靖边气田天然气脱硫装置腐蚀行为研究

靖边气田天然气采用湿法脱硫工艺，脱硫剂为醇胺溶液，设备及管线在运行过程中存在均匀腐蚀和局部腐蚀现象。为分析腐蚀原因，确定腐蚀程度，分别从气相腐蚀、液相腐蚀、电偶腐蚀三方面开展了实验与分析工作，分析了MDEA富液中降解产物的成分，研究了主要降解产物对20^#碳钢腐蚀速率的影响。通过新配脱硫贫液的高压模拟实验与现场连续两年的富液腐蚀速率测试结果对比分析，发现低浓度降解产物对碳钢腐蚀速率影响程度较小。根据在役压力容器内不同金属材质的面积比例，测试了电偶腐蚀对富液腐蚀速率的影响程度，实验发现在用材料1Cr18Ni9Ti不锈钢和20^#碳钢构成的电偶对设备腐蚀程度贡献额小，天然气脱硫设备内腐蚀程度属于弱腐蚀范围。     

影响醇胺脱硫溶液腐蚀性的因素研究

针对天然气净化厂醇胺脱硫系统存在的腐蚀问题,考察了温度、溶液胺浓度、溶液酸气负荷、溶液中的热稳定性盐以及降解产物等因素对腐蚀的影响.研究表明,在H2S和CO2存在下温度对腐蚀的影响较为明显,温度越高,腐蚀速率越大;溶液中的热稳定性盐和降解产物也易引起设备和管线的腐蚀;溶液胺浓度和酸气负荷越高,对脱硫系统设备和管线的腐蚀越严重.     

天然气脱硫装置中杂质对胺液腐蚀性影响研究

靖边气田天然气脱硫装置胺液在长期使用过程中,受地层水携带杂质、管线腐蚀产物、溶液降解产物等不断累积影响,造成溶液品质下降,本文通过采用CORTEST高压釜测试系统模拟不同杂质含量的胺液腐蚀环境,开展了低温(40℃)和高温(120℃)条件下单因素杂质和多种杂质存在时溶液腐蚀性测试,通过计算均蚀速率和点蚀速率,分析不同杂质对溶液腐蚀性的影响,并利用MINITAB 15.1软件进行排序,确定了影响胺液腐蚀性的主要杂质种类及影响程度大小,为后期开展天然气脱硫装置腐蚀防护提供了依据。     

高含硫天然气净化装置脱硫溶液发泡诱因研究

普光气田采用甲基二乙醇胺(MDEA)作为天然气净化厂装置脱硫的溶剂。生产过程中,该溶剂配制的胺液在装置内部循环过程中易变质发泡,从而影响脱硫效果。通过气相色谱-质谱联合测试法(GC-MS)分析循环胺液的组分,在实验室模拟不同条件下的胺液降解,并采用GC-MS和高分辨质谱定性分析降解产物的组分,对比发现,循环胺液中确实存在部分CO2导致的降解产物。选取主要的降解产物以模型组分方式加入新配制的MDEA溶液中,考察其导致溶液发泡的规律。研究结果证明,脱硫胺液的发泡诱因为降解产物,并且其中的HMP和Bicine对MDEA溶液发泡产生较为明显的影响。     

废MDEA溶液回收技术研究

由于天然气净化处理过程的复杂性,经过长时间的运行,受原料气、MDEA溶液所夹带杂质及净化装置运行过程本身所产生腐蚀、降解产物的影响,常会导致MDEA溶液的污染,影响天然气的脱硫、脱碳效果,甚至使天然气的净化指标不能完全达标。随着气田生产能力的增加,每年因污染严重被废弃的MDEA也在逐年增多,不但增加了天然气净化的生产成本,而且污染环境。因此,根据度MDEA溶液的特性,提出了废MDEA溶液回收的技术思路和试验的可行性方案,通过室内试验发现,采用减压蒸馏对废MDEA溶液回收的方法是可行的,进一步开展了废MDEA溶液工业回收技术研究。研究表明,系统压力在-0．08MPa, 蒸馏温度为150℃,采用减压蒸馏可以有效回收度MDEA溶液。     

废MDEA溶液回收技术研究

由于天然气净化处理过程的复杂性。经过长时间的运行，受原料气、MDEA溶液所夹带杂质及净化装置运行过程本身所产生腐蚀、降解产物的影响．常会导致MDEA溶液的污染。影响天然气的脱硫、脱碳效果，甚至使天然气的净化指标不能完全迭标。随着气田生产能力的增加，每年因污染严重被废弃的MDEA也在避年增多．不但增加了天然气净化的生产成本，而且污染环境。因此，根据废MDEA溶液的特性，提出了废MDEA溶液回收的技术思路和试验的可行性方案，通过室内试验发现，采用减压蒸馏对废MDEA溶液回收的方法是可行的，进一步开展了废MDEA溶液工业回收技术研究。研究表明，系统压力在-0．08MPa，蒸馏温度为150℃。采用减压蒸馏可以有效回收废MDEA溶液。     

工艺参数对MDEA脱硫装置安全平稳运行的影响分析

川渝气田某高含硫天然气净化厂采用MDEA脱硫工艺,装置在日常生产运行过程中出现了较为严重的腐蚀及拦液发泡问题,多次停车。为明确原因,结合装置检修期间发现的具体问题,对运行期间的溶液质量、酸气负荷、溶液循环量、流速、温度等关键参数进行了分析。结果表明:①部分管线局部流速超过30 m/s;②酸气负荷长期超过设计值0.6 mol/mol;③重沸器及再生塔底部温度超过127℃;④MDEA溶液中产生大量热稳定盐及颗粒物。在此基础上,进一步阐述了不同工艺参数间存在的相互关系及其对装置平稳运行的影响。建议在今后的生产运行过程中,加强脱硫装置工艺参数的综合管理,确保实际运行符合设计要求。     

影响脱硫溶剂UDS与MDEA腐蚀性的因素考察及比较

为了有效改善天然气净化溶剂的腐蚀性,通过挂片失重法对脱硫溶剂UDS与MDEA的腐蚀性进行了比较研究,考察了温度和溶剂氯含量对两种溶剂腐蚀性的影响。实验表明,随着温度的升高,两种溶剂的腐蚀性均随之增强。在120℃以下,UDS和MDEA溶剂对不锈钢挂片的腐蚀速率增加缓慢;在120℃～150℃之间,两种溶剂对不锈钢挂片的腐蚀速率显著增大;在30℃～120℃范围内,两种溶剂对20#碳钢挂片的腐蚀速率逐渐增加;UDS富液的腐蚀速率是贫液的96倍左右。随着溶液中氯含量的增大,UDS和MDEA溶剂的腐蚀速率均增大,且无机氯对溶剂腐蚀的影响要强于有机氯;UDS溶剂对20#碳钢挂片的腐蚀情况比MDEA溶剂的弱。     

加氢装置高温液相管线选材探讨

加氢装置在高温临氢环境下工作,存在H2/H2S腐蚀问题,而对于装置中的高温液相管线,通常不考虑溶解氢的作用。过去的研究与实践中有许多案例证实液相管线腐蚀速率较高,但缺乏具体的定量分析,该文依据McConomy曲线、Nelson曲线、Couper-Gorman曲线以及API 939-2019中提出的3条与氢分压相关的高温硫化氢腐蚀曲线对加氢装置高温液相管线腐蚀速率进行计算(其中氢分压的计算按照API 941-2016中提出的方法),重点对液相管线中物流为热低分油的管线遵照Nelson曲线核算选材极限,并按照上述5条曲线分别对某炼油厂渣油加氢装置的多条热低分油管线的腐蚀速率进行核算及对比,分析了适合该环境下的腐蚀速率估算方法,提出了该环境下选材的合理化建议。     

MDEA脱硫溶液发泡研究

大型天然气处理装置普遍采用醇胺法工艺,目前主要使用MDEA及其配方溶剂对酸性天然气进行净化处理。由于MDEA溶液本身抗污染能力存在不足,加之醇胺溶液的降解、变质、腐蚀等因素,溶液发泡的情况时有发生,影响了装置的平稳操作,导致产品气不合格,造成溶剂大量损失,严重时甚至引起装置停车。从发泡机理入手,通过开展大量实验,系统地评价了MDEA溶液系统中存在的多种杂质对脱硫溶液发泡的影响,对实际生产可起到一定的借鉴作用。     

影响溶剂再生装置运行的若干问题及对策分析

分析了溶剂再生装置运行过程中时常出现的问题,如:胺液发泡造成再生塔冲塔,操作波动大,贫液质量差,设备及管线的腐蚀较为严重,溶剂再生装置负荷过重影响再生脱硫效果等。结合实际生产操作,提出具体应对及预防措施,如选用高效复合配方型MDEA脱硫剂,提高胺液清洁度,减轻和防止腐蚀以及对再生系统进行扩能改造,以保证装置的长期、高效、安全和平稳运行。     

天然气净化装置腐蚀行为与防护

含硫天然气净化过程中存在严重的腐蚀行为。对天然气净化装置开展腐蚀行为研究并提出相应的防护措施,对天然气净化工业的安全生产具有重要意义。调查显示,胺法脱硫脱碳装置腐蚀较严重的部位有：再生塔塔壁及内部构件、贫富液换热器、高温富液管线、重沸器及相连管线等。通过对电化学腐蚀、化学腐蚀、碳酸盐或硫化物等引起的应力腐蚀及氢鼓泡等腐蚀破坏形态分析,结合国内外关于H₂S及CO₂ 腐蚀机理研究,探讨了H₂S、CO₂及热稳定性盐等对脱硫装置腐蚀影响机制,并针对性地提出了天然气净化装置腐蚀防护措施。     

DMTO装置反应系统高温部位的腐蚀及选材研究

DMTO装置甲醇在高温酸性催化剂作用下的反应产物中有甲酸、乙酸等小分子有机酸,这些有机酸对设备都有强烈的腐蚀性。为此在含有乙酸的高温水蒸气容器中进行了腐蚀试验研究。试验表明:分别在乙酸浓度增高或乙酸温度升高时,20G和15Cr Mo腐蚀速率加快,S31603和S32168两种材料的腐蚀速率几乎不变;在530℃时,20G和15Cr Mo的腐蚀速率可达到0.75 mm/a;S32168或S31603耐腐蚀性能优异,在试验温度范围内腐蚀速率均小于0.002 5 mm/a。根据该试验,DMTO装置反应系统高温部位设备接触腐蚀性介质的内件选用S32168,设备外壳体选用常用的材料Q245R并适当增加腐蚀裕量,自第一套DMTO装置安全运行近五年来,证明DMTO装置反应系统等高温部位的选材,可完全满足DMTO装置运行要求。     

高含硫天然气脱酸气装置提效降耗优化

为了提高高含硫天然气脱酸气装置的净化气产量并降低净化过程的综合能耗,依据中国石化普光天然气净化厂脱酸气装置的现场运行数据,采用ProMax建立了相应的工艺仿真模型,针对主要操作参数包括甲基二乙醇胺(MDEA)溶液的循环量,浓度和进入一、二级吸收塔的温度等开展灵敏度分析与优化研究,并结合现场实际,在优化工况下,分析原料气负荷降低、压力降低及H——2S含量升高对净化气气质与收率的影响规律。研究结果表明:①降低MDEA溶液循环量、浓度以及进塔温度可提高胺液吸收的选择性,有利于提高净化气的收率,其中MDEA溶液循环量是影响脱酸气装置综合能耗的主要因素;②当原料气负荷、压力以及H2S含量波动时,在优化工况下能够满足高含硫天然气的净化要求;③在低负荷下可通过减少再生蒸汽量和调整胺液进二级吸收塔位置实现节能;④H2S含量每增加1%,需将MDEA溶液循环量提高约20×10~3 kg/h;⑤经过参数优化,在满负荷工况下净化气收率可以提高0.5%,综合能耗降低19.1%。     

胺液净化复活技术在天然气净化工艺中的应用

脱硫装置在运行过程中出现不同程度的胺液污染与降解腐蚀,导致溶液易发泡、溶液损耗增加、装置腐蚀、运行不平稳等问题。通过对醇胺天然气净化工艺及气体组成、胺液降解原理分析,初步判断溶液中主要降解及污染产物为热稳定性盐及气体或溶液配制中混入的氯化物,针对此污染物特性,在靖边气田天然气净化厂开展胺液在线净化技术应用试验研究,取得了一定效果及认识,提出了今后胺液净化攻关方向和目标。     

MDEA/DEA混合胺的实验室和工厂装置数据的比较

DEA和 CO2 反应形成副产物而产生的降解早在 195 6年就得到了证明。文献中的实验室数据也表明在 MDEA/DEA混合物中DEA的降解比在 MDEA中更为显著。我们的实验室数据证实了这个结果。然而 ,实验室反应釜腐蚀性试验显示 ,这些溶液对碳钢试片和不锈钢试片的腐蚀速率低于 1密耳 /年 ( mpy) ,从许多套使用MDEA/DEA混合物的装置中 (有些从 1989年起就在运行 )取得的数据表明装置腐蚀和MDEA/DEA中 DEA降解问题比实验室降解数据低得多。我们考察了使用 DEA的 98套工业装置操作数据。在 98套装置中 ,仅有 6套装置中的DEA降解产物大…     

3号溶剂再生装置的腐蚀问题及应对策略

3号溶剂再生装置开工后,实现了全厂临氢装置胺液和非临氢装置富胺液独立再生和循环使用。在运行过程中发现再生塔顶部水冷器前三通腐蚀泄漏,对泄漏原因进行了分析,结果表明：管线材质等级不够,管道布局不合理,装置原料硫化氢含量高。通过更改管线材质、更改管道布局方式可减缓此部位的腐蚀,增加脉冲涡流扫查的范围和频次可有效监控易腐蚀部位的情况。     

醇胺脱硫溶液的降解和复活

脱硫过程中,醇胺溶液因原料气中含有一些杂质导致发生降解,主要产物为热稳定性盐。醇胺降解不仅降低脱硫处理能力和脱除效率,而且随着溶液中热稳定性盐含量增加,容易引起发泡,增大溶液损耗;同时由于有的热稳定性盐为酸性,还会造成设备、管线的腐蚀和堵塞,因此消除产生的降解产物,并使溶液重新复活成为脱硫装置面临的重要课题。简要阐述了目前常用醇胺MDEA降解过程和热稳定性盐形成过程及产生的主要影响,并对用于脱硫溶液复活的几种工艺进行了介绍。     

更换焊条解决孔蚀问题

化工厂、炼油厂以及天然气净化厂湿法脱硫脱碳装置的贫液、半贫液和富液管线的坑点腐蚀比较严重 ,南京炼油厂以前也是如此 ,上述三种管线穿孔全部发生在焊缝处。管线内的介质为 10 %～ 15 %的单乙醇胺水溶液 (以后改为二异丙醇胺水溶液 ,再以后又改为甲基二乙醇胺水溶液 ) ,含硫化氢 2～ 7kg/m3,含CO2 为2～ 30kg/m3,富液温度为 80～ 85℃ ,贫液及半贫液温度为 115～ 12 0℃ ,管线焊缝处腐蚀形式为小孔腐蚀。母材材质为A3、2 0号钢管 ,而焊条以前一直用“结 4 2” ,从 1981年 9月改用“奥 30 2” ,新管线未对焊缝进行退火处理 ,至今已 2 0…     

芳烃抽提装置设备管线腐蚀与对策

介绍了芳烃抽提装置设备及管线的运行状况,列举了近年来装置设备及管线在运行中出现的腐蚀部位及泄漏情况,分析了腐蚀形成的主要原因,剖析了芳烃抽提装置所用萃取溶剂环丁砜在运行中出现降解及降解产物对设备及管线造成腐蚀的作用机理及影响因素。提出了控制萃取溶剂环丁砜循环系统在运行过程中氧含量、提高溶剂系统pH值和运行设备及管线材质升级等解决措施。同时对设备及管线易腐蚀部位做定期测厚,监控其在装置运行期间的腐蚀泄漏状况,以便及时采取措施,减小腐蚀造成的风险。措施实施后,明显减少或消除了芳烃抽提装置设备及管线腐蚀的发生几率,确保了芳烃抽提装置的长周期运行。