氯化钙装置在伴生气管道凝液治理应用

伴生气输送管道在实际运行过程中,受地形起伏的影响,管道低洼处和上坡段容易形成凝液,从而造成管输效率降低、管道压降增大、水合物生成、形成段塞流以及管道内腐蚀加剧等一系列问题,因此,对起伏地形伴生气管道的凝液治理十分重要。采取不同的工艺方式降低伴生气的水露点、烃露点等特性,研究无水氯化钙脱水装置对伴生气工艺脱水效果,并对无水氯化钙装置和氮气吹扫进行经济性评价,综合得出无水氯化钙装置适用于长庆油田分散伴生气起伏地形输送管道凝液治理,且具有较高的经济价值。     

不同类型气田凝液回收工艺的选择

不同类型气田的工况条件、介质和环境条件差异较大,导致凝液回收工艺种类繁多,能耗、投资水平相差悬殊。针对不同类型气田的气质特点和处理要求,分析了多种凝液回收工艺和应用情况,根据气质条件和产品要求的不同,提出了凝液回收工艺选择的原则;针对不同类型气田的不同组成、压力、回收价值等条件,提出了凝液回收工艺的具体选择方法。     

油气输送管失效事故的调查与分析

在对国内外文献进行分析和现场调查的基础上,综述了油气输送管失效的主要原因。油气输送管线失效事故多为灾难性事故。国外油气输送管失效原因以外力损伤和腐蚀为主,与管线建造年代久、运行时间长有关;国内输送管失效原因以外部腐蚀和内部H_(2)S应力腐蚀为主,与输送管材料设计不尽合理、制造质量和施工质量不良,以及输送介质中腐蚀介质含量超标等因素有关。指出新建管线应加强输送管的材料设计、制造工艺选择、制造质量和施工质量控制、输送介质中有害成分控制和标准化等方面的工作     

油气输送管失效事故的调查与分析

在对国内外献进行分析和现场调查的基础上,综述了油气输送管失效的主要原因。国外油气输送管失效原因以外力损伤和腐蚀为主,与管线建造年代久,运行时间长有关;国内输送管失效原因以及外部腐蚀和内部ＨＳ应力腐蚀为主,与输送管材料设计不尽合理,制造质量和施工质量不良,以及输送介质中腐蚀介质含量超标等因素有关,提出新建管线应加强输送管的材料设计,制造工艺选择,制造质量和施工质量,输送介质中有害成分控制和标准化等     

输气站凝液罐防腐保温层对罐体腐蚀的影响

介绍了输气站凝液罐防腐保温的管理现状,通过表象观察与仪器测试,认为罐体腐蚀主要集中在罐体纵向1/4与3/4处,而这两处刚好是凝液罐呼吸阀与安全阀安装位置。由于呼吸阀与安全阀根部管线的影响,凝液罐防腐保温层镀锌铁皮外层不可避免在这两处形成了防护缺口,造成雨水渗入油毛毡保温层。在此特定环境下,腐蚀首先从湿润的油毛毡与罐体接触部位开始发生,以小孔腐蚀的形式向周围慢慢扩展,通过分析认为不完善的防腐保温层是造成凝液罐罐体发生腐蚀的主要原因。取消凝液管的保温层,同时凝液罐上涂刷防腐蚀性能较好的防腐漆是解决凝液罐腐蚀的有效方法。     

海洋非粘结复合软管骨架层腐蚀及磨蚀分析方法

随着海上油气逐渐向深水发展,海洋复合软管的应用也越来越广泛。骨架层作为非粘结复合软管的最内层结构,与管内输送介质直接接触,若输送介质中含有腐蚀气体或介质出砂,骨架层将面临腐蚀和磨蚀的问题。该文主要针对非粘结海洋软管输送介质的腐蚀和介质出砂的磨蚀作用对骨架层的影响展开研究,阐述了骨架层腐蚀和磨蚀的分析方法,以及腐蚀、磨蚀对骨架层钢带厚度选择的负作用,并对骨架层钢带厚度的确定方法给出了建议。     

小型轻烃回收装置自凝液制冷工艺及应用

小型轻烃回收装置自凝液制冷工艺设计的指导思想是不设置外冷源,利用自产凝液把制冷系统复叠在小型轻烃回收工艺加工过程中,合二为一。利用小型轻烃回收装置低温分离器自产的凝液将其节流降压,在蒸发器中吸收热介质的热量,自身汽化,汽化后的气体进原料气压缩机与原料气一起增压、冷却冷凝、分离。与外冷源制冷工艺相比,自凝液制冷工艺具有简化工艺、降低能耗、减少投资的优势。自凝液制冷小型轻烃回收工艺适用于富原料气,且原料气体C_3~+含量不能低于25%。组分中C_3~+含量越高,制冷效果越明显。     

盐穴储气库造腔地面工艺技术

金坛盐穴储气库造腔地面注水、采卤的介质环境对地面工艺和设备提出了更高的要求。玻璃钢管道的应用降低了大排量、长距离输送过程中的摩阻损失,解决了常规钢质管道输送河水及卤水介质时的结垢及腐蚀带来的运行成本增加。给出了计算溶腔过程中有效体积的理论计算方法。     

油气输送管失效事故的调查与分析

在对国内外文献进行分析和现场调查的基础上，综述了油气输送管失效的主要原因。油气输送管线失效事故多为灾难性事故。国外油气输送管失效原因以外力损伤和腐蚀为主，与管线建造年代久、运行时间长有关；国内输送管失效原因以外部腐蚀和内部Ｈ２Ｓ应力腐蚀为主，与输送管材料设计不尽合理、制造质量和施工质量不良，以及输送介质腐蚀介质含量超标等因素有关，指出新建管线应加强输送管的材料设计、制造工艺选择、制造质量和施工质量     

石化企业管线防冻凝

对于石化企业，尤其处于北方地区的石化企业．防止管线输送介质冻凝是冬季生产的难题．特别是一些油品．在0℃以上便有可能凝固。因此．低温下防冻，防凝就成为石化企业正常生产中的一个重要环节。石化企业输送的介质繁多．因介质不同．在工艺管线中的状态，温度．压力也有很大差异。工艺管线保温和伴热可保证管线中介质流动时不发生热损失．并可对发生热损失进行补偿．使介质的热场保持不变．从而达到工艺要求。     

聚丙烯装置蒸汽凝液余热的回收利用

为了实现聚丙烯装置凝液余热的利用，对其回收利用进行了分析，并对装置进行了工艺优化和改造。结果表明:通过采取将聚丙烯装置丙烯轻组分汽提塔再沸器凝液全部回收，并将凝液余热作为高压丙烯洗涤塔再沸器热源、催化剂或给电子体等介质的加热或伴热热源的措施后，蒸汽用量降低了5.5%，凝液回收量增加了40%，外送凝液温度由95 ℃降低至50～55 ℃，高压丙烯洗涤塔再沸器运行周期延长至3 a。     

微含硫输气管道腐蚀分析与防控措施

微含硫输气管道的腐蚀初期不易察觉,往往更具危害性。因此,以某实际运行的微含硫输气管道为例,结合内检测器清管结果,对管道腐蚀进行分析和评价。内检测数据分析、焊接工艺评定和腐蚀模拟试验结果表明,管道以内腐蚀为主,不存在明显的外腐蚀,金相组织和焊接工艺评定均满足标准要求,液态水及输送介质中含有微量H2S是构成腐蚀环境的主要因素。腐蚀模拟试验结果显示,气相中发生的是化学腐蚀,液相中发生的是电化学腐蚀,内腐蚀形态以局部腐蚀为主,腐蚀产物主要有铁的氧化物和FeS。在运行过程中应及时采取相应的防控措施,控制天然气的水露点低于最低环境温度5℃以下,同时加强清管作业频率,降低管道腐蚀穿孔的风险和次数,避免不必要的停产损失。     

调整水处理药剂以改善水质

针对工艺酸性凝液注入循环水系统以后出现铁离子超标,加剧腐蚀速率,水质运行较差的情况,重新筛选出了调整药剂,并将调整药剂应用到循环水中,取得了预期的效果。     

高压燃料气管线的腐蚀与防护

对高压燃料气管线的腐蚀情况进行了调查,结果表明,高压燃料气管线的腐蚀主要发生在弯头的背弯处及直管段低点沉积凝液的部位,腐蚀均为大量结垢及明显蚀坑。高压燃料气中的H_2S,HCl,CO_2等腐蚀介质形成了H_2S+H_2O,H_2S+HCl+H_2O,H_2S+CO_2+H_2O等复杂的湿硫化氢腐蚀体系,与管道垢下腐蚀相互促进,导致高压燃料气管线的蚀坑深度快速增加,并最终穿孔泄漏。提出了建立脱硫装置、加强管道排凝、评选耐蚀防护涂料、开展腐蚀监测等防护建议。     

低输量净化油管道内腐蚀影响因素分析

净化油管道输送介质含水率一般较低,内腐蚀轻微,腐蚀主要以外腐蚀为主。而在低排量情况下,油水可能分离,沉积在管道底部,造成管道发生较严重的内腐蚀,甚至引发泄漏和环境污染。本文以某低输量净化油管道发生内腐蚀的实例,通过分析实际工况下的流型、输送介质及管材特性,对管道内腐蚀影响因素进行综合分析,并提出了应对措施。     

乙苯装置腐蚀分析

某公司乙苯装置经过两个运行周期及两次大检修,运行中发现装置主要存在4种腐蚀失效形态,主要有湿硫化氢腐蚀、中压蒸汽凝液冲刷腐蚀、弱酸腐蚀及加热炉空气预热器低温露点腐蚀。对此4种较为典型的腐蚀存在部位及成因作简要概括与分析：湿硫化氢腐蚀主要存在于脱丙烯系统,与催化裂化干气中的硫化氢含量有关;中压蒸汽凝液冲刷腐蚀主要存在于管线弯头部位,与选材及工艺控制有关;弱酸腐蚀主要存在于脱非芳塔塔顶冷却系统,与设备材质及塔顶气CO2含量有关;加热炉空气预热器低温露点腐蚀存在于热管预热器的烟气出口,与工艺操作管理有关。由此在加强重点部位监测、合理选材、优化工艺操作等方面提出防护对策。装置经过两个运行周期后,对于易腐蚀减薄的部位已有基础数据积累,同时也应及时关注同类装置的运行情况,保证装置长周期稳定运行。     

天然气处理乙二醇再生装置腐蚀分析及控制

某气田天然气处理装置采用注乙二醇脱水防冻工艺,但乙二醇再生装置存在壁厚腐蚀减薄、穿孔泄漏等问题,导致天然气处理装置多次停产检修,严重影响气田正常生产。通过开展腐蚀介质分析、腐蚀适应性分析、焊接工艺分析和腐蚀综合分析,发现天然气中存在的微量硫化氢和乙二醇富液中的溶解氧是导致乙二醇再生装置腐蚀的主要原因,乙二醇在高温条件下产生的有机酸、介质中高Cl-含量和高工艺温度加重了设备的腐蚀。针对乙二醇再生装置安全状况等级和腐蚀主控因素,提出了更换再生塔、加注除氧剂和阻垢剂等化学药剂以及采取内腐蚀防护等工艺措施,现场应用效果良好。     

污水汽提装置富氨气系统腐蚀原因及对策

中海炼化惠州炼化分公司污水汽提装置分为加氢型和非加氢型两个系列,共用一套氨精制系统。装置开工运行一年半后,先后出现了脱氨塔顶空气冷却器后管线、换热器腐蚀严重等问题,严重影响了装置的长周期运行;富氨气管道内富氨气气液两相存在,介质流速远高于设计管道流速,管道和换热设备腐蚀主要原因为冲刷腐蚀。对富氨气系统管线进行扩径改造以降低流速,减少冲蚀。采取增加富氨液分液罐分凝液相,降低气液两相对设备的冲蚀、材质升级等改造措施,解决了脱氨塔顶空气冷却器后管线设备腐蚀问题。     

中原文南油田北五油气集输管线腐蚀因素的分析

总结了中原文南油田北五集输管线的腐蚀现状与腐蚀特点，分析了腐蚀与输送介质、管材、垢以及运行参数等因素的关系。     

酸水汽提装置回流系统设备腐蚀原因分析及对策

针对酸水汽提装置回流系统中各设备和工艺管线腐蚀情况及腐蚀特征,从设备运行环境、回流凝液组成以及设备材质三方面剖析了回流系统中各设备腐蚀的原因,其中温热环境下多种腐蚀成分并存和设备冶金质量差引起局部应力大是产生腐蚀的两个主要原因。在防腐蚀实践方面,从工艺操作、材质防腐蚀两方面提出了五点对策和建议,经实践检验取得了很好的防腐蚀效果。最后从设备制造工艺、新型耐蚀材料研发以及新型防腐生产工艺三个方面对未来防腐工作进行了展望。