油气储运外文翻译(腐蚀类)Word文档下载推荐.doc
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关于甘醇从气体中吸附水和促进腐蚀已经有相关报道[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））与干天然气进行接触换热。
这部分甘醇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=M＆C）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TEG***（L/MSm3）
计算TEG（L/MSm3）
工具A（L/MSm3）
模型2
模型1
经典模型
C1+水
A
A1
120.0
30.0
1.55
1.56
9.31
0.277
2.20
B
B1
52.5
24.0
0.60
0.58
1.24
0.017
0.69
C
C1
71.0
1.70
1.59
4.45
0.089
1.81
D
D1
78.2
26.0
1.00
1.16
3.99
0.070
1.12
E**
E1
65.8
29.3
2.16
0.93
2.48
0.052
1.03
78.2*
26.0*
1.07
NA
1.18
*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4°
C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11.7°
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
洗涤器中的气体在与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12002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。
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
FCA
FCB
FCC
MixA-B
MixA-B-C
FC：
饱和气体成分
图2插图的管道系统与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作为与模型2稳态流动模拟在最后一节中的混合气体的成分
组成
mol%
2005
2008
2010
H2O
0.001
0.00086
TEG*
4.20×
10
3.80×
10-5
3.90×
10-5
N2
0.931
0.693
0.930
CO2
2.220
2.432
2.552
O2
2.00×
10-4
7.20×
7.60×
H2S
2.50×
5.30×
10-4
4.50×
80.657
80.327
80.016
C2
9.063
9.367
9.016
C3
4.499
4.556
4.714
iC4
0.685
0.661
0.662
nC4
1.127
1.139
1.176
iC5
0.241
0.237
0.299
nC5
0.235
0.278
0.327
C6
0.341
0.307
0.305
MeOH
2.60×
*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，×
10-6m3/s
总累计量（年）m3
达到稳态所需时间，h
192.56
40.78
136.52
6.17
12522.30
44.32
1.01
31.6
3472689
2006
187.12
41.33
126.99
5.72
11365.80
48.08
1.08
34.02
2928517
2007
186.81
42.03
125.75
5.04
4048.79
56.97
1.31
41.13
862901
197.18
42.49
128.31
5.60
4329.89
54.40
1.15
36.16
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