油气储运外文翻译

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1、重庆科技学院学生毕业设计（论文）外 文 译 文学 院 石油及天然气工程学院 专业班级 油气储运10级3班 学生姓名 汪万茹 学 号 2010440140 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

2、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

3、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

4、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）及干天然气进行接触换热。这部分甘醇

5、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

6、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

7、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PVAP模型= MC）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T

8、EG*（L/MSm3）计算TEG（L/MSm3）工具A（L/MSm3）模型2模型1经典模型C1+水AA1120.030.01.551.569.310.2772.20BB152.524.00.600.581.240.0170.69CC171.030.01.701.594.450.0891.81DD178.226.01.001.163.990.0701.12E*E165.829.32.160.932.480.0521.0378.2*26.0*1.07NANA1.18*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

9、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4C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11.7C 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

10、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及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。图1 2002年在不同的参数下使用相图模拟和软件平台测试的TEG实相图稳态流动数值模拟基于上一节中的主要结论，模型1和模型2可以选择，以执行一个使用OLGA(1)6.2版（稳态模拟）液体滞留评价。输入到模型的数据是基于各年计算在指定期间内每年平均气体的组成和条件（基于每小时的测量）。然而只有模型2在本文中被突出显示，如在图1中可以看出。模型2给出了在较高的临界压力和温度下由于参数TEG-C1和TEG-C2的变动比其他模型更宽的

11、相图。这导致在正常和异常操作条件下可能的润湿。换言之，模型2会给最坏的情况下的液体滞留量并且计算出腐蚀速率。一个复杂的管道系统可以使用稳态仿真来创建，每个分支的所有数据输入可以根据产品的监测来确定。全气体成分+ TEG的主要输入结转可根据模型1和模型2的结果来插入。在主要运输线，一个基于重量分数的特定组合条件可以被应用，这种混合计算可能在气体的成分/ TEG分析来进行。一个稳态模拟布局的例子示于图2。平台A平台B平台C部分1分支B连接点B-A部分2分支C连接点 C-A部分3输出FC AFC BFC CFC AFC BMix A-BFC CMix A-B-CFC：饱和气体成分图2 插图的管道系统

12、及基于重量分数的气体成分分布的稳态流动模型从案例研究1的混合组合物的最终结果列于表2中。这些结果代表所有气体组合物进入管道系统的结构和使用模型2的计算方法。表2 作为及模型2稳态流动模拟在最后一节中的混合气体的成分组成mol %200520082010H2O0.0010.000860.001TEG*4.20103.80 10-53.90 10-5N20.9310.6930.930CO22.2202.4322.552O22.00 10-47.20 10-47.60 10-4H2S2.50 10-45.3010-44.50 10-4C180.65780.32780.016C29.0639.3679

13、.016C34.4994.5564.714iC40.6850.6610.662nC41.1271.1391.176iC50.2410.2370.299nC50.2350.2780.327C60.3410.3070.305MeOHNANA2.60 10-4 *使用模型2计算饱和状态模拟输出可以在早期沉淀积聚和出口之间被集中的区域。某些信息可以取自模拟，即KP其中第一滴液体冷凝，最大液体滞留量（以总体积和其分数），压力和温度分布，流体规律和燃气流量曲线。稳态仿真结果的样本案例如下一页的图3。液体沉淀在指定时间内是可以预测的，如表3所示。液体（含水-TEG）保持了预期滞留在一个较长的时期。可以从稳态

14、模拟得到在稳定状态条件下的总积累液体，但水的流速和所计算的累计液可以使用流体分析软件（用于TEG计算是相同的）来预测。可以预测达到稳态条件所需的时间。表3总析出液体预测稳态流仿真模型2年份进口压力，bara进口温度，,出口压力，bara出口温度，稳态累积量，m3总气体流率，MSm3/d水流率， 10-6 m3/s总累计量（年）m3达到稳态所需时间，h2005192.5640.78136.526.1712522.3044.321.0131.634726892006187.1241.33126.995.7211365.8048.081.0834.0229285172007186.8142.0312

15、5.755.044048.7956.971.3141.138629012008197.1842.49128.315.604329.8954.401.1536.1610495602009199.8543.99123.634.103105.5865.491.5047.445738782010184.7345.9124.433.651806.9659.851.4144.38356944总和234.74 总结使用的所有时期也许可以计算出来共有235立方米液体（含水TEG）可能积聚在管道内。这一数额的计算是基于正常和异常时期情况下的。模型2表明，液体（含水TEG）滞留可能从2005年及以后发生的。总结使

16、用的所有时期也许可以计算出来共有235立方米液体（含水TEG）可能积聚在管道内。这一数额的计算是基于正常和异常时期情况下的。模型2表明，液体（含水TEG）滞留可能从2005年及以后发生的。图3 一个分支出口使用模型2输入的稳态流模拟示例预测腐蚀速率及腐蚀产物当H2S和CO2同时存在时，腐蚀将受主要气体的控制，这主要取决于出口气体中两种组分分压之间的关系7。图4给出了一个根据二氧化碳分压/部分硫化氢的压力（PCO2/ PH2S）比的预期腐蚀机理。图4 CO2-H2S腐蚀的机理在挪威大陆架运送的大部分气体中脱硫CO2气体PCO2/ PH2S 500中的比率，在这项研究中H2S含量大多低于NACE

17、MR0175 / ISO 15156.8。因此，H2S对全面腐蚀的影响可以忽略。 如前所述，TEG的浓度取决于洗涤器下游乙二醇接触器的温度和压力。TEG浓度随压力和温度的增加而增加。当气体进入提升管和管道后气体的温度和压力降低到一定的条件下，TEG会凝结并在管道内壁形成TEG的液体膜和水。乙二醇具有吸湿性，将从气体中提取水使从气体达到平衡状态，即使在气体中的含水量符合规定。在理论上乙二醇和水的混合物会导致一定的腐蚀3。在这项研究中，预测的金属损耗是从一个全面腐蚀点开始，其中，当暴露于腐蚀性流体下所述管道所有内壁以同样的速度被腐蚀。腐蚀速率的预测是通过预测可能的液滴的稳定状态模拟启动。流体分析软

18、件是用来预测的液滴的稳态仿真预测位置的TEG浓度。输出，包括压力和温度下的液体滞留量启动（请见图3），然后被用于使用基于在研究所进行有关Energiteknikk（IFE。研究内部报告的最大腐蚀速率是一个普通的腐蚀速率预测用于该内部管道壁的整个表面。在本研究中使用的腐蚀模型是NORSOK M-506 model.10修改版本10。使用稳态模拟得到表4和5中的结果。从其中凝结可能开始的位置，最坏的情况下腐蚀速率被计算出来，即在高压和高温情况下产生的最高腐蚀速率。结合其中的液体滞留量的开始和出口处的环境条件，可以相应地计算出腐蚀产物的形成量。表4 详细分析腐蚀速率和液体滞留开始的腐蚀产物年份节点数

19、量最大液体滞留量，%当地预测压力，bara当地预测温度，CCO2 ，Mol%乙二醇含量 Wt%金属年损失量，mm200520289(0.11)* 1*209352.22960.0017200616917(0.24)* 2*196192.34970.0016200725988(0.50)* 3*208372.39970.0016200826314(0.78)* 4*210372.43970.0017200926560(1.23)* 5*210372.39970.0017201025817(2.23)* 6*210382.56960.00180.0101 *根据模型2的输入计算稳态模拟*每年1的液

20、体滞留量尽管腐蚀机理是脱硫的二氧化碳，一旦铁离子被释放，预计它们将作出反应，将及硫离子结合形成硫化铁（FeS）。假设在2005年至2010年腐蚀产物只有硫化亚铁，管道中的FeS总量可以多达23.34千克，是使用流体分析软件和稳态仿真计算液体滞留量得到的。根据过去6年期间的总腐蚀量0.01mm可知如果如表4所示受影响的现场对接接头腐蚀FeS每年都可以形成这个总量。表5 对腐蚀速率和其产品的主要线路上的分支预测分析（上游出口）年份节点数量当地预测压力，bara当地预测温度，C乙二醇含量，Wt %金属年损失量，mmFeS*质量，kgFeS*质量预测值，kg200537342183.26.17950.

21、00150.494.47200637894175.45.71950.00150.998.30200731642173.95.04950.00152.1312.74200831316183.15.60950.00153.4917.80200931070184.34.10950.00155.5422.57201031813174.23.64940.001610.6928.7123.34*94.59* *根据模型2的稳态模拟计算液体滞留量*根据每年1的液体滞留量它也可以从表5中预测出来，计算的总腐蚀产物的质量远远低于根据1的液体滞留量发现的量过高预测的（95千克）。估算纠正因子（ERF）为了在操作过

22、程中预测管道的剩余理论强度，获得预测腐蚀速率之后被计算出估算纠正因子（ERF）。ERF计算是根据最新的内部检查，比如在记录的异常特征的最大尺寸选定长度，宽度和深度。在这项研究中累计预测的腐蚀被添加到它里面。值得注意的是，检查工具的精度阈值应被视为及基准的总深度同样重要的。ERF可根据DNV-RP-F101的第10 B部分进行评估12。表6显示了基于最深/最大腐蚀缺陷表明管道可在电流条件下安全运行的管道ERF的案例研究。如果最大允许工作压力（MAOP）下管道将在高度戒备状态比缺陷的失效压力，或ERF1具有同等的或更大的值。表6 根据最新的内部检查过程中发现最深缺陷的腐蚀速率ERF预测值参数单位数

23、值深度mm5.2长度mm75宽度mm28钢管外径mm1070.2壁厚mm29.8设计压力bara212MAOPbara210拉伸强度MPa450ERF (DNV-RP-F101)12N/A0.819防腐蚀管理运输网在处理资产的完整性一般的做法是按照公司的价值观如下： 一个很好的HSE实践 按照法规和相关标准企业的良心/经济因素管道的全面的内部评估，可视为上述值的实现之一。该计划的检查间隔已被设置在一个维修方案;这个时间间隔可以根据本文中描述的结果重新进行全面的内部评估。此外，定期和持续改进的对监测系统的一部分进行评估是很重要的。在输送网中的普通程序中富气管道的内部评价的描述如下：风险识别 在输

24、送管线TEG可吸收更多的水和凝析油 水/TEG冷凝液可促使不必要的CO2/H2 S腐蚀 在有沉淀物的情况下压降和腐蚀可能被触发 由于特殊的内部检查引起经济和安全因素，如：通过水下发射器确定任务 评估输送管道的内部条件遵守工作制度/要求，并检查系统 检查以前的报告和清洁/内部的数据 定期监测产品数据（通常是从上次检查日期开始检索数据），例如：压力，温度，流量，气体组分，水露点 设计，制造及安装报告，如内部腐蚀裕量，设计和操作极限 管理文档和最佳实践DNV-RP-F101运行计算评价 预测富气管道内液体滞留量和组分 计算腐蚀速率（CO2/H2S一般腐蚀） 估算腐蚀产物累积的体积 富气管道内部评估的

25、流程图如图5中的前几节中的重点，在总体上一步一步的评估说明。另请参见“结论”评估的关键步骤 计划清洗/检查间隔，并确定它是否迫切需要或不急需验证结果 根据前述检测/清洁历史验证结果 分享成果并且做后续的进一步研究，如进一步验证结果的实验项目，并确定最佳的检测/清洁方法 寻求反馈意见并进行改进筛选数据模拟工作，以确定TEG携带量和最终气体成分模拟工作来预测液体积聚（滞留）量预测腐蚀产物的量预测管道内液体的量计算腐蚀速率预测腐蚀产物的量预测腐蚀产物的量图5 富气管道的内部评估/状态监控流程图结论评估富气管道内部条件的关键步骤如下：(1) 进行数据过滤 (2) 计算出口气体中 TEG饱和度(3) 在

26、开始沉淀的位置和出口处确定的液体滞留量和参数条件（P，T）(4) 预测管道内液体的量 (5) 计算腐蚀率和预测腐蚀产物的量(6) 根据任何以往内部检查的数据，可以预测剩余壁厚和ERF可以使用模型2或工具A预测TEG携带量，其中两种方法显示出良好的相关性测量值（请参阅表1）。一个全面的产品监测和定期评估是根据富气管道内产品监测在腐蚀条件下的最佳指示的。评价结果可以从连续表面润湿，导致最坏情况下，以一个相当干燥的条件，取决于相互作用参数是如何在流体分析软件，例如设置变化模型1，2和经典模型。在内部条件下的综合评估，可作为一种指示或推迟定期进行内部检查的工具。参考文献1 Z. Zhu, K. W.

27、Sand and P. J. Teevens, Solids Deposition in Liquids Petroleum (Oil) and Wet Gas Pipelines for Internal Corrosion Predictive Modelling (ICPM), Northern Area Western Conference, NACE, February 2010 2 N. A. Tsochatzidis and K. E. Maroulis, Methods Help Remove Black Powder From Gas Pipelines, Vol. 105,

28、 Issue 10, Oil & Gas Journal, 2007 3 J. S. Smart III and R. Roberts, Possible Glycol Corrosion in Nominally Gas Pipelines, Paper No. 06442, NACE Corrosion Conference, 2006 4 J. M. Campbell, Gas Conditioning And Processing, Volume 1: The Basic Principles, ISBN-10:0970344902, 2004 5 Knovel Critical Ta

29、bles, 2nd Edition, ISBN 978-1-59124-550-6, Knovel, 2008 6 C. L. Yaws, Chemical Properties Handbook, ISBN 978-0-07-073401-2, Mcgraw-Hill, 1999 7 M. B. Kermani and A. Morshed, Carbon Dioxide Corrosion in Oil and Gas Production-A Compendium, Corrosion, Vol. 59, No. 8, NACE Journal, 2003 8 Kermani, J. W

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