A SIMPLIFIED MATHEMATICAL MODEL OF THE EFFECT OF GAZ HYDRATES ON INTRA-TUBE CORROSION

Збільшення власного видобутку нафти і газу – один із важливих етапів забезпечення енергетичної безпеки держави. У короткотерміновій перспективі основним ресурсом збільшення видобутку є розробка малодебітних родовищ. Природний газ містить від 60 до 98 % метану з домішками, такими як вода (H2O), двоокис вуглецю (CO2), сірководень (H2S) та кисень (O2). Ці домішки здатні до серйозної корозії трубопроводу, а також ініціюють зародження газових гідратів. Сформовані гідрати можуть спричинити часткове або повне закупорювання внутрішньої частини газопроводу, і якщо швидко її не видалити, то це призведе до зростання тиску всередині труби і до можливої позаштатної ситуації. Розглянуто прогнозуючу модель швидкості корозії газопроводу під впливом газових гідратів. Модель базується на термодинамічних властивостях рідини та газу, що входять у сформований газогідрат під впливом різних умов експлуатації. Модель показує, що швидкість корозії збільшується з температурою, експлуатуючим тиском перекачування та кислотністю. Різке підвищення швидкості корозії негативно впливає на роботу трубопроводу, знижуючи експлуатаційний ресурс трубопроводу. Збільшення робочого тиску підвищує температуру гідратоутворення, але водночас призводить до збільшення швидкості ерозійної корозії. Дослідження та прогнозування морфології корозійних ушкоджень є надзвичайно важливим для досягнення та збереження цілісності матеріалів та конструкцій, зокрема газопроводів.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 (H2O), двуокись углерода (CO2), сероводород (H2S) и кислород (O2). 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 гидратообразования, 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.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