Коррозия оборудования при осушке и очистке газа

КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ОСУШКЕ и ОЧИСТКЕ ГАЗА [c.171]

Обобщение опыта эксплуатации установок очистки газа растворами аминов показывает, что надежность их работы снижается при следующих условиях деструкции аминов из-за побочных реакций и термического разложения осмолении коррозии оборудования и продуктопроводов вспенивании в системе осушки газа осаждении твердых примесей на поверхностях труб и оборудования. Ниже приводятся основные.причины указанных явлений и рекомендации по сведению к минимуму их отрицательных последствий. [c.60]

Природный газ, добываемый из недр, содержит пары воды, воду в жидком состоянии, углекислый газ, сероводород, азот и гелий. Присутствие сероводорода, углекислого газа и воды в газах нежелательно, так как они вызывают коррозию оборудования систем сбора и транспортировки газа. Поэтому природный газ перед транспортировкой подвергают осушке и очистке. [c.246]

Специалистам по коррозии хорошо известно, что никакое, даже подобное оборудование (например, шлейфы скважин, аппараты гликолевой осушки газа, аппараты ами-новой очистки газа и тп.), эксплуатирующееся на одном газодобывающем предприятии, не работают в абсолютно одинаковых условиях, не корродирует с абсолютно одинаковой скоростью, и поэтому требует индивидуального подхода при осуществлении как коррозионного контроля,так и противокоррозионной защиты. [c.51]

Для улучшения качества продуктов и условий эксплуатации оборудования газоперерабатывающих заводов углеводородные газы предварительно подвергают очистке от механических примесей, (взвешенных частиц пыли, песка, продуктов коррозии газопроводов и т. д.), осушке и, наконец, очистке от сероводорода и двуокиси углерода. [c.153]

Наиболее интенсивная коррозия латунных трубок при контакте технологического продукта с их наружной поверхностью наблюдается обычно тогда, когда углеводородные газы термического и каталитического крекинга, перерабатывающего сернистые нефти, не подвергаются осушке и очистке от сероводорода и других примесей. При этом в особенно тяжелых условиях находится конденсационно-холодильное и теплообменное оборудование газофракционирую- [c.188]

Как было указано выше, повышение влажности хлора приводит к усилению коррозии компрессоров и вспомогательного оборудования и ведет к авариям. Поэтому первейшая обязанность машиниста и его помощника — контроль подачи на всас компрессоров хлоргаза нужного качества и с необходимыми параметрами, а при отклонениях — немедленный доклад начальнику смены. Это достигается регулярным контролем качества газа с помощью приборов и проведением химического анализа в цеховой лаборатории, а также поддержанием непрерывной связи со смежными отделениями, обеспечивающими электролиз, осушку и очистку хлора. [c.45]

В нефтезаводских газах, кроме сероводорода и двуокиси углерода, могут содержаться примеси ацетиленовых и диеновых углеводородов, органических соединений серы, кислорода, окиси углерода и воды. Сероводород, органические соединения серы и двуокись углерода в присутствии влаги вызывают коррозию аппаратуры и оборудования установок, а также затрудняют низкотемпературную переработку газов. При низкотемпературных методах разделения требуется не только глубокая осушка сырья, но и его тщательная очистка от СОг и соединений серы до их остаточного содержания не более 0,003—0,005%. [c.33]

Точное определение Р.т. играет важную роль при удалении влагн из углеводородных газов (см. Газов осушка) и пром. очистке газовых смесей. Охлаждение последних до т-р, близких к Р.т., может вызвать нежелат. появление конденсата, коррозию оборудования, контактирующего с газами, намокание фильтров, материалов в газоочистных установках и др. При этом необходимо учитывать, что пары нек-рых жидкостей, напр, р-ра Н2804, могут конденсироваться при более высокой т-ре (т. наз. кислотная Р. т), чем водяной пар. Так, даже при незначит. содержании 80, (0,СЮ5%) и 10% водяного пара Р.т. газов повьппается примерно до 150 °С. Поэтому дымовые газы, образующиеся прн сжигании сернистых топлив, охлаждают до т-ры, превышающей кислотную Р. т. [c.274]

Входные линии установок по подготовке газа обычно подвергаются защите ингибитором, применяемым для защиты оборудования добычи газа, и дополнительный ввод ингибитора здесь предусматривается только при выявлении активизации коррозионных процессов. Как правило, ингибиторный раствор постоянно вводят в технологическую линию установок по подготовке газа после сепараторов первой ступени и периодически — в выходные линии. Кроме того, на установках по подготовке газа практикуется применение других специфических методов ингибиторной защиты. Это периодическая (1—2 раза в полугодие) закачка в аппараты и емкости после их отглушения и снятия давления концентрированного ингибиторного раствора, выдержка его в течение не более 1 ч для создания устойчивой защитной пленки и последующего слива. Возможно применение в местах усиленной коррозии, обычно в застойных зонах, обработки в период планово-предупредительных ремонтов концентрированными ингибиторами с пониженными технологическими (низкой растворимостью в водных углеводородных растворах и повышенной вязкостью) и повышенными защитными свойствами или обычно применяемыми ингибиторами в комплексе с загустителями, При осушке газа диэтиленгликолем возможно использование периодического (ежедневного) в небольших количествах (до 10 л) ввода концентрированного ингибитора в котел регенерации. Для предотвращения растрескивания при очистке газа рекомендуется периодический ввод ингибитора в оборудование, контактирующее с регенерированными растворами этаноламинов. [c.180]

Растворы гликолей или особенно смесей гликоля с аминами, циркулирующие в системах осушки и осушки — очистки природных газов, загрязняются механическими примесями, привносимыми с газом, продуктами коррозии оборудования и смолистыми веществами, образующимися при регенерации абсорбента. Накопление этих веществ в растворе ухудшает процессы осушки и очистки газа и вызывает повышенные потери абсорбента в результате вспенивания раствора. Продукты полимеризации, окисления и коррозии оборудования, а также механические примеси отлагаются в теплообменниках, колоннах, забивая проходные сечения и ухудшая теплопередачу. Одним из наиболее эффективных методов борьбы с загрязнением растворов ябгор-бентов является своевременное и тщательное их фильтрование через механические фильтры и активированный уголь. [c.106]

В процессе эксплуатации гликольаминовой установки очистки и осушки газа часть оборудования находится под воздействием гликольаминовых растворов, содержащих кислые газы — сероводород и углекислый газ. Насыщение гликольаминовых растворов двуокисью углерода или сероводородом при температурах от 40 °С до кипения приводит к ускорению коррозии углеродистой стали по сравнению со скоростью ее разрушения в растворах, не содержащих кислых газов. Наибольшее ускорение наблюдается при насыщении раствора углекислым газом. [c.299]

Применение на отечественной установке гликольаминового раствора для очистки и осушки газа, содержащего 0,3% НгЗ, позволило снизить содержание НгЗ в газе до 3,6 мг/м , влаги до 0,2 г/м . В этом случае использовался гликольаминовый раствор следующего состава 18—20% МЭА, 5—9% НгО, остальное — ДЭГ. Пятнадцатилетняя эксплуатация этой установки выявила нормальную работу всего выполненного из углеродистой стали оборудования, за исключением ребойлера. В ребойлере за 6 лет эксплуатации подверглись сквозной коррозии со стороны регенерированного раствора трубки из углеродистой стали. Эти трубки были заменены на нержавеющие из стали типа Х18Н10Т. [c.303]

При гликольаминовой очистке и осушке газа, содержащего до 0,002 объемн.% НгЗ, до 0,3 объемн.% СОг, до 0,3 объемн.% Ог, была обнаружена коррозия корпуса отпарной колонны, труб испарителя и теплообменников под действием насыщенного кислыми газами раствора. Коррозия в этих аппаратах носила локальный характер. Трубные пучки из углеродистой стали в испарителе меняли 2—3 раза в год. Осмотр вырезанных элементов оборудования, контактирующего с регенерированным гликольаминовым раствором, показал отсутствие коррозии под действием этих растворов. [c.304]