بررسی خوردگی در برج احیا آمین پالایشگاه دوم پارس جنوبی با استفاده از شبیه ساز فرآیندی در واحد شیرین سازی گاز و کاهش نرخ خوردگی به کمک کنترل متغیرهای فرآیندی

فصلنامه علمی - پژوهشی مواد نوین

مقاله 7، دوره 10، شماره 37 - شماره پیاپی 1، آبان 1398، صفحه 91-104   

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

رضا قربانی^{* 1}؛ اسماعیل جعفری²

¹گروه مهندسی مواد - دانشگاه آزاد اسلامی - شیراز-ایران

²استادیار گروه مهندسی مواد، واحد شیراز، دانشگاه آزاد اسلامی، شیراز، ایران

تاریخ دریافت: 19 تیر 1397،  تاریخ بازنگری: 17 مرداد 1398،  تاریخ پذیرش: 13 مرداد 1397 

چکیده

پدیده مخرب خوردگی به عنوان یکی از معضلات مهم در واحدهای شیرین سازی پالایشگاه­های گاز کشور شناخته شده است که اغلب، در برج احیاء آمین و نواحی تشکیل میعان فازهای بخار غنی از دی اکسیدکربن رخ می­دهد. یکی از مهم­ترین علل فرایندی این معضل، کاهش دمای آمین ورودی به پایین­تر از دمای بازه ایمن عملیاتیاست. مطابق با شبیه سازی فرایندی انجام شده با استفاده از نرم افزار پرومکس، در صورت افت دمای آمین ورودی به برج احیاء، انجام عمل دفع گازهای اسیدی، عمدتا در پایین برج و همچنین جوش آورنده مربوطه صورت می­گیرد که با توجه به جنس بدنه (فولاد کربنی 516)، بروز مکانیزم­های تخریب ناشی از دی اکسیدکربن محتمل خواهد بود. بررسی کوپن­های نصب شده در واحد شیرین سازی گاز، نشانگر افزایش نرخ خوردگی است که در صورت عدم کنترل شرایط فرآیندی در چرخه آمین، می­تواند تا 1.27 میلیمتر در سال افزایش یابد. تصاویر میکروسکوپ استریو و شناسایی ترکیبات محصولات خوردگی به وسیله پراش اشعه ایکس، موارد فوق را تایید می­کند. در پایان، متناسب با دیدگاه و استراتژی هر پالایشگاه و همچنین در نظر گرفتن هزینه چرخه زمان عمر، راهکارهای متفاوتی جهت کنترل دمای آمین به برج در محدوده امن عملیاتی بیان شده است. راه کارهای فوق شامل طراحی و افزودن یک مبدل حرارتی جدید و یا تمیز کاری ادواری به منظورحذف رسوبات تشکیل شده در مبدل صفحه­ای آمین - آمین ارائه شده است.

کلیدواژه‌ها

شیرین سازی گاز؛ برج احیا؛ خوردگی CO2؛ شبیه سازی

عنوان مقاله [English]

Corrosion assessment of Amine regenerator column of SPGC using process simulation in gas sweetening unit to mitigate corrosion rate by controlling process parameters

نویسندگان [English]

Reza Ghorbani¹؛ esmaeil jafari²

¹Material department - Aazd Islamic University - Shiraz - Iran

²Material Science and Engineering Dept., Shiraz branch, University, Azad University, Shiraz, Iran

چکیده [English]

The destructive corrosion phenomenon has been identified as one of the major problems in the Iranian gas refineries, which is often found in the amine regenerator tower and the steam condensate regions of carbon dioxide. One of the most important causes of this problem is the lowering of the amine temperature below the safe operating temperature range. According to the simulation of the process performed using ProMax software, in the event of a drop in the temperature of the amine entering to the regenerator tower, mainly at the bottom of the tower, as well as the reboiler, which according to the body (carbon steel 516), the corrosion is likely to occur. Examining the corrosion coupon installed in this gas sweetening indicates an increase in the corrosion rate, which can increase up to 1.27 mm/year if the process conditions in the amine cycle are not controlled. Stereo microscope images and identification corrosion product by x-ray diffraction used in this study confirm the above item. Finally, different strategies for controlling the temperature of the amine to the tower in the operational safe area are presented in accordance with the strategies of each refinery, as well as considering the cost of the life cycle. The above solution may include designing and adding a new heat exchanger or periodic cleaning to identify the sediment formed in the amine-amine plate converter.

کلیدواژه‌ها [English]

Gas sweetening, CO2 Corrosion, Regenerator tower, Simulation

مراجع

[1]-A. Tavan, H. Gholami, and S. Shahhosseini, “Some notes on process intensification of amine based gas sweetening process for better temperature distribution in contactor to reduce the amount of amine as a result of corrosion and foaming,” Journal of Loss Prevention in the Process Industries, vol. 41, 2016, pp. 169-177.

[2]- A. Zahid, F. N. Al Rowaili, M. K. Ayodeji et al., “Simulation and parametric analysis of CO2 capture from natural gas using diglycolamine,” International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 57, 2017, pp. 42-51.

[3] -Berat Banat, O. Younas, and I. Didarul, “Energy and exergical dissection of a natural gas sweetening plant using methyldiethanol amine (MDEA) solution,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 16, 2014, pp. 1-7.

[4] -B. Pal, A. AbuKashabeh, S. Al-Asheh et al., “Role of aqueous methyldiethanolamine (MDEA) as solvent in natural gas sweetening unit and process contaminants with probable reaction pathway,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 24, 2015, pp. 124-131.

[5] -D. Fu, P. Zhang, and L. Wang, “Absorption performance of CO2 in high concentrated [Bmim][Lys]-MDEA aqueous solution,” Energy, vol. 113, 2016, pp. 1-8.

[6] -E. Alhseinat, P. Pal, A. Ganesan et al., “Effect of MDEA degradation products on foaming behavior and physical properties of aqueous MDEA solutions,” International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 37, 2015, pp. 280-286.

[7] -K. Qiu, J. F. Shang, M. Ozturk et al., “Studies of methyldiethanolamine process simulation and parameters optimization for high-sulfur gas sweetening,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 21, 2014, pp. 379-385.

[8] -K Niazmehr, H. Fathi, A. R. Ansari et al., “Reduction of chloride ions in the diethanol amine cycle and improvement of the natural gas sweetening,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 31, 2016, pp. 730-737.

[9] -N. M. A. Al-Lagtah, S. Al-Habsi, and S. A. Onaizi, “Optimization and performance improvement of Lekhwair natural gas sweetening plant using Aspen HYSYS,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 26, 2015, pp. 367-381.

[10] -K. Qiu, J. F. Shang, M. Ozturk, T. F. Li, S. K. Chen, L. Y. Zhang, S. H. Gu, “Studies of methyldiethanolamine process simulation and parameters optimization for high-sulfur gas sweetening,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, Volume 21, 2014, pp 379-385.

[11] -A. Krzemien, A. Wieckol, A. Smolinski, A. Koteras, A.W. Solny, “Assessing the risk of corrosion in amine-based CO2 capture process Journal of Loss Prevention in the Process Industries”, Volume 43,2016, pp 189-197.

[12] -A.S. Berrouk, R. Ochieng, “Improved performance of the natural-gas-sweetening Benfield-HiPure process using process simulation”, Fuel Processing Technology, Volume 127,  2014, pp 20-25.  

[13] -N. Chen, J. Yan, L. Lili et al., “Preparation and performance of amine-tartaric salt as potential clay swelling inhibitor,” Applied Clay Science, vol. 138, 2017, pp. 12-16.

 -[14] مهدی حیدری، مهدی جاویدی، "مطالعه الکتروشیمیایی بازدارندگی یکی از مشتقات ایمیدوزالین بر خوردگی دی اکسید کربن فولاد کربنی ساده و اثر یونهای ید بر عملکرد آن"، مواد نوین، جلد 2، شماره 2، 1390.

[15] -Oei Bai, Z. Liang, Y. Yoon et al., “Symmetrical bis-tertiary amines as novel CXCR4 inhibitors,” European Journal of Medicinal Chemistry, vol. 118, 2016, pp. 340-350.

[16] -A. Krzemień, A. Więckol-Ryk, A. Smoliński et al., “Assessing the risk of corrosion in amine-based CO2 capture process,” Journal of Loss Prevention in the Process Industries, vol. 43, 2016, pp. 189-197.

[17] -W. van Hal, J. S. Ledford, and X. Zhang, “Investigation of three types of catalysts for the hydration of ethylene oxide (EO) to monoethylene glycol (MEG),” Catalysis Today, vol. 123, no. 1, 2007, pp. 310-315.

[18] -Soi Yu, K. L. Sedransk Campbell, and D. R. Williams, “Carbon steel corrosion in piperazine-promoted blends under CO2 capture conditions,” International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 55, 2016, pp. 144-152.

[19] -Shmygleva, R. R. Kayumov, and Y. A. Dobrovolsky, “Calix(4)arene sulfonic acid complexes with halogenated acetic acids,” Solid State Ionics, vol. 302, 2017, pp. 202-206.

[20] -Shio Wang, J. Unger, J. D. Torrey et al., “Corrosion resistant polymer derived ceramic composite environmental barrier coatings,” Journal of the European Ceramic Society, vol. 34, no. 15, 2014, pp. 3597-3606.

[21] -Y. Fytianos, S. Ucar, A. Grimstvedt et al., “Corrosion Evaluation of MEA Solutions by SEM-EDS, ICP-MS and XRD,” Energy Procedia, vol. 86, 2016, pp. 197-204.