RFCC炼制高含硫油的设备防腐

介绍了中石化金陵分公司重油催化装置炼制高硫原油对设备的危害性，概述炼制高含硫原油时的设备现状以及防腐的必要性，并着重论述了重催硫腐蚀的机理和发生硫腐蚀的部位以及炼制高硫原油的安全对策。     

常减压装置炼制劣质原油的腐蚀分析

在进口原油日渐增多的背景下,越来越多企业开始重视高硫高酸原油的加工。而为了保证装置的稳定、安全生产,就必须高度重视高硫高酸原油所带来的腐蚀问题。基于此,本文主要分析了常减压装置炼制劣质原油的腐蚀情况,并提出了相应的改善措施,仅供参考。     

炼制高硫原油设备防腐蚀对策

分析了近几年来扬子石化公司炼制高硫原油设备的腐蚀类型、原因 ,总结了防护措施和使用经验 ,为今后炼制进口低品质高含硫原油提出了防护途径     

沧州炼油厂成功接炼新疆塔河原油

以高硫、高残炭、高酸值、高密度、高重金属含量而著称的国内“五高”新疆塔河原油已被沧州炼油厂成功炼制,生产出合格产品,标志着该厂在炼制特殊石油技术方面又有了新的突破。 为实现中国石化股份公司的效益最大化,沧州炼油厂按照中国石化股份公司的要求,接炼新疆塔河原油。由于新疆塔河原油的“五高”特点,非常难以加工,一般的炼油装     

炼制高硫高酸值原油的腐蚀与对策

总结我厂炼制高酸值的辽河和胜利原油的经验及文献资料，对我厂炼制高硫高酸值原油的设备腐蚀及应对措施提出一些看法。     

炼制高含硫原油时污水硫化物浓度对生化处理的影响

生化处理已广泛用作炼油污水的二级处理手段,它不仅能除酚、除油,而且除硫的效率也相当高,一般可达80～90％。据报道,当污水硫化物含量大于10毫克/升时,活性污泥就有上翻流失现象。许多炼厂反映,加工高硫原油时污水处理难度大。本文就炼制高硫原油时污水硫化物浓度对生化处理的影响,进行了初步考察。     

湿硫化氢对在役压力容器的影响与分析

0前言随着石化行业加工技术的发展,特别是对高硫原油加工的日益增多,硫化氢对压力容器的腐蚀性愈加严重。众所周知,在石油炼制过程中,原油中的硫化物以各种形态存在,主要有硫醇(RsH)、硫醚(RsR′)硫化氢(H2S)等。这些硫化物中参与腐蚀反应的主要是H2S,SRSH和易分解成H2S的硫化物,一般称其为腐蚀源或活性硫。其中硫化氢是造成炼油厂设备腐蚀最活跃的硫化合物,原油开采出来时伴有水分这些水分含有NaCL、CaCL2、MgCL2等盐类。在炼制过程中MgCL2和CaCL2很容易受热水解生成腐蚀性很强的HCL,原油中的硫化物则分解成H2S,就会形成HCL…     

炼油装置仪表测量用钢管的设计选用

随着石油炼制工业的迅速发展和进步,加工高硫和高含酸原油炼油装置的长周期安全运行以及装置大型化的趋势,对仪表测量管路的设计也提出更高的要求.重点介绍了仪表测量管路中钢管的规格和设计选用.     

高硫进口原油生产润滑油基础油的经济途径

本文介绍了进口含硫原油的基本性质,探讨了加工进口高硫原油生产润滑油基础油过程中的腐蚀问题、工艺问题及所采取的对策,并对适合于我国现状的经济性高硫原油加工流程进行了初探。     

第二常减压蒸馏装置减压塔的腐蚀与防护

文章叙述了炼制商硫、高酸值孤岛原油减压塔的腐蚀原因及防护措施.     

X65/316L机械复合管焊接接头CO2腐蚀行为研究

在模拟CO<,2>腐蚀环境中,采用高温高压釜对复合管内层不锈钢焊接接头的CO<,2>腐蚀行为进行了试验研究.结果表明,焊接接头随着腐蚀温度的升高,腐蚀产物膜越来越多,到了95℃时,有脱落的趋势,腐蚀速率随温度升高不断增加.通过EDS分析结果可知,复合管内层发生CO<,2>的腐蚀产物可能为FeCO<,3>和Cr<,2>O...     

水下采油树30CrMo钢/625合金异金属腐蚀机理试验研究

针对水下采油树在海水和内部流体长期作用下极易发生腐蚀的问题,借助高温高压反应釜,对流花11–1油田水下采油树的30CrMo钢/625合金的电偶腐蚀和堆焊金属腐蚀分别进行了腐蚀浸泡模拟试验,采用扫描电子显微镜和能谱分析仪分析了腐蚀产物膜的微观形貌和化学成分,并分析了30CrMo钢和625合金的异金属腐蚀机理。研究发现,水下采油树的30CrMo钢与625合金接触时,30CrMo钢易发生较严重的均匀腐蚀,且接触位置及堆焊焊缝处30CrMo钢存在较严重的沟槽腐蚀。水下采油树不同金属接触腐蚀的原因包括电偶腐蚀和缝隙腐蚀,堆焊修复后热影响区金相组织的不均匀性也会加剧缝隙腐蚀。研究结果表明,水下采油树应尽量避免不同金属接触形成异金属电偶腐蚀体系,修复已发生局部腐蚀失效的水下采油树时应合理选择堆焊材料并进行全覆盖堆焊,避免异金属腐蚀风险。      

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空气钻井因其钻速快，防漏制漏效果好，具有常规钻井液不可比拟的优越性，但由于含氧量高，当其遇到地层水时，钻具腐蚀情况较为严重。以伊朗TABANK气田14井为例，该井地层水为腐蚀介质，研究了温度、空气压力、含砂量、砂子粒度、转速和pH值对S135钻杆钢的腐蚀影响，为以后空气钻井防腐提供了参考依据。试验结果表明：腐蚀速率随温度、空气压力或转速的升高而增大，在低温或低压下，腐蚀为均匀腐蚀；高温或高压下，呈现非均匀腐蚀现象。随腐蚀介质中含砂量的增多，石英砂对S135钢的磨蚀作用增强，腐蚀速率逐渐增大，石英砂越细，则其磨蚀作用越强，腐蚀越明显；均匀混合的石英砂较单一级配的石英砂对钢片的腐蚀程度大。腐蚀速率随pH值的升高而降低，碱性条件有利于防腐。     

抗温抗盐复合缓蚀起泡剂的室内评价及应用

天然气气井开发中后期因地层能量降低,携液能力下降,致使产水气井井筒内积液严重,影响气井产能。对此,需要采取泡沫排水措施以维持气井正常生产。川渝地区大多为含H2S和CO2的酸性气田,在进行泡排的同时需要进行腐蚀防护。因此,开展了复合缓蚀起泡剂的评价研究及应用,以实现在酸性气藏开采中的泡排和防腐联作。对复合缓蚀起泡剂CT5-20的性能进行了评价研究,证明该复合缓蚀起泡剂不仅抗温抗盐(150℃、300g/L矿化度)、泡排性能优异,而且具有较好的腐蚀防护性能。用该缓蚀起泡剂在重庆气矿X井进行现场试验,取得了较好的缓蚀泡排效果,说明CT5-20复合缓蚀起泡剂的应用可以实现高温、高矿化度酸性气井的泡排防腐联作。     

立式圆筒钢制储罐腐蚀失效调查

通过对炼油厂储罐腐蚀失效形式的调查分析 ,得出局部腐蚀是导致储罐失效的主要原因。储罐局部腐蚀部位及程度与盛装介质和罐型有关 :油质越轻 ,腐蚀越重 ,且拱顶罐的腐蚀较浮顶或内浮顶罐严重。拱顶罐加装内浮顶和采用WA92 9系列涂料进行内部防护可有效延长储罐使用寿命     

川中含硫区块回注井油套管腐蚀及缓蚀剂防护

川中地区气田水在回注过程中暴露出井下管束断落、腐蚀穿孔及窜漏等现象。其中,由于腐蚀导致停注的回注井占停注井的35%以上。从腐蚀评价结果发现,川中含硫区块在役回注井油套管处于中度和严重腐蚀,温度升高腐蚀加剧,且呈现局部腐蚀特征。通过对缓蚀剂溶解性和防腐效果评价,筛选出适合川中含硫区块回注井的井下油套管缓蚀剂CT2-19C,其液相缓蚀率80%。     

子洲—米脂气田气井腐蚀防护技术研究

通过介绍子洲-米脂气田近年开展挂片试验、不压井腐蚀检测、起出油管腐蚀调研等气井腐蚀防护研究,确定子洲-米脂气田腐蚀轻微,现用缓蚀剂加注制度可以满足气井腐蚀防护需求,并可以进一步优化加注制度。同时,文章对子洲-米脂气田气井缓蚀剂加注制度进行优化,确定更合理的腐蚀防护方法,以满足气井腐蚀防护需求。     

用灰色关联分析法研究海上油井腐蚀影响因素

根据两口油井的腐蚀监测数据,用灰色关联分析法研究了同一口井、不同监测时间的腐蚀速率及腐蚀影响因素,并结合腐蚀预测模型的预测结果和现场监测挂片的腐蚀监测结果,对油井腐蚀规律进行了初步探讨。造成所选两口油井腐蚀的主要因素分别是腐蚀电化学因素和流体动力学因素,这一分析结果与挂片的腐蚀监测结果相吻合。采用灰色关联分析法可较为有效地找出油井腐蚀的主要影响因素,将其与腐蚀预测模型(或软件)相结合可对较为复杂的腐蚀情况进行分析和判断。     

钻具的腐蚀与防护

随着钻井工艺向高速，深井方向发展，钻具腐蚀与防护问题日益紧迫，它不但关系到降低钻井成本和保证钻井安全，而且还关系到新的钻井液和新的钻井工艺能否推广和发展，综述了钻具腐蚀与防护研究进展。钻井液的腐蚀性成分主要为溶解气体（氧，二氧化碳，硫化氢）和盐类。它们在电化学作用和应力作用下会形成均匀腐蚀，斑点腐蚀，点腐蚀和应力腐蚀，控制这些地腐蚀的措施包括：合理选用钻具钢材质，控制钻井液的pH值，用化学剂除去腐蚀性成分，应用缓蚀剂，介绍了钻具腐蚀与防护研究面临的新挑战。     

重油催化酸性水罐的腐蚀

重油催化装置酸性水罐V6203的腐蚀主要是H2S引起的均匀腐蚀和应力腐蚀开裂,而垢下腐蚀形成的蚀坑则是应力腐蚀开裂的裂纹源.经采用玻璃鳞片涂料进行防护后,已运行3年,至今仍完好.