天然气净化装置腐蚀因素定量分析与防护措施

李岳祥　李文秀　刘鑫　罗泽松

1哈尔滨石油学院　2辽河石油勘探局石油化工总厂　3四川石油天然气建设工程有限责任公司

天然气净化装置腐蚀因素定量分析与防护措施

李岳祥1李文秀2刘鑫1罗泽松3

1哈尔滨石油学院2辽河石油勘探局石油化工总厂3四川石油天然气建设工程有限责任公司

天然气净化装置的腐蚀将给净化厂带来巨大的经济损失。基于此，主要从影响腐蚀的因素出发，定量分析溶液酸气负荷、温度、降解产物以及溶液胺溶度等对天然气装置管线的腐蚀程度，研究结果表明：液相腐蚀速率明显高于气相腐蚀速率；吸收塔、再生塔塔内温度不易过高，尽量保证在100℃左右；同时应注意控制降解产物的生成，减小降解产物对溶液的腐蚀；MDEA水溶液质量分数越大，溶液中气、液相的腐蚀速率越高，一般选取40%的MDEA水溶液。针对上述腐蚀问题，在实际生产运行中，提出了几点防护措施：根据具体装置介质特性，选择合适的装置覆盖层和村里材料；材料选取要考虑耐腐蚀性以及材料之间的热膨胀系数匹配度；应用在线腐蚀监测系统，可准确找出腐蚀部位，脱硫装置再生塔、高温富液管线以及高温贫液管线是腐蚀最严重的部位，采取过滤分离器和修补技术，可有效降低含硫气体，减小降解产物对设备的腐蚀和磨损。

天然气；净化装置；腐蚀；防护措施

1　腐蚀因素定量评价

按天然气净化装置腐蚀部位，可以将腐蚀分为装置内部腐蚀与外部腐蚀。装置内部腐蚀可从溶液酸气负荷、温度、降解产物以及溶液胺溶度等方面分析[1-3]；外部腐蚀可从管线温差、装置保温，装置表面涂料等方面分析。下面主要针对内部腐蚀因素做定量分析。

1.1溶液酸气负荷定量影响

在实验室90℃条件下，将装有40%MDEA水溶液，通入摩尔比为1∶1.8的CO2和H2S，考察不同比例组分的酸气负荷腐蚀速率，实验结果见表1。从表1可知，在90℃下，溶液气相和液相的腐蚀速率随酸气负荷的增加而变快，液相腐蚀速率相较气相腐蚀速率更快，最高可达0.0597mm/a，气相腐蚀速率最高为0.0318mm/a，液相腐蚀速率高出0.0279mm/a。 以气相腐蚀速率为基准，随酸气负荷的增加，气、液相腐蚀速率增幅均超过60%，最高超过了300%。当溶液中含有0.657mol的酸气负荷时，腐蚀现象为液相局部腐蚀。

表1　不同比例组分的酸气负荷腐蚀速率实验数据

1.2温度定量影响分析

在不同的温度下，将40%MDEA水溶液通入1.358mol/L的CO2+0.589mol/L的H2S，考察温度对腐蚀速率的影响，实验结果如图1所示。

图1　温度对腐蚀速率定量关系

从图1可知，气、液相腐蚀速率随着温度的增加而加快[4]。温度低于100℃时，气、液相腐蚀速率变化缓慢，但均有小幅上升；温度高于100℃时，溶液气、液相腐蚀速率变化幅度加大，液相腐蚀速率变化更快，曲线更陡，腐蚀速率超过了0.200mm/a，这说明温度影响挂片表面膜结构的生成、影响膜生成致密度、稳定性以及速率。因此，吸收塔、再生塔塔内温度不易过高，尽量保证在100℃左右，过高会导致腐蚀速率增加过快。

1.3降解产物定量影响分析

在130℃室内环境下，加入体积分数为0.7%的降解有机物于MDEA溶液中，观察降解产物与腐蚀速率的变化，实验结果如图2所示。

图2　降解产物与腐蚀速率关系

从图2可知，不同的降解产物分别置于40%的MDEA水溶液中，腐蚀速率不同，与空白试验对比均有所增加。放有甲基-乙醇胺溶液腐蚀速率最高，超过了0.06mm/a，相对于空白试验腐蚀速率增加了11倍以上。N，N，N，N-四(羟乙基)乙二胺腐蚀速率也到达了0.05mm/a，增幅其次。1，4-二甲基哌嗪腐蚀速率最低，不到0.01mm/a。实验表明：挂片表面均有不同程度的腐蚀。在使用降解产物时，应该注意控制降解产物的生成，减小降解产物对溶液的腐蚀[5]。

1.4溶液胺浓度定量影响分析

在室内90℃温度下，在30%、40%、50%、60%的MDEA水溶液中，分别通入H2S和CO2，直至酸气负荷浓度达到0.65mol（0.40mol的H2S和0.25mol的CO2），置于同一温度下，观察静态挂片实验现象，定量统计不同质量分数的溶液腐蚀速率大小，实验结果如图3所示。

图3　不同溶液质量分数与腐蚀速率关系

从图3可知，在同一温度以及酸气负荷浓度一样的情况下，在相同酸气负荷、相同温度条件下，MDEA水溶液质量分数越大，溶液中气、液相的腐蚀速率越高，其中，气相的腐蚀速率小于液相，并且气相的腐蚀速率增幅明显小于液相腐蚀速率增幅。实验表明：MDEA水溶液质量分数对腐蚀速率影响较大。在天然气净化厂应该配置合理浓度的MDEA溶液，这样既能满足天然气净化需要，又能吸收掉更多的H2S，有效地降低溶液对装置设备的腐蚀程度。一般天然气净化厂选取40%质量分数的MDEA溶液较为合适。

2　脱硫装置室内模拟实验

模拟现场实际条件下，脱硫装置腐蚀变化情况。实验材料及条件：①20R钢制试片；②40%的MDEA水溶液；③酸气负荷质量分数（H2S和CO2）占原料天然气比重分别为10.50%～11.63%、7.86%～9.25%；④溶液中，H2S和CO2质量浓度分别为55～57g/L、38～40g/L；⑤24h实验时间[6-7]。实验结果如所4示。

图4　净化装置不同部位腐蚀速率

从图4可知，吸收塔上部腐蚀速率最低，吸收塔中下部比上部腐蚀略高；再生塔不同部位是吸收塔腐蚀速率的6～8倍，再生塔底、中、顶腐蚀速率依次变小，其中，再生塔底液相腐蚀速率高于气相腐蚀速率。这说明吸收塔中H2S与MDEA溶液反应迅速，几乎达到平衡负荷状态，并且生产的产物对吸收塔腐蚀可忽略；相反，在高温环境下，再生塔解析出更多的H2S，促使生产的产物对再生塔腐蚀速率加快，以上认识均与天然气净化厂现场情况一致。

3　防腐措施

3.1装置覆盖层

3.1.1表层涂料

市面上的管道涂层材料有很多，而且不同材料其性能也不尽相同，目前对涂层材料的要求国内外尚未有统一标准，实际选择涂层材料过程中，应该根据输送管道材质、天然气组分、气质和温度等条件，选取适当的材料。例如湿气本身含有水分较多，应该选用环氧酚醛型或环氧型涂层材料；天然气含硫成分较多的情况下，应选取环氧型材料；净化厂在附近几公里范围内，输送的工艺气温度高达60℃的情况下，应选取环氧酚醛材料，这种材料耐高温性能强。

3.1.2衬里

在天然气净化装置内表面，主要是根据具体介质特性来制作衬里层，跟据不同需要设置橡胶、塑料和玻璃钢等衬里，在天然气净化过程中或者短暂的检修过程中，一般不可能对设备内衬里进行施工作业。

3.2选材

以重庆天然气净化总厂引进的型号为E-1201B的脱硫再生塔重沸器为例，该装置出口贫液管道在使用初始发生过多次腐蚀穿孔情况，具体事故情况如表2所示。

表2　天然气净化厂腐蚀穿孔情况统计

2005年9月，对该装置进行了一次大修，利用三元复合管取代E-1201B贫液出口管，运行至今均未出现一次泄漏事故。为了了解管线质量问题，将该管线拆开后发现最里面一层材料有裂纹。这说明选材时，不仅要考虑满足材料的耐腐蚀性，而且也要考虑材料之间的热膨胀系数匹配度，这就对材料机械方面性能提出了更高的要求。

3.3脱硫净化装置腐蚀在线监测

处于高温贫液腐蚀环境的有换热器壳程、高温贫液管线和再生塔塔底，再生塔底液流速度低于管线内部，因此，电化学腐蚀方面管线内部相对更严重，在设置腐蚀监测点的时候，应该将电化学腐蚀监测点置于高温贫液管线，而非再生塔底[6-7]。

与高温贫液管线相比，换热器壳程温度低一些，基于此，也需要将腐蚀监测点置于高温贫液管线上，撤销换热器壳程的腐蚀监测点。属于高温富液环境的有高温富液管线、换热器管程，高温富液管线内温要高于换热器管程内部温度，同样的道理，将腐蚀监测点置于高温富液管线上，而非换热器管程。这样可以为净化厂提供精确的在线腐蚀监测系统，也为安全管理提供及时有效的装置管线腐蚀信息。

4　结论

从天然气净化装置腐蚀的机理出发，结合室内模拟实验，深入分析和了解影响腐蚀速率的各项因素，定量掌握溶液酸气负荷、温度、降解产物以及溶液胺溶度等对装置、管线腐蚀程度，通过控制酸气负荷质量分数、降低生产产物等措施减小装置设备的腐蚀速度。

脱硫装置再生塔、高温富液管线以及高温贫液管线是腐蚀最严重的部位，采取过滤分离器和修补技术，可有效降低含硫气体，减小降解产物对设备的腐蚀、磨损，再结合在线腐蚀监测系统，可以准确地找到腐蚀部位，及时地给予修补，提高了设备的运行效率，可避免腐蚀事故补救不及时，造成的巨大经济损失，延长设备使用周期的同时，提高装置运行的安全性和可靠性。

[1]李静，刘刚著．腐蚀对川中80×104m3/d天然气处理装置的影响和对策分析[J]．石油机械，2004（2）：123-127.

[2]罗国民，何奉儒，徐仕利．脱硫再生塔及重沸器腐蚀原因分析与对策[J]．化肥设计，2006，44（4）：41-42.

[3]扈伟杰，沈本贤，孙辉，等．影响脱硫溶剂UDS与MDEA腐蚀性诸因素考察及比较[J]．石油与天然气化工，2010，39（3）：213-217.

[4]唐伟，蒋树林，雷英．天然气净化装置的腐蚀与防护[J]．化学工业与工程技术，2011，32（2）：54-57.

[5]涂乙，吴萌，管丽，等．注水开发油田结垢影响因素分析[J]．油气储运，2010，29（2）：97-99.

[6]唐荣武，叶茂昌，何大容，等．浅析天然气净化装置的腐蚀与防护[J]．石油与天然气化工，2008，37（3）：214-216.

[7]何金龙，胡天友，彭修军．天然气净化厂脱硫系统防腐措施研究[J]．石油与天然气化工，2006，35（2）：110-113.

15124592452、lyx425@126.com

（栏目主持焦晓梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.12.031

李岳祥：讲师，2013年毕业于东北石油大学油气井工程专业，主要从事油气井工艺理论与技术研究工作。

2015-05-27