H2S应力腐蚀

H2S应力腐蚀（精选七篇）

H2S应力腐蚀 篇1

1 概述

一直以来, 聚丙烯车间承担着我厂拔头油的储存、装车任务, 由于拔头油中存在一定量的含硫组分和水, 所以在对拔头油装车前必须进行切水处理。但含硫组分对罐体的腐蚀需要我们采取其他有效办法来处理, 因此, 在拔头油输送、储存过程中采用合理的工艺方法将H2S进行脱硫处理都将对提高储罐的使用寿命和产品的质量具有一定的现实意义。

2 H2S应力腐蚀破裂机理

H2S应力腐蚀具有以下四个显著的特征:

(1) 只有在应力 (特别是拉应力) 存在时, 才能产生应力腐蚀破裂。这种应力可以是外加应力, 或是冷加工和热处理过程中引入的残余应力, 也可以是腐蚀产物的楔入作用而引起的扩张应力, 压应力在某些情况下也可以产生腐蚀裂纹。

(2) 应力腐蚀破裂是一种延迟破坏。通常有一个潜伏期 (即孕育期) , 潜伏期的大小随外加应力或应力强度因子的减小而增大。

(3) 应力腐蚀破裂是一种低应力脆性断裂, 开裂的最低应力 (或应力强度因子) 远小于过载断裂应力 (或临界应力强度因子) , 且断口为脆性断裂形貌, 往往会导致无任何先兆的灾难性事故。

3 我厂拔头油罐现状

聚丙烯车间原有7具拔头油罐, 其中R401/6于2007年、R401/7于2010年经兰州石油钻采炼油化工设备质量检测所检测后报废。2013年8月, 我厂大检修期间, 经过玉门油田钻采院技术监督检测中心对拔头油罐 (R401/1~5) 容检后发现: (1) 罐底部多处出现氢鼓包, 并且鼓包上有大量的表面裂纹; (2) 接管角焊缝、封头拼缝、筒节环缝等处产生大量裂纹。为保证生产安全、防止事故发生, 最终确定R401/1~5罐停用、报废。

R401/3检测后存在的主要问题是容器内壁多条纵焊缝存在表面裂纹及母材表面裂纹: (1) 北侧封头圆形拼接焊缝A1整圈融合线多处表面裂纹, 最长10mm; (2) 焊缝B2上2000mm长度内多处焊缝及母材裂纹最长8mm; (3) 焊缝B5距A14的300mm焊缝裂纹和融合线多处表面裂纹, 最长20mm; (4) 焊缝B8到焊缝A23的1700mm范围内母材表面裂纹多处, 最长6mm; (5) 南侧封头圆形拼接焊缝A31母材裂纹, 并对一处裂纹进行打磨深6mm左右, 未能消除。

根据H2S氢鼓泡机理, 2013年大检修期间拔头油罐底部出现大量氢鼓包是由于含硫化合物腐蚀过程析出的氢原子向罐体钢中渗透, 在钢中的裂纹、夹杂、缺陷等处聚集并形成分子, 从而形成很大的膨胀力。随着氢分子数量的增加, 对晶格界面的压力不断增高, 最后导致界面开裂, 形成氢鼓泡。

根据H2S应力腐蚀破裂的机理和特征, 拔头油罐内出现裂纹的原因主要是: (1) 硫化物应力腐蚀开裂是湿硫化氢环境中产生的氢原子渗透到钢的内部, 溶解于晶格中, 导致氢脆, 在外加应力或残余应力作用下形成开裂。而应力导向氢致开裂是在应力引导下, 在夹杂物与缺陷处因氢聚集而形成成排的小裂纹沿着垂直于应力的方向发展, 并主要发生在焊道与热影响区等高硬度区。

4 应对措施

在本厂没有进行新的工艺改造之前, 岗位人员必须每天进行切水作业, 由于H2S水溶性很大, 这样可以将拔头油中部分H2S和H2O放掉, 达到减少应力腐蚀元素和提高产品品质的目的。

4.2选择加注合适的缓蚀剂延缓腐蚀。

定期检查储罐内壁焊缝是否被破坏, 必要时进行处理。

采用喷涂合金涂层对罐体进行内防腐处理。基本原理是: (1) 合金涂层可以像一层保护膜一样将罐体母材基体与介质隔离开来; (2) 合金涂层与基体构成腐蚀电池, 合金涂层成为阳极, 罐体基体成为阴极, 合金涂层的腐蚀会产生保护电流来制止基体的腐蚀, 从而起到牺牲阳极的阴极保护作用; (3) 同时采用较好的合金涂层的话, 它与基体具有良好的附着力, 并且有一定的韧性, 能适应基体在正常范围内的变形, 承受一定的冲击力和磨损。

采用新工艺进行拔头油脱硫处理。

我厂重整装置可以采用加氢后分馏的预处理流程, 随着加工原油硫含量的不断增加, 拔头油的硫含量也相应增加, 对设备的腐蚀也会增强, 这就需要采用先加氢后分馏的流程, 既全馏分都要进行加氢处理之后在进行拔头。此流程有两种, 一种是先汽提后分馏的工艺流程, 既在汽提塔中脱出H2O, H2S和轻烃, 然后在经石脑油分馏塔脱出其中的轻石脑油, 分馏塔底油作为重整进料, 其流程为图二。第二种是“二塔合一“的工艺流程, 既预分馏和蒸发塔二塔合一, 在蒸发塔中完成脱出H2O, H2S和轻烃, 同时又需要将轻石脑油切除蒸发塔底作为重整进料, 其流程为图三。通过以上流程都可以得到馏程范围和杂质含量合格的重整进料, 同时也可以获得含硫量低的拔头油, 能够有效的减轻设备腐蚀。

5 结语

H2S应力腐蚀在石化装置的危害 篇2

金属材料的应力腐蚀开裂, 是指在静拉伸力和腐蚀介质的共同作用下导致腐蚀开裂的现象。它与单纯由应力造成的破坏不同, 这种腐蚀在极低的应力条件下也能发生;它与单纯由腐蚀引起的破坏也不同, 腐蚀性极弱的介质也能引起腐蚀开裂。它往往是没有先兆的进展迅速的突然断裂, 容易造成严重的事故, 因此它是一种危害性极大的破坏形式。

腐蚀应力:产生应力腐蚀的应力主要是其中的静态应力, 既包括外载荷和装配力引起的应力也可以是构件在加工、焊接、及加热过程中引起的内应力, 但不管如何, 导致应力腐蚀的必须是拉伸应力, 压缩应力不会引起应力腐蚀, 此外, 这种应力还是比较轻微的应力。

腐蚀介质:产生应力腐蚀的材料和介质并不是任意的, 只有二者是某种组合时才会发生应力腐蚀。引起普通钢应力腐蚀的腐蚀介质有:氢氧化物溶液;含有硝酸盐, 碳酸盐, 硫化氢的水溶液;海水, 硫酸-硝酸混合液;融化的锌, 锂;热的三氯化铁溶液;液氨。引起奥氏体不锈钢应力腐蚀的介质有:酸性和中性的氯化物溶液;海水;熔融氯化物;热的氟化物溶液;热的氢氧化物溶液。

2 湿硫化氢腐蚀是指液相水和硫化氢共存 (或含水物在露点以下) 时硫化氢所引起的腐蚀

当容器承装的介质含有H2S且符合下列条件时, 则为湿硫化氢应力腐蚀破裂环境:

(1) H2S分压大于或等于345Pa;

(2) 介质中含有液相水或操作温度处于露点之下;

(3) 介质PH<6, 但当介质中含有氰化物时PH可大于7。

在加工含硫原油的炼油厂二次加工装置轻油系统中都普遍存在湿硫化氢腐蚀, 在焊接接头残余应力和自身应力的作用下, 加速了设备出现局部或整体腐蚀破坏。

湿硫化氢环境中腐蚀开裂的形式。湿硫化氢环境除了可以造成过程设备的均匀腐蚀外, 更重要的是引起一系列与钢材渗氢有关的腐蚀开裂, 具有有以下四种形式:氢鼓泡 (HB) , 硫化氢应力腐蚀开裂 (SSCC) , 氢诱导开裂 (HIC) , 应力向氢诱导开裂 (SOHIC)

3 H2S应力腐蚀在我公司生产中的案例

我单位从1998年投产以来一直在炼大庆管输原油, 由于大庆原油品质好, 是世界上著名的低含硫原油, 所以开工以来设备的运行情况良好, 没有出现应力腐蚀问题, 在设计和选材上也没有过多考虑。近些年由于大庆原油产量下降, 我们企业本身也在扩大生产规模, 开始掺炼进口油, 由于进口油含硫量高, 致使一些工况下硫化氢含量超标, 一些设备和管线开始出现了明显的应力腐蚀问题, 而且这种腐蚀一旦形成, 很快呈现, 给装置的连续安全生产造成了极大的危害, 以下是我们出现的几次明显的应力腐蚀情况:

(1) 在裂解气压缩机的二段入口管线 (DN600) 及凝液罐的出口管线焊缝热影响区出现了大量的裂纹。裂解气经过一段压缩后出现了大量的凝液, 游离水析出, 形成了硫化氢水溶液, 在压缩机的中间罐和二段入口管线产生了应力腐蚀, 出现了大量的环向裂纹, 主管线最长的裂纹有200mm, 烃类介质出现了泄漏, 裂纹上部较多, 典型的应力腐蚀。

(2) 一些轻质柴油的的换热器出现了非常严重的泄漏, 打开换热器检查发现在管束换热管和管板的焊角周围, 出现了大量的放射性裂纹, 很多已经贯通, 出现泄漏, 经检查确定为硫化氢的应力腐蚀。

(3) 精制系统承装处理废料的常压卧式储罐的鞍座加强版四周出现了大量的裂纹。分析发现溶液的介质内含有大量的硫化氢, 因为鞍座处存在应力, 致使产生严重的应力腐蚀。

4 应力腐蚀的处理

由于加工进口油初期出现了大量的应力腐蚀开裂, 给装置的正常生产造成了极大的影响, 尤其是压缩机的二段入口管线, 情形非常严重, 如果设备切出来处理还造成全装置的停工, 损失非常大, 经过紧急协商, 确定了不停工处理方案, 制作了专用的卡具, 用带压堵漏方式解决了泄漏问题, 又通过卡具的固定作用, 使管子的裂纹不至于扩大和接管不至于撕裂造成更大的危害, 经过上述处理, 保证了事态没有恶化。但当时的危险仍然是十分巨大。停车检修期间的修复也走了一下弯路, 第一次, 我们只是更换了一段接管, 也用火焊烤的方式进行了简单的焊后的热处理, 但开工后仍然出现了裂纹, 说明处理没有到位, 没有彻底消除应力。第二次我们制定了专门的修复方案, 委托有经验的队伍, 调来了自动调温的现场热处理设备, 进行电伴热加保温的方式, 确保热处理的效果, 首先对修复的部位进行了消氢热处理, 焊后进行了全面的热处理, 消除了残余应力, 经过第二次修复之后, 经过几年的运行, 再没有出现应力腐蚀问题。

对于常压储罐的处理也是经过多次的修复, 开始进行简单的补焊, 发现焊接过程中裂纹会不停的扩展, 反而越补越多, 后来采取用堵漏胶封堵漏点, 虽然堵住了漏点, 但会有新的裂纹不断形成, 不停的在处理, 生产非常被动, 最后, 停工期间更换了该设备, 新制作的设备整体进行了热处理, 消除了设备本身的各种应力, 经过处理后的设备就再也没有发生应力腐蚀。

对于换热器管板的应力腐蚀, 简单的补焊根本不行, 必须更换管束, 新的管束管板的焊接一定进行焊前预处理, 焊后整体热处理, 否则很难保证在有硫化氢场合下的长周期使用, 在化行业很大一部分管束的损坏都是由于应力腐蚀所引起。

从设备角度, 一旦有腐蚀的介质存在而且不可避免, 所有接触到腐蚀介质的设备和管道都要进行消除应力热处理, 对于常压容器也不例外, 焊接应力, 设备支座等重量产生的应力都可以引起应力腐蚀。

设备或者压力管道出现了应力腐蚀, 后果将是非常严重, 必须及时处理, 如果系统停车损失严重, 补救的办法不是进行简单的补焊, 这样会扩大裂纹, 采取带压堵漏的方式用非加热的方式避免裂纹的扩展, 然后进行必要的固定, 避免轴向破坏造成严重的管道破裂

一旦能够进行焊接作业, 一定要先进行消氢处理, 现场可以用电热带进行焊前热处理, 焊接作业后要现场检查是否形成裂纹, 合格后进行消除应力热处理, 这个步骤非常重要, 否则很快还会出现第二次破坏。我们有过类此的经历, 一定要弄清楚腐蚀机理, 然后指定修复方案。

H2S应力腐蚀 篇3

应力腐蚀开裂是含H2S/CO2天然气输送管线腐蚀破坏的主要形式, 探究其开裂机理有利于实施有效的防护。因此, 研究和探讨X52钢材在H2S/CO2环境中的应力腐蚀开裂行为, 对于提供特定材质在具体腐蚀环境中的腐蚀规律, 实施现场运行环境中的腐蚀倾向判断, 减少或避免灾害性事故的发生有着十分积极的意义。

金属在H2S/CO2多相流腐蚀环境中腐蚀产物膜会受到的3种力学-化学作用:基体的变形、不同流动状态流体的剪切和固体颗粒的冲击[1~3]。同时腐蚀产物膜本身还有生长取向性和内应力。这些因素易使腐蚀产物膜发生破损, 进而导致基体严重的局部腐蚀。

X52钢是目前国内某高含硫气田地面集输系统使用的管材, 其在H2S/CO2环境中的腐蚀开裂行为是气田开发和运行中的重要问题。本工作采用SEM, EDS和XRD等对U形环X52钢试样在H2S/CO2介质中的应力腐蚀开裂 (SCC) 行为进行了研究, 并分析探讨了X52钢发生SCC的机理, 以期为其在含H2S/CO2天然气输送过程中的腐蚀防护提供理论依据。

1 试验

基材为X52钢, 尺寸为80 mm×12 mm×2 mm, 用600号砂纸磨光, 弯成U形, 弯曲部分内半径为5 mm, 用螺丝、螺栓固定, 之间用云母片和硅胶管隔离。H2S气体为自制, 用恒压滴液漏斗的旋塞控制H2SO4量以控制H2S气体的产生量。CO2气体采用钢瓶调节气压匀速通入。H2S和CO2气体先在缓冲瓶内等体积比混合后, 持续通入5%Na Cl溶液, 保持试验介质中气泡冒出速度为5~7个/min, 以确保介质中酸性气体的饱和。

应力腐蚀开裂试验参照NACE TM017-96进行, 温度为25, 40, 60℃, 时间为14 d。

采用Dmax-r B型X射线衍射仪和JEOL JSM-35C扫描电子显微镜分析断口, 判明断裂性质。

2 结果与讨论

2.1 不同温度下的浸泡腐蚀行为

图1为40, 60℃时, X52钢试样在含饱和H2S/CO2的5%Na Cl溶液中浸泡14 d的结果。图1显示:在40, 60℃条件下, 试样均未发生开裂, 但试样的塑变区都有明显的局部腐蚀甚至坑蚀迹象。在含饱和H2S/CO2的5%Na Cl溶液中, HS-, HCO3-, Cl-等未极化离子的共同作用促进了X52钢的局部腐蚀。

腐蚀产物的XRD谱见图2:主要成分是Fe S, 能谱中非晶腐蚀产物不能显现。

2.2 HAc加速环境下的腐蚀行为

表1为25℃时, 4个平行试样在含饱和H2S/CO2的NACE溶液 (5.0%Na Cl+0.5%HAc) 中的浸泡结果。

从表1可以发现:试样在含饱和的H2S/CO2的NACE溶液 (5.0%Na Cl+0.5%HAc) 中浸泡3~6 d均发生开裂, 塑变区弧顶部和塑变区与弹变区结合部是最易发生开裂的部位, X52钢有较强的SCC敏感性。结合40, 60℃测试结果可知, 较低温度 (如25℃) 下, X52钢更易发生应力腐蚀开裂。

图3为25℃时试样基体平面与断裂面腐蚀产物的SEM形貌和EDS能谱。表2为相应的EDS能谱结果。

由图3可以看出, 试样断裂面生成了大量的腐蚀产物。表2显示, 断裂面腐蚀产物中的S元素远远大于基体平面腐蚀产物中的, 出现了S的富集, 腐蚀产物主要为Fe的硫化物。由此可判断, X52钢在含饱和H2S/CO2的NACE溶液中的开裂均为阳极溶解型。

图4为25℃时, 试样断裂面有腐蚀产物覆盖和去除腐蚀产物后的SEM形貌。可以发现, 试样断裂面出现了大量孔洞且腐蚀产物不致密、多孔 (见图4a) ;去除产物膜后可以看出断裂面断口属于脆性断裂 (见图4b) , 其应力腐蚀裂纹从断裂面向扩展面延伸 (见图4c) , X52钢在介质中的应力腐蚀开裂裂纹是较直的横截于材料厚度的横向裂纹, 向材料的壁厚纵深发展, 形似台阶, 属于典型的氢致开裂。

X52钢在湿H2S/CO2环境中的腐蚀为电化学腐蚀, 主要为全面腐蚀和应力腐蚀;其应力腐蚀主要是阴极反应析出的H进入了基体组织并富集达到一定的量, 从而造成界面破裂[4,5]。X52钢的脆性断裂是由于基体中吸收了H原子, H原子扩散以及在高应力部位的聚集而引起的, 在存在H2S且腐蚀产物膜被破坏的情况下发生脆断的可能性会大幅提高。

3 结论

(1) 25℃下, X52钢在含饱和H2S/CO2的NACE溶液中有较强的SCC敏感性, 开裂部位集中在塑变区弧顶部及塑变区与弹变区结合部。

(2) 25℃时, X52钢在含饱和H2S/CO2的NACE溶液中的SCC敏感性明显强于40, 60℃下、含饱和H2S/CO2的5%Na Cl溶液中时。X52钢的脆性断裂是由于钢材中吸收了H原子, H原子扩散以及在高应力部位的聚集引起的, 在存在H2S且腐蚀产物膜被破坏的情况下发生脆断的可能性会大幅提高。

参考文献

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H2S应力腐蚀 篇4

在许多学者研究X70管线钢应力腐蚀开裂(stress corrosion cracking,SCC)的试验中,较多的试验是集中在土壤对管道外表面的SCC,管道内部也大多侧重于研究H2S浓度单一因素影响的SSCC,而对多个因素共同作用以及它们之间可能存在的对SCC的交互作用研究甚少[3]。本工作以X70管线钢为试验研究对象,在具有不同H2S浓度、Cl-浓度、pH值和温度等介质参数的湿H2S腐蚀环境中进行慢应变速率拉伸腐蚀试验(slow strain rate testing,SSRT),通过扫描电镜观察试样断口的微观形貌,定性确定其应力腐蚀敏感性,并根据试验结果计算在各试验环境下的应力腐蚀敏感指数。运用回归分析软件,建立X70管线钢应力腐蚀敏感指数与试验介质参数之间关系的交互型数学模型,对于预防X70管线钢的SSCC有一定的工程指导意义。

1 试验

1.1 试验材料

选用X70管线钢,其化学成分(质量分数)如下:C 0.06%,Si 0.23%,Mn 1.56%,P 0.015%,S 0.003%,Nb 0.045%,V 0.032%,Cu 0.28%,Mo 0.193%,Cr 0.053%,其余为Fe。

参照HB7235-95《慢应变速率应力腐蚀试验方法》将X70管线钢加工成慢应变速率拉伸试样,试样尺寸如图1所示。将试样用水砂纸从300#至800#逐级打磨标距段,然后用去离子水、丙酮清洗干净,置于干燥器中备用。

1.2 试验设计方法

试验采用均匀试验设计[4]的方法,结合现场调研,4个因素中选取H2S浓度为10×10-4%~1510×10-4%,Cl-浓度为10×10-4%~160×10-4%,温度为25~75℃,介质pH值为3~8,每个因素在各自取值范围内分成6个水平。用U6(64)均匀试验表进行均匀试验设计,设计出的试验水平与因素的搭配如表1所示。

1.3 试验过程

用启普发生器制取H2S饱和溶液,H2S浓度的标定用碘量滴定分析方法,Cl-的浓度采用纯度为C.P级的NaCl按比例配入,pH值可用CH3COOH和NaOH水溶液来调节。

试验采用WDML-10KN型微机控制慢拉伸试验机,自行设计自动控温设备。试验过程如下:试件消除应力热处理→配制溶液→试件预处理→测量试件的原始尺寸并纪录→安装试验装置→设置拉伸试验机→慢速拉伸试验机加载直至试件断裂→试件断后清洗、尺寸测量并保存→重复上述步骤进行下一组试验→扫描电镜观察断口。

2 结果与分析

2.1 应力腐蚀敏感性评价方法

用塑性损失[5]来评定应力腐蚀的敏感性。塑性损失参数主要以延伸率敏感指数Iδ作为应力腐蚀敏感性大小的评价依据,一般用无裂纹拉伸试样来测量。

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式中:δa,δc为试件在惰性介质中和在腐蚀介质中的伸长率。

通常当Iδ大于35%,表明研究体系具有明显的应力腐蚀倾向,为氢脆敏感区;当Iδ小于25%,表明研究体系没有明显的应力腐蚀倾向,为安全区;当Iδ介于25%~35%之间,视为潜在危险区[5]。

2.2 SSRT试验结果及影响因素

X70管线钢在6组不同湿H2S环境和空气中的SSRT结果如表2所示。

*The condition of No 7 was in the air medium

根据试验得到Iδ与H2S浓度、Cl-浓度、温度、pH 值介质参数的变化规律如图2所示。

由图2a可知,Iδ和H2S浓度的关系,总的趋势是随H2S浓度的增大而增大,这是因为随H2S浓度的提高,电离出来的H+浓度就越多,从而加速H+在钢表面的还原反应速度,产生更多的氢原子,外加S2-

或HS-的“毒化”作用,将阻止氢原子在钢表面的复合逸出而导致大量原子半径极小且穿透力特强的氢原子在钢表面聚集向钢中扩散。

由图2b可知,Iδ随Cl-浓度的变化趋势不明显,分析原因:Cl-可弱化金属与腐蚀产物间的作用力,阻止有附着力的硫化物生成,从而加速金属腐蚀;但若Cl-浓度很高时,金属腐蚀反而减缓,是因为Cl-吸附能力强,它大量吸附在金属表面,完全取代了吸附在金属表面的H2S,HS-,因而腐蚀减缓。

由图2c可以看出,Iδ随温度的变化趋势比较复杂,这是因为一方面温度升高,H2S在水溶液中的溶解度降低,从而降低了钢材的腐蚀敏感性;另一方面,随温度升高,H+向钢材扩散能力和钢材与H2S的反应也增强,又提高了钢材的腐蚀敏感性,因此,这两个相反趋势的综合结果造成H2S应力腐蚀存在一个临界温度范围,钢材在这个温度范围的敏感性最大。

由图2d可以看出,Iδ随pH值的减小而明显增大,这是因为pH值的下降,H+浓度的增加,铁硫化合物的保护膜被溶解,材料表面处于活性溶解状态,有利于反应中的H+及H2向钢材内部渗透,使得SSCC的敏感性增加。

2.3 试样断口的微观形貌及分析

采用扫描电镜对X70管线钢各试样断口进行微观形貌分析,断口照片如图3所示。

试样在第7组空气中拉伸,断裂前出现明显的颈缩,其断口呈现典型的韧窝形貌,如图3a所示,表现出良好的韧性断裂。

X70钢试样在第1组介质中(H2S浓度为10×10-4%)断口形貌,如图3b所示,可以看出试样在这种介质中的断口形貌和试样在空气中拉伸的断口形貌图相似,都为韧窝形貌,表明X70钢在此浓度的湿H2S环境中有很好的韧性,且由表2可知,试样在这种介质中的应力腐蚀敏感指数Iδ为16.79%,小于25%,表明在这种体系中X70钢没有明显的应力腐蚀开裂倾向,为安全区。

X70钢试样在第2组介质中(H2S浓度为310×10-4%)断口形貌,如图3c所示,可以看出试样在这种介质中的断口为韧窝+明显解理形貌,且其应力腐蚀敏感指数Iδ为38.21 %,稍大于35%,已经有一定的应力腐蚀开裂敏感性。

X70钢试样在第3,4,6组介质中(H2S浓度分别为610×10-4%,910×10-4%,1510×10-4%)断口形貌,如图4所示,可以看出试样在这三种介质中裂纹明显增加,断口形貌呈现河流状样(大量解理裂纹),且随H2S浓度增大,断口上的河流状就越明显,为典型的脆断特征;试样在这三种介质中的应力腐蚀敏感指数Iδ分别为55.56%,62.81%和72.00%,均远大于35%,也表明这三种体系具有明显的应力腐蚀倾向,为氢脆敏感区。

总之,随H2S浓度逐渐增加,试样断口由韧性断裂逐渐转变为脆性断裂,即应力腐蚀敏感性逐渐增大。

2.4 X70管线钢在湿H2S环境中的应力腐蚀敏感指数回归分析

运用均匀设计回归分析软件,得到X70管线钢应力腐蚀敏感指数Iδ(y)与H2S浓度(x1)、Cl-浓度(x2)、温度(x3)和pH值(x4)等介质参数关系的回归数学模型,如表3所示。

从表3中应力腐蚀敏感指数Iδ(y)与H2S浓度(x1)、Cl-浓度(x2)、温度(x3)和pH值(x4)的回归模型中来看,H2S浓度(x1) 和pH值(x4)在三种模型中被同时引入,并且在二次型和交互型三次项、四次项中都引入了x1平方项。

不难得出,H2S浓度(x1)和pH值(x4)对应力腐蚀敏感指数影响较为显著,并且H2S浓度(xl)、Cl-浓度(x2)、温度(x3)和pH值(x4)将对应力腐蚀敏感指数产生交互作用。四次项交互型回归方程y=248-4.54e-5x12-28.9x4+2.38e-7x1x2x3x4,可以较好地反映X70管线钢母材应力腐蚀敏感指数随H2S浓度、Cl-浓度、温度和pH值影响因素的变换关系。

3 结论

(1)X70管线钢在湿H2S腐蚀环境的Iδ随 H2S浓度的增大而增大;随pH值的增大而减小;随Cl-浓度和温度的变化趋势不明显。

(2)运用均匀回归分析软件得到了X70管线钢Iδ与试验介质参数(H2S浓度、Cl-浓度、温度和pH值)的交互型数学模型:

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(3)通过断口形貌分析可知,X70管线钢在湿H2S腐蚀环境中,随H2S浓度的增大,其断裂特征表现为由韧性断裂逐渐转变为脆性断裂,相对空气介质的塑性损失增大,H2S应力腐蚀敏感性也增强。

参考文献

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石化设备H2S腐蚀及控制探析 篇5

1 造成腐蚀以及损坏的发生原因

(1) 通常来说, 大多数原油进行提炼的过程都需要进行脱硫处理, 不过常规性的脱硫方式效果不甚明显。这是由于在常规性的脱硫方式当中, 所采取的制剂大多都是于湿H2S环境下发挥效果的, 它是原油加工和提炼的开始, 因此存在一定的轻油现象比较正常。接下来, 炼油厂展开二次加工和设计的过程当中需要适当地结合石油化工的催化装置和石油气罐不同, 针对炼油装置予以变化。

(2) 使用过程中, 或多或少地会存在一些局部高应力因素, 其中对力学和化学磨损可能会带来令其出现性质变化的影响因素。在设备介质当中, 存在一定的硫元素, 脱硫后它们的稳定性相对较差。需要经过认真分析, 寻找到对原油质量产生影响的元素, 辅以稳定性处理。

2 造成腐蚀的原理分析

(1) 氢膨胀现象。在硫化物腐蚀作用当中, 可能会形成氢原子, 受钢材结构运转的影响, 通常氢原子也会伴随运转速度发生运动, 并且在缺陷和裂缝的位置进行聚集, 同时还能够形成一些新分子, 继而形成较大膨胀力, 并在界面显示出一定的压力, 且压力上升到某种程度后, 会形成破损或者是断裂, 大多会附着于化工设备内壁。

(2) 氢致断裂现象。在化工设备中假如已经发生氢膨胀, 氢原子压力就可能会不断地升高, 继而出现贯穿缝, 于连接过程当中还会发生阶梯式裂缝, 其主要分布于和表面保持基本平行的方向, 钢结构硫化氢可能会在这段时间当中形成一部分带状组织, 他们都可能会对氢原子造成影响, 继而发生断裂。

(3) 硫化物的应力腐蚀导致断裂现象。在湿H2S的环境当中, 氢原子通常会自行运动到钢材内部组织当中, 而且还会于晶格当中形成溶解效应, 进而造成氢材料脆性提升, 借助对外应力以及残余力影响, 可能会形成比较显著的开裂的情况, 这可能会令经常分布于硬度高的焊缝区、对温度比较敏感的其他范围等。

(4) 应力方向导致氢断裂现象。被应力作用所影响, 缺陷以及杂物处会由于氢原子大量聚集形成小裂纹, 它们大部分情况下都会因自身的不断延伸出现于焊接头受热程度相对集中的范围内。在使用的过程当中, 假如接管位置 (或几何形状) 出现位移, 即为裂纹或腐蚀反应。

3 分析影响因素

(1) p H值产生的影响。在p H值为中性或者稍微偏向于碱性的情况下, 钢材当中氢溶解量处于最低值, 反之, p H值在显著偏低或显著偏高的情况下, 氢溶解量则相对较高。在环境当中, 氨离子能够提升硫化氢应力的腐蚀敏感, 而且会伴随着p H值增加逐渐令这种提升作用变大。一氧化碳如果处于比较低的p H环境当中, 能够提升硫化氢的应力腐蚀的敏感性;如果在比较高的p H环境当中则与之相反。在介质当中硫的质量分数和硫化氢的应力腐蚀程度呈现正相关。在原油当中, 含有硫的化合物受到催化裂化反应条件影响能够形成一定的H2S, 另外, 部分氮化物主要以HCN的形式而出现, 它们对于湿H2S腐蚀有一定的促进效果。

(2) 氰化物的碱性作用的影响。在介质当中, 硫的质量分数越高, 出现硫化氢的应力腐蚀开裂之后敏感性也就越强。在原油当中所包含的一些含硫化合物受到催化裂化反应条件的影响形成一定的H2S, 与此同时, 部分氮化物通过HCN的形式而存在, 并且对于湿H2S腐蚀有一定的促进效果。氰化物于碱性溶液当中起到的作用主要包括两个方面:其一, 溶解硫化铁表面的保护膜, 提升硫化氢腐蚀速度, 同时形成有助于氢原子渗透到钢材当中的金属面;其二, 氰化物能够有效去除溶液当中缓蚀剂口。在钢材当中, 硫、氢等质量分数越大, 其钢材强度尤其是硬度就会变得越高, 也就更容易被硫化氢所影响形成应力腐蚀。环境温度对于腐蚀产生的影响会根据腐蚀的具体类型差异而存在一定的差异, 对于硫化氢的应力腐蚀作用而言, 20℃的环境下是最敏感的, 无论是升高或者是降低都能够降低硫化氢的应力腐蚀作用。应力因素上, 除了薄膜应力之外, 通常为焊接残余和强行装配阻焊带来的应力。高浓度的硫化氢、水分、较高局部应力、钢材焊缝区域淬硬组织等都比较容易带来H2S应力腐蚀作用。

4 探究控制措施

在石油化工设备实际应用的过程当中, 需要针对腐蚀和环境抗拉强度进行重点关注。抗拉强度最好是控制于的碳钢或者是碳锰钢;硫化氢的浓度质量超过整体浓度质量的情况下, 可以选择碳钢、碳锰钢符合钢板作为壳体材质, 且内部结构尽可能选择厚度较为理想的钢材。有效提升钢材的具体纯度、减小钢材结构质量分数, 也可以有效预防腐蚀。

(1) 安装。在制造缓解进行安装能够保证基本的稳定性, 令设备受到腐蚀的程度降到最低, 其主要的操作环节包括:其一, 对焊缝硬度进行有效控制, 随时注意焊缝硬度, 依照硬度的程度予以适当的区分, 如果没有发现特殊情况, 那么就要保证间隔距离。其二, 防止焊缝的合金成分超标, 焊缝合金的组成结构当中, 假如成分太高, 就可能会令结合处发生一定的变化, 造成焊缝合金元素遭受破坏;其三, 针对化工设备予以耐热处理, 并对焊接残余力予以消除, 令其能够充分地发挥应力;其四, 制造过程中, 需要对焊缝予以超声波、射线检查, 于制造期间予以适当的处理方案, 确保原油中超声波质量以及实际作用;其五, 在操作过程中, 几何尺寸需要依照标准来进行设定;其六, 避免强制性安装, 这不但可能会对零部件产生一定的损伤, 还可能会在实际运转当中发生安全问题。

(2) 检验。针对压力容器检验过程中, 除了仔细对设备表面的情况和具体结构予以适当的观察之外, 还需要展开厚度测量、里氏硬度测量、X线以及超声探伤等检查项目。检验检测过程中如果发现了缺陷征兆, 需要结合缺陷的形态、数量以及发生部位等, 和检测结果综合展开分析和判断, 在必要的情况下可以提升检测比例, 还可以采取其他的检测手段来明确缺陷具体性质, 确定设备的质量情况, 排除隐患, 确保设备能够在正常的状态下投入运行。

(3) 实际使用。必须要严格地依照工艺操作的规范化流程进行和防腐相关的一系列指标测试、碱性物质和缓蚀剂加入的工作等, 提升对于设备的高危位置进行腐蚀情况日常监控以及保护的力度。

5 结语

在石油化工设备正常运转的过程当中, 环境对其造成的影响比较大, 尤其是受到H2S影响其腐蚀现象会比较严重。面对这样的情况, 需要及时寻找导致这样的现象发生的原因, 同时对影响因素展开分析, 行以及时的处理措施, 保护石化设备。

摘要：就如今现实情况来看, 工业行业的稳定发展与石油化工设备之间有着密切联系, 只有确保化工设备始终处在正常且完备的情况下才能够给工业生产创造贡献。但是, 在实际应用过程中, 石化设备往往会受到不同因素的影响导致运行不畅, 其中H2S腐蚀就是非常常见的一种。因此, 实际应用石化设备的时候, 必须要采取适当的措施来对其进行保护, 对H2S腐蚀的情况进行及时有效的控制。

关键词：H2S腐蚀,控制措施,石化设备

参考文献

[1]张继红.石化设备H2S腐蚀及控制[J].企业技术开发月刊, 2009 (08) .

[2]姚艾.石油化工设备在湿硫化氢环境中的腐蚀与防护[J].石油化工设备, 2008 (05) .

[3]周奎舟.石油化工设备在湿硫化氢环境中的腐蚀与防护分析[J].世界华商经济年鉴·城乡建设, 2013 (02) .

浅析H2S对井下工具的腐蚀及防护 篇6

在国内不少的油气井中都含有不同程度的H2S, 通常H2S含量在0.1%以下。但是也有部分地区H2S含量偏高, 如川东北普光气田H2S平均含量达15.16%, 属于高含硫气田。对于高含H2S油井来说, H2S对井下工具的腐蚀很严重, 甚至会造成井下工具的断裂。

二、H2S的腐蚀机理分析

H2S对金属的腐蚀, 最主要的腐蚀形式有:氢致应力腐蚀开裂和电化学腐蚀。

1. 氢致应力腐蚀开裂

由于酸性气液混合体在一定温度和压力作用下, 发生析氢反应。由此产生的氢及氢离子进入材料内部, 富集于晶界处, 造成晶界破坏, 在外力的作用下, 使材料开裂, 即氢脆现象。在开采一些高含硫, 高温高压的深井时, 井下工具必须使用一些强度较高的钢材, 而大多数的高强度钢都对氢敏感, 以至于许多工具在未见较明显腐蚀时, 就出现开裂。这是目前含硫油气井井下工具面对的大问题。

硫化氢应力腐蚀开裂和氢脆断裂没有本质的区别, 不同的是硫化氢应力腐蚀开裂是从材料表面的局部阳极溶解和蚀坑等处起源的, 而氢脆断裂裂纹起源于材料的内部, 且随外加应力增加, 裂源位置向表面靠近。对硫化氢应力腐蚀来说, 由于表面局部阳极溶解和蚀坑处的应力集中, 氢原子易于富集, 因而导致脆性增大, 当氢浓度达到某一临界值时裂纹萌生。裂纹萌生后, 裂纹内的局部酸化使裂纹尖端电位变负, 电化学腐蚀加剧。裂纹尖端的腐蚀、增氢和应力集中状态使得裂纹快速扩展, 直至断裂。

2. 电化学腐蚀

由于材料内部及内外部浓度、结构不同造成电极电位差, 形成原电池腐蚀。在H2S对金属的腐蚀过程中, 侵入并扩散到钢中的H+与不稳定化合物发生反应, 实际上是H2S在有水的条件下在金属表面产生的电化学效应[1], 即:

将42Gr Mo钢试样, 在PH2S=3.4MPa, PCO2=3.1MPa, 32MPa (用N2增压) , 温度恒定在100℃的条件下, 进行168h的室内腐蚀实验。通过实验数据得到试样的腐蚀速率为0.4223mm/a, 将腐蚀后的试样通过X射线衍射仪 (XRD) 的检测, 证实腐蚀后的钢材试样中含有了Fex Sy (见图1所示)

生成物Fex Sy是一种疏松物质, 造成井下工具钢基的机械强度降低。钢材的电化学腐蚀随温度的升高而增大, 随p H值降低而增加。此外, CO2和Cl-对硫化氢电化学腐蚀也起着加速作用。

在电化学腐蚀的同时, 金属表面产生大量的氢原子, 这些氢原子中的一部分渗入到金属内部, 在有缺陷的地方 (如蚀坑) 聚集起来, 结合成氢分子。氢分子所占的空间为氢原子的20倍, 这使金属内部形成过大的内压, 即金属内部产生很大的内应力。使钢变硬、变脆, 甚至出现破裂。

由此可以看出, 在H2S对金属的腐蚀过程中, 氢致应力腐蚀和电化学腐蚀是同时进行的。在井下工具上的具体表现为工件外壳减薄、中心管穿孔、甚至是零件的断裂等。

三、影响H2S腐蚀速率的因素

1. 温度

钢铁在H2S水溶液中的腐蚀速率随温度的升高而增大, 如果在10%H2S水溶液中, 当温度从55℃升至84℃, 腐蚀约增大20%, 温度继续升高腐蚀速率将下降, 在l10~120℃腐蚀速率最小, 使在井底采气处腐蚀并不严重, 腐蚀最严重区处于产层上部。

2. H2S浓度

H2S含量为200-400mg/L时, 腐蚀速率达到最大, 最大平均腐蚀速率达0.66 mm/a, 而后, 随着H2S浓度增加而降低, 当H2S浓度高于1800mg/L[2]时, H2S浓度的增加对腐蚀几乎无影响。p H=6是个临界值, 当p H<6时, H2S对钢材的腐蚀速率升高。

pH值将直接影响腐蚀产物硫化铁膜的组成、结构和溶解度等。通常在低p H值的H2S溶液中, 生成的是含硫量不足的硫化铁, 如Fe9S8的无保护性的膜, 于是腐蚀加速;随着p H的增高, Fe S2含量也随之增多, 于是在高p H值下生成的是以Fe S2为主的具有一定保护效果的膜。

3. 流速

流速较高, 处于紊流时, 不仅会促进腐蚀反应和离子交换, 同时在金属表面难以形成具有良好保护性能的腐蚀产物膜, 使腐蚀一直处于初始的腐蚀速率, 而且使缓蚀剂不能充分到达钢构件的表面而影响缓蚀剂的作用。所以较高的流速, 往往腐蚀速率也较高, 如果腐蚀介质中有固体颗粒, 则在较高流速下将加剧冲刷腐蚀, 因此必须控制流速的上限, 把冲刷腐蚀降至最低。在我国, 当流速高于10m/s时缓蚀剂就不再起作用。

四、H2S腐蚀的防护措施

1. 材料的选择

在湿H2S环境, 应选用强度级别偏低的材料, 不用高强钢。提高钢材的纯净度 (提高钢的冶炼质量) , 使钢中S<0.002或更小;含Mn量偏小, 可减少Mn S夹杂物在钢中存在;冶炼中适当加入Cu、Ca、Re等元素, 以促进钢中杂质呈球状, 以减缓氢致开裂的形成。

2. 缓蚀剂保护

合理使用抗H2S的缓蚀剂是防止井下工具和油套管在含H2S的井下环境中发生腐蚀的较为有效的方法之一[3]。在H2S腐蚀介质中加入适量的缓蚀剂, 可显著减少金属材料的腐蚀速率, 并可保持金属原有的机械性能。国内外的油田现场应用表面。加注缓蚀剂能大大提高油田设备的使用寿命。

3. 表面防H2S处理

(1) 表面渗氮

渗氮是一种以氮原子渗入钢件表面, 形成一层以氮化物为主的渗层的化学热处理方法。渗氮有三个基本过程:活性氮原子的产生、表面的吸收和氮原子的扩散。渗氮不仅可以提高工件表面的硬度、耐磨性以及耐疲劳性, 而且还可以提高工件在腐蚀介质中工作的耐蚀性。

(2) 表面类陶瓷复合膜处理

类陶瓷复合膜技术是一项金属防H2S腐蚀的新技术, 在国内外都有相应的研究和应用, 并体现出了一定的优越性。通过平衡反应生长的类陶瓷膜均匀且致密无孔, 能有效防止电化学腐蚀的发生, 膜结构与钢基结构有较大的相容性, 以保证膜层与基材良好的键结合及冶金结合, 具有一定的高硬度渗层, 并能通过平衡反应时间来调整渗层厚度以及与表面涂层的结合强度, 适用于复杂环境中的防腐。平衡反应工艺与钢材真空热处理工艺类似, 可以通过反应后的冷却速度 (淬火、正火、退火、调质) 来调整材料的内部组织状态。

摘要：文中针对高含H2S气井中, H2S对井下工具腐蚀严重情况, 分析了H2S腐蚀介质与地层共同形成的腐蚀环境对井下工具的腐蚀机理。以及温度、H2S浓度与金属腐蚀速率的关系, 并提出一些可行的防护措施和新技术。

关键词：硫化氢,井下工具,硫化氢腐蚀

参考文献

[1]冯秀梅.炼油设备中的湿硫化氢腐蚀与防护.化工设备与管道, 2003, 6 (1) .

[2]李祖贻.湿硫化氢环境下炼油设备的腐蚀与防护.石油化工腐蚀与防护.2001, 19 (2) .

H2S应力腐蚀 篇7

在H2S/C O2腐蚀防护中, 使用缓蚀剂是是经济有效的一种抗腐蚀方法。其具有用量小、设备简易、防腐效果好等优点。目前, 国外各油田所使用的缓蚀剂中, 吸咪唑啉缓蚀剂及其衍生物的用量大于90%。故咪唑啉分子可以通过其五元环上的两个氮原子与金属表面铁原子键合, 而咪唑啉分子上的疏水基团在金属表面外侧排列开, 将介质与金属表面分开, 使得H3O+难以接近金属, 从而大大减低了金属的腐蚀速率, 达到防腐的目的。而且咪唑啉类缓蚀剂具有低毒、高稳定性等优点, 在工业酸洗、油气田等领域的防腐过程中具有非常广阔的应用前景。所以, 国内外咪唑啉的复配与改性研究已经成为了缓蚀剂研制的一个热点。目前咪唑啉类缓蚀剂在低温下对H2S/C O2有很好的防腐作用, 但在高温下由于其水解而使得其作用效率大大降低。本文基于前人研究对对咪唑啉不同中间体效果缓释研究的基础上上, 合成了一种新的含氟咪唑啉类缓蚀剂, 该剂具有耐高温 (150℃) 与高酸性气体的特点。

2 含氟咪唑啉缓蚀剂的合成

2.1 实验仪器及药品

实验药品主要有氯化钾、氨水、氢氧化钠、冰乙酸、正辛酸、二乙烯三胺、二甲苯、三乙胺、特种表面活性剂、石油醚无、水乙醇。

实验器材有电热恒温水浴锅、增力电动搅拌器红外光谱仪电子分析天平扫描电子显微镜。

2.2 中间体合成与确认

2.2.1 中间体合成

对于咪唑啉中间体大量学着做了研究得出了成熟较为相同的合成方法:以二甲苯作为携水剂即酸与多胺脱水进行的氨解反应生成酰胺;随后升高温度进一步脱水, 通过环化过程得到咪唑啉缓蚀剂的中间体。胺与酸比例为1.2∶1, 反应时间为4-8小时, 温度为160℃-220℃。

2.2.2 中间体的确认

由于中间体与NNF在烘箱中烘制12小时候都不能压成薄片, 故不能被压片分析测试。所以把中间体与NNF分别溶于无水乙醇后涂在溴化钾片上进行红外光谱测试。

由中间体的红外谱图1可以看出, 在1560cm-1与1640cm-1附近出现了酸胺特征吸收峰, 1600 cm-1处的吸收峰表明=N键的伸缩振动说明了咪唑啉环的生成;在3000cm-1附近出现了C-N伸缩振动吸收峰, 在3300cm-1, 附近出现的峰为N-H伸缩振动吸收峰。说明了咪唑啉的合成。

2.3 目标产物的合成与确认

2.3.1 目标产物的合成

制得的咪唑啉的中间体与缚酸剂三乙胺加入三口烧瓶, 含氟特种表面活性剂逐滴加入, 三者摩尔比为1∶0.4∶0.6, 滴加完毕后, 水浴加热升温至50℃, 反应24后, 结束反应, 得到深黄色高粘稠液体。

2.3.2 目标产物NNF的确认

取少量合成产物进行红外光谱测试分析 (图2) 。

由NNF红外光谱图可知:在549.54cm-1处有-CF2-的δC-F振动谱带;1211.07cm-1与1150.36cm-1处有-CF2-的γC-F振动谱带;在1459.85cm-1处出现了-SO2F的γSO2振动谱带, 与全氟辛基磺酰氟的特征峰相对应说明了含氟正辛酸咪唑啉已合成

3 合成产物效果评价

在150℃时, 将合成的目标产物NNF缓蚀剂分别以质量分数0%、0.02%、0.04%、0.06%、0.08%、0.1%、0.12%的加量加入到5%N a c l、p h=3腐蚀介质中, 并通入7.78%硫化氢, 7.00%二氧化碳, 84.5%的甲烷;0.74%乙烷的混合腐蚀气体, 使其饱和, 从而进行静态挂片 (N80) 实验, 评价NNF抗腐蚀的能力。

从表1可以看出, 150℃时, NNF有较好的缓释效果, 其中在NNF缓蚀剂浓度为0.08%时, 对钢片的缓释速率达到92.9%, 后继续增加浓度, 缓释速率变化不大。基于经济与缓释效果的考虑, NNF的最佳使用浓度为0.08%。

4 NNF的缓释效果图与机理模型

4.1 钢片表明形貌分析

利用日本电子株式会社 (JEOL) 冷场发射扫描电子显微镜, 在放大1000对磨制好未经过腐蚀试验的钢片进行表面形貌扫描 (图3) ;再分别对经过腐蚀试验未加入NNF的钢片 (图4) 与加入了NNF的钢片 (图5) 扫描。

在放大1000倍时, 在 (图3) 磨制好的钢片上可发现其表面有较为明显砂纸摩擦的划痕;在经过腐蚀试验后我们可以发现在 (图4) 添加NNF表面缓蚀剂的钢片表面也可以观察到有明显的划痕, 而在对照组 (图5) 即未加N N F的表面不能发现任何划痕, 而是凹凸不平的不平整表面。说明了NNF有效的阻碍腐蚀介质与金属基体的接触, 对钢片进行了有效的保护。

4.2 缓释机理验证模型

根据Bouklah M的理论, 如果浓度C、覆盖率θ以及吸附平衡常数K之间有如下关系:C/θ=C+1/K, 则说明缓蚀剂在金属表面的吸附符合Langmuir吸附等温式。由于咪唑啉类型缓蚀剂为覆盖型缓蚀剂, 所以可以认为缓蚀剂在金属表面的覆盖率θ等于缓蚀率η, 即满足C/η=C+1/K即可说明。以表3的数据作C/η与C的关系图 (图6) , 由图9可知:NNF缓蚀剂在碳钢表面的吸附遵循Langmuir吸附等温式。

5 结论

(1) 以正辛酸咪唑啉的中间、三乙胺、含氟特种表面活性:三者摩尔比为1∶0.4∶0.6, 合成出来的含氟咪唑啉NNF, 在用量为0.08%时, 在150℃、7硫化氢, 7.00%二氧化碳, 84.5%的甲烷, 0.74%乙烷的混合腐蚀气体环境中对N80的缓释效率高达92.9%。说明合成的含氟咪唑啉很好的耐温和耐酸性能力。

(2) 缓蚀剂NNF, 在碳钢表面的吸附遵循Langmuir吸附等温式。能够对钢片表明进行有效的保护, 有效的阻碍腐蚀介质与金属基体的接触, 抑制了金属的腐蚀。

摘要：通过对咪唑啉中间体的改性, 合成了一种具有较好耐高温 (150℃) 和耐H2S/CO2高酸性能的含氟咪唑啉类缓蚀剂, 其合成条件为:咪唑啉中间体、特种含氟表面活性剂摩尔1:0.6, 反应温度为50℃, 反应时间为24h。实验结果表明常压下在150℃、对7.78%硫化氢, 7.00%二氧化碳, 84.5%的甲烷;0.74%乙烷的混合气体, 当缓蚀剂的加量为0.08% (wt%) , 缓蚀率可以达到92.9%。其在碳钢表面的吸附遵循Langmuir吸附等温式。

关键词：高温缓蚀剂,H2S/CO2腐蚀,咪唑啉,氟类特种表明活性剂

参考文献

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