Подбор ингибитора коррозии для снижения коррозионного воздействия концентрированного раствора ДЭА на оборудование ЦПГ и ПС Жанажольского НГК АО «СНПС-Актобемунайгаз»

Дата: 25.06.08

Проблема повышения долговечности оборудования является чрезвычайно актуальной для нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности. Это вызвано тем, что большинство деталей нефтяного и газового оборудования работает в чрезвычайных тяжелых условиях, подвергаясь значительным нагрузкам, коррозии и интенсивному изнашиванию.

Эксплуатационные свойства различных деталей нефтегазового оборудования - их долговечность и надежность - обусловлены стойкостью конструкционного материала деталей к действию механических нагрузок и агрессивных сред.

Практика эксплуатации стального оборудования газоперерабатывающих заводов в том числе и Жанажольского Нефтегазоперерабатывающего Комплекса (ЖНГК, бывший ЖГПЗ) показывает, что одним из основных факторов аварий и преждевременного выхода их из строя является коррозия наружных и внутренних стенок труб, которая протекает при контакте поверхности стали со смесью жидких углеводородов и водных растворов солей и кислот и особенно интенсифицируется при насыщении их сероводородом и углекислым газом.

В связи с тем, что коррозия при очистке газов от сероводорода и диоксида углерода имеет сложный характер, приходится использовать комплекс методов для защиты оборудования и трубопроводов от коррозии.

Основным методом является подбор сталей для изготовления оборудования и трубопроводов.

Наиболее эффективным и экономичным является метод борьбы с сероводородной и углекислотной коррозией с помощью ингибиторов кислотной коррозии. Достоинством этого метода является его простота и высокая экономическая эффективность.

При разработке ингибиторов коррозии для газовой промышленности, требования, предъявляемые к ним заказчиком, значительно более жесткие, чем для ингибиторов, предназначенных для использования в нефтяной промышленности.

Так для ингибиторов нефтяной промышленности жестко не нормируются такие показатели, как вспенивающее действие реагента на технологические жидкости, используемые при сероочистке, стабилизирующем действии на эмульсии "углеводород-электролит", а также высокая степень защиты ингибитора от наводороживания металла. Обеспечить такие технологические показатели могут ингибиторы, в состав которых входят компоненты с постоянным составом.

Актуальность проблемы разработки новых ингибиторов коррозии для увеличения срока службы оборудования диктуется объективной необходимостью.

Контроль процесса защиты включает: контроль концентрации рабочего раствора ингибитора, правильности его дозирования, скорости коррозии, измерение толщины стенки оборудования и аналитическое определение концентрации железа в водных средах.

Опыт эксплуатации установок очистки природного и нефтяного газа показывает, что оборудование этих установок подвергается сильной коррозии при применении ДЭА также, как и на Жанажольском НГК.

Коррозии подвергаются, как правило, абсорберы, десорберы, линии насыщенного и регенерированного ДЭА при температуре выше 70 0С, линии кислых газов - холодильники, сборник кислой воды, трубопроводы их соединяющие. В абсорбере, по линии кислых газов наблюдается общая коррозия, по линии ДЭА наряду с общей коррозией имеет место растрескивание в зоне термических напряжений (сварные швы).

Коррозия в среде ДЭА носит сложный характер. Чистые этаноламины не агрессивны. Насыщение этаноламинов кислыми компонентами приводит к понижению рН раствора, которое увеличивается при увеличении температуры. Это в свою очередь приводит к увеличению агрессивности среды. При высоких температурах этаноламины подвергаются термической деструкции с образованием различных компонентов, с одной стороны ухудшающих поглотительную способность абсорбентов, с другой - увеличивающих агрессивность раствора.

Подбор ингибиторов осуществляли гравиметрическим и электрохимическим методами. Проверялись ингибиторы коррозии «Инкоргаз-21Т» и «Додиген 4482-1».

Испытания данных ингибиторов проводили в кислой среде (рН=4, подкисление CH3COOH, после введения ингибитора концентрация хлорид-ионов-50 г/л) в двухфазной среде (гексан:водный раствор 1:1), содержащей сероводород 750 мг/л,имитирующей кислую среду раствора ДЭА при комнатной температуре в течении 12 часов гравиметрическим методом. Скорость коррозии замерялась каждые 2 часа от начала испытания.

Исследования эффекта последействия ингибиторов коррозии «Инкоргаз-21Т» и «Додиген 4482-1» проводились в среде, содержащей 50 г/л ионов хлора, 750 мг/л сероводорода, подкисленной СН3СООН до рН=4 и смешанной с гексаном в соотношении 1:1.

Для испытания использовались стальные пластины, размером 100х8х2мм., которые предварительно выдерживались в течение 15 минут в пробе ингибитора, затем вынимались, слегка обсушивались и единовременно погружались в аналогичную среду, но без H2S, после чего помещались в агрессивную среду и через каждые 2 часа в течение 12 часов фиксировалась скорость коррозии. Одновременно через каждые 2 часа фиксировались и контрольные скорости коррозии, что позволяло определять эффективность коррозии каждые 2 часа. Исследования проводились гравиметрическим методом по потере массы стального образца.

Результаты исследований приведены в таблице 1.

 

Таблица 1- Эффективность применения ингибиторов «Инкоргаз-21Т» и «Додиген 4482-1»

Ингибиторы

Время испытаний, час

Скорость коррозии, г/м2*час

Эффективность ингибиторов, %

Контрольная

2

1,4000

-

Инкоргаз-21Т

0,3125

77,7

Додиген 4482-1

0,0000

100

Контрольная

4

1,5725

-

Инкоргаз-21Т

0,3125

80,1

Додиген 4482-1

0,3750

76,2

Контрольная

6

1,5833

-

Инкоргаз-21Т

0,1125

92,9

Додиген 4482-1

0,2875

81,8

Контрольная

8

1,6013

-

Инкоргаз-21Т

0,15625

90,2

Додиген 4482-1

0,1250

92,2

Контрольная

10

1,6275

-

Инкоргаз-21Т

0,03125

98,5

Додиген 4482-1

0,2083

84,6

Контрольная

12

0,7917

-

Инкоргаз-21Т

0,03125

96,1

Додиген 4482-1

0,2083

73,7

 

В результате исследований выявлен достаточно высокий эффект последействия ингибиторов «Инкоргаз-21Т» и «Додиген 4482-1». Эффективность ингибирования указанных ингибиторов после 12 часов испытаний составляет соответственно 96,1 % и 73,7 %.

Проверялось влияние реагентов «Инкоргаз-21Т» и «Додиген 4482-1» на вспенивание. Результаты исследований представлены в таблице 2. Выявлено, что данные ингибиторы коррозии практически не влияют на вспенивание.

Таблица 2 - Влияние ингибиторов коррозии на смешивание водных растворов моноэтаноламина (15%), диэтаноламина (30%) и диэтиленгликоля (95%). Содержание ингибитора 0,3%

Ингибитор

Объем пены, дм3

МЭА

ДЭА

ДЭГ

Без ингибитора

0

0

0

Инкоргаз-21Т

5

0

0

Додиген 4482-1

0

5

0

 

Так как эффективность ингибитора коррозии «Инкоргаз-21Т» выше, чем у«Додиген 4482-1» и составляет 96,1%, то для определения эффективности защитного действия ингибитора коррозии «Инкоргаз-21Т» от специфических видов коррозии в сероводородных средахиспытывалась его проба, предназначенная для защиты от коррозии нефтегазопромыслового оборудования.

Проводилось определение степени защиты от наводороживания методом измерения водородопроницаемости с электрохимической индексацией водорода.

Определялось влияние ингибитора коррозии на пластические свойства металла. Исследования проводились для стали 20 ЮЧ.

Результаты представлены в таблице 3.

 

Таблица 3 - Влияние ингибитора коррозии «Инкоргаз-21Т» на наводороживание стали в сероводородсодержащем растворе (50 г/л NaCl + 5 г/л СН3СООH + H2S). Температура 20°С. Сталь 20ЮЧ. Толщина мембраны 2 мм.

Концентрация ингибитора,

мг/л

Концентрация сероводорода,

мг/л

Плотность потока водорода, мкА/см2

Концентрация диффузионно-подвижного водорода, Со, моль/см3

Степень защиты от наводороживания,

ZH, %

без ингибитора

750

22,5

2,15 10-5

(3,Зсм3/100)*)

-

10 мг/л

750

6,5

0,6 10-6

(0,9см3/100г)*)

71

25 мг/л

750

1,0

0,95 10-6

(0,15cм3/100r)*)

96

50 мг/л

750

0,0

0

100

100 мг/л

750

0,0

0

100

 

*) - концентрация растворенного водорода в см3 в 100 граммах металла.

 

Ингибитор коррозии «Инкоргаз-21Т» защищает сталь от наводороживания и, следовательно, способствует сохранению исходных пластических свойств металла после экспозиции в сероводородсодержащих средах. При концентрации ингибитора 10 мг/л степень защиты стали от охрупчивания составляет - 30%, с ростом концентрации ингибитора степень защиты стали повышается достигая 100% при концентрации 100 мг/л.

Интересно отметить, что при 200 мг/л ингибитора образцы после коррозии выдерживают несколько большее число перегибов, чем в исходном состоянии. Это объясняется тем, что при коррозии произошло выглаживание поверхности образцов, пластические же свойства стали не ухудшились.

Проводились работы по определению защиты от сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением.

Результаты изучения влияния ингибиторов коррозии на время до растрескивания напряженных образцов проводились на стали 70-С2ХА в сероводородсодержащем водном растворе NaCl, подкисленном уксусной кислотой, представлены в таблице 4.

В отсутствие ингибиторов коррозии растрескивание петлевых образцов произошло очень быстро (за 1,5-10 мин). Добавка 200 мг/л ингибитора «Инкоргаз-21Т» замедлила разрушения образцов (время до разрушения от 3 до 108 часов). При такой же концентрации ингибитор «Инкоргаз-21Т» полностью устранил разрушение образцов при базе испытания 120 часов.

Таблица 4 - Влияние ингибитора коррозии на охрупчивание стали в сероводородсодержащем растворе хлористого натрия (50 г/л NaCl + 5 г/л СН3СООН + 750 мг/л H2S).

Образцы: стальные пластины 60x10x2 мм, из стали 70-С2ХА.

Время экспозиции образцов в растворе: 24 часа.

Температура испытания: 18 - 20°C.

Метод определения пластических свойств: перегиб образцов до разрушения (по ГОСТ 13813).

Число перегибов до разрушения образцов в исходном состоянии: NB = 22,0

Ингибитор, концентрация

Количество испытанных образцов

Среднее число перегибов до разрушения

Потеря пластичности,

%

Степень защиты от охрупчивания, Zохр, %

без ингибитора

5

13,0 ± 0

40 ± 0

-

«Инкоргаз-21Т», 10 мг/л

3

16,0 ± 0

27 ± 0

33

«Инкоргаз-21Т», 25 мг/л

4

17,5 ± 1,5

20 ± 7

50 ± 16

«Инкоргаз-21Т», 50 мг/л

4

19,0 ± 1,0

14,5 ± 5

67 ± 11

«Инкоргаз-21Т», 100 мг/л

4

22,0 ± 1,0

0

100

«Инкоргаз-21Т», 200 мг/л

2

23,0 ± 0

0

110

 

Таблица 5 - Испытания образцов стали на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением при постоянной деформации.

Коррозионная среда: водный раствор NaCl (50 г/л) и СН3СООН (5 г/л),

содержащий H2S.

Сталь: лента (ширина 7 мм, толщина 0,4 мм) из стали марки 70-С2ХА.

Номер образца

Ингибитор, (концентрация, мг/л)

Концентрация

H2S, мг/л

Время до растрескивания

Не разрушившийся образец на базе 120 часов

1

2

3

без ингибитора

-

-

700

3 мин

5 мин

7 мин

-

-

-

4

5

6

без ингибитора

-

-

750

1,5 мин

6,0 мин

10 мин

-

-

-

10

11

12

«Инкоргаз-21Т» (200 мг/л)

-

-

750

-

-

-

+*)

+*)
+*)

 

*) - не растрескавшиеся образцы после опыта были промыты дистиллированной водой и перенесены в испытательный раствор, не содержащий ингибитора коррозии. Время до растрескивания составило:

образца № 10 - 2 часа 40 минут;

образца № 11 - 2 часа 2 минуты;

образца № 12 - 3 час 50 минут.

Следовательно, ингибитор коррозии «Инкоргаз-21Т» эффективно защищает углеродистые и низколегированные стали от наводороживания, охрупчивания и сульфидного коррозионного растрескивания в сероводородсодержащих средах.

 

Выводы:

1. Для снижения коррозионного воздействия концентрированного раствора ДЭА на оборудование ЦПГ и ПС Жанажольского НГК АО «СНПС-Актобемунайгаз» были подобраны ингибиторы «Инкоргаз-21Т» и «Додиген 4482-1», эффективность ингибирования которых составляет 96,1% и 73,7% соответственно.

2. Ингибитор «Инкоргаз-21Т» обладает не только более высокой эффективностью ингибирования, но и эффективно защищает углеродистые и низколегированные стали от наводороживания, охрупчивания и сульфидного коррозионного растрескивания в сероводородсодержащих средах.

3. Ингибитор «Инкоргаз-21Т» рекомендуется для опытно-промышленных испытаний на Жанажольском НГК АО «СНПС-Актобемунайгаз» для защиты оборудования ЦПГ и ПС от коррозионного воздействия концентрированного раствора ДЭА.

 


« Вернуться назад

наверх ↑