催化裂化装置吸收塔冷却器腐蚀原因分析

催化裂化装置吸收塔中段回流冷却器壳体出现分层现象,壳程底部严重腐蚀。冷却器抽芯后通过宏观检查、超声测厚和超声波探伤方法对腐蚀部位进行检测,同时结合冷却器的腐蚀介质分析其腐蚀原因。结果表明:腐蚀由壳程介质导致;壳程介质H_2S含量大,形成湿H_2S腐蚀环境,并在低合金钢中出现了湿H_2S腐蚀分层现象。     

直接氧化脱硫催化剂CN 3-4的制备及性能评价

在沉淀温度为30℃,焙烧温度为550℃,焙烧时间为8h,沉淀时间为60min的条件下,采用共沉淀法制备出适用于催化氧化法脱除气体中H2S的催化剂CN3-4,其活性组分Fe2O3,Al2O3,TiO2的质量分数均为30%,助剂X1(IB族元素)和X2(Ⅷ族元素)的质量分数均为5%。采用连续流动式固定床等温反应器对制备出的CN3-4催化剂进行了性能评价,结果表明:H2S转化率大于99.2%,生成元素硫的选择性大于99.6%,元素硫的收率大于98.9%。该催化剂适用于含高浓度H2S气体的处理,且能够满足工业长周期运行的需要。     

N80油管钢在CO_2/H_2S介质中的腐蚀行为研究

长庆某气田CO2和H2S典型体积含量分别为1.4%和2.6×10-6,属微含硫干气气藏。通过现场挂片试验,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等,对N80油管钢在现场试验条件下的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,腐蚀速率平均为0.0302mm·a-1,属中等程度腐蚀,且以局部腐蚀为主;腐蚀类型以CO2酸性腐蚀为主,腐蚀产物主要为FeCO3和Fe2O3,微量H2S的存在对腐蚀未产生明显影响;XRD同时检测出MgSO4,说明天然气井还具有结垢趋势。     

石脑油中杂质元素的快速质谱分析

研究建立了石脑油中杂质元素的快速分析方法。石脑油样品经无水乙醇简单稀释后,直接采用电感耦合等离子体串联质谱（ICP MS/MS）法测定其中的Si、P、S、Cl。针对复杂基质测定过程中存在的多原子离子干扰,采用MS/MS模式,通过向碰撞反应池（CRC）中加入O2为反应气,使28Si+、31P+、32S+分别与O2发生质量转移反应生成28Si16O+2、31P16O+、32S16O+,从而消除多原子质谱干扰;通过向碰撞反应池（CRC）中加入H2,使35Cl+与H2发生质量转移反应生成H352Cl+消除干扰。28Si16O+2、31P16O+、32S16O+、H352Cl+的检出限分别为015、0058、026和396 μg/L。为验证方法的准确性,分析了国际标准参考物质润滑油（NIST SRM 1848）中Si、P、S、Cl的含量,所测定的结果与标准参考物质所提供的标准值无显著性差异,相对标准偏差（RSD）小于37%,表明所建立的分析方法准确可靠,适合于石脑油中Si、P、S、Cl 4个杂质元素的快速测定。     

绥中36-1油田油管腐蚀产物及土酸酸蚀特征研究

用扫描电镜、能谱分析和X-射线衍射仪等测试方法,对比分析了绥中36-1油田典型井J13井油管土酸处理前后的腐蚀结垢产物.结果表明,土酸处理前的腐蚀结垢产物主要元素为Fe、O、S、C,次要元素为Ca、Mg、Si,X-射线衍射分析矿物为黄铁矿、含镁方解石、菱铁矿,电镜下观察腐蚀产物中广泛存在着海绵状及珊瑚状硫化物.土酸常温浸泡腐蚀产物2 h后,酸蚀率为13.1%,垢样表层基本不舍Ca、Mg等元素,富含Fe、O、S等元素,其矿物成分为Fe(OH)3、Fe2O3、FeS等,晶形完好的莓状氧化铁及氢氧化铁小球经酸化后被部分溶蚀,酸处理后的残余物主要为非晶质或隐晶质.腐蚀机理为:SRB将硫酸根离子作为有机物代谢产物的最终电子受体,少量的被还原成硫,大部分以硫化氢(H2S)形式放出,在其代谢过程中对油井油管造成腐蚀.     

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。     

N80S抗硫油管钢在含CO2、微量H2S及高浓度Cl^-腐蚀介质中的腐蚀行为

用失重法、扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS）及X射线能谱（XRD）对N80S抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl^-条件下的腐蚀破坏进行腐蚀实验研究,结果发现,在实验条件下,微量H2S的存在对反应系统影响较大;在膜的形成过程中硫化物腐蚀产物膜（FeS、FeS0.9）会优先形成,并进一步阻碍具有良好保护性的FeCO3腐蚀产物膜的形成;腐蚀产物膜疏松、平均腐蚀速率较大,且有轻度局部腐蚀发生。溶液中高浓度的Cl^-及材料中高含量的Cr元素会使N80S抗硫钢局部腐蚀倾向加大。     

在CO_2-H_2S-H_2O系统中表面膜对碳钢腐蚀的影响

在油气生产环境中,碳钢的腐蚀是-个主要的关注点,腐蚀的变化取决于油田生产条件和产出水的性质。产出水中溶解的酸气,如CO2和H2S,增加了产出水的腐蚀性。在50～90℃温度范围内,利用电化学和失重数据研究了在CO2-H2S—H2O系统中碳钢的腐蚀和表面膜或垢的影响。用扫描电子显微镜（SEM）和能量衍射X射线光谱（EDX）对钢片上形成的腐蚀产物进行了研究。通过评价试验后的试片表面开展局部腐蚀研究。     

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）.     

H2S腐蚀对潜油电泵机组的影响

在油田开发过程中,H2S腐蚀是最常见的问题之一.文章主要探讨了H2S对潜油电泵机组腐蚀的机理、影响因素和防护措施.从电化学反应角度对腐蚀机理进行了阐述,主要讨论了H2S的体积分数、pH值、温度、压力和液体烃类等影响因素.提出了潜油电泵的各接头采用不锈钢、壳体采用镀层和涂层的防腐蚀措施.     

20R系列材料在油田三高环境的耐蚀性

系统研究了20R,20R-Z35和20R(HIC)等压力容器用钢在油气田高含H_2S-CO_2-Cl~-环境下的抗腐蚀特性,分析了在这种工况条件下20R系列材料作为压力容器用材的适用性,确定了20R系列各牌号材料的适用范围。20R(HIC)可以用于油气田三高环境下的压力容器设备,20R-Z35有一定的应力腐蚀敏感性,使用需谨慎,SA516-60和20R不宜使用。     

煤油加氢反应产物换热器结垢分析

针对某煤油加氢装置反应产物与原料换热器出现结垢现象,对3台换热器E-101A/B/C结垢现象、结垢位置、结垢程度进行了计算分析.结果表明：E-101A/B/C总换热系数不断降低,由193.70 W/（m2·K）下降至127.79 W/（m2·K）,降幅达34.0％,严重影响换热器的换热效果.根据管侧压力降从0.18 MPa升至0.25 MPa,增幅达38.9％,而壳侧压力降基本稳定,且E-101A管程垢阻达314×10-5（m2·K）/W,明显高于E-101B/C管程垢阻,判断换热器结垢位置为E-101A管程.装置停工检修中发现：E-101A管程出口出现大量铵盐结块,且在清洗中部分管束堵塞;E-101B/C管程及3台换热器的壳程未见显著结垢.换热器拆检结果验证了前期计算结果的准确性.结合计算分析及实际结垢情况提出改进建议.     

D201碳洗涤塔腐蚀原因分析及防护对策

甲醇装置中的碳洗涤塔,由于其操作介质为H     

中东某油田集输管线腐蚀原因探讨

利用扫描电镜(SEM),能谱仪(EDS)和X光衍射仪(XRD)对管材及其腐蚀产物进行了检测分析。管材宏观照片显示,管道圆形蚀坑内部呈蜂窝状,蚀坑底部腐蚀产物有明显的结晶堆积;腐蚀产物SEM分析显示,从顶层到底部腐蚀膜由致密变得疏松且底部腐蚀膜大部分区域存在腐蚀空洞;EDS分析表明,腐蚀产物主要含有Fe,O,S,Si,Cl等,大量Cl-参与了腐蚀过程并残余在腐蚀产物中;XRD分析表明,腐蚀产物由Fe1-x S和Fe3O4组成。从氯离子点蚀、硫化氢腐蚀、二氧化碳腐蚀和管输流速4个方面对管材的腐蚀原因和腐蚀机理进行了探讨。     

基于溶胶凝胶法的二氧化硅负载功能化离子液体用于高效脱除硫化氢

采用溶胶凝胶方法,将几种金属基离子液体([Bmim]Cl?CuCl2, [Bmim]Cl?FeCl3, [Bmim]Cl?ZnCl2, [Bmim]Br?CuCl2和[Bmim]Br?FeCl3)固定于二氧化硅上,开发了一种新型的H2S捕集方法,与纯的粘性离子液体脱硫高温的限制、低传质率和质量损失的缺点,该方法具有显著优势。采用傅里叶变换红外光谱、透射电镜、氮气吸附/脱附、x射线光电子能谱和热重分析技术对吸附剂进行了表征。采用气体流速为100mL/min的动态吸附实验,研究了一系列影响因素包括离子液体中的金属和卤素、离子液体负载量和吸附温度。H2S吸附结果表明,最佳吸附剂为5%[Bmim]Cl?CuCl2/硅胶,最佳吸附温度为20-50?C。H2S可以被捕获并氧化为单质硫,[Bmim]Cl?CuCl2/硅胶可以很容易被空气再生。H2S的高效去除可能是由于在硅胶中形成了纳米级高浓度的[Bmim]Cl?CuCl2,由此表明,采用溶胶凝胶技术将[Bmim]Cl?CuCl2固定于二氧化硅上,有望用于H2S的去除。     

六水合三氯化铬催化蔗糖脱水合成5-羟甲基糠醛

研究了用CrCl3·6H2O催化蔗糖脱水转化为5-羟甲基糠醛（HMF）的反应,考察了蔗糖浓度、催化剂用量、反应温度和反应时间对产率的影响。利用紫外分光光度法测定产物并计算产率。较佳反应条件为：蔗糖浓度0．3mol／L、催化剂用量（以蔗糖质量计）3％、反应温度160℃、反应时间30min,在此条件下,产物收率可达55．3％。     

碳黑气冷却器失效分析与预防

对碳黑气冷却器EA105的316不锈钢管束在下管板处遭受严重腐蚀的现象进行了分析,X射线衍射分析表明,主要腐蚀产物为FeCr2S4和(NH4)2Cr2O7及Fe4[Fe(CN)6]3。通过宏观检验、理化检验和扫描电子显微分析,得出失效原因为缝隙腐蚀,并提出了增设过滤器或选用双相不锈钢及超级奥氏体不锈钢等防止缝隙腐蚀的建议。     

页岩油抽出油中氮化物的提取方法研究

在反应温度70℃,反应时间60 min,沉降时间2 h工艺条件下,以TiCl4/CuCl2.2H2O混合物为络合剂,以磷酸/环己烷混合物为萃取剂,研究了提取配方对抚顺页岩油抽出油中氮化物提取效果的影响。结果表明,在m(萃取剂)/m(抽出油)为1.0,m(萃取剂)/m(络合剂)为8.0,m(TiCl4)/m(CuCl2.2H2O)为1.2的最佳条件下,碱性氮和总氮的提取率分别为98.5%,70.5%。     

Fenton试剂预处理丁苯橡胶废水

采用Fenton试剂法预处理丁苯橡胶废水,通过正交实验考察了影响处理效果的主要因素。结果表明,双氧水用量是主要影响因素。在反应温度为45℃,反应时间为60 min,pH值为3~7,FeSO4·7 H2O用量为3.3 mmol,双氧水用量为4.0 mL,总离子摩尔浓度不变的条件下,Cu2+,BO3-3,Mn2+均能与Fe2+发生络合反应,达到较好的协同催化作用,化学需氧量(COD)出水效果得到提高;以Fe2+/Cu2+(摩尔比,下同)为1∶1或Fe2+/Cu2+/Mn2+为2∶2∶1复配,与单独使用Fe2+相比,COD去除率分别提高了13,17个百分点。