Сбор и подготовка к транспорту природных газов, страница 120

Технологическая схема в системе скважин — УКПГ—ГПЗ Оренбургского газохимического комплекса позволяет выделить две зоны коррозионной активности газа:

а)   зона высокой коррозионной активности среды, к которой
относятся   технологическое   оборудование   скважин,   шлейфовые
газопроводы, сепарационное технологическое оборудование и меж­
блочные коммуникации (кроме замерного пункта УКПГ), рабо­
тающие в среде влажного газа с содержанием сероводорода;

б)   зона  низкой  коррозионной  активности,  к ней  относятся
технологическое   оборудование   и   арматура   замерного   пункта
УКПГ, газоконденсатопроводы от УКПГ до ГПЗ.

Нормативными документами установлены допустимые скорости общей коррозии: 0,25 мм/год — для насосно-компрессорных труб и

196

шлейфовых газопроводов; 0,2 мм/год — для технологических аппа­ратов и межблочных коммуникаций (гарантии фирмы-постав­щика); 0,1 мм/год — для газопроводов, транспортирующих осу­шенный сероводородсодержащий газ.

Материальное оформление трубопроводов и технологического оборудования для зон умеренной и опасной коррозии принимается в основном одинаковым. Это «спокойные» углеродистые стали марки сталь 20 с дополнительным контролем качества при из­готовлении. Для зон опасной коррозии обязательна термическая обработка труб на заводах-изготовителях и сварных швов при монтаже. Кроме того, при расчете толщины стенок труб и аппа ратов для этой зоны принимается увеличенная толща стенок для снижения внутренних напряжений.

В исключительных случаях для наиболее коррозионно опасных сред (фонтанная арматура) допускается применение нержавею­щей стали.

Величину общей коррозии можно снизить до допустимых пре­делов (0,2—0,1 мм/год) с помощью ингибиторной защиты, каче­ство которой зависит от ряда факторов. Один из основных — воз­можность применения эффективных методов нанесения ннгиби-торной пленки.

Эффективность антикоррозионной защиты (А₃) определяют по формуле

^^/о,                                                     (VI. 1)

где П_п— потери массы неингибированного образца, мг; /7_И по­тери массы ингибированного образца, мг.

Эффективность ингибиторной защиты, определенная по фор­муле (VI.1), оценивается следующим образом: 90% и выше — отличная; 75—89 % —хорошая; 50—74 % —слабая; ниже 50 % — неудовлетворительная.

Осушка газов. На установках осушки кислых газов в качестве абсорбента используют водные растворы гликолей, которые инерт­ны по отношению к углеводородным и кислым компонентам газа и не вступают с ними в химические реакции.

Сопоставление данных о растворимости углеводородов и се­роводорода в гликолях показывает, что гликоль хорошо раство­ряет H₂S. Следовательно, на установках осушки кислых газов объем низконапорных газов будет больше, чем на обычных аб­сорбционных установках. Растворимость H₂S и СО₂ в гликолях мо­жет определяться по графикам рис. 55, а, б, в, г.

В результате контакта сероводорода и двуокиси углерода с гликолем последний с течением времени становится кислым и усиливает коррозию оборудования и труб. Наиболее интенсивная коррозия происходит в вентилях и изгибах трубопроводов. Воз­никшая коррозия может носить характер коррозионного износа,

иилй         KTvnnriQUM      И пи      1^ЛПППЗИПННПГП         Г>Я ГТПРГКИИЯ НИ СТ      ГТП Л

— _{Г1-----------------------------}       --                                         ------------- ■    - 1   i                                                                                                       ж.                          х

197