمه 201
12-2- نقش پايش خوردگي 202
12-3- تفاوت مفاهيم بازرسي خوردگي و پايش خوردگي 203
12-4- نقش پايش خوردگي در نظام مديريت يکپارچه 203
12-5- انتخاب بهترين روش پايش خوردگي 204
12-6- روشها و فنون پايش خوردگي 205
12-6-1- کوپن‌هاي خوردگي (روش نفوذي) 205
12-6-1-1- مزايا 206
12-6-1-2- محدوديت‌ها و معايب 206
12-6-2- پراب مقاومت الکتريکي (روش نفوذي) 207
12-6-2-1- مزايا 207
12-6-2-2- محدوديت‌ها و معايب 207
12-6-3- پراب‌های مقاومت القايي (نفوذي) 208
12-6-3-1- مزايا 208
12-6-3-2- محدوديت‌ها و معايب 208
12-6-4- پراب‌های مقاومت پلاريزاسيون خطي (روش نفوذي) 208
12-6-4-1- مزايا 209
12-6-4-2- محدوديت‌ها و معايب 209
12-6-4-3- کاربردهاي اصلي 209
12-6-4-4- مقايسه روش‌هاي ER و LPR 210
12-6-5- روش نويز الکتروشيميايي (روش نفوذي) 211
12-6-5-1- مزايا 212
12-6-5-2- محدوديت‌ها و معايب 213
12-6-6- پايش هيدروژن (روش نفوذي و غير نفوذي) 213
12-6-6-1- مزايا 214
12-6-6-2- محدوديت‌ها و معايب 214
12-6-7- روش پايش pH يا ترکيب شيميايي آب (روش نفوذي و غير نفوذي) 215
12-6-7-1- مزايا 215
12-6-7-2- محدوديت‌ها و معايب 215
12-7- استقرار برنامه پايش خوردگي 226
فصل 13؛ اصول انتخاب مواد در صنعت نفت و گاز 231
13-1- مقدمه 231
13-2- روش کار 233
13-2-1- مرحله اول 233
13-2-2- مرحله دوم 233
13-2-3- مرحله سوم 233
13-2-4- مرحله چهارم 234
13-2-5- مرحله پنجم 234
13-2-6- مرحله ششم 234
13-3- نقشههاي انتخاب مواد 234
فصل 14؛ انتخاب مواد در كارخانه‌هاي توليد، جمع‌آوري و فراورش نفت و گاز 239
14-1- مقدمه 239
14-2- تعريف پارامترهای خوردگی 240
14-2-1- دمای نقطه شبنم 240
14-2-2- فوگاسيته 241
14-2-3- هيدروکربن 241
14-2-4- کسر مولی 241
14-2-5- نفت 241
14-2-6- نرخ خوردگی پيشبينی شده 241
14-2-7- مخزن 242
14-2-8- نرخ خوردگی باقي‌مانده 243
14-2-9- وزن مخصوص 243
14-2-10- فاکتورهای تبديل 243
14-2-11- تر شدن سطوح با آب 245
14-2-12- سيستم‌های مايع و چند فازی 245
14-2-13- سيستم‌های گازی و گاز همراه با ميعانات 246
14-3- پارامترهای خوردگی 247
14-3-1- دما 247
14-3-2- فشار 248
14-3-3- برش آب 248
14-4- انواع سيالات 248
14-5- کارخانه‌های جمعآوری و فراورش گاز 249
14-6- کارخانه‌های جمعآوری نفت و گاز 249
14-7- کارخانه‌های فراورش نفت 251
14-8- کارخانه‌‌های فراورش گاز 252
14-9- مواد فلزی 253
14-10- روش‌های کنترل خوردگی 253
14-11- کلاس خورندگی سيستم‌هاي فرایندي مختلف 253
14-11-1- سيستم‌هاي چند فازي و هيدروکربنهاي مايع (سيستم فرایندي نوع I.L.) 254
14-11-2- سيستم گازي همراه با ميعانات گازي (سيستم فرایندي نوع I.G.) 254
14-11-3- گلايکول 255
14-11-4- آمين 256
14-11-4-1- غلظت محلول آمين 257
14-11-4-2- بارگيری گاز اسيدی 257
14-11-5- انواع آب‌ها 257
14-11-5-1- خوردگی در آب‌های شيرين 259
14-12- کارخانه‌های جمعآوری نفت و گاز 262
14-12-1- موارد عمومی 262
14-12-2- خطوط لوله جريانی نفت و خطوط چند فازی 262
14-12-3- خطوط لوله جريانی گاز 265
14-12-4- خط لوله جرياني آب همراه 267
14-12-5- تفکيکگر سرچاهی 267
14-12-6- خط لوله گلايکول 268
14-12-7- چند راهه‌ها 268
14-12-8- پيچ‌ها 268
14-13- کارخانه‌های فراورش نفت 269
14-13-1- موارد عمومي 269
14-13-2- خطوط چند فازی بين چند راهه و تفکيکگر 269
14-13-3- مبدلهاي حرارتي 270
14-13-4- کولرهاي هوايي 271
14-13-5- تفکيکگرها (يک، دو و سه فازي) 272
14-13-6- خطوط نفت مابين تفکيک‌گرها 274
14-13-7- خطوط جمعآوری گاز 274
14-13-8 خطوط آب همراه 275
14-13-9- تثبيتکننده 277
14-13-10- خطوط جريانی نفت 277
14-13-11- خطوط نفت 277
14-14- کارخانه‌های فراورش گاز 278
14-14-1- موارد عمومی 278
14-14-2- خطوط گاز اشباع از آب 278
14-14-3- کارخانه‌های تفکيک (جداسازی) 278
14-14-4- خطوط لوله جريانی آب همراه 281
14-14-5- خطوط ميعانات گازی 281
14-14-6- پيش‌گرمکنهای گاز مرطوب 281
14-14-7- برج‌های نم‌زدايي 282
14-14-8- خطوط گاز خشک 282
14-14-9- خطوط جمعآوری گاز بعد از افت فشار 282
14-15- شيرها 283
14-15-1- علامت مشخصه 283
14-15-2- قطعات شير 283
14-15-3- مواد پيشنهادی 284
14-16- پمپ 286
14-16-1- علامت مشخصه 286
14-16-2- قطعات پمپ 286
14-17- سرويس‌های جانبی (غيرهيدروکربنی) 290
14-18 - قوانين سرانگشتي در انتخاب مواد 291
14-18-1- تاسيسات پايين دستی 291
14-18 -2- تاسيسات بالا دستی 293
14-19- انتخاب مواد در دماي پايين 315
14-19-1- تعيين حداقل دماي طراحي 315
14-20- استفاده از تاسيسات قديمی در طراحی تاسيسات جديد 316
فصل 15؛ خوردگي در محيط‌هاي هيدروكربني در دماي بالا 317
15-1- مقدمه 317
15-2- اکسيداسيون 318
15-3- سولفيداسيون 318
15-4- کربوره شدن 319
15-5- دکربوره شدن 320
15-6- نيتروره شدن 321
15-7- خسارت‌های هيدروژني دماي بالا 322
فصل 16؛ مكانيزم‌هاي خوردگي عمومي در صنعت پالايش 325
16-1- خوردگي ناشي از آمين 326
16-1-1- شرح خسارت 326
16-1-2- آلياژهاي مستعد به خوردگي 326
16-1-3- عوامل موثر در خوردگي 326
16-1-4- تجهيزات و واحدهای مستعد به خوردگي 327
16-1-5- ظاهر يا مورفولوژي خسارت 328
16-1-6- روش‌هاي پيشگيری يا کاهش خسارت 328
16-1-7- روش‌هاي بازرسي و پايش 329
16-2- خوردگي ناشي از بي‌سولفيد آمونيوم 330
16-2-1- شرح خسارت 330
16-2-2- آلياژهاي مستعد به خوردگی 330
16-2-3- عوامل موثر در بروز خوردگي 330
16-2-4- تجهيزات و واحدهاي مستعد به خوردگي 331
16-2-4-1- واحدهاي هيدروپروسسينگ 331
16-2-4-2- واحدهاي FCC 332
16-2-4-3- برج عريانساز آب ترش 332
16-2-4-4- واحدهاي آمين 332
16-2-4-5- دستگاه‌هاي Delayed Coker 332
16-2-5- ظاهر يا مورفولوژي خسارت 332
16-2-6- روش‌هاي پيشگيری يا کاهش خسارت 333
16-3- خوردگي کلريد آمونيوم 334
16-3-1- شرح خسارت 334
16-3-2- آلياژهاي مستعد به خوردگی 334
16-3-3- عوامل موثر در بروز خوردگی 334
16-3-4- تجهيزات و واحدهاي مستعد به خوردگی 335
16-3-4-1- برج‌هاي بالاسري نفت خام 335
16-3-4-2- واحد هيدروپروسسينگ 335
16-3-4-3- واحد تبديل کاتاليستي 335
16-3-5- ظاهر يا مورفولوژي خسارت 336
16-3-6- روش‌هاي پيشگيری يا کاهش خسارت 336
16-3-6-1- روش پيش‌گيري در واحد نفت خام 336
16-3-6-2- روش پيش‌گيري در واحد هيدروپروسسينگ 336
16-3-6-3- روش پيش‌گيري در واحد تبديل کاتاليستي 337
16-3-7- روش‌هاي بازرسي و پايش 337
16-4- خوردگي ناشي از اسيدکلريدريک 337
16-4-1- شرح خسارت 337
16-4-2- آلياژهاي مستعد 338
16-4-3- عوامل موثر در بروز خوردگی 338
16-4-4- تجهيزات و واحدهاي مستعد به خوردگی 338
16-4-4-1- واحد نفت خام 338
16-4-4-2- واحدهاي هيدروپروسسينگ 339
16-4-4-3- واحدهاي تبديل کاتاليستي 339
16-4-5- ظاهر يا مورفولوژي خسارت 339
16-4-6- روش‌هاي پيش‌گيري يا کاهش خسارت 340
16-4-6-1- واحد نفت خام 340
16-4-6-2- واحدهاي هيدروپروسسينگ 340
16-4-6-3- واحدهاي تبديل کاتاليستي 340
16-4-7- روش بازرسي و پايش 341
16-5- خوردگي H2/H2S در دمای بالا 341
16-5-1- شرح خسارت 341
16-5-2- آلياژهاي مستعد 341
16-5-3- عوامل موثر در بروز خوردگی 342
16-5-4- تجهيزات و واحدهاي مستعد به خوردگی 342
16-5-5- ظاهر و مورفولوژی خسارت 343
16-5-6- روش‌های پيشگيری و يا کاهش خسارت 343
16-5-7- روش‌های بازرسی و پايش 343
16-6- خوردگی اسيد فلوريدريک 344
16-6-1- شرح خسارت 344
16-6-2- آلياژهای مستعد 344
16-6-3- عوامل موثر در بروز خوردگی 344
16-6-4- تجهيزات و واحدهای مستعد به خوردگی 345
16-6-5- ظاهر يا مورفولوژی خسارت 346
16-6-6- روش‌های پيشگيری و يا کاهش خسارت 346
16-6-7- روش‌های بازرسی و پايش خوردگی 347
16-7- خوردگی ناشی از اسيد نفتنيک 347
16-7-1- شرح خسارت 347
16-7-2- آلياژهای مستعد 347
16-7-3- عوامل موثر در بروز خوردگی 348
16-7-4- تجهيزات و واحدهای مستعد به خوردگی 349
16-7-5- ظاهر يا مورفولوژی خسارت 350
16-7-6- روش‌های پيشگيری و يا کاهش خسارت 350
16-7-7- روش‌های بازرسی و پايش خوردگی 350
16-7-8- مکانيزم‌های مرتبط با خوردگی 351
16-8- خوردگی ناشی از فنل (اسيدکربونيک) 351
16-8-1- شرح خسارت 351
16-8-2- آلياژهای مستعد 351
16-8-3- عوامل موثر در بروز خوردگی 351
16-8-4- تجهيزات و واحدهای مستعد به خوردگی 352
16-8-5- ظاهر يا مورفولوژی خسارت 352
16-8-6- روش‌های پيشگيری و يا کاهش خسارت 352
16-8-7- روش‌های بازرسی و پايش 353
16-9- خوردگی ناشی از اسيد فسفريک 353
16-9-1- شرح خسارت 353
16-9-2- آلياژهای مستعد 353
16-9-3- عوامل موثر در بروز خوردگی 353
16-9-4- تجهيزات و واحدهای مستعد به خوردگی 353
16-9-5- ظاهر يا مورفولوژی خسارت 354
16-9-6- روش‌های پيشگيری و يا کاهش خسارت 354
16-9-7- روش‌های بازرسی و پايش 354
16-10- خوردگی ناشی از آبهای ترش (آبهای اسيدی) 354
16-10-1- شرح خسارت 354
16-10-2- آلياژهای مستعد 355
16-10-3- عوامل موثر در بروز خوردگی 355
16-10-4- تجهيزات و واحدهای مستعد به خوردگی 356
16-10-5- ظاهر يا مورفولوژی خسارت 356
16-10-6- روش‌های پيشگيری و يا کاهش خسارت 356
16-10-7- روش‌های بازرسی و پايش خوردگی 356
16-11- خوردگی ناشی از اسيد سولفوريک 357
16-11-1- شرح خسارت 357
16-11-2- آلياژهای مستعد 357
16-11-3- عوامل موثر در بروز خوردگی 357
16-11-4- تجهيزات و واحدهای مستعد به خوردگی 358
16-11-5- ظاهر يا مورفولوژی خسارت 358
16-11-6- روش‌های پيشگيری و يا کاهش خسارت 358
16-11-7- روش‌های بازرسی و پايش 359
فصل 17؛ مكانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحدهاي پالايشگاهي 361
17-1- مقدمه 361
17-2- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد تقطير نفت خام 364
17-3- مکانيزمهاي تخريب و محل بروز آنها در واحدهاي تصفيه هيدروژني 366
17-4- مکانيزمهاي تخريب و محل بروز آنها در واحد تبديل کاتاليستي با بستر ثابت 368
17-5- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد شکستن (کراکينگ) کاتاليستي با بستر سيال (FCC) 370
17-6- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد تبديل کاتاليستي مداوم CCR 372
17-7- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد بازيابي فراورده‌هاي سبک خروجي از واحد FCC 374
17-8– مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد پيوند مولکولي با کاتاليزور اسيد سولفوريک 376
17-9– مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد پيوند مولکولي با کاتاليزور اسيد فلوريدريک 378
17-10- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد ايزومريزاسيون بوتان 380
17-11- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد توليد هيدروژن 383
17-12- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد آمين 385
17-13- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحدهاي تصفيه آب ترش 387
17-14- مكانيزم‌هاي خوردگي در واحد تصفيه آب ترش 387
17-15- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد بازيابي گوگرد از سولفيد هيدروژن 389
17-16- مکانيزم‌هاي تخريب و محل بروز آنها در واحد توليد کک 391

فصل 18؛ طراحي برنامه‌هاي بازرسي فني 393
18-1- مقدمه 393
18-2- هدف از انجام بازرسي فني تجهيزات 394
18-3- طراحي برنامه بازرسي 394
18-3-1- اطلاعات مورد نياز براي طراحي برنامه بازرسي 394
18-3-2- شناسايي نوع خسارت‌ها و محل بروز آنها 395
18-3-3- انتخاب روش‌هاي مناسب براي انجام برنامه بازرسي 400
18-4- روش تعيين دوره زماني انجام برنامه‌هاي بازرسي 402
فصل 19؛ اقتصاد مهندسي خوردگي 417
19-1- مقدمه 417
19-2- انواع هزينه‌هاي خوردگي 418
19-3- معرفي روش‌هاي تجزيه و تحليل هزينههاي خوردگي 420
19-3-1- نرخ بازگشت سرمايه داخلي ((IROR 421
19-3-2- ارزش فعلي درآمد آتي (PWRR) 421
19-3-3- بازپرداخت تنزيل شده (DPB) و نسبت سود - هزينه (BCR) 421
19-3-4- ارزش فعلي (PW) يا ارزش خالص فعلي (NPV) 422
فصل 20؛ مديريت خوردگي 423
20-1- مقدمه 423
20-2- مفهوم مديريت خوردگي 425
20-3- فرایند مديريت خوردگي 426
20-4- نقش مهندس خوردگي در مديريت خوردگي 429
فصل 21؛ ضمایم 433
ضميمه شماره 1؛ فولادهای دما پايين (LT) 433
ضميمه شماره 2؛ مواد فلزی – استانداردهای منتخب 457
2- مواد فلزی- غيرآلياژی 460
2-1- ورق، شيت و تسمه 460
2-2- تيوب 463
2-3- لوله 464
2-4- اقلام آهنگری شده، فلنج‌ها و اتصالات لوله‌کشی 467
2-5- اقلام ريختگی 469
2-6- ميلگرد، مقاطع و سيم 470
2-7- پيچ‌ها 471
3- فلزات آهنی- آلياژی 472
3-1- ورق، شيت و تسمه 472
3-2- تيوب 477
3-3- لوله 482
3-4- اقلام آهنگری شده، فلنج و اتصالات لوله‌کشی 488
3-5- اقلام ريختگی 496
3-6- ميلگرد، مقاطع و سيم 501
3-7- پيچ‌ها 503
4- فلزات غيرآهنی 507
4-1- ورق، شيت و تسمه 507
4-2- تيوب 511
4-3- لوله 515
4-4- اقلام آهنگری شده، فلنج و اتصالات لوله‌کشی 520
4-5- اقلام ريختگی 524
4-6- ميلگرد، مقاطع و سيم 526
4-7- پيچ‌ها 530
ضميمه شماره 3؛ ايندکس مقاومت به خوردگی حفره‌ای آلياژهای مقاوم به خوردگی 531
ضميمه شماره 4؛ اطلاعات مورد نياز در ارزيابی خوردگی 538

تصحیحات

مخاطبین

نیازمندی ها