天然氣凈化裝置腐蝕因素定量分析與防護(hù)措施

李岳祥　李文秀　劉鑫　羅澤松

1哈爾濱石油學(xué)院　2遼河石油勘探局石油化工總廠　3四川石油天然氣建設(shè)工程有限責(zé)任公司

天然氣凈化裝置腐蝕因素定量分析與防護(hù)措施

李岳祥1李文秀2劉鑫1羅澤松3

1哈爾濱石油學(xué)院2遼河石油勘探局石油化工總廠3四川石油天然氣建設(shè)工程有限責(zé)任公司

天然氣凈化裝置的腐蝕將給凈化廠帶來巨大的經(jīng)濟(jì)損失?；诖?，主要從影響腐蝕的因素出發(fā)，定量分析溶液酸氣負(fù)荷、溫度、降解產(chǎn)物以及溶液胺溶度等對天然氣裝置管線的腐蝕程度，研究結(jié)果表明：液相腐蝕速率明顯高于氣相腐蝕速率；吸收塔、再生塔塔內(nèi)溫度不易過高，盡量保證在100℃左右；同時應(yīng)注意控制降解產(chǎn)物的生成，減小降解產(chǎn)物對溶液的腐蝕；MDEA水溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，溶液中氣、液相的腐蝕速率越高，一般選取40%的MDEA水溶液。針對上述腐蝕問題，在實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行中，提出了幾點(diǎn)防護(hù)措施：根據(jù)具體裝置介質(zhì)特性，選擇合適的裝置覆蓋層和村里材料；材料選取要考慮耐腐蝕性以及材料之間的熱膨脹系數(shù)匹配度；應(yīng)用在線腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)，可準(zhǔn)確找出腐蝕部位，脫硫裝置再生塔、高溫富液管線以及高溫貧液管線是腐蝕最嚴(yán)重的部位，采取過濾分離器和修補(bǔ)技術(shù)，可有效降低含硫氣體，減小降解產(chǎn)物對設(shè)備的腐蝕和磨損。

天然氣；凈化裝置；腐蝕；防護(hù)措施

1　腐蝕因素定量評價

按天然氣凈化裝置腐蝕部位，可以將腐蝕分為裝置內(nèi)部腐蝕與外部腐蝕。裝置內(nèi)部腐蝕可從溶液酸氣負(fù)荷、溫度、降解產(chǎn)物以及溶液胺溶度等方面分析[1-3]；外部腐蝕可從管線溫差、裝置保溫，裝置表面涂料等方面分析。下面主要針對內(nèi)部腐蝕因素做定量分析。

1.1溶液酸氣負(fù)荷定量影響

在實(shí)驗(yàn)室90℃條件下，將裝有40%MDEA水溶液，通入摩爾比為1∶1.8的CO2和H2S，考察不同比例組分的酸氣負(fù)荷腐蝕速率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。從表1可知，在90℃下，溶液氣相和液相的腐蝕速率隨酸氣負(fù)荷的增加而變快，液相腐蝕速率相較氣相腐蝕速率更快，最高可達(dá)0.0597mm/a，氣相腐蝕速率最高為0.0318mm/a，液相腐蝕速率高出0.0279mm/a。 以氣相腐蝕速率為基準(zhǔn)，隨酸氣負(fù)荷的增加，氣、液相腐蝕速率增幅均超過60%，最高超過了300%。當(dāng)溶液中含有0.657mol的酸氣負(fù)荷時，腐蝕現(xiàn)象為液相局部腐蝕。

表1　不同比例組分的酸氣負(fù)荷腐蝕速率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

1.2溫度定量影響分析

在不同的溫度下，將40%MDEA水溶液通入1.358mol/L的CO2+0.589mol/L的H2S，考察溫度對腐蝕速率的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

圖1　溫度對腐蝕速率定量關(guān)系

從圖1可知，氣、液相腐蝕速率隨著溫度的增加而加快[4]。溫度低于100℃時，氣、液相腐蝕速率變化緩慢，但均有小幅上升；溫度高于100℃時，溶液氣、液相腐蝕速率變化幅度加大，液相腐蝕速率變化更快，曲線更陡，腐蝕速率超過了0.200mm/a，這說明溫度影響掛片表面膜結(jié)構(gòu)的生成、影響膜生成致密度、穩(wěn)定性以及速率。因此，吸收塔、再生塔塔內(nèi)溫度不易過高，盡量保證在100℃左右，過高會導(dǎo)致腐蝕速率增加過快。

1.3降解產(chǎn)物定量影響分析

在130℃室內(nèi)環(huán)境下，加入體積分?jǐn)?shù)為0.7%的降解有機(jī)物于MDEA溶液中，觀察降解產(chǎn)物與腐蝕速率的變化，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。

圖2　降解產(chǎn)物與腐蝕速率關(guān)系

從圖2可知，不同的降解產(chǎn)物分別置于40%的MDEA水溶液中，腐蝕速率不同，與空白試驗(yàn)對比均有所增加。放有甲基-乙醇胺溶液腐蝕速率最高，超過了0.06mm/a，相對于空白試驗(yàn)腐蝕速率增加了11倍以上。N，N，N，N-四(羥乙基)乙二胺腐蝕速率也到達(dá)了0.05mm/a，增幅其次。1，4-二甲基哌嗪腐蝕速率最低，不到0.01mm/a。實(shí)驗(yàn)表明：掛片表面均有不同程度的腐蝕。在使用降解產(chǎn)物時，應(yīng)該注意控制降解產(chǎn)物的生成，減小降解產(chǎn)物對溶液的腐蝕[5]。

1.4溶液胺濃度定量影響分析

在室內(nèi)90℃溫度下，在30%、40%、50%、60%的MDEA水溶液中，分別通入H2S和CO2，直至酸氣負(fù)荷濃度達(dá)到0.65mol（0.40mol的H2S和0.25mol的CO2），置于同一溫度下，觀察靜態(tài)掛片實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象，定量統(tǒng)計(jì)不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的溶液腐蝕速率大小，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。

圖3　不同溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)與腐蝕速率關(guān)系

從圖3可知，在同一溫度以及酸氣負(fù)荷濃度一樣的情況下，在相同酸氣負(fù)荷、相同溫度條件下，MDEA水溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，溶液中氣、液相的腐蝕速率越高，其中，氣相的腐蝕速率小于液相，并且氣相的腐蝕速率增幅明顯小于液相腐蝕速率增幅。實(shí)驗(yàn)表明：MDEA水溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)對腐蝕速率影響較大。在天然氣凈化廠應(yīng)該配置合理濃度的MDEA溶液，這樣既能滿足天然氣凈化需要，又能吸收掉更多的H2S，有效地降低溶液對裝置設(shè)備的腐蝕程度。一般天然氣凈化廠選取40%質(zhì)量分?jǐn)?shù)的MDEA溶液較為合適。

2　脫硫裝置室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)

模擬現(xiàn)場實(shí)際條件下，脫硫裝置腐蝕變化情況。實(shí)驗(yàn)材料及條件：①20R鋼制試片；②40%的MDEA水溶液；③酸氣負(fù)荷質(zhì)量分?jǐn)?shù)（H2S和CO2）占原料天然氣比重分別為10.50%～11.63%、7.86%～9.25%；④溶液中，H2S和CO2質(zhì)量濃度分別為55～57g/L、38～40g/L；⑤24h實(shí)驗(yàn)時間[6-7]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如所4示。

圖4　凈化裝置不同部位腐蝕速率

從圖4可知，吸收塔上部腐蝕速率最低，吸收塔中下部比上部腐蝕略高；再生塔不同部位是吸收塔腐蝕速率的6～8倍，再生塔底、中、頂腐蝕速率依次變小，其中，再生塔底液相腐蝕速率高于氣相腐蝕速率。這說明吸收塔中H2S與MDEA溶液反應(yīng)迅速，幾乎達(dá)到平衡負(fù)荷狀態(tài)，并且生產(chǎn)的產(chǎn)物對吸收塔腐蝕可忽略；相反，在高溫環(huán)境下，再生塔解析出更多的H2S，促使生產(chǎn)的產(chǎn)物對再生塔腐蝕速率加快，以上認(rèn)識均與天然氣凈化廠現(xiàn)場情況一致。

3　防腐措施

3.1裝置覆蓋層

3.1.1表層涂料

市面上的管道涂層材料有很多，而且不同材料其性能也不盡相同，目前對涂層材料的要求國內(nèi)外尚未有統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)際選擇涂層材料過程中，應(yīng)該根據(jù)輸送管道材質(zhì)、天然氣組分、氣質(zhì)和溫度等條件，選取適當(dāng)?shù)牟牧?。例如濕氣本身含有水分較多，應(yīng)該選用環(huán)氧酚醛型或環(huán)氧型涂層材料；天然氣含硫成分較多的情況下，應(yīng)選取環(huán)氧型材料；凈化廠在附近幾公里范圍內(nèi)，輸送的工藝氣溫度高達(dá)60℃的情況下，應(yīng)選取環(huán)氧酚醛材料，這種材料耐高溫性能強(qiáng)。

3.1.2襯里

在天然氣凈化裝置內(nèi)表面，主要是根據(jù)具體介質(zhì)特性來制作襯里層，跟據(jù)不同需要設(shè)置橡膠、塑料和玻璃鋼等襯里，在天然氣凈化過程中或者短暫的檢修過程中，一般不可能對設(shè)備內(nèi)襯里進(jìn)行施工作業(yè)。

3.2選材

以重慶天然氣凈化總廠引進(jìn)的型號為E-1201B的脫硫再生塔重沸器為例，該裝置出口貧液管道在使用初始發(fā)生過多次腐蝕穿孔情況，具體事故情況如表2所示。

表2　天然氣凈化廠腐蝕穿孔情況統(tǒng)計(jì)

2005年9月，對該裝置進(jìn)行了一次大修，利用三元復(fù)合管取代E-1201B貧液出口管，運(yùn)行至今均未出現(xiàn)一次泄漏事故。為了了解管線質(zhì)量問題，將該管線拆開后發(fā)現(xiàn)最里面一層材料有裂紋。這說明選材時，不僅要考慮滿足材料的耐腐蝕性，而且也要考慮材料之間的熱膨脹系數(shù)匹配度，這就對材料機(jī)械方面性能提出了更高的要求。

3.3脫硫凈化裝置腐蝕在線監(jiān)測

處于高溫貧液腐蝕環(huán)境的有換熱器殼程、高溫貧液管線和再生塔塔底，再生塔底液流速度低于管線內(nèi)部，因此，電化學(xué)腐蝕方面管線內(nèi)部相對更嚴(yán)重，在設(shè)置腐蝕監(jiān)測點(diǎn)的時候，應(yīng)該將電化學(xué)腐蝕監(jiān)測點(diǎn)置于高溫貧液管線，而非再生塔底[6-7]。

與高溫貧液管線相比，換熱器殼程溫度低一些，基于此，也需要將腐蝕監(jiān)測點(diǎn)置于高溫貧液管線上，撤銷換熱器殼程的腐蝕監(jiān)測點(diǎn)。屬于高溫富液環(huán)境的有高溫富液管線、換熱器管程，高溫富液管線內(nèi)溫要高于換熱器管程內(nèi)部溫度，同樣的道理，將腐蝕監(jiān)測點(diǎn)置于高溫富液管線上，而非換熱器管程。這樣可以為凈化廠提供精確的在線腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)，也為安全管理提供及時有效的裝置管線腐蝕信息。

4　結(jié)論

從天然氣凈化裝置腐蝕的機(jī)理出發(fā)，結(jié)合室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，深入分析和了解影響腐蝕速率的各項(xiàng)因素，定量掌握溶液酸氣負(fù)荷、溫度、降解產(chǎn)物以及溶液胺溶度等對裝置、管線腐蝕程度，通過控制酸氣負(fù)荷質(zhì)量分?jǐn)?shù)、降低生產(chǎn)產(chǎn)物等措施減小裝置設(shè)備的腐蝕速度。

脫硫裝置再生塔、高溫富液管線以及高溫貧液管線是腐蝕最嚴(yán)重的部位，采取過濾分離器和修補(bǔ)技術(shù)，可有效降低含硫氣體，減小降解產(chǎn)物對設(shè)備的腐蝕、磨損，再結(jié)合在線腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)，可以準(zhǔn)確地找到腐蝕部位，及時地給予修補(bǔ)，提高了設(shè)備的運(yùn)行效率，可避免腐蝕事故補(bǔ)救不及時，造成的巨大經(jīng)濟(jì)損失，延長設(shè)備使用周期的同時，提高裝置運(yùn)行的安全性和可靠性。

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15124592452、lyx425@126.com

（欄目主持焦曉梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.12.031

李岳祥：講師，2013年畢業(yè)于東北石油大學(xué)油氣井工程專業(yè)，主要從事油氣井工藝?yán)碚撆c技術(shù)研究工作。

2015-05-27