CC BY
12
НЛТУ
ы КРАЖИ
»mutet*
Науковий bIch и к НЛТУУкраТни Scientific Bulletin of UNFU
http://nv.nltu.edu.ua https://doi.org/10.15421/40270630 Article received 28.08.2017 р. Article accepted 28.09.2017 р.
УДК 621.643
ISSN 1994-7836 (print) ISSN 2519-2477 (online)
@ EE3 Correspondence author L. Ya. Poberezhnyi [email protected]
Л. Я. Побережний, А. В. Грицанчук, С. М. Петрущак
1вано-Франювський нацюнальний техтчнийутверситет нафти i газу, м. 1вано-Франювськ, Украта
СПРОЩЕНА МАТЕМАТИЧНА МОДЕЛЬ ВПЛИВУ ГАЗОГ1ДРАТ1В
НА ВНУТР1ШНЬОТРУБНУ КОРОЗ1Ю
Збшьшення власного видобутку нафти i газу - один iз важливих етатв забезпечення енергетично! безпеки держави. У короткотермiновiй перспективi основним ресурсом збiльшення видобутку е розробка малодебгтних родовищ. Природний газ мiстить вiд 60 до 98 % метану з домшками, такими як вода (Н20), двоокис вуглецю (С02), сiрководень (H2S) та кисень (02). Цi домiшки здатнi до серйозно! корози трубопроводу, а також шщюють зародження газових гiдратiв. Сформован пд-рати можуть спричинити часткове або повне закупорювання внутршньо! частини газопроводу, i якщо швидко 11 не видали-ти, то це призведе до зростання тиску всередиш труби i до можливо1 позаштатно! ситуацп. Розглянуто прогнозуючу модель швидкост корози газопроводу пiд впливом газових пдраттв. Модель базуеться на термодинамiчних властивостях рiдини та газу, що входять у сформований газогiдрат тд впливом рiзних умов експлуатацп. Модель показуе, що швидкiсть корози збшьшуеться з температурою, експлуатуючим тиском перекачування та кислотнiстю. Рiзке пiдвищення швидкост корози негативно впливае на роботу трубопроводу, знижуючи експлуатацiйний ресурс трубопроводу. Збшьшення робочого тиску тдвищуе температуру пдратоутворення, але водночас призводить до збшьшення швидкосп ерозшно! корози. Доондження та прогнозування морфологи корозiйних ушкоджень е надзвичайно важливим для досягнення та збереження цiлiсностi ма-терiалiв та конструкцiй, зокрема газопроводiв.
Ключовi слова: газовий пдрат; швидкiсть корози; математична модель; трубопровiд.
Вступ. Природний газ е бшьш екологiчним i еконо-мiчно вигiдним порiвняно з шшим викопним паливом (Obanijesu & 8ошЬаге, 2005). Ефективне перевезення з виробничих регiонiв потребуе широко! та продумано! системи трубопроводiв. Здебiльшого газ проходить ве-лику вiдстань через складну мережу трубопроводiв, призначених для швидкого та ефективного перевезення його до станцш первинно! осушки газу.
Корозiя, яка е однiею з основних причин витоку/роз-риву трубопроводу, - це хiмiчна або електрохiмiчна ре-акцiя мiж металом та його середовищем, що призводить до попршення матерiалу та його властивостей (HGMCE, 2004). Характер i ступiнь корози е функцiями концентрацi! та особливих комбшацш рiзних агресив-них компоненпв всерединi труби, а також умови експлуатацп трубопроводу, такий як рН, температура, швидшсть, доступнi окислювачi.
Природний газ мютить вiд 60 до 98 % метану з до-мiшками, такими як вода (Н20), двоокис вуглецю (С02), сiрководень (Н28) та кисень (02). Цi домшки здатнi до серйозно! корозi! трубопроводу, а також шщшють зародження газових пдрапв. Сформованi гiдрати можуть спричинити часткове або повне закупорювання внут-ршньо! частини газопроводу, i якщо швидко !! не вида-
лити, то це призведе до зростання тиску всередиш труби i до можливо! позаштатно! ситуацп. Уа здiйсненi досл1дження з утворення газопдрапв в основному були зосередженi на !х здатностi закупорювати труби по всш довжинi. Тодi як !х здатнiсть спричиняти (iнiцiювати) корозiю залишаеться практично не досл1дженою (Ма-zur, Poberezhnyi & Poberezhna, 2014).
Для зведення до мiнiмуму ризик1в корози газопрово-дiв, ученi запропонували рiзнi методи. У широкому ро-зумшш, цi методи подiляють на превентивш та виправ-нi (коригувальнi), багато з них використовують на цей час, а деяш вдосконалюють. Одшею з коригувальних технологiй е використання давачiв електричного опору для реестрацп даних миттево! швидкостi корозi! (0Ьаш-jesu et а1., 1962). Отримаш данi слугують вихiдними для комп'ютерного встановлення точно! швидкостi корозi!. Цей метод дае змогу проводити безперервний контроль без багаторазових проб рщини, що транспортуеться.
Прогнозуюча модель належить до категорi! превен-тивних заходiв. Вона може спрогнозувати вiрогiдний термш служби труби для промислового використання тд час планування часу замши. Як корозiя С02 (вугле-кислотна корозiя), так i корозiя Н28 (сiрководнева коро-зiя) е головними проблемами у застосуванш вуглецево!
1нформацт про aBTopiB:
Побережний Любомир Ярославович, д-р техн. наук, професор. Email: [email protected] Грицанчук Андр^ Валентинович, астрант, асистент кафедри Розробки та експлуатацп нафтових i газових родовищ. Email: [email protected]
Петрущак Святослав Миколайович, астрант. Email: [email protected]
Цитування за ДСТУ: Побережний Л. Я., Грицанчук А. В., Петрущак С. М. Спрощена математична модель впливу газопдра^в на
внутршньотрубну корозiю. Науковий вiсник НЛТУ Украши. 2017. Вип. 27(6). С. 150-153. Citation APA: Poberezhnyi, L. Ya., Hrytsanchuk, A. V., & Petrushchak, S. M. (2017). A Simplified Mathematical Model of the Effect of Gaz Hydrates on Intra-Tube Corrosion. Scientific Bulletin of UNFU, 27(6), 150-153. https://doi.org/10.15421/40270630
та низьколеговано1 стал^ як1 все ще залишаються ос-новними матерiалами для будiвництва трубопроводiв,
ОсК1ЛЬКИ ПОеДНуЮтЬ у так! ЯKOCтi, ЯК eKOHOMi4HiCTb,
наявнiсть та мiцнiсть (Pickthall et al., 2011). На практи-щ, локалiзована корозiя е найнебезпечнiшою з уах та може призводити до серйозних аварш, тому саме 11 бу-ло б дуже важливо спрогнозувати. За сво1м характером локалiзована корозiя металiв е стохастичною (Xiao & Nesic, 2005) та пов'язана iз двома стохастичними проце-сами: руйнуванням пасивно1 плiвки та репасиващею вiдкрито1 зони (Caleyo et al., 2009). Шмит розробив сто-хастичну (ймовiрну) модель для прогнозування локаль зовано1 корозп, яка спричиняеться дiею потоку (Schmitt et al., 2000). Добре вщомо, що iснують, серед шших, та-к1 зовнiшнi чинники, як pH, температура, парцiальний тиск кородуючо1 речовини, як1 спричиняють швидку, локалiзовану корозiю вуглецево1 сталi, тому тд час розроблення прогнозуючо1 моделi все це потрiбно взяти до уваги.
Мета дослвдження. Розроблення спрощено1 моделi розрахунку швидкосп корозi1, де газовий пдрат розгля-дають як кородуючий агент. У моделi розглянуто тру-бопроводи з вуглецево1 сталi, по яких транспортуеться природний газ за рiзних показник1в температури, тиску, показник1в pH.
Для усереднених експлуатацiйних умов пропонуемо таке рiвняння швидкостi корозi1:
vcr = K • /Г ■ f (pH )t' (1)
де: Kt - константа швидкостi корозi1 за рiзних температур, яку подано в табл. 1; f (pH) - рН-фактор; ft - ко-
ефiцiент фугiтивностi;
pH - фактор у межах дiапазону робочо1 температури розраховуемо за рiвнянням (4) для дiапазону значень 3,5 < рН < 4,6 або за рiвнянням (5) для 4,6 < рН < 6,5.
f (pH)t = 2,0676-(0,2309• pH). (2)
f (pH)t = 4,342 -1,051 • pH + 0,0708 • pH2 . (3)
Шд час створення цiе1 моделi особливу увагу придь лено фуптивносп та показнику рН; ця модель е прогно-зуючою за своею сутшстю, оск1льки за 11 допомогою можна спрогнозувати залишковий ресурс трубопроводу.
Табл. 1. Константа швидкостi корозц за рiзних температур
станту леткостi. Загальне рiвняння леткостi гiдрату, що складаеться з багатьох компонентiв, можна виразити:
Температура, °С K
0 0,179
2,5 0,266
5 0,42
7,5 0,584
10 0,865
12,5 1,282
15 1,59
20 4,762
Розглянуто модель швидкостi внутршньо! корози, що виникла внаслвдок пдратоутворення у трубопровода. Розроблена модель базуеться на стандарта NORSOK (2005), Мухуалдша та iн. (Mohyaldin, Elkhatib & Ismail, 2011) i застосуванш термодинамiчних властивостей можливого складу пдрату. Склад гiдрату: 90 % решигси гiдрату становить вода, 10 % - iншi компоненти. 1ншим компонентом у цш роботi е природний газ iз складом, який використовували в лабораторi1 (табл. 2).
У сполуда гiдрату присутня газова фаза, тому пот-рiбно парцiальний тиск газу помножити на його кон-
/т = 1 a • Pi; i=1
Pi=»i •P,
(4)
(5)
де a>i - мольний вмiст компоненту газу в газовому пд-ратi, %.
Компонент Мольний вмют, %
Метан 80,9
Етан 5
Пропан 3
Бутан 0,94
С5+ 0,1
Двоокис вуглецю 10,06
Коефiцiент леткостi, як функцiя температури та тиску, визначають за формулами (de Waard, Lotz & Williams, 1991): якщо Р < 25 МПа:
a = 10
якщо Р > 25 МПа:
P •I 0,0031 - T J
(6)
2,5 •( 0,0031 - — a = 10 V T J . (7)
Осшльки "а" е постiйною для системи, тодi
/т = a • 1 Pi . i=1
(8)
Вихдн данi для оцiнки характеристик моделi наведено в табл. 3.
Табл. 3. Параметри тестового моделювання
Параметр Значення
Робоча температура, °С 0; 1; 2; 3; ... 17; 18; 19
Робочий тиск, МПа 1; 1.5; 2;. 9; 9,5; 10
Дiапазон рН 3. -6.5
Результати дослвдження та Тх обговорення. Зага-лом отриманi результати зб^аються з очiкуваними. З тдвищенням робочого тиску, швидк1сть корозi1 збшь-шуеться (рис. 1). Мiнiмальна швидшсть корозi1 для трубопроводу становить приблизно 1,2 мм/рiк (0,0033 мм/день), що характеризуе загальне ураження стшки матерiалу трубопроводу. Таке значення швид-костi корозi1 дещо перевищуе допустимi нормативнi втрати товщини стiнки трубопроводу. Це вщбуваеться тому, що грудки пдрату збшьшуватимуться у розмiрi i це призводить до розвитку точково! та щiлинно1 коро-зИ.
4 5 6 7 Тиск, МПа
Рис. 1. Швидюсть корозй залежно вiд змши тиску за рН = 5,0 i температури 2,5 оС
n
Отримане значения сшввщношення тиску та швид-косп корозп е достовiрним з огляду на термодинамiчнi власгивостi пдратоутворення. Збiльшення робочого тиску призводить до збшьшення швидкостi у трубопровод^ що, своею чергою, збiльшуе перемшування в рь динi, що транспортуеться i це сприяе гiдратоутворенню через турбулентшсть.
На звуженнi, що зумовлено утвореним газовим пд-ратом, вщбуваеться перепад температури пiд дiею ефекту Джоуля-Томпсона (розширення газу за його охолодження), як наслiдок, вiдбуваеться нарощення на-явних. Наявнiсть зварних точок (патрубшв, трiйникiв тощо), бруду, луски, щiлин та пiщинок також сприяють утворенню зародк1в, а незв'язана вода виступае в ролi посилю вального агента, осшльки область контакту газу та води е гарною точкою утворення зародив пдрапв. З часом, утвореш гiдрати збiльшуються к1льк1сно та у po3Mipi через ïx скупчення всередиш трубопроводу.
3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 Показник рН
Рис. 2. Швидюсть корозiï залежно вiд показника рН за тиску 4,5 МПа та температури 2,5 °С
З рис. 2 випливае, що швидшсть корозiï збшь-шуеться зi зменшенням показника рН, що пояснюють тим, що у бшьш кислих середовищах корозiйнi реакцiï вщбуваються швидше.
Висновки. Запропонована модель дае змогу прогно-зувати корозiйнi процеси на газопроводах з урахуван-ням гiдратоутворення. Оцiнено вплив тиску, температури на швидшсть корозшних процеав i показано, що за найнесприятливших умов швидк1сть корозiï пiд даею газогiдратiв може досягати 1,2 мм/рж (0,0033 мм/день). У разi такого показника, трубопровщ зазнае значних пошкоджень за вiдсутностi негайних ремонтних заходiв.
Pi3Ke nigBH^eHHH mBHgKOCTi Kopo3iï HeramBHO BnnHBae Ha po6oTy Tpy6onpoBogy, 3HH®yronH eKcnnyaTaqiHHHH pe-cypc Tpy6onpoBogy. 36inbmeHHH po6onoro THCKy nigBH-^ye TeMnepaTypy rigparoyTBopeHHa, ane BogHonac npH3-BogHTb go 36inbmeHHH mBHgKOCTi epo3ÎHHoï Kopo3iï.
TaKO® n0Ka3aH0 BnnHB pH cepegoBH^a, b moMy yTBO-proeTbca ra30BHH rigpaT, 3a pe3ynbTaTaMH nporao3yroHoï Mogeni mBHgKÎCTb Kopo3iï 3pocTae 3 piBHeM mgKHcneHHH cepegoBH^a.
nepe^ÏK BHKopHCTaHHx g»epe.n
Caleyo, F., Velazquez, J. C., Valor, A. & Hallen, J. M. (2009). Markov Chain Modelling of Pitting Corrosion in Underground Pipelines, Corrosion Science, 51(9), 2197-2207. https://doi.org/10.10167i.corsci.2009.06.014 de Waard, C., Lotz, U., & Williams, D. E. (1991). Predictive model for CO2 corrosion engineering in wet natural gas pipeline. Corrosion 47(12), 976-985. https://doi.org/10.500671.3585212 Hendrix Group: Material and Corrosion Engineers (HGMCE). 2004. Glossary of corrosion related terms. The Hendrix Group: Material and Corrosion Engineers. Retrieved from: http://www.hghous-ton.com/c.html (accessed on June 16, 2006). Mazur, M., Poberezhnyi, L., & Poberezhna, L. (2014). Matematychne modeliuvannia vnutrishnotrubnoi korozii truboprovodiv pid diieiu hazohidrativ. Visnyk TNTU, 76(4), 88-102. [in Ukrainian]. Mohyaldin, M. E., Elkhatib, N., & Ismail, M. C. (2011). Coupling norsok CO2 corrosion prediction model with pipelines thermal/hydraulic models to simulate CO2 corrosion along pipelines. Journal of Engineering Science and Technology, 6(6), 709-719. NORSORK STANDARD (2005), CO2 Corrosion Rate Calculation Model., Norwegian Technological Standards Institute, Oscarsgt. 20, Majorstural, NORWAY. Obanijesu, E. O., & Sonibare, J. A. (2005). Natural gas flaring and environmental protection in Nigeria. NAFTA J., 56, 287-294. Obanijesu, E. O., Pareek, V., Gubner, R., & Tade, M. O. (1962). Hydrate Formation and its Influence on Natural Gas Pipeline Internal Corrosion Rate. NAFTA Journal, 5(6), 164-173. Pickthall, T., Rivera, M., McConnell, M., & Vezis, R. (2011). Corrosion Monitoring Equipment, A Review of Application and Technique, Paper 11280, Corrosion 2011 Conference and Expo, Houston, Texas, March 13-17, (pp. 1-16). Schmitt, G., Bosch, C., Mueller, M., & Siegmund, G. (2000). A Probabilistic Model for Flow Induced Localized Corrosion, CORROSION, Paper No. 49, NACE International, Houston, Texas. Xiao, Y., & Nesic, S. (2005). A Stochastic Prediction Model of Localized CO2 Corrosion. CORROSION 2005, 3-7 April, Houston, Texas, (pp. 1-12)
Л. Я. Побережный, А. В. Грицанчук, С. М. Петрущак
Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, г. Ивано-Франковск, Украина
УПРОЩЕННАЯ МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ВЛИЯНИЯ ГАЗОГИДРАТОВ
НА ВНУТРИТРУБНУЮ КОРРОЗИЮ
Увеличение собственной добычи нефти и газа - один из важных этапов обеспечения энергетической безопасности государства. В краткосрочной перспективе основным ресурсом увеличения добычи является разработка малодебитных месторождений. Природный газ содержит от 60 до 98 % метана с примесями, такими как вода (Н20), двуокись углерода (С02), сероводород и кислород (02). Эти примеси способны к серьезной коррозии трубопровода, а также инициируют зарождение газовых гидратов. Сформированные гидраты могут привести к частичному или полному закупориванию внутренней части газопровода, и если быстро ее не удалить, то это приведет к росту давления внутри трубы и к возможной нештатной ситуации. Рассмотрена прогнозирующая модель скорости коррозии газопровода под влиянием газовых гидратов. Модель базируется на термодинамических свойствах жидкости и газа, входящих в сформированный газогидрат под влиянием различных условий эксплуатации. Модель показывает, что скорость коррозии увеличивается с температурой, эксплуатирующим давлением перекачки и кислотностью. Резкое повышение скорости коррозии негативно влияет на работу трубопровода, снижая эксплуатационный ресурс трубопровода. Увеличение рабочего давления повышает температуру гидратообразо-вания, но одновременно приводит к увеличению скорости эрозионной коррозии. Исследование и прогнозирование морфологии коррозионных повреждений является чрезвычайно важным для достижения и сохранения целостности материалов и конструкций, в частности газопроводов.
Ключевые слова: газовый гидрат; скорость коррозии; математическая модель; трубопровод.
L. Ya. Poberezhnyi, A. V. Hrytsanchuk, S. M. Petrushchak
Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ivano-Frankivsk, Ukraine
A SIMPLIFIED MATHEMATICAL MODEL OF THE EFFECT OF GAZ HYDRATES
ON INTRA-TUBE CORROSION
Increasing domestic oil and gas production is one of the important stages in ensuring the country's energy security. In the short-term perspective, the main resource for increasing production is the development of low-yielding deposits. Natural gas contains from 60 to 98 % methane with impurities, such as water (H2O), carbon dioxide (CO2), hydrogen sulfide (H2S) and oxygen (O2). These impurities are capable of serious corrosion of the pipeline, and initiate the origin of gas hydrates. The formed hydrates can cause partial or complete closure of the inner part of the gas pipeline, and if not quickly removed, it will lead to increased pressure inside the pipe and to a possible extraordinary situation. In this paper, the prediction model of the corrosion rate of a gas pipeline under the influence of gas hydrates is considered. The model is based on the thermodynamic properties of liquid and gas, which are part of the formed gas hydrate under the influence of different operating conditions. The model shows that the rate of corrosion increases with the temperature, operating pressure of pumping and acidity. The sharp increase in the speed of corrosion negatively affects the operation of the pipeline, reducing the operational life of the pipeline. Increasing the working pressure raises the temperature of hydration, but at the same time leads to an increase in the rate of erosion corrosion. Research and forecasting of morphology of corrosion damage is extremely important for the achievement and preservation of the integrity of materials and structures, in particular gas pipelines. The proposed model enables prediction of corrosion processes on gas pipelines considering hydrate formation. The influence of pressure on the speed of corrosion processes is estimated and it is shown that under the most unfavorable conditions the rate of corrosion under the action of gas hydrates can reach 1,2 mm/yr (0,0033 mm/day. With such an indicator, the pipeline suffers significant damage in the absence of immediate repair measures. The sharp increase in the speed of corrosion negatively affects the operation of the pipeline, reducing the operational life of the pipeline. Increasing the working pressure raises the temperature of hydration, but at the same time leads to an increase in the rate of erosion corrosion. Also shown is the influence of the pH of the medium in which the gas hydrate is formed, according to the results of the prediction model, the rate of corrosion increases with the level of acidification of the medium.
Keywords: gas hydrate; Corrosion rate; Simplified mathematical model; pipeline.
