天然氣處理乙二醇再生裝置腐蝕分析及控制

代小飛

摘要：乙二醇脫水防凍方法用于某氣田天然氣機械，但乙二醇再生過程中存在壁厚、腐蝕強度減薄、泄漏穿孔等問題，導致燃氣處理單元反復故障維修，會破壞氣田的正常生產。腐蝕生態分析、侵蝕分析、焊接和腐蝕分析表明，硫化氫和氧溶于含乙二醇的氣體中。腐蝕再生裝置主要原因，這些裝置乙二醇的安全性和腐蝕控制因素，即化學物質的引入，如機酸、介質中高Cl-含量和耐腐蝕化學物質，防止采取內腐蝕腐蝕。

關鍵詞：天然氣處理;乙二醇;乙酸;腐蝕;硫化氫

天然氣地層量通常水飽和度較高，因此天然氣儲量往往含有一定量的水，尤其是在油田開發后隨著天然氣的增加而出現的時期。水的存在會對管線的流量和熱值產生不利影響，因此天然氣通常在開采后處理。天然氣出口一直是天然氣加工過程的首要目標，并控制了天然氣烴露點和水露點，降低了溫度，以滿足使用氣體的溫度。乙二醇是一種常用的氣體處理冷卻抑制劑，可防水合物的產生，并且通常用于氣體脫水處理。

一、技術思路

1.分析運行腐蝕環境。確定乙二醇再生橇運行腐蝕條件，分析腐蝕環境，確定主要成分。

2.材料和焊縫質量分析。GB/T4340.1設備主材料和主焊縫的金屬分析和強度。采用KB 30BVZ-FA硬試驗線的硬測量試驗方法，采用金屬顯微組織檢驗方法進行金相顯微鏡及圖像分析。

二、結果與討論

從橇低溫分離器分離出來的富液乙二醇進入乙二醇再生橇富液罐（壓力0.3MP，溫度70℃，含水量55%），實現閃蒸，并分別將蒸發的輕烴和水蒸氣引入反應過程。閃蒸后的液體脫水和再生是再沸器和再生塔中，乙二醇富液再沸器下安裝。然后蒸發水進行再生，再加上的液體二醇富液經15%含水率，乙二醇130℃再生溫度為，乙二醇貧液罐溫度為55℃，工藝壓力為0.3 MPa。腐蝕介質分析。其成分根據氣質測試結果，不含CO2氣體，但含有濃度在1.34 mg/m3至3.41 mg/m3之間的H2S氣體微量。硫化氫也可以是腐蝕管道和機器的物質。液體的情況。就把這些應用在試驗乙二醇貧液和富液無機離子，pH值分別為5.309和5.256，表明酸度較低。由于提取水含氯量高，且受水含量的影響，含氯量分別為994.58毫克/升和544.74毫克/升。采用氣相色譜（GC/GS）分析了乙二醇再生裝置豐富液體濾清器芯的粘附、再生塔液相和重啟動液的有機組分。在乙二醇再生管路液體濾池附件中檢測到羥基（4.211%）和異戊二烯酸（0.927%），對金屬設備和管道具有腐蝕性。

分析焊接質量。Q245R材料用于再生裝置、再生塔、貧液罐和乙二醇再生裝置富液罐。焊縫和熱影響區域的金屬組織沒有檢測到硬化材料。外焊縫組織為多邊鐵體和珠光體，微晶區組織為多邊鐵體使用維克斯硬度測試器測試焊縫硬度。如圖1所示測試位置。表1顯示了測試硬度。Q245R焊縫和hv10主板兩側的硬度為135～182，壓力貯器低于公認的標準硬度，即所有部分管件不超過的硬度HB280。

在實踐中，氣體含有H2S酸生成氣體，乙二醇注入管道吸收水蒸氣，而H2S氣體部分被乙二醇溶液吸收。從而增加再生乙二醇溶液的酸度，加速碳鋼腐蝕，

金屬裝置硫化氫發生，鐵離子進入溶液，形成黑色亞鐵硫化物。其含有可溶性氧，金屬腐蝕加速。氧濃度低于1毫克/升的溶液可能導致碳鋼腐蝕。隨著溫度升高而上升氧腐蝕速率。

三、腐蝕控制措施

由于乙二醇檢測和評價結果，再生塔、再沸器、貧液、閃蒸罐有腐蝕性損害，特別是再生塔仍按照GB150進行強度檢查，但仍可使用很短時間?；谝叶荚偕b置的腐蝕評價與模擬結果其過程應采取以下措施：

在加入纖維過濾器閃蒸罐前，沉積和腐蝕產物過濾乙二醇液體中，溫度傳輸提高，乙二醇速度減緩變化，增加再生設備的腐蝕。

2.降低氧含量和防止腐蝕。添加丙酮肟在貧液罐中溶解氧含量可減少，并添加醇胺類阻垢劑，以減少乙二醇酸化的危險，避免硫化氫腐蝕。

3.如果再沸器和再生塔監測的pH值，如果pH值大大低于傳輸介質的pH值，則酸值和加注環己胺中和，直到pH值與PH值相匹配。

4.內沉積物定期清理，垢下腐蝕以降低其風險。

乙二醇處置再生裝置經過一段時間后，乙二醇溶液中含有非氣田天然產物，如乙酸、羥基胺。乙二醇在再生惡化，導致乙酸等物質。乙二醇再生的材料不會明顯減少，但操作腐蝕速率為0.267mm/a，腐蝕介質在管道上具有較強的耐腐蝕性。H2S使用引起的氧和乙二醇再生裝置是主要腐蝕手段，通過乙酸、氯離子和高溫等因素顯著提高了腐蝕率。對于其腐蝕，建議在乙二醇中加入除氧劑、緩釋阻垢劑、中和劑，以降低腐蝕環境的強度和腐蝕率，同時改進設備防腐處理，如環氧涂料、加裝犧牲陽極內壁噴涂。

參考文獻：

[1]楊祥.乙二醇作為熱載體在天然氣凈化裝置中的應用[J].天然氣工業，2019，17（1）：72-76.

[2]梁華政.克拉2氣田中央處理廠降低乙二醇損耗措施[J].天然氣工業，2020，28（6）：124-126，157-158.

[3]王明付.管內天然氣水合物抑制劑的應用研究[J]，油氣儲運，2020，25（2）：43-46，52