ES2947220T3 - Métodos y sistemas para la medición de la corrosión en el sitio - Google Patents

Abstract

Se proporcionan sistemas y métodos para medir la velocidad de corrosión de un material de equipo. Un sistema puede comprender un cuerpo de sonda de corrosión para insertar dentro de un interior del equipo a través del cual fluye el fluido corrosivo. Al menos un sensor en el cuerpo de la sonda de corrosión incluye una fuente ultrasónica configurada para proporcionar una señal ultrasónica al material del cuerpo de la sonda y un receptor configurado para recibir reflejos de la señal ultrasónica del material del cuerpo de la sonda y generar señales de respuesta eléctrica indicativas del recorrido. tiempo de la señal ultrasónica. Se puede colocar un intercambiador de calor en comunicación fluida con el cuerpo de la sonda para suministrar fluidos calientes o enfriados al cuerpo de la sonda. Se configura un procesador para procesar las señales de respuesta eléctrica y producir los datos de corrosión correspondientes. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Métodos y sistemas para la medición de la corrosión en el sitio

Antecedentes

El mantenimiento adecuado del equipo de proceso usado para la fabricación, el envío, el almacenamiento y diversos procedimientos de manejo es importante para que el equipo funcione de manera fiable, segura y económica. A menudo, la integridad del equipo de proceso se monitorea para detectar cualquier corrosión u otra degradación. La necesidad de monitorear la integridad del equipo de proceso se intensifica cuando el equipo está sujeto a un entorno altamente corrosivo o cuando el equipo de proceso contiene materiales especialmente peligrosos. Tal entorno puede ser el resultado de procesos agresivos, tales como la fabricación de cloro, oxidante, ácido y/o base, u otros procesos similares que se sabe que plantean desafíos a los operadores para evitar la destrucción del equipo de proceso y/o la pérdida de contención. Por tanto, las evaluaciones rápidas y precisas de la corrosión de un material en un entorno altamente corrosivo son útiles para mantener un funcionamiento fiable y seguro del equipo y, en algunos casos, las exigen la ley.

Se han usado técnicas de monitoreo para determinar la tasa de corrosión promedio de un material durante un período prolongado de tiempo. Algunas técnicas de monitoreo, tales como las que usan tecnología ultrasónica, realizan una determinación de la corrosión desde el exterior del equipo de proceso, por ejemplo, las mediciones de espesor se usan para inferir la pérdida de metal y, por tanto, la cantidad de degradación o corrosión. Sin embargo, la determinación de la tasa de corrosión promedio durante un período de tiempo prolongado no brinda información en tiempo real con respecto a la degradación de un material. Se trata más bien de la integración de una serie de eventos de corrosión a lo largo del tiempo. Además, la determinación de la corrosión desde el exterior del equipo de proceso puede afectar a la precisión de la condición de corrosión estimada dentro del equipo. Estos métodos fuera del sitio a menudo también implican la colocación de personal cerca del punto de medición, a veces en elevaciones altas dentro del equipo de proceso, lo que puede poner al personal en una situación peligrosa.

Se han usado sondas de resistencia eléctrica (RE) para medir la tasa de corrosión dentro del equipo de proceso. Las sondas de RE usan una pieza de metal altamente deformada de una composición similar al material de interés y determinan la tasa de corrosión del material objetivo basándose en la proporcionalidad del cambio en la resistencia del metal deformado respecto a la corrosión del material objetivo. Las sondas de RE son altamente sensibles a los cambios de temperatura, lo que da como resultado una precisión deficiente. Además, las sondas de RE son, generalmente, muy delgadas, lo que limita el intervalo dinámico de medición y da como resultado una vida útil corta del sensor. Los metales altamente deformados también se corroen de manera diferente que los metales de la misma composición, pero con menos deformación mecánica. Además, las sondas de RE no abordan materiales no conductores.

Las muestras de material para pruebas también se han usado para el monitoreo de la corrosión dentro del equipo de proceso. Una muestra de material para pruebas es una pequeña pieza de metal que se acopla en el interior del equipo de proceso. La masa de una muestra de material para pruebas se determina antes y después de la exposición a un entorno corrosivo durante un largo período de tiempo (nominalmente años). La tasa de corrosión estimada es, por tanto, la integración de eventos de corrosión durante un período de tiempo; no se identifican eventos singulares de corrosión. Una dificultad en el uso de muestras de material para pruebas es la necesidad de retirar los productos de corrosión adherentes de la muestra de material para pruebas expuesta, antes del pesaje final. Hay que tener cuidado de que el proceso de retirada no influya en el resultado final. De forma adicional, una muestra de material para pruebas se puede consumir sin ninguna indicación antes de retirarla e inspeccionarla. Sin la capacidad de medición de la corrosión en tiempo real, resulta difícil realizar mejoras o identificar las variables del proceso relacionadas con el evento de corrosión.

También se han usado dispositivos electroquímicos para el monitoreo de la corrosión dentro del equipo de proceso. Típicamente, la corrosión de los metales es de naturaleza electroquímica, por lo que la tasa de corrosión se puede medir mediante el uso de la electroquímica, por ejemplo, la transferencia de electrones de un cátodo a un ánodo. Este proceso supone que se conocen tanto el mecanismo de corrosión como la tensión/corriente, V/I, y estas suposiciones son fácilmente incorrectas debido a la complejidad de los cálculos electroquímicos.

La solicitud de patente estadounidense US2002/0078752A1 describe un método para la detección de las condiciones de corrosión de un artículo de metal corrosible en un entorno corrosivo. La solicitud de patente estadounidense US2011/0067497A1 describe un proceso para la medición del espesor de un material conductor de sonido usando un sensor ultrasónico. El documento WO2009/141135A1 describe un método para una medición de alta precisión de una característica de un depósito de formación de incrustaciones y/o decapado dentro de un recipiente de fluido o de una característica de una porción de la pared interior de un recipiente de fluido, en donde se usa un transductor ultrasónico, en donde se proporciona un área de reflexión en una porción de la pared o se acopla a una porción de la pared del recipiente de fluido en una ubicación sustancialmente opuesta al transductor ultrasónico, en donde el método comprende las etapas de emitir una señal de emisión ultrasónica por medio del transductor ultrasónico y medir la distancia entre el transductor ultrasónico y una interfaz de fluido/depósito en una medición de distancia absoluta por medio de la evaluación de la señal reflectante en el dominio del tiempo de la interfaz de fluido/depósito, en donde la interfaz de fluido/depósito es la interfaz del fluido con el área de reflexión o la interfaz del fluido con el depósito en el área de reflexión. El documento GB2238120A describe un aparato de monitoreo de la corrosión en línea que comprende una sonda de medición de espesor que tiene un cristal piezoeléctrico unido a un perno de acero inoxidable. El perno se enrosca o ranura, a fin de reducir el ruido, y puede tener una ranura para producir una primera señal de eco.

Resumen

En un primer aspecto, la presente invención proporciona un sistema para la medición de la tasa de corrosión, que comprende: un cuerpo de sonda de corrosión para su inserción dentro del interior de un equipo a través del que fluye fluido corrosivo, en donde el cuerpo de sonda de corrosión comprende un material sustancialmente idéntico al del equipo; una pluralidad de sensores en el cuerpo de sonda de corrosión que incluye una fuente ultrasónica configurada para proporcionar una señal ultrasónica al material de cuerpo de sonda y un receptor configurado para recibir reflejos de la señal ultrasónica del material de cuerpo de sonda y generar señales de respuesta eléctrica indicativas del tiempo de desplazamiento de la señal ultrasónica, en donde la pluralidad de sensores comprende al menos un primer sensor y un segundo sensor y en donde el primer sensor tiene un primer punto focal ubicado en un primer espesor de sonda correspondiente al espesor inicial de la pared de sonda y el segundo el sensor tiene un segundo punto focal ubicado en un segundo espesor de sonda correspondiente al espesor mínimo de la pared de sonda; un procesador configurado para procesar las señales de respuesta eléctrica y producir los correspondientes datos de corrosión y pérdida de metal; y una unidad de comunicación para comunicar los datos de corrosión correspondientes a un dispositivo visualizador.

El sistema puede incluir, además, un intercambiador de calor en comunicación fluida con un anillo del cuerpo de sonda y un sensor de temperatura para indicar la temperatura del cuerpo de sonda.

En un segundo aspecto, la presente invención proporciona un método para la detección de una condición de corrosión de un material corrosible en un entorno corrosivo, que comprende: insertar una sonda de corrosión en el entorno corrosivo, en donde la sonda de corrosión comprende un cuerpo de sonda que comprende un material sustancialmente idéntico al del material corrosible y una pluralidad de sensores acoplados al cuerpo de sonda que puede proyectar y recibir señales ultrasónicas, en donde la pluralidad de sensores comprende al menos un primer sensor y un segundo sensor y en donde el primer sensor tiene un primer punto focal ubicado en un primer espesor de sonda correspondiente al espesor inicial de la pared de sonda y el segundo sensor tiene un segundo punto focal ubicado en un segundo espesor de sonda correspondiente al espesor mínimo de la pared de sonda; proyectar señales ultrasónicas desde el sensor hasta el cuerpo de sonda; recibir señales ultrasónicas reflejadas con el sensor; generar señales de respuesta eléctrica que corresponden a las señales ultrasónicas reflejadas; procesar las señales de respuesta eléctrica para indicar una condición de corrosión del material; y comunicar la condición de corrosión.

El sistema y el método se pueden usar para la detección de un evento de corrosión singular, el monitoreo de una cantidad de corrosión o degradación del equipo a lo largo del tiempo y/o el monitoreo de una tasa de corrosión integrada de un material. El método se puede realizar de una manera continua para proporcionar mediciones continuas en tiempo real de la tasa de corrosión y los eventos de corrosión.

Estos, así como otros aspectos y ventajas de la sinergia lograda mediante la combinación de los diversos aspectos de esta tecnología, que, aunque no se han descrito previamente, resultarán evidentes para los expertos en la técnica mediante la lectura de la siguiente descripción detallada, con referencia, cuando corresponda, a las figuras adjuntas.

Breve descripción de las figuras

La Figura 1 representa un esquema de un sistema ilustrativo en uso con un equipo de proceso según al menos una realización;

la Figura 2 representa una sonda de corrosión de ejemplo para su uso con el sistema ilustrativo de la Figura 1 según al menos una realización;

la Figura 3 representa un gráfico que ilustra la tasa de corrosión instantánea representada a lo largo del tiempo, tal como se puede determinar usando el sistema ilustrativo de la Figura 1 según al menos una realización;

la Figura 4 representa un diagrama de flujo simplificado de un método de ejemplo que se puede llevar a cabo para detectar una condición de corrosión de un material corrosible en un entorno corrosivo, según al menos una realización;

la Figura 5 representa una sonda de corrosión de ejemplo para su uso con el sistema ilustrativo de la Figura 1 según al menos una realización; y

la Figura 6 representa una sonda de corrosión de ejemplo para su uso con el sistema ilustrativo de la Figura 1 según al menos una realización.

Descripción detallada

En la siguiente descripción detallada, se hace referencia a las figuras adjuntas, que forman parte de la misma. En las figuras, los símbolos similares identifican, típicamente, componentes similares, a menos que el contexto dicte otra cosa. Las realizaciones ilustrativas descritas en la descripción detallada, las figuras y las reivindicaciones no pretenden ser limitantes. Se pueden utilizar otras realizaciones y se pueden realizar otros cambios, sin apartarse del espíritu o alcance de la materia presentada en la presente descripción. Se entenderá fácilmente que los aspectos de la presente descripción, tal como se describen generalmente en la presente descripción y se ilustran en las figuras, se pueden disponer, sustituir, combinar, separar y diseñar en una amplia diversidad de configuraciones diferentes, todas las cuales se contemplan explícitamente en la presente descripción.

La Figura 1 representa un esquema de un sistema 100 ilustrativo en uso con un equipo de proceso según al menos una realización. El sistema 100 se puede usar, entre otras cosas, para medir la tasa de corrosión de un material de equipo dentro de un entorno corrosivo. El sistema 100 proporciona la capacidad de medir una tasa de corrosión y eventos de corrosión en un material en tiempo real y en el sitio. Esto puede resultar particularmente útil durante las alteraciones del proceso, ya que el daño al equipo de proceso se puede estimar en tiempo real y se pueden tomar medidas rápidamente para mitigar el daño o la pérdida de contención de un fluido dentro del equipo de proceso.

En la Figura 1, el sistema 100 puede incluir un equipo, tal como una tubería 110 que comprende una superficie interior 112 y una superficie exterior 114, un disco 120, sujetadores 130, una sonda de corrosión 140, un sistema de circuitos 150, un procesador 160, enlaces de comunicación 170 y un dispositivo visualizador 180.

El sistema 100 se puede implementar para su uso con el monitoreo y control de la corrosión en diversos procesos. Por ejemplo, el sistema 100 se puede implementar para su uso con un proceso de compuestos orgánicos clorados, una recuperación de petróleo potenciada, procesos de alta temperatura (por ejemplo, unidades de tratamiento térmico, generación de energía eléctrica, equipos de combustión a gran escala, hornos, calentadores a fuego, etc.). Otros procesos pueden incluir compuestos orgánicos sustituidos con halógeno, productos gaseosos corrosivos, vapor o sólidos corrosivos.

La tubería 110 es una pieza representativa del equipo de proceso y puede estar fabricada de un metal, un polímero (por ejemplo, plástico, caucho, etc.), una cerámica (por ejemplo, hormigón, ladrillo, etc.) o un material compuesto que comprenda dos o más materiales con diferentes propiedades. En otras realizaciones ilustrativas, se pueden monitorear otros componentes del equipo de proceso, por ejemplo, recipientes, tanques y diversos contenedores de otro tipo. La tubería 110 está expuesta a un entorno corrosivo, tal como un fluido (por ejemplo, un gas o líquido) que degrada cualquier material de tubería expuesto a lo largo del tiempo, deteriorando las propiedades físicas del material. En el sistema 100, un fluido corrosivo fluye a través de la tubería 110 y, por tanto, la superficie interior 112 de la tubería 110 queda expuesta al fluido corrosivo.

La degradación del material de la tubería 110 puede conducir al debilitamiento del material debido a la pérdida del área de la sección transversal. Si el material de la tubería es un metal, la degradación también puede causar el resquebrajamiento del material debido a la fragilización por absorción de hidrógeno, por ejemplo. Si el material de la tubería es un polímero, la degradación puede causar cambios dimensionales e incluso resquebrajamiento. Resulta importante mantener la integridad estructural de la tubería 110, o cualquier otro equipo de proceso similar, de modo que la tubería 110 pueda funcionar de manera fiable, segura y económica.

Se puede montar un disco 120 en una brida 116 en la tubería 110 con sujetadores 130 y se puede extender a través de una abertura del equipo 110. Los sujetadores 130 pueden ser pernos, tornillos, remaches, uniones soldadas, material de soldadura fuerte o piezas de soldadura blanda, por ejemplo. El disco 120 puede incluir una abertura, un pozo u otra pieza de acoplamiento hembra de este tipo que permita la inserción de la sonda de corrosión 140. En algunas realizaciones ilustrativas, el disco 120 puede contener orificios para permitir que el fluido fluya a su través.

La sonda de corrosión 140 incluye al menos dos sensores ultrasónicos (UT) que están configurados para identificar cambios de espesor en un material en el sitio. En el sistema 100 de ejemplo, la sonda de corrosión 140 comprende una rosca 142 de tornillo para acoplarse a una abertura roscada de tornillo correspondiente en el disco 120. Se puede conectar un intercambiador de calor 144 a la sonda de corrosión 140 para recibir y suministrar fluidos calentados o enfriados hacia y desde la sonda de corrosión 140. El intercambiador de calor 144 sirve, por tanto, para calentar o enfriar la sonda de corrosión 140, según se desee. Se muestran y describen con mayor detalle detalles ilustrativos adicionales con respecto a la estructura de una sonda de corrosión, tal como la sonda de corrosión 140, con respecto a la Figura 2.

En algunas realizaciones ilustrativas, la sonda de corrosión 140 se puede acoplar directamente a una brida u otra protuberancia de la tubería 110, por lo que no se requeriría ninguna pieza de disco adicional para el acoplamiento.

La sonda de corrosión 140 descrita mide el espesor de la contención en función del tiempo mediante la medición del tiempo de recorrido que requiere una onda de sonido para transportarse a través del espesor y el retorno por reflexión. Este tiempo de recorrido se traduce en un espesor. Las señales eléctricas que indican el espesor se envían a través del sistema de circuitos 150 a un procesador, tal como el procesador 160. El procesador 160 realiza los cálculos a partir de la velocidad del sonido en ese material a esa temperatura. El sensor ultrasónico genera datos de tiempo de entrada y tiempo de salida del procesador 160.

El sistema de circuitos 150 conecta la sonda de corrosión 140 al procesador 160. El sistema de circuitos puede ser un cableado eléctrico y puede comprender uno o más cables. Una unión puede conectar el sistema de circuitos 150 a la sonda de corrosión 140. El sistema de circuitos 150 transmite señales eléctricas desde la sonda de corrosión 140 hasta el procesador 160 para su procesamiento y análisis. Un cable adicional puede servir para proporcionar energía para hacer funcionar la sonda 140 a partir de una fuente de energía externa.

El procesador 160 puede estar incluido en un medio legible por ordenador no transitorio y tangible y puede realizar funciones en cualquiera de los procesos o métodos descritos en la presente descripción. El procesador 160 recibe señales de la sonda de corrosión 140 a través del sistema de circuitos 150 y envía una salida generada a un dispositivo visualizador, tal como el dispositivo visualizador 180 u otro indicador.

Los enlaces de comunicación 170 entre el procesador y el dispositivo visualizador 180 pueden incluir conexiones por cable, tales como señales analógicas de 4-20 mA, o un bus digital en serie o paralelo. Los enlaces de comunicación 170 también pueden ser enlaces inalámbricos, que pueden incluir Bluetooth, IEEE 802.11 (IEEE 802.11 puede hacer referencia a IEEE 802.11-2007, IEEE 802.11n-2009 o cualquier otra revisión de IEEE 802.11) u otros enlaces de comunicación basados en tecnología inalámbrica. El sistema de circuitos 150 puede incluir las mismas tecnologías alámbricas o inalámbricas.

El dispositivo visualizador 180 puede incluir una pantalla de visualización 180 para la salida visual, en algunas realizaciones ilustrativas. En otras realizaciones ilustrativas, el dispositivo visualizador puede incluir un indicador de audio. En algunas realizaciones, el sistema 100 puede no incluir ningún elemento de visualización.

El sistema 100 permite la colocación de la sonda de corrosión 140 en el sitio, dentro de la tubería 110. Tal colocación permite mediciones de corrosión reproducibles y precisas porque la lectura del sensor es indicativa de las condiciones dentro del proceso y no se confunde con variables fuera del sitio que no están relacionadas con las propiedades corrosivas del proceso. Además, la sonda de corrosión 140 no está en contacto con la superficie interior 112 de la tubería 110, sino que está ubicada lejos de la superficie de la tubería (pared del equipo), lo que permite que se monitoree una ubicación más selectiva. En una realización ilustrativa, la sonda de corrosión 140 se puede ubicar hacia una salida de un tubo de intercambiador de calor para monitorear la corrosión en esa ubicación. Las mediciones fuera del sitio únicamente son relevantes en la pared exterior del equipo y fuera del equipo, no dentro del proceso.

La Figura 2 representa una sonda de corrosión 200 de ejemplo para su uso con el sistema 100 ilustrativo de la Figura 1 según al menos una realización. La sonda de corrosión 200 puede servir como sonda de corrosión 140 en el sistema 100, por ejemplo.

La sonda de corrosión 200 incluye una porción de sujeción 210 y una porción de cuerpo 220. Se toma una porción de sección transversal 225 de la porción de cuerpo 220, que revela un anillo dentro de la porción de cuerpo 220 que comprende al menos un canal 230 y al menos dos sensores 240. Un intercambiador de calor 250 se puede acoplar a la sonda de corrosión 200 y puede estar en comunicación fluida con el al menos un canal 230.

La porción de sujeción 210 está configurada para acoplarse con un elemento de sujeción correspondiente para colocarse dentro del equipo de proceso, tal como se describe con referencia a la Figura 1. La porción de fijación 210 puede incluir una rosca de tornillo, tal como un adaptador de rosca de tubería normal de 19 mm o 25,4 mm, por ejemplo. En otro ejemplo, la porción de sujeción 210 puede incluir una brida con orificios para la inserción de pernos. También se pueden contemplar otros medios de fijación.

La porción de cuerpo 220 se puede fabricar de una tubería. En una realización ilustrativa, la tubería puede tener un espesor de al menos 3,175 mm. Por ejemplo, la tubería puede ser una tubería de acero cédula 40, de 50,8 mm de tamaño, con un espesor de pared de aproximadamente 3,92 mm /- 0,051 mm. Tal tubería gruesa permite una larga vida útil, particularmente cuando se expone a eventos de alta corrosión. El espesor también permite que el anillo de la porción de cuerpo 220 permanezca abierto en lugar de tener que rellenarse para evitar el colapso estructural de la sonda. Al permitir que el anillo permanezca abierto, el canal 230 hueco puede proporcionar el calentamiento y enfriamiento de la sonda de corrosión 200, tal como se describirá con más detalle a continuación. La porción de cuerpo 220 se fabrica preferiblemente del mismo material o de un material similar al material del equipo de proceso dentro del que se coloca la porción de cuerpo 220. La porción de cuerpo 220 puede comprender material no conductor eléctrico. Por tanto, se conoce la velocidad del sonido del material que comprende la porción de cuerpo 220, lo que proporciona una alta precisión cuando se calculan los datos de corrosión de las señales recibidas del sensor 240.

Cada sensor 240 se puede posicionar en una sección mecanizada de la porción de cuerpo 220, lo que permite que el sensor 240 entre en contacto con una cara interior 222 de la porción de cuerpo 220. (La sección mecanizada se refiere a una porción de la cara interior 222 de la porción de cuerpo 220, que se ha mecanizado para crear una superficie lisa sobre la cara interior 222 que no interferirá con la determinación de la corrosión). En la realización ilustrativa de la Figura 2, el sensor 240 es un transductor ultrasónico. Existen dos conexiones al sensor 240, una para transmitir una señal ultrasónica a través de la porción de cuerpo 220 y otra para detectar las señales ultrasónicas reflejadas. El tiempo de recorrido de la señal ultrasónica está relacionado con el espesor del material de la porción de cuerpo 220.

El sensor 240 se puede ubicar cerca o en el extremo distal del cuerpo 220 de sonda en algunas realizaciones ilustrativas.

La sonda de corrosión 200 comprende una pluralidad de sensores 240, que comprenden, además, un primer sensor y un segundo sensor.

El espesor de una tubería fabricada tiende a ser muy consistente. Por tanto, el espesor inicial de la tubería se puede medir antes de su instalación en el sistema. Tal medición proporciona la confirmación de la capacidad de funcionamiento de la sonda y de las calibraciones iniciales. El sistema puede medir cambios tan pequeños como de 0,00254 mm. En cada tipo o diseño de tubería fabricada, existe un espesor mínimo calculado necesario para proporcionar una contención segura del fluido del proceso. El espesor mínimo va en función de la temperatura y la presión. Por ejemplo, mediante el uso de una tubería de acero con bajo contenido de carbono (SA-106 Calidad B) de 50,8 mm, cédula 40, la temperatura y la presión máximas seguras se muestran en la Tabla 1. En cualquier aleación, se conoce una tabla similar de temperaturas/presiones de funcionamiento seguras.

Tabla 1

La sonda de corrosión 140, cuando se inserta en el medio corrosivo, puede medir un cambio en el espesor desde la lectura inicial, lo que permite al usuario calibrar el espesor frente a la temperatura. La sonda de corrosión 140 incluye un primer sensor y un segundo sensor. En esta realización, el primer sensor tiene un primer plano focal (también denominado punto focal) ubicado en un primer espesor de sonda y el segundo sensor tiene un segundo plano focal ubicado en un segundo espesor de sonda. Un plano focal representa el área ortogonal respecto al eje del sensor donde se enfoca la señal ultrasónica, que es una optimización de los ángulos de envío y recepción del sensor. La precisión/exactitud de la determinación de la corrosión es mejor dentro del plano focal. El primer espesor de sonda es el espesor inicial de la pared de sonda y el segundo espesor de sonda es el espesor mínimo de la pared de sonda. El uso de la sonda de esta manera permite al usuario detectar cuándo se ha alcanzado el espesor mínimo y, por tanto, proporcionar condiciones de funcionamiento eficaces y seguras.

La Figura 5 representa una sonda de corrosión 500 de ejemplo para su uso con el sistema 100 ilustrativo de la Figura 1, según al menos una realización. La sonda de corrosión 500 puede servir como sonda de corrosión 140 en el sistema 100, por ejemplo. Se toma una porción de sección transversal 525 de una porción de cuerpo 520, que revela un anillo dentro de la porción de cuerpo 520, que comprende al menos un canal 530 y una pluralidad de sensores 542, 544, 546 y 548 en contacto con una cara interior 522 de la porción de cuerpo 520, opuesta a una cara exterior 524 de la porción de cuerpo 520. Un fluido 526 de proceso entra en contacto con la cara exterior 524. Cada sensor puede tener un plano focal a una distancia establecida del sensor dentro de la pared de la porción de cuerpo 520. Esta distancia está calibrada para cada sensor.

La sonda de corrosión 500 en esta realización incluye un primer sensor 542 y un primer plano focal 552, un segundo sensor 544 y un segundo plano focal 554, un tercer sensor 546 y un tercer plano focal 556 y un cuarto sensor 548 y un cuarto plano focal 558. El primer plano focal 552 se ubica en un espesor inicial, el segundo plano focal 554 y el tercer plano focal 556 se ubican en un espesor intermedio y el cuarto plano focal 558 se ubica en un espesor mínimo 510. El espesor mínimo 510 del tipo de tubería usada se puede determinar tal como se ha comentado anteriormente.

El primer sensor 552 determina la tasa de corrosión inicial en un sistema. El segundo sensor 554 y el tercer sensor 556 son redundantes y permiten el uso de estadísticas para eliminar la variación intrínseca entre sensores individuales y la variación debida a características superficiales aleatorias del cuerpo 520 de sonda. El cuarto sensor 558 alerta al usuario cuando se alcanza el espesor mínimo de la tubería.

En otra realización, el sistema se puede usar para evaluar la corrosión potenciada por la erosión (que se produce cuando el fluido de corrosión tiene una alta velocidad de flujo e incluye partículas sólidas) mediante la evaluación de la corrosión en lados opuestos de la tubería (es decir, corriente arriba y corriente abajo). En esta realización, la velocidad de flujo relativa del fluido de erosión es mayor en una superficie que en la otra y, por tanto, las partículas sólidas entran en contacto con esta superficie a una velocidad de flujo mayor que la superficie opuesta. Por tanto, el primer sensor se ubica sobre un lado del cuerpo de sonda de corrosión opuesto al segundo sensor para determinar cómo se potencia la corrosión mediante las variaciones de la velocidad de flujo.

La Figura 6 representa una sonda de corrosión 600 de ejemplo para su uso con el sistema 100 ilustrativo de la Figura 1, según al menos una realización. La sonda de corrosión 600 puede servir como sonda de corrosión 140 en el sistema 100, por ejemplo. Se toma una porción de sección transversal 625 de una porción de cuerpo 620, que revela un anillo dentro de la porción de cuerpo 620 que comprende al menos un canal 630 y al menos dos sensores 642 y 644. El primer sensor 642 está en contacto con una primera cara interior 622 de la porción de cuerpo 620, opuesta a una cara exterior corriente arriba 624 de la porción de cuerpo 620. Un fluido 626 de proceso entra en contacto con la cara exterior corriente arriba 624. El primer sensor 642 tiene un primer plano focal 652. El segundo sensor 644 está en contacto con una segunda cara interior 626 de la porción de cuerpo 620, opuesta a una cara exterior corriente abajo 628 de la porción de cuerpo 620. El segundo sensor 644 tiene un segundo plano focal 654. El primer sensor 642 y el segundo sensor 644 se pueden orientar con una separación de 180 grados, de tal manera que el primer sensor 642 se oriente al fluido de proceso entrante 626 y el segundo sensor 644 se oriente en sentido contrario al fluido de proceso entrante. En algunas realizaciones, el primer sensor 642 y el segundo sensor 644 se pueden ubicar directamente uno frente al otro en el canal 630. En otras realizaciones, el primer sensor 642 se puede ubicar por encima del segundo sensor 644, pero lo suficientemente cerca como para que los resultados no se vean influidos por la profundidad.

La superficie de una sonda puede ser de naturaleza heterogénea, especialmente si ha experimentado los efectos de la corrosión (por ejemplo, picaduras, fisuras, hundimientos, picos, etc.). Por tanto, la variabilidad en las lecturas de una sola sonda puede ser el resultado de tales defectos superficiales, no de la tasa de corrosión. El uso de múltiples sensores/fuentes ultrasónicas reduce la inseguridad asociada a un perfil de superficie y proporciona medios para determinar lecturas promedio de múltiples sensores en un solo cuerpo de sonda.

La corrosión generalmente disuelve el metal a una tasa constante; sin embargo, debido a que la mayoría de las aleaciones no son homogéneas, la corrosión se produce con ánodos y cátodos en el mismo metal. Por tanto, el metal se puede adelgazar de manera inconsistente. Mediante el empleo de una pluralidad de sensores, se pueden detectar anomalías específicas, tales como picaduras, resquebrajamientos, corrosión debajo del depósito y hendiduras.

Los cambios en las relaciones espaciales son otra fuente de variabilidad en la detección ultrasónica de los métodos existentes. Una pluralidad de sensores 240 se puede ubicar en posiciones fijas y, por tanto, pueden evaluar consistentemente el espesor debido a que la composición, la distribución de la composición, la velocidad y el número de reflejos en esa ubicación permanecen sin cambios. Por ejemplo, un primer sensor se puede ubicar en una primera ubicación en el cuerpo de sonda de corrosión y un segundo sensor se puede ubicar en una segunda ubicación en el cuerpo de sonda de corrosión.

Las tasas de corrosión se pueden ver exacerbadas debido a las diferencias de temperatura entre los fluidos de corrosión y el entorno circundante. Por ejemplo, en un disolvente predominantemente no acuoso, se condensarán pequeñas cantidades de agua en el punto de condensación y se pueden acumular sales solubles en agua, ácidos y otros corrosivos en esa fase acuosa. Este mismo fenómeno se puede producir a la inversa sobre una superficie metálica que se evapora. A medida que aumentan las temperaturas, la concentración de sales solubles en agua, ácidos y otros corrosivos aumentará con la evaporación del agua, provocando altas tasas de corrosión. Las tasas de corrosión generalmente aumentan con la temperatura, pero se pueden complicar por diversos fenómenos (por ejemplo, absorción, reacción, transporte de producto/reactivo). Por ejemplo, la capacidad de modificar la temperatura dentro de una sonda puede ayudar a comprender la reacción de corrosión.

Además, la temperatura del fluido de corrosión puede ser diferente en diferentes ubicaciones dentro de la tubería. Por ejemplo, en algunas unidades, la variabilidad de la temperatura puede ser alta corriente abajo. En esta realización, el sensor 240 se puede colocar corriente arriba, donde la variabilidad es menor y, por tanto, se puede determinar un valor de referencia estable para la corrosión. Además, en algunas realizaciones, puede resultar difícil colocar la sonda en determinadas ubicaciones dentro del sistema, tal como en un condensador, un intercambiador de calor o una unidad de proceso. En estas realizaciones, la temperatura de la sonda se puede ajustar artificialmente, por ejemplo, a través del uso del intercambiador de calor 250 descrito en la presente descripción, para emular las condiciones en esas ubicaciones.

Al disponer del sensor 240 acoplado a una sección mecanizada de la porción de cuerpo 220, el sensor 240 es físicamente capaz de resistir el calor y la presión del flujo de fluido a través del anillo, lo que permite que tenga lugar el intercambio de calor a través de canales, tales como el canal 230, dentro del anillo.

El intercambiador de calor 250 sirve para proporcionar fluido ya sea calentado o enfriado (un medio de transferencia de calor) a través del canal 230 para calentar o enfriar la porción de cuerpo 220. El medio de transferencia de calor se bombea desde una unidad externa hasta el canal 230. Esta inserción del medio de transferencia de calor permite la determinación de la tasa de corrosión. En una realización ilustrativa, el intercambiador de calor 250 se usa para inducir condensación artificialmente en la porción de cuerpo 220 para emular y/o ser indicativo de una condición de enfriamiento corriente abajo o corriente arriba de la ubicación de la porción de cuerpo 220 dentro del equipo. En otra realización ilustrativa, el intercambiador de calor 250 se usa para inducir un estado de evaporación calentado dentro de la porción de cuerpo 220 para emular y/o ser indicativo de una condición de calentamiento corriente abajo o corriente arriba de la ubicación de la porción de cuerpo 220 dentro del equipo.

En un caso, el intercambiador de calor 250 estabiliza la temperatura del sensor 240 en la porción de cuerpo 220. Por tanto, la sonda de corrosión 220 puede volverse menos sensible a los cambios de temperatura dentro del proceso. La disminución de la sensibilidad también se debe a la naturaleza del proceso ultrasónico usado, ya que la velocidad del sonido no es muy sensible a la temperatura. Por el contrario, en las sondas de RE, por ejemplo, la resistividad eléctrica de los metales es muy sensible a la temperatura. Debido a su construcción, las sondas de RE son casi inútiles si la temperatura varía.

En algunas realizaciones ilustrativas, un sensor de temperatura puede estar presente adicionalmente en la porción de cuerpo 220 para monitorear la temperatura de la sonda. Si se supera un valor de temperatura umbral, el sensor de temperatura puede enviar una alerta y el intercambiador de calor puede recibir instrucciones, a continuación, para enfriar la sonda.

La Figura 3 representa un gráfico 300 que ilustra la tasa de corrosión instantánea representada a lo largo del tiempo, tal como se puede medir mediante el sistema 100 de la Figura 1, según al menos una realización. Los datos que proceden de una medición ultrasónica es el espesor de una superficie. El cambio de espesor a lo largo del tiempo (la primera derivada) proporciona una tasa de corrosión, tal como la que se representa a lo largo del tiempo en la Figura 3. Tales datos en tiempo real son valiosos para monitorear un proceso y alertar a los operadores cuando existen condiciones graves de corrosión de modo que se puedan realizar evaluaciones del proceso. En las condiciones de estado estacionario, las variables del proceso se pueden optimizar para alcanzar los objetivos operativos (por ejemplo, la relación entre el proceso en funcionamiento en condiciones “duras” y seguras) y se pueden evaluar las relaciones económicas entre la eficacia y la rentabilidad. Los datos en tiempo real también permiten a los operadores tomar decisiones fundamentadas sobre las restricciones operativas. Por ejemplo, se puede tomar una decisión sobre si aumentar la tasa de producción basándose en los datos de corrosión. En otro ejemplo, si las alimentaciones de reciclaje corriente arriba o corriente abajo de la ubicación del cuerpo de sonda exceden los objetivos de tasa de corrosión, entonces los operadores pueden tomar medidas para evitar exponer los procesos corriente arriba o corriente abajo. Los datos que se muestran en el ejemplo de la Figura 3 también se pueden usar como parte de los informes obligatorios para mostrar que el equipo ha cumplido con el código. Se pueden contemplar otras aplicaciones útiles para datos, tales como la que se muestra en la Figura 3.

A partir de los datos del gráfico 300, desde las horas 1 a la 4, tiene lugar una corrosión mínima indicativa de un estado estacionario de la sonda de corrosión y se observa un evento de corrosión significativo, indicado mediante el punto 310, en la marca de 5 horas. Debido a que la tasa de corrosión se puede medir y mostrar en tiempo real con el sistema 100, un operador del sistema puede tomar medidas rápidas para cambiar el entorno corrosivo si es necesario para reducir la cantidad de corrosión dentro del equipo de proceso. Tal como se muestra en el gráfico 300, después de la detección del evento de corrosión en el punto 310, se aborda la tasa de corrosión instantánea y disminuye para volver a los niveles mínimos de corrosión en estado estacionario.

Si se detecta un evento de corrosión, tal como en el punto 310, un sistema, tal como el sistema 100, se puede configurar para tomar lecturas de corrosión y determinar una tasa de corrosión instantánea a una frecuencia mayor, hasta que se logre una condición de estado estacionario. Los sistemas existentes no permiten observar la tasa de corrosión durante un período corto de tiempo (es decir, horas o días en lugar de semanas o meses). Por el contrario, los sistemas existentes solo permiten al usuario observar eventos de corrosión muy grandes durante un período de tiempo corto o eventos de corrosión moderados durante un período de tiempo prolongado. Debido a que la presente invención detecta incluso eventos de corrosión moderados en tiempo real, los usuarios también pueden buscar otras anomalías del proceso cerca de ese momento y pueden corregir la causa de la anomalía.

La medición de la tasa de corrosión y otros parámetros de corrosión usando el sistema 100 se puede usar para monitorear la corrosión de un material a lo largo del tiempo, para diagnosticar un evento de corrosión y para guiar las decisiones para reducir o minimizar los factores del entorno que contribuyen a la corrosión y los eventos corrosivos.

La Figura 4 representa un diagrama de flujo simplificado de un método 400 de ejemplo que se puede llevar a cabo para medir las condiciones de corrosión en el sitio, según al menos una realización. El método 400 que se muestra en la Figura 4 presenta una realización de un método que, por ejemplo, se podría usar con el sistema 100.

Además, en el método 400 y otros procesos y métodos descritos en la presente descripción, el diagrama de flujo muestra la funcionalidad y el funcionamiento de una posible implementación de las presentes realizaciones. En este sentido, cada bloque puede representar un módulo, un segmento o una porción de código de programa, que incluye una o más instrucciones ejecutables mediante un procesador para la implementación de funciones lógicas específicas o etapas en el proceso. El código de programa se puede almacenar en cualquier tipo de medio legible por ordenador, por ejemplo, tal como un dispositivo de almacenamiento que incluye un disco o una unidad de disco duro. El medio legible por ordenador puede incluir un medio legible por ordenador físico y/o no transitorio, por ejemplo, tal como un medio legible por ordenador que almacena datos durante períodos cortos de tiempo, como memoria de registro, caché del procesador y memoria de acceso aleatorio (RAM, por sus siglas en inglés). El medio legible por ordenador también puede incluir medios no transitorios, tales como almacenamiento secundario o persistente a largo plazo, como memoria de solo lectura (ROM, por sus siglas en inglés), discos ópticos o magnéticos, memoria de solo lectura de disco compacto (CD-ROM, por sus siglas en inglés), por ejemplo. Los medios legibles por ordenador también pueden ser cualquier otro sistema de almacenamiento volátil o no volátil. El medio legible por ordenador se puede considerar un medio de almacenamiento legible por ordenador, un dispositivo de almacenamiento tangible u otro artículo de fabricación, por ejemplo. Como alternativa, el código de programa, las instrucciones y/o las estructuras de datos se pueden transmitir a través de una red de comunicaciones a través de una señal propagada en un medio de propagación (por ejemplo, onda/s electromagnética/s, onda/s de sonido, etc.).

El método 400 permite la determinación de una condición de corrosión de un material en un entorno corrosivo.

Inicialmente, el método 400 incluye insertar una sonda de corrosión en un entorno corrosivo, en donde la sonda de corrosión comprende un cuerpo de sonda y un sensor acoplado a una sección mecanizada del cuerpo de sonda, en el bloque 410. El sensor puede ser un transductor. La sonda de corrosión puede ser igual o similar a las sondas de corrosión 140 o 200 de las Figuras 1 y 2, en una realización ilustrativa, y se puede insertar en un equipo, tal como la tubería 110 de la Figura 1. Además, el espesor inicial de la tubería se puede medir antes de la instalación en el sistema o se puede mecanizar físicamente para producir un espesor conocido.

El método 400 incluye, a continuación, proyectar señales ultrasónicas desde el sensor hasta el cuerpo de sonda, en el bloque 420. Las señales ultrasónicas se pueden proyectar desde un sensor, tal como el sensor 240 de la Figura 2.

El método 400 incluye recibir señales ultrasónicas reflejadas con el sensor, en el bloque 430. Un sensor, tal como el sensor 240 de la Figura 2, puede recibir las señales ultrasónicas reflejadas.

El método 400 incluye, a continuación, generar señales de respuesta eléctrica que corresponden a las señales ultrasónicas reflejadas, en el bloque 440. Las señales de respuesta eléctrica se pueden enviar desde una sonda de corrosión, tal como las sondas de corrosión 140 o 200 de las Figuras 1 y 2, a través de un sistema de circuitos, tales como el sistema de circuitos 150 de la Figura 1, hasta un dispositivo de procesamiento.

El método 400 incluye procesar las señales de respuesta eléctrica para indicar una condición de corrosión del material, en el bloque 450. Las señales de respuesta eléctrica se pueden procesar usando un dispositivo de procesamiento, tal como el procesador 160 de la Figura 1.

El método 400 incluye, a continuación, comunicar la condición de corrosión, en el bloque 460. La condición de corrosión se puede comunicar a través de los enlaces de comunicación 170 a un dispositivo visualizador u otro dispositivo. La condición de corrosión puede incluir una tasa de corrosión, un evento de corrosión u otra información relacionada con la degradación de un material. La condición de corrosión se puede representar en un gráfico, tal como el gráfico 300 de la Figura 3, para su análisis y revisión adicionales.

Si bien en la presente descripción se han descrito diversos aspectos y realizaciones, otros aspectos y realizaciones resultarán evidentes para los expertos en la técnica.

Claims (12)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema para la medición de la tasa de corrosión, que comprende:

un cuerpo de sonda de corrosión (220) para su inserción dentro del interior de un equipo (100) a través del que fluye fluido corrosivo, en donde el cuerpo de sonda de corrosión (220) comprende un material sustancialmente idéntico al del equipo;

una pluralidad de sensores (140, 240) en el cuerpo de sonda de corrosión que incluye una fuente ultrasónica configurada para proporcionar una señal ultrasónica al material de cuerpo de sonda (220) y un receptor configurado para recibir reflejos de la señal ultrasónica del material de cuerpo de sonda y generar señales de respuesta eléctrica indicativas del tiempo de recorrido de la señal ultrasónica, en donde la pluralidad de sensores (140, 240) comprende al menos un primer sensor y un segundo sensor, y en donde el primer sensor tiene un primer punto focal ubicado en un primer espesor de sonda correspondiente al espesor inicial de la pared de sonda y el segundo sensor tiene un segundo punto focal ubicado en un segundo espesor de sonda correspondiente al espesor mínimo de la pared de sonda; un procesador (160) configurado para procesar las señales de respuesta eléctrica y producir los correspondientes datos de corrosión y pérdida de metal; y una unidad de comunicación (170) para comunicar los datos de corrosión correspondientes a un dispositivo visualizador (180).

2. El sistema de la reivindicación 1, en donde el primer sensor se ubica sobre un primer lado del cuerpo de sonda de corrosión y el segundo sensor se ubica sobre un segundo lado del cuerpo de sonda de corrosión.

3. El sistema de la reivindicación 1, en donde el primer sensor se ubica en una primera ubicación en el cuerpo de sonda de corrosión y el segundo sensor se ubica en una segunda ubicación en el cuerpo de sonda de corrosión.

4. El sistema de la reivindicación 1, en donde el sistema incluye, además, un sensor de temperatura para recibir y recopilar datos de temperatura indicativos de la temperatura dentro del equipo, y

en donde el sistema comprende, además, un sistema de circuitos configurado para enviar los datos de temperatura y las señales de respuesta eléctrica al procesador.

5. El sistema de la reivindicación 4, que comprende, además, un intercambiador de calor en comunicación fluida con un anillo dentro del cuerpo de sonda.

6. El sistema de la reivindicación 5, en donde el intercambiador de calor suministra fluidos calentados al anillo para calentar el cuerpo de sonda hasta una condición de evaporación.

7. El sistema de la reivindicación 5, en donde el intercambiador de calor suministra fluidos enfriados al anillo para enfriar el cuerpo de sonda hasta una condición de condensación.

8. El sistema de la reivindicación 1, en donde el procesador procesa continuamente las señales de respuesta eléctrica y produce los datos de corrosión correspondientes, y

en donde la unidad de comunicación comunica continuamente los datos de corrosión correspondientes al dispositivo visualizador.

9. Un método para la detección de una condición de corrosión de un material corrosible en un entorno corrosivo, que comprende:

insertar una sonda de corrosión en el entorno corrosivo, en donde la sonda de corrosión comprende un cuerpo de sonda (220) que comprende un material sustancialmente idéntico al del material corrosible y una pluralidad de sensores (140, 240) acoplados al cuerpo de sonda que puede proyectar y recibir señales ultrasónicas, en donde la pluralidad de sensores (140, 240) comprende al menos un primer sensor y un segundo sensor y en donde el primer sensor tiene un primer punto focal ubicado en un primer espesor de sonda correspondiente al espesor inicial de la pared de sonda y el segundo sensor tiene un segundo punto focal ubicado en un segundo espesor de sonda correspondiente al espesor mínimo de la pared de sonda;

proyectar señales ultrasónicas desde el sensor hasta el cuerpo de sonda;

recibir señales ultrasónicas reflejadas con el sensor;

generar señales de respuesta eléctrica que corresponden a las señales ultrasónicas reflejadas; procesar las señales de respuesta eléctrica para indicar una condición de corrosión del material; y comunicar la condición de corrosión.

10. El método de la reivindicación 9, que comprende, además:

exponer el cuerpo de sonda a un fluido de intercambio de calor para calentar o enfriar el cuerpo de sonda.

11. El método de la reivindicación 9, en donde la proyección de las señales ultrasónicas, la recepción de las señales ultrasónicas reflejadas, la generación de las señales de respuesta eléctrica, el procesamiento de las señales de respuesta eléctrica y la comunicación del estado de corrosión se realizan de manera continua.

12. El método de la reivindicación 9, que comprende, además:

recibir y recopilar datos de temperatura de un sensor de temperatura indicativo de una temperatura dentro del entorno corrosivo.