化学腐蚀介质（精选7篇）
化学腐蚀介质 篇1
0前言
高速列车车体结构材料及其焊接接头在服役环境中受空气中的潮湿气体、海洋性湿气盐雾、工业废气及汽车尾气形成的酸雾的影响易被腐蚀, 而焊接接头的不均质性使其易产生应力集中和残余应力, 车体材料及其焊接接头存在着不同程度的腐蚀, 大大影响了列车的安全运行和使用寿命。目前, 国内缺乏高速列车用A7N01高强铝合金及其焊接接头在海洋性含Cl-潮湿大气环境、城市含SO42-和NO3-酸雨环境中长期腐蚀的电化学特征数据。本工作研究了2种A7N01铝合金及其焊接接头在含Cl-, SO42-, NO3-等腐蚀介质中的电化学腐蚀行为, 填补了该类数据空白。
1 试验
1.1 A7N01高强铝合金及焊丝
选用2种轨道列车用高强铝合金型材, 分别为A7N01-T5 (T5为由高温成形过程冷却, 然后人工时效的状态) 和A7N01-T4 (T4为固溶处理后不经冷加工, 只经自然时效至基本稳定状态) 。二者尺寸均为300mm×125 mm×6 mm。焊丝为ER5356铝镁合金, φ1.6mm。A7N01-T5, A7N01-T4, JISH 4000-2006《铝及铝合金薄板材、带材和板材》标准7N01铝合金及焊丝化学成分见表1。
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1.2 焊接设备与工艺
将2块同质铝合金对焊, 焊接设备为421 EXPERT force Arc MIG焊机;保护气为99.999%高纯氩气, 不开坡口, 一道焊透。采用双脉冲MIG焊, 工艺参数:电流160~180 A, 电压20~23 V, 速度350 mm/min, 保护气流量25 L/min, 干伸长为15 mm。
分别从2种铝合金焊接接头中焊缝 (W) 中间区域、母材 (BM) 区域用DK7750型数控电火花线切割机切取工作面积为10 mm×10 mm方块, 在其背面用电烙铁锡焊电极导线, 工作面除外的其他部位用硅橡胶封闭, 工作表面用400, 600, 1 000, 1 500, 2 500号砂纸依次打磨。
1.3 电化学性能测试
测试仪器为微机控制型LK-98A型电化学分析仪, 工作电极为焊接接头中的母材及焊缝区域试样, 参比电极为饱和甘汞电极 (SCE) , 辅助电极为金属铂片电极;腐蚀介质为5% (质量分数) Na Cl, Na2SO4, Na NO3溶液, 用磁力搅拌器搅拌, 以克服可能产生的浓差极化。温度为 (35±1) ℃, 电位扫描范围为-1 200~400 m V, 扫描速率为3 m V/s。
测试前, 将试样浸泡于测试介质中5~10 min, 使腐蚀介质均匀、稳定地浸入被测表面后测试。
按照文献[1]中的方法计算自腐蚀电位Ecorr、自腐电流密度Jcorr、阳极塔菲尔斜率ba、阳极传递系数βa, 并以此来评价2种铝合金焊接接头不同区域在不同腐蚀介质中的电化学行为。
2 结果及讨论
2.1 焊接接头中不同区域的耐蚀性能
图1为2种铝合金焊接接头中不同区域在5%Na Cl, Na NO3, Na2SO4溶液中的极化曲线。相应的电化学参数见表2和表3。
从图1及表2, 3可知:焊接接头中, 2种母材的Ecorr和Jcorr均大于焊缝的, 表明母材的腐蚀倾向大于焊缝, 腐蚀速度也大于焊缝, 即耐蚀性比焊缝差;同种介质中, 2种母材的塔菲尔斜率ba比焊缝的小而阳极传递系数βa比焊缝的大, 阳极传递系数越大, 塔菲尔斜率越小, 母材的耐蚀性越差, 由此也表明母材的耐蚀性较焊缝的差。
从表2和表3中还可以发现, A7N01-T4母材在Na Cl溶液中的Ecorr比A7N01-T5母材的更负, 且Jcorr更大, 说明A7N01-T4母材在Na Cl溶液中的耐蚀性比A7N01-T5母材差。而A7N01-T5母材虽然在Na NO3, Na2SO4溶液中的Ecorr比A7N01-T4母材的更负, 但Jcorr却更小, 所以A7N01-T5母材在Na NO3, Na2SO4溶液中的耐蚀性优于A7N01-T4母材的。
综上可知:2种焊接接头中, 母材及焊缝腐蚀的热力学和动力学参数均有相同的规律, 即在5%Na Cl溶液中母材及焊缝的Ecorr最负, Jcorr最大, 在5%Na2SO4溶液中次之, 在5%Na NO3溶液中Ecorr最正, Jcorr最小, 说明母材和焊缝在Na Cl溶液中耐蚀性最差, 在Na2SO4溶液中次之, 在Na NO3溶液中最好。
2.2 耐蚀性机理
A7N01铝合金中主要强化相是Mg Zn2 (η相) , 其在铝合金晶界处形成一定的聚集, 且其相电位比铝基体负[2], 在含有特定阴离子 (如Cl-, NO3-, SO42-) 的腐蚀溶液中易作为阳极与铝基体组成微电池而溶解。ER5356焊丝中镁含量为4.0%~4.5%, 焊接后提高了焊缝处镁的含量, 形成了β相 (Mg5Al8) , 其电位也比基体负[3], 在腐蚀介质中易先发生腐蚀。
在Na Cl溶液中, 由于氯离子和氧的竞争吸附, 使得Cl-逐步取代OH-而产生Al Cl3, 发生点蚀, 其反应式[4]:
Na2SO4溶液中, SO42-与Al3+经过一系列复杂化学步骤, 最后生成稳定且难溶的硫酸盐化合物[5]:
该化合物堆积在表面对铝合金有保护作用, 所以SO42-的腐蚀加速作用小于Cl-。
在Na NO3溶液中, NO3-一旦吸附于铝合金表面, 会使其表面发生钝化[4], 增大铝合金腐蚀电阻, 所以NO3-对铝合金的腐蚀加速作用弱于SO42-和Cl-。
3 结论
(1) A7N01-T4, A7N01-T5铝合金焊接接头中, 母材在5% (质量分数) Na Cl, Na NO3, Na2SO4溶液中的Ecorr比焊缝的负, 而Jcorr比焊缝的大;同种溶液中, 2种铝合金母材的腐蚀倾向比焊缝的大, 腐蚀速度比焊缝快。
(2) A7N01-T5母材在5%Na Cl, Na NO3, Na2SO4溶液 (质量分数) 中的耐蚀性优于A7N01-T4母材的。
(3) 2种铝合金焊接接头中, 母材及焊缝在Na Cl溶液中的耐蚀性最差, 在Na2SO4溶液中次之, 在Na NO3溶液中最好。
摘要：为了积累A7N01铝合金及其焊接接头在不同介质中的电化学腐蚀数据, 采用ER5356焊丝分别焊接了A7N01-T5和A7N01-T4铝合金。采用动电位扫描法分别测试了2种铝合金焊接接头中的母材及焊缝分别在5% (质量分数) NaCl, Na2SO4, NaNO3溶液中的极化曲线, 并计算出相应的电化学参数。结果表明:2种铝合金焊接接头中母材在3种腐蚀溶液中的腐蚀倾向大于焊缝, 腐蚀速率也快于焊缝;Cl-, SO2-4和NO-3对2种铝合金焊接接头中的母材及焊缝的腐蚀加速作用依次减弱;A7N01-T5母材在3种腐蚀介质中的耐蚀性优于A7N01-T4母材的。
关键词：腐蚀行为,腐蚀溶液,A7N01铝合金,焊接接头,电化学
参考文献
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[5]罗振华.铝合金大气腐蚀室内加速试验研究[D].天津:天津大学, 2003:4~5.
腐蚀介质对聚脲性能的影响 篇2
腐蚀问题目前已引起世界各国的高度重视。据统计,世界每年因腐蚀所造成的经济损失约占国民经济生产总值的2%~4%。我国每年由于腐蚀造成的损失达5000亿元以上,约占国民生产总值的5%[1]。
聚脲(SPUA)的最大特点是物理机械性能兼优、超强的稳定性和耐久性,同时具有优良的抗渗性和一定的耐腐蚀性,作为一种特殊的涂膜材料有着广阔的应用前景[2]。SPUA的超高稳定性和作为保护性涂层的长效性,非常适合重要工程或不便大修工程的长效防水、防腐保护性涂层。因此,在美国、日本、西欧等国家作为建筑的屋面和地下污水处理池、游泳馆、大型车间和运动场馆地面、路面以及隧道、巷道等的防水材料、防腐材料、防滑材料及耐磨材料等使用,市场需求呈现出十分强劲的势头[3]。目前,SPUA已在各地广泛应用,受到用户高度评价和业内人士的普遍关注。本文主要针对不同的腐蚀介质对SPUA的力学性能及微观结构的影响进行研究,为SPUA材料今后在腐蚀领域的应用提供必要的理论依据。
1 实验部分
1.1 原料及涂层制备
自制MDI预聚物[4],NCO含量为15.4%。采用GUSMER公司的H-20/35主机,压力为15.16~15.85 MPa,SPUA涂层尺寸为120 cm×80 cm,厚度1.5~1.8 mm,室温养护7 d后测试其性能。
1.2 性能测试
腐蚀介质处理:标准条件下,将试件分别放入5%H2SO4溶液、5%Na OH溶液、丙酮溶液、二甲苯溶液及机油中,液面高出试件表面10 mm以上,连续浸泡168 h后取出试件,用水冲洗干净,用布擦干,并在标准条件下放置24 h后测试其性能。
2 实验结果与讨论
2.1 力学性能
SPUA-1和SPUA-2两种聚脲涂层分别在5%H2SO4、5%Na OH、丙酮、二甲苯和机油等腐蚀介质浸泡前及浸泡168 h后的力学性能测试结果见表1。
表1结果显示,经腐蚀介质浸泡处理后2种聚脲涂层的拉伸强度、断裂伸长率和撕裂强度均有不同程度的降低,其中,SPUA-1在5%H2SO4、5%Na OH、丙酮、二甲苯和机油中浸泡后拉伸强度分别降低了33.0%、20.3%、63.9%、82.2%和13.9%;撕裂强度分别降低了31.4%、10.7%、69.9%、76.8%和6.4%;断裂伸长率则有升有降,碱浸泡后断裂伸长率增长了4.70%,而经酸、丙酮、二甲苯和机油处理后分别下降了1.30%、8.54%、20.16%和11.76%。
SPUA-2在5%H2SO4、5%Na OH、丙酮、二甲苯和机油中浸泡处理后的拉伸强度分别降低了19.9%、27.3%、76.8%、94.4%和12.6%,撕裂强度分别降低了5.7%、5.6%、65.5%、92.1%和2.1%;断裂伸长率亦是有升有降,碱浸泡后断裂伸长率增长了28.70%,而经酸、丙酮、二甲苯和机油处理后分别下降了1.05%、14.99%、76.57%和14.09%。
从以上实验结果可以看出,腐蚀介质对SPUA的拉伸强度和撕裂强度会产生不同程度的影响,其中丙酮和二甲苯对SPUA材料的强度影响最大,会使拉伸强度和撕裂强度出现较大幅度的降低;碱会使材料的断裂伸长率出现一定的增长现象,其余腐蚀介质也会使SPUA材料的断裂伸长率产生一定程度的下降,但下降幅度不明显。
因此可以得出,SPUA材料对弱酸、弱碱和机油的耐腐蚀性能优于对丙酮和二甲苯的耐腐蚀性[5,6]。
5%H2SO4和5%NaOH对SPUA材料的腐蚀性远低于丙酮和二甲苯对SPUA材料的腐蚀性。酸、碱对SPUA的腐蚀主要是由于在SPUA的反应过程中有一定量的氨基甲酸酯基生成,在有酸或碱的参与下会发生一定程度的水解,使得链段中的氨基甲酸酯基水解成小链段,从而使得材料的强度出现一定程度的下降[7,8,9];而丙酮和二甲苯对SPUA的腐蚀则主要是由SPUA材料本身的性质决定的,浸泡在丙酮或者二甲苯溶液中的SPUA材料中的扩链剂会与有机溶剂发生反应而使得材料的硬链段断裂,进而破坏材料的结构,使材料由大分子物质分解成为小分子物质,从而使得材料的力学性能下降;机油对SPUA也有一定程度的影响,但远远低于丙酮和二甲苯对其的影响[10,11,12,13]。
2.2 微观形貌观测
图1、图2分别为SPUA-2经丙酮及5%H2SO4浸泡前后的断面形貌。
由图1可以看出,经过丙酮浸泡后SPUA-2断面形貌有较为明显的变化,原有孔的结构发生明显变形,即材料的内部结构发生了变化。由图2可以看出,经过5%H2SO4浸泡后SPUA-2涂层的表面出现较为明显的花椰菜状降解产物,材料的表面已经发生了较为明显的被腐蚀现象。
SEM微观结果表明,无论是5%H2SO4还是丙酮溶液均是由于介质渗透到材料内部使材料的微观结构发生改变。H2SO4主要是使链段中的氨基甲酸酯基水解成小链段,从而使材料的强度出现一定程度的下降;丙酮则主要是相似相溶而使SPUA中的扩链剂与有机溶剂发生反应,使SPUA中的硬链段发生断裂,从而使强度下降[14,15]。
3 结论
(1)经5%H2SO4浸泡后SPUA-1涂层的拉伸强度、撕裂强度和断裂伸长率分别下降了33.0%、1.30%和31.4%,SPUA-2的拉伸强度、撕裂强度和断裂伸长率分别下降了19.9%、1.05%和5.7%。经5%NaOH浸泡后SPUA-1涂层的拉伸强度和撕裂强度分别下降了20.3%和10.70%,断裂伸长率增加了4.70%;SPUA-2涂层的拉伸强度和撕裂强度分别下降了27.3%和5.6%,断裂伸长率增加了28.70%。
(2)经丙酮浸泡后SPUA-1涂层的拉伸强度、撕裂强度和断裂伸长率分别下降了63.9%、69.9%和8.54%,SPUA-2涂层的拉伸强度、撕裂强度和断裂伸长率分别下降了76.8%、65.5%和14.99%;二经甲苯浸泡后SPUA-1涂层的拉伸强度、撕裂强度和断裂伸长率分别下降了82.2%、76.8%和20.16%,SPUA-2涂层的拉伸强度、撕裂强度和断裂伸长率分别下降了94.4%、92.1%和76.57%;经机油浸泡后SPUA-1涂层的拉伸强度、撕裂强度和断裂伸长率分别下降了13.9%、6.4%和11.76%,SPUA-2涂层的拉伸强度、撕裂强度和断裂伸长率分别下降了12.6%、2.1%和14.09%。
(3)经丙酮浸泡后SPUA-2的SEM断面形貌有较为明显的变化,原有孔结构发生明显的变形,即材料的内部结构发生了变化。经过5%H2SO4浸泡后SPUA-2涂层的表面出现较为明显的花椰菜状降解产物,材料的表面已经发生了较为明显的被腐蚀现象。
(4)H2SO4主要是使链段中的氨基甲酸酯基水解成小链段,从而使材料的强度出现一定程度的下降;丙酮则主要因相似相溶而使SPUA中的扩链剂与有机溶剂发生反应,使SPUA中的硬链段发生断裂,从而使强度下降。
摘要：研究2种聚脲(SPUA)涂层SPUA-1和SPUA-2在酸、碱、丙酮、二甲苯和机油等腐蚀介质中浸泡前后力学性能和微观形貌的变化规律。力学性能研究结果表明,SPUA-1涂层在5%H2SO4、5%NaOH、丙酮、二甲苯和机油等腐蚀介质中浸泡168 h后,拉伸强度的下降率分别为33.0%、20.3%、63.9%、82.2%和13.9%,撕裂强度的下降率分别为31.4%、10.7%、69.9%、76.8%和6.4%,断裂伸长率经碱浸泡后增加了4.70%,而经酸、丙酮、二甲苯和机油处理后分别下降了1.30%、8.54%、20.16%和11.76%;SPUA-2涂层在上述腐蚀介质中浸泡168 h后的拉伸强度下降率分别为19.9%、27.3%、76.8%、94.4%和12.6%,撕裂强度的下降率分别为5.7%、5.6%、65.5%、92.1%和2.1%,断裂伸长率经碱浸泡后增长了28.70%,而经酸、丙酮、二甲苯和机油处理后分别下降了1.05%、14.99%、76.57%和14.09%。SEM微观形貌研究显示,经过5%H2SO4浸泡后SPUA-2涂层的表面出现较为明显的花椰菜状降解产物,材料的表面已经发生了较为明显的被腐蚀现象,腐蚀介质的浸入使得SPUA的微结构发生变化,从而导致强度下降。
化学腐蚀介质 篇3
关键词：流型,腐蚀,湿天然气,两相流,流速
我国含硫天然气资源十分丰富,主要分布在四川盆地川东北地区、塔里木盆地和渤海湾盆地,含硫气井中H2S泄漏会造成人员伤亡等严重事故。近年来随着我国对高含硫天然气气藏的不断开发利用,腐蚀问题越来越引起人们的关注,腐蚀不仅给油气田的开发、生产造成巨大的经济损失,同时也造成了环境污染,并威胁着人身安全。在引起酸性油气田设施腐蚀的众多因素中,硫化氢是最危险的。所以含硫化氢气田、高含硫气田的安全勘探、开发,探究高含硫气田腐蚀影响因素、有效地预测、防止硫化氢腐蚀成为越来越重要的课题。十二五期间国家对天然气输送安全问题又提出了更明确的要求。湿天然气运输管线中,焊缝、弯头等特殊部位安全问题一直是关注的重点,理论分析及现场检验经验较为丰富,而对管道母材的腐蚀问题关注较少,理论分析及实际检验经验相对不足。湿天然气输气管道中主要为含有H2S、CO2、O2、S8[1]和高矿化度水等组成的腐蚀环境,腐蚀机理主要有硫化氢腐蚀机理、二氧化碳腐蚀机理、硫腐蚀机理和氧腐蚀机理[2],腐蚀类型主要有电化学失重腐蚀、氢脆和硫化物应力腐蚀开裂等。目前两相流对管线母材腐蚀的理论研究逐渐成为热点。
1 气田简介及运行参数
本文以川东北某气田为例,详细介绍两相流在气田腐蚀的应用情况。此气田属酸性高含硫气田,以其中两口井为例,目前1号井气藏日产天然气约2.5×104 m3,2号井气藏日产天然气约为5.4×104 m3。产量及介质含量情况如表1所示,管径、压力等参数见表3。
气田各成分介质含量如表2。
注: (1)表中所列气体中含饱和水蒸气;(2)各组分含量为8个测试井段天然气组分的平均含量;(3)H2S含量的变化范围:12.31%～17.05%;(4)CO2含量的变化范围:7.89%～10.53%;(5)原料气含有有机硫340.6 mg/m3,其中:硫氧碳316.2 mg/m3、甲硫醇22.8 mg/m3、乙硫醇1.6 mg/m3;(6)可能有少量液体钻井泥浆喷出; (7)生产初期无地层游离水产生,开发中后期可能有少量地层水产出。
2 流速及流型判断
从井口到总气站需要进行多节流压操作,节流过程中流速、压力会产生较大变化,此过程中也会因此有水析出。根据此气田的主工艺管线管径、操作压力、操作温度、实际气体计算公式[3]分别计算此气田气相、液相折算流速,结果如表3、表4。
根据此气田压力、温度、流速等数据选择曼德汉流型图[4]如图1所示。判断此气田管线介质流动形态,流型结果如表5所示。
根据表5的判断结果可知,以上两条管线中介质流态均为分层流。对于主工艺管线来说,如1集气站井1-1,日产量为25×104 m3的天然气,井口为Φ114的镍基825管线,流速为2.31 m/s,液量为2.51 m3,缓蚀剂加注量为5.9 L,满足最小加注量4.25 L的要求,流速较低,低于3 m/s的限制。由于管线材质抗腐蚀能力较强,故问题不会特别明显,但运行一段时间,不排除有局部腐蚀的可能。
计量/生产分支管对于1-2井来说,日产量为56.45×104 m3的天然气,材质为Φ273的L360管线,流速为1.56 m/s,液量为5.54 m3,流速低于SY-0612中的规定。因此,天然气在该流速下为气液两相层流状态,会带来局部腐蚀减薄等腐蚀问题。当气体中有液体存在时,只有能使流体在管道设备内呈雾状流动的流速才对管道设备的防腐最有利。雾状流加注缓蚀剂能使缓蚀剂扩散均匀,提高缓蚀效率[5]。
3 现场检验结果
用相控阵C扫描分别对两根管线进行现场检验,检验结果如表6。
加热炉前管线目前无腐蚀情况出现。
由表6现场检验结果可知,计量及生产分支管中出现较多局部腐蚀情况。计量分支管中腐蚀比生产分支管中腐蚀严重。其中计量分支管中有12处腐蚀,腐蚀最大深度为3.7 mm,腐蚀最大面积为30×98 mm2;生产分支管中有5处腐蚀,腐蚀最大深度为2.6 mm,腐蚀最大面积为10×15 mm2。
4 结 论
(1)根据气田的检验情况可知,井口至加热炉管线目前无腐蚀情况出现,而计量及生产分支管的腐蚀情况比较严重。
(2)根据曼德汉流型图可知,此集气厂的主工艺流程中的两条管线的流型为层流。根据本气田长期无损检测数据和更换后的管道腐蚀情况分析,发现流型为层状流的管道为水平管道绝大多少都是在管道下部出现点蚀和局部腐蚀,且流速越小腐蚀情况越严重。流速太低,气体难以带走腐蚀产物和井下积液,易导致垢下腐蚀、小孔腐蚀和缝隙腐蚀等局部腐蚀。
参考文献
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化学腐蚀介质 篇4
P110钢是美国石油学会标准套管和油管规范API Spec 5CT中的钢种[1],用于钻井过程中和完井后对井壁的支撑,以保证钻井过程的进行和完井后整个油井的正常运行,起固定石油和天然气油井壁或井孔的作用。P110级石油套管除具有良好的综合力学性能外,还应具有优异的抗腐蚀性,应对复杂的地下环境。但目前来看,P110钢在使用过程中不同程度的发生了腐蚀失效现象。国内外有许多学者对P110钢的腐蚀行为进行了研究,但大多是CO2和H2S环境中进行的[2,3]。在油田生产中,饱和盐水溶液是深探井试油完井液的主要成分,氯离子的浓度很高,具有很强的腐蚀性。因此深入研究P110钢在含氯溶液中的腐蚀行为,对于防止或减缓其腐蚀失效的发生具有重要的理论意义和实用价值。
1 实验
1.1 实验材料
实验仪器采用美国Gamry PCI4/750电化学综合测试系统,腐蚀测试系统由三电极体系组成,参比电极为甘汞电极(SCE),辅助电极为铂片,工作电极为用环氧树脂封装的P110钢(26Cr Mo4),暴露面积为1cm2。
溶液配制:
(1)配制NaCl、CaCl2、KCl在20℃时的饱和溶液,升高至40、60℃。(2)分别配制NaCl、CaCl2、KCl在20、40、60℃时的饱和溶液。
1.2 实验测试过程
采用电化学工作测试系统测试P110钢在不同条件下的极化曲线。具体包括:
(1)测试P110钢在20℃时配制的饱和NaCl、CaCl2、KCl溶液,分别在不同温度时(20、40、60℃)的极化曲线,研究温度变化对三种饱和溶液腐蚀性的影响。
(2)测试P110钢分别在20、40、60℃时配制的饱和NaCl、CaCl2、KCl溶液中的极化曲线,研究不同温度时,饱和溶液浓度变化对三种饱和溶液腐蚀性的影响。
电化学测试前先测试试样的腐蚀电位曲线,极化曲线扫描范围为-0.5~0.5V,扫描速度设为0.1667m V/s。
2 结果与讨论
2.1 不同温度影响
P110钢在饱和Na Cl溶液中不同温度时的Tafel曲线如图1所示。图2为不同温度饱和Na Cl溶液中的溶解氧含量曲线。由图可知,P110钢在饱和Na Cl溶液中的腐蚀速率受温度、溶解氧的影响。
在阴极区发生的反应是:O2+2H20+4e→40H-,随着温度的升高加快了氧的扩散速度,溶液中溶解氧含量下降(图2),溶液对P110钢的腐蚀能力降低。在阳极区发生的反应是:Fe-2e→Fe2+。当温度缓慢升高时,由于这时的温度还较低,导致腐蚀反应的电动势低,腐蚀反应生成的产物膜的速度慢,且晶粒粗大、结构疏松;由于氯离子的半径小,极易通过表面产物膜进行腐蚀。随着温度的升高(最高至60℃),产物膜中来自金属基体中元素C、Fe呈降低趋势,而Cr含量和呈增大趋势。其原因是:Cr3+随温度的升高活性增大,易在金属的表面富集,同时所形成非晶态化合物Cr(OH)3对介质中离子有选择性,阻碍了介质向金属基体的传输。因此,随着温度的升高(最高到60℃),P110钢耐蚀性增加。
P110钢在饱和KCl溶液中不同温度时的Tafel曲线如图3所示。图4为不同温度饱和KCl溶液中的溶解氧含量曲线。由图可知,随温度的升高,P110钢耐蚀性增加。但在20℃到60℃的范围内,溶液中的溶解含量没有发生多大变化(图4),所以Tafel曲线的阴极区去极化程度基本相同。
P110钢在饱和Ca Cl2溶液中不同温度时的Tafel曲线如图5所示。由图可知,P110钢在饱和Ca Cl2溶液中的腐蚀速度与温度、浓度有关。
P110钢在饱和CaCl2溶液中随温度的升高,抗腐蚀性增强(20~60℃范围内)。在20℃时,P110钢的腐蚀性最强;溶液中的Ca2+的存在使溶液的离子强度增大,可与溶液中的CO32-形成难溶垢层,形成的难溶碳酸盐可填充到腐蚀过程所形成的腐蚀产物膜空隙中,提高了膜的致密性,这样使腐蚀速率降低。
2.2 不同浓度影响
P110钢分别在20℃、40℃、60℃时不同饱和溶液中的Tafel极化曲线如图6所示。
由表1可知,20℃时三种饱和溶液浓度大小为Ca Cl2>KCl>Na Cl。由图6a可以看出,随着溶液中氯离子浓度的增加,腐蚀电位升高,腐蚀电流密度降低,P110钢的腐蚀速率降低,耐蚀性增强。这主要是由于当Cl-浓度低时,P110钢表面腐蚀产物膜较致密,对基体有一定的保护性。当Cl-浓度超过临界浓度(50g/l)时,P110钢表面腐蚀产物膜致密,附着力高[4]。20℃、40℃和60℃时三种饱和溶液中Cl-浓度均超过临界浓度,表面形成致密的钝化膜是P110钢耐蚀性增加的主要因素。另外,高的Cl-浓度导致溶液中CO2含量降低,p H值相应增大,Ca CO3的沉积倾向增大,由此也抑制了全面腐蚀的发生,因而腐蚀速率呈下降趋势。40℃和60℃时腐蚀规律与20℃时基本相同。综上,P110在饱和氯化物中的腐蚀性依次为饱和Na Cl溶液>饱和KCl溶液>饱和Ca Cl2溶液。
3 结论
3.1 P110钢在单一饱和氯化物溶液中,耐蚀性随着温度的升高而升高,溶液中的溶解氧含量降低,P110钢的腐蚀电位升高,腐蚀电流密度降低。
3.2 在20、40、60℃时的饱和Na Cl、KCl和Ca Cl2溶液中,P110钢耐蚀性随着浓度的增加而增加。在不同介质中的腐蚀速率为:NaCl>KCl>CaCl2。
摘要：采用电化学方法测试了油田套管用P110钢在NaCl、KCl和CaCl2三种含氯溶液中的极化曲线,分析了温度和浓度对其腐蚀行为的影响规律。结果表明,在单一饱和氯化物溶液中,P110钢耐蚀性随着温度的升高而升高,溶液中的溶解氧含量降低,P110钢的腐蚀电位升高,腐蚀电流密度降低。在20、40、60℃时的饱和溶液中,P110钢耐蚀性随着浓度的增加而增加。P110钢在不同介质中的腐蚀速率均为:NaCl>KCl>CaCl2。
关键词：套管,含氯介质,P110钢,腐蚀行为
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化学腐蚀介质 篇5
油气田设施尤其是井下管柱经常遭到CO2和H2S气体的严重腐蚀,导致油套管穿孔和断裂。井下管柱所处环境复杂,涉及的腐蚀类型和影响因素众多。研究油管钢在含CO2和H2S气体环境中的腐蚀行为规律,揭示各腐蚀因素的作用机理和交互作用规律,确定主要影响因素,探讨可行性腐蚀控制技术显得日益重要[1,2,3,4]。长庆某气田CO2的平均体积分数为1.4%,H2S的平均质量浓度为4.0 mg/m3,属微含硫干气气藏。本工作采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)等对N80油管钢的CO2/H2S腐蚀行为及影响因素进行了研究,旨在为该气田防腐蚀实践提供具有指导意义的理论依据。
1 试 验
1.1 腐蚀及分析
腐蚀介质为长庆气田某气井产出水,经纤维球精细过滤以除去凝析油和固体悬浮物,其基本性质见表1。
材料为N80油管钢。腐蚀试片尺寸为40 mm×20 mm×3 mm。试片经240,400,600号砂纸逐级打磨,清水冲洗,用丙酮除油,干燥后称重并测量工作面尺寸。
采用美国CORTEST公司生产的电加热磁力驱动高温高压釜进行高温高压试验。采用JSM-5800型电子扫描显微镜(SEM)对腐蚀试片进行微观形貌检测,并利用X射线能量色散谱分析仪(EDS)对腐蚀试片进行元素分析。
1.2 方法
将试片悬挂于釜中,加入腐蚀介质,全浸密封,高纯N2除O2不少于12 h,通入CO2,H2S气体。静态液相试验,腐蚀时间120 h。除进行温度影响研究外,其余试验均为室温。除分别进行CO2,H2S影响研究外,其余试验CO2分压均为0.5 MPa,H2S分压均为1.0×10-5 MPa。
2 结果与讨论
2.1 介质温度的影响
介质温度对腐蚀速率的影响见图1。结果表明,温度对腐蚀速率的影响较大,60 ℃时腐蚀速率达到最大值。其原因是在一定温度范围内,N80钢在含CO2,H2S水溶液中的溶蚀速率随温度升高而逐渐增大[5]。随着温度进一步升高,钢表面会生成致密的腐蚀产物膜(FeCO3或Fe1-xS,FeS2),对N80钢产生良好的保护作用,使N80钢的溶蚀速率反而降低。同时,CO2,H2S气体在介质中的溶解度也会随温度升高而降低,抑制了腐蚀的进行。因此,介质温度的影响首先在于对钢表面腐蚀产物膜的形成及状态,腐蚀产物膜因保护性不同而影响腐蚀速率。
2.2 介质pH值的影响
介质的pH值对腐蚀速率的影响见图2。
结果表明,当pH值在6.0~7.0时,腐蚀速率呈缓慢的下降趋势。因为pH值除了影响阴阳极反应速率外,还对腐蚀产物FeCO3的溶解度产生重要影响。pH值从5增加到6,FeCO3溶解度下降上百倍[6,7]。因此,低pH值时FeCO3膜倾向于溶解,钢表面也无硫化物沉积,而高pH值更有利于FeCO3和硫化物的沉积,腐蚀速率因溶液pH值的增加和腐蚀产物膜的沉积而逐渐下降。当pH值增加到9.0时,靠近试片附近的游离亚铁离子会沉积在试片表面,从而增大局部腐蚀的可能性,使腐蚀速率又有继续增大的趋势。
2.3 介质Cl- 含量的影响
Cl-含量对腐蚀速率的影响见图3。结果表明,在Cl-含量大约为30 g/L时,试片的腐蚀速率最大。其原因是,当Cl-含量较低时,钢表面腐蚀产物膜较致密,附着力强,抗腐蚀性好;随着Cl-含量的增加,腐蚀产物膜致密性降低,保护作用下降,导致钢腐蚀速率增加;当Cl-含量超过30 g/L后,溶液中CO2含量降低,pH值增大,CaCO3沉积倾向增加,钢表面沉积厚而均匀的产物膜,提高了钢抗冲刷腐蚀的能力,抑制了全面腐蚀的发生,均匀腐蚀速率反而呈下降趋势[8]。
2.4 CO2分压的影响
CO2分压对腐蚀速率的影响见图4。
由图4可知,随着CO2分压的增大,腐蚀速率逐步增大,且近似呈线性关系。原因是当CO2分压升高后,增加了CO2在水溶液中的溶解度,腐蚀介质的pH值也随之降低,加速了碳钢的腐蚀[9]。此外,试样表面腐蚀产物膜附着力较低,且有缺陷或较疏松,加之液相流的冲刷作用,难以形成厚而致密的保护性膜,导致腐蚀速率随CO2分压增加而增大。
CO2分压为1.0 MPa时,试片的微观形貌(SEM)和EDS谱见图5。
由图5a可知,腐蚀形态以均匀腐蚀为主,试片表面形成的腐蚀产物膜膜层疏松开裂,与腐蚀抵抗力一致。由图5b和图5c可知,腐蚀产物膜中主要含有C,O,Ca,Mn,Fe等元素。特征点1处C元素含量较低,Fe元素含量极高,说明它们主要来源于基体金属,原因在于坑内腐蚀产物膜可能比较薄,X射线可轻易穿透产物膜层就能打到基体金属所致;特征点2处O元素含量大幅增加,Fe元素含量小幅减少,说明表面腐蚀产物膜较厚,其组分为FeCO3,且部分经氧化后转变为更稳定的Fe2O3;Mn元素含量不高,说明其来源于基体金属;Ca元素应来自于少量结垢产物。腐蚀试片未检出S元素,说明CO2/H2S共存体系中,分压为1.0×10-5 MPa的H2S的存在对腐蚀没有产生明显影响。
2.5 H2S分压的影响
H2S分压对腐蚀速率的影响见图6。H2S分压为0.03 MPa时,试片的微观形貌(SEM)和能谱检测(EDS)见图7。由图6可知,随着H2S分压的升高,腐蚀速率先减小后又逐渐增大。研究表明[10,11],在H2S和CO2共存的环境中,H2S的作用表现为3种形式:(1)H2S小于6.9×10-5 MPa时,CO2是主要的腐蚀介质,腐蚀速率取决于FeCO3膜的保护性能,基本与H2S无关;(2)P(CO2)/P(H2S)>200时,材料表面形成一层与系统温度和pH值有关的较致密的FeS膜,导致腐蚀速率降低;(3)P(CO2)/P(H2S)<200时,系统中H2S为主导,其存在一般会使材料表面优先生成一层FeS膜,此膜的形成会阻碍具有良好保护性的FeCO3膜的生成。系统最终的腐蚀性取决于FeS和FeCO3膜的稳定性及其保护情况。本试验结果也证实了上述结论。当P(H2S)<2.0×10-5 MPa,P(CO2)/P(H2S)>200时,由于H2S的存在,使N80试样表面产生一层厚而均匀的FeS产物膜。其附着力比较高,此时钢的腐蚀倾向较低。当P(H2S)>2.0×10-5 MPa时,P(CO2)/P(H2S)逐渐降至200以下,整个腐蚀介质的pH值进一步降低,试片表面形成的腐蚀产物FeCO3和FeS膜会被部分溶蚀,使金属基体裸露出来,导致局部腐蚀逐渐加剧。
由图7a可知,N80钢呈现出明显的局部腐蚀特征,同时腐蚀倾向与腐蚀形态间也表现出一定的相关性。实际上,H2S分压的影响取决于钢表面腐蚀产物及沉积物的结构和组成。图7b和图7c的EDS检测结果与图5相似,不同之处在于H2S腐蚀试片在特征点1处检测出少量S元素,说明试片表面可能形成了FeS腐蚀产物膜,这与前述分析结果一致。
3 结 论
(1)随着介质温度的升高,腐蚀速率先增加后降低,并在60 ℃时达到最大,Cl-的影响与温度具有基本相似的规律,Cl-含量为30 g/L时腐蚀速率最大。
(2)随着介质pH值的增大,腐蚀速率持续减小,在pH值为8.0左右时达到最低。
(3)随着CO2分压的增大,腐蚀速率呈单调增大趋势,分压为1.0×10-5 MPa的H2S的存在未对腐蚀产生明显影响。
(4)随着H2S分压的增大,腐蚀速率先降低后又缓慢升高,并且与腐蚀产物膜的形态和结构紧密相关。
摘要：油田设施受产出水和CO2/H2S腐蚀严重。以长庆某天然气井产出水为腐蚀介质,采用失重法研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明,随着介质温度的升高,腐蚀速率先增加后降低,并在60℃时达到最大;Cl-的影响与温度具有基本相似的规律,在Cl-含量为30g/L时腐蚀速率最大;随着pH值的增大,腐蚀速率持续减小,并在pH值为8.0左右时达到最低;随着CO2分压的增大,腐蚀速率呈单调增大趋势;随着H2S分压的增大,腐蚀速率先下降后又缓慢升高。
关键词：腐蚀因素,N80油管钢,CO2/H2S,腐蚀行为,油气田产出水
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化学腐蚀介质 篇6
在油气工程中,集输系统BNS管线钢( ASTM规范,抗硫管线钢) 会接触到H2S,CO2和水等腐蚀介质, 造成管道内壁不同程度的腐蚀,严重影响正常的生产。 CO2和H2S的腐蚀是世界石油工业中常见的问题,对该共存体系国内外已进行了较深入的研究［1 ～ 3］,但对BNS管线钢在伊朗北阿油田高硫高盐强腐蚀介质中的腐蚀规律尚无系统研究。本工作针对该油田产出水、 注入水和油气介质高硫高盐工况强腐蚀介质下的腐蚀特点,通过动态模拟试验研究了其均匀腐蚀速率,探讨了温度、气体压力和Cl－浓度对金属腐蚀速率的影响, 以期为海外油田开发地面工程快装化、高含H2S采出液处理、高硫高盐油田设备材料选择等提供参考,为推进伊朗北阿油田开采项目的顺利进行提供理论支撑。
1试验
1. 1材料及前处理
基材为BNS管线钢,主要化学成分( 质量分数,% ) : 0. 190 C,0. 400 Si,0. 250 Mn,0. 015 P,0. 016 S; 尺寸为50 mm × 10 mm × 3 mm,顶端孔径为5 mm。 清除其表面残屑,用含丙酮的棉花球擦拭去除油污; 蒸馏水冲洗,滤纸吸干,电吹风干燥、放在干净的滤纸上, 称重。
1. 2腐蚀环境及模拟
伊朗北阿项目工艺流程中的相关参数及实际工况的主要腐蚀环境见表1。确立2类压力下腐蚀环境模拟试验,主要考虑的影响因素为温度、Cl－和压力。每组试验设置3个平行试样,全浸挂片,时间为48 h。气相介质H2S和CO2分压力小于2 MPa时定为低分压, 分压等于或大于3 MPa时定为高分压。
表2是BNS管线钢在H2S -CO2低分压下所处的9种工况条件模拟参数,此外还含有9 500 mg /L Ca2 +,1 100 mg / L HCO32－,1 000 mg /L SO42－; 溶液的p H值为5. 2,流速为1. 5 m / s。
表3是BNS管线钢在H2S -CO2高分压下所处的9种工况条件模拟参数,溶液的p H值为5. 2,流速为1. 0 m / s。
1. 3分析检测
试验结束后将BNS管线钢取出,用滤纸吸干表面溶液,冷风吹干; 浸于50 ℃ 除锈液( 500 m L盐酸,20 g六次甲基四胺,1 000 m L水) 中,待锈蚀物除尽后用自来水清洗,毛刷轻轻刷洗,蒸馏水冲洗; 放入丙酮、无水乙醇中,取出放入干燥器,恒重后用电子天平称重( 准确至0. 1 mg)［4］,腐蚀速率计算:
式中v———腐蚀速度,mm/a
K ———常数
m0———试样腐蚀前的质量,g
m1———试样清除腐蚀产物后的质量,g
S———试样表面积,cm2
t———腐蚀时间,h
用XRD分析腐蚀产物组成与成分。
2结果与讨论
2. 1 H2S -CO2低分压下BNS管线钢的腐蚀速率
BNS管线钢在H2S -CO2低分压9种模拟参数下的腐蚀速率见图1。
由图1a可以看出: 随着温度的升高,BNS管线钢的腐蚀速率先减小后增大,在70 ℃ 时最小,温度继续升高,腐蚀速率增加。因为随着温度的升高,腐蚀产物膜变得致密,对腐蚀性介质具有一定的隔离作用,从而使腐蚀速度降低; 在达到一定温度后,温度继续升高, 腐蚀产物膜不均匀化加剧,导致腐蚀速度再次升高。
由图1b可以看出: 随着压力的升高,BNS管线钢的腐蚀速率逐渐减小,且压力越大,腐蚀速率的降低越快。因为H2S可与Fe反应,生成具有保护作用的Fe S膜,随着压力的升高,溶液中溶解的CO2和H2S增多, Fe S膜增厚,起到了一定的减缓腐蚀的作用。
由图1c可以看出: 随着Cl－浓度的升高,BNS管线钢的腐蚀速率逐渐增大。因为Cl－浓度上升,穿透腐蚀产物膜到达金属表面的Cl－增多,加速了腐蚀。
2. 2 H2S -CO2高分压下BNS管线钢的腐蚀速率
图2为3 MPa高分压下Cl－浓度和温度对BNS管线钢腐蚀速率的影响。从图2a可以看出: 随着Cl－浓度的升高,BNS管线钢的腐蚀速率先大幅急剧增加,这是因为Cl－浓度升高,溶液的导电性增加,使溶液中H+活度加大; Cl－可弱化金属与腐蚀产物间的作用力, 使具有半导体性质的腐蚀产物Fe S( 1 － x)的禁带变窄,导电性增强,阻止了致密的Fe S2和Fe( 1 － x)S的生成,腐蚀加速; 当Cl－浓度为100 000 mg /L时,腐蚀速率最大, Cl－浓度继续增大,腐蚀速率开始缓慢降低; Cl－浓度继续升高,Cl－大量吸附在金属表面,取代了吸附在金属表面的H2S,HS－,而使腐蚀速度减缓［5 ～ 7］。这说明低Cl－浓度对BNS管线钢起到了强烈的腐蚀作用,高Cl－浓度对其腐蚀起到了一定的抑制作用。从图2b可以看出: 当温度升高时,BNS管线钢的腐蚀速率降低,温度升高至70 ℃时,腐蚀速率大幅下降,温度高于70 ℃ 后继续升高,腐蚀速率减缓,这说明在H2S -CO2高分压下,BNS管线钢的腐蚀速率与温度成反比。
2. 3腐蚀产物的组构
图3为H2S -CO2低分压9种模拟条件下BNS管线钢腐蚀产物的X射线衍射谱。从图3可以看出: BNS管线钢表面腐蚀产物的成分为Ca CO3,没有Fe -S化合物,即没有H2S的腐蚀产物。在高分压下,当H2S与CO2共存时,两者存在竞争与协同效应,形成的腐蚀产物主要为硫化铁和Fe CO3的混合物［8，9］。由此可见,随着环境条件的变化,BNS管线钢腐蚀产物的成分、形态结构和稳定性都会发生相应的变化,这对腐蚀速率有着深刻的影响。
3结论
( 1) 在H2S -CO2低分压下: 随着腐蚀环境温度的升高,BNS管线钢的腐蚀速率先减小后增大,在70 ℃ 时最小; 温度继续升高,腐蚀速率加剧; 随着压力的升高, BNS管线钢的腐蚀速率逐渐减小; 随着Cl－浓度的升高,BNS管线钢的腐蚀速率逐渐增大。低分压下BNS管线钢适宜在低Cl－浓度,70 ℃时使用。
( 2) 在H2S -CO2高低分压下: 低Cl－浓度对BNS管线钢有强烈的腐蚀作用,高Cl－浓度对BNS管线钢的腐蚀起到抑制作用; 随着温度的升高,BNS管线钢的腐蚀速率降低。高分压下,BNS管线钢适宜在较低、较高Cl－浓度和高温下使用。
摘要：为了掌握H2S-CO2高低分压下高硫高盐强腐蚀介质中钢的腐蚀速率,采用全浸挂片法、XRD测试技术对伊朗北阿油田BNS管线钢在温度、压力、Cl-浓度变化下的腐蚀规律进行了研究。结果表明:在H2S-CO2低分压下,BNS管线钢的腐蚀产物为Ca CO3,随着温度的升高,腐蚀速率先减小后增大,随着压力的增加,腐蚀速率减小,随着Cl-浓度的升高,腐蚀速率升高;在高分压下,腐蚀产物主要为Cl-和Fe CO3混合物,随温度的升高,腐蚀速率减小,Cl-浓度对腐蚀速率的影响较为复杂。
电化学腐蚀监测技术现场应用 篇7
一、在线腐蚀监测技术
腐蚀监测可以分为两大类, 一是在设备运行一定时间后检测其影响有无裂纹、局部腐蚀穿孔, 剩余壁厚是多少, 主要是为了控制危险性和防止突发事故, 得到的是腐蚀的结果, 主要方法有超声波法、漏磁法等;二是监测因介质作用使设备发生腐蚀的速度是多少, 获得的是设备腐蚀过程的有关信息, 主要目的是控制腐蚀的发生与发展, 使设备处于良性运行。主要方法有挂片法、电阻探针法、电化学法、磁感法等。通常把前者称作腐蚀的离线检测, 后者称作腐蚀的在线监测[2]。
对于像测试挂片的重量损失、电阻法 (ER) 或者是线性极化电阻法 (LPR) 等方法, 只能在腐蚀破坏作用不大或者不可能提高抗腐蚀过程控制的情况下使用, 而大多数企业则希望能够通过监测腐蚀状况进而使用一些化学方法 (如缓蚀剂) 或者其他处理设施 (如脱水装置) 来减少腐蚀, 并保证重点系统或管道置于有效的监控之中。
下面介绍的SmartCET电化学技术, 是一种有效的实时在线均匀腐蚀和局部腐蚀监测方法。该方法获得腐蚀参数像测量温度、压力、流量等工艺参数一样方便, 实时地将腐蚀现状或采用措施的效果显示给人们。从技术原理上, 一方面, 它使用了电化学噪声技术循环测量电极的电流和电压信号, 这些计算和处理每秒都在进行更新, 通过这个系统的软件得到与电流和电压波动相关的数据 (平均值, 标准偏差, 偏斜, 峭度) , 并通过这些数据判断电极是阳极行为还是阴极行为, 腐蚀状态是全面腐蚀还是局部腐蚀;另一方面, 它能够实现LPR线性极化测量, 利用正弦波挠动和正弦波的傅立叶转化进行数据分析[3]。结合谐波失真分析 (HAD) 技术, 分析线性极化阻力测量的非线性反馈的部分[4], 使稳定体系中腐蚀参数测量准确、稳定、迅速, 不到2min便可完成, 这也是实现实时监测的基础;同时, 针对线性极化技术和谐波失真技术只有应用于稳定状态测量才准确的弊端, SmartCET技术利用三电极探头的特点, 通过电化学噪声技术测量σv和σi, 通过LPR和HDA技术, 对同一电极各自独立测量腐蚀常数B值 (Stern-Geary方程系数) 和腐蚀电流密度 (Icorr) 。这样, 对于局部腐蚀, 这种电化学监测技术可按照识别局部腐蚀活性的经验的方法定义局部腐蚀因子 (Li=σi/Irms) , 更好地定义局部功能因子或者点蚀因子, 实现局部腐蚀的准确测量。通过图1, 能直观地了解这种电化学技术实现局部腐蚀和总体腐蚀监测所采用的几种方法的有机结合。
二、在线实时监测系统的安装
1. 腐蚀测点的选择
作为炼油化工企业, 原油炼制过程中出现的腐蚀是人们监测与防护的重点关注对象, 而炼油过程中设备所发生的腐蚀主要有两种类型:硫化物的高温化学腐蚀和H2S、HCl低温电化学腐蚀。前者多发生在常减压蒸馏、热裂化、催化裂化、延迟焦化以及这些装置的产品分离系统, 主要表现为均匀腐蚀;后者多发生在蒸馏装置的初馏塔顶、常减压塔顶以及与它们相连的管线、容器及热交换器系统, 主要表现既有全面腐蚀, 又有坑蚀、孔蚀和硫化物应力腐蚀开裂 (SCC) [5]。结合厂里常减压装置塔顶设备腐蚀严重的实际情况, 同时为了确认在线实时腐蚀监测系统的功能特点, 选择了在常减压塔顶系统初顶油气线上设置监测点, 这些测点既出现局部腐蚀、又会发生总体腐蚀。
2. 探头/变送器的选择和系统安装
在线实时腐蚀监测系统有多种探针适用于各种环境, 换句话说, 应用环境将决定探针的类型。表1中列出一些常用探针及其应用场合。
针对初顶油气线上设置监测点所涉及的参数 (表2) , 通过对腐蚀监测点环境的分析, 选择了交叉式探头, 这种探头的优点是气相凝结后更容易在探头表面形成一层凝结膜, 探头始终处于有效的电解质环境中, 使采集数据更为准确可靠。
系统接入以及探头现场安装如图2、3所示, 其中系统接入过程需要注意, 由于腐蚀测量的敏感性, 在输入输出系统、电源和每一个4～20mA/HART信号之间要提供一个好的隔离物质, 使输入输出卡能完全与地面绝缘。
三、在线实时腐蚀监测系统调试运行
在线实时腐蚀监测系统按图4所示流程工作:探头安装在工艺管线上, 由数据采集器采集与腐蚀速度有关的模拟信号, 放大后转换成数字信号, 并传送到监控室计算机。数据到达计算机后处理、显示、建立数据库 (可直接进入DCS网和局域网络) 。通过多点实时在线监测, 获得生产过程中各点腐蚀状况。数据汇总到生产车间, 根据反馈数据调整生产工艺, 如调整塔顶注水、注氨、注缓蚀剂的周期或注入量, 选择减缓设备腐蚀的最佳工艺。
为了确保在线实时监测系统对腐蚀状态的判断结果客观、可靠, 通过流程操作为监测点建立了一个闭路循环系统, 准备对流经监测管线内的介质进行两次工艺变更操作, 即在工艺系统中投放含有一定量Cl-的介质, 使腐蚀环境发生变化, 以考察在线监测腐蚀系统的响应速度和结果, 判定该系统监测的实时性、准确性。
从现场测试情况来看, 数据的获取较快, 各个参数的数值变化是实时的, 图5所示为96h内监测到的各参数的曲线。从图中可以看到, 监测点所处的工艺系统腐蚀速率比较小, 点蚀系数也不大于0.2, 意味所监测的工艺系统基本上不发生什么腐蚀。图中B值曲线显示, 在第70h和第88h两次添加试验介质的时候, 对应的曲线也出现峰值波动, 发生了较大的变化, 这正是由于添加试验介质量的缘故, 由于试验介质加入量较少, 所以很快B值就回落在13mV左右, 即保持阳极活化控制范围内。可以说测试结果较满意。
在线腐蚀监测系统投入运行后, 对腐蚀的参数测量能够像测量流量、温度和压力等工艺参数一样简便。通过实际监测发现, 在较长一段时间内, 监测点的腐蚀状态以均匀腐蚀为主, 当腐蚀机理因子在峰值变化和振荡时, 对应同一时间坐标的局部腐蚀系数曲线的数值由0.04到0.75, 说明在腐蚀的表面存在活性和钝化交替, 这正是局部腐蚀最容易产生的现象, 是局部腐蚀发生比较剧烈的生产工艺状态。为了进一步确认信息的准确性, 及时查看了其他工艺参数, 发现介质的pH也是这种振荡的状态, 于是及时地采取了工艺措施, 严格控制了氯离子浓度, 使这种很危险的工艺状态恢复到正常。这说明了在线腐蚀监测系统采集和处理的信息, 对实时掌握测点处的腐蚀状况及工艺控制有重要的作用。
四、结论
电化学在线实时监测技术是一种综合功能的测量技术, 是扩展了的电化学腐蚀测量技术, 能够进行点蚀系数以及其他局部腐蚀参数的测量, 利用腐蚀速率、点蚀系数、腐蚀统计数据等参数进行实时、在线的腐蚀诊断, 实现对腐蚀的较为全面监测。
当然, SmartCET电化学在线实时监测技术也还不是完美无缺, 例如:不适合用于环烷酸或硫酸环境, 露点探针—空冷探针现场应用目前还不成熟;对于碳酸盐腐蚀裂纹和氰化物腐蚀还需要量化咨询和建立模型等等。所以, 和其他腐蚀监测技术一样, 该技术需要更进一步的发展和完善。不断应用新技术的同时应该认识到, 发挥监测技术作为人们了解设备、管道腐蚀状况的“眼晴”的作用, 是控制生产过程中腐蚀问题的一种手段, 有效的腐蚀控制才是腐蚀监测技术价值的真正体现, 只有合理选择腐蚀监测技术并正确使用, 才能保证装置的长周期安全运行。
参考文献
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