(Forts. aus Heft 103(2005)37, S. 62-65) Bei dem Pearl GTL Pipelineprojekt in Qatar wurde das Korrosionsmodell von Shell eingesetzt. Im ersten Teil der Artikelserie wurde die Auswahl beschrieben, die zur Wahl des Kohlenstoffstahls für die Pipeline führte, um die Korrosion zu begrenzen. Dieser Teil enthält Details zur Modellierung, um die Ausführung der Pipeline zu bestimmen. Dabei werden ein Basisfall und verschiedene Variablen vorgestellt. Der Basisfall enthält eine bestimmte Fließrate, die in den anderen Fällen 70 % bis 140 % davon betragen. Weiter gibt es im Basisfall kein Formationswasser, es gibt 800 b/d kondensiertes Wasser in der Pipeline, 200 ppm Chlorid, eine Pipelinelänge von 62 km, eine Zulauftemperatur von 66 Grad C und eine Meeresbodentemperatur von 19,5 Grad C. In dem Artikel werden die Auswirkungen der Änderungen dieser Parameter in Bezug auf die Korrosion erläutert. Bei der Fließrate ist die Korrosion bei 140 % nur leicht erhöht im Vergleich zu 70 %. Es ist nicht geplant vor Ort das Formationswasser abzutrennen. Wenn es produziert wird, soll es mit der Pipeline an Land transportiert und dort behandelt werden. Es wird erwartet, dass das Formationswasser einen hohen Chloridanteil hat. Ohne Inhibitor steigt die Korrosionsrate dann von 10,3 mm/Jahr auf 36 mm/Jahr. Ein hoher Chloridanteil kann auch zu Problemen bei der Verarbeitung führen. Eine längere Pipeline wird die Korrosionsrate nicht erhöhen. Die Korrosionsrate bei 86 Grad C Zulauftemperatur unterscheidet sich nur wenig von der bei 66 Grad C. Auch die Umgebungstemperatur hat nur einen geringen Einfluss auf die Korrosionsrate. Die Korrosionsrate ist in dem System ohne Inhibitor mit 10 mm/Jahr sehr hoch. Es wird gezeigt, wie man die Korrosionsrate der Pipeline mit einem Inhibitor berechnen kann. Da die vorhergesagten Korrosionsraten ohne Inhibitor sehr hoch sind, muss das Inhibitorsystem 100 %ig zur Verfügung stehen.


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    Titel :

    Corrosion modeling addresses sour operating conditions


    Weitere Titelangaben:

    Mit Hilfe eines Korrosionsmodells wurde die Pipelineausführung ermittelt


    Beteiligte:
    Rippon, Ian J. (Autor:in)

    Erschienen in:

    Oil and Gas Journal ; 103 , 38 ; 66-70


    Erscheinungsdatum :

    2005


    Format / Umfang :

    5 Seiten, 8 Bilder, 3 Tabellen, 4 Quellen



    Medientyp :

    Aufsatz (Zeitschrift)


    Format :

    Print


    Sprache :

    Englisch





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