Es wird ein Verfahren vorgestellt, mit dem auf Grund von drei verschiedenen Modellen die Korrosionsgeschwindigkeiten in einer Erdgasleitung quantifiziert und eine Bewertung empfindlicher Leitungen vorgenommen werden kann. Damit können Prioritäten hinsichtlich der mit Coupons zu überwachenden Stellen, dem Einsatz von Inhibitoren oder der Rohrleitungsinstandsetzung festgelegt werden. Das Verfahren wird an Hand von Untersuchungen an einem Gassammelsystem in Venezuela erläutert. Um die Korrosionsempfindlichkeit der Leitungen zu ermitteln, wurden mit Hilfe kommerzieller Programme die Strömungsgeschwindigkeiten, Strömungsbilder und Flüssigkeitsansammlungen in jeder Leitung auf Grund von Betriebsdaten bestimmt und für ein Korrosionsvorhersagemodell verwendet. In einem dritten Schritt wurden die Leitungen entsprechend ihrer Schadensempfindlichkeit mittels einer Bewertungsmatrix aufgelistet. Es zeigte sich, daß wegen eines CO2-Partialdruckes über 7 psi alle Leitungen korrosionsgefährdet sind. Einige Partialdrücke sind mit über 30 psi sogar kritisch. Drei Bereiche werden deutlich: wasserstoffinduzierte Rißbildung bei H2S-Partialdrücken über 0,015 psi, Sulfid-Spannungsrißkorrosion bei H2S-Partialdrücken über 0,05 psi und ungeschützte Bereiche, in denen keine korrosionschützenden Produkte vorhanden sind. Da alle Rohrleitungen H2S-Partialdrücke deutlich unter 0,1 psi aufweisen, wird von korrosionschützenden Produkten FeS und FeS4 in den Leitungen ausgegangen, die die Korrosionsgeschwindigkeit herabsetzen. Temperaturgradienten, Flüssigkeitsgeschwindigkeit in der Leitung und das Kondensat-Wasser-Verhältnis beeinflussen die Korrosionsgeschwindigkeit ebenfalls. Die ermittelten Korrosionsgeschwindigkeiten geben einen Hinweis auf die Korrosionstendenz. Sie erlauben jedoch keine Rückschlüsse auf die Wanddickenabnahme.
Three models used to predict internal corrosion in gas lines
Pipe Line and Gas Industry ; 82 , 8 ; 27-32
1999
4 Seiten, 5 Bilder, 4 Tabellen, 14 Quellen
Article (Journal)
English
How to monitor internal corrosion in gas lines
Tema Archive | 1986
|Model to predict internal pitting corrosion of oil and gas pipelines
Tema Archive | 2010
|Forty-one models on three packard lines
Engineering Index Backfile | 1933
|