Кац Н.Г., Стариков В.П., Парфенова С.Н. Химическое сопротивление материалов и защита оборудования нефтегазопереработки от коррозии

Подождите немного. Документ загружается.

389

На днище резервуара протекторы рекомендуется располагать по

концентрическим окружностям. Для защиты могут использоваться

как компактные, так и протяженные протекторы [45], а на боковых

стенках при необходимости следует применять протяженные протек-

торы, которые следует ориентировать вдоль образующих.

Зона защитного действия протекторов определяется материалом

протекторов, минерализацией и уровнем подтоварной воды, наличи-

ем и свойствами защитного покрытия.

Защитное покрытие может быть сплошным или местным из по-

лимерных материалов на различной основе. Технология нанесения

защитного покрытия, способ подготовки поверхности, а также коли-

чество слоев и состав наносимого материала определяются в каждом

конкретном случае. Наиболее часто подготовка поверхности заклю-

чается в зачистке до металлического блеска с обработкой преобразо-

вателями ржавчины. Покрытие обычно наносится в 2-3 слоя с пред-

варительным отгрунтовыванием.

Крепление протекторов выполняется сваркой или с помощью

резьбовых соединений в зависимости от их конструкции. Важным

моментом является обеспечение надежного электрического контакта.

Контроль за работой протекторной защиты осуществляется путем

замеров на контрольных протекторах, выводы от которых монтиру-

ются снаружи резервуара.

По разработкам авторов была осуществлена протекторная защита

резервуаров различной вместимости (от 1000 до 20000 м

) для хране-

ния и обработки нефти на Новокуйбышевском НПЗ, НГДУ «Бузулук-

нефть», «Бугурусланнефть», «Сорочинскнефть», «Южоренбург-

нефть», входящих в состав АО «Оренбургнефтегаз» в НГДУ «Арлан-

нефть», «Туймазанефть» и «Уфанефть», АО «Башнефть». Большая

работа по внедрению протекторной защиты проводилась на нефтега-

зодобывающих предприятиях Тюменской области. В настоящее вре-

мя эксплуатируется более 40 резервуаров, оснащенных протекторной

защитой по проектам авторов.

390

Защищенные резервуары имеют различное технологическое на-

значение: товарные, буферные и водяные с различным уровнем под-

товарной воды (от 0,5 до 9,0 м). Минерализация подтоварных вод ко-

леблется от 10 до 300 г/л.

При защите от коррозии товарных резервуаров, подтоварная вода

в которых имеет незначительную минерализацию, а водяная подушка

не превышает 0,5 м, можно рекомендовать к использованию магние-

вые протекторы ПМР-20. Для защиты днища буферных и водяных

резервуаров с подтоварной водой высокой минерализации и уровнем

от 3 до 9 м следует применять алюминиевые протекторы АП-20 или

протекторы из вторичных алюминиевых сплавов ИМС-10 и ИМС-14.

Количество протекторов на днище зависит от вместимости резервуа-

ра и степени минерализации воды. Для защиты стенок рекомендуется

использовать стержневые протекторы, которые располагаются в не-

сколько ярусов по образующим. Промышленность такие протекторы

из чистого алюминия не выпускает, поэтому авторы могут рекомен-

довать в качестве материала вторичные алюминиевые сплавы.

Для повышения надежности и долговечности протекторной за-

щиты с одновременной экономией протекторных материалов следует

дополнительно использовать защитные покрытия, которые могут

быть сплошными или местными.

К защитным покрытиям предъявляются следующие требования:

хорошая адгезия к поверхности, беспористость, химическая стой-

кость в условиях эксплуатации и достаточная механическая проч-

ность. Материал покрытия должен обладать достаточно высоким

электрическим сопротивлением. Большое значение имеют техноло-

гические свойства материалов, применяемых в качестве покрытий:

вязкость, жизнеспособность и т.д.

При необходимости между протектором и поверхностью резер-

вуара могут устанавливаться дополнительные прокладки из пленоч-

ных диэлектрических материалов.

391

8.4. Установки АТ и АВТ

Основными видами коррозии на установках АВТ являются ще-

лочная хрупкость аустенитных сталей, коррозия под воздействием

нафтеновых кислот, сероводородная и хлористоводородная коррозия.

Примерное материальное оформление типовой установки для

первичной переработки составлено с учетом оптимальных процессов

обезвоживания, обессоливания и защелачивания нефти, понижающих

коррозионную активность рабочих сред. При этом светлые нефтепро-

дукты (бензин, керосин, дизельное топливо) получают при атмосфер-

ном давлении. Тяжелый остаток (мазут) подвергается высокотемпе-

ратурной перегонке при пониженном давлении. В таких установках в

основном отмечается высокотемпературная сероводородная коррозия

[2, 30].

Для удаления сероводорода из головных продуктов колонн после

их конденсации и охлаждения производится защелачивание. Защела-

ченный бензин и лигроин дополнительно охлаждаются в водяных хо-

лодильниках. Выщелачивающие колонны и инжекторы изготавлива-

ют из углеродистой стали с прибавками на коррозию 3,0-4,0 мм.

Ректификационные продуктовые колонны для установок боль-

шой производительности изготавливают из следующих материалов:

 верхние тарелки, на которых температура может устанавли-

ваться ниже точки росы, выполняются из монель-металла, верхнее

днище и примыкающая к нему часть корпуса в зоне верхних тарелок

– из биметалла с плакировкой монелем НМЖМц-28-2,5-1,5;

 остальная часть корпуса – из биметалла с плакировкой сталью

08X13. Основной металл в этих случаях – углеродистая либо низко-

легированная сталь 16ГС или 09Г2С, в зависимости от температур-

ных условий и технико-экономических факторов (оптимальное реше-

ние должно учитывать повышенную прочность хладостойких сталей

16ГС и 09Г2С и более низкую стоимость углеродистых сталей);

392

 полотнища и клапаны ректификационных тарелок этой части

колонны изготавливаются из стали 08X13. При переработке нефтей с

высоким содержанием нафтеновых кислот плакировка корпуса и та-

релок выполняется из стали типа 12Х17Н13М3.

Отпарная колонна имеет температуру 250-360 °С. Под действием

пара происходит дополнительное разложение сернистых соединений

с образованием сероводорода. Изготавливается целиком из биметалла

с плакирующим слоем из стали 08X13 и с тарелками из этой же

стали. В табл. П.3 приложения представлены рекомендуемые РТМ

данные по материальному оформлению аппаратов колонного типа

и сведения о скорости коррозии [56].

Сырьевые теплообменники кожухотрубчатого типа изготавлива-

ются с корпусами из углеродистой (или низколегированной стали) с

прибавкой на коррозию 3,0 мм. Трубный пучок выполняется с решет-

ками из стали 15Х5М, а тонкостенные (2,0-2,5 мм) трубы – из стали

12X8. Переход (по необходимости) на трубы из стали 15Х5М сопро-

вождается примерно двукратным сокращением срока службы трубно-

го пучка.

Головные кожухотрубчатые конденсаторы-холодильники изго-

тавливаются с корпусом из биметалла (углеродистая сталь + монель-

металл) и трубными пучками из латуни ЛОМш 70-1-0,06 или ЛАМш

77-1-0,06. Следующие по схеме конденсаторы-холодильники выпол-

няются с трубными пучками из латуней, но с корпусом из углероди-

стой стали. Такие аппараты могут работать при замене трубных пуч-

ков каждые 1-2 года (при использовании для охлаждения оборотной

воды).

Газосепараторы изготавливаются из углеродистой стали и защи-

щаются армированным торкрет-бетонным покрытием.

В трубчатой печи трубы конвекционной камеры выполняются из

углеродистой стали, а радиантной секции – из стали 15Х5М. В

393

табл. П.4 и П.5 приложения представлены рекомендуемые РТМ мате-

риалы и скорости коррозии [56].

Отстойники изготавливаются из углеродистых сталей с прибав-

кой на коррозию 3,0-4,0 мм.

Шлемовые трубы – передаточные линии от предварительного

эвапоратора и атмосферной колонны к соответствующим конденса-

торам-холодильникам изготавливают из углеродистых сталей с

большой прибавкой на коррозию. Толщина стенок труб 10,0-12,0 мм

позволяет обеспечить срок службы не менее 5 лет.

Трансферные линии выполняются на участках от печей к колон-

нам из коррозионно-стойкой в сероводородсодержащих горячих газах

стали 15Х5М. При дополнении установки АТ вакуумным блоком

бензин из эвапорационной колонны поступает в специальную колон-

ну-стабилизатор, где отделяются легкие углеводороды и SH

. Рабо-

тающая при давлении 1,6 МПа и температуре 200 °С колонна-

стабилизатор выполняется из углеродистых и низколегированных

сталей с прибавкой на коррозию 6,0 мм.

Вакуумная колонна производится из биметалла с обкладкой из

стали 08X13, тарелки – из стали 08X13.

Колонны вторичной перегонки стабилизированного бензина ра-

ботают при избыточном давлении 0,6 МПа и температурах не более

200 °С. Они перерабатывают сырье, уже подвергнутое на предшест-

вующих стадиях нагреву, при котором выделяется SH

. Эти колонны

изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей с при-

бавкой на коррозию 3,0 мм.

Кипятильники отпарной колонны и колонны вторичной перегон-

ки выполняются с пучками из углеродистой стали. Применение труб

из сталей 15Х5М, 12X8 может вызываться требованиями теплостой-

кости металла при работе высокотемпературных кипятильников.

Трубопровод для подачи мазута с температурой 420 °С из ваку-

умной печи в вакуумную колонну (мазут особо агрессивен по отно-

394

шению к сернистым соединениям) изготавливают из биметалла с

плакировкой из стали 08X13.

В пусковой период, когда возможны отклонения от технологиче-

ского процесса, во время остановок и пропаривания аппаратуры на

колонны и другое оборудование АВТ могут воздействовать горячие

водные растворы хлоридов. По этой причине не рекомендуется заме-

нять сталь 08X13 на аустенитную сталь 08Х18Н10Т, которая подвер-

жена хлоридному растрескиванию в этих условиях.

8.5. Установки гидроочистки

Борьба с коррозией оборудования установок гидроочистки, ката-

литического риформинга и гидрокрекинга осложняется наличием

специфичных факторов. Так, например, для реакторов этими факто-

рами являются:

1) присутствие катализатора при высоких температурах;

2) загрязнение катализатора частицами продуктов коррозии;

3) формирование политионовых и сернистых кислот при охлаж-

дении аппаратуры после окончания цикла регенерации в результате

реакций между

SO , конденсирующейся из паров воды и остатками

неокисленных сульфидов и сероводорода;

4) наводораживание с последующим обезуглероживанием и по-

терей прочности материала корпусов сосудов и внутренних устройств

вследствие высоких температуры и давления богатой водородом ра-

бочей смеси.

Во избежание наводораживания, предотвращения высокотемпе-

ратурной сероводородной коррозии и обеспечения теплостойкости

аппаратуры ее изготавливают из хромоникелевых сталей типа 18-10.

Для исключения межкристаллитного коррозионного растрески-

вания трубопроводов, теплообменников, печных труб их системати-

чески продувают азотом после регенерации, промывают щелочным

раствором или изготавливают их из стали с легированием стабилизи-

рующими добавками (титан, ниобий, молибден) [29, 32, 33].

395

Для аппаратуры установок гидроочистки применяют следующие

материалы [2]. Корпуса реакторов изготавливают из углеродистой

или хромомолибденовой стали с внутренней торкрет-бетонной футе-

ровкой. Тем самым корпус предохраняется от нагрева выше 220-

240 °С, за счет чего обеспечивается стойкость металла к водородной

коррозии. Корпус может быть изготовлен из биметалла

12МХ+08Х18Н10Т или 12МХ+08X13. Штуцеры производят из теп-

лостойких сталей 12МХ, панцирную сетку, шпильки и шайбы – из

стали с 13% хрома, внутренние элементы – из стали 08Х18Н10Т.

Корпус стабилизационной колонны выполняется из двухслойной ста-

ли ВСт3сп + 08Х13, детали тарелок – из стали 08X13, крепежные де-

тали – из сталей 20X13, 12X13.

Продуктовый змеевик конвекционной камеры печи изготавлива-

ется из стали 12Х8ВФ, а радиантной камеры – из стали 08Х18Н10Т

после стабилизирующего отжига. Змеевики печей подвергаются воз-

действию газосырьевой смеси: 80-84% нефтепродукта (включающего

до 3% серы) и 16-20% газа (из них около 40% водорода, 60% углево-

дородов и 0,4% сероводорода) при давлении 6,0 МПа и температуре

320-360 °С на входе и 380-425 °С на выходе. Температура стенок при

этом составляет 475-500 °С.

Сырьевые кожухотрубчатые теплообменные аппараты изготав-

ливаются с трубными пучками из стали 08Х18Н10Т, корпусами и

распределительными камерами – из биметалла 12МХ + 08Х18Н10Т и

подвижными и неподвижными трубными решетками – из стали

08Х18Н10Т. Эти аппараты во время работы подвергаются воздейст-

вию нагреваемой газосырьевой смеси с температурой от 50 до 370 °С

и давлением до 6,0 МПа, содержащей сернистые соединения в раз-

личных формах, в том числе до 0,4% SH

Кожухотрубчатый теплообменник нагреваемого стабилизирован-

ного дизельного топлива выполняется с кожухом и распределитель-

ной камерой из углеродистой или низколегированной стали с прибав-

кой на коррозию до 6,0 мм, трубами и решетками – из стали 15Х5М.

396

Все остальные аппараты, подвергающиеся воздействию безвод-

ных сред, содержащих сероводород, при температуре до 200 °С

включительно выполняются из углеродистой или низколегированной

стали. При возникновении электрохимической коррозии в результате

образования водной фазы (за счет конденсации воды из продукта)

предусматривается прибавка на коррозию до 6,0 мм и применение

цветных металлов и сплавов.

Продуктопроводы для сырья выполняются из углеродистых ста-

лей и используются при температурах менее 200 °С.

В интервале температур 200-370 °С применяют трубы из хроми-

стых сталей с 5, 8 и 13% хрома. При концентрации сероводорода в

газе более 0,1 г/л и температурах выше 370 °С трубопроводы изго-

тавливают из стали 08Х18Н10Т.

8.6. Установки платформинга

Материальное оформление оборудования реакторных блоков

гидроочистки, риформинга и стабилизации катализата установки

платформинга аналогично разработанному для установок гифрофор-

минга в связи с идентичностью рабочих условий и сред [2].

Таблица 8.3

Условия применения разных сталей в растворах ДЭГ

Температура раствора

20°С 60°С 100°С 135°С

Температура

кипения

Концентрация

ДЭГ, %

1 2 1 2 1 2 1 2 1 2

До 10 У У У В У Н - - У У

30-70 У У У У В В - - У В

80-90 У У У У У У В В У У

93-98 У У У У У У У У У У

Примечание. 1 – стали для толстостенного оборудования; 2 – стали для

тонкостенного оборудования; У – углеродистые стали; Н – сталь марки 08Х13;

В – сталь марок 08Х18Н10Т.

397

Наибольшей агрессивностью обладают 30-80%-ные растворы

ДЭГ при 100-120 °С. В концентрированных растворах ДЭГ коррозия

ускоряется при температурах выше 165 °С. В настоящее время со-

ставлена таблица условий применения сталей в растворах ДЭГ

(табл. 8.3). Из табл. 8.3 следует, что в 30-90% растворах ДЭГ при

100 °С коррозионно-стойкими являются только нержавеющие стали

типа 08X13 и 08X18Н10Т. Коррозионная стойкость тонкостенного

оборудования в разбавленных (до 10%) растворах ДЭГ при 60 °С, в

10-90%-ных растворах при 100 °С и в 30-90%-ных растворах при

температурах кипения также обеспечивается применением сталей ти-

па 08X13 и 08Х18Н10Т [2, 26].

Присутствие кислорода воздуха увеличивает скорость коррозии в

паровой фазе в 25 раз, а в жидкой – в два раза. Удалив кислород воз-

духа из 60-90%-ных растворов ДЭГ, можно применять в них углеро-

дистую сталь при 100 °С.

Одним из путей защиты от коррозии является применение инги-

биторов в растворах ДЭГ. В качестве ингибиторов могут быть ис-

пользованы гидрофосфат натрия и амины. Эффективность ингиби-

рующего действия аминов составляет 94-99%. Для ликвидации кор-

розии в жидкой фазе 60%-ного раствора ДЭГ достаточно ввести в

раствор 5 г/л пассивирующего сталь в этой среде моноэтаноламина

(МЭА), 10 г/л диэтаноламина (ДЭА), 80 г/л триэтаноламина (ТЭА). В

паровой фазе коррозию устранить значительно сложнее. Так, в паро-

вой фазе 60%-ного раствора ДЭГ при 100 °С для устранения коррозии

необходимо добавить в раствор 40 г/л МЭА, 700 г/л ДЭА.

Наиболее сильной коррозии подвергаются насосы, подогревате-

ли, соприкасающиеся с водными растворами ДЭГ. Разрушения носят

язвенный характер, глубина язв достигает 3,0 мм в местах развальцо-

вок труб в теплообменниках и вблизи перегородок. Проведенные ис-

следования показали, что защиту от коррозии оборудования, контак-

тирующего с растворами ДЭГ, можно осуществить путем примене-

398

ния вместо углеродистой стали 08X13 или 08X18Н10Т или введением

ингибиторов. Удаление кислорода из системы установок может быть

дополнительным мероприятием по снижению скорости коррозии в

растворах ДЭГ.

На основе опыта эксплуатации оборудования для установок

платформинга рекомендуются следующие материалы.

Корпуса экстракционной, отпарной и атмосферно-вакуумной ко-

лонн следует изготавливать из углеродистых сталей с добавкой на

коррозию 3,0-4,0 мм, крепежные детали – из стали 08X13, 12X13.

Материал ректификационных тарелок выбирается в зависимости от

их конструкции. Корпуса емкостей, теплообменника «ДЭГ – вода»,

промежуточного подогревателя колонн изготавливают из углероди-

стых сталей с прибавкой на коррозию 3,0-4,0 мм.

Материалы для трубок при использовании ингибиторов (напри-

мер МЭА) – сталь 10 или 20; без ингибитора – сталь 08Х18Н10Т.

Трубные пучки конденсаторов-холодильников, средой которых яв-

ляются растворы ДЭГ, целесообразно выполнять из латуни.

Колонны, емкости, сепараторы, теплообменники блоков подго-

товки, экстракции и вторичной ректификации производятся из угле-

родистых сталей. Материалы для трубопроводов установки платфор-

минга выбираются из тех же соображений, что и для гидроочистки.

8.7. Каталитический крекинг

Оборудование реакторного и регенераторного отделений подвер-

гается сильному коррозионному разрушению (сероводородной кор-

розии) и эрозионному износу при трении катализатора о стенку ап-

парата. Регенератор эксплуатируется в более жестких условиях, так

как температура регенерации (593-677 °С) выше температуры при

крекинге нефтяного сырья в реакторе (468-538 °С).

Корпус реактора изготавливают из стали 16ГС (повышенной

прочности) с защитой от высокотемпературной сероводородной кор-