CN113567328A - 一种低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法 - Google Patents
一种低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113567328A CN113567328A CN202110794222.5A CN202110794222A CN113567328A CN 113567328 A CN113567328 A CN 113567328A CN 202110794222 A CN202110794222 A CN 202110794222A CN 113567328 A CN113567328 A CN 113567328A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- corrosion
- alloy steel
- low alloy
- solution
- hcl
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 125
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 120
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 48
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 48
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 20
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 17
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 11
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 9
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 8
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 6
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 claims description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 3
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 11
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 abstract description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 21
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 5
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 150000003568 thioethers Chemical group 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 4
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 4
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 2
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N ammonia nh3 Chemical compound N.N XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 cyclic sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910001504 inorganic chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910000069 nitrogen hydride Inorganic materials 0.000 description 1
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical class [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light
- G01N17/006—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light of metals
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Biodiversity & Conservation Biology (AREA)
- Ecology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Environmental Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
本发明涉及一种低合金钢在加氢装置空冷器***腐蚀性能的评价方法,(1)模拟空冷器管束上部HCl‑H2S‑H2O环境腐蚀;测定低合金钢试样的HCl‑H2S‑H2O环境腐蚀速率;(2)模拟空冷器管束底部垢下腐蚀;记录垢下腐蚀程度;根据腐蚀速率和垢下腐蚀程度评价低合金钢在加氢装置空冷器***腐蚀性能。本发明解决了加氢装置空冷器***的安全性评价的问题,以及空冷器***选材缺乏依据的难题,为石油炼化工业设备选材优化提供技术信息,排除现役设备的安全隐患。
Description
技术领域
本发明涉及金属材料领域,特别涉及一种低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法。
背景技术
随着原油的重质化、劣质化,以及深度加工、高质量和环保友好的要求,加氢技术得到了推广应用。加氢装置工程实践发现,即使依据现行的标准如SH/T/3096~2012《高硫原油加工装置设备和管道设计选材导则》、API RP 941~2016《炼油厂和石油化工厂用高温高压临氢作业用钢》等选材和应用后,加氢装置仍然发生腐蚀,尤其是换热器及其相连管道(统称为换热器***)。由于炼化产品易燃、易爆,安全风险较高,因此,换热器***腐蚀失效一直是石油炼化行业十分关注的问题。
经调研可知,加氢装置换热器***输送的介质多元且复杂,包括烃类、气体(硫化氢、氯化氢、氨气和水蒸气等)和结垢相(NH4Cl等)。介质流动输送过程中涉及反应、流动、传热、相变等过程协同作用。当热油气进入换热器***后,温度逐步降低,蒸汽冷凝成水滴,氯化氢首先溶解在冷凝水中使pH迅速下降,形成酸性环境。针对管束漏点查找发现,发生泄漏的部位集中在管束的上半部分,主要是油气介质混有少量的冷凝水。泄漏原因在于材料发生了HCl-H2S-H2O环境的露点腐蚀。
另外,调研换热器***检修情况可知,换热器***部分管束内结垢严重,垢层下金属呈现凹坑甚至穿孔。垢层主要组分是NH4Cl、NH4HS和硫铁化合物。干燥的NH4Cl和NH4HS虽不具备腐蚀性,但会引起重大堵塞问题。NH4Cl具备吸潮性,一旦潮解就会造成严重的垢下腐蚀;NH4HS溶解后形成强酸环境,严重腐蚀金属。
综上所述,加氢装置换热器***低温(小于200℃)腐蚀中,管程上部主要是HCl-H2S-H2O露点腐蚀,管程下部主要是铵盐垢下腐蚀。因此,建立一种在加氢装置换热器***用低合金钢腐蚀性能评价方法具有现实意义,既有利于排查现有***的安全隐患,又能够为选材的进一步优化提供技术信息,进而提高换热器***的安全系数。
公开的发明专利“一种加氢装置分馏***在线工艺防腐的方法”(公开号CN201910128352.8),从公开内容看,是一种加氢装置分馏***在线工艺防腐的方法。通过设置高效油水分离模块、预混合洗涤器、变径式径向洗盐芯管以及亲疏水纤维组合破乳-波纹强化快速油水分离器,完成对冷高压分离器、冷低压分离器中油相夹带的含高盐、高氨氮水的高效脱除,之后对混合低分油进行洗涤萃取、油水分离等过程,进而使进入分馏***中的混合低分油中无机氯离子含量低于1mg/L。该方法降低了低分油中腐蚀性无机盐含量,避免后续分馏***结盐。但是该专利不涉及换热器***用金属材料的腐蚀性能,不能为设备安全性评价和选材优化提供有利信息。
公开的发明专利“防止NH4HS冲蚀的加氢反应流出物空冷器***优化方法”(公开号CN200910102149.X),从公开内容看,通过注水量的优化、H2S分压的优化、空冷器平均流速的优化和空冷器出口温度的优化,提供了防止NH4HS冲蚀的加氢反应流出物空冷器***优化方法。可避免REAC***腐蚀失效,确保***安全、稳定、长周期运行。该专利是从炼化工艺优化方面着手,不涉及空冷器***用金属材料腐蚀性能,也未能提供一种空冷器用金属材料腐蚀性能的评价方法。
范金福等人的论文《流速对垢下腐蚀的影响及其腐蚀机理》通过室内失重试验和FLUENT软件模拟研究了垢下腐蚀行为,确定了实际生产中较易发生垢下腐蚀的区域。但是腐蚀环境考虑的不够全面,缺失了管路上部HCl-H2S-H2O露点腐蚀性能的考量,同样未能提供空冷器用金属材料的腐蚀性能评价方法,不能为设备选材提供参考。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是提供一种低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法,为石油炼化行业设备安全性评价和选材优化提供依据。
为实现上述目的,本发明采用以下技术方案实现:
一种低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法,将低合金钢试样分别进行换热器管束上部HCl-H2S-H2O环境的腐蚀模拟和换热器管束底部垢下的腐蚀模拟,综合评价低合金钢腐蚀性能,包括:
(1)模拟换热器管束上部HCl-H2S-H2O环境腐蚀
①将低合金钢试样置于封闭釜中,通入模拟HCl-H2S-H2O环境的溶液,低合金钢试样完全浸没于模拟HCl-H2S-H2O环境的溶液中,通入氮气除氧,氮气通入量为100~150mL/min;流速3m/s~6m/s;
②试验装置温度控制40℃~110℃,试验时间720h以上;
③试验结束后,运用失重法测定低合金钢试样的HCl-H2S-H2O环境腐蚀速率;
(2)模拟换热器管束底部垢下腐蚀
①将低合金钢试样置于封闭釜中,注入模拟垢下腐蚀环境的溶液,低合金钢试样完全浸没于模拟垢下腐蚀环境的溶液中,通入氮气除氧,氮气通入量为100~150mL/min;模拟垢下腐蚀环境的溶液pH小于7.0;流速3m/s~6m/s;
②试验装置温度控制150℃~200℃,试验时间720h以上;
③试验结束后清除低合金钢试样表面腐蚀产物;
当低合金钢试样最深凹坑深度D(mm)、腐蚀后试样平均厚度记为H(mm);低合金钢试样初始厚度记为H0(mm),则:
最深凹坑腐蚀深度=H0-(H-D);
其中,M0为初始试样重量,(g);M1为实验后去除腐蚀产物试样重量,(g);S为试样腐蚀表面积,(cm2);ρ为钢的密度,(g/cm3)。
(3)评价方法
①如果D=H,说明低合金钢试样穿孔,已发生腐蚀失效,判定该低合金钢耐蚀性能不合格;
②如果D<H,说明低合金钢试样未穿孔;
所述的换热器管束上部HCl-H2S-H2O环境是模拟加氢装置换热器***管束上部的露点腐蚀,采用组分为HCl和H2S水溶液。原因在于腐蚀环境中的HCl通常来自两个方面,一方面是原油中的无机盐在一定温度下水解生成,另一方面则是原油添加部分含有有机氯化物成分的注剂,这些氯化物在一定温度下分解生成HCl。环境中的H2S来源于原油中存在的硫化物的分解。原油中的硫化物主要是硫醇、硫醚、二硫化物及环状硫化物,H2S一般由硫醚、二硫化物等热稳定性较差的硫化物受热分解生成。由于HCl和H2S溶解度与服役环境温度和压力有关,造成腐蚀环境中主要腐蚀物质HCl和H2S浓度不同,因此,采用不同浓度的HCl和H2S组分的溶液来模拟管束上部的露点环境腐蚀。
所述的模拟HCl-H2S-H2O环境的溶液和制备步骤如下:先制备HCl水溶液,HCl的质量百分浓度为0.0005%~1.5%;再向HCl水溶液中加入Na2S反应生成H2S溶液,溶液中H2S质量浓度为100×10-6~2000×10-6。
所述加氢装置空换热器***管束下部的垢下腐蚀环境是由于高温条件下加氢装置反应产物HCl、H2S与NH3反应生成NH4Cl和NH4HS。NH4Cl和NH4HS的结晶温度分别是197~205℃(有原料氯含量决定)和150℃。当换热器中温度低于结晶温度时,NH4Cl和NH4HS出现沉积。腐蚀环境中少量的液态水被铵盐吸收,在铵盐下部形成酸性腐蚀环境,造成垢下腐蚀。
所述模拟垢下腐蚀环境是成分为NH4Cl、NH4HS和FeCl3的水溶液,该溶液与加氢装置换热器***垢下腐蚀实际环境主要腐蚀物质的成分、浓度和溶液pH相符合。
所述的模拟垢下腐蚀环境的溶液和制备步骤如下:先向HCl水溶液中加入Na2S反应生成H2S溶液,HCl的质量百分浓度为0.0005%~3%,溶液中H2S质量浓度为100×10-6~2000×10-6;其次,向上述溶液中加入液氨,液氨与溶液中的HCl组分和HS-反应生成NH4Cl和NH4HS,NH4Cl的质量浓度0.05%~40%,NH4HS的质量浓度0.03%~0.6%,溶液pH小于7;再次,加入FeCl3溶液,FeCl3质量浓度0.1%~0.6%,起到加速腐蚀的作用。该模拟垢下腐蚀环境的溶液成分是NH4Cl、NH4HS和FeCl3。
与现有的技术相比,本发明的有益效果是:
本发明通过模拟换热器管束上部HCl-H2S-H2O环境腐蚀;测定低合金钢试样的HCl-H2S-H2O环境腐蚀速率;模拟换热器管束底部垢下腐蚀;测定垢下腐蚀程度;根据腐蚀速率和垢下腐蚀程度评价低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能和适用性。铵盐垢下腐蚀介质中添加FeCl3组分起到加速腐蚀的作用,促进了低合金钢腐蚀,使之尽早处于垢下腐蚀状态。
本发明解决了加氢装置换热器***的安全性评价的问题,以及换热器***选材缺乏依据的难题,为石油炼化工业设备选材优化提供技术信息,排除现役设备的安全隐患。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明进一步说明:
以下实施例对本发明进行详细描述。这些实施例仅是对本发明的最佳实施方案进行描述,并不对本发明的范围进行限制。
实施例:
低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法,包括:
(1)模拟换热器管束上部HCl-H2S-H2O环境腐蚀
①制备试样:将12Cr2Mo1R钢经机械加工并用磨床加工成尺寸50mm×20mm×5mm,表面光洁度7级。用丙酮除油,然后用去离子水清洗,无水乙醇干燥后待用。测量试样初始长度L1(mm)、宽度L2(mm)和厚度H0(mm)和初始重量M0(g)。
②腐蚀试验:根据加氢装置换热器管束上部HCl-H2S-H2O腐蚀环境配置腐蚀溶液:先制备HCl水溶液;再向HCl水溶液中加入Na2S反应生成H2S溶液。将12Cr2Mo1R钢试样置于封闭釜中,将模拟HCl-H2S-H2O环境的溶液注入釜中,试样全浸于溶液中;通入氮气除氧,氮气流量为氮气通入量为120mL/min,流速3m/s;试验时间720h;
③腐蚀速率测量:试验结束后,配置1L去离子水+1L HCl(浓度为36%~38%)+40g六次甲基四胺溶液去除试样表面腐蚀产物;运用失重法测定低合金钢试样的HCl-H2S-H2O环境腐蚀速率。
(2)模拟换热器管束底部垢下腐蚀
①制备试样:将12Cr2Mo1R钢经机械加工并用磨床加工成尺寸50mm×20mm×5mm,表面光洁度7级。用丙酮除油,然后用去离子水清洗,无水乙醇干燥后待用。测量试样初始长度L1(mm)、宽度L2(mm)和厚度H0(mm)和初始重量M0(g)。
②腐蚀试验:根据加氢装置换热器下部垢下腐蚀环境配置腐蚀溶液:先向HCl水溶液中加入Na2S反应生成H2S溶液;其次,向上述溶液中加入液氨,形成NH4Cl和NH4HS水溶液,测量溶液pH小于7.0;再次,加入FeCl3溶液。将12Cr2Mo1R钢试样置于封闭釜中,将垢下模拟溶液注入釜中,试样全浸于溶液中;通入氮气除氧,氮气流量为氮气通入量为120mL/min;流速3m/s;试验时间720h;
③腐蚀速率测量:试验结束后,配置1L去离子水+1L HCl(浓度为36%~38%)+40g六次甲基四胺溶液去除试样表面腐蚀产物;
采用腐蚀坑深度测量仪测量试样凹坑深度,最深凹坑深度记为D(mm)、腐蚀后试样平均厚度H(mm),试样的初始厚度记为H0(mm),则:
最深凹坑腐蚀深度=H0-(H-D);
其中,M0为初始试样重量,(g);M1为实验后去除腐蚀产物试样重量,(g);S为试样腐蚀表面积,(cm2);ρ为12Cr2Mo1R钢的密度为7.9,(g/cm3)。
加氢装置换热器管束上部HCl-H2S-H2O环境腐蚀模拟溶液及腐蚀速率结果见表1。
表1:
材料 | HCl质量浓度/(%) | H<sub>2</sub>S质量浓度/(×10<sup>-6</sup>) | T/℃ | 腐蚀速率/(mm·a<sup>-1</sup>) | 判定 |
实施例1 | 0.05 | 200 | 70 | 1.22 | 合格 |
实施例2 | 0.5 | 800 | 100 | 1.85 | 合格 |
实施例3 | 1.0 | 1000 | 80 | 2.12 | 合格 |
实施例4 | 1.5 | 1000 | 90 | 4.48 | 不合格 |
实施例5 | 1.0 | 1600 | 100 | 2.46 | 合格 |
加氢装置换热器管束下部垢下腐蚀模拟试验环境及结果见表2:
表2:
三.评价方法
12Cr2Mo1R钢试样同时满足HCl-H2S-H2O环境腐蚀速率<2.50mm/a和垢下腐蚀环境判据如表1和表2“判定”列,则判定该12Cr2Mo1R钢腐蚀性能合格,适用于加氢装置换热器***。由此判定:
实施例1 12Cr2Mo1R钢腐蚀性能合格,适用于加氢装置换热器***。
实施例2 12Cr2Mo1R钢腐蚀性能合格,适用于加氢装置换热器***。
实施例3 12Cr2Mo1R钢腐蚀性能合格,适用于加氢装置换热器***。
实施例4 12Cr2Mo1R钢腐蚀性能不合格,不适用于加氢装置换热器***。
实施例5 12Cr2Mo1R钢腐蚀性能不合格,不适用于加氢装置换热器***。
Claims (3)
1.一种低合金钢在加氢装置空冷器***腐蚀性能的评价方法,其特征在于,将低合金钢试样分别进行空冷器管束上部HCl-H2S-H2O环境的腐蚀模拟和空冷器管束底部垢下的腐蚀模拟,综合评价低合金钢腐蚀性能,具体步骤包括:
(1)模拟空冷器管束上部HCl-H2S-H2O环境腐蚀
①将低合金钢试样置于封闭釜中,通入模拟HCl-H2S-O2环境的溶液,低合金钢试样完全浸没于模拟HCl-H2S-H2O环境的溶液中,通入氮气除氧,氮气通入量为100~150mL/min;流速3m/s~6m/s;
②试验装置温度控制40℃~110℃,试验时间720h以上;
③试验结束后,运用失重法测定低合金钢试样的HCl-H2S-H2O环境腐蚀速率;
(2)模拟空冷器管束底部垢下腐蚀
①将低合金钢试样置于封闭釜中,注入模拟垢下腐蚀环境的溶液,低合金钢试样完全浸没于模拟垢下腐蚀环境的溶液中,通入氮气除氧,氮气通入量为100~150mL/min;模拟垢下腐蚀环境的溶液pH小于7;流速3m/s~6m/s;
②试验装置温度控制150℃~200℃,试验时间720h以上;
③试验结束后清除低合金钢试样表面腐蚀产物;
其中,M0为初始试样重量,g;M1为实验后去除腐蚀产物试样重量,g;S为试样腐蚀表面积,cm2;ρ为钢的密度,g/cm3;
H0为试样的初始厚度,mm;D为试样的最深凹坑深度,mm;H为腐蚀后试样平均厚度,mm;
则有:
最深凹坑腐蚀深度=H0-(H-D);
(3)评价方法
①如果D=H,说明低合金钢试样穿孔,已发生腐蚀失效,判定该低合金钢耐蚀性能不合格;
②如果D<H,说明低合金钢试样未穿孔;
2.根据权利要求1所述的一种低合金钢在加氢装置空冷器***腐蚀性能的评价方法,其特征在于,所述的模拟HCl-H2S-H2O环境的溶液和制备步骤:先制备HCl水溶液,向HCl的质量浓度为0.0005%~1.5%;再向HCl水溶液中加入Na2S固体反应生成H2S溶液,溶液中H2S质量浓度为100×10-6~2000×10-6。
3.根据权利要求1所述的一种低合金钢在加氢装置空冷器***腐蚀性能的评价方法,其特征在于,所述的模拟垢下腐蚀环境的溶液和制备步骤:先向HCl水溶液中加入Na2S固体反应生成H2S溶液,HCl的质量浓度为0.0005%~3%,溶液中H2S质量浓度为100×10-6~2000×10-6;其次,向上述溶液中加入液氨,反应生成NH4Cl和NH4HS,NH4Cl的质量浓度0.05%~40%,NH4HS的质量浓度0.03%~0.6%,溶液pH小于7;再次,加入FeCl3溶液,FeCl3溶液的质量浓度0.1%~0.6%。该模拟垢下腐蚀环境的溶液成分是NH4Cl、NH4HS和FeCl3。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110794222.5A CN113567328B (zh) | 2021-07-14 | 2021-07-14 | 一种低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110794222.5A CN113567328B (zh) | 2021-07-14 | 2021-07-14 | 一种低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113567328A true CN113567328A (zh) | 2021-10-29 |
CN113567328B CN113567328B (zh) | 2024-01-09 |
Family
ID=78164756
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202110794222.5A Active CN113567328B (zh) | 2021-07-14 | 2021-07-14 | 一种低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN113567328B (zh) |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2008039599A (ja) * | 2006-08-07 | 2008-02-21 | Kobe Steel Ltd | 石油類容器用低合金鋼材の局部腐食性評価方法 |
CN101762674A (zh) * | 2008-12-24 | 2010-06-30 | 中国科学院金属研究所 | 模拟低合金钢在重工业污染大气环境下腐蚀过程试验方法 |
CN110823690A (zh) * | 2019-11-05 | 2020-02-21 | 南京钢铁股份有限公司 | 一种低合金结构钢大气环境应力腐蚀敏感性快速评价方法 |
-
2021
- 2021-07-14 CN CN202110794222.5A patent/CN113567328B/zh active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2008039599A (ja) * | 2006-08-07 | 2008-02-21 | Kobe Steel Ltd | 石油類容器用低合金鋼材の局部腐食性評価方法 |
CN101762674A (zh) * | 2008-12-24 | 2010-06-30 | 中国科学院金属研究所 | 模拟低合金钢在重工业污染大气环境下腐蚀过程试验方法 |
CN110823690A (zh) * | 2019-11-05 | 2020-02-21 | 南京钢铁股份有限公司 | 一种低合金结构钢大气环境应力腐蚀敏感性快速评价方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN113567328B (zh) | 2024-01-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Al-Moubaraki et al. | Top of the line corrosion: causes, mechanisms, and mitigation using corrosion inhibitors | |
Groysman | Corrosion problems and solutions in oil refining and petrochemical industry | |
Tiu et al. | Polymeric corrosion inhibitors for the oil and gas industry: Design principles and mechanism | |
Xiang et al. | State-of-the-art overview of pipeline steel corrosion in impure dense CO2 for CCS transportation: mechanisms and models | |
CA1118667A (en) | Composition and method for removing sulfide- containing scale from metal surfaces | |
Singer | Top-of-the-line corrosion | |
AU2007345192B2 (en) | Novel mercaptan-based corrosion inhibitors | |
Rakhmatova | INDUSTRIAL USE AND EFFECTIVENESS DETERMINATION OF INHIBITORS BASED ON BISICLIC ORGANIC SULFUR COMPOUNDS | |
Sharma et al. | Experimental Study of Factors Affecting Corrosion in Gas Wells Using Potantio Acetate and Galvan Acetate Tests | |
CN111208056A (zh) | 一种气相缓蚀剂缓蚀性能评价方法 | |
Sun et al. | Corrosion investigation of the inlet section of REAC pipes in the refinery | |
Subramanian | Corrosion prevention of crude and vacuum distillation column overheads in a petroleum refinery: A field monitoring study | |
CN113567328B (zh) | 一种低合金钢在加氢装置换热器***腐蚀性能的评价方法 | |
Emori et al. | Effects of Sodium Thiosulfate and Sodium Sulfide on the Corrosion Behavior of Carbon Steel in an MDEA-Based CO 2 Capture Process | |
Wang et al. | Mechanism and modelling of CO2 corrosion on downhole tools | |
Lehrer et al. | Development and Application of a Novel Hydrogen Sulfide Scavenger for Oilfield Applications | |
WO2013062952A1 (en) | Inhibiting corrosion in a aqueous films | |
Babaian-Kibala et al. | Naphthenic acid corrosion literature survey | |
Jayaraman et al. | Corrosion inhibitors in hydrocarbon systems | |
Martin | Inhibition of vapor phase corrosion in gas pipelines | |
Lang et al. | Corrosion in amine gas treating solutions | |
Namazi et al. | Amine corrosion in gas sweetening plant: causes and minimization on real case study | |
Javidi et al. | The effect of temperature and acid gas loading on corrosion behavior of API 5L X52 carbon steel in amine unit | |
Zou et al. | Corrosion mechanism of oil field gathering pipeline containing small H2S impurity | |
Hidayati et al. | Analysis of the Effects of CO2, H2S Composition, and Temperature on Steam Towards Corrosion Rate in Geothermal Power Plants |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |