Выбор материалов для газового оборудования должен учитывать специфику влияния различных внешних факторов на их коррозионную стойкость (содержание H2S, СО2, Сl_, pH среды, влажность и температуру газа, общее давление, скорость движения газов, наличие ингибитора), а также быть экономически обоснован [19].
Углеродистые и низколегированные стали, отвечающие требованию стойкости к сероводородному растрескиванию, подвергаются значительной общей коррозии. Кроме того, применение сталей этого класса в средах с парциальным давлением сероводорода > 0,0003 МПа ограничено пределом прочности 760 МПа и твердостью HRc 22.
Многочисленные исследования коррозионной стойкости углеродистых и низколегированных сталей в условиях работы установок подготовки cероводородсодержащего газа и в лабораторных условиях, имитирующих рабочие среды, показали, что скорость коррозии при определенных условиях может превышать 0,5 мм/год, а в некоторых случаях, учитывая язвенный характер коррозии, достигать 2 мм/год и более [2, 16—18]. Таким образом, высокая скорость коррозии углеродистых и низколегированных сталей исключает возможность их применения в качестве конструкционных материалов оборудования установок первичной комплексной подготовки агрессивного природного газа без специальных антикоррозионных мероприятий (введение ингибиторов, осушка газа, нанесение защитных покрытий, применение коррозионно-стойких сталей и сплавов).
Более высокой коррозионной стойкостью характеризуются нержавеющие стали и сплавы, содержащие более 12 % хрома. Однако следует иметь в виду, что они подвергаются питтингу и щелевой коррозии, особенно в присутствии хлоридов и высоких температур. Хромистые нержавеющие стали мартенситного класса с 13% хрома могут успешно применяться в средах с низким содержанием сероводорода, при его парциальном давлении <0,0005 МПа [20]. Эти стали рекомендуется термически обрабатывать путем закалки и двойного отпуска при температуре не ниже 621 °С до твердости HRc не более 22. Некоторые чисто хромистые мартенситные стали после соответствующей термической обработки могут удовлетворительно эксплуатироваться и при несколько больших значениях твердости. Это относится также к некоторым маркам дисперсионно-твердеющих нержавеющих сталей.
Аустенитные хромоникелевые стали типа 18 % Сr — 10 % Ni имеют более высокую стойкость к сероводородному растрескиванию под напряжением, но более низкие прочностные свойства. Кроме того, в присутствии хлоридов при температурах выше 60 С они подвержены питтингообразованию и хлоридно-сероводородному коррозионному растрескиванию.
Стали аустенитно-ферритного класса, содержащие 22—28 % хрома и 5—7 % никеля, характеризуются более высокой стойкостью к хлоридному растрескиванию по сравнению со сталями аустенитного класса типа 18% Сг — 10% Ni и 17% Сг — 13 % Ni—3% Мо, однако, как и другие высокопрочные материалы, в присутствии сероводорода могут подвергаться сероводородному коррозионному растрескиванию. К двухфазным сталям, рекомендуемым за рубежом для применения в среде сероводорода, относятся марки валлурек 125VS522, сандвик SAF 22-05, саникро 28, маннесман-22 и др.
Высоколегированные аустенитные нержавеющие стали, содержащие 20—30 % хрома и 20—35 % никеля, выгодно отличаются от всех других нержавеющих сталей сочетанием высокой коррозионной стойкости и прочности. Они обладают удовлетворительной технологичностью (подвергаются холодной обработке). Их применение ограничено высокой стоимостью и содержанием дефицитных элементов.
Сплавы на основе никеля, такие, как хастеллой, ннконель и другие, характеризуются более высокой коррозионной стойкостью в среде H2S по сравнению с другими освоенными промышленностью сплавами, однако из-за высокой стоимости применяются только для изготовления наиболее ответственных деталей, работающих в особо тяжелых условиях.
Титановые сплавы также имеют высокую стойкость к общей коррозии и сероводородному коррозионному растрескиванию. В водных растворах с pH < 3 при контакте с менее благородными металлами, например углеродистой сталью, титановые сплавы охрупчиваются в результате образования гидридов титана.
Высокой стойкостью отличаются кобальт-хром-вольфрамовые сплавы и сплавы никеля с бором (стеллит и колмоной), которые обычно используют в качестве наплавки на уплотнительные поверхности арматуры. Хорошей стойкостью отличаются и цементированные карбиды.
Бронзы и другие медные сплавы в большинстве случаев неприменимы для изготовления напряженных деталей, эксплуатируемых в сероводородных средах. Медь и медные сплавы в среде сероводорода, особенно в присутствии кислорода, подвергаются сильной общей коррозии.
Опыт эксплуатации оборудования установок подготовки газа, содержащего H2S и СО2, в том числе месторождений Средней Азии и Оренбурга, показывает, что применение ингибиторной защиты оборудования позволяет использовать для изготовления аппаратов и трубопроводов углеродистые и низколегированные стали с прибавкой на общую коррозию 3—4 мм к расчетной толщине.
В настоящее время практически во все газоконденсатные и нефтегазовые скважины закачивают ингибиторы коррозии. Долговечность и надежность газопромыслового оборудования и трубопроводов в значительной мере зависит от эффективности применяемой антикоррозионной защиты [21—24]. Ингибиторы коррозии тормозят, а в некоторых случаях полностью предотвращают процесс разрушения металла.
Большинство применяемых в газовой промышленности ингибиторов коррозии являются продуктами переработки нефтехимической промышленности [23, 24]. Наиболее широкое применение нашли ингибиторы сероводородной коррозии и углекислотной коррозии марки И-25-Д, И-1-А, Ифхан-газ-1, которые обеспечивают защитный эффект до 95—98 % [23]. Кроме того, используют и другие как жидкофазные, так и парофазные ингибиторы: АНПО, ИКБ-2, Д-1, Д-4, Д-5, виско-904, серво СК-398 и др.
Наиболее совершенная технология ингибирования сводится к получению ингибиторной пленки на внутренней поверхности оборудования и трубопроводов, подвергающихся воздействию агрессивной среды. Для повышения долговечности промыслового оборудования мероприятия по ингибиторной защите должны закладываться на стадии проектной проработки технологической схемы установки комплексной подготовки газа и компрессорной станции. Применение высокоэффективного ингибитора должно сочетаться с правильным выбором метода его ввода в защищаемую систему.
Если пленка ингибитора недостаточно устойчива, необходимо присутствие в газе определенных порций ингибитора для ее восстановления. В этих условиях ввод ингибитора должен быть непрерывным. При сохранении устойчивости пленки в течение нескольких суток или даже месяцев возможно периодическое введение ингибитора.
Схема введения ингибитора коррозии должна по возможности обеспечить защиту всего оборудования установки подготовки газа. С этой целью ингибитор коррозии помимо закачки в скважину вводят перед сепаратором каждой ступени сепарации, так как часть ингибитора уходит с нижней частью продукта сепараторов. Кроме того, для обеспечения защиты верхних участков оборудования, находящихся под действием парогазовой фазы, проводят его периодическую обработку (не реже одного раза в три месяца) путем заполнения газоконденсатом с повышенным содержанием ингибитора и выдержки оборудования в таком состоянии не менее 1 ч.
Для сред, не вызывающих СКР, основное оборудование установок комплексной подготовки газа и установок ГПЗ, включающее сепараторы, колонны, фильтры, емкости, теплообменники и т. п., может быть в обычном исполнении из углеродистых и низколегированных сталей. При этом используют антикоррозионные мероприятия, снижающие общую коррозию сталей (осушка газа, применение ингибиторов). Для изготовления указанного оборудования используют конструкционные стали марок 16ГС, 09Г2С, ВСтЗсп; для трубопроводов — марок 10, 20, 17ГС, 12Х1МФ; для арматуры — марки 25Л.
Сосуды, аппараты и технологические блоки, работающие под избыточным давлением во влажной среде, содержащей сероводород, в зависимости от парциального давления сероводорода PH2s, МПа, и pH подразделяют на пять категорий:
I. PH2S > 1.0 любое pH;
II. 1,0 > PH2S >0,1, pH <5,0;
III. 1,0 > PH2S > 0,01, pH > 5,0;
IV. 0,1 > PH2S >0,01, pH < 5,0;
V. 0,01 > PH2S > 0,0003, любое pH.
В зависимости от категории, к изготовлению, конструированию и расчету оборудования предъявляют различные требования [25—28].
Оборудование, относящееся к I, II и IV категориям, как правило, должно изготавливаться из специальных углеродистых и низколегированных сталей повышенного качества, стойких к СКР, например, марки 20ЮЧ. Трубы пучков теплообменных аппаратов этих категорий должны быть из коррозионностойкой стали марок 10X17H13M2T или 08X21H6M2T. Наиболее важные детали запорно-регулирующей арматуры также целесообразно изготавливать из указанных нержавеющих сталей, корпусные детали арматуры — из низколегированных сталей с повышенной стойкостью к СКР, например, сталей марок 20 ГМ Л и 20ЮЧЛ, высоколегированной стали марки 12Х18Н12М3ТЛ. Трубопроводы рекомендуется изготавливать из углеродистых и низколегированных сталей стойких к СКР, например марки 20ЮЧ.
Оборудование III и V категорий изготавливается из обычных углеродистых и низколегиропзнных марок сталей в соответствии с ОСТ 26-291—87.
Поковки для сосудов, аппаратов и технологических блоков I, II, III и IV категорий, а также листы для корпусов аппаратов III категории из углеродистых и низколегированных марок сталей должны подвергаться 100%-му ультразвуковому контролю.
Для изготовления внутреннего крепежа оборудования I, II, IV категорий рекомендуется коррозионностойкая сталь марки 10X17H13M2T, для внешнего крепежа — сталь 30ХМА, 25Х1МФ с ограничением твердости HRc < 22. К гайкам, фиксирующим ответственные детали и претерпевающим воздействие сероводородных сред, предъявляют те же требования, что и к болтам.
При проектировании оборудования, предназначенного для работы в средах, вызывающих СКР, необходимо увеличить коэффициент запаса прочности, в зависимости от категории аппарата, с 1,5 до 2,0. Кроме того, следует по возможности устранить концентраторы напряжений, способствующих возникновению СКР.
Известно, что в результате холодной деформации металлические материалы могут стать склонными к коррозионному растрескиванию и при HRc <22. В связи с этим после холодной деформации конструктивных элементов оборудования для работы в сероводородсодержащих средах рекомендуется их термическая обработка. Кроме того, технология изготовления оборудования установок подготовки газа должна избегать или свести к минимуму холодную пластическую деформацию при гибке, штамповке в холодном состоянии, затяжке болтов, прошивке, резке ножницами и пр.
На практике часто встречаются случаи разрушения сварных стыков аппаратов и трубопроводов под действием сероводородсодержащих сред. Наиболее часто сквозные разрушения оборудования наблюдаются в местах сварки внахлестку, что связывают с высокими остаточными напряжениями в металле, возникшими после сварочных работ. Для снятия этих напряжений следует проводить термическую обработку (высокий отпуск при 650 С) сварных соединений. Высокий отпуск необходимо проводить также после наплавки и ремонтных операций.
Анализ разрушений сварных соединений трубопроводов из стали 20 для транспортирования сероводородсодержащего газа показал, что растрескивание, наблюдаемое около термообработанных сварных соединений, происходит преимущественно по дефектам сварных швов |29]. Наиболее распространенной причиной разрушения являются концентраторы напряжения у корня шва: непровар, смещение кромок, резкий переход от металла шва к основному металлу. Размеры таких дефектов, как правило, значительно превышают предельные размеры, допускаемые инструкцией. Встречаются, например, непровары корня шва глубиной до 50 %, смещения кромок до 30 % от толщины стенки. Продолжительность эксплуатации трубопроводов с такими дефектами обычно не превышает 10 мес. Наибольшее влияние на коррозионную стойкость сварного соединения оказывают дефекты поверхностного слоя, контактирующего с сероводородсодержащей средой.
Для обеспечения надежной работы в средах, вызывающих СКР, сварные соединения оборудования и трубопроводов обязательно должны подвергаться 100 %-му контролю.