油气储运外文翻译(腐蚀类)

重庆科技学院学生毕业设计（论文）外文译文

学院石油与天然气工程学院专业班级油气储运10级3班

学生姓名汪万茹

学号**********

NACE论文

富气管道的腐蚀管理

Faisal Reza，Svein Bjarte Joramo-Hustvedt，Helene Sirnes Statoil ASA

摘要

运输网的运行为挪威大陆架（NCF）总长度接近1700千米的富气管道的运行和整体完整性提供了技术帮助。根据标准以一种安全，有效，可靠的方式来操作和维护管道是很重要的。天然气在进入市场之前要通过富气管道输送至处理厂。

在对这些富气进行产品质量测量和输送到输气管道之前要在平台上进行预处理和脱水处理。监测产物是这些管线腐蚀管理的一个重要部分。

如果材料的表面没有游离水管道就不会被腐蚀。因此，在富气管道的运行过程中监测水露点（WDP）或水分含量具有较高的优先性，并且了解含有二氧化碳（CO2）和硫化氢（H2S）的水在管道中析出过程中的腐蚀机制对全面控制管道腐蚀很重要。

本文将详细介绍生产监测的项目，例如讨论生产流量，压力，温度，气体组成和水露点。一个全面的内部评估应该包括对富气管道中三甘醇（TEG）和水作用机理的详细阐述。

关键词：富气管道，产品监控，内部腐蚀，腐蚀产物，二氧化碳（CO2），硫化氢（H2S），三甘醇（TEG），水露点（WDP），液体滞留。

引言

从海上生产设施输送富气所使用的碳钢管线需要可靠的控制装置将水控制在气相中，以避免在管道内表面上凝结水和产生游离水。全面腐蚀不仅仅是和腐蚀产物本身有关，沉淀产物有可能会促使一个更高的腐蚀速率[1]。

液体滞留在管道中可以引起腐蚀，然而为了保证管道内部完整性仅仅评估腐蚀速度是不够的。在管道中腐蚀产物可能会导致进一步的问题；增加表面粗糙度和减少直径可以导致压力降的增加，同时也会引起接收终端设备的一些问题，比如腐蚀和堵塞[3]。

管道系统可能由主运输干线连接一些输送支线组成，这样一个复杂的海底管道系统的完整性管理不是很简单的。然而完整性问题的根本原因是可以被确认的，因此可以系统地进行预防/缓解和提前采取行动。

关于甘醇从气体中吸附水和促进腐蚀已经有相关报道[3]。因此，从运输到工艺设备的接触器并进入输送管道间TEG的损失是必不可少的，并且应该作为产品监测项目中评估气体组分的一部分。

本文详细介绍了挪威国家石油公司为了评估含水量如何进行管道（运输网）的运行实践产品监测评估，TEG和富气中的其他成分可能会影响运输管道里流体的流动性以及对腐蚀的评估。一个关于TEG-水评估的例子里详细描述了管道里的液体滞留和腐蚀评估。

TEG携带的测量和量化

在正常操作期间将贫TEG送入甘醇吸收塔的顶部，以便从天然气中除去过量的水和达到给定的水露点。所有的三甘醇富液从吸收塔的底部排出。然而期望的是少量贫甘醇溶液（通常99.7％（重量））与干天然气进行接触换热。这部分甘醇溶液将在饱和的气体操作条件（压力，温度）下进入气体洗涤器。可能还有还有少量的贫甘醇溶液液滴经过气体洗涤器变为饱和气，但这种影响在此项工艺中是可以忽略不计的。

水露点（WDP）和饱和天然气气体成分在气体从所有输送支线输送到运输干线时计量。在任何摄氏度或高精度下不同的平台/设备有不同的仪器进行分析和测量，所有的数据都可以在控制室里通过网上产品的监测和工作人员的检查得到。

甘醇溶液引起的水露点数据可使用图6.1参考计算，该水露点数据是摄氏度可以转换为ppm或摩尔%表示[4]。

水，甘醇溶液和其他天然气组分之间有着复杂的相互作用。比如C1和C2在决定管道中液体凝结（液体滴出）的条件中起着重要的作用。由于这种复杂的相互作用，三次加协会（CPA），即“工具”通过一整篇文章，并且建立两种模型均应用Calsep软件来预测管道里液体滴出的条件。

由于这种复杂的相互作用，三次加协会（CPA），即“工具”通过一整篇文章，并且建立两种模型均应用Calsep软件来预测管道里液体滴出的条件。

关于甘醇溶液的计算使用PVT理想气体状态方程[1]；两种模型都应用在了本报告中并且还有经典模式。模型1已经根据参考文献5和6被调整，但不改变TEG-C1和TEG-C2之间的相互作用参数。模型2像模型1一样被调整但是TEG-C1和TEG-C2之间的相互作用参数已经从模型1最初的0.2改到0.5。

调整自身可以在进入流体组合物之后进行。一旦流体被添加到数据库中使用“编辑当前流体”并且改变任何参数时它都会被改变。最后用“保存当前的流动性”。现在会出现在其中包含的改变进行的流体数据库的底部的新的流体。

TEG的马赛-科普曼（MC）参数必须被调整好。TEG（选择PV AP模型= M ＆C）的Soave-Redlich-Kwong/Mathias-Copeman（SRK-MC）应根据以下调整参数来选择：

MC1-C1= 2.83, MC2-C2 = -4.128, MC3-C3 = 2.766.

TEG饱和度的计算是基于乙二醇接触器下游的洗涤条件，如表1。

表1出口天然气管道系统的平台测量和TEG饱和度的计算

平台净

气

器

压力

（bara）

温度

（℃）

测量

TEG***

（L/MSm3）

计算TEG（L/MSm3）

工具A

（L/MSm3）

模型2 模型1 经典模型C1+水

A A1 120.0 30.0 1.55 1.56 9.31 0.277 2.20

B B1 52.5 24.0 0.60 0.58 1.24 0.017 0.69

C C1 71.0 30.0 1.70 1.59 4.45 0.089 1.81

D D1 78.2 26.0 1.00 1.16 3.99 0.070 1.12

E** E1

65.8 29.3 2.16 0.93 2.48 0.052 1.03 78.2* 26.0* 1.07 NA NA 1.18

*设计条件

*连接到主干管道

***乙二醇平台上进行采样

用不同的方法来模拟TEG浓度，并切从平台之一的输出气体的相特性可以被概括如下：

从模型1中得到的主要结论

•在测试实验过程中TEG在操作条件下的浓度比实测值高得多

•干燥条件下，无液体滴出，在4°C环境海水温度，如果管道在125bara的条件下操作

•一个可以忽略不计的全面腐蚀率预计

从模型2所得出的结果

•操作条件下，在测试实验中TEG的浓度是和测量值相近的

•不考虑压力的条件下液体（含水TEG）沉淀低于11.7°C

•正常条件或异常条件下的管道连续液体（含水TEG）被润湿

•可以计算的总金属损耗

使用默认参数的经典模式

•在测试实验中操作条件下TEG的浓度比实测值低得多

•在环境温度下压力低于149bara时液体开始沉淀

使用工具A获得主要结果

•在测试实验中操作条件下TEG的浓度和测量值接近

•在环境温度为4℃压力低于175.5bara的条件下液体开始沉淀

洗涤器中的气体在与TEG平衡和任何液体夹带中被忽略。通过变化参数使用模型1和模型2模拟和工具A的计算相图如图1所示。