Нефть как дисперсная система

Из построения следует, что гидравлический уклон является тангенсом угла наклона этой прямой к горизонту:

(93)

то есть i = const.

Величина и характеризует потери напора на трение в трубопроводе и показывает, что разность статических напоров целиком затрачивается на преодоление гидравлических сопротивлений, возникающих при течении жидкости по трубопроводу.



Таблица 6 - Формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления

Ламинарный режим	Турбулентный режим
Re 2320	Зона Блазиуса	Переходная зона	Автомодельная зона
Зона гидравлически гладких труб	Зона гидравлически шероховатых труб
m = 1	m = 0,25	m = 0,125	m = 0

Перед началом гидравлического расчета исследуется профиль трассы трубопровода для определения на нем перевальных точек и нахождения его расчетной длины. Эта длина может быть значительно меньше геометрической, а перевальная точка не обязательно является наивысшей точкой трассы. Достаточно закачать жидкость на перевальную точку, чтобы она самотеком достигла конца трубопровода.

6.4 Гидравлические расчеты сложных трубопроводов

Различают четыре категории сложных трубопроводов.

I. Коллектор постоянного диаметра с распределенным по длине отбором продукции (раздаточный коллектор в резервуарах, отстойниках, сепараторах).

II. Сборный коллектор переменного диаметра с распределенным по длине поступлением продукции (система сбора скважинной продукции).

III. Коллектор с параллельным участком трубопровода (байпас на водоводах).

IV. Замкнутый коллектор (кольцевой водовод).



6.4.1 Гидравлический расчет трубопровода I категории

Введем понятие о двух расходах:

- транзитный расход жидкости QT, который поступает на участки, примыкающие к рассматриваемому;

- путевой расход жидкости, который отбирается по длине коллектора, qi.

Уравнение материального баланса

(94)

Рис.22. Расчетная схема сложного трубопровода I категории

qi - объемные расходы жидкости в ответвлениях.

Поскольку диаметр раздаточного коллектора одинаков на всем протяжении, а расходы жидкости на различных участках разные, то и режимы течения на каждом участке могут быть разные (рис.22).

Перепад давления при расчете сложных трубопроводов можно рассчитывать и по формуле Дарси-Вейсбаха и по формуле Лейбензона:

(95)

Для рассматриваемого случая перепад на 1-ом участке трубопровода будет:



На втором участке:

На n-ом участке:

Общий перепад по всей длине коллектора:

Таким образом, для сложного трубопровода I категории

(96)

общий перепад давления равен сумме падений давления по участкам.

Алгоритм решения задачи на определение перепада давления:

1. Находятся скорости движения жидкости по участкам.

2. Для каждого участка трубопровода определяется режим движения жидкости по Rе и е.

3. Рассчитывается коэффициент гидравлического сопротивления л, если расчет ведется по формуле Дарси-Вейсбаха, или выбираются по табл. 1 значения коэффициентов в и m, если расчет ведется по формуле Лейбензона.

4. Рассчитываются перепады давления на каждом участке.

5. Рассчитывается общий перепад давления по всей длине коллектора, как сумма перепадов на отдельных участках.

6.4.2 Гидравлический расчет трубопровода II категории

Возможно два варианта трубопроводов данной категории.

Первый - последовательное соединение труб разного диаметра. В этом случае расход жидкости остается постоянным по всей длине трубопровода Q = const , а потери напора в трубопроводе будут равны сумме потерь напора на участках;

(97)

При графоаналитическом способе нахождения характеристики сложного трубопровода предварительно строятся характеристики каждого из его участков (рис.28). Затем они суммируются в единую характеристику всего трубопровода. Для этого для ряда произвольных значений Qi, одинаковых для всех участков и трубопровода в целом, складываются соответствующие им значения hi. Эти суммы для выбранных значений Qi и являются потерями напора в трубопроводе (согласно выражению (97)).

Рис.23. Характеристика сложного трубопровода, состоящего из двух последовательно соединенных труб



Второй вариант - переменный диаметр трубопровода и переменный по длине расход.

Рис.24. Расчетная схема сложного трубопровода II категории

Уравнение материального баланса:

(98)

Так как диаметры труб по участкам разные, то на разных участках возможны различные режимы течения (рис.24).

Алгоритм задачи на определение ДP по всему трубопроводу аналогичен алгоритму предыдущей задачи.

6.4.3 Гидравлический расчет трубопровода III категории

Ответвления от основной магистрали могут быть замкнутыми и разомкнутыми.

Для замкнутых ответвлений - лупингов (от англ. - петля) - справедливы соотношения:

Расход, проходящий через весь разветвленный участок, равен сумме расходов в отдельных ветвях:

(99)

Потери напора для всего разветвления и в любой его ветви равны между собой, так как разность напоров в точках A и B одинакова для всех ветвей:

(100)

где Qобщ. и hобщ. - соответственно расход и потери напора на всем разветвленном участке.

Рис.25. Характеристика сложного трубопровода, имеющего замкнутое ответвление

Гидравлическую характеристику всего разветвленного участка можно найти графоаналитическим способом (рис. 25). Для этого потребуется построить гидравлические характеристики для каждой из параллельных ветвей и, исходя из соотношений 99 и 100, сложить абсциссы для ряда точек этих кривых.

6.5 Увеличение пропускной способности трубопровода

Для увеличения пропускной способности трубопровода можно использовать или вставку большего диаметра или лупинг. Ответить на вопрос: «Что лучше?» поможет расчет гидравлического уклона: лучшим будет тот вариант, где i- минимально.

Если трубопровод имеет вставку другого диаметра dB, то гидравлический уклон в этой вставке определяется через гидравлический уклон и диаметр основной трубы:

(101)

при этом QB = Q.

Если на трубопроводе есть замкнутый параллельный участок (лупинг), диаметром dл , то его гидравлический уклон также определяется через гидравлический уклон и диаметр основного трубопровода:

(102)

В этих формулах предполагается, что характер течения в основной трубе, во вставке и лупинге одинаков, то есть m - одинаково.

Если dЛ = d, тогда при ламинарном течении (m = 1):

(103)

при турбулентном, если m = 0,25:

(104)

если m = 0:

. (105)



Чтобы проверить режим в лупинге, нужно знать расход жидкости через него. Как рассчитать его, зная расход в основной магистрали и диаметры трубопроводов?

Суммарный расход на сдвоенном участке:

, (106)

где QЛ - расход в лупинге;

QM - расход в основной магистрали на сдвоенном участке;

Q - расход в одиночном трубопроводе.

Исходя из равенства потерь напора (или давления) на сдвоенном участке (100): ДPЛ = Д PM и воспользовавшись формулой Лейбензона для расчета потери давления (95), можно записать для основного и параллельного трубопроводов:

Сделаем преобразования:

Общий расход:

Отсюда: (107)

(108)

6.6 Расчет оптимального диаметра трубопровода

Внутренний диаметр трубопровода круглого сечения рассчитывают по формуле:

(109)

Расход перекачиваемой жидкости Q обычно известен.

Поэтому для расчета требуется определить только скорость жидкости . Ее можно принять ориентировочно, исходя из практического опыта. Так, например, жидкость при движении самотеком имеет скорость 0,1-0,5 м/с, а поток жидкости в напорных трубопроводах - 0,5-2,5 м/с.

Приняв значение скорости, можно вычислить внутренний диаметр по (109) и далее выбрать трубу из сортамента.

Рассчитанный таким образом диаметр трубопровода вряд ли окажется наиболее выгодным. Оптимальный диаметр может быть найден на основе технико-экономических расчетов. Очевидно, что чем больше скорость, тем меньше требуемый диаметр трубы, то есть меньше стоимость трубопровода, его монтажа и ремонта, K1. Однако с увеличением скорости резко возрастают потери напора на трение и местные сопротивления. Это ведет к росту затрат на перемещение жидкости, K2.

По мере увеличения диаметра трубопровода затраты K1 будут возрастать, а эксплуатационные расходы K2 уменьшатся. Если просуммировать K1 и K2, получим общие затраты K, которые имеют минимум, соответствующий оптимальному (наиболее выгодному) диаметру трубопровода. При этом затраты K1 и K2 должны быть приведены к одному и тому же отрезку времени, например, к одному году.

Приведенные капитальные затраты для трубопровода:

(110)

где m - масса трубопровода, т;

CM - стоимость 1 тонны труб, руб/т;

KM - коэффициент, учитывающий стоимость монтажа, например 1,8;

n - срок эксплуатации, лет.

Приведенные эксплуатационные затраты, связанные с расходом энергии:

(111)

где N - мощность, кВт;

nДН - количество рабочих дней в году;

СЭ- стоимость одного киловатт-часа энергии, руб/кВт *ч.

6.7 Расчет трубопроводов при неизотермическом движении однофазной жидкости

Говоря об изотермическом движении однофазных жидкостей по трубопроводам, мы полагали, что температура, а следовательно, плотность и вязкость жидкости, остается неизменной на всем протяжении потока и в любой точке его поперечного сечения. Однако, реальные потоки жидкости или подогревают в различных печах или теплообменниках или их естественная теплота рассеивается в окружающей среде.

При движении продукции скважины от забоя к устью и далее до установок подготовки нефти происходит постепенное понижение температуры и разгазирование флюидов (нефти и воды), транспортируемых по одному трубопроводу. С понижением температуры и разгазированием флюидов увеличивается вязкость нефти (эмульсии), понижается Re и, в конечном итоге, увеличивается гидравлическое сопротивление:

tv>н^>Rе>л^.

Падение температуры и глубокое разгазирование особенно нежелательны для высоковязких и парафинистых нефтей.

Также по этой причине транспортирование нефтей на месторождениях Севера должно осуществляться в газонасыщенном состоянии, чтобы снизить их вязкость, а следовательно, и потери от гидравлических сопротивлений.

Последняя ступень сепарации в данном случае должна устанавливаться на центральном пункте сбора нефти или на НПЗ.

Знание законов распределения температуры флюидов по длине нефтепровода необходимо как для проектировщиков нефтесборной системы, так и для эксплуатационников: для правильной расстановки подогревателей и настройки режима их работы.

Для установления закона изменения температуры жидкости по длине трубопровода выделим на расстоянии X от начала трубопровода элементарный участок длиной dX и составим для него уравнение теплового баланса.

Потери теплоты от элементарного участка dX в единицу времени в окружающую среду составят:

(112)

где - поверхность охлаждения элементарного участка, м;

k - коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду.

При движении жидкости через рассматриваемый участок dX она охладится на dt oC и потеряет количество теплоты, равное:

(113)

- так как температура жидкости по мере удаления от начала трубопровода падает.

При установившемся режиме потери теплоты жидкостью должны быть равны теплоте, отдаваемой ею в окружающую среду:

(114)

где k - коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду, Вт/(м2 к);

t - температура жидкости на расстоянии X от начала трубопровода;

t0 - температура окружающей среды;

d - внутренний диаметр трубопровода;

G - массовый расход нефти, кг/с;

CP - удельная массовая теплоемкость нефти, кДж/(кг град).

При этом tH > t > t0.

При стационарном режиме изменением k по длине трубопровода можно пренебречь.

Интегрируя уравнение (114) получаем формулу Шухова для расчета температуры в любой точке трубопровода:

(115)

Это и есть закон распределения температуры жидкости по длине трубопровода.

Температура в конечной точке трубопровода при x=l

, (116)

где Шу - параметр Шухова:

(117)

Если в трубопроводе охлаждается парафинистая нефть и выпадает парафин, то нужно учитывать скрытую теплоту кристаллизации парафина. Черникин В.И. предложил внести для этого изменения в параметр Шухова:

(118)

где k - скрытая теплота кристаллизации парафина, равная 226-230 кДж/кг;

е - относительное содержание парафина, выпадающего из нефти;

T* - температура, при которой начинается выпадение парафина;

Tе - температура, для которой известно е.

При снижении температуры и повышении вязкости нефти увеличивается работа как на преодоление внутреннего трения, так и трения между нефтью и стенкой трубы.

Лейбензон Л.С. внес поправку в формулу Шухова, учитывающую работу трения потока жидкости, превращающуюся в теплоту. С учетом поправки Лейбензона формула записывается так:



(119)

где i - средний гидравлический уклон.

Для нефти CP ~2,09 кДж/(кг град), для воды CP ~4,19 кДж/(кг град).

В неизотермическом трубопроводе в общем случае могут наблюдаться два режима течения: на начальном участке при сравнительно высокой температуре жидкости - турбулентный режим, а в конце- ламинарный. Температура, соответствующая переходу турбулентного режима в ламинарный, называется критической.

Как определить ее?

Критическое значение вязкости, при которой турбулентный режим переходит в ламинарный, определяется исходя из значения Reкр :

(120)

Вязкость жидкости можно вычислить по формуле Филонова П.А.:

(121)

где u- коэффициент крутизны вискограммы, 1/град.

Проведем следующие преобразования уравнения (121) с учетом уравнения (120):

Отсюда: (122)

Обозначения:

t - температура нефти, при которой требуется узнать вязкость, oC;

tx - произвольная температура, выбранная в рабочем интервале температур;

нx - кинематическая вязкость нефти при температуре tx.

Если мы не располагаем экспериментальной кривой температурной зависимости вязкости, то для аналитического определения показателя крутизны вискограммы необходимо знать вязкость нефти н1 и н2 при двух температурах t1 и t2. Подставляя эти данные в уравнение (121) и логарифмируя его, получим:

Вычитая из первого равенства второе, найдем:

(123)

Для ориентировочного определения вязкости нефтей в зависимости от их температуры и плотности можно пользоваться графическими зависимостями.

Очевидно, что при tKP ? tH в трубопроводе только ламинарный режим, а при tKP ? tК - режим только турбулентный. При tH >tKP >tK в трубопроводе имеют место два режима.

Длина турбулентного участка lt определится из формулы Шухова: 

(124)

По этой же формуле определится длина ламинарного участка, заменяя tH на tKP - в числителе и tKP на tK - в знаменателе, а также KT на KЛ.

Если в трубопроводе два режима, то температура потока в конце трубопровода:

(67)

Потерю напора на трение в неизотермическом трубопроводе определяют отдельно для ламинарного и турбулентного участков. Сумма - дает потерю напора для всего трубопровода:

Потеря напора на трение в неизотермических условиях определяется по формуле:

(126)

где - потеря напора на трение при t = tH по всей длине соответствующего участка трубопровода;

Д - поправочный множитель, учитывающий неизотермичность потока вследствие падения температуры как по длине потока, так и радиусу трубы.



7. Газопроводы для сбора нефтяного газа

Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают систему газопроводов и компрессорные станции.

При самотечной системе сбора с индивидуальным замерно-сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов, т.е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС, или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на месторождениях резко сокращается.

По назначению газопроводы (рис.26) подразделяются на: подводящие газопроводы 1, сборные коллекторы 2 и нагнетательные газопроводы 3.

Рис. 26. Схема газосборных коллекторов

а) линейная; б) лучевая; в) кольцевая Г - групповая замерная установка; Ш - шлейфы или выкид; 1-подводящие газопроводы; 2-сборные коллекторы; 3-нагнетательные линии; 4-сепараторы

Нагнетательные газопроводы берут свое начало у компрессорных станций и служат для: 1)подачи газа в газовую шапку продуктивных пластов с целью поддержания давления и продления фонтанирования скважин; 2) подачи газа через газораспределительные будки к устьям компрессорных скважин; 3)подачи газа дальним потребителям; 4) подачи газа на ГПЗ или газофракционирующую установку (ГФУ).

Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, его размера и размещения групповых замерных установок или ДНС. Название газосборной системы обычно определяется формой газосборного коллектора: если газосборный коллектор представляет собой одну линию от куста скважин до КС, газосборная система называется линейной (рис.31,а); если газосборные коллекторы сходятся в виде лучей к одному пункту, газосборная система называется лучевой (рис.31,б). При кольцевой системе газосборный коллектор огибает площадь нефтяной структуры и для большей его маневренности в работе на нем делают одну или две перемычки (рис.31,в).

При выборе системы сбора нефтяного газа руководствуются следующими соображениями:

обеспечение бесперебойности подачи газа;

маневренности системы, удобства обслуживания газосборных сетей при минимизации расходов на их сооружение и эксплуатацию.

Кольцевая система сбора газа имеет существенное преимущество в том, что, в случае аварии на каком-либо ее участке, можно перекрытием отключающих задвижек обеспечить бесперебойную подачу газа с остальных участков.

7.1 Расчет простого газопровода

При движении реального газа по трубопроводу происходит значительное падение давления по длине в результате преодоления гидравлических сопротивлений. В этих условиях плотность газа уменьшается, а линейная скорость - увеличивается.

Установившееся изотермическое (Т=const) движение газа в газопроводе описывается системой трех уравнений:

Уравнение Бернулли, закон сохранения энергии:

dP/gг + d/2g + dz + *dx/d * 2/2g = 0 (127)

Уравнение состояния:

P =г*Rг*T*z, (128)

где Rг = R/M (129)

Закон сохранения массы, выражающийся в постоянстве массового расхода:

G = г*s = const (130)

При этом следует помнить, что изотермический процесс описывается уравнением Бойля-Мариотта:

Р/ = const (131)

При выводе расчетной формулы вторым и третьим слагаемыми в уравнении (127) пренебрегают, т.к. считают, что увеличения линейных скоростей в газопроводе не происходит и газопровод проложен горизонтально. При этих допущениях уравнение (127) запишется в виде:

-dP/gг = *dx/d * 2/2g = 0 (132)

Определим из (130) линейную скорость и подставим в (132), получаем:



-dP/gг = *dx/d *G2/2gS2г2 (133)

Умножив левую и правую части на г2 и сократив g, получим:

-г*dP = *dx/d *G2/2S2 (134)

Из (129) выразим г и подставим в последнее выражение, получим:

-PdP/z RгT = *dx/d * G2/2S2 = 0 (135)

Возьмем интеграл от данного уравнения в пределах от начального давления Р1 до конечного Р2 в газопроводе длиной от 0 до L:

-1/zRгTР2Р1PdP = * G2/2dS2L0dx (136)

Подставив вместо площади величину S = d2/4, получим окончательно:

P12 - P22/2 z RгT = * 16 G2 L / 2 2d5 (137)

Или G = d2/4(P12 - P22)d/zRгTL , кг/с (138)

Формула (138) является основной для расчета массового расхода газа по трубопроводу. В системе СИ размерности величин следующие:

G - массовый расход газа, кг/с;

d - внутренний диаметр газопровода, м;

P12,P22 - давление в начале и конце газопровода, соответственно, Па;

- коэффициент гидравлического сопротивления;

Rг - газовая постоянная, Дж/(кг*К);

R - универсальная газовая постоянная, равная 8314 Дж/(кмоль*К);

T - абсолютная температура газа, К;

L - длина газопровода, м;

- линейная скорость газа, м/с;

г - плотность газа, кг/м3.

По уравнению состояния для газа и воздуха имеем:

Rгг = Rвв или Rг = Rвв/г = Rв/, (139)

где = г/в - относительная плотность газа по воздуху.

Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям:

Vг = G/су = G/*в , (140)

где су - плотность газа при С.У.

Подставив в (138) значения Rг и G, получим:

Vг = k0(P12 - P22)d5/zTL, (141)

где k0 = /4 * 1/вRВ.

При стандартных условиях (t=20С, Р=760 мм рт. ст.) плотность воздуха В=1.205 кг/м3 и , 0=3.8710-2.

Тогда (142)

При нормальных условиях (t =0С, Р=760 мм рт. ст.) плотность воздуха В=1.293 кг/м3 и RB=287 Дж/кгК, 0=3.5910-2.



7.1.1 Гидравлический расчет

Значение коэффициента гидравлического сопротивления рассчитывается в зависимости от режима движения газа и шероховатости труб по тем же формулам, что и для нефтепровода.

Для гидравлических гладких труб не зависит от шероховатости внутренней поверхности трубы и рассчитывается по формуле:

=0.067(158/Re)0.2=0.1844/ Re0.2 (143)

При квадратичном режиме течения не зависит от Re, и является функцией относительной шероховатости:

=0.067(2/d)0.2 (144)

По универсальной формуле ВНИИ газа:

=0.067(158/Re+2/d)0.2 (145)

Значение числа Re для смеси газов:

, (146)

где С=у11+ у22+…+ уnn - вязкость смеси газов;

i - вязкость отдельных компонентов газа, кг/мс;

уi - объемная доля компонента в составе газа;

С - плотность смеси газов в условиях трубопровода, кг/м3.



, (147)

где 0 - плотность смеси газов при Н.У., кг/м3;

Рср и Р0 - соответственно среднее давление в трубопроводе и барометрическое, Па;

ТСР и Т0 - соответственно средняя температура перекачки и температура абсолютного нуля (273.15).

. (148)

Упрощение: по данным ВНИИ газа для новых труб =0.03мм. Тогда из (144):

=0.03817/d0.2. (149)

При технических расчетах (с учетом местных сопротивлений) можно принимать =(1.03-1.05)ТР. (150)

Обычно течение газа происходит при высоких скоростях, когда сопротивление определяется только шероховатостью труб (квадратичная зона). Т.к. шероховатость не зависит от диаметра трубопровода, можно считать, что зависит только от диаметра газопровода.

Одной из формул типа = (d), получившей широкое распространение, является формула Веймаута:

=0.009407/ (151)

Формула Веймаута (151) может использоваться при ориентировочных расчетах диаметра и пропускной способности простого газопровода. В этом случае расчетные формулы имеют вид:

, (152)

. (153)

Из формулы (142) можно получить выражение для определения длины L, диаметра d и конечного давления Р2 при известном начальном Р1:

. (154)

7.1.2 Изменение температуры газа по длине газопровода

(155)

где a=kD/GCCP;

Т1 - начальная температура газа;

L - расстояние до рассматриваемой точки;

Dh - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.

Первое слагаемое характеризует внешний теплообмен, второе - изменение температуры газа за счет эффекта Джоуля-Томсона, третье - изменение температуры газа в зависимости от его положения по высоте газопровода.

Как следует из этого уравнения, за счет эффекта Джоуля-Томсона температура транспортируемого реального газа может быть даже ниже температуры окружающего грунта.

Когда эффект Джоуля-Томсона не учитывается, Dh=0, и считается, что газопровод горизонтальный, z=0, из этого уравнения непосредственно следует формула Шухова для расчета температуры газа в трубопроводе.

При расчете по формуле Шухова температура газа никогда не может быть ниже температуры грунта.

При отсутствии внешнего теплообмена между газом и грунтом, т.е. в условиях идеальной теплоизоляции газопровода, температура транспортируемого газа изменяется только за счет эффекта Джоуля-Томсона и изменения положения центра тяжести потока.

Отмеченные особенности течения реального газа по газопроводу указывают на необходимость учета эффекта Джоуля-Томсона при определении температуры транспортируемого газа по длине газопровода.

Рис.27. Изменение давления по длине газопровода

7.1.3 Изменение давления по длине газопровода

Требуется определить давление в любой точке на расстоянии Хот начала газопровода.

Записав по формуле (138) для двух участков газопровода (от его начала до т. Х и от т. Х до конца газопровода) массовые расходы газа и, учитывая постоянство расхода по длине газопровода, приравняем правые части уравнения, получим:



, (156)

Откуда . (157)

Отсюда следует, что давление по длине газопровода уменьшается по параболическому закону (рис.32). Из характера кривой вытекает, что по длине газопровода градиент давления постепенно увеличивается, т.е. гидравлический уклон не является постоянным.

В начале газопровода, когда давление и плотность газа высокие, а удельный объем газа () мал, потери давления в газопроводе незначительны, т.е. градиенты давления малы. По мере удаления газа от начала трубопровода давление падает, а удельный объем газа увеличивается, что приводит к увеличению скорости движения газа и, соответственно, росту потерь давления на трение, пропорциональных квадрату скорости (уравнение Дарси-Вейсбаха).

Т.к. в газопроводах закон падения давления по длине имеет нелинейный характер, то среднее давление определяется как среднеинтегральное (148).

7.2 Расчет сложного газопровода

Сборный коллектор газа большой протяженности (рис.31) представляет собой сложный газопровод: к нему подключено несколько газовых линий от групповых замерных установок. Данный коллектор необходимо прокладывать с изменяющимся диаметром. Диаметры отдельных участков определяют исходя из количества проходящего по ним газа.

Таким образом, при расчете сложных газопроводов их следует разбивать на отдельные участки, равные промежуткам между подключениями к данному газопроводу других газопроводов. Каждый такой участок рассчитывают как простой газопровод. Потеря давления на всем протяжении газопровода будет равна сумме потерь давлений на всех участках. Тогда давление в конечной точке газопровода можно определить по формуле:

, (158)

где Рк, РН - соответственно конечное и начальное давления, н/м2;

vn - расходы газа на отдельных участках, млн. м3/сут;

ln - длины отдельных участков, м;

К - коэффициент, равный 0.0343/;

n - число участков;

dк - диаметр конечного участка.



8. Внутренняя коррозия трубопроводов

нефтяной эмульсия скважина коррозия

Ежегодно на нефтепромысловых трубопроводах происходит около 50-70 тыс. отказов. 90% отказов являются следствием коррозионных повреждений. Из общего числа аварий 50-55% приходится на долю систем нефтесбора и 30-35% - на долю коммуникаций поддержания пластового давления.

42% труб не выдерживают пятилетней эксплуатации, а 17% -даже двух лет. На ежегодную замену нефтепромысловых сетей расходуется 7-8 тыс. км труб или 400-500 тыс. тонн стали.

В чем же причина и каков механизм процесса внутренней коррозии трубопроводов, транспортирующих нефть и воду?

8.1 Теоретические основы процесса электрохимической коррозии металлов

Коррозия - это разрушение металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно-восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела фаз.

Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разрушения поверхности металла различают:

Равномерную или общую коррозию, т.е. равномерно распределенную по поверхности металла. Пример: ржавление железа, потускнение серебра.

Местную или локальную коррозию, т.е. сосредоточенную на отдельных участках поверхности. Местная коррозия бывает различных видов:

В виде пятен - поражение распространяется сравнительно неглубоко и занимает относительно большие участки поверхности;

В виде язв - глубокие поражения локализуются на небольших участках поверхности;

В виде точек (питтинговая) - размеры еще меньше язвенных разъеданий.

Межкристаллитную коррозию - характеризующуюся разрушением металла по границам кристаллитов (зерен металла). Процесс протекает быстро, глубоко и вызывает катастрофическое разрушение.

Избирательную коррозию - избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным.

Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. КР может быть вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося в процессе коррозии.

По механизму протекания различают химическую и электрохимическую коррозию.

Химическая коррозия характерна для сред не проводящих электрический ток.

Коррозия стали в водной среде происходит вследствие протекания электрохимических реакций, т.е. реакций сопровождающихся протеканием электрического тока. Скорость коррозии при этом возрастает.

Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макро- или микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом.

Причины возникновения гальванических пар в металлах:

Соприкосновение двух разнородных металлов;

Наличие в металле примесей;

Наличие участков с различным кристаллическим строением;

Образование пор в окисной пленке;

Наличие участков с различной механической нагрузкой;

Наличие участков с неравномерным доступом активных компонентов внешней среды, например, воздуха, и, таким образом, образуются гальванические элементы, микропары, то есть образуются анодные и катодные участки. Анодом является металл с более высоким отрицательным потенциалом, катодом является металл с меньшим потенциалом. Между ними возникает электрический ток.

Процесс коррозии можно представить следующим образом.

На аноде: (реакция окисления)

Fe - 2 e Fe 2+ (1)

На анодных участках атомы железа переходят в раствор в виде гидратированных катионов Fe 2+, то есть происходит анодное растворение металла и процесс коррозии распространяется вглубь металла.

Оставшиеся свободные электроны перемещаются по металлу к катодным участкам.

На катоде: (реакция восстановления)

2 Н+ + 2 e 2 Нaдс. (2)

При рН < 4,3 происходит разряд всегда присутствующих в воде ионов водорода и образование атомов водорода с последующим образованием молекулярного водорода:

Н + Н Н2 . (3)

При рН > 4,3 доминирует взаимодействие электронов с кислородом, растворенным в воде:

О2 + 2 Н2О + 4 е 4 ОН-- (4)

Катионы Fe 2+ и ионы ОН-- взаимодействуют с образованием закиси Fe:

Fe2+ + 2 OH-- Fe(OH)2. (5)

если в воде достаточно свободного кислорода, закись Fe может окислиться до гидрата окиси Fe:

4Fe(OH)2 + О2 + 2 Н2О 4Fe(OH)3 , (6)

который выпадает в виде осадка.

Итак, в результате протекания электрического тока анод разрушается: частицы металла в виде ионов Fe 2+ переходят в воду или эмульсионный поток. Анод, разрушаясь, образует в трубе свищ.

Рассмотрим, от каких факторов зависит скорость коррозии.

8.1.1 Факторы коррозионного разрушения трубопроводов

1. Температура и рН воды

Можно выделить 3 зоны:

1) рН < 4,3 . Скорость коррозии чрезвычайно быстро возрастает с понижением рН. (Сильнокислая среда).

2) 4,3 < рН < 9-10. Скорость коррозии мало зависит от рН.

3) 9-10 < рН < 13. Скорость коррозии убывает с ростом рН и коррозия практически прекращается при рН = 13. (Сильнощелочная среда).

В первой зоне на катоде протекает реакция разряда ионов водорода и образование молекулярного водорода (реакции 2,3); во второй и третьей зоне - идет реакция образования ионов гидроксила ОН-- (реакция 4).

Повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы, так как увеличивает скорость движения ионов, а, следовательно, и скорость коррозии.

2. Содержание кислорода в воде

Как было отмечено выше, железо труб подвергается интенсивной коррозии в кислой среде при рН < 4,3 и практически не корродирует при рН > 4,3, если в воде отсутствует растворенный кислород.

Если в воде есть растворенный кислород, то коррозия железа будет идти и в кислой, и в щелочной среде.

3. Парциальное давления СО2

Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает свободная углекислота (СО2), содержащаяся в пластовых водах. Известно, что при одинаковом рН коррозия в углекислотной среде протекает более интенсивно, чем в растворах сильных кислот .

На основании исследований установлено, что системы с РСО2 0,02 МПа считаются коррозионно-неопасными, при 0,2 РСО2 0,02 - возможны средние скорости коррозии, а при РСО2> 0,2 МПа - среда является высококоррозивной.

Объяснение влияния СО2 на коррозионную активность среды связано с формами нахождения СО2 в водных растворах. Это:

- растворенный газ СО2;

- недиссоциированные молекулы Н2СО3;

- бикарбонат ионы НСО3-;

- карбонат-ионы СО32-.

В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми формами:

СО2 + Н2О Н2СО3 Н+ + НСО3- 2Н+ + СО32- . (7)

СО2 может влиять по двум причинам:

1. Молекулы Н2СО3 непосредственно участвуют в катодном процессе :

H2CO3 + e Надс + HCO3- (8)

2. Катодному восстановлению подвергается бикарбонат-ион:



2НСО3- + 2e Н2 + СО32- (9)

3. Н2СО3 играет роль буфера и поставляет ионы водорода Н+ по мере их расходования в катодной реакции (2):

H2CO3 H+ + HCO3- (10)

При взаимодействии Fe2+ c НСО3- или Н2СО3 образуется осадок карбоната железа FeСО3:

Fe2+ + HCO3 - FeCO3 + H+ (11)

Fe2+ + H2CO3 FeCO3 + 2H+ (12)

Все исследователи обращают внимание на огромное влияние продуктов коррозии железа на скорость процесса коррозии.

4FeCO3 + O2 2Fe2O3 + 4CO2 (13)

Эти осадки являются полупроницаемыми для коррозионно-агрессивных компонентов среды и замедляют скорость разрушения металла.

Таким образом, можно выделить две характерные особенности действия диоксида углерода.

1. Увеличение выделения водорода на катоде.

2. Образование карбонатно-оксидных пленок на поверхности металла.

Минерализация воды

Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их концентрации до определенного предела повысит электропроводность среды и, следовательно, ускорит процесс коррозии.

Уменьшение скорости коррозии связано с тем, что:

1) уменьшается растворимость газов, СО2 и О2, в воде;

2) возрастает вязкость воды, а, следовательно, затрудняется диффузия, подвод кислорода к поверхности трубы (к катодным участкам, реакция 4).

5. Давление

Повышение давления увеличивает процесс гидролиза солей и увеличивает растворимость СО2. (Для предсказания последствий - см. пп. 3 и 4).

6. Структурная форма потока

Относительные скорости течения фаз (газа и жидкости) в газожидкостных смесях (ГЖС) в сочетании с их физическими свойствами (плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и т.д.) и размерами и положением в пространстве трубопровода определяют формирующиеся в них структуры двухфазных (многофазных) потоков. Можно выделить семь основных структур: пузырьковая, пробковая, расслоенная, волновая, снарядная, кольцевая и дисперсная.

Каждая структура ГЖС влияет на характер коррозионного процесса.

Вопрос о связи коррозионных процессов в трубопроводах со структурами потоков, транспортируемых по ним ГЖС, всегда интересовал и продолжает интересовать специалистов по коррозии. Имеющаяся информация о связи структур течения ГЖС с коррозией является еще недостаточно полной.

Но тем не менее известно, например, что кольцевая (дисперсно-кольцевая) структура ГЖС снижает интенсивность коррозии трубопровода; снарядная (пробково-диспергированная) может способствовать коррозионно-эрозионному износу трубопровода по нижней образующей трубы на восходящих участках трассы, а расслоенная (плавная расслоенная) - развитию общей и питтинговой корозии в зоне нижней образующей трубы и в, так называемых, "ловушках" жидкости (особенно при выделении соленой воды в отдельную фазу).

Биокоррозия, коррозия под действием микроорганизмов.

С этой точки зрения имеют значение сульфат-восстанавливающие анаэробные бактерии (восстанавливают сульфаты до сульфидов), обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах.

В результате деятельности сульфат-восстанавливающих образуется сероводород Н2S, который хорошо растворяется в нефти и в дальнейшем взаимодействует с железом, образуя сульфид железа, выпадающий в осадок:

Fe + H2S FeS + H2 (14)

Под влиянием Н2S изменяется смачиваемость поверхности металла, поверхность становится гидрофильной, то есть легко смачивается водой, и на поверхности трубопровода образуется тонкий слой электролита, в котором и происходит накопление осадка сульфида железа FeS.

Сульфид железа является стимулятором коррозии, так как участвует в образовании гальванической микропары Fe - FeS, в которой является катодом (то есть разрушаться будет Fe как анод).

Некоторые ионы, например ионы хлора, активируют металлы. Причиной активирующей способности ионов хлора является его высокая адсорбируемость на металле. Хлор-ионы вытесняют пассиваторы с поверхности металла, способствуют растворению пассивирующих пленок и облегчают переход ионов металла в раствор. Особенно большое влияние ионы хлора оказывают на растворение железа, хрома, никеля, нержавеющей стали, алюминия.

Итак, коррозионную агрессивность воды характеризуют природа и количество растворенных солей, рН, жесткость воды, содержание кислых газов.

Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, структуры потока и количественного соотношения воды и углеводородов в системе.

Способы предупреждения внутренней коррозии трубопроводов подразделяются на технические (механические), химические и технологические.

8.2 Защита трубопроводов от внутренней коррозии

Существующая схема эксплуатации большинства месторождений с поддержанием пластового давления за счет закачки в пласт сточной воды способствует повышению агрессивности среды, в которой "работают" трубы при добыче и транспортировке сырья.

Очевидно, что применяемые в настоящее время методы ингибиторной защиты не могут решить проблемы полностью. Добиться повышения надежности и снижения аварийности промысловых трубопроводов можно только за счет применения комплексных мер. Среди них основной, по-видимому, можно считать смену материала труб на коррозионно-устойчивый, а также применение труб с антикоррозионным покрытием, то есть технические способы защиты.

8.2.1 Технические способы защиты

Кардинальным средством борьбы с коррозионным повреждением стальных труб является замена их на пластмассовые.

Пластмассовые трубы могут быть двух видов:

- на малые давления до 1,0 МПа - из полиэтилена низкого давления (ПНД), а также из полипропилена, поливинилхлорида, полибутена, акрилонитрилбутадиона;

- на давление 4,0-6,0 МПа и выше - из композитных материалов: стеклопластиковые, бипластмассовые, армированные, термопластичные.

Полиэтиленовые трубы имеют в 7 раз меньшую массу, чем стальные. Для их монтажа не требуется тяжелого подъемно-транспортного оборудования. Они обладают большой эластичностью, высокой гладкостью, вследствие чего их пропускная способность увеличивается на 2-3%.

Полиэтиленовые трубы могут использоваться для транспорта минерализованных вод любой агрессивности (ГОСТ 18599-83).

Что касается транспорта нефти, нефтяной эмульсии, газового конденсата по напорным трубопроводам из полиэтиленовых труб, то здесь следует учитывать эффект набухаемости полиэтилена.

С увеличением концентрации сорбированной нефти снижается прочность полиэтилена. Например, при увеличении концентрации нефти в полиэтилене до 5% его прочность снижается на 10%.

Таким образом, основной недостаток полиэтиленовых труб - малая прочность. Поэтому во всем мире ведутся исследования по созданию пластмассовых труб, c одной стороны, химически стойких против агрессивных сред, с другой - обладающих прочностью, соизмеримой со стальными трубами.

Решением этой проблемы являются трубы из композитных материалов: стеклопластиков, из армированных термопластов.

Теплопроводность стеклопластика в 250 раз меньше, чем у металла, то есть он обладает повышенными теплоизоляционными характеристиками.

Для предотвращения внутренней коррозии нефтесборных трубопроводов в ОАО "Татнефть", например, выбраны следующие направления:

- для перекачки беспарафинистых серосодержащих нефтей используются металло-пластмассовые трубы, коррозионно-стойкие гибкие трубы производства КВАРТ (г.Казань);

- для парафинистых нефтей применяются трубы со специальным защитным покрытием, выдерживающем температуру эксплуатации до 150^оС.

ОАО "Татнефть" имеет опыт применения стеклопластиковых труб Нидерландской фирмы Wavin (Вавин).

С 1988г. стеклопластиковые трубы безотказно работают в качестве НКТ, диаметр 89 мм. Положительные результаты получены по системе нефтесбора: диаметр 159 мм и давление 2,8 МПа. Отрицательные результаты получены при испытании стеклопластиковых труб в системе ППД в качестве разводящего водовода (давление 12,5 МПа): не выдержали давления клеевые соединения, повороты (колена).

В основе последней разработки компании Ameron (Нидерланды), специализирующейся на выпуске стеклопластиковых труб для нефтяной промышленности - технология стальной полосы, применяемая компанией British Aerospace для изготовления высокопрочных оболочек двигателей космических ракет. Новый материал SSL - это ламинированный композитный материал, который сочетает преимущества высокопрочной стали с коррозионной стойкостью стекловолокна. Из него производятся легкие, гладкие, антикоррозионные трубы, выдерживающие давление почти до 40 МПа - для малых диаметров и до 4 МПа - для больших диаметров и температуру до 110 оС.

Трубы Bondstrand SSL состоят из слоев стальной ленты, заключенных внутри эпоксидной, армированной стекловолокном, оболочки. Они могут использоваться для сооружений выкидных линий, линий нефтесбора, подводных трубопроводов и трубопроводов для нагнетания воды в скважины, а также как НКТ и обсадные трубы.

Толщина стенки трубы Bondstrand SSL ( в несколько раз) меньше толщины стенки обычной стекловолокнистой трубы, что обеспечивает более высокую пропускную способность (при одинаковом давлении).

Соединительная система Койл-Лок (Coil-Lock) - конусное резьбовое соединение с пластичной спиральной шпонкой - обеспечивает трубам Bondstrand SSL прочность и герметичность, быстроту монтажа. Новые трубы имеют еще одно ценное свойство: электропроводный стальной слой позволяет осуществлять электромониторинг трубопровода, уложенного под землей.

Минимальный срок эксплуатации таких труб в условиях Сибири - 20 лет, стандартный срок - более 50 лет.

В России пионером в области применения труб Bondstrand SSL является компания "Славнефть-Мегионнефтегаз". Она начала их использовать в 1995 г. На 2000 г. российские компании заказали фирме Ameron 262 км таких труб. В Казахстан за последние 2 года поставлено 116 км труб.

Потребителями являются Тюменская Нефтяная компания, "Мегионнефтегаз", "Черногорнефть", "Ваньеганнефть" и т.д.

Задача надежности защиты от внутренней коррозии решается с помощью технологии футерования трубных плетей полиэтиленом и специальной конструкцией стыка. Однако, единой методики выбора типа покрытия в зависимости от свойств транспортируемой среды и условий эксплуатации трубопровода не выработано.

В начале 80-х годов в связи с ростом коррозионной активности добываемых жидкостей и увеличением протяженности трубопроводов стали применяться гибкие трубы.

В первую очередь гибкие трубы начали применяться в системе ППД на месторождениях с особо агрессивными средами, содержащими:

- сероводород до 600 мг/л;

- углекислый газ до 1200 м/л;

- высокоминерализованные растворы ;

- активные ионы хлора (Cl-) ;

свободный кислород .

Срок службы стальных трубопроводов в этих условиях не превышал 1 года, а срок промысловой наработки гибких труб (в АО «Самаранефтегаз») приближается к 15 годам.

Техническая характеристика гибких труб для выкидных линий нефтяных скважин, водоводов пластовых сточных вод и технологических трубопроводов приведена в табл.7.



Таблица 7 - Техническая характеристика гибких труб «Росфлекс»

Показатели	Внутренний диаметр, мм
	50	75	100	150*
Рабочее давление, Мпа	4	10	15	20	4	10	15	20*	4	10	20*	4
Наружный диаметр, мм	82	85	86	86	110	113	114	115	130	133	135	180
Масса 1 м, кг	6.0	7.5	7.8	8.0	8.0	9.5	10	10.5	10.5	12.0	12.5	16.0
Длина секции, м, не более	350	220	150	100
Тип соединения	Фланцевый или сварной

*Готовится производство.

Трубы выпускаются внутренним диаметром 50, 75 и 100 мм на рабочее давление до 20 МПа, массой 1м не более 12 кг, максимальная длина секции до 350 м. Готовится производство труб диаметром 150 мм.

Гибкие трубы состоят из внутренней полимерной камеры 1, армирующих слоев 2, наружной полимерной оболочки 3 и концевых соединений 4 (рис.28).

Гибкие трубы рассчитаны на траншейную прокладку и прокладку по поверхности земли.

Кроме региона Средней Волги гибкие трубы работают и в других климатических условиях при температуре окружающей среды от -450 до +500 С : в Западной Сибири, республики Коми, на о.Сахалин. Гибкие водоводы и выкидные линии работают также в Казахстане, на полуострове Мангышлак и в Азербайджане на морском месторождении.

Рис.28. Конструкция гибкой трубы

8.2.2 Технологическая защита трубопроводов

На нефтяных месторождениях преимущественное развитие получили однотрубные системы сбора продукции скважин. Возрастание объемов попутно добываемой воды приводит к перегрузке сборных трубопроводов и снижению их коррозионной надежности, сроков эксплуатации.

Технико-экономические показатели и надежность систем сбора нефти тесно связаны с техникой и технологией разделения продукции скважин.

Как показано в предыдущем материале, в качестве основного принципа технологии первичного (предварительного) разделения продукции скважин на современном этапе выделяется дифференцированный или путевой сброс свободной воды, то есть отбор воды во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы.

Это позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующий ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования.

Путевой сброс воды из продукции скважин может осуществляться по отдельным коллекторам, вблизи наиболее обводненных кустов скважин, на пониженных участках трассы, где скапливается свободная вода, вблизи существующих кустовых насосных станций системы ППД.

Основным требованием к технологии путевого сброса воды является его осуществление без применения сложного технологического оборудования, требующего присутствия обслуживающего персонала, и при естественной температуре продукции скважин. При необходимости для разрушения эмульсии продукция может обрабатываться реагентом-деэмульгатором. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии (на входе в установку), чтобы при дальнейшем транспорте не происходило выделение свободной воды из эмульсии или оно было минимальным.

8.3 Особенности коррозии трубопроводов в условиях Западной Сибири

В Западной Сибири для нефтесборных трубопроводов большого диаметра характерны коррозионные разрушения в форме протяженных канавок, расположенных строго по нижней образующей труб. В начальной стадии разрушение представляет собой следующие друг за другом язвенные углубления, которые в последующем сливаются в непрерывную канавку шириной 20-60 мм и длиной 5-20 м.

Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию трубопроводов показал, что:

- локальные коррозионные разрушения нижней части труб и аварийные порывы нефтепроводов стали проявляться, когда обводненность нефти возросла до 50%, нефтяные эмульсии стали неустойчивыми и из них начала выделяться вода в виде отдельной фазы;

- пластовая вода слабокоррозивна: минерализация хлоркальциевых вод невелика и составляет 20-40 г/л, рН воды нейтральный, температура 40 оС;

- в водной фазе нефтяной эмульсии содержится до 250 мг/л двуокиси углерода и биогенный сероводород в количестве 2-10 мг/л;

- в попутных нефтяных газах содержится до 6% масс. СО2 и сероводорода 1,5 мг/м3;

- нефти Западной Сибири парафинистые, легкие и маловязкие, характеризуются невысокой устойчивостью нефтяных эмульсий. Таким образом, и со стороны нефти и газа особой разрушительной коррозии не ожидается.

Каким же образом в не очень коррозивной среде проявляется, причем только в нижней части труб, локальная коррозия металла?

Большинство исследователей, занимавшихся изучением коррозии стали в подобных условиях, считают, что коррозионный процесс разрушения металла протекает по углекислотному механизму.

Для Западной Сибири характерно выпадение солей из водной фазы продукции скважин, что, в принципе, возможно вследствие действия следующих факторов (или их комбинаций):

- уменьшение общего давления в системе;

- изменения температуры;

- изменения химического состава воды, что возможно или при смешении вод различного состава, или в результате коррозии, когда вода обогащается ионами железа.

В этих условиях процесс углекислотной коррозиии протекает следующим образом.

На внутренней поверхности трубопровода происходит отложение карбоната кальция СаСО3. В некоторых местах защитная пленка осадка СаСО3 может отслоиться. Это происходит под действием или механических факторов, таких как абразивное действие взвешенных частиц, гидравлические удары , вибрации трубопровода, вызванные прохождением газовых пробок и др., или в результате механо-химического растворения пленки в местах напряженного состояния трубопроводов.

Обнаженный участок металла и остальная поверхность трубы, покрытая осадком, образуют гальваническую макропару, где металл является анодом, а поверхность трубы - катодом. Начинается интенсивный процесс коррозии, его скорость может достигать 5-8 мм/год.

Приэлектродный слой обогащается ионами железа Fe 2+ (реакция 1) и создаются условия для осаждения карбоната железа FeCO3 (реакции 11,12), который блокирует коррозию.

Участки язв, где произойдет отслоение FeCO3, вновь превращаются в активные аноды.

Однако, перечисленные воздействия: гидравлические удары, вибрации, механо-химическое растворение, носят непредсказуемый характер и не объясняют локализации коррозионного разрушения в нижней части труб.

Феномен локализации коррозионного разрушения по нижней образующей трубы может быть обусловлен особенностями гидродинамики течения газожидкостных потоков (трехфазных нефтяных эмульсий) по трубопроводам.

В условиях недостаточно высокой скорости потока (0,1-0,9 м/с) формируется расслоенная структура течения ГЖС, то есть вода выделяется в отдельную фазу. Поверх воды будет двигаться нефтяная эмульсия и газ.

На границе раздела жидких фаз возникнут волны, в частности из-за разницы в вязкости соприкасающихся фаз. При перемещении этих волн вдоль течения транспортируемой смеси на границе раздела жидких фаз наблюдаются вторичные явления: отрыв капель воды и их вращение, что приводит к возникновению вихревых дорожек из множества капель воды строго вдоль нижней образующей трубы (рис.29).

Рис.29. Схема образования вихрей на волновой поверхности раздела фаз нефть-вода

Часть присутствующих в водной фазе механических примесей (карбонатов и сульфидов железа, песка и глины) попадает во вращающиеся капли воды и участвует в постоянном гидроэрозионном воздействии на защитную пленку из карбонатов в нижней части трубы. Поэтому по нижней образующей трубы происходит постоянное механическое удаление железокарбонатной пленки.

Таким образом обеспечивается постоянное функционирование гальванической макропары металл - труба, покрытая осадком солей.

Аномально-высокие скорости коррозии (5-8 мм/год) объясняются соотношением площадей электродов: небольшой по площади анод в нижней части трубы в виде дорожки и катод, в десятки раз превышающий по площади анодный электрод.

Методы предотвращения этого вида локальной коррозии также должны быть нетрадиционными и исходить из рассмотренного механизма. Применение ингибиторов коррозии здесь малоэффективно, поскольку защитная пленка ингибитора будет непрерывно удаляться с металла. Замена малостойких в условиях углекислотной коррозии сталей на более стойкие неприемлема по технико-экономическим соображениям, поскольку протяженность сети нефтепроводов в Западной Сибири огромна.

...