Проблемы, связанные с коррозией оборудования установок первичной подготовки газа, возникают при наличии в природном и нефтяном газах коррозионно-агрессивных компонентов и влаги [2, 3, 4]. Главными коррозионно-агрессивными агентами природного и нефтяного газов являются сероводород и диоксид углерода, активность которых проявляется только при наличии влаги в газе и образовании пленки воды на поверхности металла. Пластовая вода, поступающая с газом из скважины, может быть в той или иной степени минерализована, в частности хлоридами, которые также влияют на интенсивность коррозии оборудования. Содержание H2S и СО2 в газах различных отечественных месторождений приведено в табл. 9.1.

Таблица 9.1. Состав природного в нефтяного попутного газа различных месторождений

Присутствие H2S в газе может вызвать сероводородную коррозию и сероводородное коррозионное растрескивание (СКР) в результате наводороживания металла, а СО2 — углекислотную коррозию [2—4]. СКР проявляется в расслоении металла, растрескивании сварных соединений и отдельных элементов оборудования.

При оценке коррозионной агрессивности нефтяного или природного газа, содержащего влагу и сероводород, следует иметь в виду, что сульфид железа, образующийся в результате сероводородной коррозии, как и сероводород, является сильным стимулятором коррозии и наводороживания металла [2, 3]. Совместное присутствие СО и СO2 может привести к коррозионному растрескиванию оборудования [5]. Коррозионное растрескивание — наиболее опасный вид коррозии, так как происходит внезапно и может сопровождаться опасными последствиями в случае выброса в окружающее пространство чрезвычайно ядовитых и взрывоопасных газов.

Коррозионная агрессивность природного и нефтяного газов определяется соотношением парциальных давлений H2S и СО2. При содержании СО2 >> H2S коррозионный процесс подчиняется закономерностям углекислотной коррозии. Скорость углекислотной коррозии резко возрастает с увеличением температуры и парциального давления С02. При парциальном давлении СО2 < 0,03 МПа обычно не наблюдается значительных коррозионных поражений оборудования, а при парциальном давлении >0,2 МПа отмечается сильная коррозия [9, 10]. Коррозия обычно протекает неравномерно, с образованием питтингов.

На основании многочисленных коррозионных исследований [11], проведенных в промышленных условиях, получены данные по коррозиовной стойкости углеродистой стали в зависимости от парциального давления С02 и температуры. Результаты исследований, приведенные в табл. 9.2, позволяют прогнозировать с достаточной достоверностью скорость углекислотной коррозии [11].

Как видно из табл. 9.2, скорость углскислотной коррозии значительно возрастает с увеличением температуры. Однако температурный фактор играет сложную роль: часто усиление коррозии происходит не с повышением, а с понижением температуры. Это наблюдается, если с ростом температуры снижается относительная влажность газа и соответственно уменьшается возможность конденсации влаги на стенках оборудования. Например, наибольшее коррозионное разрушение пучков теплообменных труб наблюдается на нижних ярусах холодильников сырого газа компрессорных станций, где температура газа снижается с 150 до 35 — 65 °С [12].

При содержании H2S С02 скорость коррозии оборудования определяется закономерностями сероводородной коррозии, которая лимитируется защитными свойствами образующихся на поверхности металла продуктов коррозии (сульфида железа) . Действие СО2 в этом случае проявляется в снижении pH среды, которое повышает ее коррозионную агрессивность.

В большинстве пластовых вод присутствуют в разном количестве хлориды, сульфаты, гидрокарбонаты и карбонаты щелочных и щелочно-земельных металлов и др. [13, 14]. Многие соли, например карбонаты, оказывают буферное действие, и фактическое значение pH технологических растворов оказывается выше, чем полученное с помощью термодинамических расчетов исходя из парциальных давлений H2S и СО2. Кроме того, техника определения pH технологических сред в реальных условиях повышенных давлений и температур недостаточно совершенна [15].

Большое влияние на интенсивность сероводородной и углекислотной коррозии сталей оказывает влажность газа. Считают [2], что при точке росы газа, лежащей примерно на 20 °С ниже минимально возможной температуры внутренней поверхности стенки трубы, содержание кислых газов в природном газе не влияет на долговечность оборудования. Осушка газа, как один из методов защиты от коррозионных поражений, должна осуществляться до столь низких значений влажности, при которых уже становится невозможной конденсация влаги.

Сухими могут считаться газы с относительной влажностью не выше 60 % [2]. Однако по другим данным, для возникновения коррозионного процесса достаточно образования на поверхности металла слоя воды толщиной всего 20—30 молекул. Очевидно, что такой слой воды на поверхности металла в присутствии H2S может возникнуть даже тогда, когда система соприкасается с газом, давление паров воды в котором ниже давления насыщенного пара [2]. С повышением давления газа температура конденсации влаги при данном влагосодержании возрастает. С увеличением плотности газа и содержания солей влагосодержание уменьшается (при прочих равных условиях). На равновесное влагосодержание влияет наличие в газе пропана и более тяжелых углеводородов, сероводорода, диоксида углерода, азота [1].

Таблица 9.2. Прогнозирование опасности углекислотной коррозии оборудования на газовых и газоконденсатных месторождениях [11]