污油泥处理工艺现状及进展

在石油开采和管道集输过程中,不可避免地会产生大量的污油泥。塔河油田因原油中硫化氢含量较高,且部分管线腐蚀老化等原因,在管道集输过程中易发生管线刺漏,从而产生原油泄漏,对周围土壤及环境造成污染。     

天然气深冷装置再生气冬季冻堵分析及解决方案

大庆油田已建深冷装置均采用分子筛吸附脱水,其再生过程中再生气携带出大量水分,经冷却分离后呈饱和含水状态掺入外输气管线,对外输气水露点影响较大,冬季经常发生管道冻堵事故,影响下游用户安全用气。针对再生气含水量高对外输气露点的影响,从降低再生气掺入外输气的水量角度考虑,对再生气流程和存在问题深入分析。深冷装置再生气热吹过程中所含的饱和水分进入外输气导致总外输气露点升高,是造成冬季输气管道冻堵的主要原因。提出几种降低外输气水露点改造方案,经过对比确定采用再生气三甘醇脱水方案。     

元坝高含硫站场排污管线腐蚀风险及技术对策

元坝气田天然气中高含硫化氢、中含二氧化碳,且气井普遍产出凝析水和地层水,溶解了硫化氢气体的气田水进入天然气集输系统站场内的排污管道,导致抗硫碳钢排污管内腐蚀环境恶劣,存在较大的腐蚀风险。通过室内实验和现场试验评价分析,认为抗硫碳钢A333须有缓蚀剂配合使用才能满足含硫湿酸气环境下的腐蚀控制需求;在没有缓蚀剂保护的内腐蚀环境下,抗硫碳钢A333以局部腐蚀为主,腐蚀呈现点蚀扩大和坑蚀现象,平均腐蚀速率达到1 mm/a以上。针对现场排污管线腐蚀风险,制定了元坝气田站场排污管线腐蚀控制技术对策和研究方向,为同类含硫气田站场排污管线材质优选和腐蚀控制方案确定提供了借鉴和参考。     

海洋气田硫化氢腐蚀研究

本文研究了硫化氢对管道的腐蚀及影响因素,并根据某海洋气田开发中防硫化氢腐蚀的要求,对管材的选择进行分析,并提出了选择合适的腐蚀裕量,采用合理的管材选择方案,注入适当的缓蚀剂,设计合理管线管径控制气体流速,对天然气集输海底管线进行定期清管与完善腐蚀监测系统等防止硫化氢腐蚀的措施,使管线能够安全、平稳和正常运行。     

D4102液位计引出管线开裂原因分析及预防措施

塔西南勘探开发公司柴油加氢装置高压分离器D4102液位计引出管线在装置正常运行时发生开裂,给装置安全生产带来极大的安全隐患,为了查找开裂原因,从开裂管线取样进行失效分析并结合裂口微观形貌和裂口金相组织分析,得出硫化氢应力腐蚀是产生开裂的主要原因。该文重点从硫化氢应力腐蚀产生的3个因素：腐蚀环境、应力和管道材质对高压分离器液位计引出管线开裂原因进行了分析,提出了预防措施,保证了装置的安全生产。     

塔里木油田某凝析油管道腐蚀原因分析及解决措施

塔里木油田某凝析油外输管道投产不满半年即多次出现腐蚀泄漏现象,不仅造成油气资源浪费、管道沿线环境污染,而且存在较大安全隐患。从被腐蚀凝析油管道运行特点、管道腐蚀穿孔位置、凝析油处理过程以及腐蚀管段试验研究等方面加以分析,得知管道低输量运行以及凝析油中含有的硫化氢和高矿化度水脱除不彻底是造成管道腐蚀穿孔的主要原因。针对性地提出了凝析油处理工艺改造方案,通过对试油井来液单独处理、对外输凝析油进行深度脱水,严格控制外输油品的硫化氢含量和含水率,实现有效缓解管道腐蚀的目标。同时,在管道设计建设与油藏预测规律适应性、管道日常运行管理、添加缓蚀剂及加强管道腐蚀监测力度等方面提出了建议,对于保证凝析油外输管道安全运行有较大指导作用。     

硫化氢腐蚀机理和防护的研究现状及进展

在石油、天然气、煤化工及其他一些工业中广泛存在硫化氢腐蚀问题,硫化氢的存在不仅会造成全面腐蚀和局部腐蚀,而且还会导致硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)和氢致开裂(HIC)等脆性断裂事故,一旦发生这种事故,往往会造成重大经济损失和灾难性后果,因此研究硫化氢的腐蚀机理、影响因素及防腐措施,无论对防止事故发生,还是对提高经济效益都有十分重要的意义。文章阐述了硫化氢的腐蚀机理,探讨了硫化氢腐蚀的影响因素,提出了防止硫化氢腐蚀的技术和工艺措施。     

汽提装置富氨气系统腐蚀分析

对两个系列的环保装置——酸性水汽提装置的酸性水介质、材质及富氨气系统腐蚀情况进行了分析.结果表明,Ⅱ系列酸性水中的硫化物和氨氮含量比Ⅰ系列高,富氨气分液罐在较高的pH值和存在水的情况下会形成湿硫化氢腐蚀环境,造成湿硫化氢腐蚀;而富氨气氨冷却器则是硫氢化铵腐蚀.通过管束内流速对冷却器的腐蚀速率进行了评估,并提出有效抑制腐蚀的改进措施.     

硫化物对喷气燃料银片腐蚀的研究

考察了硫化氢对喷气燃料银片腐蚀的影响 ,同时对硫化氢与其它硫化物共存对银片腐蚀情况进行了研究。结果表明 ,当硫化氢浓度为 1.5 μg/g时就能产生严重的银片腐蚀 ,而不同结构的硫醇和二硫化物单独存在且含量不超过 40 μg/g ,在低温下不会产生银片腐蚀 ,但它们分别与硫化氢共存时 ,含量为 2 0 μg/g硫醇能加剧硫化氢对银片的腐蚀 ,而含量高达 40 μg/g二硫化物则对硫化氢腐蚀无影响     

CNG加气站气体质量问题的分析与对策建议

硫化氢含量和水露点是CNG的重要物理参数,也是CNG加气站生产与销售过程中的主要质量指标。天然气中硫化氢含量及水露点超标,不仅会造成管道气路冰堵,而且还会对加气站设备与车载气瓶产生腐蚀,严重影响CNG加气站和CNG汽车的安全运行。目前,多数CNG加气站的气体品质不稳定,水露点超标是最主要的原因,夏季尤为明显。结合重庆市加气站实际生产情况,分析CNG产品质量问题的主要原因,探寻解决对策,努力确保气质达标。     

钢材的铝化及其在炼厂的应用

前言炼厂设备的腐蚀是随着加工原油中含硫量的升高而加剧,含硫原油加工中腐蚀严重部位一般为低温轻油部位和高温重油部位。炼厂设备的防腐目的是延长设备使用寿命,延长生产周期,节约钢材,具有重大的政治和经济意义。低温轻油部位防腐国内外都采用工艺性防腐措施,即原油电脱盐、原油注碱、塔顶馏出线注氨和注缓蚀剂及注碱性水,少数的也采用耐蚀合金钢防腐。高温重油部位的腐蚀是重油中所含有机硫化物在高温下热分解生成活性硫和硫化氢。再和金腐铁发生反应。在有机硫化物热分解过程中钢材表面起着某种催化作用。由于铬钢表面比炭钢表面对于有机硫化物的热分解催化作用差得多,而且和硫及硫化氢生成的硫化膜致密,所以合金钢中铬含量不同,其腐蚀率就有显著的差别。各种含铬的材料在371℃的含硫1.5％原油中腐蚀率见表1     

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随着含硫化氢、二氧化碳、氯离子及水等多种腐蚀介质的油气田的开发，腐蚀问题日趋严重，保护工作日渐紧迫。目前四川输气干线因腐蚀发生的破，断和穿孔事故达６９８次，造成了巨大的经济损失和环境污染危害。腐蚀主要有硫化物应力腐蚀和电化学失重腐蚀两类，对硫化物应力腐蚀，我局开展这项研究工作较早，有一定技术基础，找到了防止硫化氢氢脆破坏的规律，建立了有关标准和规定，制订了抗硫材料评定和检验方法，威远、卧龙河，中坝     

新型硝酸盐基处理技术可控制油藏中的硫化氢

大多数油气藏中含有的硫化氢都是由于微生物的作用而形成的,特别是用海水驱的油藏中。硫化氢是造成油气藏开发成本高及一系列作业问题的主要原因,包括储层变酸、硫化物腐蚀、硫化铁堵塞、产量降低及健康与环境危害。长期以来,一直使用有毒的杀菌剂处理硫化氢,实践证明这种方法不仅成本高,而且效果差。目前石油工业实施一种硝酸盐基微生物处理技术,它既能阻止油气藏、产出水、地面设施、管线及储气藏中硫化物的产生,又能消除其中的硫化物,同时也增加了原油采收率。这种油藏处理新技术认为,通过导入一种无机硝酸盐基成分强化油藏中存在的有益微生物,这种有益微生物可以置换能产生硫化物的有害的硫酸盐还原菌(SRB)。这种新型的油藏生态学处理技术被命名为生物竞争排除技术(BCX)。     

油气集输管线防止硫化物应力开裂的方法

硫化氢和水的同时存在是金属材料产生硫化物应力开裂的根本原因。本文从影响硫化物应力开裂的环境因素和材料因素入手，阐明如何采用有效的手段防止材料的硫化物应力开裂，保证管线系统的正常运行。     

分子筛脱水装置再生气空冷器故障分析及工艺优化

目的解决分子筛脱水装置再生气空冷器频繁泄漏导致停产检修的问题。 方法从再生气空冷器材料、振动和管道应力方面分析计算空冷器泄漏的原因,采用HYSYS和CAESARⅡ软件复核计算新的工艺流程中高温再生气进入高压放空系统对管线、阀门和设备的温度、强度、应力及热位移的影响。 结果将再生气空冷器入口高温再生气接入再生气调压放空管线可行,不会对放空系统管线、阀门和设备造成影响。 结论再生气空冷器泄漏的原因是材质不合格和进出口管线布置不合理。在再生气空冷器进口新增一段放空管线可实现不停产检修。建议天然气净化厂在采购再生气空冷器时应严格审查设备材质,合理布置进出口管线,以降低再生气空冷器泄漏故障率。      

L485M输气管道水压试验泄漏原因分析

针对某L485M钢级输气管道在水压试验中发生泄漏的现象,对泄漏部位进行了外观检验、理化性能及腐蚀产物分析。结果显示,该管线泄漏点位于管道6点钟位置,管线内壁腐蚀严重,主要表现为全面腐蚀及较深的腐蚀坑;泄漏的主要原因是由于土壤及水等进入管道,钢管内壁受腐蚀减薄,钢管承载能力下降,当试验压力大于钢管承载能力时,钢管开裂泄漏。对于新建管线,建议及时进行管道内部清理,避免对钢管内壁造成腐蚀,对于不能及时投入使用的新建管线,应在内部清理、干燥后进行封堵,避免泥土及水分等进入管线内部而导致腐蚀。     

含硫化氢天然气压力管道的焊接

高含硫油气田中管道腐蚀非常严重。文章在分析了管道硫化氢应力腐蚀开裂机理的基础上,通过选取抗硫化物腐蚀材料（管材和焊材）、消氢处理、焊后热处理等方法,取得了比较好的效果,减小了管道的腐蚀程度．使管道能够安全、平稳、正常运行．延长了管道的使用年限。     

硫化氢环境下老旧管道失效概率评价方法研究

老旧管道在服役过程中存在着失效风险,而影响老旧管道失效的因素有很多,在众多影响因素中硫化氢对管道产生的腐蚀损伤较严重。为解决受腐蚀损伤的老旧管道安全评估问题,文章建立了一种在硫化氢环境下老旧管道失效概率评价方法。以在硫化氢环境中使用了约20年的老旧集气管道为研究对象,采用蒙特卡洛法模拟管道服役过程中的动态压力和腐蚀损伤引起的剩余强度的变化,计算了单一腐蚀因素引起管道失效的概率,并通过正态分布概率给出管道使用的安全范围。研究结果表明：投运20年以上的含硫老旧管道在氢致开裂实验与应力腐蚀开裂实验中,均未发生开裂。根据模型计算得出,老旧管道依旧可以安全服役,但服役6年后失效概率超过0.5,需要进行整修工作,服役27年后,管道内腐蚀严重,剩余强度降到3.82 MPa,需要更换管道。通过模拟得到了失效概率与腐蚀缺陷和服役时间的关系,为老旧集气管道再服役提供理论依据和参考价值。     

伊朗M油田原油转输管线腐蚀的对策

伊朗M油田高含硫化氢、二氧化碳和氯盐,在油田投产后不久,多条单井转输管线就发生腐蚀穿孔.管线腐蚀原因有以下几个方面:原油中硫化氢、二氧化碳和氯离子形成了复杂的酸性腐蚀环境;PSL2-L245NS管材抗氯离子腐蚀效果不佳;缓蚀剂筛选实验时偏离实际介质环境和缓蚀剂的油溶性选择错误;转输管线内介质流速对管线腐蚀的影响.解决原油转输管线腐蚀问题要控制转输管线内油水分离形成酸性腐蚀环境,进行防腐缓蚀剂的研究及筛选,研究选用适用于高含硫化氢、氯盐和二氧化碳原油介质的新材料.     

高含硫天然气水含量的估算方法

随着天然气消费市场的日益增长,对高含硫化氢气田的勘探开发逐渐提上日程。对于从矿场开采出来的含有CO2、H2S的天然气,水分的存在会导致具有强腐蚀性的酸液形成,造成管线、设备、仪表的腐蚀,在一定条件下还会形成水合物堵塞管路、设备,影响平稳供气。为了设计油气加工装置和管道系统,需要知道天然气中的水含量。本文主要介绍了现有的高含硫天然气饱和水含量的计算方法,并对每种方法的估算依据、及估算步骤以及适用性进行了分析,推荐出了适合于高含硫天然气含水量的计算方法。