Die Erdölsäure ist die allgemeine Bezeichnung für alle sauren Verbindungen in Rohöl, und über 90% von ihnen sind RCOOH, der Rest sind organische saure Verbindungen wie Fettsäuren, Phenole und Sulfid. Das Rohöl der Naphthensäure-Korrosion unter 220 ℃ ist sehr schwach, und es ist ein ausgezeichnetes Tensid, aber wenn hohe Temperaturen (> 350 ℃), vor allem wenn sie mit H2S koexistieren, wird es sehr starke chemische Aktivität haben. Es gibt einen unlöslichen Schutzfilm, der durch die Reaktion des H & sub2; S mit S und Fe bei hoher Temperatur gebildet wird, und er reagiert mit der Naphthensäure und erzeugt dann das Naphthenat, das ebenfalls gebildet und in Öl löslich ist. Das resultierende H2S beschleunigte auch die Korrosion mit der Fe-Reaktion.

Darüber hinaus ist das Rohöl in Naphthensäure-Moleküle auch nicht identisch, Teil des Siedebereichs von 232-288 ℃; Ein weiterer Teil des Siedepunkts liegt bei 350-400 ° C. Wenn die Temperatur ansteigt, verdampft die Naphthensäure allmählich, sie sammelt sich in der Dampfphase an und die Konzentration steigt an, und Korrosion tritt in diesen beiden Temperatursegmenten auf. Mit dem Fluss des Mediums wird die Metalloberfläche kontinuierlich gereinigt, belichtet und einer Naphthensäurekorrosion unterzogen. Die Gleichung ist wie folgt: 2RCOOH + Fe → Fe (COOH) 2 + H2

Basierend auf den obigen Faktoren, um die Erosion von Schwefel-Naphthensäure zu vermeiden und zu kontrollieren, sind die Ausrüstung und die Rohrleitungen nutzlos, die folgenden Maßnahmen sollten ergriffen werden: das Anti-Naphthensäurematerial sollte ausgewählt werden, wie 316L; Bei der Auslegung sollte die Flüssigkeitsgeschwindigkeit in der Pipeline berechnet werden, und die Korrosion kann durch eine niedrige Strömungsgeschwindigkeit effektiv gesteuert werden; Vermeiden Sie die gleichzeitige Verarbeitung von Rohöl mit hohem Schwefel- und Naphthensäuregehalt.