Ускладнення
при експлуатації промислових трубопроводів
К.т.н. Шайдаков
В.В. (Інжинірингова компанія "Інкомп-нафта"), к.т.н. Каштанова Л.Є.
(Інжинірингова компанія "Інкомп-нафта"), Ємельянов А.В. (Уфімський
державний нафтовий технічний університет)
Проведено аналіз
ускладнень при експлуатації промислових трубопроводів на Ватьеганском,
Южно-Ягунском і Арланском родовищах. Для зниження корозійної активності
перекачуваних по промисловим трубопроводами рідин запропоновані установки на
постійних магнітах. У статті наводиться їх опис, порядок розрахунку
параметрів установок, а також результати промислового впровадження.
1 Ускладнення
при експлуатації промислових трубопроводів на прикладі Ватьеганского,
Южно-Ягунского і Арланского родовищ
На Ватьеганском
і Південно-Ягунском родовищах знаходиться в експлуатації близько 1800 км
трубопроводів різного призначення і діаметру: 35,7% - нафтозбірні
трубопроводи; 14,0% - напірні нафтопроводи від Дожимна насосних станцій (ДНС)
до магістрального нафтопроводу; 6,1% - внутрішньомайданчикові нафтопроводи; 38,5%
і 5,7% - високонапірні і низьконапірні водоводи відповідно.
Більше 49% трубопроводів
експлуатується понад 10 років (рис. 1).
Одним з
найважливіших факторів зниження надійності нафтопромислових трубопроводів є
вплив на метал їх внутрішньої поверхні перекачуваних рідин,
містять корозійно-активні компоненти.
Рис. 1 --
Віковий склад трубопроводів (в роках)
За
трубопроводах системи нефтесбора Ватьеганского і Південно-Ягунского родовищ
транспортується продукція наступних основних продуктивних пластів: АВ1/2,
АВ8, АВ3 (Вартовскій звід Ачсімовская свита); БВ1,
ЮВ1 (крейдяний і Юрська системи, Вартовскій звід); БС10/1,
БС10/2, БС11/1, БС11/2 (крейдяний система,
Сургутський склепіння) і ЮС1 (Юрська система, Сургутський звід). Середня
глибина залягання пластів становить 1935-2831 і 2340-2870 м на Ватьеганском і
Южно-Ягунском родовищах відповідно. Найбільшою продуктивністю
володіють пласти АВ1/2, БС10/2 і БС11/2 (рис.
2).
Рис. 2 --
Відношення дебітом пластів до загального обсягу видобутку
Всі пласти за
ис ключенних ЮВ1, БВ1 і ЮС1 мають обводненість більше 60%. Останнім
десятиліття на Ватьеганском і Південно-Ягунском родовищах спостерігається
прогресуючий зростання обводнення (рис. 3). На Ватьеганском родовищі вона
збільшилася в середньому на 50%, на Южно-Ягунском - на 30%. Зі збільшенням
глибини залягання пластів мінералізація пластових вод зростає з 19,31 (БС10/2)
і 19,39 г/л (АВ3) до 23,42 (ЮС1) і27, 16 г/л (ЮВ1).
Рис. 3 --
Обводненість пластів Ватьеганского і Південно-Ягунского родовищ
Ступінь
мінералізації цих вод визначають хлор-іони (табл. 1).
У складі вод
пластів БС10/1, БС10/2, БС11/1 і БС11/2 присутні
іони кальцію в кількості 427,08-533,55 мг/л. Концентрація іонів магнію у водах
цих пластів більш ніж у шість разів нижча (62,31-76,37 мг/л). У водах пласта ЮС1
зміст Са2 + складає 200-300 мг/л. Порівняння концентрацій
сульфат-і хлор-іонів також свідчить, що склад вод пласта ЮС1
істотно відрізняється від складу вод інших пластів. Якщо у водах пластів БС10/1,
БС10/2, БС11/1 і БС11/2 зміст SO4 2 - не
перевищує 11 мг/л, то у водах ЮС1 воно досягає 25,5 мг/л.
Таблиця 1
Середня
концентрація компонентів у пластових водах
Ватьеганского і
Южно-Ягунского родовищ
Пласт
Хімічний склад, мг/л
Мінералізація,
мг/л
Cl -
SO4
2 -
HCO3-
Ca 2 +
Mg 2 +
Na + + K +
АВ1/2
12309,30
11,45
218,39
837,27
93,23
7210,60
20692,38
БВ1
12390,24
7,98
390,70
899,97
66,54
7292,10
21072,24
АВ8
13642,71
6,26
447,37
1439,86
159,16
7353,84
23056,70
АВ3
12153,12
12,67
176,63
855,72
80,23
7081,60
19397,71
ЮВ1
15865,30
13,40
567,30
742,62
88,48
9870,25
27163,54
БС10/1
11915,33
10,91
810,97
533,55
76,37
7567,29
20930,36
БС10/2
11021,39
9,56
700,84
432,00
63,45
7068,83
19311,21
БС11/1
12084,94
6,52
996,83
468,58
76,15
7842,07
21484,07
БС11/2
11038,59
8,45
741,21
427,08
62,31
7108,04
19397,71
ЮС1
13307,18
25,50
861,47
290,36
63,83
8856,7
23418,33
Води всіх
пластів містять велику кількість бікарбонат-іонів (741,21 - 996,83 мг/л).
Останнє свідчить про високу концентрації розчиненого у водах
вуглекислого газу, оскільки надходження іонів НСО3-в
розчин відбувається внаслідок дисоціації вугільної кислоти.
Концентрація
вуглекислого газу в системі ППД становить приблизно 20 - 60% від його
концентрації в трубопроводах системи нефтесбора. Відомо, що швидкість
вуглекислотної корозії металу і кількість розчиненого в рідині СО2
пропорційні його парціальному тиску. Можна припустити, що при рівних
швидкостях потоків і температурах швидкість вуглекислотної корозії в системі ППД
становить від 30 до 70% від швидкості вуглекислотної корозії трубопроводів
системи нефтесбора.
Зростання
концентрації СО2, а, отже, і HCO3 -
збільшує корозійну агресивність видобувається рідини. Це, в першу
чергу, повинно позначиться на працездатності обладнання системи нефтесбора.
У попутної
воді, відокремлюваної від нафти Ватьеганского і Південно-Ягунского родовищ,
виявляється до 0,5 мг/л сірководню, що не повинно значно збільшувати
її корозійну агресивність. Відповідно до стандарту NACE RP0475-98 вода з вмістом сірководню
менше 1 мг/л прирівнюється до води, яка не містить сірководень.
В останні
роки в стічній воді системи ППД обох родовищ відзначається присутність до
0,3 мг-екв/л іонів SO4 2 -, що, зокрема, можна
пов'язати з інтенсифікацією процесу сульфатредукціі в заводняемих пластах.
СВБ виявлені
по всьому технологічному ланцюжку видобутку, підготовки і транспорту нафти і води
розглянутих родовищ, у тому числі в привибійну зонах пласта
нагнітальних свердловин. Зміст СВБ в середовищах Ватьеганского і Південно-Ягунского
родовищ становить 105-106 клітин/мл. Вважається,
що найбільш сприятливими умовами для сульфатредукціі в нафтових пластах
є температура 35-40 0С, присутність углеводородокісляющіх
бактерій, продукти життєдіяльності яких служать джерелами живлення для
СВБ, і наявність достатньої кількості сульфатів. Температура в пластах
Ватьеганского родовища (табл. 2) набагато вище оптимальної температури
розвитку СВБ, у зв'язку, з чим сульфатредукція може протікати в привибійну
зонах нагнітальних свердловин, охолоджених закачується водою.
Таблиця 2
Параметри
пластів Ватьеганского родовища
Найменування пласта
Газовий фактор, м3/м3
Щільність нафти, г/см3
Щільність води, г/см3
Тиск насичення, МПа
В'язкість нафти, МПа сек.
Температура пласта, 0С
Зміст азоту,%
Щільність газу, г/см3
АВ1/2
40
0,860
1,013
8,4
2,47
64
2,6
0,628
АВ3
40
0,860
1,013
8,4
2,47
64
2,6
0,628
АВ8/2
43
0,844
1,014
8,0
2,90
71
2,4
0,677
БВ1
33
0,863
1,013
7,6
2,07
73
2,6
0,692
ЮВ1
78
0,833
1,019
9,9
1,75
90
3,4
0,819
Зі збільшенням
обсягів закачування кількість таких зон, як і їх загальний обсяг, має зростати.
Відповідно зі збільшенням обсягу закачування води (рис. 4) у заводняемих пластах
відбувається інтенсифікація процесу сульфатредукціі.
Зі збільшенням
обводнення, вмісту СО2
(а, отже, і HCO3-) та СВБ створюються сприятливі
умови для зростання аварійності трубопроводів систем нефтесбора і ППД.
Рис. 4 --
Зміна обсягу закачування води по роках
З 1991 по 2001
р.р. на Ватьеганском і Південно-Ягунском родовищах сталося 455 поривів
нафтопроводів, а з 1997 по 2001 р.р. - 71 порив водоводів.
У період з 1997
по 2000 р.р. відзначено різке збільшення числа поривів як на нафтопроводах, так
і на водоводах. У 2001 р. в динаміці аварійності спостерігався незначний спад
(рис. 5). Аналогічна закономірність простежується і для питомої аварійності
трубопроводів (рис. 6, 7).
Висока
питома аварійність нафтозбірні трубопроводів і низьконапірних водоводів по
причини корозії пов'язана з малими швидкостями течії перекачуваних середовищ, так
як у цих умовах відбувається розшарування водонефтяних емульсій з утворенням
водного підшару (у випадку системи нефтесбора) і виносом механічних домішок з
їх подальшим осадженням на стінках труб. Має місце посилення корозії за
рахунок виникнення та функціонування макрогальванопар "метал труби --
відкладення ".
Рис. 5 --
Аварійність трубопроводів
Рис. 6 - Питома
аварійність трубопроводів Ватьеганского родовища
Рис. 7 --
Питома аварійність трубопроводів Южно-Ягунского родовища
Для
родовищ Західного Сибіру характерні відмови трубопроводів через
корозії, що носить локальний характер і розвивається за нижньої твірної труби
(рис. 8).
Рис. 8 --
Зразки труб з виразковою корозією
Аварії на
трубопроводах завдають значної економічної та екологічної шкоди. Так,
витрати на ліквідацію однієї аварії на трубопроводах системи нефтесбора
Южно-Ягунского родовища становлять у середньому 25 тис. руб. (в цінах 2002
р.), а кількість розлилася нафти досягає 5 т. Загальний збиток від аварій в
період з 1995 по 2001 р.р. обчислюється 1,513 млн. руб. Ліквідація однієї аварії
на нафтопроводі Ватьеганского родовища обходиться в середньому в 60-70 тис.
руб. При цьому розливається від 0,11 до 0,5 т. нафти. Загальні витрати на ліквідацію
аварій в системі нефтесбора Ватьеганского родовища в період з 1991 по 2001
р.р. склали 10346,833 тис. руб.
Найбільшими
є витрати на ліквідацію аварій на нафтопроводах Ватьеганского
родовища діаметром 219 і 325 мм і водоводах діаметром 114 і 426 мм.
Максимальні втрати нафти (рідини) відбуваються на нафтопроводах діаметром 219
і 426 мм і водоводах діаметром 114 і 273 мм (табл. 3).
Таблиця 3
Витрати на
ліквідацію однієї аварії і кількість розлилася нафти (рідини) в залежності
від діаметра трубопроводу
Діаметр, мм
Витрати, руб.
Кількість розлилася
нафти, т/рідини, м3
нафтопроводи
водоводи
нафтопроводи
водоводи
Ватьеганское родовище
114
16315,10
7168,25
0,140
21,6
159
17708,10
-
0,142
-
168
38205,77
4379,70
0,142
18,56
219
71360,99
6137,46
0,381
18,35
273
15993,93
5602,52
0,110
106,00
325
113109,76
-
0,220
-
426
25840,26
8443,6
0,500
20,75
Южно-Ягунское родовище
114
1159,00
___
0,0886
___
159
5632,12
___
0,1950
___
1
2
3
4
5
168
3129,68
6179,6
0,2630
515
219
7820,18
-
1,1078
-
273
7902,77
-
2,2860
-
325
5282,49
-
0,1312
-
426
11604,49
11932,81
0,1375
180
530
57124,08
5711,27
5,0200
1300
На
Южно-Ягунском родовищі найбільш високі витрати на ліквідацію аварій на
нафтопроводах діаметром 426 і 530 мм і водоводах діаметром 426 мм. На
нафтопроводах діаметром 273 і 530 мм і водоводах діаметром 530 мм зазначено
найбільшу кількість розлилася нафти (рідини) (табл. 3).
В останні
роки кількість аварій трубопроводів різко зросла (рис. 5). Кожна аварія
призводить до забруднення в середньому 25-50 м2 території. У результаті
15% аварій забруднюється до 100 м2 і більше [1, 2].
Відомо, що
стабільність екологічної обстановки на нафтогазовидобувних підприємствах і
прилеглих до них територіях багато в чому визначається ефективністю
протикорозійних заходів. При цьому науково обгрунтована і технічно
грамотно організована інгібіторна захист металу внутрішньої поверхні
трубопроводів дозволяє істотно підвищити їхню надійність, довговічність і
промислову безпеку.
На
Южно-Ягунском родовищі найбільш широке застосування знайшли інгібітори
корозії типу ГПК виробництва Когалимского заводу хімреагентів (табл. 4).
Протяжність
трубопроводів, на яких була введена інгібіторна захист металу, досягла
максимального значення до 1998 р. і зберігалася на цьому рівні аж до 2000 р.
У 2001 р. на ряді ділянок подача інгібітору була припинена (рис. 9).
Таблиця 4
Інгібітори
корозії, що застосовуються на Южно-Ягунском родовищі
Інгібітор
Обсяг закачування по роках, т
Всього
1996
1997
1998
1999
2000
2001
СНПХ-6301
108
141
249
СНПХ-6014
347
388,08
59,58
794,66
ТХ-1153
3,12
29941,4
27054,8
56999,32
ГПК-002
29941,4
11132,52
41073,92
ГПК-002 (М) Ф
329,3895
78,6543
408,0438
ГПК-002 (В)
16,3975
7,1802
23,5777
ГПК-002 (А)
87,5108
87,5108
ГПК-002 Ю.Я.
30,0000
30
Разом по роках
455
532,2
59942,38
38187,32
345,787
203,3453
99666,032
Рис. 9 --
Протяжність трубопроводів, що захищаються інгібіторами корозії
Аналіз рис. 7 і
9 свідчить про те, що інгібіторна захист трубопроводів Южно-Ягунского
родовища в цілому не досягає мети: не дивлячись на що мало місце збільшення
ппротязі захищених трубопроводів, їх аварійність також зростала.
Мабуть, причина криється в деякі особливості корозії металу
трубопроводів, характерних для даного родовища.
На Ватьеганском
родовищі інгібіторний захист трубопроводів почали застосовувати з 2001 р.
Протяжність захищаються ділянок складає 22,9 км при річному обсязі закачування
322,8472 т. У зв'язку з малою тривалістю експлуатації трубопроводів
(близько одного року) неможливо з їх питомої аварійності (мал. 6) оцінити
ефективність застосовуваного інгібітора на багаторічному тимчасовому інтервалі. У
2001 спостерігалося різке зниження питомої аварійності низьконапірних
водоводів (мал. 6), що не могло бути викликано тільки застосуванням інгібітора
ГПК-002. До іншої причини цього явища належить, швидше за все, ослаблення
впливу факторів, що впливають на швидкість корозії металу. До таких факторів
відносяться обводненість продукції, наявність в ній механічних домішок,
розшарування за певних гідродинамічних режимах течії водонефтяних
емульсій.
Розглянемо
стан промислових трубопроводів Вятської площі Арланского родовища,
серед яких є 762,912 км трубопроводів різного призначення і діаметра
(табл. 5). У тому числі, збірні нафтопроводи і викидних лінії - 375,920 км;
водоводи стічних вод високого тиску - 328,966 км; водоводи стічних вод
низького тиску - 43,596 км; водоводи прісної води - 14,43 км. Трубопроводи
систем нефтесбора і ППД мають діаметр від 89 до 630 мм і товщину стінки від 5 до
12 мм. Основним матеріалом труб є сталь 10 і 20.
Понад 40% всіх
трубопроводів перебуває в експлуатації більше 15 років, а 30% - понад 10 років
(рис. 10).
За
трубопроводах системи нефтесбора перекачується свердловинна продукція трьох
об'єктів розробки: Кашира-подільського, Візейська (теригенно товща нижнього
карбону - ТТНК) і турнейского. Переважає видобуток нафти та рідини з ТТНК
(більше 90%), у зв'язку, з чим даний об'єкт розробки є основним.
Таблиця 5
Протяжність
трубопроводів різного діаметру
Протяжність трубопроводів (км) по
діаметрам (мм)
89
108
114
133
152
159
168
219
Система нефтесбора
7,159
-
14,109
4,274
1,020
69,828
26,214
24,887
Система ППД
30,475
3,292
222,387
-
-
3,338
47,351
0,376
Всього
37,634
3,292
236,496
4,274
1,020
73,166
73,565
25,263
Протяжність трубопроводів (км) по
діаметрам (мм)
245
273
299
325
426
530
630
Система нефтесбора
-
21,499
-
4,700
2,900
-
-
-
Система ППД
0,724
3,626
2,260
29,966
2,900
0,055
0,325
-
Всього
0,724
25,125
2,260
29,966
2,900
0,055
0,325
-
Рис. 10 --
Віковий склад трубопроводів Вятської площі Арланского родовища
Візейська
об'єкт розробки складається з восьми продуктивних пластів (I, II, III, IV0, IV, V, VI0, VI).
Основні - III
і VI, які визначають
обсяги видобутку нафти, води і рідини на Вятської площі. Середня глибина
залягання цих пластів становить 1240 і 1270 м відповідно.
Пластові води
теригенно товщі нижнього карбону характеризуються високою мінералізацією,
головним чином за рахунок іонів хлору (табл. 6).
Таблиця 6
Середній
хімічний склад пластових вод
Щільність,
г/см3
Зміст іонів
1) г/100 г p-pa, 2) моль/дм3, 3) г/дм 3,
4)% екв.
Загальна
мінералізація
Cl-
SO4-
НСО3-
Сa + +
Mg + +
Na + + K +
1,170
13,92
4576,87
162,30
50,44
0,0651
15,7831
0,7581
0,1739
0,0128
2,4421
0,1490
0,0269
0,9080
528,4857
10,5888
5,8246
0,2877
275,7935
3,3535
3,0396
7,5655
3674,013
88,1693
41,7795
9073,385
265,3189
Останні
десять років на Вятської площі, як і на родовищах Західного Сибіру, спостерігається
прогресуючий зростання обводнення (рис. 11). Хоча середня обводненість
продукції збільшилася на 5%, що значно менше, ніж на Ватьеганском і
Южно-Ягунском родовищах, її середньорічний рівень за Вятської площі майже
на 20% вище.
Рис. 11 --
Обводненість продукції, що видобувається
Основні
показники розробки Вятської площі представлені на рис. 12.
Рис. 12 --
Дані розробки Вятської площі Арланского родовища
Qн - видобуток нафти, млн. т; Qж - відбір рідини, млн. м3; Qзак. - Закачування води, млн. м3
З 1995 по 2000
р.р. на Вятської площі відбулася 1055 поривів трубопроводів, з них на
водоводах v 201 (19,0%), на викидних лініях - 757 (71,8%) і на нафтозбірні
трубопроводах - 97 (9,2%). Частка відмов з причини корозії становить 98,4%,
з яких 74,4% аварій сталося внаслідок корозії зовнішньої поверхні
труб, і 24,0% - внутрішньої.
Аналіз
залежності кількості поривів на трубопроводах систем нефтесбора і ППД від обсягу
закачується інгібітора не виявив кореляційного зв'язку між даними
показниками (рис. 13).
Рис. 13 --
Аварійність трубопроводів і обсяг закачування інгібіторів
Основна частка
відмов з причини корозії зовнішньої поверхні труб припадає на викидних
лінії системи нефтесбора і становить 96,4% від загального числа аварій (рис. 14).
Рис. 14 --
Аварійність викидних ліній
Огляд
пошкоджених ділянок трубопроводів і аналіз характеру корозійних руйнувань
показав, що основним видом корозії зовнішньої поверхні промислових
трубопроводів є виразкова корозія, а внутрішньої v загальна (рис. 15).
1 --
нафтопровід, що експлуатувався без інгібіторної захисту
2 --
високонапірні водовід
Рис. 15 --
Зразки труб, вирізані з місця пориву
У табл. 7
наведено хімічний склад і деякі властивості корозійних середовищ,
перекачуваних на Вятської площі.
У середовищах,
перекачуваних на Вятської площі, вміст сірководню, як правило, не
перевищує 20 мг/л (табл. 7), в результаті чого на поверхні металу повинні
утворюватися нерозчинні полісульфід заліза, що складаються з троіліта і
піриту.
Таблиця 7
Хімічний
склад і властивості перекачуваних середовищ
Показник
Система нефтесбора
Система ППД
рН
6,25
6,20
Cl-, мг/л
158596,50
161280,00
SO42-,
мг/л
523,17
407,50
Ca2 +, мг/л
10566,67
10900,00
Mg2 +, мг/л
3485,87
2979,20
K + + Na +,
мг/л
83872,26
84997,04
HCO3-,
мг/л
162,67
155,55
Загальна мінералізація, мг/л
257207,14
260719,29
Н2S, мг/л
7,11
19,55
O2, мг/л
0,07
0,10
CO2,
мг/л
0,86
1,28
Питома вага
1,18
1,18
Сухий залишок, мг/л
293400,00
301490,00
Це підтверджується
результатами ревізії зразків-свідків, які перебували в водонефтяной емульсії
системи нефтесбора протягом 40 діб.
Під час огляду
зразків-свідків корозійних ушкоджень металу не виявлено (рис. 16).
Зразки вкриті темною суцільною плівкою, характерної для троіліта і піриту.
1
2 3
Рис. 16 --
Зовнішній вигляд зразків-свідків до (1) і після експозиції в водонефтяной
емульсії (2) та в модельній середовищі NACE (3) протягом 40 діб
Низька
вміст сірководню в середовищах Вятської площі можна пов'язати з їхньою високою
мінералізацією (до 260 г/л, табл. 7), що зменшує його розчинність.
Аналіз
хімічного складу корозійних середовищ, проведений на Вятської площі
Арланского родовища, показав значний вміст у них іонів хлору
(близько 160 г/л), що при такій концентрації можуть інгібувати корозію
навіть при утворенні на поверхні металу пухкої плівки полісульфідів заліза
(за рахунок блокування активних ділянок поверхні).
На Вятської
площі вміст кисню у воді незначно (від 0,07 до 0,1 мг/л),
внаслідок чого він не може викликати активне посилення корозії. Низька
вміст кисню у воді можна пов'язати з відсутністю підживлення останньої
прісними водами (за винятком каналізаційних стоків) та інших його
джерел.
Корозійна
Середа Вятської площі Арланского родовища містить велику кількість
розчинених солей, які також впливають на швидкість корозії. В пластових і
стічних водах Вятської площі кількість вуглекислоти незначно, і воно не
приводить до прискорення корозії.
2. Установки
магнітної обробки рідини УМЖ для промислових трубопровідних систем
Установка для
магнітної обробки промислової рідини, що перекачується по промисловим
трубопроводами представляє собою трубу необхідного діаметра (Dустановкі = Dтрубопровода), на внутрішній поверхні якої
знаходяться постійні магніти. Магніти розташовуються уздовж труби, утворюючи ряд
контурів по діаметру. На розпорів пластинах змонтований магнітопровід, на
якому також закріплені постійні магніти. Внутрішня частина установки УМЖ
покрита антикорозійного
композицією.
Прикладом такої
установки служить установка для магнітної обробки пластової води горизонту
"Сеноман" Південно-Ягунского родовища (БКНС-5) (рис. 17).
Робочі
параметри низьконапірних водоводу: зовнішній діаметр труби 219х16 мм, довжина 200
м, обсяг перекачується води 200 м3/год. Довжина установки 0,9 м;
магніти розташовуються по довжині установки однаковими полюсами (постійне
магнітне поле); на магнітопроводі магніти спрямовані протилежними
полюсами. Таким чином, лінії магнітного поля направлені перпендикулярно
обробляти потік (рис. 18). Напруженість магнітного в центрі поля зазору
27 кА/м (рис. 19).
Рис. 17 --
Установка УМЖ-219 для магнітної обробки пластової води Южно-Ягунского
родовища
Рис. 18 - Схема
розташування магнітів установки УМЖ-219
а)
1 --
магнітопровід; 2 - зовнішня труба;
3 - постійні магніти
б)
1 - у розрізі А-А; 2 - у розрізі Б-Б
Рис. 19 - Схема
магнітної установки УМЖ-219 (а); величина і форма зміни напруженості
магнітного поля (б)
Для великих
діаметрів трубопроводів (273-325 мм) установки для магнітної обробки мають
інший вигляд, як, наприклад, для обробки стічної води Южно-Ягунского
родовища (БКНС-3) (рис. 20).
низьконапірний
водовід має зовнішній діаметр 325х6 мм, довжину 1600 м, обсяг перекачується
води 240-300 м3/год.
У цьому випадку
для досягнення необхідної напруженості і частоти магнітного поля постійні
магніти розташовуються уздовж труби так, як показано на рис. 21 (змінна
магнітне поле).
Довжина установки
0,75 м. Максимальна напруженість магнітного поля в центрі зазору 45 кА/м
(рис. 22).
Рис. 20 --
Установка для магнітної обробки стічної води Южно-Ягунского родовища
(БКНС-3)
Рис. 21 - Схема
розташування магнітів в установці УМЖ-(273-325)
а)
1 --
магнітопровід; 2 - внутрішня труба;
3 --
зовнішня труба; 4 - постійні магніти
б)
1 - у розрізі А-А; 2 - у розрізі Б-Б
Рис. 22 - Вигляд
магнітної установки УМЖ-325 (а); величина і форма зміни напруженості
магнітного поля для установки (б)
Розрахунок і технологічні особливості виготовлення
установок УМЖ.
Для конструювання магнітних установок на постійних
магнітах запропонований наступний концептуальний підхід: з використанням
експериментального стенду проводиться підбір оптимальних параметрів магнітного
поля (напруженість, амплітудно-частотна характеристика), при яких
відбувається максимальне зниження корозійної активності або зміна реологічних властивостей
рідин; на підставі даних параметрів з використанням спеціальної
програми на ПЕОМ проводиться розрахунок та конструювання установок на постійних
магнітах. Програма для розрахунку розроблена спільно з В.І. Максімочкіним. При
розрахунку враховуються параметри використовуваного трубопроводу, режим течії
рідини, тиск і температура в трубопроводі. У розроблюваних установках
на кожне поперечний переріз що рухається по трубопроводу потоку рідини
відбувається вплив магнітного поля від послідовно розташованих
постійних магнітів в точності повторює характеристики, отримані на
лабораторної установки й оптимальні для оброблюваного продукту.
Магнітна обробка може
здійснюватися магнітним полем різної частоти. Установки УМЖ дозволяють
створювати магнітне поле частотою до 50 Гц, так як його можна створити
постійними магнітами: 
, де Q - витрата перекачується
рідини, м3/год; d - внутрішній діаметр трубопроводу, м; S - мінімальна відстань між
центрами магнітів 
, м; dм - діаметр магніту, м . Під час створення змінного магнітного поля частотою більше 50
Гц виникають складнощі, потрібні високі швидкості потоку або зниження
напруженості магнітного поля через необхідність застосування магнітів малого
розміру. Якщо окремо взятий обсяг рідини переміщати уздовж
розташованих певним чином постійних магнітів, то потік рідини буде
перебувати під впливом магнітного поля, параметри якого залежать від
швидкості руху потоку, параметрів магнітів, їх форми та розташування в
просторі. При цьому можна створити умови, коли потік буде оброблятися
постійним або змінним магнітним полем із заданими параметрами.
З використанням експериментального стенду
проводиться підбір оптимальних параметрів магнітного поля (напруженість,
амплітудно-частотна характеристика), при яких відбувається максимальне
зниження корозійної активності або зміна реологічних властивостей рідин,
перекачуєих по промисловим трубопроводами. На підставі даних параметрів з
використанням спеціальної програми на ПЕОМ проводиться розрахунок і
конструювання установок на постійних магнітах. При розрахунку враховуються параметри
використовуваного трубопроводу, швидкість руху рідини, тиск і температура
в трубопроводі. У розроблюваних установках на кожне поперечний переріз
що рухається по трубопроводу потоку рідини відбувається вплив магнітного
поля від послідовно розташованих постійних магнітів повторює
характеристики, отримані на лабораторній установці і оптимальні для
оброблюваної рідини. На рис. 23 представлена блок-схема алгоритму роботи
спеціальної програми розрахунку установок на постійних магнітах.
Для розрахунку використані наступні дані:
геометричні параметри трубопроводу і внутрішнього магнітопровода, швидкість
потоку рідини. Швидкість V потоку
рідини, відстань 
між
центрами послідовних постійних магнітів і частота f (у системі відліку, пов'язаної з рухомої
рідиною) одержуваного магнітного поля пов'язані співвідношенням:
.
(1)
Розрахунки проводилися для установки, схема якої
представлена на рис. 24.
Рис. 23 - Блок-схема алгоритму роботи програми
розрахунку установок на постійних магнітах
Рідина протікає в кільцевому зазорі між двома
концентрично розташованими трубами з феромагнітного матеріалу, на яких
закріплені постійні магніти. Отримані результати справедливі для точок,
розташованих на лінії посередині між магнітами, паралельної осі труби.
Рис. 24 - Схема розрахунку установки УМЖ
Розміри труб розрахункової установки: r1 = 0,1 м, r2 = 0,108 м, R1 = 0,546 м, R2 = 0,562 м. При
обчисленнях використовувалися моделі наступних конфігурацій постійних магнітів
(рис. 25): 1 - з плоскою омиваної поверхнею; 2 - з омиваної поверхнею в
вигляді кругового циліндра, 3 - з омиваної поверхнею у вигляді параболічного
циліндра.
При позитивній величині параметра R омивана поверхня опукла, а при негативній --
увігнута. Значення індукції магнітів приймалося 0,5 Тл, так як більшість
промислово випускаються постійних магнітів має залишкову індукцію в
межах 0,2 - 1,0 Тл. Використання інших форм магнітів вимагає
додаткових змін у програмі, тому в нашій роботі вони не
розглядалися.
Завдання розрахунку напруженості магнітного поля в
встановленню для магнітної обробки розбивається на дві частини: 1) розрахунок поля
системи постійних магнітів; 2) розрахунок розподілу намагніченості металу
труб і магнітопровода та обчислення поля, створюваного металом.
Рис. 25 - Форми постійних магнітів
(M - довжина, T - ширина, H - висота, R --
висота зрізу)
Величина поля, що створюється постійними магнітами,
залежить не тільки від намагніченості магніту, але і від його форми. Проекцію (на
досліджувану площину) H напруженості магнітного поля, створюваного
системою постійних магнітів, можна знайти, спрямувавши вісь z декартовій
системи координат вздовж цієї площини і потім обчисливши інтеграл за обсягом
ферромагнетика за такою формулою:
 1255845370_Oslozhneniya_pri_eksplua
<center>
<script async src=)
