低变质煤H_(2)S异常和超限形成机理研究

为了研究彬长矿区雅店煤矿的H_(2)S异常和超限的形成机理,通过对矿井主采4号煤层地温条件、不饱和烃、硫酸盐分布、地下水pH值、硫酸盐还原菌(SRB)生存条件及采矿扰动等分析,认为研究区具有20~40℃适宜的地温条件和pH值为7.70~7.78的洛河组弱碱性水良好条件,为硫酸盐还原菌(SRB)苏醒和繁殖提供了生存条件,在硫酸盐还原菌(SRB)的还原作用下,使得煤层中的硫酸盐矿物被还原成为H_(2)S代谢排出(生),进入煤层孔裂隙等储存空间(储),受煤系地层顶底良好的封存作用使得H_(2)S得以保存,受采矿活动的影响,H_(2)S沿裂隙和地下涌水逸散至巷道回风流中(运—逸),造成H_(2)S局部异常和超限,构成了“生—储—保—运(移)—逸”H_(2)S形成机理和条件。

Q235钢在H_(2)S-CO_(2)环境下的电化学腐蚀行为

采用交流阻抗、动电位极化曲线技术对Q235钢进行电化学测试,并利用金相显微镜观察表面腐蚀形貌。研究了在H_(2)S-CO_(2)体系中,不同H_(2)S/CO_(2)比例对Q235钢电化学腐蚀行为的影响,并对其腐蚀机理进行探究。结果表明,在H_(2)S-CO_(2)体系中,CO_(2)对于H_(2)S的腐蚀有一定程度的抑制作用,H_(2)S则会加速CO_(2)对于Q235钢的腐蚀。当H_(2)S/CO_(2)为2∶1时,Q235钢的腐蚀速率最大。

温度对S135钢和G105钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中腐蚀行为的影响

在气体分压分别为20,0.1 MPa的CO_(2)/H_(2)S共存模拟油田地层水中,利用高温高压釜在不同温度(室温、100℃、180℃)下对S135钢和G105钢进行腐蚀试验,研究了温度对2种钢腐蚀行为的影响。结果表明:100℃下S135钢和G105钢的腐蚀速率最大,分别为0.8463 mm·a^(-1)和0.8500 mm·a^(-1),180℃下的腐蚀速率最小,分别为0.2291 mm·a^(-1)和0.2309 mm·a^(-1);100℃下钢表面腐蚀产物主要为FeCO3和FeS,此温度下CO_(2)为腐蚀主控因素,室温和180℃下的腐蚀产物主要为FeS,H_(2)S为腐蚀主控因素。

湿H_(2)S环境中Q345R(HIC)的氢扩散规律及性能

目的模拟湿H_(2)S环境,采用氢渗透技术对Q345R(HIC)、SA516 Gr70N+316L复合钢板及316L在湿H_(2)S环境下的氢扩散规律及性能进行了研究。方法采用电化学渗氢技术、拉伸、冲击试验和断口分析等方法,比较了不同pH值环境条件下材料中的原子氢浓度、有效扩散系数、强度、韧性和断口形貌等。结果随着溶液pH值的降低,Q345R(HIC)中原子氢浓度(C_(0))、氢有效扩散系数(D_(eff))等均升高,pH值=3时,材料中的C_(0)可达17 mol/m^(3),D_(eff)可达2.22×10^(-10)m^(2)/s。大量原子氢的渗入,使材料产生位错钉扎效果,发生了氢致硬化现象,材料内部出现了氢损伤白点特征,316L未发生氢损伤。结论316L复合层可有效避免扩散氢对基材SA516 Gr70N或Q345R的损伤,对于Q345R(HIC),随着溶液pH值的降低,材料中渗入的原子氢越多,材料性能损伤越大。

20钢在油气田中CO_(2)与H_(2)S共存环境下的腐蚀行为及机理

利用高温高压动态反应釜模拟油气田CO_(2)和H_(2)S共存环境的实际工况,通过腐蚀试验分析了20钢在不同CO_(2)分压(0.01,0.05,0.21,0.50 MPa)和H_(2)S分压(0.0003,0.003,0.01,0.05 MPa)下的腐蚀行为以及CO_(2)和H_(2)S分压对均匀腐蚀和点蚀的影响程度。结果表明:在H_(2)S分压为0.003 MPa条件下,当CO_(2)分压为0.01,0.05 MPa时,20钢主要发生均匀腐蚀,随着CO_(2)分压的继续增大,点蚀越来越严重;在CO_(2)分压为0.05 MPa条件下,当H_(2)S分压为0.0003 MPa时,20钢表面腐蚀轻微,随着H_(2)S分压的增大,腐蚀加剧,但仍主要发生均匀腐蚀;H_(2)S和CO_(2)分压对20钢的均匀腐蚀速率和点蚀速率均具有十分显著的影响,H_(2)S分压对均匀腐蚀的影响程度较大,而CO_(2)分压对点蚀的影响程度较大。

湿H_(2)S环境下某气田高压压缩机橇选材设计

对于气田平台上的压缩机橇来说,CO_(2)和湿H_(2)S腐蚀会造成管道损坏,尤其湿H_(2)S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。

CO_(2)-H_(2)S-Cl^(-)环境中气井管柱腐蚀影响因素研究

某气田产水气井主要腐蚀介质为CO_(2)、H_(2)S酸性气体和高含Cl^(-)的地层水,部分气井油管腐蚀严重,寿命小于5 a。通过高温高压腐蚀试验、扫描电镜等方法研究了抗硫管材在含CO_(2)、H_(2)S和Cl^(-)环境中的腐蚀行为,并与现场检测结果进行了对比。结果表明:在含CO_(2)、H_(2)S的环境中,CO_(2)是腐蚀的主要因素,现场CO_(2)含量的高低与油管的腐蚀程度并不是呈现简单的对应关系;H_(2)S分压在0.005~0.100 MPa范围内时,随着H_(2)S分压的增加,腐蚀速率呈降低趋势。在30~90℃范围内,随着温度的升高,腐蚀速率呈上升趋势,对应现场气井腐蚀严重部位集中在1500~2500 m,对应井筒温度60~90℃。实验室短时间试验中Cl^(-)含量与腐蚀速率没有直接的对应关系,但现场气井管柱的腐蚀程度与Cl^(-)含量有较好的对应关系,Cl^(-)含量越高,管柱最大腐蚀速率越高。气井产水量对管柱腐蚀影响很大,高产水气井发生的腐蚀明显比低产水气井严重。

离子型湿法氧化脱硫工艺处理高浓度H_(2)S焦炉煤气

介绍了一种绿色无污染的焦炉煤气湿法氧化脱硫工艺在脱除高浓度H_(2)S气体的工业化应用,分析了离子脱硫液循环流量、再生空气流量和温度等对脱硫率的影响。结果表明,随着循环流量的增加,脱硫率呈上升趋势;当离子型脱硫富液流量增加时,降低再生空气流量后,脱硫率在2 h内也迅速降低,而提高再生空气流量后,脱硫率在2 h内也逐渐恢复;增加离子型脱硫液中有机金属络合离子,可提高脱硫率;高浓度的有机金属络合离子确保与被吸收的H_(2)S完全反应,提高脱硫率,同时随着pH值升高,脱硫率先升高后下降,而随着温度升高,脱硫率则呈稳定上升趋势。当工况稳定之后,离子型湿法氧化脱硫工艺可持续将焦炉煤气中浓度高达14000 mg/Nm^(3)的H_(2)S脱除至50 mg/Nm^(3)以下,脱硫率最高可达99.73%,且脱离液具有良好的再生能力。该技术已成功用于张宣科技焦化厂一净化车间,展现出极大的推广应用价值,对其它行业也有借鉴作用。

含CO_(2)/H_(2)S湿气管道内腐蚀评价方法研究

天然气中存在的CO_(2)、H_(2)S等腐蚀性气体会导致管道腐蚀甚至穿孔泄漏。为减轻管道内CO_(2)、H_(2)S对管道的腐蚀,以某区块湿气管道为例,模拟采出水成分,设计了具有交互作用的L27(3^(13))正交试验,借助SEM、XRD等材料表征手段,分析共存体系下的腐蚀机理。试验结果表明:当H_(2)S和CO_(2)分压增大、介质流速增加、温度升高时,腐蚀速率也随之增大;在p(CO_(2))/p(H_(2)S)=33~300时,腐蚀形态以全面腐蚀为主,部分存在局部腐蚀;交互因素对腐蚀速率的影响不明显。采用直线型数据标准化方法,利用试验结果推导得出腐蚀风险值公式,对管道腐蚀风险进行评价,评价结果与现场检测数据基本一致,可为湿气管道制定防腐措施提供理论依据和实际参考。

自交联水性环氧树脂的合成及其对油井水泥耐CO_(2)-H2S腐蚀性能的强化作用

固井水泥环的主要作用是支撑和悬挂套管,封隔地层流体,防止层间窜流。在高酸性油气藏中,固井水泥环易受到CO_(2)和H_(2)S等酸性介质的腐蚀,出现封隔失效,导致油气井生产寿命缩短,甚至引发安全事故并造成巨大的经济损失。本文合成了一种自交联水性环氧树脂(SWER)防腐材料,用于增强油井水泥耐CO_(2)和H_(2)S腐蚀的能力。通过模拟地层环境,对水泥石的防腐蚀性能和作用机理进行评价与分析,结果表明:SWER能够延缓水泥石在酸性环境下的强度衰退。在不加固化剂的条件下,SWER能在水泥中固化,最终形成三维网状结构的聚合物膜,阻断水泥石水化产物与酸性介质的直接接触,有效地提高了水泥石耐CO_(2)和H_(2)S腐蚀的能力。

新型环保表面重防腐材料(PS材料)在石油石化防腐的应用

主要介绍了适用于石油石化防腐的新型表面重防腐材料(PS材料)在中石油威远气田钻井液泥浆罐的应用和石油开采炼化过程中的应用。原无机防腐层片状脱落,影响生产安全,涂层脱落的原因很可能是因为泥浆在开采上来以后温度较高(可达120℃),罐体迅速从常温升温,反复几次循环以后,金属罐热胀冷缩,和原有涂层间出现脱层。PS材料自身的耐腐蚀性符合石油石化防腐需求,并且施工便利、无VOCs排放、环保无毒,在石油石化防腐领域有很大的应用需求。

石化加氢装置典型腐蚀与防护

通过典型腐蚀案例和腐蚀介质分布分析,总结了石化加氢装置的腐蚀规律,主要腐蚀类型有:反应流出物系统NH_(4)Cl结晶及垢下腐蚀、NH_(4)HS冲刷腐蚀、HCl露点腐蚀、循环氢脱硫塔和汽提塔湿H_(2)S腐蚀等。明确了加氢装置各类典型腐蚀机理的关键影响因素,并针对性地从设备及管线选材、操作优化和腐蚀监检测等方面提出了腐蚀防护措施,对降低设备、管线腐蚀风险,保证加氢装置长周期安全运行具有很好的指导意义。

铝工业赤泥用于脱硫技术现状及展望

以铝工业赤泥作为原料制备工业脱硫剂,具有来源丰富、价格低廉、理论硫容高等优点,在低成本脱硫的同时,达到了“以废制废”的目的。本文总结了铝工业赤泥在脱硫方面的应用,全面综述了赤泥干法、湿法脱除SO_(2)和H_(2)S的技术现状,从活性组分利用效率、能量消耗、工艺复杂程度、后续环境问题等几个维度分析对比了几种研究方向各自的优劣,并展望了未来工业化应用可能遇到的问题和进一步研究方向。指出在湿法浆液脱除烟气中SO_(2)方面,仍需克服管道堵塞、低效率、高能耗、以及由此产生的大量稀盐处理等技术性难题,同时应对其含有的过渡金属的反应机理和活化手段进行研究;在干法脱除H_(2)S方面,需进一步从低成本活化氧化铁的途径、极端工况环境下的适用性、废脱硫剂的资源化、以及与其他工业固废的协同处理等方面展开研究。

含硫湿气管道的内腐蚀直接评价方法

湿气管道内腐蚀直接评价方法(WG-ICDA)可对管道风险段进行等级划分,实现对管道全线的分级治理,显著降低了检测成本,提升了管道的安全性能。但由于介质环境的差异性,内腐蚀直接评价方法对某些管道的适应性相对较差,难以准确划分高风险段。采用数值模拟研究了含硫湿天然气对管道内腐蚀的影响。结果表明:天然气管道内腐蚀受积液的影响较大,管内积液为H_(2)S/CO_(2)腐蚀创造了条件,是发生局部腐蚀的重要影响因素。较多的管内积液会形成连续的积液区,积液底部腐蚀较轻微,气液界面处腐蚀较严重;若管内积液较少,由于压力和温度的变化,积液分散无序,内腐蚀反而严重。基于此,对湿气管道内腐蚀直接评价方法中的间接评价过程进行优化,并应用于塔河油田某湿气管道。评价结果表明:提出的湿气管道内腐蚀直接评价方法能更准确地判别含硫湿气管道的腐蚀风险,有效保障现场湿气管道安全运行管理。

延迟焦化装置安全阀弹簧的失效原因

利用直读光谱仪、洛氏硬度计、金相显微镜、扫描电子显微镜等试验手段对50CrVA弹簧钢的断裂失效原因进行分析。结果表明:失效弹簧的工作介质中含有H_(2)S,同时设备的安装位置靠近海边,易形成湿H_(2)S环境,长期服役后,弹簧表面涂层发生失效,使弹簧钢基体暴露在湿H_(2)S环境中,加之弹簧显微组织为脆性较大的马氏体,在湿H_(2)S腐蚀环境和较高的剪切应力作用下,弹簧发生了沿晶应力腐蚀开裂,最终导致其断裂失效。

碳钢空冷器管子管板焊接接头湿硫化氢应力腐蚀开裂研究

针对炼油厂高压碳钢丝堵式空冷器管束的换热管与管板焊接接头在湿硫化氢环境运行过程中发生开裂泄漏的问题,文章结合丝堵式空冷器管束管箱的结构特点,从材料、管接头硬度、焊接工艺、焊后消除应力热处理等方面进行研究分析。分析认为,焊接接头的硬度超标是引起开裂的主要原因。针对上述原因,提出了较为实际可靠的防止管接头湿硫化氢应力腐蚀开裂的推荐要求并在企业实施,取得了很好的效果。

渤海多因素条件下的管材腐蚀规律试验研究

井下管柱的腐蚀破坏是渤海油田开采过程中面临的重要难题,其对单井寿命、经济效益和人员安全等都有影响,研究多因素条件下的管材腐蚀规律并进行敏感性排序,有助于辅助井下管材的精细化设计。鉴于此,利用自主研制的高压釜腐蚀装置,研究了温度、含水体积分数、腐蚀时间、H_(2)S分压和含Cr质量分数等5个因素对管材腐蚀速率的影响规律,并利用灰色关联度的方法分析了各因素的敏感性,研究过程中考虑了不同无量纲化方法对结果的影响。得到了渤海常规井下参数范围内各因素对腐蚀的影响规律:温度和含水体积分数与腐蚀呈正相关,腐蚀时间和含Cr质量分数与腐蚀呈负相关,低浓度的H_(2)S加入能够抑制腐蚀;各因素的最优敏感性排序为:温度>含水体积分数>腐蚀时间>含Cr质量分数>H_(2)S分压。研究成果可为渤海油田井下管柱的腐蚀防护提供理论和试验依据,对防腐设计的进一步优化有一定的指导作用。

加氢裂化装置脱丁烷塔顶换热器失效原因分析及预防措施

脱丁烷塔顶换热器是加氢裂化装置中关键设备之一,一旦发生失效,会导致装置的非计划停车。本文通过宏观检验、介质成分分析、表面缺陷检测和埋藏缺陷检测等方法,对脱丁烷塔顶换热器失效原因进行了分析。在含有水、硫化氢和氨等腐蚀性介质环境中,碱式酸性水腐蚀、冲刷以及湿硫化氢环境下的氢致开裂(HIC)是导致换热器腐蚀和开裂的主要原因。针对失效原因,从防腐、设计、制造、选材等方面给出了预防措施及建议,对预防加氢裂化装置脱丁烷塔顶换热器失效具有一定的指导意义。