HCC纤维增强复合防腐内衬技术在长庆油田集输管道中的应用

油水集输管道长期输送含水原油和油田污水,为防治管道内壁腐蚀,减少因管道腐蚀破漏造成的生产运行及环境污染事故,长庆油田引入纤维增强复合防腐内衬技术(HCC)。介绍了HCC的工作机理及其防腐性能、机械性能和涂层性能指标。对其工艺流程和喷砂除锈、内壁挤涂、质量检验等主要工序方面进行了说明,并以长庆油田第二采油厂元城作业区为例,对HCC在两条集输管道的应用情况进行了分析,结果表明内挤衬涂层基本完好,防腐效果良好。此外对长庆油田2012-2015年应用该技术的728条集输管道防腐效果进行了调研统计,数据显示总体应用效果良好,成功解决了长庆油田原油及污水集输管道内壁腐蚀难题。可为国内其他油田集输管道的内腐蚀防治提供参考和借鉴。     

硝酸装置废热锅炉的防腐蚀

本文分析了硝酸装置开、停车及正常生产过程中,废热锅炉系统腐蚀的几种情况及原因分析,并根据开车情况和原装置上废热锅炉的防腐经验采取了一些措施。     

天然气净化厂再生塔腐蚀机理研究及防治

长庆油田公司某天然气净化厂于2003年10月建成投产,净化装置引进成套加拿大普帕克300×10~4m~3/d脱硫脱碳装置,自投产以来,运行状态良好。但是,随着运行时间的延长,再生系统逐步出现腐蚀现象,导致吸收塔拦液频繁,溶液浊度偏高等问题。针对再生塔腐蚀的问题,通过对腐蚀原因的分析及各种防腐措施的比较,该厂选用再生塔内壁加防腐衬里的方式来减缓腐蚀。     

骤冷锅炉腐蚀损坏原因分析

本文研究了骤冷锅炉腐蚀损坏原因。通过解体检查和扫描电镜等多种仪器测试分析,查明了骤冷锅炉腐蚀类型和特征,确认锅炉水质不纯、排污不良、停运期间未进行防腐、热应力等是引起骤冷锅炉腐蚀损坏主要原因。从而有针对性地提出了防腐措施和建议,为骤冷锅炉防腐提供了技术上的指导和依据。     

浅谈套管阴极保护技术的应用

本文分析了长庆油田油水井外层套管的腐蚀情况,认为主要是电化学腐蚀造成的。为此,于1983年开始对5口油井采用阴极保护生产试验,结果取得了该地区保护参数及防护工艺,展现了套管防腐的美好前景。     

脱硫装置溶剂再生系统腐蚀分析及防护

对某公司炼油部1号脱硫装置溶剂再生系统的设备及管道腐蚀情况进行了详细总结,通过腐蚀机理及原因分析,认为造成该系统腐蚀减薄泄漏的主要原因是装置设计存在缺陷,材质等级偏低,热稳定性盐含量高,固体物含量高,造成胺腐蚀及冲刷腐蚀加剧,从而导致该系统设备及管道腐蚀减薄泄漏。针对上述原因,通过采取材质升级、投用胺液净化系统、完善系统过滤管理等防护措施,通过在线腐蚀监测系统发现设备及管道腐蚀速率明显下降,取得了良好的防腐效果,保证了该装置安稳长运行。     

净化厂锅炉水系统腐蚀与防护

分析了中国石油天然气股份有限公司长庆气田净化厂锅炉水系统腐蚀原机理,研究结果表明,锅炉水系统腐蚀主要为氧腐蚀、混入腐蚀产物引起的电化学腐蚀、碱腐蚀、二氧化碳腐蚀和电偶腐蚀等;影响腐蚀的主要因素有水中的溶解氧、碳酸盐、重碳酸盐、腐蚀性离子和pH值。应及早对蒸汽锅炉系统进行有效的水质稳定处理,彻底解决锅炉水系统存在的腐蚀、结垢危害,保证锅炉系统的安全、稳定运行。防腐措施包含清洗处理、炉内日常处理及停炉保护等三个方面。     

常减压蒸馏装置常顶换热器腐蚀分析

某公司10 Mt/a常减压装置检修时发现常顶双相不锈钢换热器管板表面腐蚀,出现微裂纹。对常顶换热器管板及管束进行成分检测及管束涡流检测,结果显示材质符合设计要求,未发现管束内部明显腐蚀减薄。同时对现场采用的工艺防腐措施、现场监测情况进行了调查分析,并在实验室内开展了模拟评定试验。分析认为,常顶注水量低于国内同行业该部位注水量,注水水质为脱硫净化水及部分塔顶冷凝水,还添加了不同性质的注剂,增加了塔顶腐蚀环境的复杂性,容易在应力集中部位形成表面微裂纹。建议增大常顶系统注水量,改善注水水质,并严格控制各种离子含量,同时进一步优化工艺防腐措施。     

油罐的腐蚀与防腐蚀

介绍了储油罐的腐蚀情况及其机理。根据多年积累的数据,归纳出油罐的腐蚀规律及应采取的防腐措施。通过经济技术分析,提出了新建的和在用的轻质油罐均应采取的防腐措施,而且新建油罐时进行防腐比投用后再进行防腐要经济合理一些。     

循环流化床锅炉水冷壁泄漏原因分析

针对某公司循环流化床锅炉首次出现的水冷壁泄漏,通过对受损管段割管进行化学成分分析、力学性能分析、管道解剖分析、腐蚀产物分析、金相分析、能谱分析以及水质调查,结果显示受损管道化学成分、力学性能及金相组织均能满足使用要求,根据泄漏部位在迎火面内表面,腐蚀坑呈凿槽型,腐蚀产物主要为Fe3O4且呈层状,对照各种锅炉受热面发生腐蚀的典型特征,分析造成水冷壁泄漏的主要原因是锅炉水质合格率控制偏低以及水冷壁中的汽水蒸发浓缩造成炉水碱度局部过高而发生碱腐蚀。后续采取水冷壁受损部位局部更换、水冷壁化学清洗措施进行补救,同时加强锅炉水质管理进行预防,锅炉再次开工后整体运行情况良好。     

火烧驱油过程中腐蚀因素分析及对策

从火烧驱油的机理入手,结合室内物模实验及现场火烧驱油生产气样进行分析,明确火烧驱油过程中主要腐蚀因素为:O2、燃烧生成的CO2、SO2等.对钢材的腐蚀因素评价,提出了可行的防腐措施.该项研究的实施,对于火烧驱油工艺现场生产的安全运行,具有非常重要的意义.     

一种抗二氧化氯腐蚀缓蚀剂的开发及性能研究

合成了一种双子吡啶季铵盐,通过复配制备了缓蚀剂BHH-08C。针对渤海湾JZ9-3油田生产工况,采用动态高压釜挂片失重法、电化学法及微观形貌分析法对BHH-08C的缓蚀性能进行了评价,结果表明该缓蚀剂可有效抑制JZ9-3油田水源井水中的二氧化氯腐蚀。加入70mg/L的BHH-08C可使腐蚀速率降低至0.068mm/a,缓蚀率达68.51%。扫描电子显微镜显示挂片表面无明显局部腐蚀。电化学极化曲线测试显示,BHH-08C是以抑制电化学反应阴极过程为主的缓蚀剂。     

苏6及苏36-11井区腐蚀因素分析与防护措施

苏里格气田属于低孔、低压、低丰度气田,气井产量低,稳产能力差。目前该气田还处于开发的中前期,与其它H_2S含量较高的气田相比,腐蚀并不严重,腐蚀所带来的问题目前还不突出。但腐蚀应是苏里格气田开发过程的一个难题。油管腐蚀将会引起管串断脱落井等井下事故,更换气井油管不仅增加修井作业成本,而且必须进行压井作业,又会对产层造成伤害,致使产气能力降低。套管腐蚀穿孔将直接导致气井报废。集输管道的腐蚀会引起火灾或爆炸等事故。因此,必须从现在开始积极进行苏里格气田开发井筒腐蚀研究,掌握苏里格气田腐蚀的规律和防腐的基础数据,为制定下一步防腐方案和措施提供依据。     

IMC-80BH型气井缓蚀剂应用效果评价

通过气井井筒腐蚀检测发现,靖边气田产水量较大的气井井筒腐蚀较为严重,个别气井油管出现了腐蚀穿孔、断脱等现象。井筒定期加注缓蚀剂具有效果好、易操作、费用低等特点,是气田最常用的防腐措施。为减缓靖边气田该类气井井筒腐蚀,延长井下管柱寿命,在对13种不同类型缓蚀剂进行室内评价和筛选的基础上,对优选出的IMC-80BH型缓蚀剂在现场开展了推广应用。本文介绍了该型缓蚀剂现场评价的方式及效果,现场评价试验结果表明:IMC-80BH型缓蚀剂能够有效抑制产水气井井筒的局部及整体腐蚀程度,缓蚀性能较好。     

典型炼油装置工艺防腐蚀实施与管理

随着炼油企业材质升级,炼油装置高温系统的腐蚀已基本得到了控制,低温系统的腐蚀成为影响炼油装置安全运行的主要因素,而工艺防腐蚀便是解决炼油装置低温系统腐蚀问题的关键措施。要解决好常减压蒸馏装置塔顶系统、加氢装置反应流出物系统、催化裂化装置分馏塔塔顶系统和循环水系统等的低温系统的腐蚀问题,就要提高企业的工艺防腐蚀管理水平,才能更好地管控炼油装置易腐蚀部位的管控,保障装置安全运行。     

油气开采过程中CO2腐蚀控制措施探讨

针对油气田严重的CO2腐蚀问题,人们提出了各种各样的防腐蚀措施。其中,应用缓蚀剂进行腐蚀防护已被大家公认为是一种经济有效的防腐措施。本文分析了腐蚀预测和腐蚀监测对防腐工作的重要性和可行性,介绍了常用的几种防腐措施,并着重分析了缓蚀剂防腐措施的有效性。     

浅谈建构筑物钢结构防腐措施及设计构造要求

叙述建构筑物钢结构防腐蚀的必要性和主要的防腐措施,同时在钢结构设计过程中在构造方面进一步满足防腐要求。     

利用灰色理论预测高含硫油井的硫化应力腐蚀

方法依据现场取得的少量样本,应用灰色动态趋势预测理论,预测高含硫油井在不同含水期的硫化物应力腐蚀速率。目的为高含硫油井在不同含水期采取防腐措施提供理论依据。结果通过对预测数据进行残差检验、关联度检验,其平均相对误差为０７８５％,最大相对误差为２４％,关联度ＲＫ０≥０６３,达到了预测精度。结论该方法所需样本数（项目、数据）少,可靠性高,预测结果可用于指导现场生产。     

TH系列防腐蚀涂料在炼油厂冷换设备上的应用

通过对炼油厂冷换设备腐蚀原因的分析 ,针对性地采用TH系列防腐蚀涂料 ,取得了良好的效果和经济效益 ,与涂刷前相比 ,设备使用寿命可由 2年延长到 6年。使用 10年来 ,其直接和间接经济效益达 6 70万元。     

重油催化装置分馏塔防腐技术应用总结

主要分析了宁夏石化公司90万t/a重油催化装置在扩能改造后,分馏塔出现的腐蚀现象及采取的措施,更换防腐蚀药剂的情况及总结。