炼油厂含硫酸性水罐涂层失效原因分析及对策

为了减少H_2S对酸性水罐内壁腐蚀的影响,有必要弄清相关腐蚀机理,识别导致腐蚀严重的各种条件。对现场腐蚀情况进行分析,得出水罐罐壁的开裂属于氢鼓泡和氢致开裂。模拟现场工况使用环境,对使用了不同涂层结构的样品进行测试,以寻找减少H_2S对酸性水罐腐蚀的涂层结构。通过实验得出,改性环氧玻璃鳞片涂料可以起到良好的防腐蚀效果。     

液化气球罐裂纹分析及处理

针对液化气球罐检验中发现的表面裂纹,分析了裂纹成因是湿硫化氢应力腐蚀,由湿硫化氢引起腐蚀开裂的形式包括氢鼓泡(HB)、氢致开裂(HIC)、硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)和应力导向氢致开裂(SOHIC),论证了氢致裂纹较易于硫化物应力腐蚀裂纹发生,氢致裂纹产生后,在随后的高应力作用下,转化为硫化物应力腐蚀裂纹。裂纹打磨消除后通过安全评定避免对球罐进行补焊处理,在球罐内表面喷涂稀土合金防腐层,有效地解决了湿硫化氢应力腐蚀问题。     

4000m~3球罐裂纹成因分析

两台4 000 m~3轻质石脑油球罐使用拔头油后,产生了大量裂纹,根据球罐理化检测结果,结合拔头油的生产工艺,对H_2S应力腐蚀的成因进行了分析,验证了H_2S阳极溶解型应力腐蚀破坏机理,提出了防止球罐产生裂纹应注意的若干问题。     

含硫气田净化厂原料气过滤分离设备腐蚀主控因素研究

含硫气田天然气净化厂原料气过滤分离设备为关键设备,其腐蚀失效情况也备受关注。现场调研发现,使用一段时间后,分离设备底部积液位置出现腐蚀层,且分离设备存在较多鼓泡。通过开展金相分析、理化性能分析及腐蚀微观分析,确定了设备失效原因,室内模拟现场条件找出腐蚀失效主控因素。结果表明,在材料力学性能、化学成分满足标准要求的前提下,材料本身存在较多夹杂是导致设备鼓泡失效的主要原因,随着H_2S与CO_2分压比的增加,腐蚀速率增大,氢鼓泡现象更加严重。     

论湿硫化氢环境下管道设计材料的选择

从炼油厂典型装置中产生湿H2S腐蚀的环境及部位着手,分析了因湿硫化氢腐蚀而引起的氢鼓泡、硫化物应力腐蚀开裂、氢致开裂和应力诱导氢致开裂等腐蚀形态,指出液相中硫化氢的浓度、溶液的pH值、温度以及材料的硬度、管道表面质量等与上述腐蚀有关。同时,从设计角度论述了不同情况下的选材原则。     

液化石油气球罐裂纹的分析及处理

介绍了扬子石化芳烃厂储运车间2台液化石油气球罐的运行状况,在装置停车大检修检验过程中发现裂纹,分析了裂纹产生的原因,指出裂纹的产生是加工高硫原油后液化气中H2S含量高,在湿H2S环境下的应力腐蚀引起。重点介绍了球罐消氢热处理方案,裂纹的修复过程,阐述了防止液化气球罐产生裂纹的对策及防范措施。并提出对原料进行脱硫处理,对关键设备和管道等进行材质升级改造,以保证在役液化气球罐的安全使用。     

异构化装置设备鼓泡及防护

通过对异构化装置已报废的设备腐蚀情况分析,提出了腐蚀产生的原因,腐蚀形成过程和状况,着重阐述了引起设备腐蚀(氢鼓泡)的原因,影响因素,最后提出具体防护措施。     

H2S/CO2分压和Cl-浓度对L360QCS腐蚀行为的影响研究

通过高温高压反应釜模拟普光气田集输环境,研究H2 S/CO2分压、Cl浓度对普光气田用集输管线钢L360QCS腐蚀行为的影响.采用失重法计算腐蚀速率,四点弯曲法进行应力腐蚀试验,宏观形貌观察和扫描电镜( SEM)微观观察及能谱(EDS)分析进行综合研究.在H2S/CO2分压比固定的情况下,随着H2S压力升高腐蚀速率呈现先降后升.压力较低时,L360QCS应力腐蚀试样表面均出现不同程度的氢鼓泡,当压力升高时,氢鼓泡很少或者消失.腐蚀速率随着Cl-浓度的升高而增加,达到临界值后,腐蚀速率随着Cl-浓度的增加而降低;在低浓度条件下,Cl-浓度的增加会促进点蚀的发生,进而诱发裂纹的产生;而当Cl-浓度增加到临界值时,抑制点蚀的生成,从而使材料的应力腐蚀开裂敏感性降低.     

天然气压力容器腐蚀原因分析及防范措施

1．天然气压力容器腐蚀的原因 天然气压力容器腐蚀包括内腐蚀和外腐蚀，内腐蚀由内部介质所导致，是目前的研究难点和重点。内腐蚀有三个显著特点：①气、水、烃固共存的多相流腐蚀介质；②高温或高压环境；③H2S、CO2、O2、Cl^-和水分是主要的腐蚀物质，其中H2S、CO2、O2是腐蚀剂，水是载体，Cl^-是催化剂。在三种腐蚀剂中H2S和CO2的腐蚀是氢去极化腐蚀，H2S腐蚀类型除电化学腐蚀外，其最具危害的还是固体力学化学腐蚀，即硫化物应力腐蚀开裂、氢致开裂等，H2S可以导致五种开裂损伤：硫化物应力腐蚀开裂（SSC）；氢鼓泡（HB）；氢致开裂（HIC）；应力导向氢致开裂（SOHIC）.     

12Cr2AIMoV钢在胜利炼油厂的应用(2)

(4)宏观检查上段塔壁(含封头)经检查未发现氢鼓泡,仅在塔中部发现一个40mm×40mm的氢鼓泡,分析系村料漏查缺陷所致.该鼓泡多年无变化.裂纹都是由焊接起弧点产生并向热影响区延伸.裂纹内有腐蚀产物.分析检验主要成分是硫化铁,是由Fe~(2 )和HS- 电化学反应而产生晶界硫化层的结果.     

液化石油气储罐的H2S应力腐蚀

用16MnR钢制造的液化石油气储罐在湿H2S环境中,易发生应力腐蚀开裂.严格控制材料质量、焊后进行热处理使焊缝及热影响区的硬度低于HB200(碳钢和低合金钢),降低介质中H2S的浓度(＜10mg/L)以及定期对储罐进行检查,是防止H2S应力腐蚀开裂的有效办法.     

高含H2S环境中CO2对P110套管钢氢脆腐蚀行为的影响

通过溶液浸泡、恒载荷硫化物应力腐蚀开裂（SSC）、电化学氢渗透等实验方法分别分析API-P110套管钢在高含50%H2S和50%CO2的酸性溶液中和在高含50%H2S酸性溶液中氢脆腐蚀行为,探讨了CO2对套管钢氢脆腐蚀行为的影响。与未经过腐蚀试样相比,在H2S与CO2共存环境中和在H2S腐蚀环境中P110套管钢的强度（抗拉强度（bσ）和屈服强度（sσ））和延伸率（δ）下降,发生晶间断裂。与单一H2S环境相比,在H2S和CO2共存环境中钢的强度和延伸率下降程度较小、脆化率小、SSC敏感性低、氢渗透速率（J）小。在不同腐蚀环境中钢的氢渗透电流密度（J）都呈现随时间（t）延长急剧增加到峰值,然后缓慢下降直到出现稳态。在高含H2S腐蚀环境中,CO2提高了腐蚀产物膜的致密性,降低了膜中FexSy含量,减少了钢的氢原子渗透量,从而降低钢的氢脆敏感性。     

球罐裂纹成因分析

某公司一台液态烃球罐,按计划进行大修检查时在内表面发现较多微裂纹,裂纹最深达5.9mm。在现场检查、测厚、金相分析、腐蚀产物分析并结合工艺情况分析的基础上,初步判断裂纹是应力导向氢致开裂裂纹,裂纹产生的主要原因是罐内物料介质中硫化氢含量严重超标。建议在罐内采用涂层或阴极保护层的方法来阻止或减缓湿硫化氢环境中的腐蚀,从而降低裂纹的产生与发展的可能性。     

液化气钢罐的氢脆分析及防治中对策

液化气中不可避免地会含有硫化氢和水分,湿的硫化氢与钢罐发生电化学反应,将造成钢罐内壁“氢脆鼓泡”现象,进而腐蚀损伤钢罐,留下安全隐患。分析表明,湿硫化氢和钢罐制作缺陷是产生此现象的主要原因,实例也证明了这一点,为避免这种现象的产生,分别就在用储制度和新建储罐提出了防治对策。     

加氢装置中低温湿H2S环境下操作的设备选材

当钢暴露在湿H_2S环境中有两种开裂形式,一种是发生在压力容器高强度钢材上的硫化物应力腐蚀开裂(SCC);另一种形式称为氢诱导开裂(HIC和SOHIC)。因此,按过去多年的常规作法,仅控制钢材及焊缝热影响区的硬度不是防止H_2S引起裂纹的保证和必要条件。通过喷钙处理改变夹杂物形状和提高钢材纯净度是目前抗氢诱导裂纹常用的两种方法。     

4000m^3球罐用钢NK-HITEN610U2的焊接

中石油第二建设公司承建的4000m3球罐是兰州石化公司300万t/a重油催化裂化装置的配套工程,该球罐的球壳材料采用日本NKK公司生产的NK-HITEN610U2钢,文章对NK-HITEN610U2钢的化学成分和力学性能进行了分析,该钢属于低焊接裂纹敏感性高强钢,具有良好的焊接性和抗裂性,焊接该类钢主要是防止产生冷裂纹和热影响区脆化,控制线能量是焊接工艺措施中的关键.另外,控制焊条熔敷金属扩散氢含量[H]、选择适当的预热温度和焊后及时进行消氢处理,也是防止冷裂纹和热影响区脆化必不可少的措施.按照工艺评定确定的参数对4000m3球罐进行焊接,取得了良好的效果.     

制氢500m~3油罐外壁腐蚀与防护

文章分析了制氢车间500m~3碳钢油罐外壁腐蚀憎况,以及不停车防护措施.     

石化装置钢筋混凝土管架腐蚀调查

对中国石化扬子石油化工股份有限公司钢筋混凝土管架在石油化工大气环境中使用20a后已出现的保护层开裂、鼓泡、破损及粉化等现象进行了调查与分析,认为钢筋在混凝土中腐蚀的主要影响因素是Cl^-的质量浓度和混凝土的碳化,而混凝土中钢筋的腐蚀是由钢筋表面的大阴极小阳极而引起的电偶腐蚀。在调查分析的基础上,提出了对钢筋混凝土管架的防护措施。     

L360MCS抗硫碳钢管道的焊接

介绍了某高含硫天然气气田开发项目中地面集输系统管道使用的L360MCS抗硫碳钢,分析了其焊接性;介绍了焊接接头的硬度试验和耐腐蚀试验,分析了焊接接头产生氢鼓泡的原因。介绍了L360MCS抗硫碳钢管道的焊接施工以及施工中采取的特殊工艺措施。管道自2009年10月12日投用后,所有焊口运行平稳,经受住了实际工况的考验,达到了预期目标。