长庆油田H转油站集输管线腐蚀原因分析

长庆油田H转油站站内集输管线及阀组管线材质为20号钢,站内集输管线在高矿化度、高含水、低CO_2和低H_2S腐蚀环境下发生腐蚀穿孔,腐蚀位置在集输管线底部。利用超景深光学数码显微镜、扫描电镜(SEM)和电子能谱(EDS)等方法对集输管线中挂片表面腐蚀产物的形貌及成分进行了观察和分析,并对20号钢管线服役环境和腐蚀因素进行了讨论。结果表明:20号钢管线腐蚀的主要原因是H_2S腐蚀、CO_2腐蚀和Cl~-腐蚀,在其共同作用下造成集输管线腐蚀穿孔。     

加氢装置分馏重沸炉出口管线腐蚀原因分析及预防

某石化公司柴油加氢装置在运行5 a后发现分馏重沸炉出口管线发生腐蚀减薄。为保障装置安全生产,分析管线减薄原因,对装置进行了停工检修,并对减薄管线进行检测分析。对腐蚀管线内壁进行宏观分析,发现管线减薄均匀,弯头外弯处有冲刷痕迹,判断管线发生了均匀腐蚀和冲刷腐蚀。进行金相分析,发现送检样品材质符合20号钢材质要求,判断腐蚀原因不是本体材质缺陷。进行电镜分析,发现送检样品腐蚀处O,S和Fe三种元素含量较高,判断腐蚀处含有铁的硫化物和氧化物,符合高温硫腐蚀的特征。分析其腐蚀机理后,确定了其腐蚀类型是高温硫腐蚀和冲刷腐蚀,提出了管线材质升级、扩径改造和控制原料油参数等防护措施。     

石脑油加氢高压空冷入口管线开裂原因分析

针对重整车间石脑油加氢装置高压空冷501入口管线腐蚀泄漏情况，着重分析了加氢装置高温临氢管线腐蚀穿孔的原因，并结合装置本身特殊工艺操作条件（空冷入口注水），阐明了各种腐蚀机理之间的相互影响，在此基础上，提出了加氢装置今后长周期运转中注意的问题。     

加氢脱酸装置管线安全性评估

加氢脱酸装置管线材质为1Cr18Ni9Ti,在恶劣条件下运行了11年,需要从腐蚀和疲劳两方面对其安全性进行评估。宏观检测发现管子内壁产生了棕黑色腐蚀层,并产生了众多沿管道周向的小裂纹;微观检测得知管材在轧制的过程中产生了大量偏析的带状组织,因而组织自身存在着组织内应力,在组织内应力和外部腐蚀环境的长期作用下引起了应力腐蚀。通过管线材料的高温低周疲劳试验,以Manson-Coffin公式来表征并评价管线材料的高温低周疲劳寿命。用有限元软件ANSYS模拟管线实际工作状态,并利用模拟结果评估其剩余寿命。     

低能耗航煤液相加氢装置改造总结

中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司采用航煤液相加氢技术,将原有2.0 Mt/a柴油加氢装置改造为2.3 Mt/a航煤液相加氢装置,实现了长周期稳定运行.在入口压力3.8 MPa、反应温度260～265℃、体积空速2.5 h-1的条件下,精制喷气燃料硫质量分数为926μg/g,硫醇硫质量分数小于5μg/g,铜片腐蚀、...     

润滑油加氢装置冷高压容器问题分析

主要介绍润滑油加氢装置高温、高压设备的特点，并对装置开工时高压容器出现的设备问题进行了分析与总结，强调在湿H2S环境下高压容器的材料和焊接的重要性。     

某凝析油集输管线内腐蚀影响因素分析

某凝析油集输管线投产后内腐蚀穿孔频繁发生,复杂的腐蚀影响因素导致难以制定有效的防腐措施.采用高压釜模拟管线内部腐蚀环境,结合光学显微镜、扫描电子显微镜和X射线衍射仪等对试样进行分析,以探讨微量硫化氢(H2 S)、二氧化碳(CO2)和氯离子(Cl-)对碳钢内腐蚀的影响规律.试验结果表明:该管线以CO2腐蚀控制为主,腐蚀产...     

一种用于低碳钢管线的多相流和内部腐蚀预测模型

很多CO2腐蚀模型能成功地预测“最恶劣条件下”的腐蚀速率。但是,当出现复杂情况,如保护性的垢层、夹带水／润湿和H2S时不能预测。建立了一套综合的集成CO2／H2S腐蚀多相流模型包,这种模型包考虑了管道内部腐蚀中最重要的变化过程影响,包括H2S、多相流中夹带水、用原油组分抑制腐蚀以及局部侵蚀。     

注水管线无毒害化学清垢技术

通过垢样分析，研制出了QXJ—01无毒害化学清洗剂，从对H2S气体的转化吸收、溶垢效果、去油效果、腐蚀速率的试验中，得出QXJ—01清洗剂的合理加入量，从而达到了经济、合理、安全清洗地面注水管线的目的。该技术对石油系统结垢管线的清洗具有一定的借鉴作用。     

加氢改质装置反应器馏出物管道失效分析

对某加氢改质装置反应器馏出物管道引出管泄漏问题进行了失效分析,通过对管道材料的化学成分、金相组织、力学性能、裂纹形貌特征和腐蚀产物的分析,探讨了裂纹形成、扩展到开裂的机理。给出了预防失效的措施。     

加氢装置加热炉出口管道开裂失效分析

某加氢改质装置加热炉出口管道仪表引出管发生了泄漏,采用成分分析、力学性能试验、金相组织分析、扫描电镜等方法,对裂纹微观形貌特征和腐蚀产物进行研究,分析了裂纹形成、扩展到开裂的机理,并给出了预防失效的措施。     

加氢装置反应流出物系统的腐蚀及选材

阐述了影响加氢装置反应流出物空气冷却器(REAC)系统腐蚀的主要工艺参数,介绍了国内外相关领域的研究进展.对系统腐蚀、选材和防腐蚀设计等方面进行了总结,明确了相关注意事项,提出了改进建议和研究方向.     

油管钢在高温高压H_2S/CO_2环境中的二次腐蚀行为研究

利用美国CORTEST公司高温高压反应釜模拟高含S油气田H2S/CO2腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了油管钢在高温高压H2S/CO2环境中的二次腐蚀行为。结果表明,普通N80油管钢单一CO2腐蚀速率较高,为1.89 mm/a;先CO2腐蚀后H2S腐蚀,腐蚀速率减小为1.38 mm/a,材料的腐蚀类型表现出严重的局部腐蚀,先生成的Fe CO3膜转变为Fe S膜,转变过程中腐蚀产物膜的晶格发生畸变,导致腐蚀产物膜分层、疏松且容易脱落;先H2S腐蚀后再CO2腐蚀,腐蚀速率明显减小至0.27 mm/a,腐蚀产物膜未发生转变,通过腐蚀产物膜电化学测试分析,Fe CO3膜对基体的保护性差,而Fe S膜对基体的保护性相对较好。     

加氢裂化装置工艺设备的腐蚀分析和防护措施

对首套国产化加氢裂化装置工艺设备加工高硫油的腐蚀状况进行了分析,对防护措施进行了探讨,并为该装置的安全运行提出了建议。     

高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟高含硫油气田H2S/CO2及醋酸共存环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响.结果表明:普通N80油管钢在单一CO2腐蚀速率较高,达到5....     

润滑油加氢装置的腐蚀影响及对策

润滑油加氢装置由于原料性质的变化,不仅设备腐蚀问题严重导致非计划停工时间增加,而且影响到产品质量。简要阐述了润滑油加氢装置的腐蚀机理,并针对腐蚀问题,采取在塔顶挥发线、回流罐等易腐蚀部位增注缓蚀剂,完善化学防腐设施,优化脱H2S汽提塔工艺条件,提高H2S脱除率等措施。经过生产验证,效果比较明显,达到了缓解装置腐蚀的目的。     

H_2S-CO_2-Cl~-腐蚀环境单井集输管材选择

塔河油田腐蚀环境为H2S-CO2-Cl-体系,单井集输管道材质以20号钢为主,腐蚀穿孔严重。通过对BX245-1Cr、20号钢两种管材的室内实验和现场应用分析,采用了扫描电镜和激光共聚焦显微镜对BX245-1Cr与20号钢的腐蚀情况进行对比分析。室内实验分析表明,BX245-1Cr材质抗腐蚀能力优于20号钢,均匀腐蚀速率相比降低33.07%,点腐蚀速率相比降低30.05%。现场应用测试分析表明,BX245-1Cr点腐蚀速率明显低于20号钢点腐蚀速率,相比降低35.89%。通过对两种管材经济对比分析,选用管径为76 mm×5 mm的BX245-1Cr管材可节约1.44×104RMB$/km,选用管径为89 mm×5 mm的BX245-1Cr管材可节约1.34×104RMB$/km。     

温度与油管CO2/H2S腐蚀速率的关系

采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同温度下(80℃、90℃、100℃、110℃)油管钢N80、P110的CO2／H2S腐蚀速率进行了研究。结果表明,在试验温度范围内,随着温度的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,在90℃时达到最大,但P110钢的腐蚀速率总是高于N80钢。     

加氢反应流出物中铵盐腐蚀及预防

随着加工原油的劣质化,加氢原料中S,N和Cl等腐蚀介质含量的增加,铵盐产生的腐蚀在加氢装置中更加突出。在2013年炼油区大修中,对加氢联合装置反应流出物中铵盐腐蚀情况进行了调查,主要检查了高压空冷器和高压换热器等重要设备的铵盐腐蚀情况,对各装置反应流出物铵盐腐蚀原因进行分析后提出在低腐蚀系数(Kp)环境下,保证NH4HS质量分数低于4%和监控铁离子含量的措施。