Математичне моделювання внутрішньотрубної корозії трубопроводів під дією газогідратів
CUNTUR
Переглянути архів Інформація| Поле | Співвідношення | |
| Title |
Математичне моделювання внутрішньотрубної корозії трубопроводів під дією газогідратів
Mathematical modelling of in-tube corrosion under gas hydrate |
|
| Creator |
Побережний, Любомир Ярославович
Побережна, Любов Ярославівна Mazur, M. Poberezhny, L. Poberezhna, L. |
|
| Subject |
внутрішньотрубна корозія
газогідрати моделювання корозійних процесів залишковий ресурс in-tube corrosion gas hydrates corrosion processes modelling remaining resource 620.194.23 |
|
| Description |
У процесі транспортування газу промисловими та морськими трубопроводами можливе утворення газових гідратів. Сформовані гідрати можуть закупорювати трубопроводи, підводні лінії транспортування, а у випадку газового викиду під час буріння гідрати можуть утворюватися в стояку свердловини в противикидному превентері й на штуцерній лінії. Розроблено емпіричну модель швидкості корозії, де газовий гідрат розглянуто в якості кородуючого агенту. В моделі розглянуто трубопроводи з вуглецевої сталі, по яких транспортується природний газ під різними значеннями температури pH, фугітивності та дотичного напруження стінок. Модель базується на принципах турбулентного потоку, закритої системи та умовах однорідної (гомогенної) фази. При створенні цієї моделі особливу увагу приділено термодинамічним властивостям складу газу. Ця модель є прогнозуючою за своєю сутністю, оскільки з її допомогою можна спрогнозувати залишковий ресурс трубопроводу. Оцінено вплив тиску, температури та дотичних напружень у стінці труби на швидкість корозійних процесів і показано, що при найнесприятливіших умовах швидкість корозії під дією газогідратів може досягати 174 мм/рік (0,48 мм/день), що спричиняє додаткові експлуатаційні ризики. Hydrate formation along a long natural gas pipeline has been established as a potential initiator of different types of internal corrosion along the pipe-length based on the formation stage and point. An empirical model on natural gas corrosion rate with gas hydrate as the corroding agent has been developed. The model considered carbon steel pipelines (with iron as alloyed metal) conveying natural gas at different temperatures, pHs, fugacities and wall shear stresses and is based on turbulent flow (Re › 2300), closed system and homogenous phase conditions.The model adequately predicted the pipe‘s shelf-life due to corrosion initiated through hydrate formed within a pipeline transporting natural gas at deepwater location and its effectiveness is confirmed by the ability of its plotted trends which agree with the available literature. The resulting corrosion rates from this model are increased with temperature, pressure and wall shear stress. This is in agreement with the available mathematical and experimental reports, which testify the reliability of this predictive model. The resulting corrosion rate from hydrates could be as high as 174mm/yr (0,48mm/day). This is extremely dangereouse level with that compared with the industry‘s standard to operate below 2mm/yr. At this rate, a pipeline would be subjected to full bore rupture within some days if corrective actions are not quickly taken. This extreme increase in corrosion rate will negatively impact operation by reducing the pipe-shelf life as well as the pipe‘s integrity. Also, increase in operating pressure increases the hydrate formation temperature. This increase in temperature will have secondary effects because of its influence on the solubility of the corroding agent(s). Since CO2 as the corroding agent for this study is very soluble in the formation water, any change in temperature will have result in other factors influencing the corrosion rate. Since the parameters needed for the model depend on various operating conditions and often change with distance within the pipe-length, the model could be thought of as being a point corrosion rate model. Nonetheless, since the model makes use of some physical data such as temperature and pressure, other parameters such as concentration, composition e.t.c. could be assumed to be constant over a few kilometers to reduce the iteration of measurement. This assumption could be costly. |
|
| Date |
2015-07-15T09:54:32Z
2015-07-15T09:54:32Z 2014-12-18 2014-12-18 |
|
| Type |
Article
|
|
| Identifier |
Мазур М. Математичне моделювання внутрішньотрубної корозії трубопроводів під дією газогідратів / М. Мазур, Л. Побережний, Л. Побережна // Вісник ТНТУ — Тернопіль : ТНТУ, 2014. — Том 76. — № 4. — С. 88-102. — (Механіка та матеріалознавство).
1727-7108 http://elartu.tntu.edu.ua/handle/123456789/5733 Mazur M. Mathematical modelling of in-tube corrosion under gas hydrate / M. Mazur, L. Poberezhny, L. Poberezhna // Bulletin of TNTU — Ternopil : TNTU, 2014. — Volume 76. — No 4. — P. 88-102. — (Mechanics and materials science). |
|
| Language |
uk
|
|
| Relation |
1. Мазур, М.П. Особливості корозії промислових трубопроводів під впливом газогідратів [Текст] / М.П. Мазур, Л.Я. Побережний // Вісник Східноукраїнського національного університету ім. В. Даля. – 2013. – С.167–173.
2. Obanijesu, E.O., Pareek, V., Gubner, R and Tade, M.O. Hydrate Formation and its Influence on Natural Gas Pipeline Internal Corrosion Rateǁ, NAFTA Journal, Year 62, No5–6. – Pp.164–173. 3. Saravanan, K., Kumar, K. and Palaniswamy, N. Corrosions, Condition Monitoring and Rehabilitation of Concrete Structuresǁ, Corrosion Reviews, Vol. 27, Iss. Supplement. – Pp.213–286. 4. Pickthall, T., Rivera, M., McConnell, M. and Vezis, R. Corrosion Monitoring Equipment, A Review of Application and Techniqueǁ, Paper 11280, Corrosion 2011 Conference and Expo, Houston, Texas, March 13–17. – Pp.1–16. 5. Xiao, Y. and Nesic, S. A Stochastic Prediction Model of Localized CO2 Corrosionǁ, CORROSION, Paper No05057, NACE, Houston, Texas. – Pp.1–12. 6. di Caprio, D., Vautrin-Ul, C., Stafiej, J., Saunier, J., Chaussé, A., Féron, D. and Badiali, J.P. Morphology of Corroded Surfaces: Contribution of Cellular Automaton Modellingǁ, Corrosion Science, Vol. 53, Iss. 1. – Pp.418–425. 7. Caleyo, F., Velazquez, J.C., Valor, A. and Hallen, J.M. (2009) Markov Chain Modelling of Pitting Corrosion in Underground Pipelinesǁ, Corrosion Science, Vol. 51, Iss. 9. – Pp.2197–2207. 8. Estupinan-Lopez, F.H. Almeraya-Calderon, F., Bautista Margulis, R.G., Zamora, M.A.B., Martínez- Villafane1, A., Ch., J.U. and Gaona-Tiburcio, C. Transient Analysis of Electrochemical Noise for 316 and Duplex 2205 Stainless Steels under Pitting Corrosionǁ, Int. J. Electrochem. Sci., Vol. 6. – Pp.1785–1796. 9. NORSORK STANDARD (2005), CO2 Corrosion Rate Calculation Model., Norwegian Technological Standards Institute, Oscarsgt. 20, Majorstural, NORWAY. 10. Nyborg, R. CO2 Corrosion Models for Oil and Gas Production Systems., Corrosion 2010 Conference & Expo, NACE International, San Antonio, TX, March 14–18, Paper No. 10371. – Pp.1–20. 1. Mazur, M.P. Osoblyvosti korozii promyslovykh truboprovodiv pid vplyvom hazohidrativ [Text] / M.P. Mazur, L.Ya. Poberezhnyi // Visnyk Skhidnoukrainskoho natsionalnoho universytetu im. V. Dalia. – 2013. – P.167–173. 2. Obanijesu, E.O., Pareek, V., Gubner, R and Tade, M.O. Hydrate Formation and its Influence on Natural Gas Pipeline Internal Corrosion Rateǁ, NAFTA Journal, Year 62, No5–6. – Pp.164–173. 3. Saravanan, K., Kumar, K. and Palaniswamy, N. Corrosions, Condition Monitoring and Rehabilitation of Concrete Structuresǁ, Corrosion Reviews, Vol. 27, Iss. Supplement. – Pp.213–286. 4. Pickthall, T., Rivera, M., McConnell, M. and Vezis, R. Corrosion Monitoring Equipment, A Review of Application and Techniqueǁ, Paper 11280, Corrosion 2011 Conference and Expo, Houston, Texas, March 13–17. – Pp.1–16. 5. Xiao, Y. and Nesic, S. A Stochastic Prediction Model of Localized CO2 Corrosionǁ, CORROSION, Paper No05057, NACE, Houston, Texas. – Pp.1–12. 6. di Caprio, D., Vautrin-Ul, C., Stafiej, J., Saunier, J., Chaussé, A., Féron, D. and Badiali, J.P. Morphology of Corroded Surfaces: Contribution of Cellular Automaton Modellingǁ, Corrosion Science, Vol. 53, Iss. 1. – Pp.418–425. 7. Caleyo, F., Velazquez, J.C., Valor, A. and Hallen, J.M. (2009) Markov Chain Modelling of Pitting Corrosion in Underground Pipelinesǁ, Corrosion Science, Vol. 51, Iss. 9. – Pp.2197–2207. 8. Estupinan-Lopez, F.H. Almeraya-Calderon, F., Bautista Margulis, R.G., Zamora, M.A.B., Martínez- Villafane1, A., Ch., J.U. and Gaona-Tiburcio, C. Transient Analysis of Electrochemical Noise for 316 and Duplex 2205 Stainless Steels under Pitting Corrosionǁ, Int. J. Electrochem. Sci., Vol. 6. – Pp.1785–1796. 9. NORSORK STANDARD (2005), CO2 Corrosion Rate Calculation Model., Norwegian Technological Standards Institute, Oscarsgt. 20, Majorstural, NORWAY. 10. Nyborg, R. CO2 Corrosion Models for Oil and Gas Production Systems., Corrosion 2010 Conference & Expo, NACE International, San Antonio, TX, March 14–18, Paper No. 10371. – Pp.1–20. |
|
| Rights |
© „Вісник Тернопільського національного технічного університету“
|
|
| Coverage |
Тернопіль
|
|
| Publisher |
Тернопiльський національний технiчний унiверситет iменi Iвана Пулюя
|
|