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对于气田平台上的压缩机橇来说，CO2和湿H2S腐蚀会造成管道损坏，尤其湿H2S的存在会引发氢致开裂(HIC)和硫化物应力腐蚀开裂(SCC)更会在短时间内造成难以弥补的损坏，且由于每级压缩伴随着温度、压力等的变化，使得防腐与选材成为压缩机管线一个比较重要的课题。从腐蚀计算出发，参考标准，综合考虑成本、力学及变化的环境等因素，通过ECE模型计算得到碳钢的腐蚀速率。从设计寿命出发，综合腐蚀裕量和经济及力学因素，从选材原则到选材方案解决某气田压缩机橇管道设计选材问题，旨为海油平台管道防腐与选材提供一定的借鉴与指导。 相似文献
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针对油田含蜡原油管道输量逐年降低的情况,建立了原油管道蜡沉积模型,研究了输量逐年降低对管道蜡沉积情况及清管周期的影响。研究结果表明,低输量运行的管道随着输量逐年降低,首站出站油温升高,管壁剪切应力减小,管道沿线的蜡沉积厚度逐渐增加,并且冬季比夏季蜡沉积情况更严重。通过比较经济性和安全性清管周期来优化管道清管周期,研究发现,价格因素中电力价格对经济性清管周期影响最大,并且随着输量降低,安全性清管周期减小。经过优化得到的最优清管周期保证了管道运行的安全性和经济性。 相似文献
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目的解决某海上平台三甘醇脱水装置无法达到脱水要求的问题。 方法基于现场实际生产数据,采用HYSYS软件进行该工艺系统的模拟分析,找出该系统运行问题的原因。 结果脱水塔入口天然气中水含量过高是影响脱水系统效果的主要因素,改造方案应考虑入口过滤分离器和重沸器改造两方面。结合平台实际情况,最终确定改造方案为更换入口过滤分离器滤芯与重沸器电加热器。改造后,在表压5.2 MPa下的干气水露点从6 ℃降至-23 ℃,达到预期效果,且为后续扩容预留了操作空间。 结论该海上平台三甘醇脱水装置处理量无法达到设计值的原因可能是入口过滤分离器性能不达标导致脱水塔入口天然气中水含量过高,建议在进行三甘醇脱水装置工艺设计时,严控入口过滤分离器处理指标,并根据入口过滤分离器处理指标配套三甘醇脱水装置。 相似文献
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