TCR (top of line corrosion, Korrosion im oberen Teil von Pipelines) in Nassgas-Pipelines korreliert mit WCR (water-condensation rate, Wasserkondensationsrate). TCR ist auf die ersten 1 bis 3 km einer Pipeline begrenzt. Es wurde ein Modell entwickelt, mit dessen Hilfe die Wasserkondensationsrate entlang des Pipelineprofils bestimmt werden kann, um damit die Korrosion einschätzen zu können. Dafür wurde das Korrosionsmodell von Lipocur mit folgenden Annahmen aktualisiert: das Rohr ist mit Gas gefüllt, das Wasser kondensiert oben und tropft herunter ohne von dem Gasstrom beeinflusst zu werden, die Wasserbenetzung ist 100 %, der Kondensationsfaktor von De Waard ergänzt die WCR-zu-TCR-Rate, im oberen Teil geringere CO2-Löslichkeit in kondensiertem Wasser als im unteren Teil des Rohres, unterschiedliche Eisenkarbonatlöslichkeit im oberen und unteren Rohrteil, Einfluss der Sättigung des kondensierten Wassers durch Eisenkarbonate und Einfluss von organischen Säuren. Wenn das TLC-Risiko beim Entwurf vorhergesagt wird, kann das Rohr innen verkleidet, aussen wärmeisoliert oder tief eingegraben werden, damit TLC minimiert wird. Wenn TLC erst bei Inspektionen beobachtet wird, muss das Rohr regelmäßig gereinigt werden oder das Wasser beim Rohranfang durch Prozessmodifikationen abgelassen werden. Die innere Rohrverkleidung kann aus AISI 316L oder der Legierung 825 sein. Die äußere Isolierung kann aus Polypropylen, Polyurethan-Neopren oder Ethylen-Propylen-Dienemonomer bestehen. Obwohl TLC nur auf den Pipelineanfang begrenzt ist, sind die Kosten zur Kontrolle hoch, besonders wenn TLC erst bei einer Linie auftritt, die bereits in Betrieb ist, da Reinigung die Produktionsrate reduziert. WCR korreliert direkt mit der Gasfließrate. Je höher die Rate ist, desto größer ist die Menge des gesättigten Wassers, die als Tropfen ausfallen kann. Es gibt keine physikalischen Möglichkeiten, die Fließbedingungen so zu modifizieren, dass die WCR unterhalb einer sicheren Grenze bleibt. Es zeigte sich bei einigen Gasfeldern, dass bei einem H2S/CO2-Verhältnis größer als 1 kein TLC auftritt. Organische Säuren verstärken das Risiko von lokaler TLC. Daher sind Analysen des produzierten Wassers für die Abschätzung des TLC-Risikos wichtig. Das komplette Eingraben der Pipeline mit mindestens 0,5 m Überdeckung scheint die beste TLC-Prävention zu sein.


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    Title :

    Top-of-Line Corrosion - Conclusion: Models updated; remediation strategies set out


    Additional title:

    Die Korrosion im oberen Rohrteiln von Nassgaspipelines


    Contributors:
    Gunaltun, Y.M. (author) / Larry, D. (author)

    Published in:

    Oil and Gas Journal ; 98 , 29 ; 68-71


    Publication date :

    2000


    Size :

    4 Seiten, 4 Bilder, 5 Tabellen, 4 Quellen



    Type of media :

    Article (Journal)


    Type of material :

    Print


    Language :

    English




    Trolley line is updated

    Berutti, A. | Tema Archive | 1982


    Corrosion modeling - Conclusion. Field inputs guide internal pitting corrosion model

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