В технологическое оборудование установок подготовке газа в зависимости от принятой технологи входят различные сосуды (сепараторы, адсорберы, десорберы и д.р) соединенные между собой межблочными трубопроводами с запорной, регулирующей арматурой и теплообменными аппаратами, а также прочие вспомогательные объекты.
Большая часть оборудования установок подготовки сероводород содержащего газа выполняется из низколегированных малоуглеродистых сталей типа сталь 20. Стали подобного типа пластичны, хорошо свариваются, имеют небольшие после сварочные напряжения. Применяются они, как правило, в нормализованном и отпущенном состояниях. Для менее ответственных деталей, работающих в условиях незначительных нагрузок и давлений, применяется сталь 10 или 10сп. Сталь 20 для применения в условиях сероводородсодержащего газа поставляется с повышенными требованиями к качеству по ТУ 14–3-460–75. На базе стали 20 с аналогичными механическими свойствами разработана более стойкая к сероводородному растрескиванию, но и более чувствительная к термическому влиянию сталь марки 20ЮЧ, дополнительно легированная алюминием и церием. Поставляется она по ТУ 14–1551–75. Для сосудов и трубопроводов более высокой категории (
) планируется применение стали 09ХГ2НАБЧ (ТУ 14–1-2635–79). Для нее дорабатывается технология сварки и после сварочной обработки
Транспортировка неосушенного газа в присутствие сероводорода двуокиси углерода и других агрессивно компонентов нецелесообразна в виду высокой коррозионной агрессивности сыре и соответственно, резкого снижения надёжности эксплуатируемого оборудования и трубопроводов. Поэтому и наиболее простом сваренные установки по подготовке газа осушают его, а в более сложном очищают.
Более качественно газ осушают диэтиленгликолем (ДЭГ). Применяют его в концентрированном виде, а при насыщении влагой концентрация ДЭГа в растворе составляет 60–70 %. В таком виде он подогревается регенерации. При повышенной температуре. С ростом температуры коррозионная агрессивность растворов ДЭГ увеличивается и достигается. При этом скорость коррозии в паровой фазе растворов ДЭГ выше скорости коррозии в жидкой фазе, что связано с переходом в нее легколетучих органических кислот, образующихся при окислении ДЭГа при регенерации могут соли, попадающие в него при обводнение скважин минерализованной водой.
Для очистки газа от сероводорода используют моноэтоноламин (МЭА) диэтоноламин (ДЭА) и триэтоноламин (ТЭА). Они хорошо растворимы в воде и поэтому их применяют в виде водных растворов. При температурах 40–800 С они хорошо поглощают сероводород, а при температурах 110–1400 С выделяют его. Наиболее распространена очистка от кислых компонентов МЭА и ДЭА. Растворы эти имеют pH-12,7 сами по себе они не агрессивны. Коррозионная агрессивность увеличивается по мере насыщения кислыми компонентами, повышения температуры и соответствующего снижения pH.
Наиболее сильная коррозия как углеродистых, так н нержавеющих сталей, особенно в местах сварки наблюдается при температуре, близкой к 100 °С. Наличие чистого сероводорода в растворах этаноламинов делает коррозионную агрессивность их ниже, чем в совокупности с углекислым газом. При этом общее содержание кислых газов в растворах этаноламинов не должно превышать 0,3–0,4 моля газа на 1 моль амина, особенно, если используют оборудование из углеродистых сталей. Пре вешение содержания кислых компонентов может привести к пересыщенную раствора этаноламина, выделению их н, соответственно, резкому усилению коррозионных процессов.
В настоящее время часто отмечаются случай сероводородного растрескивания через 5–6 лет эксплуатации оборудования, контактирующего с регенерированными растворами этаноламинов, где содержание H2S составляет около 1г. Это указывает на высокую коррозионную агрессивность регенерированных растворов.
Очень высокой коррозионной агрессивностью на установках подготовки газа могут обладать сточние води. Они представляют собой, как правило, минерализованную воду, содержащую все компоненты, встречающиеся в технологической линии подготовки газа. Состав сточных вод не постоянен н может колебаться в широких пределах. Наибольшая опасность заключается в том, что в них интенсифицируются локальные коррозионные процессы.
Контроль за коррозионным состоянием установок по подготовке газа начинается на стадии монтажа, где требуется выполнение установок в соответствии с проектом н без малейших отклонения от требований по коррозионно-стойкому материальному исполнению, сварке и термообработке соединении, обустройств контрольных точек, мест отбора проб н зондов предупреждения.
При эксплуатации осуществляют постоянный контроль за зондами предупреждения. Кроме того, осуществляют периодический контроль. Не реже 1–2 раза в месяц отбирают пробы по технологической линии для анализа на содержание ингибитора коррозии, ионов железа в жидких фазах и определения их рН. Контроль концентрации ингибиторов осуществляется по методикам, составленнымих разработчиками.
Ингибиторы углекислотной коррозии ИКСГ-1 и КО углеводород растворимые, и содержание их соответственно определяется в углеводородном конденсате.
Принцип определения содержания ингибитора КО в углеводородном конденсате основан на зависимости содержания ингибитора от кислотности пробы, которая определяется согласно ГОСТ 5985–79. Пример градуировочного графика для определения ингибитора КО приведен на рис. 1.
Рис. 1. Зависимость содержания ингибитора ИКСТ-1 в конденсате от коэффициента светопропускания при использовании различных кювет (определение на фотометре ФМ-58 И)
Для повышения точности определения концентрации ингибиторов градуировочний график необходимо строить для каждой новой партии ингибитора.
Большинство ингибиторов сероводородной коррозии И-25-Д. И-25-ДМ. Донбасс-1, ИФХАИГАЗ-1 имеют функциональную группу, содержащую азот. Поэтому в основе определения концентрации азот содержащих ингибиторов в углеводородном конденсате в индивидуальном виде и в смеси лежит использование специфических цветных реакции на их азотсодержащую функциональную группу, например способность азотсодержащих ингибиторов образовывать с метиловым оранжевым желтим и виолуровой кислотой комплекс, окрашенный в розовато-фиолетовый цвет. Метиловый оранжевый желтый комплекс экстрагируют хлороформом, а комплекс, образовании с виолуровой кислотой,водно-спиртовой (1:1) смесью. Интенсивность окраски экстракта, пропорциональную содержанию ингибитора, измеряют на фотоэлектроколориметре с использованием кюветы с толщиной поглощающего слоя 30 мм и светофильтров: для метилового оранжевого желтого комплекса-синего (λ=434 нм), и комплекса с виолуровой кислотой зеленого (λ= 500 нм).
При отборе проб для образования метилового оранжевого желтого комплекса объем отобранного конденсата разбавляют изопропиловым спиртом в соотношении конденсат: изопропиловый спирт 95: 5. Определение содержания ингибитора водном или водно-метанолной фазах проводится аналогичным методом. Только при использовании виолуровой кислоты исключается стадия спиртовой экстракции и анализируется непосредственно водная или водно-метанольная фаза
Содержание ингибитора х, мг/л, рассчитывают по формуле
где, а — масса ингибитора, найденная по градуировочному графику, мл; V- объем пробы конденсата, взятый на анализ, мл. При использовании метилового оранжевого желтого комплекса разбавление пропиловым спиртом учитывается вводом коэффициента 0,95, т. е. запись в знаменателе будет 0,95 V.Чувствительность определения ингибиторов 2–3 мг/л.
Аналогичным методом можно определять концентрации импортных азотсодержащих ингибиторов, например, типа «Виско».
Общую н локальную виды коррозии контролируют не реже 2 раз в месяц по зондам электросопротивления или аналогичным, но другого типа по всей технологической линии в жидких фазах, газовой фазе и по возможности на границах раздела, а также не менее 1 раза в год по образцам-свидетелям и замерам толщины стенок ультразвуковым илидругим дефектоскопом. За сероводородным растрескиванием ведется наблюдение косвенным методом по степени водород проницаемости водородных зондов на первой стадии (в течение года) не реже 1 раза в неделю и на последующей-1 раза в квартал; по напряженным образцам н образцам для гиба-перегиба — не реже 1 раза в год. По мере проведения ремонтных работ необходимы вырезка образцов метал и полный анализ их состояния: определение механических свойств, содержанияводорода, стойкости к сероводородному растрескиванию, а также металлографические исследования. Кроме того, периодически проводится визуальный осмотр внешнего состояния и не режь 1 раза в год — внутренней осмотр сосудов с проведением соответствующих замеров и техническим освидетельствованием их.
Утечка сероводород содержащего газа во фланцевых соединениях может привести к сероводородному растрескиванию крепежных элементов. Поэтому при обнаружении утечек необходимо элементы крепежа подвергнуть контролю для определения возможности их дальнейшей эксплуатации.
Для оценки состоянии шпилек из фланцевого соединения, имеющего пропуски в уплотнении, отбирают 1–3 шпильки, а в случае четкого выявления зоны прямого воздействия среды отбирают не менее 1–3 числа шпильке этой зоны. Оценивать можно по испытаниям либо самой шпильки, либо — образцов из нее по конкретным от браковочным критериям. Это может быть величина удельной работы пластической деформации, израсходованной на образование шейки, или изменение относительного сужения, определяемое с высокой точностью. От браковочные критерии получают в результате модельных испытаний в лабораторных условиях.
Литература:
- Саакиян Л. С., Ефремон А. П. и др. Зашита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.:- Недра, 1985 г, 206 с.
- Кац Н. Г., Стариков В. П., Парфенов С. Н. Химическое сопротивление Материалов и защита оборудования нефтегазопереработки от коррозии. М.: Машиностроение. -2011 г.
- Жук Н. П. Курс теории коррозии и защита металлов: учеб. Пособие/ Жук Н. П. -2-е изд., стереотипное. Перепечатка издания 1976.-М:. ООО ТИД «Альянс», 2006.-472.
