In Erdgaspipelines kommt es oft zur Ablagerung von schwarzem Pulver, das besteht hauptsächlich aus FeS. Bildung, Inhibition und Prävention sind teilweise noch ungeklärt. So könnte H2S aus dem Gas mit den Stahlwänden der Pipeline reagieren. Es könnten aber auch sulfatreduzierende Bakterien dafür verantwortlich sein. Auf jeden Fall fördert die Anwesenheit von Wasser die Reaktionen. Daher muss die Wasserbildung unter Kontrolle gehalten werden. Im Eingangsgas muss die Menge an Wasserdampf reduziert werden. Man muss auch Betriebstemperatur und -druck so auswählen, um Kondensation zu verhindern. Dazu müssen Druck- und Temperaturprofile entlang der Pipeline ganz genau ermittelt werden. Gegebenenfalls muss man Heizvorrichtungen anbringen, um Hydratbildung zu verhindern, die erforderliche Eingangstemperatur an der Kompressorstation zu bekommen und einen Minimal-Gasfluss strömen zu lassen, um eine bestimmte Gastemperatur im nachgelagerten Anlagenteil aufrecht zu erhalten. In diesem Artikel wird ein vereinfachter Lösungsansatz vorgestellt, um diese Druck- und Temperaturprofile zu erstellen. Außerdem wird ein Verfahrensablauf erläutert, mit dem die Bodenmächtigkeit vorhergesagt werden kann. Dies ist für die Bodendurchlässigkeit für Wärme wichtig. Einige Ergebnisse bisheriger Arbeiten zu dem Thema und die Gleichungen der neuen Methode werden beschrieben. Anschließend werden einige experimentelle Berechnungen mit realen Daten verglichen. Die Abweichungen der Daten betrugen +/- 5 % bei den Temperaturen und +/- beim Druck. Zum Schluss wird erläutert, wie die Profile bei neuen Pipelines aufgestellt werden und was dabei beachtet werden muss. Bei neuen Pipelines herrschen andere Bedingungen, so kühlen diese schneller.
New pipeline profiling method helps avoid condensation, black powder
Oil and Gas Journal ; 106 , 47 ; 58-60
2008
3 Seiten, 4 Bilder, 1 Tabelle
Article (Journal)
English
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