Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Расчет максимальной скорости коррозии





1. Неравномерная максимальная скорость коррозии рассчитывается по формуле

 

rmax = КхКг; (5.4)

Кх = КCl КНСО3 Кса КрН ; (5.5)

Кг = Кр К Vсм К Vсм/ Vкр , (5.6)

где:

rmax - максимальная скорость коррозии, мм/год;

Кх - коэффициент, учитывающий влияние химических факторов;

Кг - коэффициент, учитывающий влияние гидродинамических факторов.

2. Значения коэффициентов КCl, Кса, КНСО3, КрН, Кр, Кр КVсм, КVсм/Vкр приведены в таблице 5.5. Для приближенного расчета подбираются коэффициенты, соответствующие значению фактора по таблице 5.5. Для уточненного расчета производится интерполяция или аппроксимация табличных данных полиномами.

3. При проектировании антикоррозионной защиты трубопроводов величина коэффициента Кх, учитывающего влияние химических факторов, рассчитывается по средним для месторождения данным о химическом составе пластовых вод и поэтому является постоянной, а величина коэффициента Кг, учитывающего влияние гидродинамических факторов, определяется для каждого участка после проведения гидродинамического расчета.

4. Выбор коэффициента КVсм/Vкр осуществляется в зависимости от значений диаметра, которые разделены на три группы.

5. При обводненности продукции выше 70% для нефтей с вязкостью менее 25 мПа*с, а для нефтей с вязкостью более 25 мПа*с - свыше 80% значение коэффициента КVсм/Vкр в случае Vсм/ Vкр > 1 выбирается как для Vсм/ Vкр = 1.

 

 

Методика расчета параметров антикоррозионных режимов



Настоящая методика устанавливает порядок и критерии определения антикоррозионного режима на основе исходных данных о физико-химических свойствах перекачиваемых сред и гидродинамических параметрах транспорта при проектировании и эксплуатации трубопроводов систем нефтегазосбора.

Исходные данные

Для определения режима работы нефтесборной сети необходимы исходные данные, делящиеся на две группы: данные, относящиеся ко всей нефтесборной сети, и данные по участкам. Для участков сети, на которых имеется несколько коллекторов, исходные данные указываются для каждого коллектора.

К общим исходным данным относятся:

mн - динамическая вязкость безводной дегазированной нефти, Па*с;

mг - динамическая вязкость газа, К;

Т - температура перекачки, К;

rг - плотность газа, кг/м3;

rв - плотность воды, кг/м3;

rно - плотность нефти, кг/м3;

rвоз - плотность воздуха, кг/м3;

Рнас - давление насыщения, Па;

s - поверхностное натяжение на границе нефть-вода, Н/м.

К данным по участкам сети относятся:

Q - массовый расход жидкости, т/сут;

Рн - давление в начале участка, Па;

Рк - давление в конце участка, Па;

D - внутренний диаметр, м;

n - доля воды весовая;

Гф - газовый фактор, м33.

Существование антикоррозионного режима.

Условие существование антикоррозионного режима выполняется при скорости смеси выше критической скорости перехода от расслоенного режима к эмульсионному, определяемой в зависимости от свойств перекачиваемойсреды по следующим формулам:

а) при mн £ 25 мПа*с, n< 0,3

Vкр = Ö Frкр g D , (5.7)

где:

Frкр = 0,159/(1 - n)2 при 0 < b/(1 - b) < 2,72 , (5.8)

 

 

0,02 b b

Frкр = --------- ( ------- ) при 2,72 £ ------- < 7,38 (b = 0,88) , (5.9)

(1 - n) 1 - b 1 - b

 

23 b/(1 - b) 1 b

Frкр = {----------------- - 19} --------- при 7,38 £ -------- , (5.10)

1 + b/(1 - b) (1 - n)2 1 - b

 

б) при m £ 25 мПа*с, n ³ 0,3

D0,268 s0,171 [(rв - rэ) ]0,366

Vкр = 6,69 ----------------------------------------------------- , (5.11)

nс0,073 rс0,536 [- 10,96 b2 + 9,94 b + 1]0,659

где:

rэ = 0,8 rн + 0,2 rв - плотность эмульсии с обводненностью n = 0,2, кг/м3;

rс = rэ при n < 0,5,

rс = rв при n ³ 0,5,

nс = (mнр/ rэ)1,8 - кинематическая вязкость смеси при n< 0,5, м2/с;

nс = nв = 10-6 при n ³ 0,5, м2/с;

в) при m > 25 мПа*с

s2(rв - rн) g D0,125

Vкр = 2,44 [------------------------]0,205 e2,22b7,63 , (5.12)

rн3 nн1,125

где:

e = 2,72.

 

Алгоритм расчета.

Рассчитываем среднее давление на участке, Па,

Рср = (Рн + Рк)/2 (5.13)

Находим условный газовый фактор. При совместной транспортировке нефтей с различным газовым фактором Гф средние величины рассчитываются по аддитивным зависимостям:

Гу = ---------- (Гф1 Q1 + Гф2 Q2 + ...) , (5.14)

åni=1 Qi

где индексы относятся к нефти каждого вида. В случае газлифтного способа эксплуатации скважин рассчитывается условный газовый фактор по формуле:

Гу + Гф + Qг/Qн , (5.15)

где:

Qг - расход газа на газлифт, м3/сут;

Qн - расход нефти, м3/сут.

Определяем объем растворенного газа Гр при Рср, м33,

Гр = 1,3 Гу Рср/Рнас (5.16)

Находим плотность безводной дегазированной нефти при температуре перекачки, кг/м3:

rн = rно - (1,825 - 0,00135 rно)(Т - 293), (5.17)

где:

rно - плотность безводной дегазированной нефти при температуре 293°К;

Т - температура перекачки, К.

Определяем объемный расход жидкости в коллекторе, м3/с:

n 1 - n 1

Qж = Q (---- + -------) ------ (5.18)

rв rн 86,4

Определяем коэффициент объемного расширения нефти:

Вн = аГр rн 10-3 + bt + c , (5.19)

где:

а = 0,00273 + 0,00035(D - 1);

b = 0,0008658 + 0,0002623(D - 1);

t = (Т - 293)/100;

c = 0,9837 - 0,01858(D - 1);

D = rг/ rвоз,

rвоз = 1,205 - плотность воздуха, кг/м3.

Коэффициент сжимаемости газа

z = 1 - [(Рср 10-5 - 6)(0,00345D - 0,00446) + 0,015]*[1,3 - 0,0144(Т - 283)], (5.20)

 

при rг = 0 или при Рст < 6*105 Па принимаем z = 1.

Объемный расход газа в рабочих условиях, м3/с:

 

Qжр = Qж [(1 - n)(Вн - 1) + 1] (5.21)

Объемный расход газа в рабочих условиях, м3/с,

Р0z Т

Qгр = (1 - n) Qж--------- (Гу - Гр) (5.22)

РсрТ0

Объемный расход смеси в рабочих условиях, м3/с,

Qсм = Qжр + Qгр (5.23)

Скорость течения смеси, м/с,

Vсм = 4Qсм/ pD2 (5.24)

Расходное газосодержание

b = Qгр/Qсм (5.25)

Динамическая вязкость нефти в рабочих условиях, Па*с,

mпр = d/(Грq + f) (5.26)

q = 0,0029 - 0,008922lg lg(mн/d),

f = 100,002096 - 1,00698 lg(mн/d) ,

mн > 0,11 Па*с d = 10-3,

если Гр = 0, то mпр = mн.

 

 

Рекомендации по оценке коррозионного состояния

Нефтепроводов Южно-Сургутского месторождения

 

На основании методик расчета максимальной скорости коррозии нефтегазопроводов и расчета параметров антикоррозионных режимов была разработана программа расчета структур потока и скорости коррозии. В качестве примера рассмотрим рекомендации инженерно-экономического центра ОАО «Юганскнефтегаз» по ЦДНГ-4 НГДУ «Юганскнефть» Южно-Сургутского месторождения.

 

 

Таблица 5.6.

Р А С Ч Е Т

Структур потока и скорости коррозии.

название участка расход жид. м3/сут длина уч-ка м диам. трубы м средн давл. ата доля воды газ. фактор м33 скор. смеси м/с скор. крит. м/м струк- тура потока расч. ск. корр. мм/год критич расход м3/сут
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12.
к83-т1 370.0 0,139 13.750 0.37 53.00 0.96 0.54 эмульс 0.052 207.01
к88-т1 470.0 0.139 13.750 0.45 45.00 1.00 0.50 эмульс 0.052 238.09
т1-т2 840.0 0.191 13.250 0.41 52.00 1.12 0.54 эмульс 0.087 402.66
т2-т3 840.0 0.187 12.750 0.41 52.00 1.20 0.54 эмульс 0.093 377.64
Продолжение таблицы 5.6.
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12.
к75-т3 60.0 0.139 12.600 0.17 47.00 0.19 0.58 рассл. 0.511 178.41
т3-т4 900.0 0.187 12.250 0.39 52.00 1.37 0.55 эмульс 0.104 363.46
т4-т5 900.0 0.309 9.000 0.39 52.00 0.64 0.63 эмульс 0.092 882.97
к79-т6 490.0 0.147 9.350 0.58 47.00 1.04 0.52 эмульс 0.073 244.24
т6-т7 245.0 0.259 9.000 0.58 47.00 0.34 0.53 рассл. 0.460 754.31
к78-т7 600.0 0.205 8.900 0.65 47.00 0.59 0.51 эмульс 0.092 513.28
т7-т8 545.0 0.309 8.650 0.62 47.00 0.52 0.52 эмульс 1.358 1112.15
к85-т8 360.0 0.098 10.250 0.55 47.00 1.68 0.51 эмульс 0.123 108.79
т8-т9 725.0 0.309 8.000 0.60 47.00 0.74 0.54 эмульс 0.548 1042.80
к48-т9 160.0 0.147 7.750 0.53 47.00 0.43 0.56 рассл. 0.974 212.07
к76-т9 160.0 0.098 11.250 0.62 47.00 0.62 0.49 эмульс 0.050 125.76
к77-т9 110.0 0.203 7.750 0.67 47.00 0.12 0.51 рассл. 0.433 482.08
т9-т10 1020.0 0.408 7.250 0.60 47.00 0.66 0.56 эмульс 1.538 1758.17
к87-т10 340.0 0.205 7.500 0.45 47.00 0.54 0.62 рассл. 0.428 385.61
т10-т5 1190.0 0.408 6.750 0.58 47.00 0.42 0.58 эмульс 0.719 1665.65
т10-т13 1190.0 0.408 6.750 0.58 47.00 0.42 0.58 эмульс 0.719 1665.65
к72-т14 60.0 0.205 9.500 0.62 47.00 0.06 0.51 рассл. 0.444 509.25
к73-т14 50.0 0.205 9.250 0.67 47.00 0.05 0.50 рассл. 0.434 541.02
т14-т15 110.0 0.309 8.500 0.64 47.00 0.05 0.52 рассл. 0.395 1133.09
к74-т15 50.0 0.203 8.500 0.70 47.00 0.05 0.50 рассл. 0.395 532.27
к74а-т15 120.0 0.147 8.500 0.26 47.00 0.44 0.67 рассл. 0.562 182.94

 

приемный пункт ППН-2 ЮС(4 цех)

количество участков в сети 25

удельный вес газа (кг/м3) 0,805

вязкость дегазированной нефти (сП) 25,30

поверхностное натяжение (Н/м) 0,030

вязкость газа (сП) 0,012

температура смеси (°С) 24

удельный вес нефти, кг/м3 850,0

давление насыщения, ата 97,0

коэффициент агрессивности продукции 1,096

 

Общая протяженность в ЦДНГ-4 просчитанных нефтепроводов 33720 м, из них с расслоенной структурой потока жидкости 19190 м, что составляет 57%.

Расчеты структур потока и скорости коррозии проводились по РД 39-0147323-339-89Р.

При расчетах использовалась методика оценки коррозионного состояния действующих нефтепроводов. Рассчитывались такие параметры:

· коэффициент агрессивности продукции, Кх = 1,096 (при соответствующих физико-химических параметрах воды);

· скорость коррозии, Рmax для каждого участка, учитывающего влияние гидродинамических факторов.

Одной ингибиторной установкой рекомендуется защищать нефтесборные коллекторы протяженностью 3 км. Кроме ингибиторной защиты рассматривалась технологическая защита, т.е. переключение параллельных трубопроводов на один работающий. Переключение позволит создать эмульсионный поток, что значительно снизит коррозионный процесс в трубе.

 

 

Выводы и предложения

 

 

Как показывает практика, промысловые трубопроводы характеризуются высокой аварийностью. Основная причина аварийности - внутренняя и внешняя коррозия.

Внутренняя коррозия связана с перекачкой агрессивной среды, расслоенной структуры нефти и воды. Внешняя обусловлена расположением трубопроводов во влажном грунте.

Для снижения коррозионной активности необходимо:

1. Применять трубы с внутренним и внешним антикоррозионным покрытием завода «ЮКОРТ».

2. Изменить ламинарный поток движения жидкости на турбулентный. Для этого необходимо при замене старых трубопроводов применять трубы меньшего диаметра, предварительно просчитав пропускную способность по направлениям.

3. Увеличить объем и количество направлений при закачке ингибиторов коррозии.

 

 







Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2022 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.