Расчет скорости коррозии сосуда

1. Неравномерная максимальная скорость коррозии рассчитывается по формуле

rmax = КхКг; (5.4)

Кх= КCl КНСО3 Кса КрН; (5.5)

Кг = Кр К VсмК 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, м3/м3.

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, м3/м3,

Гр = 1,3 ГуРср/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,

Рz Т

Qгр = (1 – n) Qж——— (Гу – Гр) (5.22)

РсрТ

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.

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.

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

1.1. Настоящая инструкция предназначена для определения фактической скорости коррозии металла стенок корпусов сосудов и трубопроводов, эксплуатирующихся на предприятиях Миннефтехимпрома СССР, с целью установления периодичности их технического освидетельствования в соответствии с требованиями действующих правил и нормативных документов.

1.3. В случае невозможности или затруднения применения методов, изложенных в п. 1.2, скорость коррозии определяется приближенно по образцам-свидетелям или оценкой коррозионности среды по отношению к данному металлу с помощью коррозионных зондов.

1.4. Определение скорости коррозии производится по каждому сосуду и трубопроводу технологической установки, линии, цеху. Для группы сосудов или трубопроводов, работающих на данной технологической установке, линии, цехе в одной к той же среде при одинаковых рабочих условиях и материальном исполнении, определение скорости коррозии производится по выбранному объекту-представителю.

1.5. Скорость коррозии металла стенок корпуса сосудов и трубопроводов подлежит уточнению в каждом случае существенного изменения условий их эксплуатации (рабочей среды, температуры, давления), влияющих на коррозионную активность рабочей среды, либо в случае замены материального оформления.

1.6. На каждом предприятии, владельце сосудов, составляется и утверждается главным инженером перечень сосудов с указанием скорости коррозии металла корпуса. Сведения по скорости коррозии трубопроводов заносятся в паспорт трубопровода.

При выявлении специальных видов коррозионных повреждений типа коррозионное растрескивание, межкристаллитная коррозия или расслоение по толщине стенки сведения об этом также заносятся в паспорт сосуда или трубопровода, а вопросы дальнейшей эксплуатации или ремонта сосудов и трубопроводов с такими повреждениями должны быть согласованы со специализированной организацией.

1.7. Контроль скорости коррозии металла стенок сосудов производится в каждый капитальный ремонт, но не реже установленной периодичности технических освидетельствований сосудов. По трубопроводам скорость коррозии контролируется в каждую ревизию.

2.1. Результаты периодических измерений толщины стенок сосуда или трубопровода служат основанием для определения скорости коррозии металла в условиях эксплуатации.

2.2. Замеры толщины стенок производятся неразрушающими методами контроля или путем засверловки и измерения толщины стенки мерительным инструментом. Предпочтение следует отдавать ультразвуковой толщинометрии.

2.3. Если результаты измерений толщины стенок неразрушающими методами контроля вызывают сомнение, то измерение следует производить сквозной засверловкой.

2.4. На сосудах и трубопроводах, работающих в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию или коррозионное растрескивание под напряжением, сквозные засверловки, с последующей их заделкой методами дуговой сварки, не допускаются.

2.5. Место и способ измерения толщины стенок сосуда или трубопровода определяется по результатам их технического освидетельствования службами технического надзора с учетом особенностей коррозионных поражений в различных частях сосудов и трубопроводов.

2.6. Места расположения точек замеров, способ измерения и результаты измерений должны быть оформлены в коррозионной карте на сосуд или трубопровод и храниться в паспорте (см. карты СЗК-2 и СЗК-3).

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель Министра нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР Сиваков Ю.М. 18.10.83

Начальник Управления главного механика и главного энергетика Миннефтехимпрома СССР Кутяев В.М.

Директор ВНИКТИнефтехимоборудования Фолиянц А.Е. 02.09.83 г.

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая инструкция предназначена для определения фактической скорости коррозии металла стенок корпусов сосудов и трубопроводов, эксплуатирующихся на предприятиях Миннефтехимпрома СССР, с целью установления периодичности их технического освидетельствования в соответствии с требованиями действующих правил и нормативных документов.

1.2. Величина скорости коррозии металла стенок корпусов сосудов или трубопроводов определяется службой технического надзора, группой (лабораторией) по коррозии и руководством цеха-владельца исходя из опыта эксплуатации, результатов технического освидетельствования и ревизии, замеров толщины стенок.

1.3. В случае невозможности или затруднения применения методов, изложенных в п.1.2., скорость коррозии определяется приближенно по образцам-свидетелям или оценкой коррозионности среды по отношению к данному металлу с помощью коррозионных зондов.

1.4. Определение скорости коррозии производится по каждому сосуду и трубопроводу технологической установки, линии, цеху. Для группы сосудов или трубопроводов, работающих на данной технологической установке, линии, цехе в одной и той же среде при одинаковых рабочих условиях и материальном исполнении, определение скорости коррозии производится по выбранному объекту-представителю.

1.5. Скорость коррозии металла стенок корпуса сосудов и трубопроводов подлежит уточнению в каждом случае существенного изменения условий их эксплуатации (рабочей среды, температуры, давления), влияющих на коррозионную активность рабочей среды, либо в случае замены материального оформления.

1.6. На каждом предприятии, владельце сосудов, составляется и утверждается главным инженером перечень сосудов с указанием скорости коррозии металла корпуса. Сведения по скорости коррозии трубопроводов заносятся в паспорт трубопровода.

При выявлении специальных видов коррозионных повреждений типа коррозионное растрескивание, межкристаллитная коррозия или расслоение по толщине стенки сведения об этом также заносятся в паспорт сосуда или трубопровода, а вопросы дальнейшей эксплуатации или ремонта сосудов и трубопроводов с такими повреждениями должны быть согласованы со специализированной организацией.

1.7. Контроль скорости коррозии металла стенок сосудов производится в каждый капитальный ремонт, но не реже установленной периодичности технических освидетельствований сосудов. По трубопроводам скорость коррозии контролируется в каждую ревизию.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ ПО ДАННЫМ ФАКТИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ ТОЛЩИНЫ СТЕНОК

2.1. Результаты периодических измерений толщины стенок сосуда или трубопровода служат основанием для определения скорости коррозии металла в условиях эксплуатации.

2.2. Замеры толщины стенок производятся неразрушающими методами контроля или путем засверловки и измерения толщины стенки мерительным инструментом. Предпочтение следует отдавать ультразвуковой толщинометрии.

2.3. Если результаты измерений толщины стенок неразрушающими методами контроля вызывают сомнения, то измерение следует производить сквозной засверловкой.

2.4. На сосудах и трубопроводах, работающих в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию или коррозионное растрескивание под напряжением, сквозные засверловки, с последующей их заделкой методами дуговой сварки, не допускаются.

2.5. Место и способ измерения толщины стенок сосуда или трубопровода определяется по результатам их технического освидетельствования службами технического надзора с учетом особенностей коррозионных поражений в различных частях сосудов и трубопроводов.

2.6. Места расположения точек замеров, способ измерения и результаты измерений должны быть оформлены в коррозионной карте на сосуд или трубопровод и храниться в паспорте (см. карты СЗК-2 и СЗК-3).

Скорость коррозии металла

В случае равномерной коррозии скорость может быть определена по формуле:

v=Δm / S•t, где

• v — скорость коррозии, которую обычно выражают в таких единицах: г/(м 2 •ч) или мг/(см2•сут);
• Δm — убыль (увеличение) массы;
• S — площадь поверхности;
• t — время;

Отметим, что весовой показатель не всегда удобен, особенно если сравнивается коррозия металлов разной плотности. В таких случаях лучше пользоваться глубинным показателем коррозии, т.е. средней глубиной проникновения коррозионного разрушения в металл.

Кроме скорости коррозии металла, к часто используемым показателям (критериям) коррозии относят:

Прямые показатели коррозии

• убыль или увеличение массы, отнесенные к единице поверхности металла;
• глубина коррозии;
• доля поверхности, занятая продуктами коррозии;
• количество коррозионных язв или точек (очагов коррозии) на единице поверхности;
• объем выделившегося с единицы поверхности водорода или поглощенного кислорода;
• время до появления первого очага коррозии;
• время до появления коррозионной трещины или полного разрушения образца;
• сила тока коррозии;

Косвенные показатели коррозии

• изменение физико-механических свойств металла (предела прочности при испытаниях на сжатие и разрыв, относительного удлинения, отражательной способности и др.);
• изменение сопротивления;

Глубинный показатель коррозии

∏=8,76•v/ρ, где

8,76 — коэффициент для перехода от измерения весового показателя скорости коррозии в расчете на 1 ч к глубинному показателю в расчете на 1 год (24 ч • 360=8760 ч);

v — скорость коррозии, г/(м 2 •ч);

ρ — плотность, г/см 3 ;

В том случае, если коррозия имеет местный характер, скорость ее не может быть точно охарактеризована весовым или глубинным показателем. При питтинговой коррозии необходимо определять максимальный глубинный показатель. При межкристаллитной коррозии и коррозионном растрескивании скорость коррозии количественно характеризуется механическим показателем коррозии, например, по потере прочности:

σ — предел прочности до коррозии;

σ1 — предел прочности после коррозии, рассчитанный по отношению к первоначальной площади сечения металлического образца;