原油腐蚀

原油腐蚀（共7篇）

原油腐蚀 篇1

大型炼厂的原油储罐装置单体罐容多为10万m3, 单体成本接近1亿元。原油储罐的损伤失效多由腐蚀等因素造成, 对原油储罐进行腐蚀与防护的研究工作十分重要。

一、腐蚀因素分析

1. 油罐外表面主要发生大气腐蚀

大气腐蚀是由大气中的水、氧、酸性污染物等物质的作用而引起的腐蚀。影响大气腐蚀的如下。

(1) 水。在大气环境下对钢材起腐蚀作用的物质中, 水是主要因素, 其腐蚀原理包括:

(1) 水能溶解大量的离子, 引起金属腐蚀;

(2) 水可以离解成H+、OH-, 而对金属、氧化物的溶解腐蚀有明显的影响。

(2) SO2。以石油、天然气、煤为燃料的废气中含有大量的SO2, 钢板的腐蚀速度随大气中SO2含量的增加而增加。

(3) 海洋大气。海洋附近的大气中含有较多的盐分, 其主要成分是Na CI。C1-有很强的侵蚀性, 可加剧腐蚀。离海洋越远, 大气中的盐分越少, 腐蚀作用越小。

(4) 其他因素。石油生产的大气环境中可能含有大量的C1-、NH3、S固体尘粒等有害物质, 它们对钢铁的腐蚀随着含量的上升而增加。几种物质的协同效应将加剧钢材腐蚀。

2. 储罐内部支柱对底板的腐蚀

(1) 气相空间部分。在浮顶起浮前 (外浮顶的起浮区间一般在1.5~1.8m) , 外界的空气会吸入罐中, 当温度降低时, 空气中的水蒸气会凝结成水滴, 从油中析出的硫化氢溶于水滴中, 再加上氧化作用, 将生成硫化铁、硫化亚铁、硫酸加深电化学腐蚀。当空气中相对湿度≥80%时, 这种腐蚀现象更为严重。此外, 油罐气体空间内壁含有氧和水, 也会造成化学腐蚀和电化学腐蚀。

Fe (OH) 2、Fe O、Fe3O4、Fe2O3等呈阴极性, 能促使钢板进一步腐蚀, 导致气相部位出现点蚀或全面腐蚀。

(2) 与油交接部分。在氧气交界处由于氧气浓度不均, 易形成氧浓差电池, 其中与油接触的一侧成为阳极被腐蚀。外浮顶原油罐形成氧浓差电池的情况主要是罐壁顶部2m、底部2m及浮顶内表面, 而其他部位形成氧浓差电池的机会很少, 腐蚀较轻。

(3) 底部与沉积水接触部分。这是油罐中通常腐蚀最严重的部位。主要原因有:罐底沉降水中含有矿物质及一些盐类, 能形成较强的电解质溶液;罐底内壁因焊接、不均匀沉降等引起钢铁的化学成分、组织结构或应力不均;油罐气体空间部分的腐蚀产物掉落到罐底, 其电极电位较钢铁为正, 会引起钢铁的腐蚀。另外, 罐底水中含有厌氧细菌有机物、硫酸盐、H2S和CO2, 罐底水处于缺氧状态, 适于作为厌氧性细菌的硫酸盐还原菌的生存。

支柱对应处底板的腐蚀比罐底板其他部位的腐蚀严重得多, 主要由两个原因引起:

(1) 没有涂层保护, 造成该部位在油罐进油投用时就开始遭受腐蚀;

(2) 注油时支柱对底板的冲击。由于支柱的冲击该部位经常是裸露的金属, 加速了腐蚀。

3. 罐底板外侧的腐蚀

罐底通常铺有沥青砂垫层, 但含盐的地下水因毛细管作用而上升与罐底外壁接触而产生电化学腐蚀。底板不易检查修理, 焊缝附近的防腐涂料又往往被烧掉, 增加了腐蚀的严重性。大直径油罐不均匀沉降时, 也会因罐底土壤的充气不均而形成氧浓差电池, 成为腐蚀的部位。

二、目前原油储罐防腐现状

中国石油在对内部企业调研中发现, 原油储罐腐蚀严重的是罐底内壁、罐底外壁、罐底脚外壁、拱顶及浮顶内壁等部位, 主要是由于防腐层缺陷、存在沉积水发生电化学腐蚀等引起。统计13家炼化企业, 2009年至今有4家发生罐底腐蚀穿孔事故。在对大港石化、大港油田的原油储罐维护检修中发现, 腐蚀多发生在罐底板、浮仓与密封结合面、罐底板外表面。一般使用6年左右, 牺牲阳极块大部已消耗殆尽, 罐底涂层50%以上脱落, 局部腐蚀坑深度达6mm以上 (图1) , 罐底板边缘有明显腐蚀 (图2) 。

三、腐蚀与防护技术探讨

储罐底部采用牺牲阳极+涂层联合保护, 储罐底部外侧采用外加电流阴极+涂层联合保护。结合近几年的工作经验, 认为应注意如下几个方面的工作。

1. 加强边缘板防水管理

原有罐底边缘板多采用沥青灌缝、敷沥青砂或橡胶沥青等, 耐老化性能差, 粘结强度不够, 弹性差易开裂、拉脱。目前多采用弹性胶泥+矿质带或弹性防水、防腐覆盖涂层, 应用较广的如CTPU弹性防水涂料, 在使用过程中应加强维护, 发现局部边缘板防水损坏应及时修理。

2. 对各类钢材料进行防腐预处理

目前施工大部分先进行安装, 在投用前进行防腐施工。在进行罐内、浮仓等处防腐时, 现场喷砂造成的粉尘污染涂层, 表面处理的质量好坏影响涂层最后质量的关键环节。要做到表面清洁度符合GB8923-88 A-B Sa2.5级、表面粗糙度符合GB1031-83 Rz30~85μm, 只有通过机械化的抛丸处理。对钢结构、钢板、管线进行抛丸处理后涂刷可焊无机富锌底漆, 涂层厚度满足75μm。安装后不需要喷砂, 最后防腐前可进行电动工具表面处理, 而后刷漆。无机富锌底漆可作为多道涂层体系中的第一道底漆, 附着力强、可以耐温到400℃, 当涂层大于70μm时有很好的阴极保护功能。

3. 防腐涂层配套 (表1)

4. 加强牺牲阳极、外加电流阴极保护系统维护

每月应对各测量点保护电位进行测试, 对保护效果进行评价。

5. 定期检验

每6年1次全面检查与检验包括罐体内外宏观检查、内外防腐涂层检查、壁厚检测、罐底板与壁板焊缝磁粉检测、罐底板的漏磁扫描检测、附件及安全设施检查等内容。

四、应用案例

2010年中石油大港石化原油储备库10具10万m3原油储罐采用上述措施施工, 略有不同是罐底板内表面、罐内壁1.5m以下 (积水) 部分采用350μm无溶剂环氧玻璃鳞片涂料, 应用3年效果良好。

因此, 储罐的腐蚀和原始施工质量有密切关系, 施工过程应结合科学、合理、细致的防腐设计。同时, 定期对储蓄进行全面检验是非常合理的。

摘要：对大型原油储罐腐蚀因素加以分析, 介绍了目前原油储罐的腐蚀与防护现状, 并对原油储罐的腐蚀与防护工作做了有益的探讨。

关键词：原油储罐,腐蚀与防护,防腐涂层

杜巴原油腐蚀规律的研究 篇2

1实验部分

1.1实验原料

酸值(表示中和1 g试样中酸性物质所需氢氧化钾以mg为单位的质量)分别为0.10、0.20、0.30、0.50、0.80、1.00、2.00、3.00、4.00、5.00、6.00、7.00、8.00、9.00、10.00的脱前原油,由该石化公司研究院提供。

1.2实验设备仪器

实验室高温电阻探针腐蚀在线监测系统 (RPM-410A腐蚀在线测量仪、计算机);ML-1.5～4调温电热板;ZDHW调温电热套;DJ1C增力电动搅拌器(带流速回馈功能);1000 mL三口烧瓶及配套冷却器。

本实验使用高温电阻探针进行腐蚀评定。探针为⌀1.0 mm丝状,探针材质为20#碳钢。电阻探针在做下一组实验前,丝状探针表面要用细砂纸打磨抛光,去除表面氧化膜、钝化膜或表面腐蚀产

物,以提高测量精度。每组腐蚀评定试验在进入稳定状态初期,都要重新校正零点值,以消除系统误差和探针表面相对误差。

1.3实验装置

本实验选用带有冷凝器的三口烧瓶,放入加热套中加热。将试验的油品放在烧瓶中,加热到要求的温度。开启搅拌器,确保烧瓶内介质均匀分布,直立的冷凝管夹套中从下至上通入冷水,使夹套充满水,水流速度不必太快,能够保持蒸发的油气充分冷凝即可。试验装置如图1所示。

1.4实验步骤

1)将适量酸值为0.10的脱前原油倒入三口烧瓶中,按图1安装好实验装置,启动搅拌器,并把温控器设为260℃开始加热。加温至260℃后,通过腐蚀在线监测控制系统记录腐蚀速率。记录完毕后分别加热到290℃、310℃、340℃并记录腐蚀速率。记录完毕后自然降温到常温。

2)更换新的三口烧瓶,用酸值分别为0.20、0.30、0.50、0.80、1.00、2.00、3.00、4.00、5.00、6.00、7.00、8.00、9.00、10.00的脱前原油分别完成1)所示操作。

3)将适量酸值为1.00的脱前原油倒入三口烧瓶中,启动搅拌器,并把温控器设为230℃开始加热。加温至230℃后,通过腐蚀在线监测控制系统记录腐蚀速率。记录完毕后分别加热到240、250、260、270、280、290、300、310、320、330、340、350、360℃并记录腐蚀速率。记录完毕后自然降温到常温。

4)将适量酸值为2.00的脱前原油倒入三口烧瓶中,启动搅拌器,把温控器设为280℃开始加热。加温至280℃后,调节搅拌器转速并通过流速回馈调节流速分别为1.00、2.00、3.00、4.00、5.00 m/s,通过腐蚀在线监测控制系统记录不同流速下的腐蚀速率。记录完毕后加热到350℃,重复上述操作,记录完毕后自然降温到常温。

2结果与讨论

2.1杜巴原油特性分析

杜巴原油特点属于五高四低。首先,该原油为高酸原油(酸值4.74),加工时应采取相应的防腐蚀以及降酸措施;其次,该原油密度高,残碳高,胶质含量高,金属钙含量高,这五高的特点给加工带来不利因素。另外,该原油凝点低(-11℃),对生产低凝产品有利,同时,该原油硫、氮、金属镍钒含量低,这四低特点是有利的。据原油的硫含量和关键组分分类,该原油属于低硫环烷-中间基原油[1]。 杜巴原油各馏分有机酸的定量分布情况不同。初馏点约130℃馏分只含脂肪族和芳香两类,130～230℃馏分含脂肪族、一环、二环和芳香4类。在这两个低沸点馏分段中,脂肪酸含量占相当高的比例,含量(质量分数)分别为94.53 %和74.32 %,尽管该馏分段酸值相对较低,但引起的酸腐蚀应引起足够的重视。230～320℃馏分和320～350℃馏分中存在7类有机酸。在这两段馏分中,环烷酸的比例相对较高,脂肪酸含量(质量分数)分别降为7.41 %和6.74 %。从总体来看,随着馏分沸点升高,所含有机酸碳数增多,脂肪酸含量下降,环烷酸含量增加。因此,炼制时必须考虑有机酸腐蚀的影响[2]。

2.2杜巴油酸值对腐蚀的影响

从对杜巴油特性分析看出,研究原油的酸值对腐蚀的影响,只有在各馏分段下才有意义。我们选择了260℃、290℃、310℃、340℃ 4个温度值,根据每个温度所在馏分段有机酸含量比例情况添加相应的有机酸进行实验,由实验数据绘制出各温度下腐蚀速率随酸值变化图,见图2。

从图2看出,在各温度下,酸值在0.3以下时,几乎不发生腐蚀,而酸值在0.3以上时,腐蚀率随酸值的增加而增大,它们之间的关系几乎是线性的,酸值每增加1,腐蚀率增加0.8 mm/a左右。

原油和馏分油的酸值是衡量环烷酸腐蚀的重要因素。由于在原油蒸馏过程中,酸的组分是和它相同沸点的油类共存。因此,只有馏分油的酸值才真正决定环烷酸腐蚀速率。所以,在评价不同酸值的杜巴油腐蚀率时,只要不同酸值的杜巴油的环烷酸分布有相似的规律,我们就可以通过以上的分析得出结论:杜巴油腐蚀速率随酸值的增加而呈线性增加,酸值每增加1,腐蚀率增加0.8 mm/a左右。

2.3温度对杜巴油腐蚀的影响

在对同一酸值的杜巴油进行蒸馏过程中,在不同温度下测定腐蚀速率,根据实验数据绘制出腐蚀速率与温度关系图,见图3。

从图3看出,在同一酸值下,随着温度的升高腐蚀速率上升。在230～260℃和290～340℃两个温度范围内腐蚀速率升高比较平缓,而在260～290℃和340～360℃两个温度范围内腐蚀速率急速升高。这可能是由于这两个温度范围是杜巴油中环烷酸的沸点温度区间,环烷酸沸腾汽化使腐蚀加速。不同种类的环烷酸都有它固有的沸点温度,在它的沸点温度附近活性最大、腐蚀性最强。有资料表明[3],环烷酸腐蚀在280℃以后有个减弱的过程,但在杜巴油没有这一过程,这可能是因为杜巴油在280℃上的馏分酸值增加加速了腐蚀的原因。

2.4流速对杜巴油腐蚀的影响

本文对两个具有代表性的温度值在低流速下进行了实验。实验结果见图4所示。

由图4看出,在低流速的情况下,杜巴油的腐蚀速率随流速的增加呈缓慢上升的趋势,但这种趋势并不明显。

有研究表明[3]:流速和流态是影响环烷酸腐蚀的非常重要的因素。在炼油设备的弯头、三通和泵中产生的湍流,加速设备的腐蚀。在一定温度下,某种材料在原油中的腐蚀速度和流速的关系,似乎存在一个临界速度,低于这个速度,环烷酸腐蚀速度很低。经验表明:在没有湍流的情况下,流速小于25～30 m/s时,碳钢耐环烷酸腐蚀。国内炼油厂设备内原油的流速参数控制在:低流速转油线的流速不得超过62 m/s;高流速转油线的流速不得超过94 m/s[3]。人们已经认识到高流速或湍流可加速环烷酸的腐蚀作用。但在蒸馏塔和充满了液体的换热器(或管线)中这一效果并不显著。在下游区或塔内闪蒸区域,加热管、炉管、转油线,流速和流态影响作用很大,在设备上,可观察到有较快的腐蚀速度。同样,机泵和叶轮同样遭受到高速腐蚀[3]。

可见,流速对杜巴油腐蚀的影响比较复杂,影响主要在高速区才能体现出来。

3结论

1)随着酸值的增加杜巴油的腐蚀性增强;

2)随着蒸馏温度上升杜巴油的腐蚀性增强。在230～260℃和290℃～340两个温度范围内腐蚀速率升高比较平缓,而在260～290℃和340～360℃两个温度范围内腐蚀速率急速升高;

3)在流速较低(小于5 m/s)的情况下,杜巴油的腐蚀受流速影响不明显。

参考文献

[1]中国石化股份有限公司石油化工研究院.杜巴原油统合评价报告[R].北京:中国石化股份有限公司石油化工研究院,2005.

[2]中国石化股份有限公司石油化工研究院.杜巴原油有机酸分布报告[R].北京:中国石化股份有限公司石油化工研究院,2005.

原油腐蚀 篇3

随着含硫原油加工数量的不断增加,原油储罐底板的腐蚀呈现加剧趋势,严重时导致原油罐的底板腐蚀穿孔、漏油。本工作通过对腐蚀原因的分析,提出了对原油储罐底板的防护措施,获得了良好的应用效果。

1 腐蚀原因分析

1.1 罐底板坑蚀

原油中H2S,硫醇等活化硫含量较高,再加上原油开采或运输过程中混入的海水,造成原油储罐沉积水腐蚀性增加。原油储罐底板的腐蚀特征基本一致,腐蚀最严重的部位集中在底板最外圈等沉积水较多的浮盘支柱下面腐蚀穿孔,其他部位为坑蚀,底板背面腐蚀相对较轻,腐蚀形态仍为坑蚀,但深度与密度均比底板内侧小。几个原油储罐沉积水的分析结果见表1。

腐蚀原因分析:

(1)Cl-的影响

在原油储罐底板最外圈等沉积水较多的部位,由于表面涂层长时间浸泡,针孔或施工缺陷等部位出现局部鼓包、脱落。Cl-具有直径小、穿透性强等特点,优先选择性地吸附在这些部位,与金属结合成可溶性氯化物,在罐底板表面形成点蚀核,并逐步发展长大,形成孔蚀源。孔蚀处的金属与孔外金属形成大阴极小阳极的微电池,阳极腐蚀电流加大,发生电化学反应,阳极溶解金属产生大量的金属离子。由于罐底污泥、锈层及点蚀坑造成的闭塞作用,在蚀坑口形成Cl-闭塞原电池,使阴阳离子移动受到限制,造成点蚀坑内阳离子多于阴离子,导致Cl-向坑内移动浓缩酸化,进一步加速腐蚀,使蚀坑逐渐加深、扩大[1]。

(2)细菌的影响

原油罐底沉积水中存在多种微生物,其中最复杂的腐蚀是由硫酸盐还原菌(简称SRB)引起的。SRB是一类能在厌氧条件下还原硫酸盐生成硫化氢的细菌,是典型的金属腐蚀性微生物,能在中性缺氧的环境中使腐蚀电池阴极去极化,加速腐蚀过程,其腐蚀产物中有FeS存在,亦会有H2S气味,其主要原因是该菌对腐蚀的阴极过程起促进作用。在缺氧条件下,金属腐蚀的阴极反应是H+的还原过程,但氢活化过电位高,阴极上被一层氢原子覆盖,而SRB将氢原子消耗,于是去极化反应得以顺利进行。整个过程的反应如下[2]:

4Fe →4Fe2+ + 8e 阳极过程

8H++ 8e → 8H 阴极过程

undefined细菌的阴极去极化

Fe2++ S2- → FeS 腐蚀产物

3Fe2++ 6OH- → 3Fe(OH)2 腐蚀产物

总反应undefined

在此过程中,SRB产生氢化酶,以硫酸根为氧化剂氧化阴极部位产生的氢原子,促进阴极去极化,因而SRB的存在一定程度地加速了碳钢的腐蚀。同时,在原油罐底水环境中腐蚀性离子(尤其是Cl-)的协同作用下,会引起更为严重的腐蚀。

(3)其他因素影响

研究表明:S2- 在沉积水中的含量虽小,但大多数情况下会加速钢的局部腐蚀(如因生成瘤状物引起的垢下腐蚀);温度也是影响原油罐底板腐蚀的重要因素,随着温度的升高,腐蚀速率明显提高;在pH值小于9时,碳钢的阳极极化曲线不出现钝化区,基体表面不易形成保护膜[3]。

1.2 支柱对应处底板腐蚀

支柱对应处底板的腐蚀比罐底板其他部位的腐蚀严重得多,主要原因:

(1)没有涂层保护。

浮盘支柱紧压罐底板表面,该部位无法进行防腐蚀施工,没有涂层的保护,在油罐进油投用时就遭受腐蚀。因此,支柱下底板的腐蚀比其他部位严重。

(2)支柱对底板的冲击。

原油储罐在储油时,有时未能很好控制液位高度,造成浮盘支柱对底板的冲击,从2个方面引起底板的加速腐蚀:①造成该部位底板凹陷,产生应力,引起金属晶格的扭曲降低金属的电位,使得金属腐蚀倾向性增大;②淤泥、腐蚀产物等很难在此处沉积,造成该部位经常裸露金属,从而加速腐蚀。

2 防护对策

2.1 涂料与牺牲阳极联合保护

单独采用涂料防腐蚀,由于涂层存在微孔,在沉积水的长期浸泡下老化,出现龟裂、剥离,使裸露的金属形成小阳极,有涂层的部分成为大阴极,从而产生局部腐蚀电池[4],造成罐底板大面积坑蚀的产生,可见,单独用涂料保护效果不佳。若将其与牺牲阳极联合防护,裸露的金属获得集中的电流保护,可弥补涂层缺陷,这是原油储罐底板防护最经济有效的方法。对于支柱对应的底板,由于无法涂刷,需用其他的防腐蚀措施。

2.1.1 涂料的选择

输送过程中油品和管壁发生摩擦,流经泵和过滤器的油品会产生静电,在管路末端,未消散的静电随油品进入油罐。在油罐内,油品和油罐内壁的摩擦及油品之间的相对运动也会产生静电。若采用普通的绝缘覆盖层,面电阻率很高,静电无法释放,易酿成事故[5]。因此,成品油罐一般都采用导静电涂料。对于原油罐底板,则不选用导静电涂料。因为在原油罐底部,沉积的水具有很强的电导率,而且安装了牺牲阳极块,阳极块与底板焊接在一起,即使有静电,也可从牺牲阳极块中导出。相反,若采用导静电涂料,由于原油储罐沉积水的存在,导静电涂料中的碳类导电粒子与罐底板之间会形成许多腐蚀微电池,在罐底板发生严重的电偶腐蚀。此外,导静电涂料还会造成牺牲阳极块的加速溶解,使阳极块过早失去应有的阴极保护作用[6]。

2.1.2 涂料的施工

(1)罐底板表面处理

它是保证涂装工程质量的基础,包括2方面:①钢材表面的清洁度要求达到Sa2.5,即喷砂除锈后钢材表面无油、无锈、无氧化皮等污物,或仅留轻微痕迹,95%钢材表面露出金属本色;②罐底板表面形成40～50 μm的粗糙度,增大接触表面积,从而增加涂膜与罐体的附着力。

(2)质量控制

涂刷前对涂料进行充分搅拌;避免在湿度过大、温度过高或过低的环境下施工;避免焊缝、蚀坑等部位的漏涂;适量添加稀释剂,避免添加过量时造成涂膜厚度不够。

2.1.3 牺牲阳极保护设计

(1)保护部位及面积

保护部位为原油罐底板,保护面积:S=πR2

(2)阳极材料选择

常用的牺牲阳极材料有镁和镁合金、锌和锌合金、铝合金3大类。镁和镁合金阳极电位较负,容易过保护,考虑到安全原因,不宜在油罐内使用;锌和锌合金阳极在高温介质中极化率大,存在晶间腐蚀问题,有效保护电位低,可能出现电位逆转,也不宜使用;铝合金阳极不存在上述问题,使用寿命长,适宜于含Cl- 的电解质中使用[7]。一般用Al - Zn - In - Cd阳极,也可采用Al - Zn - In - Sn或Al - Zn - Cd - Sn阳极。

(3)保护电流密度及总保护电流

牺牲阳极保护电流密度与腐蚀环境、阳极材料及底板表面状况等因素相关。一般根据经验选取,对于Al - Zn - In - Cd阳极,与涂料联合保护情况下,保护电流密度选取10～30 mA/m2[8],保护总电流I= J×S。

(4)阳极质量与数量

牺牲阳极在输出保护电流对罐底板提供保护的过程中自身溶解,因此,阳极质量还决定着使用年限。

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式中 W——所需牺牲阳极块总重,kg

I ——阳极总保护电流,A

T ——阳极设计使用寿命,取10 a

f ——设计裕量,取1.15

Q ——阳极理论发电量,A·h/kg

η ——阳极电流效率,取85%

(5)阳极块布置

按计算得出的阳极数量,在原油罐底板布置7圈,阳极块以同心圆方式等角度布置。

(6)阳极安装按如下工序进行:

①牺牲阳极的焊接在罐底板喷砂除锈后进行。

②牺牲阳极的扁铁支架与罐底板直接焊接,要求有良好的导电性连接,与底板连接的电阻小于0.01 Ω。

③为了防止施工中涂料粘附在阳极表面,施工期间阳极表面用塑料布包覆。

④用砂纸及钢丝刷将阳极块表面的脏物及焊接处的焊渣清理干净,随后用与罐底板相同的涂料对阳极支架及焊缝进行封闭,达到与罐底相同的涂层厚度。

⑤阳极四周均为工作面,不能刷上涂料。

2.2 支柱对应处底板的加强防护

由于在油罐检修过程中,浮盘支柱紧压在碳钢加强垫板上,造成该部位无法进行涂刷施工,即使涂刷了防腐蚀涂层,因受到支柱的冲击,涂层也会很快脱落。为了彻底解决该部位腐蚀严重的问题,在碳钢加强垫板上面增焊一块不锈钢板,同时,为了减小支柱对底板的冲击应力,用钢板水平焊接于支柱底部。

2.3 加强储罐日常管理

(1)加强原油储罐运行管理,严格遵守油罐技术操作规程,减少油罐在低液位运行,避免浮盘支柱对储罐底板的冲击。

(2)加强对储罐脱水作业的管理,降低罐底污水含量,减小污水对罐底板的腐蚀。

3 应用效果

制订的防腐蚀措施于2002年在50 000 m3原油罐底板检修时进行应用,经过1个周期(6 a)的运行,需要检修,检查发现,底板防腐蚀涂层仍十分完好,没有发生鼓包、开裂、脱落现象;浮船支柱对应处垫板也未发生任何腐蚀。因此,取消了本次大修,节约了大量费用,大大缩短了检修工期,取得了良好的经济效益。

4 结 论

(1)罐底板的腐蚀形式主要为坑蚀及浮盘支柱对应部位的腐蚀穿孔。

(2)罐底板坑蚀主要是沉积水中的Cl-、硫、细菌等腐蚀造成的。

(3)浮盘支柱对应罐底板的腐蚀穿孔是由于沉积水腐蚀、支柱冲击应力等因素造成。

(4)罐底板的防腐蚀采用涂料与牺牲阳极联合保护,支柱对应处底板采用增焊不锈钢板进行加强防护。

(5)6 a的应用表明,该防腐蚀措施达到良好的防护效果,保证了原油罐的安全运行。

参考文献

[1]丁丕洽.化工腐蚀与防护[M].北京:化学工业出版社,1990.

[2]魏宝明.金属腐蚀理论及应用[M].北京:化学工业出版社,1984.

[3]曹华珍,张九渊.在含硫污水中碳钢的电化学行为研究[J].浙江工业大学学报,2002,30(2):126~128.

[4]魏兆成,张奎志,韩冰.重油油罐的防腐新技术应用研究[J].腐蚀科学与防护技术,2001,13(增刊):531~533.

[5]过梦飞.储油罐罐底板全面腐蚀控制[J].油气储运,2001,20(7):40~43.

[6]李根照.原油储罐长效防腐措施[J].油气储运,1996,15(5):16~19.

[7]余存烨.油罐内防腐设计[J].化工设备与管道,2001,38(5):61~64.

原油腐蚀 篇4

在国内原油商储库和长输管道系统中, 钢制原油储罐是重要的设备之一, 也是不可或缺的。近几年, 随着我国对石油的依存度不断增加, 油库的容积逐渐增大, 储罐数量也在持续增加, 综合近几年油罐大修的数据显示:绝大多数储罐损坏是由腐蚀引起的, 腐蚀破坏部位主要集中在罐底板, 罐底板及底圈壁板腐蚀速度>0.15mm/年, 并有大面积腐蚀麻坑, 深度达1~3mm不等, 严重点蚀处已有穿孔, 孔径多数在5~10mm, 有些孔径在20~100mm。

因此, 要对储罐底板腐蚀机理进行研究, 找出造成腐蚀的关键因素, 用成熟的技术和合理的腐蚀防护方法, 来减少腐蚀造成的危害显得尤为重要。

2 钢制原油储罐底板腐蚀机理及分析

2.1 储油罐罐内的底板

目前原油中含有的活化硫元素较高, 而在原油运输和开采过程中也会有水分掺入, 从而在罐底造成沉积水, 增大了腐蚀性。虽然, 现在储罐都设计有排水管, 定期排水, 但由于排水管的中心线一般比罐底高, 还有受液体流动粘滞性的影响, 加上罐底因施工造成的不平等因素, 储油罐底板长期覆盖在水溶液之下。罐底的水溶液中含有大量的活化硫元素、Cl-、O2以及酸类物质, 能够形成电解质溶液, 对罐底板产生电化学腐蚀。综合调查显示原油储罐底板的腐蚀部位比较集中, 严重的部位主要集中在底板的外缘, 靠近底板中心部位, 腐蚀相对较轻。

根据储油罐底腐蚀环境和腐蚀因素, 分析其化学成分, 可推测罐底板的腐蚀过程和机理如下:

(1) SRB (硫酸盐还原菌) 的腐蚀。目前, 对金属腐蚀性微生物的研究技术日趋成熟, 经过专家多年的研究表明, SRB是典型的、具有代表性的金属腐蚀性微生物, 研究表明在无氧或极少氧情况下, 它能利用金属表面的有机物作为碳源, 并利用细菌生物膜内产生的H2, 将硫酸盐还原成H2S, 从氧化还原反应中获得生存的能量, 使腐蚀电池阴极去极化, 让腐蚀过程加快, 其腐蚀产物中有硫化亚铁存在, 并伴随有产生H2S, 而H+在阴极的反应是一个还原过程, 硫酸盐还原菌将H+消耗, 使得阴极的去极化反应得以持续进行。其电化学反应式如下:

储油罐底电解质溶液中H+不断被SRB反应消耗, 使得腐蚀部位保护层脱落, 造成罐底板电化学腐蚀过程的阴极去极化反应持续进行。

在SRB阴极去极化反应中, SRB产生氢化酶, 阴极部位产生的氢原子会被SO42-氧化剂氧化, 加速去极化反应, 硫酸盐还原菌的存在一定程度地加速了储油罐底板的腐蚀。

(2) 氯离子的影响。在钢制原油储罐内的外缘, 由于钢材表边长期包围在强电解液环境下, 罐底板表面的防腐涂层受施工或杂质冲击影响, 涂层会出现脱落现象。氯离子因为具有穿透性强、直径小等特点, 会附着在这些裸露部位, Cl-会和金属发生化学反应, 在罐底板涂层脱落部位形成点状腐蚀, 并逐步发展长大, 形成孔蚀源。腐蚀孔处的金属与腐蚀孔外的金属形成腐蚀微电池, 发生电化学反应, 形成的腐蚀微电池阳极小、阴极大, 阳极腐蚀电流增大, 阳极处电解反应析, 出大量金属离子。由于储油罐底的杂质、污泥和锈层对腐蚀部位造成的闭塞作用, 在腐蚀坑口形成氯离子闭塞原电池, 限制了离子的移动, 造成腐蚀坑内阴离子少于阳离子, 导致氯离子向腐蚀坑内移动, 使腐蚀环境浓缩酸化, 进一步的加速了腐蚀, 使腐蚀坑面积扩大、深度增加。电化学腐蚀反应式如下:

2.2 罐底板下平面腐蚀

由于现在正在服役的钢制原油储罐, 罐底边缘板和罐基础的结合部一般都做防水处理。因此, 罐底板下平面主要是氧浓差腐蚀, 主要表现在罐底板与基础接触不良, 如罐基础沉降或因施工工艺问题, 造成罐底板与基础结合不严, 会引起氧浓差电池, 该中心部位成为阳极而被腐蚀。

3 防腐技术措施

在目前原油储罐底板防腐技术中, 正确选用材料、牺牲阳极与涂料联合保护、选择合适的防腐涂料等三个种类的技术比较成熟, 可以从这三个方面来对钢制原油储罐底板进行技术防腐。

3.1 正确选用材料

宜选用含碳量小于0.2%和硫、磷含量低于0.5%的钢材, 适当增加腐蚀严重部位的厚度, 但不应超过钢板总厚度的20%。

3.2 牺牲阳极与防腐涂料联合保护技术

在以上的腐蚀分析中可以发现, 电化学腐蚀是造成罐底板腐蚀的重要因素。因此, 为达到更好的防腐效果, 减少因为防腐涂层出现老化、鼓包、脱落, 形成腐蚀电池, 造成罐底板腐蚀速度加剧, 甚至腐蚀穿孔事故的发生, 就应该把控制电化学腐蚀和防腐涂层一并考虑。目前技术成熟, 且广泛使用的是牺牲阳极与防腐涂料联合防护。这样, 即使罐底防腐涂层局部脱落, 也可使暴露在电解质溶液的金属的到集中电流保护, 这两项技术的应用, 可以有效互补, 减缓腐蚀速度。

3.3 选择合适的防腐涂料

罐底板的防腐材料不能选用导静电涂料。因为在罐底板处的强电解质环境中, 电解质溶液具有很强的电导率, 若采用牺牲阳极和涂料联合防护技术, 即使有静电产生, 也可从焊接在罐底板的阳极块中导出。相反, 若采用导静电涂料, 由于强电解质环境的存在, 导静电涂料中的碳类导电粒子与罐底板之间会形成许多腐蚀微电池, 在罐底板发生严重的电偶腐蚀。此外, 导静电涂料还会造成牺牲阳极的加速溶解, 使牺牲阳极保护作用过早失效。

4 结论及建议

(1) 钢制原油储罐底板的内壁腐蚀主要是由罐底的沉积介质形成的电解质造成的, 氯离子的存在加速了腐蚀。

(2) 硫酸盐还原菌在罐底的生长, 造成细菌腐蚀, 一定程度加速了罐底板的腐蚀。

(3) 采用牺牲阳极与防腐涂料相结合的防腐技术, 可以弥补单一防腐的不足, 减缓罐底板的腐蚀速度。

(4) 应定期对储油罐进行脱水作业, 减少电解质溶液产生, 降低罐底板的腐蚀速度。

参考文献

[1]王建新.玻璃钢防腐在钢储罐大修理中的研究与应用.腐蚀科学与防腐蚀工程技术新进展M.北京:化学工业出版社.1999:532-533

[2]丁丕洽.化工腐蚀与防护[M].北京:化学工业出版社, 1990

[3]魏兆成等.重油油罐的防腐新技术应用研究[J].腐蚀科学与防护技术, 2001, 13 (增刊) :531-533

[4]过梦飞.储油罐罐底板全面腐蚀控制[J].油气储运, 2001, 20 (7) :40-43.

原油腐蚀 篇5

一、庆哈管线目前的腐蚀状况

从近些年多次的管道维护和管道防腐蚀层大修中发现, 在管道的某些部位, 其阴极保护电位处于有效范围, 防腐层外观看上去完整无缺, 但是, 在剥离防腐层后发现此处管道外表面已出现了明显的、甚至严重的局部腐蚀。这种在有效外加电流阴极保护和完整防腐层的双重防护下, 管道发生腐蚀或腐蚀穿孔的区域称其为“阴极保护的局部腐蚀区”, 其腐蚀称为“阴极保护局部腐蚀”。应该说, 这一局部腐蚀隐蔽性强, 难以发现, 但破坏力大, 危害严重, 是目前造成长输原油管道腐蚀穿孔的主要原因之一。

二、腐蚀原因分析

为了摸清管道发生阴极保护局部腐蚀形成的原因, 查阅有关资料并结合管道大修作了有针对性的调查取样, 结合管道实际的局部腐蚀现象, 通过研究认为造成管道阴极保护局部腐蚀的原因有4个。

1. 设计中留下的隐患

长输原油埋地管道为了保证安全运行, 在弯头、转角、穿跨越等部位设置了固定墩、保护套管等。由于设计方案对这些部位考虑不周, 保护措施不到位, 由固定墩或套管先自身腐蚀, 从而引起管道局部腐蚀。

2. 施工过程中留下的隐患

由于管道建设施工时施工条件恶劣、施工质量低下, 使防腐层本身绝缘电阻率低且与管道本体表面粘接不好或部分剥离, 在管道建设初期腐蚀介质就侵入, 造成后期管道的局部腐蚀。

3. 长期运行中留下的隐患

管道长期运行后, 由于土壤理化性质、环境温度和杂散电流干扰等因素影响, 埋地管道防腐蚀层中芳香烃类物质不断挥发, 致使防腐层龟裂老化, 部分防腐层与管道本体剥离, 使水乘隙而入。在水的渗入、蒸发过程中, 逐渐在缝隙内形成一个独立的腐蚀系统, 从而造成管道的局部腐蚀。

4. 管道被打孔盗油后留下的隐患

管道被打孔盗油后, 其防腐层遭到了彻底破坏, 而管道抢修工作 (补焊孔及防腐层的修复) 不能停输, 再加上时间紧及当地老百姓干扰等, 被破坏的防腐层修复难以保证质量, 经过一段时间后会引起管道局部腐蚀。

对实施了双重保护的长输原油管道, 由于设计、施工、长期运行等方面留下的隐患, 致使管道的防腐层绝缘电阻率低、且与管道本体发生剥离, 腐蚀介质乘隙而入, 从而引起了管道的局部腐蚀, 这就是阴极保护局部腐蚀形成的原因。对管道焊缝、固定墩、套管、弯头等特殊部位, 因其特定的几何形状, 其防腐层与管道表面易形成间隙、缝隙, 这些部位都是易发生阴极保护局部腐蚀区域, 一旦腐蚀介质侵入就会引起管道的局部腐蚀。

三、阴极保护局部腐蚀的机理及特点

1. 阴极保护局部腐蚀的机理

在雨季因雨水的渗入或地下水位的上升, 充分溶解了土壤中的各类盐分, 这种含盐的地下水 (腐蚀介质) 逐渐会渗入阴极保护局部腐蚀区, 在管道与防腐层存在的间隙中浸润、扩散、充满。在这种情况下, 管道、腐蚀介质、防腐局部区域、土壤便成为一体, 管道的自然腐蚀电位已不是原意义上的土壤中的自然腐蚀电位, 而是更负, 如果再按照-0.85V对管道进行阴极极化, 已不可能有效控制阴极保护区域内局部管道的腐蚀。由于阴极保护电位不足, 不能完全消除管道上腐蚀原电池中的牺牲阳极, 其原电池腐蚀继续发生。电化学腐蚀反映为Fe→Fe2++2e;O2+2HZO+4e→4OH-。

阳极反应生成的碱性环境, 促使Fe反应生成Fe3O4。局部腐蚀区内管道表面介质中含氧浓度随反应的进行逐渐降低, 发生另一种反应:2H2O+2e→H2+2OH-。

由于氢气的生成, 加速了阴极保护局部腐蚀区防腐层的老化和隆起, 也加剧了阴极剥离。如果土壤成酸性环境, 腐蚀将加剧, 因此需要更大的保护电流才能抑制腐蚀反应。

如果阴极保护腐蚀区内的间隙中渗入少量的含有各种盐类的水, 则充满水的部分其腐蚀反应同上, 管道腐蚀较重。未充满水的部分, 防腐层与管体处于断路状态, 由于防腐层的屏蔽作用, 阴极保护虽然失效, 而腐蚀反应终因腐蚀介质不过量和供给不及时而终止, 所以管体腐蚀相对较轻。阴极保护局部腐蚀主要是管道与防腐层的间隙中充满了含有各种盐类的水 (比土壤更强的一种电解质) , 在这一区域内阴极保护电位不足而引发电化学腐蚀。

2. 阴极保护局部腐蚀的特点

通过对腐蚀情况调查发现, 阴极保护局部腐蚀现象有其明显的特点。

(1) 防腐蚀层与管道表面产生剥离, 形成缝隙空间, 或由管道本身结构特征, 使防腐层与管道之间存在缝隙空间。

(2) 在阴极保护局部腐蚀区的防腐层中存在孔眼, 孔眼与阴极保护局部腐蚀区之间有液流通道, 液流通道往往有白色盐类结晶。

(3) 腐蚀形态为坑状腐蚀, 更多为麻坑状腐蚀。严重腐蚀 (如穿孔) 多发生在孔眼较大的阴极保护局部腐蚀区内, 而孔眼较小处管道腐蚀很轻。

(4) 腐蚀严重部位管道保护电位多在-0.85～-0.95V (CuSO4参比电极) , 电位在-1～-1.3V之间的管道未发现严重的阴极保护局部腐蚀现象。

(5) 腐蚀严重的位置在管道中心线横向截面以下, 即管道外围下半周。

四、控制阴极保护局部腐蚀的措施

管道发生阴极保护局部腐蚀主要是因为该区域内经常交替充满腐蚀性很强的盐类溶液, 使管道处于一种腐蚀性强于土壤的电解质溶液中。在这种环境中, 管道自然腐蚀电位要比在土壤中的自然腐蚀电位更负, 按照管道在土壤中自然腐蚀电位来进行阴极保护, 不可能使防腐层与管道存在缝隙段管道达到完全有效保护。由于目前对管道阴极保护局部腐蚀的腐蚀电位还没有一种可行的测量方法, 因此, 无法确定其最低的阴极保护电位。目前, 只能根据调查已经发生腐蚀段管道实测知道, 发生阴极保护局部腐蚀穿孔管段的阴极保护电位多在-0.85～-0.95V之间, 只要管道阴极保护电位于维持在-1V以下, 阴极保护的局部腐蚀就基本能得到控制。通过总结多年的管道维护经验, 特别是对长期运行的沥青防腐层管道可以采取以下措施控制局部腐蚀的发生。

1. 及时调整外加电流阴极保护系统运行参数

管道的阴极保护局部腐蚀穿孔大多发生在电位处于-0.85～-0.95V的区域内, 在双重保护体系允许的情况下, 调整恒电位仪运行参数, 提高管道阴极保护电位, 使其尽量<-1V, 保证管道完全进行阴极极化。这种方法受到防腐层整体质量的限制, 特别是对沥青类防腐层, 若电位太低 (<-1.5V) , 则易析氢, 促使防腐层剥离, 这一点要引起注意。

2. 定期开展管道防腐层检补漏工作

长期运行管道受环境影响会逐年老化、剥离、破损, 检补漏就是消除这些露铁点, 消除管道和防腐层之间液流通道和防腐层本身的微孔。凡是坚持定期做防腐层检补漏的管道, 其双重保护体系的质量就能保证, 就能有效控制管道局部腐蚀的发生。另外还要定期对防腐层质量进行检测, 特别是要检测防腐层绝缘电阻率, 对于防腐层质量差的管道必须进行防腐大修。

3. 增埋牺牲阳极

对于不适宜进行大修和调整阴极保护电位的防腐层老化管道 (电位>-1V) , 可采用增补牺牲阳极 (最好是带状阳极) , 以辅助外加电流阴极保护系统提高全线阴极保护电位, 实践证明效果很好, 管道的阴极保护局部腐蚀得到了有效控制。

五、结论

原油腐蚀 篇6

1 含硫原油加工中常减压装置设备出现的腐蚀类型

(1) 高温硫如果温度超过了240℃, 那么位于重油位置的硫物质就会产生化学变化进而造成高温硫腐蚀环境的产生, 在温度升高到480℃前, 这种腐蚀状况都会保持快速的加剧状态, 然后会出现递减的现象。在高温硫的腐蚀环境中主要有两种硫腐蚀现象, 一种是活性硫腐蚀, 其主要是硫物质成分和金属物质所产生的化学反应而导致硫化亚铁腐蚀产物的生成;另一种是非活性硫腐蚀, 其主要是温度达到一定程度时, 会产生物质的分解反应, 其所生成的活性硫化物会与铁产生化学反应。影响高温硫腐蚀环境的因素主要由温度、材质以及环烷酸含量等方面构成。其主要的发生部位为常塔底、转油线以及加热炉等。

(2) 低温硫化氢原油中的盐具有多种成分, 其主要是由Mg Cl2、Ca Cl2、Na Cl等构成, 在原油加工过程中, Mg Cl2、Ca Cl2受热会产生水解反应生成氯化氢, 其所具有的腐蚀性非常强, 在300℃的高温环境下, Na Cl也会经过受热水解生成氯化氢, 其会严重腐蚀金属装置。腐蚀部位主要发生在常减压装置的塔顶和初馏塔中。

(3) 硫酸露点加热炉所使用的含硫燃料在经过燃烧之后会产生二氧化硫, 这些二氧化硫会有一部分通过金属氧化物作用生成三氧化硫, 在温度降低的情况下, 这两种物质都会与水发生化学反应, 生产亚硫酸和硫酸, 从而腐蚀加工设备。其腐蚀最为严重的部位就是气液转变的露点位置。

2 原油加工常减压装置的有效防腐蚀对策

(1) 安全运行电脱盐电脱盐能够确保下游装置以及再次加工防腐工作的顺利进行, 在高温环境下, 原油中所含有的盐生成氯化氢等化学物质, 严重腐蚀加工设备。安全运行电脱盐可以在满足下游装置加工要求的基础上确保其自身的防腐性能, 一般情况下电脱盐的脱盐指标是在3mg/l以下。

(2) 低温状态下初顶和常顶的防腐蚀对策在初顶和常顶的腐蚀中通常为氯化氢-二氧化硫-水的腐蚀过程。原油中的盐在120℃的环境下会发生水解反应生成氯化氢, 而且在原油中还具有自带的有机氯物质。这些都要求在初顶和常顶的挥发线位置进行水与缓蚀剂的注入。在将缓蚀剂注入常减压装置设备中时, 需要特别注意的是缓蚀剂中所含有的氯离子含量, 其要与相关要求和标准中所规定的含量相符合。

在常压塔和初馏塔的塔顶上需要对其温度进行有效的控制, 通常情况下, 温度一旦小于90℃就容易有露点腐蚀现象发生, 从而产生塔盘结盐现象, 导致塔盘堵塞。所以在实际的操作过程中, 需要控制常压塔塔顶的温度, 使其保持在135~140℃之间, 以便对露点和湿硫化氢的腐蚀进行有效的预防。

(3) 解决高温环境下环烷酸腐蚀的对策在炼油化工业中需要对高酸原油的加工方案进行充分的考虑, 在高温环境下, 环烷酸通常分布在270~280℃、350~400℃之间, 在设计加工装置设备的过程中, 需要对环烷酸的腐蚀作用进行充分的考虑。若是在液相区域或是雾沫夹带区域, 那么环烷酸就会产生非常严重的腐蚀现象, 通常情况下可以使用316L材质来进行防腐。另外, 在对高酸原油进行加工时, 还可以注入高温缓蚀剂, 以便减少腐蚀现象的发生。

(4) 回收加热炉所产生的烟气余热装置设备在运行时, 其加热炉会为了实现低温热的充分利用, 以及对能耗进行降低的目的而回收其自身所产生的烟气余热, 这是因为降低排烟温度往往会有露点腐蚀现象出现。这就需要对排烟温度进行有效控制, 使其与相关要求所规定的温度相符合。

3 结语

综上所述, 本文主要对原油加工中常减压装置设备容易出现的腐蚀类型进行了详细的介绍, 并对其具体的防腐对策进行了深入的研究, 由此可知, 在原油加工的过程中需要对温度环境进行科学合理的控制, 使其始终保持在标准范围内, 以防止各种腐蚀现象的发生。

参考文献

[1]郑俊鹤, 刘小辉, 张茂, 徐学明, 邱志刚.加工含硫含酸原油常压及催化裂化装置腐蚀适应性评价[J].石油化工设备技术, 2010 (03) .

[2]任有才, 张德印.炼制高硫 (含硫) 原油主要装置腐蚀及防护调查[J].石油化工腐蚀与防护, 2001, (06) .

原油腐蚀 篇7

一、加工原料的主要性质

南蒸馏装置主要以加工高酸低硫辽河低凝环烷基原油为主, 阶段性掺炼部分高酸低硫辽河管输超稠油、月东原油和高硫含酸的委内瑞拉MEREY16原油, 原料油的腐蚀性较强, 而且掺炼原油种类和比例根据生产需要经常进行调整, 造成装置加工原料的变化比较复杂。南蒸馏装置加工原油的主要性质如下表所示:

二、主要设备腐蚀情况

2011年南蒸馏装置检修期间, 对主要设备的腐蚀情况进行了详细的停工腐蚀检查。检查发现, 虽然该装置在设计和建造时充分考虑了腐蚀问题, 但在高温环烷酸冲刷腐蚀部位以及低温腐蚀区域仍然存在着一定程度的设备腐蚀问题。

1. 常、减压塔及内件的腐蚀

常压塔塔顶部位存在较为严重的腐蚀, 塔顶塔壁有大量的坑蚀和点蚀, 塔顶4层以上塔盘的浮阀 (316L材质) 大部分消失。该部位的腐蚀主要为低温HCl-H2S-H2O腐蚀。[1]减压塔的腐蚀主要集中于塔底部位 (减四线部分) , 尤其是第7段集油箱, 从温度、流速条件和腐蚀形态上判断, 均属于明显的高温环烷酸腐蚀。

2. 冷换设备的腐蚀

该装置腐蚀较严重的换热器有渣油-原油换热器 (E1012/13、14) 、原油-顶循换热器 (E1001/3, 4) 、减三线水冷器 (E1022) , 这6台换热器管束均采用碳钢材质或是碳钢加涂层。腐蚀形式主要为管板处, 管束焊肉腐蚀消失。

3. 工艺管线的腐蚀

该装置220℃以上管线均采用316L材质管线, 检查中未发现明显腐蚀。常、减压塔顶及减一线系统管线均采用碳钢材质, 经超声波测厚检测, 发现常顶挥发线、减顶循、减一线系统存在较为严重的腐蚀, 计算腐蚀速率达1.223mm/a。

三、防腐对策

蒸馏装置加工高酸原油的过程中, 会在装置的不同部位形成不同的高、低温腐蚀环境, 因而必须针对装置流程、原料性质特点, 系统采用成套的防腐技术, 从设备选材、工艺防腐等方面逐步完善, 同时加强对设备腐蚀的监、检测, 才能有效控制腐蚀, 实现装置长周期安全运行的目标。

1. 设备选材

南蒸馏装置改造设计之初, 就重点考虑了加工低凝环烷基高酸原油的设备腐蚀问题, 根据相关技术标准和现场实际腐蚀情况, 对腐蚀严重部位的工艺设备和管线系统选用了奥氏体不锈钢等高等级材质, 如:常二线、常三线及减三线、减四线等超过220℃的高温管线及冷换设备都采用了对高温环烷酸耐蚀性较强的超低碳奥氏体不锈钢316L材质。

2. 工艺防腐

南蒸馏装置应对高酸原油加工过程中塔顶低温腐蚀的措施主要是加强工艺防腐管理, 特别是塔顶注剂的管理。塔顶注剂管理最重要的环节就是筛选经济、有效的缓蚀剂。根据塔顶低温系统工艺介质中的硫化物、氯离子等腐蚀性因素含量分析结果, 对11种缓蚀剂进行了实验室缓蚀效果筛选评价实验, 并进行了工业试验, 期间塔顶冷凝水的铁离子含量一直保持在2.0mg/L以下, 取得了很好的应用效果。[2]

3. 腐蚀监检测

为有效监控设备腐蚀, 在南蒸馏装置建立了完善的定点测厚体系, 同时还建立了完善的包括电感探针、电阻探针、p H探针等多种监测技术的腐蚀在线监测系统, 实时监控重点设备、管线的腐蚀状态, 指导预知性维修, 保障了装置的安全运行。

结论

1.高酸原油蒸馏加工过程中的主要腐蚀部位集中于常、减压顶低温系统以及炉管、塔壁、塔内件、高温侧线系统等220℃以上的设备和管线。

2.高温部位的环烷酸腐蚀主要依靠材质升级控制。南蒸馏装置通过将高温、高流速部位的主要设备、管线更换为耐环烷酸腐蚀的316L材质或内衬316L复合板, 取得了很好的防腐效果。

3.控制塔顶低温系统腐蚀的主要手段是工艺防腐。南蒸馏装置通过优化塔顶注剂的筛选, 使塔顶低温系统腐蚀得到了较好控制, 常、减压塔顶冷凝水铁离子含量监测结果均稳定在3mg/L以下。

4. 通过系统建立腐蚀监、检测系统, 能够准确掌握装置主要设备、管线的腐蚀情况, 及时发现和解决腐蚀问题, 实现预知性维修, 为装置长周期安全稳定运行提供保障。

摘要：辽河石化公司南常、减压蒸馏装置主要以加工高酸辽河原油为主, 由于原料油腐蚀性较强, 设备腐蚀问题一直是困扰装置长周期运行的关键。针对高、低温设备腐蚀问题, 分别采用材质升级和工艺防腐措施, 同时加强对设备腐蚀的监控和预防, 实现了装置的长周期安全稳定运行。

关键词：蒸馏装置,腐蚀,防腐措施,腐蚀监测

参考文献

[1]吴莉莉, 顾海成.常减压装置高酸原油的腐蚀和防治[J].江苏化工, 2007, 35 (3) :55-57.