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油田污水注聚粘度影响及缓蚀剂的增粘作用.pdf 第42卷第11期 2013年11月 应用化工 2 1 013 油田污水注聚粘度影响及 缓蚀剂的增粘作用 汤倩倩 ，刘亚男 ，王江顺 ，刘晶姝 ，付朝阳 (1．华中科技大学化学与化工学院，湖北武汉430074； 2．胜利油田技术检测中心，山东东营257000) 摘要：研究了油田污水注聚中配制聚丙烯酰胺(液时度、溶解氧及钢铁腐蚀等因素对溶液粘度 的影响。结果表明，水中溶解氧是引起污水注聚粘度下降的主要因素，溶解氧导致污水管线钢的腐蚀将极 大降低注聚粘度。配制的抗氧缓蚀剂有较好的缓蚀和增粘效果，30 时的腐蚀速率低于0．076 mm／a， 100 时的增粘率可达93％。 关键词：油田污水；注聚；增粘；缓蚀 中图分类号：26；9 文献标识码：A 文章编号：(18—03 of in of a—1· 30074，．57000，on of in e ，of he e“to of he 00 3％0 iS ．076 mm／a． 合物驱是油田开发中后期增产稳产的重要措 施，胜利油田聚合物驱应用十分广泛。聚合物水溶 液(粘度稳定性直接影响着驱油效果，改 进措施一方面是提高聚合物溶液的粘度，另一方面 是稳定聚合物溶液的粘度¨引。胜利联合站回注污 水组成复杂，溶解氧浓度较高，具有较强腐蚀性，配 聚后溶液输送到井口时粘度存在明显下降，严重影 响了聚合物驱的效果。 本文主要研究了度、溶解氧和钢铁腐蚀 等因素对溶液粘度的影响，并利用污水缓蚀剂能抑 制腐蚀、降低并稳定浓度，控制溶解氧含量，实 现配聚溶液粘度保持和增粘，采用油田现场污水对 其缓蚀和增粘性能进行了评价。 1实验部分 1．1材料与仪器 聚丙烯酰胺(白色颗粒粉剂，相对分子量为 2 000万)，工业品；胜利油田某联合站外输污水，离 子组成见表1(室内按表1组成配制模拟污水)。 收稿日期：20139 修改稿日期：20130 作者简介：汤倩倩(1989一)，女，湖北黄冈人，华中科技大学在读硕士研究生，师从付朝阳副教授，从事应用化学与缓蚀剂 的研究。电话：027——@qq．讯联系人：付朝阳(1972一)，男，博士，副教授，从事腐蚀缓蚀剂及应用的研究。电话：，E—11期 汤倩倩等：油田污水注聚粘度影响及缓蚀剂的增粘作用 21联合站污水的组成 of in 子 浓度／( ) 66．8 22．4 O．1 1 964．6 2 781．7 8．84 730．4 H．2恒温水浴锅；干燥烘箱；强力电动搅拌器；析天平。 1．2实验方法 1．2．1聚合物水溶液的配制 将聚丙烯酰胺用自 来水配制成5 000 的母液，用搅拌器匀速搅拌 48 h，使溶液呈现溶解分散均匀直到充分熟化，室温 静置备用。 按聚合物配制浓度要求，用污水稀释聚合物母 液，使其浓度达到2 000 ，密封，置于7O℃烘箱 中恒温保存。 1．2．2聚合物溶液粘度的测定与性能表征采用 粘度仪在7O℃下测定聚合物溶液粘度。聚合物水 溶液粘度变化表征参数有粘度损失率和增粘率【 。 粘度损失率 ： _二 ×100％ O 式中77——粘度损失率，％； ‰——聚合物溶液的初始粘度，； ——聚合物水溶液因放置时间或其它因素 加入后的粘度，。 增粘率(卢)： ×100％ 口0 式中 ——增粘率，％； ——空白聚合物溶液的粘度，； 加药后聚合物溶液的粘度，s。 1．2。3腐蚀性能评价按照石油天然气标准 5273 用静态失重法测试70℃下污水中率，实验时间24 h，平行试样2片。 腐蚀速率( 。。 )= 式中 。 ——腐蚀速率，mm／a； △ 一实验前后的试片失重，g； _s——试片表面积， f——实验时间，h； p——试片材料密度，钢铁为7．8 g／ 2结果与讨论 2．1注聚粘度的影响因素研究 2．1．1 度的影响 用模拟污水配制 2 000 聚合物水溶液，分别加入不同浓度的 按照一定时间分别取样测定溶液粘度，结果见 图1。 ? 目 寇 契 ( ) 图1不同度下聚合物溶液的粘度 of e 图1可知，随加入，溶液粘度迅速降 低，含1 聚合物溶液粘度损失率为 33％，10 在相同 度下随着时间的延长，粘度也有所降低， 10 溶液中，时间从4—24 h，聚合物溶液 的粘度损失率为25％。 聚合物溶液粘度随度的增加而下降，这 是由于铁离子是变价元素，在有氧的聚合物水溶液 中，稳定，容易被氧化成身发生 了氧化还原反应，产生·聚合物 合物水溶液发生化学 降解，对聚合物的粘度影响非常大。 活性很高的·薄弱环节，然后夺取H，在溶解氧 参与下，发生链式氧化反应，并生成过氧化氢物 属离子能够通过单电子氧化反应产生 助氧化反应。金属离子先与烷基氢过氧化物形成不 稳定的配位络合物，然后通过电子转移形成自由基， 对自动氧化产生催化作用。当金属离子具有两种比 较稳定的价态时(如，将加速过氧化物 的分解 引。 2．1．2溶解氧的影响分别用自来水、模拟污水和 油田现场污水配制聚合物溶液，均加入1 拌混匀，然后一部分溶液通人40 氧，另一部分不除氧。4 峨 应用化工 第42卷 见表2。 表2不同介质中的聚合物溶液粘度 in 表2可知，同一种介质条件下，未除氧聚合物 溶液的粘度明显低于除氧的，溶解氧浓度导致的聚 合物溶液粘度损失率是自来水中最高，油田现场污 水中最低，这与未除氧介质中的溶氧量直接相关，未 除氧自来水中溶锯氧通常在8～10 ，油田现场 污水中溶解氧在2～3 。溶解氧对溶液粘度稳 定性的影响是一个长期而缓慢的过程，是聚合物发 生自由基氧化还原反应的主要原因，溶液中的溶解 氧与自由基反应生成过氧化物，过氧化物攻击聚合 物分子引起链的断裂，使其降解 。 在除氧或未除氧条件下，模拟污水与油田现场 污水配制的聚合物溶液粘度值接近，自来水配制聚 合物溶液的粘度明显较高，这与溶液的盐敏效应有 关。聚合物溶液粘度也是随着矿化度的增大而迅速 减小。含有一定矿化度水中的阳离子比蒸馏水有更 强的亲电性，阳离子取代了水分子与聚合物分子链 上的羧基形成电子对，从而屏蔽了高分子链上的负 电荷，使高分子聚合物线团间的静电斥力减弱，溶液 中的聚合物分子由先前的伸展状态逐渐趋于卷曲。 分子的有效体积减小、分子线团紧密，造成聚合物溶 液粘度下降。 2．1．3钢铁腐蚀的影响 考虑联合站现场实际情 况，因水处理工艺变化，导致污水中有较高浓度溶解 氧，而溶解氧高也导致污水管道腐蚀加剧，即污水中 铁离子浓度也较高，这两个因素将导致聚合物粘度 出现明显降低。为更好再现管道中的污水介质情 况，用模拟污水配制2 000 m# 空白聚合物溶液中加入一片0 x 10 模拟腐蚀产生铁离子的情况，分析 其对溶液粘度的影响，24 由图2可知，不同温度下有钢片存在时，溶液粘 度都明显较小，说明钢铁腐蚀会显著降低聚合物溶 液粘度，其原理应与前述腐蚀 实验结果计算，7O℃400 24 e 浓度可超过15 )。随温度升 高，有钢片溶液的粘度降低幅度更大，这是因为随温 度升高，钢的腐蚀加速，溶解中铁离子浓度升高，使 粘度降低更多。 鲁 寇 撰 温度，℃ 图2聚合物溶液在不同温度下的粘度 of ．2缓蚀剂的缓蚀和增粘作用 钢铁的严重腐蚀会加速聚合物的降解和粘度损 失，如果能较好的抑制钢铁腐蚀，使介质中 度控制在较低浓度，应该能较好地保持聚合物溶液 的粘度。联合站污水的腐蚀因素主要是溶解氧及盐 份，选用具有能使钢铁表面钝化的缓蚀剂分子，能较 好抑制氧的扩散传质减轻腐蚀，结合能除氧的还原 性组份，配以稳定的络合剂，得到了缓蚀增粘 剂。 在油田现场污水中对缓蚀增粘剂性能测试，结果见图3。 浓gU( ) 图3不同浓度缓蚀增粘剂作用下的腐蚀速率 of in 图3可知，污水中加入后，腐蚀速率有 较大幅度减小，30 的低于部标0．076 mm／a。 用油田现场污水配制成2 000 m#，再分别加人不同浓度的，搅拌混匀，再各放 入一片封置于7O℃下恒温保存，24 h (下转第2023页) ¨ m O O O 0 O O 0 O O O ^ 目懊 第11期 刘云云等：高岭：上对苯胺吸附效果的初步研究 9，搅拌2 h，结果见图5。 旃 嫠 }恃 0 20 图5 of pH of 图5可知，随体系岭土对苯胺 吸附率增加。当．0时，去除率最大，达到 79．82％。除效果开始降低。这是因 为，在一定的碱条件比酸性条件更 有利于高岭土去除水中的苯胺，这可能与苯胺在水 溶液中的存在形态有关。 3 结论 (1)室温条件下，．0，搅拌时间2 h，静置 1 h，100 g，对苯胺的去 除率最大，可达79．82％。 (2)烘干高岭土对苯胺有良好的去除效果，去 除率达70％以上；反应条件温和，易于操作，设备投 资低廉，因此具有一定的实用性。 (3)当原水)对苯 胺的去除效果一般，苯胺的去除率会随着提升，当．0时，苯胺的去除率达到78％ 左右。 参考文献： [1]张富韬，李亚峰，薛向欣．改性膨润土对苯酚和苯胺吸 附规律的影响[J]．沈阳建筑大学学报，)： 303．305． [2] 汪洵．城市污水一级强化处理新工艺——生物絮凝 [J]．国外建材科技，)：9—12． [3] 黄美英，钟本．溶剂萃取法净化湿法磷酸萃取体系研 究[J]．化工矿物与加工，2008(1)：4—6，21． [4] 国家环境保护局．1889测定Ⅳ_(1一萘基)乙二胺偶氮分光光度法[s]．北 京：中国标准出版社，1989． (上接第2020页) 后分别取样测试溶液粘度，结果见表3。 表3油田现场污水中 of D·I on of 由表3可知，随着浓度的升高，聚合物溶 液的粘度在逐渐增大，30 的增粘率为 57％，100 时增粘率可达93％。缓蚀增粘剂 中除氧剂能降低溶解氧含量，缓蚀剂组分能较 好地抑制钢铁腐蚀，有效降低度，从而保持 和增加聚合物溶液粘度。 3 结论 (1)钢铁腐蚀均会加速污水中聚合物降解，使 得配聚溶液的粘度下降。 (2)缓蚀增粘剂在油田现场污水中有较好 的缓蚀和增粘作用，用量为30 时的腐蚀速率 低于0．076 mm／a，100 的增粘率达到93％。 参考文献： [1]赵福麟．油田化学[M]．东营：石油大学出版社，2000： 106．107． [2] 张金国．聚合物溶液粘度的主要影响因素分析[J]．断 块油气田，)：57—60． [3] 袁斌，韩霞．泡沫复合驱污水配注聚合物溶液粘度损失 原因及对策[J]．油气地质与采收率，)：83． 86． ‘ [4] 赵修太，信艳永，邱广敏，等．驱油聚合物水溶液黏度稳 定性研究[J]．应用化工，)：． [5] 李霞．污水配注聚合物驱油实验研究[D]．西安：西安 石油大学，． [6] 王方，吴艳峰，王书明．驱油聚合物溶液粘度稳定性研 究[J]．精细石油化工进展，)：7[7]付美龙，周克厚，赵林．聚合物驱溶液中溶解氧对聚合 物稳定性的影响[J]．西南石油学院学报，)：71
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可分为无机缓蚀剂、有机缓蚀剂、聚合物类缓蚀剂。①无机缓蚀剂无机缓蚀剂主要包括铬酸盐、亚硝酸盐、硅酸盐、钼酸盐、钨酸盐、聚磷酸盐、锌盐等。②有机缓蚀剂有机缓蚀剂主要包括膦酸（盐）、膦羧酸、琉基苯并噻唑、苯并三唑、磺化木质素等一些含氮氧化合物的杂环化合物。③聚合物类缓蚀剂聚合物类缓蚀剂主要包括聚乙烯类，POCA，聚天冬氨酸等一些低聚物的高分子化学物。控制部位根据缓蚀剂对电化学腐蚀的控制部位分类，分为阳极型缓蚀剂，阴极型缓蚀剂和混合型缓蚀剂。① 阳极型缓蚀剂阳极型缓蚀剂多为无机强氧化剂，如铬酸盐、钼酸盐、钨酸盐、钒酸盐、亚硝酸盐、硼酸盐等。它们的作用是在金属表面阳极区与金属离子作用，生成氧化物或氢氧化物氧化膜复盖在阳极上形成保护膜。这样就抑制了金属向水中溶解。阳极反应被控制，阳极被钝化。硅酸盐也可归到此类，也是通过抑制腐蚀反应的阳极过程来达到缓蚀目的。阳极型缓蚀剂要求有较高的浓度，以使全部阳极都被钝化，一旦剂量不足，将在未被钝化的部位造成点蚀。②阴极型缓蚀剂抑制电化学阴极反应的化学药剂，称为阴极型缓蚀剂。锌的碳酸盐、磷酸盐和氢氧化物，钙的碳酸盐和磷酸盐为阴极型缓蚀剂。阴极型缓蚀剂能与水中、与金属表面的阴极区反应，其反应产物在阴极沉积成膜，随着膜的增厚，阴极释放电子的反应被阻挡。在实际应用中，由于钙离子、碳酸根离子和氢氧根离子在水中是天然存在的，所以只需向水中加入可溶性锌盐或可溶性磷酸盐。③混合型缓蚀剂某些含氮、含硫或羟基的、具有表面活性的有机缓蚀剂，其分子中有两种性质相反的极性基团，能吸附在清洁的金属表面形成单分子膜，它们既能在阳极成膜，也能在阴极成膜。阻止水与水中溶解氧向金属表面的扩散，起了缓蚀作用，巯基苯并噻唑、苯并三唑、十六烷胺等属于此类缓蚀剂。保护膜类除了中和性能的水处理剂，大部分水处理用的缓蚀剂的缓蚀机理是在与水接触的金属表面形成一层将金属和水隔离的金属保护膜，以达到缓蚀目的。根据缓蚀剂形成的保护膜的类型，缓蚀剂可分为氧化膜型、沉积膜型和吸附膜型缓蚀剂。①氧化膜型缓蚀剂铬酸盐、亚硝酸盐、钼酸盐、钨酸盐、钒酸盐、正磷酸盐、硼酸盐等均被看作氧化膜型缓蚀剂。铬酸盐和亚硝酸盐都是强氧化剂，无需水中溶解氧的帮助即能与金属反应，在金属表面阳极区形成一层致密的氧化膜。其余的几种，或因本身氧化能力弱，或因本身并非氧化剂，都需要氧的帮助才能在金属表面形成氧化膜。由于这些氧化膜型缓蚀剂是通过阻抑腐蚀反应的阳极过程来达到缓蚀的，这些阳极缓蚀剂能在阳极与金属离子作用形成氧化物或氯氧化物。沉积复盖在阳极上形成保护膜，以铬酸盐为例，它在阳极反应形成Cr(OH)和，脱水后成为CrO和FeO的混合物（主要是γ-FeO）在阳极构成保护膜。因此有时又被称作阳极型缓蚀剂或危险型缓蚀剂，因为它们一旦剂量不足（单独缓蚀时，处理1L水，所需剂量往往高达几百、甚至上千毫克）就会造成点蚀，使本来不太严重的腐蚀问题，反而变得更加严重。氯离子、高温及高的水流速都会破坏氧化膜，故在应用时，要根据工艺条件，适当改变缓蚀剂的浓度。硅酸盐也可粗略地归到这一类里来，因为它主要也是通过阻抑腐蚀反应的阳极过程来达到缓蚀的。但是，它不是通过与金属铁本身、而可能是由二氧化硅与铁的腐蚀产物相互作用，以吸附机制来成膜的。②沉淀膜型缓蚀剂锌的碳酸盐、磷酸盐和氢氧化物，钙的碳酸盐和磷酸盐是最常见的沉淀膜型缓蚀剂。由于它们系由锌、钙阳离子与碳酸根、磷酸根和氢氧根阴离子在水中、于金属表面的阴极区反应而沉积成膜，所以又被称作阴极型缓蚀剂。阴极缓蚀剂能与水中有关离子反应，反应产物在阴极沉积成膜；以锌盐为例，它在阴极部位产生沉淀，起保护膜的作用。锌盐与其他缓蚀剂复合使用可起增效作用，在有正磷酸盐存在时，则有Zn(PO)或(Zn,Fe)(PO)沉淀出来并紧紧粘附于金属表面，缓蚀效果更好。在实际应用中，由于钙离子、碳酸根和氢氧根在水中是天然地存在的，一般只需向水中加入可溶性锌盐（例如：硝酸锌、硫酸锌或氯化锌，提供锌离子）或可溶性磷酸盐（例如：正磷酸钠或可水解为正磷酸钠的聚合磷酸钠，提供磷酸根），因此，通常就把这些可溶性锌盐和可溶性磷酸盐称为沉积膜型缓蚀剂或阴极型缓蚀剂。这样，可溶性磷酸盐（包括聚合磷酸盐）就既是氧化膜型缓蚀剂，又是沉积膜型缓蚀剂。另外，一些含磷的有机化合物，如有机磷酸（盐）、有机磷酸酯和有机磷羧酸，也可归到这类缓蚀剂中，大约与其最终能水解为正磷酸盐不无关系。由于沉淀型缓蚀膜没有和金属表面直接结合，而且是多孔的，往往出现在金属表面附着不好的现象，缓蚀效果不如氧化型膜。③吸附膜型缓蚀剂吸附膜型缓蚀剂多为有机缓蚀剂，它们具有极性基因，可被金属的表面电荷吸附，在整个阳极和阴极区域形成一层单分子膜，从而阻止或减缓相应电化学的反应。如某些含氮、含硫或含羟基的、具有表面活性的有机化合物，其分子中有两种性质相反的基团；亲水基和亲油基。这些化合物的分子以亲水基（例如，氨基）吸附于金属表面上，形成一层致密的憎水膜，保护金属表面不受水腐蚀。牛脂胺、十六烷胺和十八烷胺等被称作“膜胺”的胺类，就是水处理中常见的吸附膜型缓蚀剂。巯基苯并噻唑、苯并三唑和甲基苯并三唑等是有色金属（尤其是铜）的理想缓蚀剂。它们虽然与铜金属本身作用成膜，但与上述典型的氧化膜型缓蚀剂不同，不是通过氧化，而是通过与金属表面的铜离子形成络合物，以化学吸附成膜的。当金属表面为清洁或活性状态时，此类缓蚀剂能形成缓蚀效果令人满意的吸附膜。但如果金属表面有腐蚀产物或有垢沉积的情况下，就很难形成效果良好的缓蚀膜，此时可适当加入少量表面活性剂，以帮助此类缓蚀剂成膜。由于缓蚀剂的缓蚀机理在于成膜，故迅速在金属表面上形成一层密而实的膜，乃获得缓蚀成功之关键。为了迅速，水中缓蚀剂的浓度应该足够高，等膜形成后，再降至只对膜的破损起修补作用的浓度；为了密实，金属表面应十分清洁，为此，成膜前对金属表面进行化学清洗除油、除污和除垢，是必不可少的步骤。上述各类缓蚀剂，除中和胺与膜胺主要用于锅炉凝水处理、硅酸盐用于饮用水处理外，其他各类则常用于冷却水处理。若单就对碳钢的缓蚀效果而言，铬酸盐，尤其是配合以聚磷酸盐和锌盐的铬酸盐，至今仍然是循环冷却水处理缓蚀剂中最为理想者。美国在相当程度上仍在应用着它。应用时，一般将水的pH值控制为微酸性，以阻抑致垢盐结垢。但铬酸盐（六价的）有毒，虽然它对循环冷却水中的菌、藻等有害微生物有杀灭作用，但对环境造成污染。因此，在世界范围内已逐渐为（聚）磷酸盐所取代。这标志着循环冷却水碱性处理时代的开始。这一概念就是对水的pH值不再着意控制，而是听其自然。水中致垢盐的结垢问题则依靠有机磷酸（盐）和聚丙烯酸（盐）等这些高效阻垢剂、分散剂来解决。但是，磷酸盐是水中微生物的营养源，它的排放会造成水体富营养化，结果，从另一方面对环境造成污染。于是，在不允许使用铬酸盐和（聚）磷酸盐的地方，其他几类缓蚀剂得到了应用机会。但是，钼酸盐等应用成本高；亚硝酸盐不宜作敞开式循环冷却水系统的缓蚀剂，除非有特效杀生剂有效在控制住能使它分解失效的微生物；硅酸盐缓蚀效果差（由于成膜时间长，有时，在金属表面形成一层较完整的膜，需2～3个星期），而且，一旦有垢产生，就很难去掉；锌盐中的锌与铬一样，也是重金属，也对水体中的生物造成威胁。因此，人们对含磷量较少的有机缓蚀剂的开发和应用，表现出浓厚的兴趣，进而导致了“全有机配方”水处理剂的上市。不过，迄今为止，在缓蚀剂的开发和应用上，还没有出现像过去由使用聚磷酸盐转为使用铬酸盐，或由使用铬酸盐复转为使用聚磷酸盐那样的突破性的进展。用“全有机配方”缓蚀剂，水的腐蚀条件不能太苛刻，否则，必须以无机缓蚀剂予以补救。
羟基乙叉二膦酸
羟基乙叉二膦酸.2钠
分子量3000左右
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注剂（缓蚀剂）评定管理
&在腐蚀状况变化频繁的情况下，传统的“一脱三注”防腐手段已无法满足生产需要，如电脱盐操作波动较大，脱盐后原油含盐量时高时低，难以控制；破乳剂、中和缓蚀剂适应原油能力较低，现有注剂技术难以跟上原油性质变化，注剂使用效率较低；后续装置高温、低温部位的腐蚀变化严重，增加局部腐蚀发生几率。针对塔顶低温系统的腐蚀现状，筛选出缓蚀效果较好的注剂应用，以解决设备的腐蚀问题意义重大。工作内容：1、制定注剂（缓蚀剂）筛选及评定方案2、通过实验室研究优化评选出高效的缓蚀剂3、工业应用，并间接的通过定期的水质分析监测数据（pH值、铁离子等指标的数值及平稳性），以及在线的注剂前后位置的监测数据（腐蚀速率）评价缓蚀剂的注入效果。出具缓蚀剂评定报告4、根据装置的腐蚀变化情况并结合注剂自动控制系统，确保塔顶中和缓蚀剂的工艺防腐措施的实时性和有效性。更好地控制塔顶低温系统的腐蚀。
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润滑油添加剂分类炼油工艺品牌高科
产品规格GK-BS-1
一、概述原油是由95%以上的碳、氢化合物混合而成，其余的5%为硫，氯、氮及及金属元素构成的有机及无机化合物。此类化合物含量虽少却影响着整个炼油厂的工艺及产品质量。这些物质有的本身就是腐蚀性介质，如硫化氢、元素硫、硫醇、有机酸等，有的在加工过程会转化为腐蚀性介质，如无机盐水解：mgcl2+h2o&mg(oh)2+2hclcacl2+h2o&ca(oh)2+2hcl此外，原油中除无机氯物外还有一些有机氯化物，已经发现的有机氯化物有三氯甲烷、四氯甲烷、氯化苯等数十种氢化烃，其中有的是原油中固有的，有的则是采油过程中加入的清蜡剂、输送过程的清洗剂，它们在常压蒸馏过程大约有30%左右被分解成hcl。对于nacl一般认为在低温度下不易水解，但已有文献报导在特定条件下，温度达到360℃以上时nacl可以部分水解生成hcl。原油本身包含的硫化氢、元素硫是不稳定性物质，元素硫可与烃类反应生成硫化氢，硫化氢又可与烯烃反应生成硫醇。高温时硫化氢又会分解生成元素硫。国为常压塔顶的温度一般在100-110℃，在此水蒸气会形成冷凝水，而上述谈及的hcl，h2s气体则会随着汽油上升至塔顶溶介于冷凝水中而使水成酸性。在酸性水溶液中，h2s发生电离作用：h2sh++hs&由于hs&的存在，金属表面可发生电化学反应：阳极：fe-2e & fe2+阴极：2h++2e & h2由于h2s的去极化作用在金属表面形成的一层fes保护膜被破坏，同时若冷凝水中有hcl，hcl亦可与h2s发生如下反应：h2s+2hcl & h2s+fecl2放出的h2s又可与 fe2+ 反应从而加快腐蚀速度。因而在常减压三塔顶馏出线注氨注缓蚀剂、注水，&三注&是防止塔顶低温系统h2s ---hcl---h2o 腐蚀的有效工艺措施，已被国内外炼长高度重视和采用。但由于氨的蒸汽压高，在初凝区不易进入液相中和酸性介质，再加上含硫原油炼量的增加，冷凝水中的h2s含量增加，要求注氨量也随之增加，堵塞设备，引起垢下的腐蚀的机率也增加，因而近年来国外采用注有机胺代替注有机胺代替注氨水来提高防腐蚀效果。据统计美国已有70%以上的炼厂改用注价格较贵的有机胺类缓蚀剂，在国内许多炼厂液先后使用过兰州生产的g-01，锦石化生产的bzr-1等有机胺缓蚀剂收到了较好的效果，但这些剂相对价格仍较高。我们开发生产了一种新型高效中和缓蚀剂，它即有机胺中和剂的功能，又兼有良好的缓蚀剂能，且成本较低使用方便。通过实验室模拟实验后又进行了工业应用试验，结果表现良好。二、 实验室性能评定1、 bs-1 高效中和缓蚀剂的理化性能bs-1 高效中和缓蚀剂以高沸有机胺类为主复配以缓蚀剂、消泡剂具有蒸汽压低，不易挥发，能与水以任意比例混合的特性，指标见表一：表一 bs-1 新型噶小中和缓蚀剂技术指标序号项目名称技术指标1外观无色或淡黄色液体2缓蚀率%&853运动粘度（100℃）mm2/实测4密度（20℃）g/cm3&0.935缓蚀率%&656水溶性良好2、 实验室评定结果（1）用去离子水为基础水样配入hcl和h2s使其含量均为1000mg/l，控制水温在80&2℃，70小时观察在不同缓蚀剂用量，不同ph值条件下的缓蚀情况，结果见表二：表二： 不同缓蚀剂用量不同ph值条件下的缓蚀效果序号中和剂用量&ph值腐蚀率mm-a缓蚀率%1空白2.10.810022.54.50.33.25.00.43.66.00.54.06.70.（2） 与氨水和其他有机胺类类中和缓蚀剂的对比实验结果见表三表三 bs-1型剂与其他中和缓蚀剂的对比实验结果中和剂名称用量&ph值腐蚀率mm-a缓蚀率%空白02.00.8050bs-10.56.00.a0.56.00.b0.56.00.氨水0.56.00.（3）常压塔顶水样模拟中和缓蚀试验情况由于特别是沿海炼场加原油的变化较大、加工工艺有不尽相同，这就造成各炼厂常减压塔顶腐蚀情况相差也较大。例如沿海炼厂加工高硫原有比例较大，h2s腐蚀较重，而中原及华北油田由于种种原因原油含有有机氯较高为典型的h2s-hcl-h2o 体系腐蚀。为了进行对比试验我们从炼为住的燕山石化炼油厂炼油工艺中，在常减压三塔顶馏出线注氨、注缓蚀剂、注水是防止塔顶低温系统h2s-hcl-h2o腐蚀的有效措施。但因氨的蒸气压高及常压下在水中溶解度较低，且形成的高沸点化合物沉积在金属表面而形成垢下腐蚀。所以近年来国内外采用注有机胺代替注氨水，来提高防腐蚀效果。考虑至常用的有机胺类缓蚀剂价格相对较高，经济效益不明显，我们研发了gk-bs-1型高效中和缓蚀剂。该剂使用方便、价格便宜，它既具有有机胺中和剂的功能，又兼有良好的缓蚀阻垢性能，是目前国内综合性能最优异的缓蚀剂产品。二、产品特点1、蒸气压低，不易挥发。2、与水以任意比例混合。3、碱值高，中和能力强，有良好的缓蚀性能。4、操作方便，利于控制水质ph值，能更好地发挥缓蚀剂性。.5、价格适宜，性能稳定，效果优良，有较好的使用前景。三、理化指标（表一）序号项目名称技术指标1外观无色或淡黄色液体2缓蚀率% &&953运动粘度（100℃）mm2/s实测4密度（20℃）kg/m30.93-1.055水溶性可与水任意比例混合6碱值mg hcl/g &150四、使用方法1、根据现场具体情况和塔顶馏出物酸性介质含量，用水将该剂稀释5-10倍。2、从原注氨部位打入塔顶挥发线，用ph试纸测试塔顶冷凝水ph值在6.5-7.5之间。注入量以塔顶馏出冷凝水ph值来控制。3、调节剂的加入量控控制冷凝水中铁离子含量以保证药剂加入量的使用效率。五、产品包装1、本品用清洁、密封的铁桶包装，每桶净重200kg，也可根据用户需要采用其它包装。2、包装桶必须密封，防止挥发和酸性气体浸入。六、注意事项1、本品在储运过程中注意防止曝晒、雨淋、碰撞。应存放在清洁、干燥、阴凉、无酸雾、通风良好的防火环境中2、产品对人体有轻微侵蚀性，操作时应穿防护服，戴防护镜，如溅到皮肤，特别是眼睛内应用大量水冲洗，严重时应及时去医院处理。
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