流化催化裂化轻烃加工装置的腐蚀与防护

结合流化催化裂化轻烃加工装置运行情况以及装置中腐蚀性介质分布情况,总结分析了装置的腐蚀规律,其主要腐蚀部位及类型有：催化装置吸收稳定系统塔顶低温部位H₂S+CO₂+HCN+H₂O腐蚀、脱硫系统高温部位胺应力腐蚀开裂和碱应力腐蚀开裂、气分装置脱乙烷塔顶H₂S腐蚀及冷凝器垢下腐蚀、MTBE(甲基叔丁基醚)装置甲醇萃取塔萃取段及甲醇回收塔底RSO₃H+H₂O腐蚀、乙苯装置水洗罐和吸收塔顶部H₂S+CO₂+H₂O腐蚀及脱非芳塔顶CO₂+H₂O腐蚀等。针对装置各重点腐蚀部位的腐蚀机理和影响因素,从设备及管道选材、操作优化和腐蚀监检测等方面提出了腐蚀防护措施,降低了装置的腐蚀风险。     

CO2、H2S对3Cr钢静态腐蚀的影响

为了研究3Cr钢在不同CO₂、H₂S腐蚀介质中耐蚀性，对3Cr钢分别在1 MPa CO₂、0.3 MPa H₂S及1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S腐蚀环境中的腐蚀速率和电化学性能进行测试，同时采用SEM、EDS和XRD等手段对上述三种腐蚀环境中的腐蚀产物进行分析对比。结果表明，3Cr钢在1 MPa CO₂环境下腐蚀速率最大，通过对腐蚀产物进行分析，发现其表面未形成连续分布且具有致密性腐蚀产物保护膜是其腐蚀速率高的主要原因。电化学测试发现3Cr钢EIS阻抗在1 MPa CO₂中呈现单容抗弧，而在0.3 MPa H₂S和1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S环境中呈现双容抗弧，进一步印证了其在1 MPa CO₂环境中耐蚀性较差的结果。     

延长气田抗CO2/H2S复配缓蚀剂的研究及应用

为了解决延长含硫气田管材严重腐蚀问题，通过对试片腐蚀形貌以及腐蚀产物组成、含量的检测来确定含硫气田管材的腐蚀成因，以3种现场抗腐蚀缓释效果较好、主要成分为咪唑啉的KS系列抗CO₂/H₂S腐蚀缓蚀剂为助剂，以抗CO₂腐蚀性能较好的E-04缓蚀剂为主剂进行复配，通过失重法、图像采集等手段对3种复配缓蚀剂进行缓蚀性能效果评价，并探究不同H₂S分压下3种复配缓蚀剂的缓蚀效果，筛选出缓蚀效果较好的复配缓蚀剂，并将其在现场应用。结果表明：溶解氧、侵蚀性CO₂、CI^-引起的吸氧腐蚀、CO₂腐蚀和点蚀是导致管材腐蚀的主要原因，细菌造成的结垢腐蚀对其也有一定影响；在CO₂/H₂S腐蚀联合控制条件下，抗CO₂/H₂S复配缓蚀剂KS-02缓蚀效果最优，缓蚀效率可达80%以上。现场含硫气井监测显示抗CO₂/H₂S复配缓蚀KS-0...     

高含硫天然气净化技术现状及研究方向

高含H₂S和CO₂的“双高”天然气净化技术面临天然气气质和尾气排放标准的双重挑战,脱除有机硫,减缓溶剂变质。进一步提高硫磺回收装置总硫回收率是“双高”天然气净化技术面临的主要问题。在回顾国内外高含硫天然气脱硫脱碳和硫磺回收技术现状的基础上,分析了现有高含硫天然气净化技术存在的问题,即硫、碳含量“双高”天然气净化脱硫溶剂循环量大、装置能耗高、脱硫溶液易变质、新标准下硫磺回收尾气排放难以达标和硫磺回收装置效率难以提升等,进而提出了物理溶剂脱硫脱碳技术、天然气脱硫脱碳溶剂变质与复活技术、高效H₂S直接氧化工艺技术和天然气中COS水解技术等新的研发方向,以期形成适用于“双高”天然气净化的系列配套技术,助推我国高含硫天然气的高效开发。     

高含硫天然气净化新工艺技术在普光气田的应用

普光气田的天然气具有高含H₂S和含CO^₂及有机硫的特点,天然气净化难度大。为满足高含硫天然气净化的要求,普光天然气净化厂采用了MDEA法脱硫脱碳、TEG法脱水、常规Claus硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理的天然气净化工艺路线。同时,在国内首次应用了气相固定床水解脱除羰基硫（COS）、中间胺液冷却、MAG^R液硫脱气等国际先进的天然气净化新工艺和专利技术,通过不断地摸索及优化工艺参数,解决了原料气脱除有机硫、CO₂选择性吸收、液硫深度脱除H₂S等技术难题;还应用了溶剂串级吸收和联合再生工艺、能量回收利用等多项技术,通过优化调整胺液循环量、降低能耗等手段,降低了操作费用。高含硫天然气净化新工艺技术应用于普光气田后,净化装置运行稳定,净化气质量超过设计要求,达到了国家标准一类气的指标。     

天然气净化装置脱硫单元腐蚀机理及案例分析

脱硫单元是天然气净化装置中腐蚀问题最多的单元,腐蚀机理主要分为H₂S-CO₂-H₂O腐蚀和RNH₂-H₂S-CO₂-H₂O腐蚀两大类。随着奥氏体不锈钢逐步应用于脱硫单元的设备和管道中,H₂S-CO₂-H₂O腐蚀问题得以部分缓解,但是随着气源的劣质化,胺液中氯离子含量的升高使得腐蚀风险更为隐蔽和突出。文章从脱硫工艺过程出发,绘制了腐蚀流程示意图,并依据腐蚀类型,选取了脱硫单元的典型腐蚀案例,利用硬度检测、化验分析、微观观察等手段,剖析了腐蚀产生的原因,并提出了适用于脱硫单元腐蚀防控的措施及建议,旨在提高企业的防腐经验,保障装置的平稳运行。     

ZnO/MCM-41煤气脱硫剂脱硫过程COS生成行为及Co助剂的影响

在金属氧化物脱硫过程中,普遍存在部分硫化氢(H₂S)转化为羰基硫(COS)的现象,而COS具有与H₂S相似的危害性,且脱除难度更大。采用溶胶凝胶法制备了具有良好脱硫性能的ZnO/MCM-41煤气脱硫剂(以下简称“脱硫剂”),在固定床装置上探究了COS在煤气脱硫过程中的生成行为,并提出采用Co助剂对脱硫剂进行改性的方法来抑制COS的形成,然后结合XRD和XPS等表征手段对脱硫剂的物相组成和结构进行分析。通过研究不同脱硫气氛中COS的生成行为,发现COS主要来源于CO/CO₂与H₂S之间的反应,且ZnS对CO₂与H₂S之间的反应起催化作用;CO-H₂S反应与CO₂-H₂S反应之间不存在协同作用;H₂对COS的形成有抑制作用。向脱硫剂中添加Co质量分数为1%、3%和5%的Co助剂时,分别使脱硫过程中的COS产生量降低了69.0%、94.9%和98.4%,这主要与Co助剂对CO...     

低H2S环境下L360MS碳钢耐CO2腐蚀行为研究

为研究L360MS碳钢在低H₂S环境下的耐CO₂腐蚀行为,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同H₂S-CO₂环境下L360MS碳钢腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)等手段分析L360MS碳钢的腐蚀形貌和产物组成等。结果表明：低H₂S环境下(p_H2S=0.001～0.005 MPa),随着CO₂分压的增大(p_CO2=0.25～0.65 MPa),L360MS碳钢平均腐蚀速率逐渐降低,点蚀速率增加;p_H2S=0.001 MPa、p_CO2=0.25 MPa时,L360MS碳钢平均腐蚀速率最大,为0.113 5 mm/a;随着p_CO2/p_H2S降低,...     

高含H2S气田水及闪蒸气处理新技术探讨

高含H₂S气田集输站场内原料气分离器在气水分离过程中产生的气田水,在低压闪蒸过程中会闪蒸出大量H₂S等有毒气体,采用常规的燃烧排放方式处置这部分气体,所产生的SO₂浓度远远超过了国家的相关标准。采用HYSYS及PROMAX等软件建模分析气田水的闪蒸气与原料气中H₂S含量的关系,通过理论计算闪蒸气燃烧所产生的SO₂浓度,提出采用金属隔膜式压缩机将闪蒸出的H₂S等酸性气体增压回流至原料气管线,一同输送至天然气净化厂进行脱硫及硫磺回收处理,实现高含H₂S气田集输站场闪蒸气体零排放。     

鄂尔多斯盆地靖边气田气井油管腐蚀规律与防腐对策

鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H₂S（平均691 mg/m³）、CO₂（5%）等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为了掌握靖边气田气井油管腐蚀规律,利用多臂井径检测仪MIT、磁检测仪MTT、电磁探伤测井仪MID K等仪器组合采取绳索作业方式,对60余口气井油管开展了不动管柱腐蚀检测作业,结合气井产水量、产水矿化度、氯离子、H₂S和CO₂含量等因素进行综合分析。结果表明：产水气井较其他气井的油管腐蚀更为严重,产水量越大、产水矿化度越高腐蚀就越严重,严重腐蚀井段主要集中在油管中下部;在0～2 000 m油管腐蚀方式由外壁向内壁扩展,2 000 m以下油管腐蚀主要由内壁向外壁扩展。针对靖边气田高产水气井油管的腐蚀状况,从使用新型缓蚀剂和“内涂外喷”涂层防腐油管两方面改进了防护措施,油管腐蚀情况大为减轻,局部最大腐蚀速率由3.67 mm/a降至0.11 mm/a,确保了产水气井正常、安全生产。     

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。     

纤维膜脱硫组合技术在液化石油气脱硫脱硫醇中的应用

介绍了纤维膜脱硫组合技术在某石化公司液化石油气脱硫脱硫醇装置上的工业应用情况。结果表明,纤维膜脱硫组合技术具有适用性强、开工过程简单等优点。脱硫脱硫醇后催化裂化装置液化石油气中总硫质量浓度降至16.3~16.8mg/m3,铜片腐蚀等级为1a,延迟焦化装置液化石油气中总硫质量浓度降至50.8~77.8mg/m3,铜片腐蚀等级为1a,均满足产品质量要求。经过水洗后,两装置循环碱性洗水中硫化物质量浓度分别为17.91mg/L和73.83mg/L,回收大量副产物二硫化物;废碱液经过碱液再生后,碱液质量分数均大于15%,满足纤维膜脱硫醇的需要。碱渣经过湿法氧化处理后,满足排放标准。     

脱硫醇尾气管线腐蚀分析与防护

针对脱硫醇装置尾气管线的湿硫化氢腐蚀问题,提出了用氮气吹扫管线等有效措施,特别指出选用0Crl7Ni7Mo2不锈钢是最有效的办法,其腐蚀率为0.07mm/a.     

Analysis of energy demand for natural gas sweetening process using a new energy balance technique

Absorption by alkanolamine solvents is widely used for acid gas removal in natural gas sweetening plant. In the present research, one of the Iranian gas treating unit, Ilam Gas Treating Company (IGTC), with 3.27 mole % H₂S and 3.76 mole % CO₂ in the inlet feed gas was simulated using HYSYS V8.8. Piperazine activated solution of MDEA (PZ-MDEA) at various process operating conditions was examined to yield energy demand of natural gas sweetening process using a new energy balance technique. In this technique, the total required energy demand was related to three sections: 1. heat of vaporization, 2. sensible heat and 3. heat of the absorption. Energy balance of the absorption and regeneration columns brings a perspective of energy distribution in the sweetening plant. The effects of CO₂ and H₂S concentration at inlet feed, PZ mass fraction in activated solution of MDEA and lean amine temperature on energy distribution of the natural gas sweetening process and reboiler duty were investigated. It was finally elucidated that energy demand in the gas sweetening process or duty of reboiler is greatly influenced by heat of vaporization rate. It was also found that the heat of absorption and sensible heat have minor impacts on the energy demand.     

华北地区含硫化氢地下储气库脱硫运行技术

为了进一步推动国内含H_2S地下储气库的优化运行,以华北地区X地下储气库为例,为防止其运行过程中采出的天然气因含H_2S引发的安全问题,提出了有针对性的脱硫运行技术对策。主要包括:井筒抗硫技术、含硫气井井口失控远程点火技术和地面H_2S处理技术。地下选用国产宝钢生产的D114.3 mm BGT1气密封型防硫化氢螺纹油管及耐压强度达34.5 MPa的井下安全阀。对含硫井口配备失控远程点火系统。在地面主要采用"活性炭+脱硫剂"分层装填脱硫塔的方式实现采出混合气体脱硫,并结合储气库井受双向压力及井底热传导效应促进硫溶解。通过摸索并实施一系列针对性的技术对策,X储气库完全自主实现零事故安全运行,为类似地下储气库的建设及运行提供了一定的参考。     

顺北二区高含硫天然气脱水工艺技术研究

目的通过天然气脱水有效降低H₂S对高含硫天然气矿场集输系统的腐蚀危害。 方法在国内外高含硫天然气脱水技术研究的基础上,优选确定了三甘醇溶剂吸收法作为顺北二区高含硫天然气的脱水处理工艺,并在传统三甘醇脱水工艺流程的基础上充分考虑了顺北二区高含硫天然气的特点,局部优化改进了传统三甘醇脱水工艺流程,增加了原料气进吸附塔前的分离处理工艺和闪蒸气回收处理工艺;同时,基于富甘醇预热位置、再生纯度以及H₂S的影响,开发了两级贫/富液换热预热、LNG气化气提的富甘醇再生工艺流程。 结果改造后,脱水工艺通过增压回收处理实现了脱水系统含硫尾气零排放,通过LNG气化气提实现了三甘醇高效脱硫和提纯相结合,解决了酸性环境下再生装置的腐蚀及检修难题。 结论该脱水工艺有利于顺北二区总体开发规划的实现,形成了适用于顺北二区高含硫天然气的高压集输脱水流程,为后续顺北天然气区块的进一步开发提供了技术支撑。      

含硫站场呼吸管堵塞成因及防控对策北大核心CSCD

目的解决含硫站场气田水罐呼吸管堵塞或腐蚀穿孔问题,保证含硫气田水罐正常运行。方法通过SEM、EDS和XRD分析测试技术识别TB101-X1井等5个站场呼吸管堵塞物主要成分,根据呼吸管闪蒸气工况特征分析堵塞主要成因。结果呼吸管闪蒸气常温、微正压、低流速聚集成高含量H_(2)S气体后,析出单质硫;随呼吸管延伸闪蒸气温度下降冷凝析出的液态水和气田水罐高液位携带的液态水,与H_(2)S、SO_(4)^(2-)和Cl^(-)一起与碳钢管道铁离子反应生成硫化铁、硫酸亚铁和氧化铁;气田水罐卸水负压吸氧,增加氧腐蚀,与H_(2)S水溶液反应析出单质硫。反应产物在低流速下沉积结垢于管道内壁,早中期不易发现,后期快速堵塞呼吸管,造成气田水罐内聚气升压。结论气田水罐卸水负压补气、优选呼吸管材质、气田水罐上部呼吸口处增设气液分离组件等防控措施,从本质上预防和减少呼吸管堵塞,对保持呼吸管通畅、保障气田水罐安全生产运行具有较强的指导意义。     

川渝气田净化厂脱硫装置腐蚀监测技术研究及应用

川渝地区含硫天然气净化厂脱硫装置存在严重的腐蚀行为。CO2-H2S-H2O和R2NH-H2S-CO2-H2O等引起的腐蚀造成大量直接和间接损失,对净化厂脱硫装置腐蚀情况进行监测和安全评价对含硫天然气净化厂安全高效生产具有重要意义。在对川渝气田净化厂脱硫装置腐蚀状况调研基础上,建立和完善了净化厂脱硫装置腐蚀监测技术并用于指导净化厂安全生产。腐蚀监测技术的主要内容包括净化厂脱硫装置的腐蚀监测点布置、监测方法的选择、数据的管理及可靠性评价等内容。     

液化气精制装置配套技术改造

对液化气精制的技术改造情况进行了详细的介绍。延安炼油厂配套建设30万吨/年液化气精制装置,对原料液化气进行脱硫精制。本装置由液化气脱硫化氢及液化气脱硫醇两部分组成。液化气脱硫化氢部分采用胺法脱硫工艺脱除液态烃中的硫化氢;液化气脱硫醇部分采用予碱洗加抽提氧化脱硫醇的典型工艺。该套装置自建成投产以来,操作运行比较平稳,还未按计划进行停工检修。     

天然气储层中硫化氢分布规律、成因及对生产的影响

天然气中硫化氢含量的高低受储层岩性的控制，碎屑岩储集层天然气不舍或贫舍硫化氢，其含量最高不超过1％；碳酸盐岩储集层天然气中则较普遍含有硫化氢，有的含量非常高。碳酸盐岩一蒸发岩中的石膏是形成天然气储层中硫化氨的基础。本文概述了天然气储层中硫化氢形成的地质条件、分布规律和成因机制，并讨论了由于天然气储层中存在硫化氢气体，储层改造所面临的技术问题，以厦由于硫沉积所带来的腐蚀问题对生产的影响。