что такое углекислотная коррозия

Коррозия под действием угольной кислоты

1554284047 f89

Следует отметить, что в условиях, которые реализуются при переработке нефти и газа, опасен только влажный CO2. Сухой диоксид углерода (влажность менее 60%) коррозии не вызывает.

Характер поражения оборудования под воздействием угольной кислоты — общая и язвенная коррозия.

Механизм и интенсивность развития поражения зависят от многих факторов, в том числе от парциального давления CO2 в среде, температуры и значения pH среды.

В средах, содержащих угольную кислоту, при отсутствии кислорода наряду с ионами водорода (гидроксония) катодными деполяризаторами могут служить молекулы угольной кислоты, гидрокарбонат-ионы и сам диоксид углерода. При высоком насыщении среды диоксидом углерода (высокое парциальное давление CO2) в водных средах с рН 7 возможно восстановление молекул воды с последующим взаимодействием образовавшихся гидроксид-ионов с гидрокарбонат-ионами:

1554284050 f92

1554283981 r22

Язвенный характер коррозионных поражений в средах, содержащих угольную кислоту, как правило, объясняют наличием в продуктах коррозии наряду с плохо растворимыми карбонатом и гидроксидом железа хорошо растворимого гидрокарбоната железа. Последний преимущественно появляется на участках поверхности, омываемых средой с избытком диоксида углерода (угольной кислоты).

Следующим фактором, оказывающим существенное влияние на скорость коррозии в углекислотных средах, является температура. Влияние ее на коррозионный процесс неоднозначно. С одной стороны, скорость коррозии любой химической реакции, в том числе и процессов, лежащих в основе коррозии, возрастает с понижением температуры. С другой стороны, с повышением температуры среды снижается растворимость в ней CO2. Поэтому зависимость скорости коррозии в углекислотных средах от температуры имеет экстремальный характер (рис. 3.23).

Источник

Коррозия

97536f7862b97a32bf5bc2a0ae701a96 Коррозия вызывается, главным образом, наличием в паре кислорода (02) и двуокиси углерода (CO2).

Кислородная коррозия проявляется в образовании поеданий в форме отверстий или углублений и происходит когда конденсат собирается в ёмкости под атмосферным давлением. До тех пор, пока резервуар находится под давлением паровой подушки, в него не проникает кислород. Если в резервуар попадает доохлажденный конденсат, то через воздушный клапан в него начинает поступать наружный воздух. Далее в этой главе будет описано, каким способом можно избежать попадание кислорода в конденсатную ёмкость.

Углекислотная коррозия конденсатных систем имеет место прежде всего там, где в процессе подготовки питательной воды используются только установки умягчения. В питательной воде присутствуют соединения, образующие углекислоту, а именно свободный углекислый газ (CO2) из окружающего воздуха и связанная в воде углекислота (H2CO3). Свободный углекислый газ удаляется в деаэраторе. Связанная углекислота сначала расщепляется в котле при высокой температуре на углекислый газ и воду. Углекислый газ вместе с паром подаётся потребителю, после чего попадает в конденсат. При этом показатель pH может уменьшаться до значения ниже 4.

Коррозия происходит особенно активно в местах охлаждения и продувки конденсата. Углекислотная коррозия проявляется на дне трубопроводов или аппаратов в форме пятен или её равномерного распределения по площади. Для предотвращения углекислотной коррозии часто применяют дозирование (нейтрализующих) химикалиев, увеличивающих значение pH. Также, для образования защитного слоя в конденсатной сети, дозируются амины. Амины вводятся только по необходимости в проточные части конденсатной системы.

Применение выше приведённых методов иногда приводит к неприятным последствиям, как то наличие механических включений, например отслоившейся старой ржавчины, которая, в свою очередь, забивает фильтры и арматуру. При использовании аминов необходимо следовать предписаниям поставщика.

Отслаивание ржавчины также наступает при переводе системы подготовки питательной воды с простого умягчения на полное обессоливание.

Для паро-конденсатных систем, которые работают по временной схеме с периодическим выводом из работы, напр. на выходные дни, рекомендуется нижние точки системы оснастить оборудованием опорожнения.

Источник: «Рекомендации по применению оборудования ARI. Практическое руководство по пару и конденсату. Требования и условия безопасной эксплуатации. Изд. ARI-Armaturen GmbH & Co. KG 2010»

Источник

Защита от коррозии, вызванной углекислым газом

204e513cef1b327bfcc354b0f1f82388

Дата публикации: 13.07.2017

Читайте также:  что такое солд аут в музыке

Статья просмотрена: 2357 раз

Библиографическое описание:

Маматов, Ж. Р. Защита от коррозии, вызванной углекислым газом / Ж. Р. Маматов, Н. Б. Рахимов, Н. О. Каландаров. — Текст : непосредственный // Техника. Технологии. Инженерия. — 2017. — № 4 (6). — С. 27-31. — URL: https://moluch.ru/th/8/archive/68/2259/ (дата обращения: 26.11.2021).

Углекислый газ (CO2) — естественный компонент атмосферного воздуха, содержание его в атмосфере составляет около 0,04 %. Растворимость CO2 в воде более чем в 200 раз превышает растворимость кислорода и процессы атмосферной коррозии всегда протекают с некоторым участием углекислого газа. Однако результатам теоретических и практических коррозионных исследований более полувека назад было установлено, что роль кислорода в процессах атмосферной коррозии несоизмеримо выше, чем CO2 вследствие различий окислительных способностей и парциальных давлений этих газов. Кроме того, CO2, растворяясь в воде, способен образовывать с некоторыми металлами инертные карбонаты, дающие защитными антикоррозийными свойствами.

Ситуация резко изменилась с началом разработки глубоко залегающих газоконденсатных месторождений с пластовыми температурами 40÷80 0 С, давлениями до 35 МПа содержанием CO2 в газе до при незначительных концентрациях H2S. При обустройстве месторождений были применены напорные герметизированные системы сбора нефти и газа, исключавшие попадание в них значительных количеств кислорода воздуха. Углекислый газ, таким образом, являлся главным коррозийным компонентом газовой фазы продукции скважин. Из-за высоких парциальных давлений CO2 добываемый из скважин водный конденсат представлял собой крепкий раствор угольной кислоты pH=4÷5,5. Накопление водного конденсата в муфтовых зазорах насосно-компрессорных труб приводило к катастрофически быстрому их разрушению. Глубина проникновения локальной коррозии достигала 7÷8 мм/год. Впервые углекислотная коррозия вылилась в проблему, без решения которой было невозможно обеспечить нормальную эксплуатацию скважин и трубопроводов.

Таким образом, в нефтегазодобывающей промышленности можно выделить два типа систем, где коррозия обусловлена присутствием углекислоты:

‒ С высокими парциальными давлениями CO2;

‒ С низкими парциальными давлениями CO2.

В обоих случаях коррозия обусловлена наличием минерализованной водной фазы и растворенной в ней углекислоты, поэтому рассмотрим подробнее процесс растворения CO2 в водных средах.

Защиту трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами и термином трубопроводы будем обозначать следующий объекты:

‒ Трубопроводы нефтяных месторождений, транспортирующие обводненную нефть от кустов скважин до пунктов сбора, дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, установок предварительного сбора воды, кустовых сборных пунктов;

‒ Межпромысловые трубопроводы, транспортирующие обводненную нефть от одних пунктов сбора до других;

‒ Трубопроводы, транспортирующие обводненную и частично подготовленную нефть от пунктов сбора до товарных парков.

Задача организации эффективной защиты трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами состоит в том, чтобы в перекачиваемой по трубопроводу жидкости создать и поддерживать концентрацию ингибитора коррозии не ниже Си.р.и.р.— концентрация данного ингибитора коррозии в жидкости).

Технология защиты трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами коррозии состоит всего из двух операций:

‒ выбор ингибитора коррозии (в том числе и его типа — водорастворимого, вододиспергируемого, нефтерастворимого) и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект;

‒ подача ингибитора коррозии тем или иным способом в защищаемые трубопроводы.

Для эффективной защиты трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами важнейшим моментом является правильный выбор ингибитора в зависимости от структуры газожидкостного потока, существующей в защищаемом трубопроводе. Даже абсолютная величина Си.р. в большой степени зависит от того, несколько данный ингибитор коррозии подходит к структуре газожидкостного потока. Например, при защите от внутренней коррозии протяженного трубопровода, транспортирующего обводненную нефть, в котором структура газожидкостного потока соответствует одному из рис 1. а-г (то есть происходит отделение воды в отдельную фазу) водорастворимым ингибиторам коррозии, Си.р. для высокоэффективных реагентов составит 15÷30 г/т. Если для защиты такого трубопровода выбран вододиспергируемый реагент, то Си.р. будет в 2–10 раз выше, а при использовании нефтерастворимого ингибитора коррозии добиться эффективной защиты по всей длине трубопровода, скорее всего, вообще не удастся.

Читайте также:  сделала тест на беременность вторая полоска еле заметна что это значит

2259.001

Рис. 1. Структуры газожидкостных поток в горизонтальных газопроводах

Поэтому при организации защиты трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами коррозии первым шагом является хотя бы приблизительное определение структуры газожидкостного потока, существующей в этих трубопроводах. Важно выяснит, происходит на каком-либо участке трубопровода выделение воды в отдельную фазу или нет. Для этого можно использовать как расчетные методы, так и прямые измерения: послойный (каждый 5–10 см) отбор проб жидкости из трубопровода с помощью пробоотборных устройств. Если в пробах с различных уровней содержится только эмульсия и газ, то отделения воды в отдельную фазу не происходит. Место отбора проб следует выбирать там, где отделение воды в отдельную фазу наиболее вероятно — на пониженных участках трасса трубопровода. Отбор проб желательно производить в период минимального, в пределах средней технологической загрузки трубопровода, расхода жидкости. Общие рекомендации по выбору типа ингибитора коррозии в зависимости от структуры газожидкостного потока, существующей в защищаемом трубопроводе. Часто бывает так, что на начальном участке телескопического трубопровода, уложенного из труб малого диаметра (114 или 169 мм), структура газожидкостного потока соответствует одному из рис 1. д-з и отделения воды в отдельную фазу не происходит. Далее, по мере подключения к этом трубопроводу трубопроводов от других кустов скважин и увеличения диаметра трубы до 325, 426, или 530 мм, структура газожидкостного потока изменяется и вода выделяется в отдельную фазу. При защите такого трубопровода от внутренней коррозии наилучшие результаты даст использование двух различных ингибиторов — нефтерастворимого для начального участка и водорастворимого для участков, где происходит отделение воды в отдельную фазу. Точки подачи ингибиторов коррозии в трубопроводы должны быть соответственно разнесены по длине трубопровода, а ингибитора должны быть совместимы между собой то есть нефтерастворимый ингибитор не должен ухудшать защитные свойства водорастворимого (или вододиспергируемого) ингибитора. Идеальный случай — ингибиторы должны давать синергетический эффект.

Источник

Коррозия оборудования

Главными причинами снижения ресурса практически всех видов нефтеперерабатывающего оборудования являются коррозионные повреждения и их эрозионно-механический износ.

В нефтегазовой промышленности коррозия является огромной проблемой, как и для любой другой отрасли.

Широкий спектр условий среды, свойственный нефтегазовой индустрии, делает необходимым разумный и экономически эффективный подбор материалов и мер по борьбе с коррозией. Поломки оборудования, вызванные коррозией, составляют 25% всех аварий в нефтегазовой промышленности. Более половины из них связаны со сладкими (CO2) и кислыми (H2S) рабочими жидкостями.

Присутствие диоксида серы и сероводорода в производимых жидкостях и кислорода во впрыскиваемой морской воде являются основными источниками коррозии в нефтегазовой промышленности.

industrial monument 1700704 960 720

Углекислотная коррозия

Данный вид коррозии – самый распространенный при влажном производстве. Он является причиной более 60% аварий. Впрыск диоксида углерода (CO2) является одним из способов извлечения нефти, которую невозможно извлечь при помощи обычных (первичных или вторичных) технологий. CO2 присутствует в полученной жидкости.

Несмотря на то, что сам по себе он не вызывает катастрофических ситуаций, подобно сероводороду, диоксид углерода может привести к очень быстрой локализованной коррозии (мезакоррозии).

Сухой газ CO2 сам по себе не вызывает коррозии при температурах, преобладающих в нефтегазовой промышленности, его требуется растворить в водной фазе. Только так он может способствовать электрохимической реакции между водной фазой и сталью. Диоксид углерода хорошо растворим в воде и солевых растворах. Однако следует иметь в виду, что в углеводах он обладает еще лучшей растворимостью – обычно, в пропорции 3:1. Растворяясь в воде CO2, образует угольную кислоту – слабую, по сравнению с другими неорганическими кислотами и не полностью диссоциирующую:

CO2 + H2O = H + HCO3 = H2CO3

Коррозия сернистой нефтью

представляет собой более серьезную из проблему связанных с нефтегазовой промышленностью. Если в случае углекислотной коррозии речь идет о медленной локализованной потере металла, то коррозия сернистой нефтью может привести к формированию трещин. Эти повреждения трудно заметить на ранней стадии и начать внимательно следить за ними, а потому они могут привести к катастрофической и – вполне возможно – опасной аварии. Таким образом, первостепенной задачей является обнаружение риска на стадии разработки и выбор материалов, не склонных к образованию трещин, а не контроль над ситуацией при помощи ингибиторов коррозии.

Читайте также:  когда попал в трудную жизненную ситуацию с кредитами что делать

143wer

Кислородная коррозия в морской воде

Обычный тип коррозии, которому подвержены в основном области с высокой степенью турбулентности, высокими скоростями, щели и поврежденные области. Углеродистая сталь успешно используется в системах впрыска воды, если качество воды поддерживается на определенном уровне.

Но в этих системах может также происходить серьезная коррозия, требующая частого и, зачастую непредвиденного ремонта. Наносимый ущерб во многом зависит от концентрации в воде кислорода и хлора и скорости потока. При этом растворенный в проходящей через систему воде кислород, вне всякого сомнения вызывает больше ущерба чем все остальные факторы.

Для строительства транспортного оборудования, такого как трубопроводы, в нефтегазовой промышленности продолжают использоваться углеродистые и низколегированные стали. Это происходят в силу их универсальности, доступности, механических свойств и стоимости. Тем не менее, способность этих сталей противостоять коррозии при контакте с нефтепродуктами и морской водой недостаточна и является одним из основных источников проблем.

Углеродистая сталь тем не менее, в силу низких начальных капитальных затрат, до сих пор является предпочитаемым материалом для длинных экспортных трубопроводов большого диаметра.

Несмотря на относительно высокую цену, сплав с 13% хрома стал стандартным материалом, применяемым для внутрискважинной техники, во избежание обусловленных углекислотной коррозией проблем. Кроме того, устойчивые к коррозии сплавы стали важным материалом и для оборудования для переработки, в особенности, если говорить о шельфовых предприятиях. Промежуточный вариант между устойчивыми сплавами и углеродистой сталью в сочетании с ингибиторами коррозии это углеродистая сталь, покрытая тонким слоем устойчивого к коррозии сплава. Эта техника часто используется в местах с высокой скоростью жидкости, таких, как развилки и изгибы.

Коррозия может приводить к серьезным убыткам, производственным рискам, потере продукции, представляет угрозу безопасности.

Источник

Защита от углекислотной коррозии

Одна из важнейших задач эксплуатации тепловых сетей является защита от коррозии. В тепловых сетях имеют место два вида коррозии: внешняя и внутренняя.

Основной причиной появления внутренней коррозии является присутствие в сетевой воде растворенного кислорода. Скорость протекания кислородной коррозии зависит от концентрации кислорода и скорости диффузии его к поверхности металла. Чем больше растворено кислорода и выше температура теплоносителя, тем интенсивнее протекают процессы коррозии в трубопроводах тепловых сетей.

Методы борьбы с кислородной коррозией в настоящее время проработаны достаточно хорошо и сравнительно легко осуществимы в условиях эксплуатации оборудования тепловых источников и тепловых сетей. Для предупреждения внутренней коррозии трубопроводов тепловых сетей необходимо ликвидировать все места подсоса через сальниковые уплотнения сетевых насосов и производить подпитку только деаэрированной водой.

Рассмотрим подробнее причины возникновения данного явления и меры устранения СО2 в сетевой воде системы закрытой системы отопления. Хим.очищенная вода, проходящая фильтры ХВО содержит растворимую в воде соль NAHCO3 попадает в барабан парового котла, где под действием высокой температуры разлагается, с образованием щелочи и углекислого газа NAHCO3 → NAOH + CO, при этом щелочь остается в котловой воде, а СО2 летит с паром. В барабане парового котла хим.очищенная вода имеет щелочную среду а пар – кислую, а при конденсации в струйном аппарате происходит растворение СО2 с образованием угольной кислоты Н2СО3.

Согласно норме ПТЭ в сетевой воде углекислота должна отсутствовать. Для связывания углекислоты в сетевой воде системы отопления существует два простых способа:

Источник

Рейтинг
( Пока оценок нет )
Праздники по дням и их значения
Adblock
detector