Технология переработки природного газа и конденсата - Афанасьев А.И.
ISBN 5-8365-0107-6
Скачать (прямая ссылка):
Продукция коррозионного процесса - атомы и молекулы водорода и двухвалентные ионы железа, которые вступают в реакцию с ионами гидросульфида и сульфида, они образуют вторичные продукты коррозии - сульфиды железа, обладающие свойством самовоспламенения на воздухе при обычных температурах, что особенно опасно для проведения ремонтных работ при вскрытии аппаратов.
53
Интенсивность процесса коррозии зависит: от кислотности среды pH, температуры, давления, наличия в системе воды в жидкой фазе.
С повышением давления скорость электрохимической коррозии увеличивается, так как повышается растворимость агрессивных компонентов в жидкой фазе-электролите (например, в воде) и, следовательно, увеличивается их содержание в единице объема, действующего на единицу поверхности металла.
При повышении температуры снижается растворимость H2S и CO2 в жидкой фазе, а следовательно, и скорость коррозии, а также ускоряется скорость химических и электрохимических реакций и интенсивность коррозии, особенно при термических процессах.
Скорость сероводородной коррозии зависит также от прочности, химического состава, микроструктуры, способа обработки и т.д. применяемых сталей.
Все углеродистые и низколегированные стали подвергаются во влажных сероводородсодержащих средах растрескиванию под напряжением ниже предела текучести. Допустимая величина этих напряжений зависит от химического состава, термической обработки и структуры металла, остаточных напряжений после горячей или холодной деформации и других факторов. Для предотвращения растрескивания предусматривают специальные мероприятия, такие как изготовление труб и оборудования из специально выбранных сталей, стойких к растрескиванию от наводораживания, ограничение напряжений в металле увеличением толщины стенок, применение ингибиторов коррозии, осушка газа на УКПГ с целью уменьшения воздействия агрессивного газа на внутренние стенки газопроводов, транспортирующих газ до ГПЗ.
Технологическая схема в системе "скважина - УКПГ-ГПЗ" Оренбургского газохимического комплекса позволяет выделить две зоны коррозионной активности газа:
а) зона высокой коррозионной активности среды, к которой относятся технологическое оборудование скважин, шлейфовые газопроводы, сепарационное технологическое оборудование и межблочные коммуникации (кроме замерного пункта УКПГ), работающие в среде влажного газа с содержанием сероводорода;
б) зона низкой коррозионной активности, к ней относятся технологическое оборудование и арматура замерного пункта УКПГ, газоконденсатопроводы от УКПГ до ГПЗ.
Нормативными документами установлены допустимые скоро-
54
сти общей коррозии: 0,25 мм/год - для насосно-компрес-сорных труб и шлейфовых газопроводов; 0,2 мм/год - для технологических аппаратов и межблочных коммуникаций (гарантии фирмы-поставщика); 0,1 мм/год - для газопроводов, транспортирующих осушенный сероводородсодержащий газ.
Материальное оформление трубопроводов и технологического оборудования для зон умеренной и опасной коррозии принимается в основном одинаковым. Это "спокойные" углеродистые стали марки Сталь 20 с дополнительным контролем качества при изготовлении. Для зон опасной коррозии обязательна термическая обработка труб на заводах-изготовителях и сварных швов при монтаже. Кроме того, при расчете толщины стенок труб и аппаратов для этой зоны принимается увеличенная толщина стенок для снижения внутренних напряжений.
В исключительных случаях для наиболее коррозионно-опасных сред (фонтанная арматура) допускается применение нержавеющей стали.
Общую коррозию можно снизить до допустимых пределов (0,2-0,1 мм/год) с помощью ингибиторной защиты, качество которой зависит от ряда факторов. Один из основных - возможность применения эффективных методов нанесения ингибиторной пленки.
Эффективность антикоррозионной защиты определяют по формуле
А пи -д„ 100 у - . _^ X (21)
где Пн — потери массы неингибированного образца, мг; П„ — потери массы ингибированного образца, мг.
Эффективность ингибиторной защиты, определяемая по формуле (2.1), оценивается следующим образом: 90 % и выше -отличная; 75-89 % - хорошая; 50-74 % - слабая; ниже 50 % -неудовлетворительная.
Абсорбционная осушка газов. На установках осушки кислых газов в качестве абсорбента используются водные растворы гликолей, которые инертны по отношению к углеводородным и кислым компонентам газа и не вступают с ними в химические реакции.
Сопоставление данных о растворимости углеводородов и сероводорода в гликолях показывает, что гликоль хорошо растворяет H2S. Следовательно, на установках осушки кислых газов объем низконапорных газов будет больше, чем на обыч-
55
ных абсорбционных установках Растворимость H2S и CO2 в гликолях может определяться по рис 2 28-2 31
В результате контакта сероводорода и двуокиси углерода с гликолем последний с течением времени становится кислым и усиливает коррозию оборудования и труб Наиболее интенсивная коррозия происходит в вентилях и изгибах трубопроводов Возникшая коррозия может носить характер коррозионного износа, язвенной коррозии или коррозионного растрескивания под влиянием водорода Данные о влиянии кислых компонентов на коррозионную активность приведены в табл 2 15
