天然氣凈化裝置腐蝕因素定量分析與防護措施

李岳祥　李文秀　劉鑫　羅澤松

1哈爾濱石油學院　2遼河石油勘探局石油化工總廠　3四川石油天然氣建設工程有限責任公司

天然氣凈化裝置腐蝕因素定量分析與防護措施

李岳祥1李文秀2劉鑫1羅澤松3

1哈爾濱石油學院2遼河石油勘探局石油化工總廠3四川石油天然氣建設工程有限責任公司

天然氣凈化裝置的腐蝕將給凈化廠帶來巨大的經濟損失。基于此，主要從影響腐蝕的因素出發，定量分析溶液酸氣負荷、溫度、降解產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、再生塔塔內溫度不易過高，盡量保證在100℃左右；同時應注意控制降解產物的生成，減小降解產物對溶液的腐蝕；MDEA水溶液質量分數越大，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，在實際生產運行中，提出了幾點防護措施：根據具體裝置介質特性，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匹配度；應用在線腐蝕監測系統，可準確找出腐蝕部位，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重的部位，采取過濾分離器和修補技術，可有效降低含硫氣體，減小降解產物對設備的腐蝕和磨損。

天然氣；凈化裝置；腐蝕；防護措施

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部腐蝕與外部腐蝕。裝置內部腐蝕可從溶液酸氣負荷、溫度、降解產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。下面主要針對內部腐蝕因素做定量分析。

1.1溶液酸氣負荷定量影響

在實驗室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荷腐蝕速率，實驗結果見表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，隨酸氣負荷的增加，氣、液相腐蝕速率增幅均超過60%，最高超過了300%。當溶液中含有0.657mol的酸氣負荷時，腐蝕現象為液相局部腐蝕。

表1　不同比例組分的酸氣負荷腐蝕速率實驗數據

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，實驗結果如圖1所示。

圖1　溫度對腐蝕速率定量關系

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構的生成、影響膜生成致密度、穩定性以及速率。因此，吸收塔、再生塔塔內溫度不易過高，盡量保證在100℃左右，過高會導致腐蝕速率增加過快。

1.3降解產物定量影響分析

在130℃室內環境下，加入體積分數為0.7%的降解有機物于MDEA溶液中，觀察降解產物與腐蝕速率的變化，實驗結果如圖2所示。

圖2　降解產物與腐蝕速率關系

從圖2可知，不同的降解產物分別置于40%的MDEA水溶液中，腐蝕速率不同，與空白試驗對比均有所增加。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。實驗表明：掛片表面均有不同程度的腐蝕。在使用降解產物時，應該注意控制降解產物的生成，減小降解產物對溶液的腐蝕[5]。

1.4溶液胺濃度定量影響分析

在室內90℃溫度下，在30%、40%、50%、60%的MDEA水溶液中，分別通入H2S和CO2，直至酸氣負荷濃度達到0.65mol（0.40mol的H2S和0.25mol的CO2），置于同一溫度下，觀察靜態掛片實驗現象，定量統計不同質量分數的溶液腐蝕速率大小，實驗結果如圖3所示。

圖3　不同溶液質量分數與腐蝕速率關系

從圖3可知，在同一溫度以及酸氣負荷濃度一樣的情況下，在相同酸氣負荷、相同溫度條件下，MDEA水溶液質量分數越大，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。實驗表明：MDEA水溶液質量分數對腐蝕速率影響較大。在天然氣凈化廠應該配置合理濃度的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備的腐蝕程度。一般天然氣凈化廠選取40%質量分數的MDEA溶液較為合適。

2　脫硫裝置室內模擬實驗

模擬現場實際條件下，脫硫裝置腐蝕變化情況。實驗材料及條件：①20R鋼制試片；②40%的MDEA水溶液；③酸氣負荷質量分數（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質量濃度分別為55～57g/L、38～40g/L；⑤24h實驗時間[6-7]。實驗結果如所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溶液反應迅速，幾乎達到平衡負荷狀態，并且生產的產物對吸收塔腐蝕可忽略；相反，在高溫環境下，再生塔解析出更多的H2S，促使生產的產物對再生塔腐蝕速率加快，以上認識均與天然氣凈化廠現場情況一致。

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外尚未有統一標準，實際選擇涂層材料過程中，應該根據輸送管道材質、天然氣組分、氣質和溫度等條件，選取適當的材料。例如濕氣本身含有水分較多，應該選用環氧酚醛型或環氧型涂層材料；天然氣含硫成分較多的情況下，應選取環氧型材料；凈化廠在附近幾公里范圍內，輸送的工藝氣溫度高達60℃的情況下，應選取環氧酚醛材料，這種材料耐高溫性能強。

3.1.2襯里

在天然氣凈化裝置內表面，主要是根據具體介質特性來制作襯里層，跟據不同需要設置橡膠、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，一般不可能對設備內襯里進行施工作業。

3.2選材

以重慶天然氣凈化總廠引進的型號為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計

2005年9月，對該裝置進行了一次大修，利用三元復合管取代E-1201B貧液出口管，運行至今均未出現一次泄漏事故。為了了解管線質量問題，將該管線拆開后發現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匹配度，這就對材料機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測

處于高溫貧液腐蝕環境的有換熱器殼程、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部，因此，電化學腐蝕方面管線內部相對更嚴重，在設置腐蝕監測點的時候，應該將電化學腐蝕監測點置于高溫貧液管線，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，也需要將腐蝕監測點置于高溫貧液管線上，撤銷換熱器殼程的腐蝕監測點。屬于高溫富液環境的有高溫富液管線、換熱器管程，高溫富液管線內溫要高于換熱器管程內部溫度，同樣的道理，將腐蝕監測點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測系統，也為安全管理提供及時有效的裝置管線腐蝕信息。

4　結論

從天然氣凈化裝置腐蝕的機理出發，結合室內模擬實驗，深入分析和了解影響腐蝕速率的各項因素，定量掌握溶液酸氣負荷、溫度、降解產物以及溶液胺溶度等對裝置、管線腐蝕程度，通過控制酸氣負荷質量分數、降低生產產物等措施減小裝置設備的腐蝕速度。

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重的部位，采取過濾分離器和修補技術，可有效降低含硫氣體，減小降解產物對設備的腐蝕、磨損，再結合在線腐蝕監測系統，可以準確地找到腐蝕部位，及時地給予修補，提高了設備的運行效率，可避免腐蝕事故補救不及時，造成的巨大經濟損失，延長設備使用周期的同時，提高裝置運行的安全性和可靠性。

[1]李靜，劉剛著．腐蝕對川中80×104m3/d天然氣處理裝置的影響和對策分析[J]．石油機械，2004（2）：123-127.

[2]羅國民，何奉儒，徐仕利．脫硫再生塔及重沸器腐蝕原因分析與對策[J]．化肥設計，2006，44（4）：41-42.

[3]扈偉杰，沈本賢，孫輝，等．影響脫硫溶劑UDS與MDEA腐蝕性諸因素考察及比較[J]．石油與天然氣化工，2010，39（3）：213-217.

[4]唐偉，蔣樹林，雷英．天然氣凈化裝置的腐蝕與防護[J]．化學工業與工程技術，2011，32（2）：54-57.

[5]涂乙，吳萌，管麗，等．注水開發油田結垢影響因素分析[J]．油氣儲運，2010，29（2）：97-99.

[6]唐榮武，葉茂昌，何大容，等．淺析天然氣凈化裝置的腐蝕與防護[J]．石油與天然氣化工，2008，37（3）：214-216.

[7]何金龍，胡天友，彭修軍．天然氣凈化廠脫硫系統防腐措施研究[J]．石油與天然氣化工，2006，35（2）：110-113.

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年畢業于東北石油大學油氣井工程專業，主要從事油氣井工藝理論與技術研究工作。

2015-05-27