高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究
高含硫气田集输系统腐蚀及其控制措施研究
一引言高含硫气田是一种常见的气田，在集输过程中，因气田组分的特征而导致设备腐蚀的问题是开采企业关注和研究的重要问题，本文结合自身经验，围绕这一问题谈一下自己的看法，希望给业内人士一些思路和启发。
二、高含硫气田集输系统工艺概述目前，针对高含硫气田开发的防腐问题主要采用的方法包括：采用强耐腐蚀性的管道材质（根据SY0599-2018选择），对焊缝、管件、阀门等进行抗HIC、抗SSC试验评定，对集输系统进行腐蚀监测（在线监测与定期监测），在气田集输过程中注入有机缓蚀剂，安装清管装置并根据管输效率定期清管，管线内、外采取涂层保护措施等。
其中，集输系统的腐蚀监测技术包括腐蚀挂片、电阻探针技术、PCM检测技术、超声波技术、X射线技术等。
采用强耐腐蚀性的管道材质。
在气田输送过程中注入有机缓蚀剂主要通过缓蚀剂的加入类型以及加入量进行配比优化，来实现较好的耐腐蚀效果。
另外，在气田集输系统中安装配套的清管装置，通过确定合理的清管周期对高含硫气田集输系统内的游离水、管壁沉积物质进行清理，延缓管道腐蚀。
集输管道内外侧的腐蚀通常采用防腐涂层的办法，同时进行阴极保护，避免管道外腐蚀加剧。
三、高含硫气田集输系统发生腐蚀原理造成腐蚀的原因主要包括外腐蚀和内腐蚀两方面，不同的方面其腐蚀机理也不相同。
集输系统的外腐蚀主要表现是管道设施当外部发生防腐层的脱落或磨损。
通常情况下，集输管道外表面采用3PE或石油、沥青材料作为防腐层，用于隔绝管道外表面与土壤环境直接接触。
但是因为施工过程中存在质量问题，尤其是管道焊接位置存在防腐层剥离，导致土壤中的水进入到缝隙处，当外界环境存在高压输电设备等强电场环境时，这些管道焊接缝隙处会出现杂散电流，继而引发局部电化学腐蚀现象。
当集输管道在土壤中受力不均衡时，尤其是管道拐弯处存在较大的应力，内外应力不均衡也会加速管道外部腐蚀速率。
集输系统的内腐蚀主要表现是管道壁内壁坑蚀，材质损耗内壁变薄，在管道焊接位置存在腐蚀严重且泄露的现象。
高含硫天然气净化装置腐蚀特征与典型腐蚀案例分析
高含硫天然气净化装置腐蚀特征与典型腐蚀案例分析
裴爱霞
【期刊名称】《炼油技术与工程》
【年(卷),期】2024(54)2
【摘要】相关高含硫天然气净化装置的工程建设、设备制造、材料选型等标准规范较少,多采用或借鉴石油炼制行业标准。
普光气田天然气净化厂自2009年投产至今,因高酸性气体腐蚀,以及酸性气体、制造缺欠、材料缺陷等多因素耦合腐蚀,引发装置设备或设施多次泄漏,成为制约工厂安全、高效、长周期运行的主要问题。
通过统计分析历年异常事件、设备检维修台账、压力容器管道检测台账等,归纳了高含硫净化装置重点腐蚀区域、影响因素、腐蚀机理,得出湿硫化氢腐蚀、高温硫腐蚀、二氧化硫腐蚀、垢下腐蚀为主要腐蚀形式;从区域、类别、诱因等不同角度归纳了腐蚀分布规律,脱硫、硫磺回收系统腐蚀占比达80%以上;重点剖析了基于硫化氢、液硫、制造缺欠等因素的典型腐蚀案例,提出了高含硫天然气净化装置腐蚀防控措施,为同类酸性气田装置、设备腐蚀监检测和防控提供了借鉴。
【总页数】6页(P50-55)
【作者】裴爱霞
【作者单位】中国石化中原油田普光分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE986
【相关文献】
1.高含硫天然气净化装置停工期间设备腐蚀分析
2.高含硫天然气净化装置水冷器腐蚀分析
3.高含硫天然气净化装置胺液冷却器换热管腐蚀失效分析
4.高含硫天然气净化装置在线腐蚀监测系统优化
5.高含硫天然气净化装置的腐蚀与防护
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高含硫天然气净化装置胺液冷却器换热管腐蚀失效分析
由中石化炼化工程集团洛阳技术研发中心、中国石化中原油田普光分公司、中国石化工程建设有限公司、甘肃蓝科石化高新装备股份有限公司合作开发的“高酸性天然气净化装置腐蚀与控制研究”科研项目通过中国石化科技部组织的技术鉴定。专家组一致认为，该项目整体技术达到国际先进水平。针对普光天然气净化装置设备腐蚀特点，该研究明确了S30403和S31603不锈钢分别在酸性气、醇胺溶液工况下服役的氯离子浓度范围；通过对单元大型硫冷凝器的设计、制造、检验的系统研究，研制了大型硫冷凝器；最终形成了涵盖腐蚀判别与评估、腐蚀监检测、工艺防腐与关键参数控制、腐蚀检查和管理等成套腐蚀控制技术方案。该技术成果在中原油田普光分公司进行了工业应用，实现了高酸性天然气净化装置的腐蚀监测与控制，硫冷凝器性能达到国外同类产品水平，保障了装置安全平稳运行，经济效益显著。
2失效原因分析
循环水的腐蚀性与水质、温度、流速等因素有关。其中水质是主要的因素，根据API581-2016下列公式可对10#碳钢在冷却水中的腐蚀速率进行估算：CR＝CRB×Ft×Fv＝0.15×0.8×1＝0.12mm/a（1）根据净化厂循环水质数据估算得到的水侧腐蚀速率值0.12mm/a大于0.075mm/a（GB50050-2007《工业循环冷却水处理设计规范》规定的碳钢水侧腐蚀速率），因此需要采取相关保护措施，如涂层保护。一旦涂层损伤，循环水与基材直接接触，出现冷却水腐蚀，并伴随有腐蚀产物生成，冷却水腐蚀是一种电化学腐蚀，与水接触的涂层破损部位的金属与周围涂层之间存在电位差，构成微观电池导致发生原电池反应，涂层破损部位金属作为阳极发生氧化反应，Fe形成二价阳离子进入溶液中，释放出的电子与水中的氧发生作用，生成氢氧根离子，电极反应如下：阳极反应：Fe→Fe2++2e（2）阴极反应：2H2O+O2+4e→4OH-（3）阳极反应形成的亚铁离子和阴极反应形成的氢氧根离子在距阳极区不远的地方进一步结合形成氢氧化亚铁，在中性和弱碱性条件下，部分亚铁化合物被溶解氧氧化成高铁化合物，如Fe（OH）3、FeOOH等。在上述腐蚀过程中形成的Fe3O4等腐蚀产物在阳极区不远处以沉淀形式析出，形成垢层。阳极反应形成的亚铁离子同时会发生水解，水解反应为：二价铁水解：Fe2++H2O→Fe（OH）2+H+（4）水解导致垢下介质的pH值进一步降低，腐蚀加速，金属的垢下腐蚀反应具有自催化作用。其结果是在涂层破损部位形成的小蚀坑很快就被疏松的腐蚀产物层所覆盖，腐蚀产物逐渐累积，垢下的蚀坑变深，直至最后出现穿孔。
高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究
高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究摘要：近几年，随着国家能源政策的调整，市场对天然气需求逐年增大。
某高含硫天然气净化厂生产调整、装置检维修等原因，导致装置处于停工备用状态，期间设备受到大气中氧、水气及残留物的共同作用，腐蚀较生产运行期间严重，造成设备出现大面积均匀腐蚀或穿孔、设备过早报废、装置开工投用困难等。
该文就停工期间的装置腐蚀问题进行了分析研究，并提出了一系列解决措施。
关键词：高含硫天然气；净化装置；腐蚀特性引言某天然气净化厂共建设6套净化装置及配套设施，每套净化装置由2个系列的脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理和酸水汽提单元组成。
以某气田高含硫天然气为原料，H2S和CO2平均含量分别为14%和8%(v/v)，采用MDEA法脱硫、TEG法脱水、常规克劳斯二级转化法硫磺回收、加氢还原吸收尾气、单塔低压汽提酸水的工艺路线。
1气田净化工艺流程某气田净化厂采用了MDEA法选择性脱硫脱碳、TEG法脱水、常规Claus二级转化法硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理以及酸性水汽提的工艺路线。
脱硫单元选择性脱除高含硫原料气中几乎所有的H2S、CO2及部分有机硫，经脱水单元脱水后，合格净化气外输。
其中脱硫单元产生的酸性气在硫磺回收单元回收为液硫，液硫在储运车间成型后运至硫磺储运系统外销。
尾气处理单元净化硫磺回收单元及酸水汽提单元产生的尾气，然后进入尾气焚烧炉焚烧，产出达到国家环保要求的烟气，通过烟囱排入大气。
联合装置产生的酸性水送至酸性水汽提单元，处理合格后送至循环水厂循环使用。
2腐蚀分析及重点腐蚀部位的确定净化厂的在线腐蚀监测系统采用电感探针实时监测技术，对全厂6套12个系列联合装置进行腐蚀状况的监测。
根据系统反馈的腐蚀速率超标次数，重点腐蚀部位有4个：二级硫冷器E-305入口管线，超标7次；急冷水泵P-401出口管线，超标5次；末级硫冷器E-307出口管线，超标1次；胺液再生塔底重沸器E-104B气相返回管线，超标1次。
高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究
高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究1. 引言1.1 研究背景高含硫天然气是一种常见的天然气资源，但含有高浓度的硫化氢和二硫化碳等硫化物，容易对管道和设备产生腐蚀作用。
随着天然气资源的开发和利用日渐增多，高含硫天然气净化装置的腐蚀问题愈发突出。
腐蚀不仅会导致设备寿命缩短，还可能引发安全事故，造成严重的经济损失和人员伤亡。
对高含硫天然气净化装置腐蚀特性进行深入研究，了解腐蚀机理，探讨腐蚀防护措施，对保障设备运行安全和减少经济损失具有重要意义。
本研究旨在通过实验方法与过程，系统地分析高含硫天然气净化装置的腐蚀特性，探索腐蚀机理，为相关行业提供技术参考和防护措施建议。
通过对实验结果与分析的深入探讨，对腐蚀问题进行全面了解，并在结论部分提出展望和建议，促进相关领域的技术发展和设备安全运行。
1.2 研究目的研究目的是为了深入了解高含硫天然气净化装置腐蚀特性，探讨其腐蚀机理及影响因素，为制定有效的腐蚀防护措施提供科学依据。
通过对其腐蚀情况进行分析和实验研究，可以为相关行业提供技术支持，降低设备腐蚀损失，延长设备使用寿命，保障生产安全和节约成本。
通过研究高含硫天然气装置腐蚀特性，还可以为环境保护和资源利用提供参考，促进我国能源产业的可持续发展。
本研究的目的在于全面了解高含硫天然气净化装置的腐蚀特性，探讨其腐蚀机理和腐蚀防护措施，为相关行业提供技术指导和保障措施。
1.3 研究意义高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究的意义在于深入了解高含硫天然气对装置的腐蚀情况，有助于制定有效的腐蚀防护措施，提高设备的安全性和可靠性。
通过研究腐蚀机理，可以为相关领域的工程技术人员提供重要参考，帮助他们更好地解决高含硫天然气净化装置腐蚀问题。
对于相关企业和单位而言，了解高含硫天然气对设备的腐蚀特性，有助于降低维护成本，延长设备使用寿命，提高生产效率。
对高含硫天然气净化装置腐蚀特性进行研究具有重要的理论和实践意义，对于促进相关行业的发展和进步具有重要的推动作用。
普光气田天然气净化厂脱硫系统腐蚀研究与防护
重， 腐蚀 速率 高 ， 钢 均 匀 腐 蚀 ＋局 部 腐 蚀 ， 锈 钢 碳 不
强 烈 的局部 腐蚀 。在 川 渝 地 区高含 Ｈ： ／ Ｏ Ｓ Ｃ ｚ环 境
下， 由于 Ｈ。 Ｓ含量 较 高（ ～ ７ ） Ｈ Ｓ是腐 蚀 主 ２ Ｏ ，
强度 钢 中或 焊缝 及 其 热影 响 区等 硬 度 较 高 的 区域 。 在 含 Ｈ Ｓ酸 性气 系统 中 ， Ｓ Ｃ主 要 出 现 于 高 强 度 ＳＣ
在 相 同 的温 度下 ， 流 速 的溶 液 会 破坏 金 属表 高
面 的保 护膜导 致设 备 和 管 线腐 蚀 加 剧 ， 尤其 对 管 道 弯 头的腐 蚀影 响最 大 。
应 按 照装 置设计 的溶 液 浓 度 和 酸气 负荷 进 行 操 作 ，
塔 接触 溶 液 部 分 ，其 下 部 的 腐 蚀 会 比上 部 更 严 重
一
些。
３ ２ 再 生 塔 及 重 沸 器 ．
普 光 天 然气 净 化 厂再 生 塔 为填 料 塔 ， 内底 部 塔
不 应 随意 提高 酸气 负荷 。
２ １ 温 度 对 腐 蚀 的 影 响 ．
普 光天然 气净 化厂 的脱 硫装置 采用 的是 双 吸收 板式 塔 ， 吸收 塔 内的操作 温度 为 ３ ～４ ６ Ｏ℃ ， 处 理 在 高 含硫 天然气 的 条件 下 ， 吸收 塔 的腐 蚀 速 率 要 比再
生 塔低 得多 ， 这主 要 是 因 为吸 收 塔 内 的温 度 较 再 生
是 对于 处理 高含 硫 天然 气 的吸 收塔 来 说 ， 部 溶 液 下 的温度 又会 明显 高于上 部溶 液 的温 度 ，因此 在 吸收
含硫天然气对输送管道的腐蚀研究
含硫天然气对输送管道的腐蚀研究【摘要】我国高含硫天然气H2S、CO2含量高，还伴随有大量的天然气水，在后期净化处理过程中腐蚀问题非常突出。
为此，分析了高含硫天然气的腐蚀特征，研究了该类天然气处理在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测等技术，提出在高含硫天然气开发设计时，就应全面引入腐蚀控制设计和腐蚀监测体系，从腐蚀控制技术的集成与优化入手，形成高含硫天然气整体防腐方案，实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理，延长设备的使用寿命，减少设备无故停车时间，提高设备和生产的效率。
【关键词】天然气装置防腐技术研究1土壤腐蚀及其防护普通碳钢材质管道在埋地过程中腐蚀发生的原因比较复杂，总的说来，发生的腐蚀可分为四类：化学腐蚀、电化学腐蚀、杂散电流的腐蚀、微生物引起的腐蚀等。
化学腐蚀是一种全面的腐蚀，其造成的管道外壁变薄是均匀的，因此危害相对较小；而其他几类则易形成局部腐蚀乃至穿孔，危害严重，本文将对此进行详细介绍。
1、土壤腐蚀的种类。
第一，电化学腐蚀。
由于管道所埋土壤各处的物理化学性质不同、碳钢管道各部分的金相结构不同，如晶格缺陷、杂质、内部应力、表面粗糙程度等原因，一部分金属易电离，带正电的金属离子离开金属转移到土壤中，从而该段电子过剩电位变负；而另一部分金属相对不容易电离，电位较正，从而在两段间发生电子流动即发生氧化还原反应。
失去电子的管段成为阳极区，得到电子管段则成为阴极区，并和土壤一起组成回路，形成了电化学电流即腐蚀电流。
该回路的存在导致阳极区的金属离子不断电离而受到腐蚀乃至穿孔。
第二，杂散电流对管道的腐蚀。
由于外界各种电气设备的漏电与接地，在土壤中会形成杂散电流。
杂散电流的一部分又可能流入、流出埋地管线，在电流离开金属管线流入土壤处，金属管道壁产生腐蚀。
其原理类似电化学腐蚀，只不过其速度和程度远大于单纯的电化学腐蚀。
杂散电流又可分为直流电和交流电，根据腐蚀发生原理可知，直流电流的危害最大。
第三，微生物引起的腐蚀。
天然气净化装置腐蚀行为与防护
天然气净化装置腐蚀行为与防护摘要：由于长期以来受到含硫天然气中水汽及二氧化碳、硫化氢等酸性气体的影响，天然气净化装置内壁的腐蚀现象越来越突出，不仅严重影响着天然气净化装置的安全生产，也容易造成环境污染。
通过进行分析发现，天然气净化装置腐蚀问题与温度、溶解酸气负荷以及降解产物等因素存在着密切的关联。
关键词：天然气；净化装置；腐蚀防护对于天然气净化厂而言，即使处理的原料气不同，采用的脱硫溶剂、脱硫工艺种类不同，脱硫装置发生腐蚀较严重的部位也基本相同，主要集中在再生塔塔壁及内部构件、贫富液换热器、高温富液管线、高温贫液管线、重沸器及重沸器半贫液管线等处。
1 天然气净化系统腐蚀特点及类型1.1 天然气净化系统腐蚀特点影响天然气净化系统主要腐蚀因素有酸气，水，MDEA溶液等，其中主要的腐蚀特征如下：酸气腐蚀特征：酸气（H2S-CO2-H2O）腐蚀主要由H2S-H2O和CO2-H2O两种腐蚀机理的综合。
H2S浓度越高，初始腐蚀速度越大，随着反应的进行，腐蚀速率逐渐较小。
其次是CO2引起的腐蚀，腐蚀严重的部位发生在有水的温度较高部位，表现为点蚀和蚀坑。
MDEA溶液对腐蚀影响：（1）随着溶液浓度的增加，单位体积溶液中所吸收的H2S和CO2的量就越多，从而使腐蚀加剧。
（2）热稳定性盐的阴离子很容易取代硫化亚铁上的硫离子，从而破坏致密的硫化亚铁保护层，造成设备和管线的腐蚀。
热稳定性盐在重沸器等高温部位发生分解，生成H+，使Fe与H+发生化学反应，从而造成严重腐蚀。
1.2 天然气净化系统腐蚀类型1）点蚀点蚀一般多高度集中，能够引起少数部位迅速地破坏性穿孔。
诱发点蚀的原因很多，如容器或管道的细微裂缝、金属表面的细微垢粒和其他沉积物等。
在天然气净化厂中，点蚀的敏感性一般随酸性气体分压增高与介质温度上升而增强。
2）均匀腐蚀均匀腐蚀又称全面腐蚀，是最常见的一种腐蚀形态，几乎所有的净化装置都存在此种腐蚀现象。
3）冲刷腐蚀暴露在流动介质环境下的设备，若工艺介质中含有腐蚀性介质，则会发生一般冲刷腐蚀，冲刷腐蚀实质上是由于流体力学因素与腐蚀电化学因素之间的协同效应所致。
天然气净化装置腐蚀行为与防护分析
控制操作本身有一定的积极作用，由于腐蚀的因素比较多，在设备控制中，需要注意的是进行温度的控制，结合当前资料得知，天然气净化设备如果出现腐蚀的现象，温度有一定的促进作用，需要注意的是控制设备的温度，便于降低腐蚀设备的温度。在企业发展的过程中，针对出现的天然气净化等对应问题，在实际操作中需要注意的是规范生产过程，在合理的范围内有效控制酸气负荷和溶液浓度。
1.1天然气净化装置的腐蚀机理
天然气净化装置受到腐蚀的主要因素就是硫化氢和二氧化碳等气体等产生的，腐蚀的形态比较多，主要是全面腐蚀和局部腐蚀等现象，针对具体情况，需要注意的是及时进行对应的机理分析，只有合理进行处理，才能避免金属缺失。装置在应用过程中可能会存在甲醇、水以及乙二醇等，电化反应现象比较严重。
2.天然气净化装置防腐蚀的具体举措
天然气净化装置在应用的过程中受到其他因素的影响，存在不同程度的问题，针对形成的腐蚀现象，需要注意的是及时进行防腐处理。详细的措施如下：
2.1做好设备和材料选择
一般情况下天然气净化设备存在不同程度的腐蚀现象，一般是在金属层，在实际操作的过程中，需要注意的是结合材料的性能和要求等选择合适的设备。在应用阶段，结合腐蚀性材料的具体要求制作天然气净化设备。在初期制作的过程中，不可以应用镀黄铜合金材料，需要采用一些低碳钢的材料，以低合金钢为主。钢都是六级或者更细的高强度镇静钢，在实际应用中合理采用之后，提升了净化设备的防腐蚀性。在各种材料制作的阶段，设计单位需要对其进行热处理，采取合适的温热技术操作，合理的处理之后降低结构的应力。此外在设备应用的过程中，增加设备材料的防腐蚀性点等，掌握腐蚀的位置，利用各种行之有效的措施对设备进行处理，进而提升净化设备的防腐蚀性。
2.2非金属覆盖层方式的处理
高含硫天然气生产设备的腐蚀监测技术研究(罗家寨高含硫研究报告节选)
第五章高含硫天然气生产设备的腐蚀监测技术研究第一节井下油管腐蚀检测技术方案研究一、井下管柱腐蚀检测技术（一）井下管柱腐蚀检测技术调研井下管柱腐蚀检测主要对某一时刻井下管柱的内径、壁厚等参数进行检测，分析当前管柱的腐蚀状况。
目前国外采用多臂井径仪测量油管内径的变化，来实现在不动管柱情况下对井下管柱的腐蚀检测，但这种方式只能反映出油管内壁的腐蚀状况，对外壁的腐蚀状况不能判断。
国外公司也可以利用超声波方式检测油管的壁厚，但这只适用于油、水井，对于气井，由于超声波在气体介质中的衰减很大，目前还无法实施。
对于气井，适合壁厚检测的设备是磁性测厚仪。
在腐蚀检测方面，主要对英国SONDEX公司的多臂井径仪和磁性测厚仪以及EXPRO公司的KINLEY工具进行了调研。
其具体情况如下：1）SONDEX公司的MIT多臂井径仪（1）MIT多臂井径仪工作原理MIT多臂井径仪（MULTI FINGER IMAGING TOOL）利用电缆或钢丝下入井中，一旦工具到达井底，触臂经电动张开，弹簧加载，硬而尖的触臂以较小的受力沿套管或油管内壁向上推。
向上运行过程中，每个触臂的运动传递给一个位置传感器，位置传感器输出的结果数字化后记录到存储器中或直接传到地面；同时通过深度时间记录仪记录井径仪在井筒中运行的速度和时间。
对井径仪测得的内径数据结合深度记录仪记录的速度、时间数据进行分析，就可以知道油管在不同深度处管柱内壁的腐蚀状况。
MIT多臂井径仪根据获取数据方式的不同，可分为地面在线读取式（SRO MIT ：Surface Readout MIT）和存储式（Memory MIT）：SRO MIT可直接将检测数据传到地面通过计算机进行在线显示，其优点在于能够实时反映检测工具在井筒中的检测情况，对某些存在疑问的区域可及时进行重复检测；能够了解检测工具在井下是否正常工作，如发现测量效果不好，可及时起出检测工具进行检修处理，以确保检测结果的有效性。
天然气净化的脱硫装置腐蚀分析研究
- 105 -第8期天然气净化的脱硫装置腐蚀分析研究周巍1，何巧巧2，王洋3（1.唐山冀东油田设计工程有限公司， 河北 唐山 063004）（2.中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司， 四川 成都 610051）（3.吉林吉化建修有限公司， 吉林 吉林 132021）[摘 要] 天然气净化的脱硫装置，因发生腐蚀，影响天然气输送的正常进行。
通过分析脱硫装置腐蚀发生原因，对关键设备进行分析，从影响因素出发，对工艺参数和附加措施等方面相应提出了多种防腐措施，并对关键设备提出防腐操作，以期最大限度地降低脱硫装置腐蚀发生的速率，从而保障天然气净化工艺安全正常运行。
[关键词] 天然气净化；脱硫装置；防腐措施作者简介：周巍（1982—），女，河北廊坊人，2008年毕业于西南石油大学油气储运工程专业，硕士研究生，中级工程师。
长期从事油田地面工程规划设计工作。
在天然气的生产过程中，会产生高浓度的硫化物、CO 2、水汽等，而这些物质在一定温度条件下，经电化学反应，可在进行净化的金属设备内部，产生腐蚀性介质，在长期作用下，将导致金属设备穿孔甚至开裂，不仅影响天然气的正常开采输送，而且天然气的泄漏还会造成重大环保和安全事故，威胁生产人员的人身安全[1]。
所以，在天然气净化装置受到严重腐蚀的情况下，若防腐蚀措施不到位，就会造成严重后果，因此非常有必要对天然气净化装置，尤其是脱硫设备的腐蚀状况及原因和防腐措施进行研究，避免腐蚀状况的发展，及时采取有效措施，保障设备的安全运行，降低由于腐蚀造成的影响。
1 脱硫装置腐蚀影响因素目前对天然气进行净化，在脱硫装置中，采用甲基二乙醇胺（MDEA ）有机溶剂，以吸收天然气中含有的硫化氢和二氧化碳等一些酸性气体，也就是醇胺法，在这个过程中，产生的胺降解等产物，可对设备造成极其严重的腐蚀影响。
（1）温度的影响：在硫化氢和二氧化碳存在的条件下，若温度太低，容易造成积液，会增加腐蚀的发生；而温度太高，对电化学反应的过程起到一个积极的作用，能够促进腐蚀的发生。
含硫天然气脱水装置腐蚀室内实验分析及措施探讨
第27卷第1期2009年2月天 然 气 与 石 油N at uralGas And O ilV o.l 27,N o .1F eb .2009收稿日期:2008 10 29作者简介:张艳玲(1977 ),女,吉林松原人,工程师,工程学士,主要从事天然气工程技术研究工作,电话:(023)67311908。
含硫天然气脱水装置腐蚀室内实验分析及措施探讨张艳玲,李明国,宋 伟,徐 立(中国石油西南油气田分公司重庆气矿,重庆400021)摘 要:随着一些高含硫气井的逐步投产,进入现役脱水装置的天然气气质发生了变化,通过对凉风站H 2S 含量变化前后脱水站检修情况对比,认为H 2S 含量升高后脱水装置甘醇循环、再生系统腐蚀速率增大。
为掌握不同材质在不同运行环境下的腐蚀情况,2006~2007年对重庆气矿8套检修脱水装置进行了现场腐蚀挂片,并在实验室静态模拟脱水装置,测定硫化氢浓度分别为1%,2%,3%,4%和5%时,各种材质的腐蚀速率,提出了装置腐蚀控制措施及装置的整改建议方案。
关键词:脱水装置;腐蚀;室内实验;分析;措施探讨文章编号:1006 5539(2009)01 0036 05文献标识码:B0 前言随着气田开采进入中后期,以及新气田、特别是一些高含硫区块的逐步投产,进入现役脱水装置的天然气气质(主要是H 2S 、CO 2、含水量)发生了变化,这使现役装置的脱水负荷增大,甘醇富液和再生尾气中酸性成分增加,导致脱水装置甘醇循环系统和再生系统腐蚀速率增大。
由于原料气中硫化氢含量的增加,在大修时发现溶液系统的腐蚀比较严重,尤其是高温部分碳钢的腐蚀最为突出,碳钢换热盘管基本上都发生了腐蚀穿孔现象,各套装置在大修时都相继更换成为不锈钢材质的盘管。
根据脱水装置检修、运行情况,实验室静态模拟脱水装置,测定硫化氢浓度分别为1%,2%,3%,4%和5%时各种材质的腐蚀速率,并通过室内实验分析,评价现役脱水装置对天然气中H 2S 含量变化的适应性,提出脱水装置的适应性改造建议方案,最终确保脱水装置稳定运行和气田后续开发的正常进行。
天然气净化装置的腐蚀与防护 胡俊 邹焱川
天然气净化装置的腐蚀与防护胡俊邹焱川天然气在输送过程中，由于受到含硫天然气的影响，净化装置常常面临着腐蚀的问题，导致净化装置的内壁由于受到腐蚀作用而变薄，出现破损、穿孔等现象，这也成为天然气泄漏事故发生的原因，使得天然气的输送安全受到严重的威胁，造成生命财产损失。
因此，天然气净化装置的防护显得尤为重要。
1含硫天然气腐蚀特征分析如果天然气净化装置发生腐蚀，很大程度上会导致设备出现裂缝或穿孔，进而发生天然气泄漏事故，这不仅会污染周边环境，严重时会产生爆炸，威胁人们的生命财产安全，因此，我们必须足够重视装置的腐蚀现象。
经过大量的研究，目前国内外对含硫天然气造成净化装置腐蚀的原因已达成一致认识，现将相关因素归纳如下。
首先，硫化氢是造成各类材料氢致开裂、硫化物应力腐蚀开裂的罪魁祸首；装置中的CO2增大了系统内的酸度，是严重的局部腐蚀的重要诱因；其次，装置中耐腐蚀性很强的镍基合金，受到硫沉积的影响，也出现了严重的腐蚀现象，使局部腐蚀加剧；最后，氯离子破坏了腐蚀产物膜和钝化膜，在高温作用下使装置发生了氯化物应力腐蚀开裂。
但是，以上各因素同时存在时，并发生耦合作用，在各自腐蚀动力学过程的交互影响下，腐蚀机理变得极为复杂，相关的系统研究还有待进行。
2影响天然气净化装置腐蚀的原因温度是影响天然气净化装置腐蚀的原因之一，当环境温度低于水露点时，天然气净化装置管壁就会因此出现积液，造成了天然气净化装置腐蚀。
而且在温度升高并且存在其他条件的情况下，腐蚀反应速率也会因此增加。
因此，在进行天然气净化装置运行的工程中，应对温度进行控制，避免温度低于10℃或高于28℃，温度为20℃时，天然气净化装置对应力腐蚀的敏感程度也会增加。
溶解酸气负荷也是影响腐蚀的原因之一。
若溶解酸气负荷升高，便会影响发泡趋势。
因此要适当对溶解酸气负荷进行降低，为天然气净化装置拦液程度进行缓解。
降解产物也是影响天然气净化装置腐蚀的元素，高温的情况下，二氧化碳、氧以及其他有机化合物均会产生化学反应，进而产生了有害物质，丢失活性成分。
高含硫天然气净化装置腐蚀监测技术有效性评估
对应 的硫酸 露点 温度 ，将 发生 硫酸露 点腐蚀 。吹硫 后期 ，随着温度 的下 降 ，系 统操作 不平稳 ，温度 、压力 、过程气 组分 发生较 大范 围 波动 ，如果 管壁温 度低于 系统压 力所对 应 的水 的露 点温度 ，造成 严 重的湿硫化氢 腐蚀 。 （ ２ ）急冷水泵 出 口管线腐蚀 问题 ：腐蚀现状 ：探针 Ｃ Ｌ 一 ４ ０ ４ ０ １安
２ ２ ５
蔡工案 技术
理 论 研 究
高 含硫天 然气 净化 林 ， 逯辰 源 ， 唐雪 霞 （ 中原 油 田分公 司天然气处理厂 ， 河南 濮阳 ４ ５ ７ １ ６ ２）
摘 要 ：由于腐蚀 带来的各项 问题 日 趋 突出 ， 腐蚀监 测技 术作 为一种 在不影响 系统正常运行的情况下 ， 对管线的腐蚀速度和 桌些与腐蚀速度有 关的参数进行连 续测量 的技 术得 到 了很 快的发展 和应 用。本文将在腐蚀环境较为恶劣 ，腐蚀介质较 为复 杂的环境 下，对腐蚀检测技术 的准确性 和腐蚀监控 的有效性进行分析。 关键词 ：腐蚀监测； 高含硫；应用效果
装在 尾气处理单 元急冷水 泵出 口，管线材 质为碳钢 （ ２ ０ ＃ ） ，监测 介 质为急冷水 。在线 腐蚀监测系统运行期 间该点监测数据频繁 的出现 短 期或长 期的持续 增高现象 。分析原 因如下 ：１ ）该点探针 安装在管 线 底部 ，由于探针处 于该段管线低点 ，系统中产生 的盐类 、腐蚀产 物、 污垢等物质在此 沉积 ，易产生垢下腐蚀 。另外 ，如果上游操作 出现 波 动 ，会造成加氢不足 ，使 反应器出 口产生较多 的 Ｓ Ｏ 并进入 急冷 塔 ， １ 探针与挂片数据对比情况 与水形成亚硫酸 ， 亚硫酸具有很强的腐蚀性 ， 对设备产生严重腐蚀。２ ） 为确定 腐蚀 监测技术的准确性 ，我们在每只探针 的探 头前端加装 对于短期腐蚀 速率 较快的现象 ，原因可能为 ：急冷水 系统发 生的腐 蚀 了腐蚀试验 挂片 ，与探针同时放入 ，同时取 出，以验证探针数 据的准 类型 ＿ 士要 为 Ｓ Ｏ： 一 Ｈ Ｏ腐蚀 。当 Ｐ Ｈ 值 低 于 ６时 ，急 冷 水 对 设 备 和 管 线 确性 。 将 产 生 严 重 腐 蚀 ，具 体 的 腐 蚀 过 程 如 下 ： 进行 了为期两年的检测后 ，我们将探针和挂 片同时取出 ，并对挂 ８ ０２ ＋Ｈ ２ ０ ＞Ｈ ２ Ｓ Ｏ３ 片进 行清 洗、称重和分析 ，并将挂 片数据与探针数 据进 行对 比。 Ｈ２ Ｓ Ｏ３ ＋Ｆｅ —— ＞Ｆｅ Ｓ ｏ ＋Ｈ２ 片清洗前部分监测点挂 片表面 附着流体沉 积物及腐蚀产物 ，部分监测 （ ３ ） 再生 塔底 重 沸器 气 相返 管 线 腐蚀 问题 ：塔底 监 测点 探 点 挂片表面呈现光泽状态 ，清洗后各个监测 点挂 片的均匀腐蚀速率微 针编号为 Ｃ Ｉ 一 １ ０ ５ ０ １ ，安装 在 再 生 塔底 重 沸 器气 相 返 回 口管 线 ，腐 小 。在酸性油气 田设施腐蚀 的众多 因素 中 ，硫化氢 和二 氧化碳是最为 蚀 介 质主 要 为 硫化 氧 、二 氧化 碳 和 ＭＤＥ Ａ，管 线材 质 为 复 合管 材 危 险的腐蚀 因素 。 （ ２ ０ Ｒ＋ ０ ０ Ｃ ｒ １ ７ Ｎｉ １ ４ Ｍｏ ２ ） ，探针 材 质 为 Ｓ Ａ５ １ ６ — ６ ５ ，正常 运 行 温 度 为 １ ２ ８ ｏ ｃ。在线腐 蚀监测 系统该 点出现较快 增长趋势 。分析该点腐 蚀的 ２ 压力管道检测情况 原 因可 能包括 ：１ ） 温度 较高或压力较低 时 ，溶剂吸收 的酸 性气体 自 通过对六套联合检修时压力管道检测结 果汇 总情况分析 ，联合装 胺液 中解析 出来 ，在材 料表面产生 酸腐蚀 。２ ）正常 工况下 ，富 液中 置 重点腐蚀部位中大部分为贫胺液 、酸性气 和酸性 水等介质流经 的管 的酸性 气在再 生塔 内解析 ，返 回管道 内介质 为气相 ，如操作不当 ，解 线 。酸性气管线腐蚀形态多为复合管 剥离 ，分析 原因主要为压力 、温 析反应 发生在重沸器 内 ，解 吸出来 的游 离 Ｈ ｓ 和Ｃ Ｏ。 气体在有液滴的 度 的变化 以及前期制造缺 陷引起 。酸性水管线腐 蚀形态主要为局部减 情况下在返 回管线金属表面发生腐蚀或冲刷。 薄 ，分析原因为 ：酸性水主要来源 为急冷水 ，当加氢不足时 ，反应器 出 口便有较 多的 Ｓ Ｏ 产生并进入 急冷塔 ，使急冷水 的 Ｐ Ｈ值下 降，当 ４ 总 结 Ｐ Ｈ值 低于 ６ 时 ，急冷水 对设备和管 线将产生 严重腐蚀 ，具体 的腐蚀 腐 蚀监测的最大意义在于可 以实时监测装置的整体运行状态 ，及 过程如下 ： 时反 应设备及管线 内介质 当前 的腐蚀程 度。提供与当前设备及管线运 Ｓ Ｏ２ ＋Ｈ２ ｏ一 ＞Ｈ２ Ｓ Ｏ３ 行情 况等有关的管理信息如生产 、维修 计划的决策依据 ，设备的选材 Ｈ２ Ｓ Ｏ３ ＋Ｆｅ 一 ＞Ｆｅ Ｓ ０３ ＋Ｈ２ 依据 等。可以评估腐蚀控制和 防腐技术 的有效性 ，如化学缓蚀剂法 、 此外 ，急冷 水中存在 少量的 Ｓ Ｏ 及 Ｓ Ｏ ． ，不仅本身 是一种酸性 防腐涂层技术等 。并且找 出这些技术 的最佳应用条件 。 腐蚀性离子 ，同时为硫酸盐还原菌 的滋生和繁殖提供了环境 ，导致 系 统内粘泥阜增大 ，加速 了金属腐蚀 。
高含硫天然气净化厂腐蚀规律研究
高含硫天然气净化厂腐蚀规律研究曾德智;商剑峰;龙德才;刘元直;王团亮【摘要】某高含硫天然气净化厂原料气中H2S含量约为14%，CO2含量为8%，年处理量达120×108 m3，因酸性组分含量高、产能负荷大，生产装置和设备面临严峻的腐蚀风险。
针对该净化厂净化工艺特点，采用DG–9500型探针在每个联合的脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理、酸水汽提单位共布置了14个在线腐蚀监测点，通过为期1年的腐蚀监测，得出了各工艺节点的腐蚀程度，并结合腐蚀挂片结果，找出了高含硫天然气净化厂存在的腐蚀薄弱环节。
腐蚀规律分析结果表明，该净化厂腐蚀薄弱环节主要集中在胺液再生系统、硫磺回收冷却系统以及急冷水系统，腐蚀类型主要包括全面腐蚀、局部腐蚀和点蚀。
同时，在线腐蚀监测和腐蚀挂片所得腐蚀速率基本一致，说明采用的在线监测手段能有效地用于监测高含硫净化厂腐蚀状况。
研究成果为高含硫净化厂腐蚀控制提供了重要依据。
%A high-sulfur natural gas purification plant can process 120×108 m3 feed gas,in which the mole fraction of H2S and CO2 reach 14%and 8%,respectively. Production facilities and equipment in the high-sulfur natural gas purification plant are at severe risk of corrosion for the high content of acidic components and large capacity load. Considering the characteristics of the plant,we adopted the inductors(DG–9500)to monitor the corrosionin 14 detection points distributed in desulfurization, dehydration,sulfur recovery,tail gas treatment,sour water stripping unit. Through a one-year corrosion detection,we obtained the degree of corrosion in the process nodes,combined which with the corrosion coupon results,we found the corrosion weak-nesses of this gas purification plant. The results showedthat the corrosion mainly occurred in the amine regeneration system, sulfur recovery systems and chilled water cooling systems. The corrosion types include general corrosion,localized corrosion and pitting. It was also found that the results obtained from inductive probes and corrosion coupons were almost the same, which indicates that the former detective method can be used to monitor the corrosion conditions effectively in the high-sulfur natural gas plants. The research provides an important basis for corrosion detection in the high-sulfur purification plants.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(000)006【总页数】8页(P135-142)【关键词】高含硫气田;净化处理;腐蚀;在线监测;腐蚀挂片【作者】曾德智;商剑峰;龙德才;刘元直;王团亮【作者单位】油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都610500;中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457000;中海福建天然气有限责任公司，福建福州 350000;中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457000;中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457000【正文语种】中文【中图分类】TE988曾德智，商剑峰，龙德才，等．高含硫天然气净化厂腐蚀规律研究[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（6）：135–142．Zeng Dezhi,Shang Jianfeng,Long Decai,et al．The Research on Corrosion in High-Sulfur Gas Purification Plants[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（6）：135–142．随着经济的快速增长，中国对天然气的需求不断提高，而新探明的气田大部分含有H2S，采出的原料气进行脱硫净化处理后方能使用。
高含硫天然气净化厂腐蚀与安全维护系统研发
98石油与天然气化工CHEMICAL ENGINEERING OF OIL & GAS2017高含硫天然气净化厂腐蚀与安全维护系统研发许述剑1柴永新1 刘小辉1 于艳秋2 张晓刚21.中国石化青岛安全工程研究院2.中国石化中原油田普光分公司天然气净化厂摘要针对高含硫天然气净化过程中H 2S 腐蚀和其他危害，借鉴炼化企业防腐蚀管理系统，研 发净化厂腐蚀与安全维护系统，建立设备完整性数据库，开发装置运行监控、腐蚀监测与检测、腐蚀案例统计、介质化验分析、风险检验和设备维护策略等业务模块，综合应用腐蚀评价和风险检验技术，及时掌 握设备H 2S 腐蚀规律和风险等级，并适时修订防腐蚀策略和风险管理策略，从技术层面对设备进行专 业化管理。
关键词高含硫天然气净化腐蚀安全维护系统中图分类号：丁E 986 文献标志码：A D O I ： 10. 3969/j . issn . 1007-3426. 2017. 04. 019Development of the corrosion and security maintenance system forhigh sulfur natural gas purification plantX u S h u jia n 1 , C hai Y o n g x in 1 , L iu X ia o h u i 1 , Y u Y a n q iu 2, Zhang X iaogang 21. S IN O P E C Safety E ngineering Institute , Q ingdao, Shandong, China2. Puguang Branch o f S IN O P E C Zhongyuan O ilfie ld C o m pa ny ，Dazhou ，Sichuan，ChinaA b s tra c t ： Due to the serious H 2S c o rro sio n and o th e r h a za rd s ，the c o rro sio n and s e c u rity m aintenance system fo r h ig h s u lfu r n a tu ra l gas p u rific a tio n p la n t has been stu d ie d re fe rrin g to the re fin e ry a n ti-c o rro s io n m anagem ent s y s te m ，e sta b lish in g the in te g rity database ，and e x p lo itin g the core business m odules ab o u t o p e ra tio n m o n ito r in g , co rro sio n m o n ito rin g and in s p e c tio n , co rro sio n case s ta tis tic s , m e d iu m te st and a n a ly s is , ris k m anagem ent and e q u ipm e n t m aintenance s tra te g y and so o n . T h e co rro sio n e va lu atio n and r is k in sp e ctio n have been applied to p re d ic t H 2S co rro sio n and inspect based on r is k ，and tm e ly revise a n ti-c o rro s io n s tra te g y and ris k m anagem ent s tra te g y . T h e p ro fe ssio n a l tech n ica l m anagem ent has been carried o u t in p u rific a tio n p la n t .K ey w o rd s ： h ig h s u lfu r n a tu ra l g a s , p u rific a tio n , c o rro s io n , s e c u rity , m aintenance system高含硫天然气含有大量H 2S 、C 〇2和气田卤水， 腐蚀环境恶劣，使得开采、集输，特别是净化过程中存 在严重H 2S 腐蚀和其他危害M ，造成设备腐蚀、泄漏 和失效等风险概率高，致使设备管理工作难度大。
高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究
高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究摘要：高含硫天然气是一种常见的天然气，其中的硫化氢和二硫化碳等有毒物质使其具有较强的腐蚀性。
因此，在对高含硫天然气进行净化过程中，需要考虑腐蚀问题。
本文通过对高含硫天然气净化装置腐蚀特性的研究，提出了一些预防和控制腐蚀的方法。
一、概述1、普通钢材硫酸盐腐蚀：在高含硫天然气净化装置中，水在加热过程中会形成硫酸，而硫酸是一种强酸，具有强烈的腐蚀性。
在净化过程中，硫酸会与钢铁材料反应，产生一些硫酸盐，从而引发钢铁材料的腐蚀。
这种腐蚀现象在加热器和换热器中较为常见。
2、气液相接触腐蚀：在高含硫天然气净化装置中，气态流体和液态流体有时会发生接触，形成气液界面。
在这个界面上，气体中的有毒物质如硫化氢和二硫化碳等会与溶解在液态流体中的金属离子发生反应，从而引发腐蚀现象。
3、高速涡流腐蚀：高速涡流是指在管道中，流体由于管道的弯曲或收缩等几何构造造成流道的缩小，从而使局部形成高速涡流。
因为高速涡流附近空气流速快，所以空气中的氧气与涡流中的流体容易发生化学反应，从而引发腐蚀现象。
4、焊缝腐蚀：在高含硫天然气净化装置中，由于焊接不良或钢材中含有其他杂质等原因，容易发生焊缝处的腐蚀现象。
这种腐蚀现象往往在焊接接头附近发生。
为了预防和控制高含硫天然气净化装置的腐蚀，需要采取以下防护措施：1、选用合适的材料：为了防止钢材的硫酸盐腐蚀，必须选用具有耐腐蚀性的材料，如不锈钢等。
2、控制水质：水是硫酸盐腐蚀的主要来源，因此，控制水质是防范腐蚀的关键。
可以采用去离子水等方法，减少水中硫酸和其他离子的含量。
3、采用防腐涂层: 对高含硫天然气净化装置的金属表面进行防腐涂层处理，防止钢铁材料因与硫酸盐等酸性物质反应而腐蚀。
4、增加流速：在管道中增加流速能够使气液界面小，从而减少气液接触，降低腐蚀的风险。
5、定期检查和维护：对高含硫天然气净化装置进行定期检查和维护，及时发现和修复腐蚀部位，防止腐蚀现象进一步扩大和加剧。
分析天然气净化装置腐蚀行为与防护
分析天然气净化装置腐蚀行为与防护发表时间：2019-05-14T09:28:32.887Z 来源：《建筑细部》2018年第21期作者：李全龙1 朱成刚2 高志强3[导读] 希望能为相关人士的工作提供支持，提高净化装置的使用寿命，并提高天然气生产的效率。
1长庆油田分公司第一采气厂第四净化厂陕西西安 7100002长庆油田分公司陇东天然气项目部甘肃庆阳 7450003长庆油田分公司第一采气厂生产运行科陕西西安 710000摘要：我国的石油和天然气都含有较高的硫化氢和二氧化碳，特别是天然气气藏，伴随着大量的天然气水，开采出来以后，需要大量的后期净化工作，在净化工作过程中，天然气中的硫化物对净化装置具有较强的腐蚀行为，会严重影响设备的使用寿命，进而影响到天然气的生产效率。
基于此，本文就简单分析高含硫天然气对净化装置腐蚀的特征，然后详细探讨净化装置预防腐蚀的保护措施，希望能为相关人士的工作提供支持，提高净化装置的使用寿命，并提高天然气生产的效率。
关键词：天然气净化装置；腐蚀行为；防护措施前言：天然气是一种清洁型的能源，在当前我国社会经济发展以及国民生活中具有越来越广泛的应用。
但当前我国的天然气气藏多数都含有较高的硫化物、二氧化碳以及天然气水，这些都严重影响了天然气的质量，增加了天然气的后期净化工作，同时，高硫天然气还会加速净化装置的腐蚀，影响净化装置的使用寿命。
因此，研究天然气净化装置腐蚀行为与防护措施具有十分重要的作用和价值。
一、高硫天然气的腐蚀特征分析目前，世界上对于高硫天然气腐蚀净化装置的研究已经达成了一致的认识：硫化氢是造成各种耐腐蚀合金材料的主要原因，会导致各种抗腐蚀合金材料出现氢致裂变以及硫化物的应力腐蚀，而天然气中的二氧化碳会导致净化装置进一步酸化，从而诱发净化装置内部出现严重的腐蚀，而且净化后产生的元素硫因为大量沉积，会腐蚀原本极为耐腐蚀的镍基合金，而氯元素在高温条件下则能诱发氯化物的应力腐蚀，破坏净化装置的钝化膜和产物膜。
探究H2S对天然气处理设备的腐蚀及相应对策
探究H2S对天然气处理设备的腐蚀及相应对策天然气作为新型资源已经被广泛应用，但在不断开采天然气的过程中，会有很多硫化物会直接进入开采设备中，从而影响了开采设备的正常运行。
本文针对H2S对天然气处理设备的腐蚀进行分析，并且提出几点有效的措施。
标签：H2S；天然气；处理设备；腐蚀天然气处理设备主要是包括了过滤分离器、脱水吸收塔、企业分离器等多种类型，不同的设备其自身的抗腐蚀性能也存在很大的差异，本文针对于设备抗腐蚀提出几点有效的对策。
1 天然气处理设备概述在天然气开采和利用的过程中，正规过程都会伴有一些液体和固体物质，还会在其中含其它的混合气体，这种物质混合在一起进行联合，就会导致天然气处理设备发生腐蚀、损害等情况，还可能堵塞整个天然气仪表管道，严重影响了整个天然气处理工作的平稳运行。
因此为了提高整个天然气处理和运输的质量和水平，更加安全、高效、经济的运送天然气就必须要去除杂质。
要想提高整个天然气处理设备的质量和水平，除了满足天然气用于生产和生活，还需要对其进行脱水处理，从而防止其出现严重的侵蚀情况，因此只有利用H2S对天然气处理设备的腐蚀性进行分析，才能够提高整个天然气设备运行的寿命和时间。
2 H2S的性质和特点H2S又被称为硫化氢，主要是一种可燃性的无色气体，而且其典型的特点是臭鸡蛋味，在空中一般出现爆炸的极限大约为4.5%-45%，其中它的分子量主要是为35，在水中的溶解度会随着温度的不断提高而降低。
在干燥的情况下，H2S 对于整个金属材料具有腐蚀和破坏作用，因此其才具有腐蚀性的特点。
3 H2S对天然气处理设备的腐蚀现阶段H2S对天然气处理设备的腐蚀大致可以包括三种情况，电化学腐蚀、应力开裂、以及氢发裂纹等，这三种情况对于整个设备的腐蚀性各不相同，具体表现如下：3.1 电化学腐蚀在金属电化学腐蚀的过程中，金属很容易和电解质出现电化学反应，从而出现了腐蚀破坏等情况，由于二者之间是阳极和阴极的对立，因此所接触的介质就会变成氧化氢和水，形成为硫化氢溶液，从而减轻电化学腐蚀情况。
高含硫天然气净化厂控制室腐蚀防护与控制
设针技术石油化工设计Petrochemical Design2017,34(3) 1高含硫天然气净化厂控制室腐蚀防护与控制张文斌(中国石油化工股份有限公司中原油田普光分公司，四川达州635000)摘要：普光气田天然气净化厂生产环境处于涉硫区域，各生产单元控制室电仪系统腐蚀风险较高，经 过长时间运行，操作人员发现，第二和第三台控制室的工控机、板卡、模块腐蚀现象最为严重，对腐蚀产物 的实验分析证明，主要腐蚀介质为：S和S〇2%为有效保证天然气净化厂的安全生产，保障员工身体健康，净化厂开展涉硫区域腐蚀防护与控制的技术研发，主要阐述了控制室电仪系统腐蚀防护和腐蚀控制的两种方法。
关键词：高含硫控制室腐蚀防护腐蚀控制d oi：10. 3969/j.iss n.1005 - 8168.2017.03.001普光气田天然气净化厂是中国建设投产的第 一个百亿立方米级的高含硫净化厂，处理来自四 川东北部普光气田的高含硫、含碳天然气，原料气 中：S平均含量为14% (体积分数，下同），C〇2平均含量8%左右，经过净化处理生产合格的天然 气与硫磺。
该厂设计总处理原料气120亿m3/a，生产优等品工业硫磺24万t/a，居亚洲第一，世界 第二。
净化厂投运以来，3台硫磺装车系统控制室、硫磺储运区域控制室、第4、5和6联合装置工程 师站控制室相继出现计算机系统模块受腐蚀损坏 的现象，尤其是硫磺储运区域控制室内的工控机 和控制系统的各类模块腐蚀现象最为严重，半年 时间更换了 7块工控机主板和近40块硬盘，严重 威胁到净化厂硫磺储运系统的安全运行。
1腐蚀原因为保证控制室的电仪系统能够良好的工作，并避免装置区产生的有害气体及腐蚀性介质对电 仪系统产生影响，同时尽可能的延长设备的使用 寿命。
根据SH3004—1999《石油化工米暖通风与 空气调节设计规范》给出控制室环境要求，温度：夏季（26 ±2)F，冬季（20 ±2)F*相对湿度：50%。
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高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究
发表时间：2020-03-25T09:23:00.303Z 来源：《工程管理前沿》2020年1期作者：岳森
[导读] 近几年，随着国家能源政策的调整，市场对天然气需求逐年增大
摘要：近几年，随着国家能源政策的调整，市场对天然气需求逐年增大。
某高含硫天然气净化厂生产调整、装置检维修等原因，导致装置处于停工备用状态，期间设备受到大气中氧、水气及残留物的共同作用，腐蚀较生产运行期间严重，造成设备出现大面积均匀腐蚀或穿孔、设备过早报废、装置开工投用困难等。
该文就停工期间的装置腐蚀问题进行了分析研究，并提出了一系列解决措施。
关键词：高含硫天然气；净化装置；腐蚀特性
引言
某天然气净化厂共建设6套净化装置及配套设施，每套净化装置由2个系列的脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理和酸水汽提单元组成。
以某气田高含硫天然气为原料，H2S和CO2平均含量分别为14%和8%(v/v)，采用MDEA法脱硫、TEG法脱水、常规克劳斯二级转化法硫磺回收、加氢还原吸收尾气、单塔低压汽提酸水的工艺路线。
1气田净化工艺流程
某气田净化厂采用了MDEA法选择性脱硫脱碳、TEG法脱水、常规Claus二级转化法硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理以及酸性水汽提的工艺路线。
脱硫单元选择性脱除高含硫原料气中几乎所有的H2S、CO2及部分有机硫，经脱水单元脱水后，合格净化气外输。
其中脱硫单元产生的酸性气在硫磺回收单元回收为液硫，液硫在储运车间成型后运至硫磺储运系统外销。
尾气处理单元净化硫磺回收单元及酸水汽提单元产生的尾气，然后进入尾气焚烧炉焚烧，产出达到国家环保要求的烟气，通过烟囱排入大气。
联合装置产生的酸性水送至酸性水汽提单元，处理合格后送至循环水厂循环使用。
2腐蚀分析及重点腐蚀部位的确定
净化厂的在线腐蚀监测系统采用电感探针实时监测技术，对全厂6套12个系列联合装置进行腐蚀状况的监测。
根据系统反馈的腐蚀速率超标次数，重点腐蚀部位有4个：二级硫冷器E-305入口管线，超标7次；急冷水泵P-401出口管线，超标5次；末级硫冷器E-307出口管线，超标1次；胺液再生塔底重沸器E-104B气相返回管线，超标1次。
3腐蚀原因分析
3.1大气腐蚀
停工备用期间，设备内部残留的水、氧及硫化物等杂质的含量和种类、温度等是设备内部腐蚀的主要因素。
在常温无水的条件下，温度对氧化作用极为缓慢，而湿度对大气腐蚀作用最大，直接影响了金属表面上液膜的形成及保持时间。
在极度干燥的大气条件下，即便存在硫化物，腐蚀也会很快变慢并趋于停止;在潮湿的环境中，空气中的水与腐蚀产物以及表面沉积物凝结成水膜，形成了有一定电导和腐蚀性的电解质溶液，加速了电化学反应，而清洁的金属表面也会凝结一层厚度在0．1～1μm的水膜。
存在较大温差时，设备内部处于干湿交替状态，金属锈层会进一步加速腐蚀。
在潮湿状态时，锈层与溶解氧一起作为阴极去极化剂。
3Fe2O3+H2O+2e→ 2Fe3O4+2OH－
在干燥状态时，由于氧含量大，Fe3O4又能被重新氧化。
4Fe3O4+O2→ 6Fe2O3
因此，带锈层的金属加速腐蚀。
在潮湿的大气中，金属表面形成的水膜较厚(1μm～1mm)，更容易进行阳极反应，腐蚀过程由阴极过程控制，氧的扩散速度是主要的控制步骤。
无论在溶液中还是在不同厚度的薄膜中，氧的还原反应都是容易进行的。
3.2细菌腐蚀
装置停工期间存在的细菌按呼吸类型分成:好氧腐蚀菌和厌氧腐蚀菌。
好氧腐蚀菌主要为硫氧化细菌、铁细菌和一些异氧菌等;厌氧腐蚀菌主要为硫酸盐还原菌。
硫氧化细菌在无氧及多氧环境下不能生长，一般生活在氧与还原态硫同时存在的微好氧环境中，能够氧化硫化物产生强酸，含H2S时大量繁殖，在局部区域能氧化生成体积分数为10%的硫酸，使pH值降为1.0～1.4，对设备管线造成严重腐蚀。
硫酸盐还原菌(简称SRB)分布于氮气保护下的厌氧环境，能够将SO2－4还原、降解有机物获取能量，产生H2S造成严重腐蚀。
4的防腐蚀措施分析
4.1缓蚀剂的添加
在保护含硫天然气输送管道的时候，除了使用物理保护方法还可以使用化学保护方法。
其中一个较好的保护方法就是缓蚀剂的添加。
将缓蚀剂在含硫天然气输送过程中进行添加，并且保护效果也比较好。
缓蚀剂主要有两种使用方法，分别是加注和批处理。
首先在含硫天然气输送中，对缓蚀剂的添加要和水分的含量成正比，每升水对缓蚀剂的加注量一定要按照一定标准进行，如果水分含量不能有效保持稳定，那么对缓蚀剂的加注要根据天然气的输送量进行，例如每立方的天然气加重0.1到0.5升的缓蚀剂。
另外，还可以对管道进行批处理，对管道防腐蚀的批处理是根据季度完成的，批处理的实施原理和管道保护膜添加原理相似，这种方法可以进一步增强含硫天然气输送管道的抗腐蚀能力。
4.2利用电化学腐蚀措施
通过腐蚀原理可知，含硫天然气在电化学的基础上对输送管道产生腐蚀，可见将电化学腐蚀措施使用在输送管道中，可以有效的降低输送管道受腐蚀性。
目前我国电化学腐蚀措施中常用的方法就是阴极保护法，该方法的主要原理就是在电化学变化的基础上，牺牲阳极，使输送管道中某个金属材料一端的电势更低，将其作为牺牲体，从而在管道中产生腐蚀性电化学反应，从而在管材电势更高的一端聚集更多的电子，对输送管道有更好的保护。
这种措施可以使管道受长时间的抗腐蚀保护，不需要多次对输送管道进行管理与防护，保护范围和抗干扰能力也更广更强。
目前在含硫天然气输送管道防腐蚀管理中，该方法具有较广的使用。
4.3脱硫系统单个容器和塔顶破沫网部分
1）再生塔顶回流罐的清洗：清洗设备泵出口通过排污阀后法兰，连接管线至清洗槽。
将清洗剂溶液打入，装满后浸泡（因罐顶部无放空，上半部分又无液位计，故在装液时应防止清洗液由顶部管线窜至其他部位）。
2）天然气进料过滤分离器、天然气进料聚结分离器的清洗：更换过滤器滤芯，加强原料气过滤效果，加强原料气过滤排液。
过滤器是天然气调压橇必备设备，其作用是保障流量计等设备的正常
使用并确保其计量精度。
在滤芯的失效形式中最常见的为堵塞失效，即污物微粒堵塞了滤芯滤材中的微孔结构而产生的失效。
由于滤芯的特殊结构形式，使用常规机械清洗与压力吹洗无法达到良好的清洗效果甚至会损坏滤芯。
滤芯一旦失效，目前普遍做法就是更换滤芯。
3）再生塔底重沸器的清洗：循环清洗，由再生塔底重沸器流出，充满后由再生塔底重沸器底部排污阀后法兰连接管线至清洗槽，然后由再生塔底排污管线打至再生塔底进行循环清洗，循环冲洗，增加冲洗清洁情况，达到清洗水清澈为合格说明。
其次还可采用管束抽芯冲洗(机械冲洗)。
4）胺液回收罐的清洗：加药浸泡，对回收罐进行清淤作业。
保证所采样品是循环的、瞬时的，且不需清洗采样器，如果必须清洗采样器，则由采样人员自行处置并将清洗后的废液倒入污油网收罐。
5）顶部破沫网部分的清洗：顶部破沫网部分在打开上部人孔时使用喷枪进行冲洗。
采用钝化清洗法对装备进行防腐处理，各容器清洗完成后，打开人孔无硫化氢及臭味，器壁及内部构件无污染，设备内部呈现设备本色，取得了良好的清洗效果。
6）检修完成后，在开工前，对脱硫单元循环冲洗和塔器的冲洗作业。
结束语
本文对高含硫天然气净化装置的腐蚀情况进行了分析研究，取得的相关数据可为设备腐蚀问题的解决提供参考，并在经济性和安全性上提升设备的性能。
参考文献
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[2]金涛.高含硫天然气净化装置检修污水控制优化[J].化工管理,2019(17):77-78.。