CN112782422A - 获取管路中环烷酸临界流速的方法 - Google Patents
获取管路中环烷酸临界流速的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112782422A CN112782422A CN201911083529.3A CN201911083529A CN112782422A CN 112782422 A CN112782422 A CN 112782422A CN 201911083529 A CN201911083529 A CN 201911083529A CN 112782422 A CN112782422 A CN 112782422A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- naphthenic acid
- flow rate
- pipeline
- shear stress
- corrosion
- 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.)
- Pending
Links
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 134
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 121
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 119
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 16
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 9
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 6
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000010963 304 stainless steel Substances 0.000 claims description 3
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910000589 SAE 304 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 claims description 3
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 9
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005536 corrosion prevention Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 235000019589 hardness Nutrition 0.000 description 14
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 5
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 4
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000035772 mutation Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- -1 temperature Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
- G01P5/00—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft
- G01P5/02—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft by measuring forces exerted by the fluid on solid bodies, e.g. anemometer
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Aviation & Aerospace Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明实施方式提供一种获取管路中环烷酸临界流速的方法,所述管路的内管壁包覆有腐蚀产物膜,所述方法包括:当所述环烷酸在所述管路中流动时,在预定区域检测所述环烷酸的当前流速,并获取所述环烷酸在当前流速下对管壁产生的剪应力;当所述环烷酸在第一流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的剪应力强度时,将所述第一流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速。本发明上述技术方案考虑到了环烷酸腐蚀形态与流速的关系,实现环烷酸腐蚀预测,以便弄清楚流速对炼油装置环烷酸腐蚀的影响规律,对炼厂加工含酸、高酸原油时的设备防腐工作具有重要的指导意义。
Description
技术领域
本发明涉及炼油装置腐蚀风险评价领域,具体地涉及一种获取管路中环烷酸临界流速的方法。
背景技术
环烷酸是一类十分复杂、有着宽沸程范围的羧酸混合物的总称,通式为R-COOH。在炼油装置的实际生产过程中,因为环烷酸和硫化物两种腐蚀介质总是共同存在,环烷酸腐蚀、高温硫化物腐蚀发生的温度也大体相近,因此环烷酸腐蚀总是和硫化物腐蚀相伴相随,相互作用,相互影响的。环烷酸腐蚀主要与材质、温度、硫含量、酸值、流速等因素相关。《APIRP 581 Risk-Based Inspection Methodology》给出了环烷酸腐蚀预测的经验数据表,但仅仅考虑了材质、温度、硫含量、酸值四个参数的影响,没有考虑流速的影响,在应用上存在局限性,在流速较高情况下,预测的结果误差大。
事实上,环烷酸腐蚀形态和流速密切相关,在低流速区域,环烷酸腐蚀一般表现为均匀腐蚀,在高流速区域,由于冲蚀作用明显,多表现为顺流方向的沟槽状局部腐蚀。在炼油装置中环烷酸腐蚀最为严重的部位往往是流速较高或流态发生突变的高温重油部位。如常压炉、减压炉的炉出口、弯头、三通、阀门、热油泵、热电偶插入处、转油线、常压塔、减压塔进料口及塔内构件等,采用《API RP 581Risk-Based Inspection Methodology》的环烷酸腐蚀预测的经验数据和实际偏差很大。流速流态是影响环烷酸腐蚀的一个重要因素。众多学者对流速对环烷酸腐蚀的影响进行了大量的研究,但是到目前为止尚没有形成一种成熟的方法,供工业界用于预测流速的影响。
弄清楚流速对炼油装置环烷酸腐蚀的影响规律,无疑对炼厂加工含酸、高酸原油时的设备防腐工作具有重要的指导意义。
发明内容
本发明实施方式的目的是提供一种准确获取管路中环烷酸临界流速的方法。
为了实现上述目的,在本发明第一方面,提供一种获取管路中环烷酸临界流速的方法,所述管路的内管壁包覆有腐蚀产物膜,所述方法包括:
当所述环烷酸在所述管路中流动时,在预定区域检测所述环烷酸的当前流速,并获取所述环烷酸在当前流速下对管壁产生的剪应力;
当所述环烷酸在第一流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的剪应力强度时,将所述第一流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速。
在本发明第二方面,还提供一种获取管路中环烷酸临界流速的方法,所述管路的内管壁包覆有腐蚀产物膜,所述方法包括:
当所述环烷酸在所述管路中流动时,在预定区域检测所述环烷酸的当前流速,并获取所述环烷酸在当前流速下对管壁产生的剪应力;
在所述腐蚀产物膜的剪应力强度小于所述腐蚀产物膜的表面硬度的情况下,当所述环烷酸在第一流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的剪应力强度时,将所述第一流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速;
在所述腐蚀产物膜的表面硬度小于所述腐蚀产物膜的剪应力强度的情况下,当所述环烷酸在第二流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的表面硬度时,将所述第二流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速。
优选的,所述获取环烷酸在当前流速下对管壁产生的剪应力,包括:
1)获取雷诺数Re:
其中,D=所述管路的管径,ρ=所述环烷酸的密度,V=所述环烷酸的当前流速,μ=动力粘度;
2)根据所述雷诺数Re通过Moody图查找到摩擦系数f;
3)计算所述当前流速下对应的所述环烷酸的剪应力τ:
可选的,所述预定区域为所述管路中的高流速区域。
可选的,所述预定区域为所述管路中流态发生突变的高温重油区域。
可选的,所述管路为碳钢材料、Cr5Mo材料或者304不锈钢材料。
可选的,所述腐蚀产物膜为硫化亚铁产物膜。
可选的,所述环烷酸的温度大于220℃。
可选的,所述环烷酸的温度为350℃~400℃。
可选的,所述环烷酸的酸值大于0.5mgKOH/g。
本发明上述技术方案考虑到了环烷酸腐蚀形态与流速的关系,将环烷酸在不同流速下对管壁产生的剪应力与腐蚀产物膜的剪应力强度进行比较,来获取环烷酸的临界流速,实现环烷酸腐蚀预测,以便弄清楚流速对炼油装置环烷酸腐蚀的影响规律。
本发明实施方式的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明实施方式的进一步理解,并且构成说明书的一部分,与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施方式,但并不构成对本发明实施方式的限制。在附图中:
图1是本发明一种实施方式提供的获取管路中环烷酸临界流速的方法的流程图;
图2是本发明一种实施方式提供的获取所述当前流速下对应的所述环烷酸的剪应力的流程图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是,此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明,并不用于限制本发明。
在本发明实施方式中,在未作相反说明的情况下,使用的方位词如“上、下、顶、底”通常是针对附图所示的方向而言的或者是针对竖直、垂直或重力方向上而言的各部件相互位置关系描述用词。
实施例一:
如图1所示,在本发明第一方面,提供一种获取管路中环烷酸临界流速的方法,所述管路的内管壁包覆有腐蚀产物膜,所述方法包括:
S1)当所述环烷酸在所述管路中流动时,在预定区域检测所述环烷酸的当前流速,并获取所述环烷酸在当前流速下对管壁产生的剪应力;本方法同样适用于设备,不限于管路。
S2)当所述环烷酸在第一流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的剪应力强度时,将所述第一流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速。
环烷酸在管路中流动时会产生对管路壁面的壁面剪切应力,即剪应力,腐蚀产物膜包覆在管路的内管壁表面,具有一定的能承受的剪应力强度,当环烷酸在流动时产生的剪应力超过腐蚀产物膜能够承受的剪应力强度时,则腐蚀产物膜会被环烷酸剥离管壁。因此,将所述环烷酸流动时产生的剪应力达到腐蚀产物膜的剪应力强度时的流速作为管路中环烷酸的临界流速。
流速在环烷酸腐蚀中是一个关键的因素。在某一温度,某种材料在原油中的腐蚀速率与流速的关系中,存在一个临界流速,一旦超过临界流速,腐蚀速率就会发生跳跃性的突变。从理论上说,临界流速是指从腐蚀表面移去腐蚀产物膜或阻止膜生成的一种流体速度,也可以说,临界流速是从腐蚀界面上剥去有保护作用的腐蚀产物膜的流速。因此对环烷酸腐蚀来说,临界流速产生的剪应力就应该等于腐蚀产物膜的剪应力强度。
进一步考虑,因为腐蚀产物膜并不会绝对平整,流体剪应力在腐蚀产物膜的某些部位也能产生垂直冲击,此时就需要考虑到腐蚀产物膜的表面硬度。表面硬度是指物体表面抵抗变形或损伤的能力。在本实施例中,由于管壁内部包覆有腐蚀产物膜,而腐蚀产物膜也具有一定的表面硬度,则当环烷酸在包覆有腐蚀产物膜的管壁中流动时,产生的剪应力达到腐蚀产物膜的表面硬度时,则所述环烷酸会破坏所述腐蚀产物膜。
对于不同的腐蚀产物膜具有不同的表面硬度,有些腐蚀产物膜的表面硬度大于其自身的剪应力强度,有些腐蚀产物膜的表面硬度则小于其自身的剪应力强度。在本实施例中,当腐蚀产物膜的表面硬度大于其自身的剪应力强度时,环烷酸的临界流速即为:当环烷酸流动情况下产生的剪应力等于所述腐蚀产物膜的剪应力强度时的流速。当腐蚀产物膜的表面硬度小于其自身的剪应力强度时,环烷酸的临界流速即为:当环烷酸流动情况下产生的剪应力等于所述腐蚀产物膜的表面硬度时的流速。
实施例二:
因此,在本发明第二方面,还提供一种获取管路中环烷酸临界流速的方法,所述管路的内管壁包覆有腐蚀产物膜,所述方法包括:
当所述环烷酸在所述管路中流动时,在预定区域检测所述环烷酸的当前流速,并获取所述环烷酸在当前流速下对管壁产生的剪应力;
在所述腐蚀产物膜的剪应力强度小于所述腐蚀产物膜的表面硬度的情况下,当所述环烷酸在第一流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的剪应力强度时,将所述第一流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速;
在所述腐蚀产物膜的表面硬度小于所述腐蚀产物膜的剪应力强度的情况下,当所述环烷酸在第二流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的表面硬度时,将所述第二流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速。
如图2所示,所述获取所述环烷酸在当前流速下对管壁产生的剪应力,包括:
S11)获取雷诺数Re:
其中,D=所述管路的管径,ρ=所述环烷酸的密度,V=所述环烷酸的当前流速,μ=动力粘度;
S12)根据所述雷诺数Re通过Moody图查找到摩擦系数f;
S13)计算所述当前流速下对应的所述环烷酸的剪应力τ:
所述环烷酸流动对管壁产生的剪应力和所述腐蚀产物膜受到的剪应力是大小相等,方向相反的一对力。环烷酸对管壁产生的剪应力大小,即腐蚀产物膜受到的剪应力大小。
可选的,所述预定区域为所述管路中的高流速区域。在低流速区域,环烷酸腐蚀一般表现为均匀腐蚀,在高流速区域,由于冲蚀作用明显,多表现为顺流方向的沟槽状局部腐蚀。在低流速区域,环烷酸产生的剪应力对包覆在内管壁的腐蚀产物膜产生的影响不足以剥离腐蚀产物膜,因此,本发明技术方案中所选择的预定区域为所述管路中的高流速区域。
可选的,所述预定区域为所述管路中流态发生突变的高温重油区域。根据物理常识可以知道,流速高的区域一般是管路中流态发生突变的区域。并且,在本技术方案中,由于管路中流动的是环烷酸,所以,该区域也是高温重油区域。在炼油装置中环烷酸腐蚀最为严重的部位往往是流速较高或流态发生突变的高温重油部位。如常压炉、减压炉的炉出口、弯头、三通、阀门、热油泵、热电偶插入处、转油线、常压塔、减压塔进料口及塔内构件等。
可选的,所述管路为碳钢材料、Cr5Mo材料或者304不锈钢材料。
可选的,所述腐蚀产物膜为硫化亚铁产物膜。
可选的,所述环烷酸的温度大于220℃。环烷酸的腐蚀作用受温度的影响比较大;低于220℃几乎没有腐蚀,随着温度的升高,腐蚀逐渐加剧。
可选的,所述环烷酸的温度为350℃~400℃。从温度上讲,环烷酸有两个显著腐蚀阶段。第一阶段是270~280℃,环烷酸发生气化开始腐蚀。当温度再升高时,腐蚀作用反而减弱,直到温度升到350~400℃时,因原油中的硫化物分解成硫元素,对金属设备有剧烈腐蚀作用,在环烷酸、硫元素和H2S的互相作用下,环烷酸的腐蚀加剧。400℃后,环烷酸气化完毕,其腐蚀作用减缓。
可选的,所述环烷酸的酸值大于0.5mgKOH/g。
环烷酸是原油中最重要的酸性含氧化合物,其化学性质与脂肪酸相似,是典型的一元羧酸,其含量约占总酸性物的90%左右。原油中环烷酸的含量一般在0.02~2.0%。在原油中一般用酸值的大小来判断环烷酸的含量,当酸值大于0.5mgKOH/g时就会引起设备的腐蚀。炼油装置的环烷酸腐蚀(NAC)一直是炼油厂亟待解决的难题之一。随着使用高酸值原油的增加,这一问题变得更为突出,特别是在局部的高温高流速部位,由此产生事故频繁发生,严重威胁着炼厂的安全生产。
实施例三:
在流速低于临界流速的条件下,虽不足以破坏硫化亚铁保护膜,但同样会对环烷酸腐蚀产生影响。原因在于,从动力学的角度来说,环烷酸腐蚀同样遵循腐蚀介质向金属表面传输、在金属表面吸附、与表面活性中心发生反应及腐蚀产物脱附四个步骤。其中最慢的步骤就是腐蚀反应的控制步骤。因原油的性质、设备的材质、反应的温度、流速流态的差异,会对腐蚀反应的控制步骤产生影响。环烷酸腐蚀除流速外,还受腐蚀介质含量、温度、设备材质等其它众多参数的影响。为了避免其它因素的干扰,集中研究流速对环烷酸腐蚀的影响,可以通过构造一个流速影响因子F(V)来进行,所述流速影响因子F(V)定义如下:
F(V)—流速影响因子;
CorrateV—流速为V时的腐蚀速率;
CorrateVV0—流速为零时的腐蚀速率。
不考虑流速影响时的腐蚀速率可以通过实验或查阅相关文献获得,对于炼油装置中环烷酸与硫相互作用下的腐蚀速率,API RP 581已经给出一组较完备的经验数据。因此只要计算得出流速影响因子,最终考虑流速影响后的理论腐蚀速率也就可以得到。
流速对冲刷腐蚀的影响可以用包含三个无量纲数:舍武德数Sh、斯密特数Sc、雷诺数Re及及描述湍流发展程度的x/d的式(2-1)来表示:
Sh=c·Scn1·Ren2·(x/d)n3 (2-1)
其中Sh(舍武德数)为全部质量传递与分子扩散引起的质量传递的比率:
Re(雷诺数)为惯性力与摩擦力的比值:
Sc(斯密特数)为动量传递与分子扩散引起的质量传递间的比值:
上述各式中,K为传质系数(m/s),L为特征尺寸(m),C为运动粘度(m2/s),D为分子扩散系数,V为平均流速,x为离流态突变处的距离,d为管道直径,c、n1、n2、n3为常数。
Sh是传质系数的另一种表达形式,Sc则表征了材料表面的粘滞底层厚度(Dh)和扩散边界层厚度(Dd)间的关系,如果Dh和Dd同时存在则有:
式(2-1)的实际意义在于Sh可以转化为腐蚀速度,而Re是流速V的函数。这样即可得出冲刷腐蚀速度与流速间的通用关系式:
EC=Const·Va (2-6)
其中,EC为冲刷腐蚀速度,a为常数。
根据流速影响因子的定义,显然F(V)可以表示为:
F(V)=1+Const·Va (2-7)
F(V)的表达式中包含两个未知参数。虽然通过理论推导不能得出表达式中的两个未知参数的准确值,但对于某种特定的材质只要通过实验或文献数据获得这条曲线上的任意两个点F(V1)和F(V2)就能解析得出这条完整的曲线。因为获得的实验数据都是有误差的,单纯两个点计算得出曲线误差会非常的大,对于指数方程更是如此。因此更为科学合理的办法是获取足够多的实验数据F(V1)、F(V2)、F(V3)……F(Vn),然后用最小二乘法对这些实验数据进行拟合得出解析式,才能使误差最小。
本发明上述技术方案考虑到了环烷酸腐蚀形态与流速的关系,将环烷酸在不同流速下对管壁产生的剪应力与腐蚀产物膜的剪应力强度进行比较,来获取环烷酸的临界流速,实现环烷酸腐蚀预测,以便弄清楚流速对炼油装置环烷酸腐蚀的影响规律。
以上结合附图详细描述了本发明的可选实施方式,但是,本发明实施方式并不限于上述实施方式中的具体细节,在本发明实施方式的技术构思范围内,可以对本发明实施方式的技术方案进行多种简单变型,这些简单变型均属于本发明实施方式的保护范围。
另外需要说明的是,在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征,在不矛盾的情况下,可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复,本发明实施方式对各种可能的组合方式不再另行说明。
本领域技术人员可以理解实现上述实施方式的方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成,该程序存储在一个存储介质中,包括若干指令用以使得单片机、芯片或处理器(processor)执行本发明各个实施方式所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括:U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM,Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM,Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
此外,本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合,只要其不违背本发明实施方式的思想,其同样应当视为本发明实施方式所公开的内容。
Claims (10)
1.一种获取管路中环烷酸临界流速的方法,所述管路的内管壁包覆有腐蚀产物膜,其特征在于,所述方法包括:
当所述环烷酸在所述管路中流动时,在预定区域检测所述环烷酸的当前流速,并获取所述环烷酸在当前流速下对管壁产生的剪应力;
当所述环烷酸在第一流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的剪应力强度时,将所述第一流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速。
2.一种获取管路中环烷酸临界流速的方法,所述管路的内管壁包覆有腐蚀产物膜,其特征在于,所述方法包括:
当所述环烷酸在所述管路中流动时,在预定区域检测所述环烷酸的当前流速,并获取所述环烷酸在当前流速下对管壁产生的剪应力;
在所述腐蚀产物膜的剪应力强度小于所述腐蚀产物膜的表面硬度的情况下,当所述环烷酸在第一流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的剪应力强度时,将所述第一流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速;
在所述腐蚀产物膜的表面硬度小于所述腐蚀产物膜的剪应力强度的情况下,当所述环烷酸在第二流速下产生的剪应力达到所述腐蚀产物膜的表面硬度时,将所述第二流速作为所述环烷酸在所述管路中的临界流速。
4.根据权利要求1或2所述的方法,其特征在于,所述预定区域为所述管路中的高流速区域。
5.根据权利要求1或2所述的方法,其特征在于,所述预定区域为所述管路中流态发生突变的高温重油区域。
6.根据权利要求1或2所述的方法,其特征在于,所述管路为碳钢材料、Cr5Mo材料或者304不锈钢材料。
7.根据权利要求1或2所述的方法,其特征在于,所述腐蚀产物膜为硫化亚铁产物膜。
8.根据权利要求1或2所述的方法,其特征在于,所述环烷酸的温度大于220℃。
9.根据权利要求8所述的方法,其特征在于,所述环烷酸的温度为350℃~400℃。
10.根据权利要求1或2所述的方法,其特征在于,所述环烷酸的酸值大于0.5mgKOH/g。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201911083529.3A CN112782422A (zh) | 2019-11-07 | 2019-11-07 | 获取管路中环烷酸临界流速的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201911083529.3A CN112782422A (zh) | 2019-11-07 | 2019-11-07 | 获取管路中环烷酸临界流速的方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN112782422A true CN112782422A (zh) | 2021-05-11 |
Family
ID=75747995
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201911083529.3A Pending CN112782422A (zh) | 2019-11-07 | 2019-11-07 | 获取管路中环烷酸临界流速的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN112782422A (zh) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4691566A (en) * | 1984-12-07 | 1987-09-08 | Aine Harry E | Immersed thermal fluid flow sensor |
CN106021659A (zh) * | 2016-05-10 | 2016-10-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种冲蚀-二氧化碳腐蚀耦合作用下的天然气注采井管柱腐蚀速率的确定方法 |
CN109252486A (zh) * | 2018-10-25 | 2019-01-22 | 同济大学 | 一种室内活塞式动土样冲刷速率的连续测试装置 |
CN110388962A (zh) * | 2019-07-23 | 2019-10-29 | 宏润建设集团股份有限公司 | 一种用于泥水平衡盾构的泥浆管磨损智能监控系统 |
-
2019
- 2019-11-07 CN CN201911083529.3A patent/CN112782422A/zh active Pending
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4691566A (en) * | 1984-12-07 | 1987-09-08 | Aine Harry E | Immersed thermal fluid flow sensor |
CN106021659A (zh) * | 2016-05-10 | 2016-10-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种冲蚀-二氧化碳腐蚀耦合作用下的天然气注采井管柱腐蚀速率的确定方法 |
CN109252486A (zh) * | 2018-10-25 | 2019-01-22 | 同济大学 | 一种室内活塞式动土样冲刷速率的连续测试装置 |
CN110388962A (zh) * | 2019-07-23 | 2019-10-29 | 宏润建设集团股份有限公司 | 一种用于泥水平衡盾构的泥浆管磨损智能监控系统 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
刘艳: "高温环烷酸动态腐蚀试验研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库工程科技Ⅰ辑》 * |
张福祥 等: "压裂过程超级13Cr油管冲刷腐蚀交互作用研究", 《石油机械》 * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Panossian et al. | Corrosion of carbon steel pipes and tanks by concentrated sulfuric acid: A review | |
Bahadori | Corrosion and materials selection: a guide for the chemical and petroleum industries | |
Kang et al. | Flow rate effect on wax deposition behavior in single-phase laminar flow | |
Samani et al. | Effect of structural parameters on drop size distribution in pulsed packed columns | |
CN112782422A (zh) | 获取管路中环烷酸临界流速的方法 | |
Sotoodeh | Requirement and calculation of corrosion allowance for piping and valves in the oil and gas industry | |
Nitta et al. | Experimental study of the performance of static seals based on measurements of real contact area using thin polycarbonate films | |
Latif et al. | Erosion corrosion failure on elbow distillate heater system in the petrochemical industry | |
Barker et al. | Flow-induced corrosion and erosion-corrosion assessment of carbon steel pipework in oil and gas production | |
Makarenko et al. | Investigation of the mechanical properties of pipes for long-term cooling systems | |
Damin et al. | Prevention of corrosion in hydrodesulfurizer air coolers and condensers | |
Salimi et al. | An Experimental Investigation and Prediction of Asphaltene Deposition during Laminar Flow in the Pipes Using a Heat Transfer Approach | |
Sixian et al. | High temperature naphthenic acid corrosion of SA210C and A335‐P5 | |
Abdel-Aziz et al. | Wall to liquid mass transport and diffusion controlled corrosion in fixed bed reactors | |
Theyab et al. | Experimental study on the effect of polyacrylate polymer (C16-C22) on wax deposition | |
Kobayashi et al. | HLP's Study On HIC Evaluation Method In Mildly Sour Environments For High Strength Line Pipe Steel | |
Mazumder | Prediction of erosion due to solid particle impact in single-phase and multiphase flows | |
Ghajar et al. | Non-Boiling Two-Phase Heat Transfer | |
Aljishi et al. | ESP Metallurgy in High-Speed Liquid Droplets/Jets Applications | |
CN104368513A (zh) | 石油钻铤内壁防腐蚀方法 | |
Timmins | Assessing hydrogen damage in sour-service lines and vessels is key to plant inspection | |
Groysman et al. | Physicochemical properties of crude oils | |
Pechenkina et al. | Influence of pipe defects on heat transfer and hydrodynamics in U-shaped shell-and-tube heat exchangers | |
Lyu | The Effect Mechanism of Hydrodynamic Factors on Naphthenic Acid Flow-Induced Corrosion | |
Jauseau et al. | Investigation of the applicability of droplet transport for top of the line corrosion mitigation |
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 | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210511 |