Коррозия установок очистки газа

В установках очистки газа от двуокиси углерода методом водной промывки основная опасность связана с сильной коррозией аппаратов и трубопроводов, что в ряде случаев приводит к разгерметизации систем и утечкам горючих газов. [c.25]

Так как НаЗ, а возможно и другие соединения серы быстро восстанавливают ион хромата, то при значительном содержании таких примесей применение бихромата калия в качестве замедлителя коррозии становится неэкономичным. Помимо разложения добавляемого замедлителя коррозии, вызывающего увеличение эксплуатационных расходов, в результате восстановления образуются нерастворимые осадки, усиливающие абразивный износ аппаратуры и осложняющие процесс. Сам сероводород, по-видимому, несколько замедляет коррозию, поэтому на установках очистки газа, содержащего как СОа, так и На8, для большей части аппаратуры можно все же использовать углеродистую сталь. Эффективную защиту обеспечивают, и некоторые другие замедлители коррозии, например, органические вещества образующие защитную пленку, не разрушающуюся под действием Нз8. [c.106]

Опыт эксплуатации показывает, что на установках очистки газов наблюдается коррозия тех аппаратов, в которых содержатся среды, характеризуемые высокими содержаниями сероводорода н температурами. К таким аппаратам относятся теплообменники. [c.219]

Для борьбы с общей коррозией на установках очистки газов рекомендуется предусматривать при проектировании и изготовлении и соблюдать при эксплуатации следующие правила [2, 8—17] [c.222]

В гл. 6 перечислены мероприятия, направленные на снижение коррозии в установках очистки газов нефтепереработки от сероводорода. Эти же меры следует предусматривать при проектировании и соблюдать при эксплуатации установок очистки природного газа от сероводорода и двуокиси углерода. [c.291]

Скорость коррозии (в мм/год) металлов и сплавов в установках очистки газа [c.30]

Для безаварийной эксплуатации газопроводов, связывающих места добычи газа с ГПЗ, а также для предотвращения осложнений в работе установок очистки из добываемого газа на месте его добычи необходимо извлечь влагу и тяжелые углеводороды. Для этого применяют обычно низкотемпературную сепарацию (НТС). Таким образом, в данном случае установки очистки газа от НгЗ размещаются после установок промысловой обработки газа. Так как в добываемом газе находится сероводород, вызывающий интенсивную коррозию, то все оборудование, входящее в установки промысловой обработки газа, должно быть в антикоррозионном исполнении и с обязательным вводом в газовый поток ингибиторов коррозии. Газопроводы, соединяющие месторождения газа с ГПЗ, или месторождения газа с потребителями его (в случае использования малосернистого газа для [c.27]

Коррозия на действующих установках очистки газа. Абсорберы обычно не корродируют, хотя в литературе и имеются сообщения о случаях коррозионного растрескивания под напряжением в абсорберах на ряде установок очистки водными растворами этаноламина. [c.53]

На установках очистки газа водными растворами моноэтаноламина очистку раствора проводят полунепрерывной перегонкой с водяным паром (рис. 3. 7). При необходимости для выделения амина и.ч кислых солей и ослабления коррозии к раствору добавляют карбонат натрия или едкий патр. Добавку можно проводить непосредственно в куб перед загрузкой раствора. После первоначальной загрузки куба раствором переходят на медленную подачу раствора, а затем, постепенно увеличивая давление пара, доводят раствор до концентрации, при которой достигается одинаковое содержание амина в поступающем в куб растворе и в равновесной паровой фазе. Если, например, водный раствор, подаваемый в куб, содержит 20% вес. МЭА (рис. [c.63]

Конструкционные материалы. На установках избирательного извлечения сероводорода коррозия наблюдается только в высокотемпературных зонах интенсивность коррозии определяется в основном содержанием H2S и H N в аммиачном растворе. Вполне удовлетворительно работают абсорберы и холодильники раствора из углеродистой стали. Отпарные колонны и теплообменники раствора на установках очистки газа с относительно низким содержанием цианистого водорода изготовляют из чугуна. При работе с насыщенными растворами, содержащими 5—6 г/л HsS и 0,5 г/л H N, срок службы этих аппаратов достигает нескольких лет. При более высоких концентрациях H2S и H N в аммиачном растворе с успехом применяют алюминий (чистотой не ниже 99,5%) и керамические материалы. [c.84]

Очистка газа от двуокиси углерода необходима лишь при высоком содержании ее, т. е. в случаях резкого снижения теплоты сгорания газа или опасности коррозии газопровода вследствие взаимодействия его с влажным перекачиваемым газом. В этих условиях снижение содержания СОг ДО 3 об. % считается вполне нормальным. Если природный газ подлежит сжижению, необходима полная очистка его как от НаЗ, так и от СОг, поскольку температура замерзания СОг и НгЗ выше, чем других компонентов, и затвердевшие вещества будут мешать нормальной работе установки. [c.32]

На газо Конденсатном месторождении в г. Лак (Франция) эксплуатируется установка очистки от сернистых соединений 25%-ным водным раствором ДЭА. Процесс ведется с более высоким насыщением поглотительного раствора и СОз, чем это возможно моноэтаноламином, без заметной коррозии оборудования, изготовленного пз углеродистой стали (8, с. 17]. [c.61]

Таблица 2.21. Скорость коррозии различных сталей, мм/год, в установке очистки высокосернистого газа [23] в зависимости от степени насыщения раствора амина (числитель — степень насыщения 0,7 моль/мож, знаменатель — 0,5 моль/моль)

Проблема, с которой сталкиваются ири эксплуатации аминовых установок очистки газа, - это коррозия технологического оборудования. Механизм коррозии на установках аминовой очистки весьма сложен и недостаточно изучен. Коррозия зависит от многих факторов от концентрации Н,8 и СО2 в очищенном газе, стеиени насыщения амина кислыми газами, температуры и концентрации амина, качества поглотительного раствора и т.д. [c.299]

На некоторых зарубежных установках при совместной очистке газа от НзЗ и СО2 для повышения температуры регенерации ири 1 атм (увеличение давления уменьшает скорость десорбции НзЗ из раствора) применяют раствор МЭА с добавкой диэтилен-гликоля (ДЭГ). При этом одновременно происходит осушка газа. Однако следует учитывать, что добавление ДЭГ к аминовым растворам приводит к увеличению поверхности теплообменной аппаратуры вследствие большей вязкости растворов и к усилению коррозии аппаратуры (теплообменники, кипятильники) вследствие повышения температуры регенерации, что вызывает необходимость применения аппаратуры нз нержавеющей стали 4-58 [c.246]

Особенностью технологической схемы низкотемпературной очистки газа является возможность регенерации основного количества циркулирующего абсорбента путем ступенчатого снижения давления без подвода тепла извне. При этом за счет теплоты десорбции СОз абсорбент охлаждается, благодаря чему рекуперируется значительная часть холода, необходимого для процесса очистки. Достигаемая температура составляет примерно —70° С, тогда как при помощи аммиачной холодильной установки, используемой в процессе очистки, возможно охлаждение до минус 40 — минус 45 С. Лишь небольшую часть абсорбента необходимо регенерировать ректификацией при высокой температуре. Такая схема обусловливает экономичность метода абсорбции при низкой температуре. Одно из весьма важных его преимуществ — практически полное отсутствие коррозии. [c.279]

Коррозия на дей твуюш их установках очистки газа. Абсорберы обычно не корродируют, хотя и имеются сообщения о случаях коррозионного растрескивания под напряжением в абсорберах на ряде установок очистки растворами этаноламина. Отжиг для снятия остаточных напряжений предотвращает коррозию этого типа [9]. [c.51]

Результаты измерений скорости коррозии различных металлов в растворах, применяемых на промышленных установках очистки газа этаноламинами [24] [c.53]

Коррозия на установках очистки газа аминами. Наиболее серьезной причиной эксплуатационных неполадок на установках абсорбции аминами является коррозия. В связи с этим многочисленные исследования были посвящены коррозии, которая может происходить в таких системах [119, Г20, 178, 194, 356, 477, 478]. Большую часть аппаратур1>1 и трубопроводов можно изготовлять нз углеродистых сталей. В узлах, наиболее подверженных коррозии, часто экономичнее применять коррозионностойкие нержавеющие и малохромистые стали или алюминиевые сплавы. Кроме того, коррозию можно в значительной степени ослабить надлежащими изменениями схемы установки и режима ее эксплуатации. [c.350]

На установках очистки газа растворами аминов большое вннмапие следует уделять вопросам коррозии. После 10 лет эксплуатации в абсорбционной секции установки очистки сернистого газа в Уорленде не обнаружено никаких признаков коррозии. Все аппараты, предназначенные для работы с сернистым газом, были подвергнуты радиографическому контролю и отжигу для снятия напряжений. При ежегодном осмотре этих аппаратов проверяется состояние сва[)ных швов, патрубков, опорных решеток иод насадку и тех зон колонны, где происходят колебания уровня жидкости. Не возникло никаких осложнений в результате коррозии и в низкотемпературных секциях системы кислого газа. Однако серьезные трудности вызывают коррозия и эрозия в трубопрово дах горячего кислого газа. Так, под действием влажной струи горячего кислого газа (127°С 1,4 ат) происходила интенсивная эрозия колена диаметром 254 мм из трубы по стандарту 40 на выходе паров И )егенератора. Для устранения этой эрозии вместо колена был установлен тройник такого же диаметра из монель-металла в результате этого изменения конденсат, выделяющийся при охлаждении кислого газа и ранее вызывавший эрозию колена, возвращался в кипятильник (рис. 6). [c.382]

Коррозия в газосборной системе "Элктон" на протяжении всего периода эксплуатации была незначительной. Скважина и газосборная система участка "Элктон" периодически ингибировались скважины — 2 раза в год через 6 мес, трубопроводы — 1 раз в две недели. Несмотря на игибирование, слабая питтинговая (язвенная) коррозия отмечалась в жидкой фазе промысловых сепараторов и сепараторов установки очистки газа. [c.16]

Основываясь на при еденнои выик объяснении механизма коррозии, мс жн достаточно точно предсказать места и интенсивность коррозии на установках очистки газа растворами этаноламинов. Наиболее интенсивная коррозия будет происходить в участках, где имеются максимальная концентрация кислых газов и максимальная температура. Поэтому очевидно, что на установках очистки газа водными растворами аминов, а в особенности растворами моноэтаноламина наиболее подвержен действию коррозии кипятильник отпарной колонны. В системах очистки ДИ-, три- или метилдиэтанолами-нами, которые значительно легче десорбируют кислый газ, наиболее интенсивная коррозия происходит в отпарной колонне. Для систем гликоль-аминовой очистки, при которых в отпарной колонне достигается практически полная десорбция кислых газов, максимальная концентрация этих газов и максимальная температура достигаются в наиболее высокотемпературной зоне теплообменника со стороны насыщенного раствора. [c.52]

Помимо разложения добавляемого замедлителя коррозии, вызывающего увеличение эксплуатационных расходов, в результате восстановления образуются нерастворимые осадки, усиливающие абразивный износ аппаратуры и осложняющие процесс. Сам сероводород, по-видимому, несколько замедляет коррозию, noaTosiy на установках очистки газа, содержащего как СОг, так и НгЗ, для большей части аппаратуры можно. [c.110]

Ингибиторы коррозии, находящиеся в системе, могут переноситься газообразными или жидкими углеводородами в установки очистки и осущки газа, сокращая срок службы осушителей (молекулярные сита, гликоли), алканоламинов, щелочей или элементов фильтров. Иногда это приводит к необходимости остановки и очистки системы, что влечет за собой потерю продукции и снижение ее качества. [c.341]

Добавки некоторых реагентов к химическим веществам также могут оказывать неблагоприятное коррозионное воздействие на оборудование систем. В частности, введение ряда добавок в монодиэтаноламин, используемый на установках аминовой очистки кислых газов для поглощения НзЗ и СО2, повышало интенсивность коррозии во всех обрабатываемых средах с различным содержанием агрессивных компонентов (НгЗ, СО2 и О2). Добавки вводили для повышения эффективности поглощения абсорбентом СО2 и Н25 на установках очистки [186]. [c.343]

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]

На каждой из трех установок завода эксплуатируются три установки по -очистке газов от НгЗ и СОг. Технологические схемы этих установок имеют множество общих показателей подача поглотителя в абсорбер двумя потоками, использование энергии насыщенного раствора амина для приводов насосов, очистка части раствора ДЭА для различных примесей, ингибирование потоков с целью предупреждения пенообразования и снйжения скорости коррозии и т. д. [c.49]

В литературе приведены данные о коррозии некоторых металлов и сплавов в растворах этаноламинов при очистке газа (при испытаниях контрольные пластинки помещали на линии раствора в промышленных установках) [c.252]

Концентрация раствора амина может изменяться в широких пределах. Обычно ее выбирают на основании опыта работы и по сообра кениям борьбы с коррозией, не стремясь снизить стоимость раствора до минимума. На установках очистки моноэтаноламином концентрация раствора лежит в пределах 15—20%, но иногда применяют также растворы более разбавленные — до 10%, и более концентрированные — до 30%. Общепризнано, что уменьшение концентрации аминов ослабляет коррозию стальной аппаратуры, вследствие снин ения концентрации соединений амина с кислым газом в растворе (см. гл. третью). На основании опыта эксплуатации пяти установок очистки предложено [7] принимать в расчетах концентрацию водного раствора моноэтаноламина, равную 15%. [c.23]

Корродируют и трубки кипятильников из углеродистой стали в системах очистки водными растворами аминов и гликоль-аминовыми растворами. На установках очистки растворами моноэтаноламина особенно интенсивная коррозия труб кипятильника вызывается работой отпарной колонны при чрезмерно высоком давлении (а следовательно, и очень высокой температуре) или применением водяного пара или другого теплоносителя, имеющего высокую температуру. В системах очистки гликоль-аминовыми растворами снижение интенсивности коррозии вследствие низкои концентрации кислого газа подностьвТ компенсирует усиление коррозии под действием высоких температур в кипятильнике. [c.51]

Недостатки процесса. При проведении первых опытов Горным Бюро США наблюдалась интенсивная коррозия углеродистой стали, особенно в случаях высокой степени превращения карбоната в бикарбонат, или когда вследствие снижения давления из раствора выделялись СОа и водяной пар. Эффективным замедлителем коррозии оказался бихром 1т калия во всех последующих опытах по абсорбции СОа его добавляли в концентрации 0,2% к раствору. Однако бихромат можно применять как замедлитель коррозии только на установках очистки бессернистого газа. На промышленных установках с успехом применяли бихромат калия концентрацией 0,1—0,3%. [c.106]

Коррозия. В противоположность этаноламиновым растворам и растворам солей щелочных металлов, имеющим обычно основной или нейтральный характер, вода ири абсорбции значительных количеств СО, приобретает кислотный характер. Как и следовало ол идать, это приводит к коррозии аппаратуры на установках водной очистки газа от СО но в отличие от других процессов в этом случае агрессивность среды невелика, так как температура во всем рабочем цикле процесса равна или близка к температуре окружающей среды. Низкие температуры являются, конечно, благоприятным фактором для снижения интенсивности коррозии, а отсутствие теплообменников уменьшает количество металла, подвергающегося коррозионному воздействию. [c.120]

Опыт эксплуатации промышленной установки в Англии [27] показывает, что наиболее пригодным материалом для абсорберов очистки газа от четырехфтористого кремния является высококачественный кирпич без желобков, кладку которого осуществляют на латексной замазке гидравлического типа. В США абсорберы чаще всего сооружают из древесины с защитным органическим покрытием, а иногда и без него. Чаши колонп и сборники чаще всего сооруисают из обычного портланд-цементного бетона. Интенсивная коррозия этого материала, по-видимому, предотвращается осаждением в его порах двуокиси кремния и других соединений, образующихся в результате первичной реакции между кремпефтористоводородной кислотой и составляющими цемента. [c.134]