蜡油加氢裂化装置高压换热器垢样分析及建议

针对某炼油厂蜡油加氢裂化装置高压换热器因结垢而换热效率大幅降低、压降上涨的现象,在停工消缺过程中对高压换热器进行清洗并取样分析。对所取垢样进行甲苯抽提处理后采用X射线荧光光谱仪、扫描电子显微镜和X射线衍射仪等手段进行检测。结果表明：垢样的主要无机成分为Fe2P4O12和FeS,此外还有少量含Si、含Na的无机物以及少量的有机垢。对此,建议炼油厂严格控制加氢裂化原料油中含磷物质的携带,同时要尽可能做好环烷酸对设备和管线腐蚀的防护。     

超大规模诱导气气浮技术及其工程应用

为促进国内超大规模诱导气气浮技术的研发和工程应用,结合科威特B油田使用的超大规模诱导气气浮装置的基本结构及工作原理,详细叙述了该设备的工艺流程和性能特点,重点介绍了该设备当前的运行情况及现场操作过程中出现的问题,并给出解决方案,提出了该设备下一步的技术研究方向。     

甲烷化装置脱精硫段管道放硫问题研究和解决

邯郸某煤化工企业焦炉气变压吸附提氢联产LNG项目试运行阶段,甲烷化装置前的精脱硫氧化锌出口总硫数据一直超过100μg·m~(-3),在排除氧化锌质量问题后最终发现是管道内壁附着的硫化亚铁与高温氢气反应生成的硫化氢导致出口总硫数据超标。在先后使用质量分数为5%的磷酸溶液和5%的碳酸钠溶液清洗管道后彻底解决管道放硫问题,出口总硫持续小于100μg·m~(-3)。     

加氢催化剂卸剂风险分析与防范措施

随着国家对汽柴油油品标准的提高,以及清洁生产的需要,炼厂多以加氢工艺路线为主,生产清洁,高标号的汽、煤、柴油。国内加氢工艺以固定床为主,对催化剂的需要量大,加氢反应器也越来越大型化,而在催化剂装卸作业过程中的风险也越来越高。文章针对加氢催化剂卸剂过程中可能出现的风险进行分析,提出应对风险的防范措施,旨在尽可能减少催化剂卸剂过程中事故的发生。     

用DSC/TGA筛选硫化亚铁阻燃油剂

由重油和化学试剂组成的硫化亚铁阻燃油剂的阻燃效果,采用DSC/TGA热分析仪进行考察。该方法具有样品用量少、分析速度快和数据准确的优点。通过室外实际环境下用卸载催化剂对比试验,阻燃油剂的阻燃效果与DSC/TGA的评价结果一致。经该方法筛选出的3组分阻燃油剂处理催化剂,在室外环境温度最高为39℃时,催化剂的最高温度低于未作任何处理催化剂9℃、低于由进口TP006阻燃油剂处理催化剂3℃,有较好的阻燃效果。     

含重质油污泥非均相氧化降解特性及其强化机制

含油污泥广泛产生于石油开采、炼制与使用过程中。对含油污泥进行资源化与无害化低碳处理一直是行业的难题。以传统水洗处理后的含重质油污泥残渣为例,本文系统研究了采用过一硫酸盐-高铁酸盐-FeS（PFI）氧化体系对其进行氧化降解的规律及过程强化机制。结果表明PFI氧化体系能够对含重质油组分（胶质、沥青质等）的油泥残渣进行降解,将大分子物质转化为小分子有机物。然而,由于油泥固相颗粒多孔孔道吸附等原因,会有一部分的重质组分残留于孔道内,难以降解去除。此外,油泥经PFI氧化后,所得固体表面会覆盖一层二次产物氧化铁薄层,阻碍氧化剂分子进一步与石油分子的接触,从而降低氧化效果甚至终止氧化过程。采用表面酸性调控方法可以大幅度溶解氧化铁薄层,增加氧化剂与有机物的接触机会,从而强化残留重质油有机物降解率。     

硫磺回收装置腐蚀若干问题探析

硫化氢(H₂S)具有高度危害和爆炸危险双重特性。H₂S浓度是管线腐蚀问题的主要影响因素之一,涉及高浓度湿H₂S的管道及设备的设计、制造应选择抗硫化物应力开裂和(或)抗应力腐蚀开裂的碳钢、低合金钢和耐蚀合金。胺液系统出现泡沫、颜色变深(黑)、过滤速度减缓以及硫化亚铁(FeS)或固体悬浮物等现象时,要及时分析形成热稳定盐的原因并采取措施。一般控制胺液系统的热稳定盐质量分数不大于1.0%,固体悬浮物质量浓度不大于50 mg/L,氯离子质量浓度不大于500 mg/L。硫磺回收装置原料酸性气的H₂S体积分数为40%～90%,对高浓度酸性气湿H₂S环境、液体硫磺环境和胺液系统,在停工和检(维)修过程中应避免出现过氧导致FeS自燃的现象,特别要注意硫磺会增大FeS自燃的危险性。     

硫化亚铁自燃的预防

本文分析了油气开发生产过程中不同条件下硫化亚铁的自燃机理,简单介绍了传统的硫化亚铁阻燃方法,重点描述了化学清洗法及清洗剂的使用条件,针对生产设施检修提出了硫化亚铁的预防措施,对于日常维修和大修过程中防止硫化亚铁自燃导致的安全事故具有积极的指导作用。