一乙醇胺脱硫装置的腐蚀与防护

一乙醇胺脱硫,早在三十年代就已工业化了.由于一乙醇胺溶剂(MEA)价格较便宜,净化度及硫负荷较高,又积累了不少的操作经验,所以目前国内外仍广泛使用这种方法.特别是对于不含COS和CS_2,而含中等或低等量酸气(H_2S<2%)的气体,使用一乙醇胺法是最好的净化方法之一.但此法也有较大的缺点,即装置腐蚀较严重,溶剂易变质、发泡等. 我国第一套使用一乙醇胺水溶液作脱硫     

炼油厂气体脱硫装置腐蚀及防护

介绍了联合装置干气脱硫单元及重油加氢脱硫单元 2套脱硫装置的酸性气系统以及胺液系统的设备和管线腐蚀情况 ,对造成 2套装置腐蚀程度不同的原因进行了分析 ,并且提出了相应的防护措施     

醇胺法脱硫脱碳装置的腐蚀与防护

影响醇胺法装置腐蚀的因素甚多,但工业试验表明,装置的腐蚀严重程度总是随原料气中酸性气体(H2S CO2)浓度增加而增加。因此,可以认为装置上最主要的腐蚀剂就是酸性气体本身。醇胺法装置上出现的腐蚀形态主要有全面腐蚀、局部腐蚀和硫化氢应力腐蚀开裂(SSCC)三种。醇胺的各种降解产物对装置的电化学腐蚀有重要影响,尤其是醇胺氧化降解而生成的酸性热稳定性盐(HSAS)有很强的腐蚀性,故对草酸盐之类降解产物必须严格控制。醇胺法装置的防腐蚀必须采取综合性措施,可归纳为合理的设计条件、严格的操作控制、恰当的材料选用与必要的工艺防护。     

重油加氢装置脱硫系统腐蚀与防护

分析了重油加氢脱硫系统的腐蚀原因,认为该系统腐蚀是酸性气硫化氢和二氧化碳共同作用的结果．而冲蚀是空冷出口部位高腐蚀率的主要原因之一。针对空冷出口管线的严重腐蚀进行了材质和缓蚀剂室内、现场试验,结果证明：SYH—VBl缓蚀剂的缓蚀率在90％以上,缓蚀效果显著.     

液化气及干气脱硫装置的腐蚀与防护

中国石化股份有限公司济南分公司的液化气及干气脱硫装置是该公司1.40Mt/a重油催化裂化装置的配套装置,自1996年开工运行以来,塔底重沸器和它的出口管线以及贫/富胺液换热器等部位多次发生腐蚀泄漏事故。液化气、干气脱硫装置的腐蚀属胺-H2S-CO2-H2O体系的腐蚀,温度以及杂质Cl-等对腐蚀有重要影响;当温度低于特定值时,上述体系的腐蚀十分微弱,在相变区域或高流速区域腐蚀则十分剧烈;而Cl-的聚集则会造成局部腐蚀破坏。采取及时补充新鲜溶剂,在溶剂系统加注缓蚀剂和采取隔绝空气(油封、氮封、内浮盘)措施,可取得良好的防护效果。     

制氢装置脱碳系统的腐蚀及措施

本文针对辽阳石油化纤公司化工一厂制氢装置脱碳系统的腐蚀问题进行分析。提出了防止脱碳系统腐蚀的具体措施,并经过多年的实际运行使脱碳系统的腐蚀问题基本得到解决。同时减少了脱碳系统中的结垢物,延长设备的使用寿命,具有一定的现实意义。     

两种典型气体脱硫装置的腐蚀及防护措施

介绍了胜利炼油厂联合装置干气脱硫单元及重油加氢脱硫单元两套脱硫装置的酸性气系统及胺液系统的设备、管线腐蚀情况，对造成两套装置不同腐蚀特点的原因连行了分析，提出了在该系统下的防护措施。     

原油蒸馏装置腐蚀与防护措施

对原油蒸馏装置的设备腐蚀原因及腐蚀机理进行了分析,提出从操作工艺、设备材质和实施在线监测方面防止设备腐蚀发生的措施,收到了较好的防腐蚀效果,确保了装置的安全平稳运行。     

气体脱硫装置腐蚀原因分析及防护措施

针对气体脱硫装置运行特点及近期出现的设备腐蚀泄漏情况,详细分析了脱硫系统产生腐蚀的原因,并制定相关防护措施,确保装置的长周期运行。     

催化裂化装置的腐蚀及防护

对中原油田石油化工总厂催化裂化装置的腐蚀部位和腐蚀原因进行了分析,认为H2S、CO2、氮化物、NH3、H2O及工艺操作不当是造成催化裂化设备产生腐蚀的主要原因.调整工艺与应用新技术,可使腐蚀得到适当降低.     

靖边气田复配MDEA溶液悦硫及悦碳技术研究

针对靖边气田天然气的特点,对以MDEA溶液为基础的溶液复配进行了研究。研究及应用结果表明:复配溶液酸气负荷较高,脱硫、脱碳性能较好,经济适用,是实现装置在较低能耗下脱硫、脱碳及保证净化气质量指标合格的首选途径。靖边气田对装置运行参数进行优化后,进一步降低了装置运行能耗和生产成本,取得了良好的经济效益。     

大涝坝气田油管腐蚀原因分析及治理对策

大涝坝凝析气田油管在生产中多次出现腐蚀穿孔而报废,严重影响了该气田的安全生产。为找出该气田油管腐蚀失效的原因及其影响腐蚀的因素,有针对性地防治油管腐蚀,首先分析了该气田油管的腐蚀规律及油管腐蚀形貌特征,结合该气田生产介质和运行工况,进行了P110、13Cr和HP13Cr等3种材质油管的模拟腐蚀试验,分析了温度、CO2分压、Cl-质量浓度、流速等因素对油管腐蚀的影响程度。结果表明:对腐蚀程度影响最显著的是温度,流速和CO2分压次之,Cl-质量浓度较弱;油管腐蚀最严重的井段(600～2500 m)是在温度90 ℃、CO2分压0.19～0.37 MPa条件下,CO2腐蚀、流体冲刷腐蚀和缝隙腐蚀共同作用下造成的。同时分析了丝扣类型和环空保护液对油管腐蚀的影响,认为偏梯型扣的FOX螺纹油管较梯形扣EUE螺纹油管抗腐蚀性强,CT/TPK-2型环空保护液能有效防止油管外壁发生腐蚀。提出采用“封隔器+环空保护液+13CrFOX螺纹油管+P110 EUE螺纹油管”的完井方式防治油管腐蚀,腐蚀最严重的600～2500 m井段选用13CrFOX螺纹油管。      

己内酰胺装置管道腐蚀与防护

己内酰胺装置管道腐蚀主要表现为保温碳钢管道的外腐蚀、磨损腐蚀、不锈钢管道焊接接头的晶间腐蚀和应力腐蚀。文章对各种腐蚀现象进行了分析,对防护措施进行了探讨,并为该装置管道安全运行提出了建议。     

烟气湿法脱硫装置脱硫塔的腐蚀及防护

湿法烟气脱硫是国内除尘脱硫控制SO2排放的主要技术,其中EDV(非再生湿气洗涤工艺)和双循环湍冲文丘里技术应用最为广泛。脱硫装置接触介质复杂,介质腐蚀性强,造成脱硫塔塔壁腐蚀穿孔、烟囱腐蚀减薄、喷淋管及支撑梁断裂等,影响装置长周期运行。针对上述腐蚀等问题,分区域对金属塔和内衬非金属防腐涂料的塔体进行分析,从工艺控制、材料选用、结构优化、施工质量控制和操作运行等方面提出防腐蚀整改措施,效果良好。     

芳烃装置户外钢结构腐蚀与防护对策

文章通过对中国石化上海石油化工股份有限公司4号芳烃装置户外钢结构腐蚀情况及腐蚀原因进行调研,对钢结构失效的涂层进行了取样分析,分析结果表明,钢结构涂层失效的主要腐蚀原因为在氯化物及硫化物强腐蚀环境下涂层设计选材不合理所致。根据分析结果提出了不同表面处理要求的3套户外钢结构的防腐蚀方案,并对3套防腐蚀方案进行加速腐蚀盐雾试验和SO2腐蚀试验,试验结果显示只要防腐蚀涂层的表面处理质量达到要求,厚度达到250μm以上,并分底、中、面3层进行刷涂,同时严格控制每层刷涂的间隔时间,均能达到良好的防腐蚀效果。根据试验结果确定了两套钢结构防腐蚀措施,并根据现场情况选择了其中一套方案对钢结构进行防腐蚀施工,钢结构涂层至今使用4 a仍完好,涂层使用寿命得到了提高。     

RFCC气体分离脱硫系统的腐蚀及控制

通过脱硫剂、贫液、富液对碳钢的腐蚀试验证明 ,贫液中游离活性H2 S、CO2 是造成RFCC气体分离脱硫再生系统产生腐蚀的主要原因。采取投加缓蚀剂的方法可使腐蚀得到控制 ,当溶剂中缓蚀剂含量达到0 .0 2 %时 ,碳钢的腐蚀速率可控制在 0 .15mm/a以下     

牙哈凝析气田腐蚀机理及防腐措施研究

塔里木油田牙哈凝析气田是西气东输的主力气田之一,井下油管到地面集气管线、节流阀,均存在不同程度的腐蚀。针对井下管柱及地面管线腐蚀的严重情况,通过机理研究和腐蚀监测,基本摸清了腐蚀的原因,并实际应用了一些防腐措施如分批次更换了采油树（内衬不锈钢、修复）和油管、优化井口流程,减少弯头数,弯头选用4-5D大曲率半径弯头,角阀后适当扩径,消除闪蒸影响及采用双金属复合管等,收到了不错的效果。     

普光气田集输系统腐蚀状况分析及防治措施

对普光气田集输系统进行了腐蚀状况统计分析,2010年5月普光气田3号线全部监测挂片的腐蚀速率平均值为0.032 mm/a,总的统计数据趋势是分离器液相出口处腐蚀速率最高达到0.045 mm/a,其次是加热炉进口处为0.040 mm/a,腐蚀速率最低的是分离器气相出口处为0.019mm/a。通过模拟试验对腐蚀因素进行了X-射线衍射分析,结果表明集输系统材质主要受H2S,CO2及单质硫腐蚀,积液矿化度对材质也有一定的腐蚀作用。由缓蚀剂评价试验确定了3号和1号缓蚀剂结合使用的最佳方案。介绍了优化后缓蚀剂的预涂膜、连续加注和批处理的3种加注方式,经优化后集输系统气相和液相的腐蚀速率基本控制在0.030 mm/a以内。