常减压装置的腐蚀与防护
常减压装置的腐蚀及防护
水凝结的量与NH3和HCl浓度的关系
HCL-NH3系统中pH和凝结水量的关系
氯的腐蚀机理 - NH4Cl垢下腐蚀
NH4Cl形成的温度取决于HCL和NH3的分压。这些分压可以 通过CDU塔顶水中氯和氨含量的分析来评估，要考虑系统中水 和油的存在。 NH4Cl沉积的预测： Kp=pNH3*pHCl
源头控制 氯化物分析 原油采购 扩展原油阵列（Crude Oil Assay） 混炼控制 一些原油混合后会导致不可抽提氯化物问题，原 因是形成了沥青包裹的氯化物。 原油相容性测试 • 战略混合
有机氯控制指标
基于不同的装置设计 国外情况： 一些公司为5ppm，其它则为0ppm。通常，多数公司控 制1-3ppm。 从腐蚀的角度看，3ppm很高，更实际的是1ppm。 假设原油脱后含盐2.32mg/L，或者4ppm无机盐，即使 是原油中只有1ppm有机氯，在加热炉形成的HCl量也会加 倍。 一些输油公司和石化公司根据情况定指标，其它公司拒 绝所有含有机氯的原油。
注水不足，初凝区后移，没有中和的酸 性水对材料腐蚀。
钛板壳与炭钢管箱之间用螺栓连接，两不同电位 金属没有绝缘，形成电化学腐蚀环境；
现场测定电阻：炭钢－16Mn 炭钢－钛 16Mn－钛 模拟溶液腐蚀电位：
测试时间（ min ）
1.795Ω 2.585Ω 4.27Ω
2
-0.35 -0.50 0.10
某厂塔顶304SS挥发线膨胀节开裂
概况： 挥发线水平放置膨胀节采用2mm厚的304不锈 钢纵向拼焊制造，经约10个月的运行发生开裂，开裂 发生在水平下方内壁，裂纹有数十条，长度在30mm之 内。部分裂纹已穿透管壁，裂纹开裂宽度达1mm。所有 裂纹平行于膨胀节轴线，为纵向裂纹，主要分布在膨 胀节的波谷内壁。内壁上有φ 0.5mm以下的点蚀坑 运行条件：介质：油 +汽（含有Cl-、H2S，冷凝水Cl测定为40ppm）； 温度：110～150℃ 压力：0.02～0.15MPa
常减压装置腐蚀及应对方案
工艺与设备化工之友2006.N O.08近几年由于原油紧张我公司开始炼制进口原油因为进口原油含硫很高对设备腐蚀很严重特别是常减压装置装置的生产安全设备的防腐受到严重影响并对下游装置也产生不良影响因为硫腐蚀是高温腐蚀本文重点探讨高温腐蚀问题1.高温腐蚀机理探讨高温腐蚀主要是活性硫和环烷酸导致的高温硫腐蚀主要是硫化氢硫醇和单质硫腐蚀这些物质在大约350 400时能直接与金属发生化学反应H2S+Fe Fe S+H2RCH2CH2SH+F e Fe+RCH=CH+H2硫化氢在340400产生下列反应H2S S+H2S+Fe FeS硫醚和二硫化物等在240左右发生分解成为硫醇硫和硫化氢等如二硫醚高温分解生成元素硫和硫化氢RCH2CH2S-S CH2CH2RCH2CH2SH+RCHCH2+SRC H2CH2S-S C H2CH2R R CH=C H-S-CH-CHR+H2S+2H2而环烷酸酸值大于0.5m g/g时温度在270280和350400时环烷酸的腐蚀最重环烷酸在低温不发生腐蚀在其沸点附近特别是无水环境中腐蚀最为激烈反应如下2RCO OH+Fe Fe(RCOO)2+H2Fe S+2RCOO H Fe(RCOO)2+H2S环烷酸与铁发生反应生成油溶性的环烷酸铁物理吸附于金属表面但不易形成保护膜随油品流动使金属活性表面暴露特别是流速增大时油品中的杂质对金属表面冲刷从而出现了沟槽状的腐蚀环烷酸的腐蚀性能与分子量有关低分子环烷酸腐蚀性最强温度在220以下时环烷酸基本不腐蚀随着温度的升高腐蚀性逐渐增强到270280时腐蚀性最强温度再升高环烷酸部分气化但未冷凝而液相中环烷酸浓度降低故腐蚀性又下降到350左右时环烷酸气化速度加快气相速度增加腐蚀又加剧,直至425左右时原油中环烷酸已基本全部气化对设备的高温部位不再产生腐蚀2.高温部位腐蚀与防护影响高温部位腐蚀的因素很多如温度活性硫的含量介质流速材质及环烷酸的含量等在高温部位腐蚀方面我公司存在以下问题企业加工原油的硫含量超过了设计允许值由于原油资源紧缺不得不加工高含硫原油由于企业缺乏加工高硫高酸原油的经验和对腐蚀严重性的认识也没有采取相应的措施从而造成装置腐蚀加剧对选材的技术评价不够细致特别是对工艺介质物性及可能产生的问题估计不足选用材料的化学性能虽达到设计要求但机械性能较差以及塔内件设计的腐蚀裕量偏小我公司常压装置,其高温重油部位的腐蚀穿孔减薄是由于该装置在100多天连续加工酸值(K O H)为0,3~0.5m g/g左右硫含量0.230.46的原油所以腐蚀逐渐加重腐蚀率2~3m m/a通过对拆除的炉管管线等观察认为是以酸为主的腐蚀腐蚀形貌为蚀坑和沟槽初步分析原因如下当原油酸值(K O H)超过了0.3m g/g随着硫含量增大超过酸值的数量时(硫含量大于0.3)腐蚀产物主要为硫化亚铁而环烷酸铁生成非常少腐蚀较轻如果硫含量再增大时则生成的硫化亚铁保护膜厚但不致密而且比较脆容易脱落腐蚀反而加重当酸含量再增大而硫含量已低于酸值的数量时则整个体系表现出非常严重的环烷酸腐蚀在设备监控方面存在着工艺管理与设备管理联系和协调较少的问题当原油性质发生了变化造成腐蚀后才去监控和查找原因原因分析过程中专业间沟通不够对故障判断不及时等在过程监控方面有些工作不够扎实数据的准确性可比性较差个别单位甚至无监控手段只凭经验估算3.主要应对措施提高对装置腐蚀严重性的认识企业高层管理人员负责原油计划人员必须清楚地了解本企业装置对原油的适应性从源头抓起尽最大可能调配适合装置加工的原油进厂受客观条件的限制一旦劣质原油进厂也要充分利用厂内库存进行调合加强工艺设备管理并采取相应的措施将腐蚀程度降低并使其处于受控状态加工低硫原油材料未升级的装置可借已出现问题的企业在监控方面的做法对比检测残余寿命评估调整生产负荷和原油进装置的酸硫比成立由工艺设备管理人员组成的特护组加强监控使高腐蚀率的情况得到缓解如果公司已经规划原油品种劣质化应根据实际情况尽快完材质升级选材时注意避免上述问题对油品的配比做一些必要的研究特别是对酸值硫含量介质流速等几个因素一起作用所产生的腐蚀情况作深入研究找出理论依据指导原油调配生产和设备管理并对已制定的SH T30962001加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则进行完善和修订强化计划工艺设备管理的融合性计划采购的原油品种要得到工艺人员的认可工艺管理的信息和资源与设备共存设备管理部门应主动与工艺管理部门进行沟通掌握原油性质的变化及时提出相应的建议并对可能出现的问题加以预测对由于原油劣质化而有可能导致腐蚀加剧的装置设常减压装置腐蚀及应对方案叶树满(中国石油大港石化公司天津300280)摘要:对我公司常减压装置改炼高硫原油对设备腐蚀问题进行探讨并提出应对措施关键词高硫原油腐蚀常减压装置中图分类号TQ05文献标识码AFR I EN D O F C H EM IC A L I N D U STR Y18工艺与设备2006.N O.08化工之友备及辅助系统进行一次全面检查并制定相关的检查规定和要求以保证检验结果的可靠性准确性和可比性4.结语随着原油资源紧张原油性质变劣常压装置防腐出现了许多新的问题和困难须引起高度重视高温防腐应以设备选材防腐为主工艺防腐为辅选材要严格遵照SH T30962001加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则不得已时可注高温缓蚀剂加强计划工艺设备管理的融合性实现变更认可信息共享齐抓共管互相促进和技术公关相结合由于原油劣质化而有可能导致腐蚀加剧的装置设备及辅助系统有必要进行一次全面检查并制定相应措施参考文献[1]董翔龙高硫原油加工工艺设备及安全北京中国石化出版社2001.[2]任有才等炼油装置主要设备及管道定点测厚研究及数据处理石油化工腐蚀与防护,2000.[3]宁朝辉等炼油厂设备腐蚀与防护管理的规范化单机版数据库软件的开发.石油化工腐蚀与防护2000.抽油井的清蜡问题多年来不仅是安塞油田也是全国各大油田生产的一项关键技术问题它的解决与否直接影响着油田上产和经济效益由于全国各大油田的开采都已步入中后期油井产能减少油层压力降低结蜡严重新发现的油田又多属于低渗透低地层压力高凝固点高含蜡和胶质油田因此延用了几十年的油套环空热洗工艺已不再适用于抽油井的清蜡1.安塞油田一体式空心抽油杆热洗清蜡工艺的拟用组件安塞油田一体式空心抽油杆热洗清蜡采用一体式空心抽油杆开式正循环结构利用一体式空心光杆一体式空心抽油杆井下单流阀在井中与油管形成的循环通道对井筒结蜡段进行有效的热洗清蜡其循环流程热油车泵组高压管汇上单流阀体式空心光杆体式空心抽油杆井下单流阀井口集油管线计量间2.安塞油田一体式空心抽油杆热洗清蜡工艺数学建模一体式空心抽油杆热洗清蜡的数学模型是建立在油井井筒能量平衡方程的基础上并根据拟稳态热传导方程及流体传热方程考虑了油水两相混合后物性变化和井筒中不同井段的特殊条件下热洗介质油或水及环空天然气随温度而变化的热物理性质以及热传导和强度对流机理忽略压力影响和纵向导热建立了以下不同生产方式下各自的数学模型:2.1常规生产井的产液温度的计算常规生产井的产液温度与井深的关系要从井筒任一深度微元段内能量平衡着手在井筒上取长dl的微元段有如下能量方程式式其中式的通解为式式中W产出水当量t产液在1处温度k1产液与地层间的传热系数l井深m地温梯度边界条件为1=0井口产液温度已知t t0根据以上条件可得出油井产液随井筒的温度变化曲线根据这一温度分布可得出析蜡点位置之所在从空心抽油杆打入井下单流阀上返井筒至井口得热流体在井筒内部形成一个开式正循环我们不难假设循环介质油或水无相变的情况下根据井筒的能量平衡方程及热传导和强迫对流等传热机理直接写出空心抽油杆正循环的数学模型如下图1在井筒上切出一微元段dl写出如下的微分方程组假设热洗时抽油机并不启抽所注热洗介质随压力温度无相变化全是液体dT1/dl=K11(T1T2)dT2/dl=K l1(T1T2)K l2(T2(T o m11))式中T1空心抽油杆内部流体温度浅析一体式空心抽油杆热洗清蜡工艺在安塞油田的拟用聂贵岭王晓蛾(陕西省延安市采油一厂测试大队)摘要一体式空心抽油杆热洗清蜡工艺是针对原油含蜡高问题而提出的本文即针对一体式空心抽热洗清蜡工艺展开研究讨论以安塞油田为拟用工程单位介绍了该工艺的基本情况工程拟用状况效果分析等最终得出结论并进行全文总结全文具有很强的现实可操作意义关键词一体式空心抽油杆热洗清蜡工艺安塞油田工程拟用中图分类号TQ04文献标识码A19FR I EN D O F C H EM IC A L I N D U STR Y。
石油化工常减压装置腐蚀与防护
石油化工常减压装置腐蚀与防护摘要：为了更好地促进石化企业的发展，在企业发展的同时保护人民的财产、生命、健康和安全，需要有关人员采取有效措施保护常减压装置，减少设备应用中的腐蚀现象，并采取有效措施处理腐蚀问题，做好常减压设备的防腐工作。
本文对石油化工常减压装置腐蚀与防护进行了探讨。
关键词：石油化工；常减压装置；腐蚀；防护措施1化工常减压装置腐蚀介质在众多腐蚀介质中，氯化物对腐蚀的影响非常显著，是一种典型的化学腐蚀产物。
原油脱水后，往往会留下少量水。
在许多情况下，水中含有一些盐，它们是氯化钙、氯化镁和氯化钠。
氯化钙和氯化镁在加热环境中会发生水解，形成腐蚀性氯化氢。
此外，在许多腐蚀性介质中，含硫化合物也非常常见，需要引起重视。
硫化氢的腐蚀效果与生产环境温度直接相关。
硫化物与热的关系并不稳定。
温度升高后会出现各种分子硫化物。
硫化氢和单质硫相互转化，硫化氢在空气氧化作用下可以变成单质硫。
此时，元素硫与原油烃类反应后，会出现硫化氢。
一系列的过程使硫化氢在高温和低温下分布在不同的位置。
低温腐蚀主要是硫化氢腐蚀，高温腐蚀主要是元素硫腐蚀。
另外，有机酸的腐蚀性也很强。
有机酸由脂肪酸和环烷酸组成。
原油中的水、二氧化碳和氧气进入真空装置后会从真空装置逸出。
冷凝系统出现氢去极化腐蚀和氧去极化腐蚀。
2石油化工常减压装置腐蚀的原因2.1低温露点在石油化工生产中，常减压装置最常见的腐蚀是低温露点腐蚀。
这种腐蚀现象的出现与原油含盐量密切相关。
一般来说，这种盐是以水包裹体的形式存在的，主要包括氯化镁、氯化钙和氯化钠。
事实上，这些物质并不具有腐蚀性，但它们在高温下会分解，这使得许多腐蚀性物质如氯化氢出现。
原油中含有大量硫化物，在加热作用下会产生硫化氢气体。
硫化氢气体和氯化氢等气体进入水中后，会有强腐蚀性物质。
一般来说，常减压蒸馏装置的盐酸浓度不高，一般只有1%～2%。
但盐酸本身的浓度具有很强的腐蚀性，常减压蒸馏装置会受到硫化氢的严重影响。
常减压装置的腐蚀与防护
镡 国强 （ 中石 油辽 阳石化 分 公司炼 油厂 常减 压一车 间， 辽宁 辽阳 １ １ １ ０ ０ ３ ）
摘要 ： 本 文介 绍 了常减 压 蒸馏装 置腐 蚀现 状和 腐蚀 机理 ， 每个冷 却塔 中 ， 这样 可以很方 便地调节 剂量和注 射的类 型。脱 对常减 压蒸馏装 置加 工原 油过程 中面 临的腐蚀 问题 进行 分析 ， 盐原油 和三个水样 品定期进 行分析以检查 电脱盐的效果 。 探 讨 装置在原 油加工过程 中存在 的防腐 问题 和 薄弱环节 ， 进一 其次 ， 因为真 空蒸馏装 置的设 备和管道 的分级材料 等级 不 步针 对存 在 的问题提 出了常减 压装置腐蚀 防护 的相 关建议 ， 以 高 ， 所以对管 道的操作温度高于 ２ ２ Ｏ ℃要加 高温 腐蚀抑制剂 。 便 于 常 减 压 蒸 馏 装 置 的 防腐 工作 ， 保 障 装 置 在 的安 全 平稳 最后 ， 在 常减 压装 置 易被腐蚀 的 区域 ， 减 少酸性 物 质含量 运行 。 可 以通过减 少在塔顶 蒸气的冷 凝量 ， 从而减轻 腐蚀程 度 。在 易 关键 词 ： 常减压蒸馏装置 ； 腐蚀 ； 防腐措施 被 腐蚀 区域加 装测 温计 ， 用于预 报温度并 控制 １ １ ０ Ｚ ： 及 更高 ， 这 样 可以有效地减少 冷凝 物的产生 。 １概 述 ＿ ２设 备选材 原 油常减压 装置是炼 油厂 主要设备 ， 往 往是设备 腐蚀程 度 ３ 在一 般情 况下 ， 设备低 油温 部分 采用 工艺防 止腐 蚀措 施 ， 最大 的地 方 。特 别是 重 油的 质量 不断变 差 、 程 度不断 深化 ， 含 以改善 材料性能 为辅 助手段 ； 高温重 油以提高该 材料的性 能为 硫 原油 比重 不断 增加 ， 使得原 油常 减压 装置 的腐蚀 越来 越重 ， 工艺手 段作 为辅 助。基 于管 线选材 设计 守则 、 高 硫原 油加 原 油冶炼设 备事故率 显著 增加 ， 它 已成 为一个严 重威胁炼 油厂 主 ， 工厂房 和设备 处理指导 方法等规 范 ， 并将生产 实践经验 与高温 扩 大生产和使用 寿命 的重要一环 。 硫腐 蚀的 机制 相结 合 ， 考虑 到经 济性和 实用性 ， 选择 常减 压蒸 ２常减压装置腐蚀分析 馏装 置高 温部 位防腐材料 。 ２ ． １ 低温 Ｈ ｚ Ｓ — Ｈ Ｃ Ｉ — Ｈ ｚ Ｏ型 腐蚀 ． ３安装腐蚀在线监测系统 低温 Ｈ ￥ － ＨＣ Ｉ － Ｈ ： ０型腐蚀 主要发生在 最初 蒸馏 的蒸馏 塔 、 ３ 对 易腐蚀 的常减压 设备加 装腐蚀在 线监测 系统 ， 该 系统 主 常减 压蒸 馏塔 以及 塔 顶三 个水 冷却 器 的顶部 ， 低 温 Ｈ。 ｓ — ＨＣ Ｉ — 要 由检测探针 （ ｐ Ｈ探头和温 度电感探头 ） 、 发送 器 、 Ａ ／ Ｄ转换 器、 Ｈ ｚ ０型 腐蚀 主要 由于原 油 中参杂 粗盐 造 成的 。在 对 原油 处理 该装置与 管道壁及其 设备相连 。动 态 时， 原 油中 自带的 氯化 钠 、 氯化 镁 以及氯 化钙 等无机 物和 开采 机 器监控 系统 及其 配件 ， 以及 局部 区域 的酸碱 度 ， 并将 这些 监测 到 过程添 加的有机 氯化物 发生化 合物反应 ， 水 中氢原子 和氯原 子 实时监 测腐蚀 状 态 ， 的数据传输 到整个 企业 内局域 网服 务器 中， 对管道 腐蚀控制 生 结合生成盐 酸 （ ＨＣ １ ） ， 对金 属设备有一定 的腐蚀 作用 。 产 的综合决 策起到 辅助作用 。 电感 高温 探头安 装在常三 线， 减 在混 合液体利 用其 沸点不 同进行分 离时 ， 会生成 氯化氢和 三 线 ， 减 四线 ， 油 路残 留线 和大 气炉压 油 口线和真 空炉 出 口油 硫化 氢 ， 这两 种 气体本 身并 无腐蚀 作 用 ， 但是 当 它们经过 冷 却 用来监测高 温硫化 反应和环 烷酸腐蚀 。低温腐 蚀监测探 头 系统 或是飘 散 到塔 顶时 ， 会冷凝 成液 体 。在露 点处 有液体 时 ， 路， 布置 在初馏 塔顶 馏 出线 、 常压 塔顶馏 出线 、 减压塔 顶馏 出线 冷 氯化 氢溶于 水形成 稀盐酸 ， 稀盐酸 的浓度可 达到 １ ． ５ ％左 右 ， 从 换设 备进 出 口总 管 线 上 安 装 低温 电感 探 针 ， 监 测 低 温 Ｈ２ Ｓ — 而形 成一 个酸 性环 境 ， 提 高 了对 设备 的腐 蚀程 度 ， 也就 对 常减 Ｈ Ｃ Ｉ — Ｈ ２ ０ 腐 蚀。 。同时 ， 酸 碱度监测 探针 布置于第一 蒸馏塔 、 常 压装 置最初 蒸馏的蒸 馏塔 、 常减压 蒸馏塔 以及塔顶 三个水 冷却 压塔 、 减 压塔 冷凝 器 中 ， 使 得塔 顶冷凝 水 的 ｐ Ｈ 值 可 以被监 视 ， 器的顶部 以及冷却设备造 成腐蚀破坏 的一个重要 因素 。 并且可 以监视该塔 注入剂 的效果 ， 方便跟 踪和评 估腐蚀 的影响 ２ ＿ ２高温 硫化 腐蚀 确保防腐措施 的充分性和有效性 。 高 温硫 化 腐蚀 是 当环境 温度超 过 ２ ４ ０ ℃时 ， 有 机硫 化物 会 程度 ， ． ４ 其他 防腐 策略 被分解 为 ｓ 元素或是 硫化氢气体 ， 再加 上活性硫 、 包含巯 基官能 ３ 为 了防止腐蚀 破坏保 护设备安 全 ， 有 必要从 工厂的安 全生 团 的芳 香化 合物 以形成 高温 硫化 腐蚀 环境 。高温 硫化 腐蚀 的 评估 设备 运行 的风险 性和 可靠性 ， 必须联 合 强 弱主要在 于原油 活性硫 的多寡 ， 活性 硫浓度较 大其腐蚀 速率 产管 理开 始检察 ， 各个 部门积极 参与配 合。在分析 确定腐蚀 的潜在 因素后 ， 必须 也 会 增加 ， 主要是 ２ ５ ０ — ４ ２ ０ ￣ Ｃ 之间， 高 于 这 个 温 度 之 后 逐 渐 予以纠正 ， 开展在线监 测行动 ， 并加强设备巡检 。 下 降。
炼油厂常减压装置常见腐蚀与防护措施探析
炼油厂常减压装置常见腐蚀与防护措施探析摘要：近年来，我国的炼油厂建设不断增加，但是在炼油厂中，由于原油成分各不相同，尤其是高硫原油对设备的腐蚀较为严重。
因此，本文首先分析加热炉及烟风换热系统腐蚀情况检查，其次对原油炼化生产中对常减压装置带来的腐蚀分析，最后就常减压装置的腐蚀防护措施进行研究，希望能够为相关研究提供一定的参考。
关键词：炼油厂；常减压装置；腐蚀；防护引言常减压装置是炼油厂生产的重要装置，该装置在生产运行时，很容易受到腐蚀影响，尤其是原油中的一些物质会在炼油生产条件下加剧对常减压装置的腐蚀，对炼油生产安全带来非常严重的影响。
为解决这一问题，有必要加强对常减压装置腐蚀与防护措施的探索分析，从而有效缓解腐蚀对常减压装置带来的负面影响，加强对装置的防护，避免出现严重的生产安全事故，推动炼油厂生产经营实现更好的发展。
1加热炉及烟风换热系统腐蚀情况检查加热炉辐射室炉墙总体较好，只有两路进料顶部衬里有部分脱落，分别进行了补修、清理。
空气预热器系统低温露点腐蚀较为严重，换热管翅片上附着黄色黏稠物质较多，由于管束交错排列，比较紧凑很难清理。
另外，换热管积灰现象比较明显，位于空气预热器顶部的激波吹灰器套管有腐蚀漏洞，空气预热器出口至引风机入口内衬脱落，分别进行了清扫、更换及修补。
引风机本体腐蚀漏点较多，直接焊接整块钢板进行修补，涂有机硅高温漆对手动调节阀及引风机本体进行防腐。
2原油炼化生产中对常减压装置带来的腐蚀分析原油的存在，对常减压装置带来的腐蚀包括以下几点：（1）在常减压装置中，一般会存在很多焊接接头，这些接头必然会存在焊缝。
从炼油生产实践来看，原油对这些焊接接头的焊缝带来的腐蚀影响比较大。
因为在接头焊接时，带来的高温降低了焊接接头处的耐腐蚀性。
（2）常压塔腐蚀。
常压塔是常减压装置的关键组成部分，主要由碳钢与不锈钢衬里材料组成。
但在该装置低温运行时，很容易遭受低温腐蚀影响，出现裂纹，影响装置安全性。
常减压装置腐蚀分析与防护措施
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常减压 装置腐蚀分析 与 防护措施
王 慧
ห้องสมุดไป่ตู้
（ 中 国石 油哈 尔滨 石化 分公 司， 黑龙 江 哈 尔滨 １ ５ ０ ０ ５ ６ ）
摘 要： 低 压清油和高温重油是常减压装置 中设备 常常被 腐蚀 的两大对 象， 本文主要 对其 腐蚀原理进行 了分析 ， 并提 出有针对性 的腐 蚀 防护 措 施 和 思考 。 关键词： 常减压装置； 腐蚀 分析； 防护措施； 硫 腐蚀； 露点腐蚀 Ｈ： Ｓ—ＨＣ Ｉ —Ｈ２ ０ 露 割箭虫 发生的主要部位， 其腐蚀现象主要是由于 １ 主要腐 蚀部位 和腐蚀类型分析 所含的无机盐（ 以 常减压装置是炼油 厂各个没备中最腐蚀程度最为严重的龙头装置， 原油中的含盐物质而引发的。原油的加工过程中 ， 特别是现在的原油重质化和劣质化的程度逐渐加深 ，原油中含盐量和含 Ｎ ａ Ｃ １ 、螈 ｃ ｆ ２ 、Ｃ ａ 三种成分为主 ） 以及原油开采过程中所添加的有机氯 生的 ＨＣ Ｉ 而造成的。而在对原油进行蒸馏 硫量的不断飙升都会加重常减压装置的腐蚀程度。就目前的事故统汁来 化物发生水解而产生具有腐蚀Ｉ 看， 由于常减压腐蚀而造 或的工业事故率直线 匕 升， 而这些事故的频繁发 操作时 ， Ｈ Ｃ ｌ 与原油中的硫化物加热分解而产生的 Ｈ： Ｓ一同存在于蒸馏 培珂 嘴 却系统当中。不管是 ＨＣ Ｉ还 Ｈ Ｓ， 该 勿 贡以气体＿ 威 ． 存在于 生， 也对炼油装置开工效率造成了很大的影响。 通常隋况下，常减压装置的高温重油部位组件和低温清油部位组件 珂 晓中时， 研 她 的腐蚀陛。而在露 位置 即冷凝 区出现液体冰 会立即溶于水中， 形成对设备腐蚀较为强烈的、 浓度在 １ ％到 的稀 是腐蚀隋况较为集中的组件部分 ，高温重油组件部分的腐蚀贝 ０ 是 因为含 时， 这一现象便是造成常减压装置初馏塔、 常压塔 、 减压塔塔顶以及相 硫原油和高酸值反应产生 的Ｓ—Ｈ： Ｓ —Ｒ Ｃ ＯＯ Ｈ 腐蚀环境而造成的， 高 盐酸， 与此同时， Ｈ Ｓ 存在于该 温环烷酸腐蚀和高温硫腐蚀是主要腐蚀类型 ， 而低温清油部位组件是因 对应的冷凝冷却系统设备病蚀现象的主要因素。 形成 — Ｈ Ｃ Ｉ ～ ０ 的腐蚀环境， 形成循环腐蚀状态 ， 这种循 为原油中硫化物和氯化物受热分解而产生的 Ｈｚ Ｓ—ＨＣ Ｉ —Ｈ ２ ０形成的 环境中， 腐蚀环境而造成的。除此以外， Ｓ Ｏ： 、 Ｄ ３ 一日 Ｄ 类型的腐蚀也较为常 环也ｌ 是力 口 工含硫原油腐蚀加剧的主要因素。 反应产生的 Ｆ ｅ Ｃ Ｉ ： 易溶于水 ， 会使得硫酸亚铁形成的保护膜被剥落， 形成了塔顶腐 见， 而 这两种腐 蚀物质 通常都 出现在 ｎ Ⅱ 热 炉空气 预热器和 对流室炉 管 中。 当其被水流冲走时， 下面， 笔者就结合常减压装置的主要腐蚀部位进行总结归纳， 并通过引用 蚀最为 突出的露 点腐蚀现象 。 ３ 腐蚀 防护措施 建议 成因进行分析，就止 Ｉ ＝ 圭 黾 出—些较为适用的 ３ ． １ 对‘ ‘ 一脱 三注 ” 工艺 进行有效调整 防护措施 。 脱三注’ 堤蒸馏装置中最为中心的工艺防腐措施 ， 其 内容包括 ： 原 ２常减压装置腐 蚀分析 ２ １ 高温 Ｓ — Ｈ ２ Ｓ — Ｒ Ｃ Ｏ Ｏ Ｈ 腐 蚀分析 油物质脱盐脱水、 缓蚀剂注入、 中和剂注入和水注 ＾。其中， 原油物质脱盐 （ １ ） 电脱盐温度的提 ２ ｌ － １ 高温硫腐蚀分析。原＿ 油 中部分有机硫化物在 ２ 、 ４ ０ 以上的环境 效率的提高应该以电脱盐操作工艺的优化 为切人点 ： 中， 转换为元素硫和 ， 与硫醇、 活 陆硫和Ｈ： Ｓ在高温环境中形成腐 高 。环 境温度 的升高能 够降低 原油的粘度 ， 进而减 少水滴运 动 的阻力 ， 并 促进磁孑 Ｌ 水滴的聚结。 而温良过高则会引起水的 蚀环境， 其腐蚀程度由原油中的活陆疏（ 包括单质硫、 硫化氢和硫醇 ） － ＃ｔ ＇ ｉ ｔ 目降低油水界面的张力， 脱盐压力增加的同时油水的乳化也会变得十分容易 ， 因此应该将温 的大小而决定， 活ｆ 生 硫的含量较多则会加速腐蚀行为， 该行为在 ２ ４ ０ ＇ ： Ｃ ＇ 到 汽化， ４ ３ ０ ＇ ｔ ２ 之间时表现十分明显 ， 而温度超过了 ４ ８ ０ ＇ Ｃ ＇ ： 时， 腐蚀行为逐渐减弱， 度控制在 １ ２ ０ 到１ ４ ０ ￣ Ｃ 之Ｊ 司； （ ２ ） 破乳刺的合适选择。 市场中的破乳刺都具 每种原油都有与其对应的最佳破乳剂。混合原油由于其 由此可知 ， 该环境的腐蚀程度当环境温度在 ２ ４ ０ ￣ Ｃ 到４ ８ ０ ＂ １ ２ 司。而活 陛 有一定的选择 ， 硫化物（ ￣ － ｒ Ｎ０ 是单质硫、 硫化氢和硫醇） 等成分与金属发生反应时， 会形成 性质较为复杂， 所以要对其进行专项正交实验， 并通过 自动注入系统来对 进而提升脱盐效率； （ ３ ） 注水量的 像硫化亚铁—类的腐蚀物质。 腐蚀刚开始时反应速率 陕， 当进行到—定时 破乳剂注入的成分和分量进行严格控制， 期时由于 Ｆ ｅ Ｓ 形成的保护膜减缓了窗蚀速率而当高速流体中的环烷酸与 适当提高。 水量的适当增加能够 寸 原油乳化液的稳定跛 ｆ 洧 所提升， 但 水的水质和 ｐ ｈ 值的影响。当下脱盐一、 二级注水都是用净 其发生反应时， Ｆ ｅ Ｓ 保护膜会逐渐消失 ， 并且与反应析出的 日： Ｓ 形成循环 是考虑到注 ＾ 腐蚀， 这一现象是高温硫腐蚀的主要特征。对此现象稍加研究可知， 高温 化 水进行 注入 ， 水 质和 ｐ ｈ 值 都控 制在 规定 范 围内 ， 注水 量则 按照 工艺指 硫腐蚀的影响因素有介贡流速、温度、环烷酸含量大小以及组件材贡等 标 的 ３ ％到 ５ ％进行控 制。 ３ ． ２ 腐 蚀在 线监 测系统 的安装 等， 常减压装置中出现此类腐蚀的部件有： 转油线、 炉管、 塔进料组件的上 系统， 其系统主要由监测探针、 ７ １ － ： ￣ 下堵盘 、 边料 殴塔壁 及内部构． ｆ 牛 以及其他 癖 温管线组僻翻 等。 ２ ． １ ． ２ 高温环烷酸腐铤 Ｈ 分析。 １ ７ ７ ℃到 ３ ４ ３ ＇ ： １ ２ 之间是环烷酸的沸腾 范 器和数据转换模块等组件构成 ， 对设备和管道 的壁厚 、 局部 ｐ ｈ 值等腐蚀 滥控 ， 并通过局域网上传至腐ｉ 虫 葡苴 决策服务器 ， 为其 围， 其相对分子量的变化范围较大， ３ ０ ０ 到４ ０ ０ 是较为常见的数值。 该成分 状态进行动态实拍 在原油中的酸 『 生 物质中的总含量达到 ９ Ｏ ％（ 质量分数 占比） 左右， 因此环 调整配备提供在线动态 息， 常三线 、 减二线、 减三线 、 减四线等重要部位 从而监控常减压装置的高温硫和环烷酸腐蚀 ， 保证了 烷酸也成为了石油酸的代名词。 一 旦原油中的总酸值大于了０ ． ５ ｍ ｇ Ｋ Ｏ Ｈ ／ ｇ 安装高温电感探针， 时， 就会引起管线腐蚀， 因此炼油行业中将总酸值大于 ０ ． ５ ｍ ｇ Ｋ Ｏ Ｈ ／ ｇ 的原 防腐锚｝ ｝ 昔 施的及时ｌ 生 和有效陛。 参 考文献 油成为高酸原油。事实研究证明， 环烷酸对管线造成腐蚀较小时的环境温 １ ］ 李志平． 常减压装置的腐蚀与应对措璇 ． 安全、 健康和环境， ２ ０ ０ ７ （ ９ ） ． 度在 ２ ２ ０ 。 ｃ 以下 ， 一旦温度达到 ２ ２ ０ ＂ Ｃ 或更高时， 环烷酸的腐蚀速率会随 【 着环境温度的升高而逐渐变 决； 环境温度在 ２ ７ ０ ℃到 ２ ８ ０ ℃之间时， 腐蚀 冈卫四凤． 加工高酸原油的常减压装置的防腐研究 石油化工技 术与经 达到第— 峰值， 环境温度高于 ２ ８ ０ ｑ Ｃ 后， 环烷酸的腐蚀速率有所减缓， 在 济， ２ ０ １ １ ３ ］ 韩巍， 孙文君袁 军， 郭雷． 炼油常减压装置常顶 系统腐蚀分析及防护口 ｌ 全 环境温度达到 ３ ５ ０ ℃时， 腐蚀达到第 二个峰值； 环境温度超过 ４ ０ ０ ＂ Ｃ 时， 环 『 ２ ０ １ １ 烷酸会被分解 ， 腐蚀现象也随之消失 ， 其腐蚀类型属于高温化学腐蚀。在 面腐蚀控制 ， 此高温环境中， 环烷酸除了与铁质金属直接反应发生腐蚀现象以外， 还会 与腐蚀产物硫化亚铁发生反应， 形成能溶于油质的环烷酸铁。 该反应不仅 使 得 有＿定保护 作用 的硫化亚铁 膜 捌 破 坏 ，同时 其成分 中游 离 出来 的硫化氢又会对金属表面进行更深层的腐蚀。对环烷酸腐蚀现象有关的 因素有： 原油温度、 流速以及油质的酸值和硫质量浓度等等。此类腐蚀现 象发生的主要部位则在塔内填料和塔盘、 转油线 、 加热炉炉管、 控制阀下
常减压装置腐蚀分析与防护措施
大， 在２ ２ ０ ℃以 内， 其 对 管 线 的 影响 非 常 的 小， 当超 过 ２ ２ ０ ℃这 个 临 界 值 以后 就 开 始
这 是 不 利 于 炼 油 厂 的发 展 的 ， 因此 常 减 压 逐 渐 的 增 加 ， 并且 当温 度 到 了２ ８ ０ ℃左 右 装 置的 腐 蚀 问题 就 成 为了 阻碍 炼 油 企 业 的 的 时 候 会 出现 首 个 腐 蚀 峰 值 ； 然后 越 过 峰 发 展因 素。 值 就 会开 始缓 慢 的 下 降 ， 当升 到３ ５ ０ ℃的 时候， 出 现 第 二个 腐 蚀 峰 值 ； 再上 升５ ０℃ 就 会 让 环烷 酸分 解 ， 腐 蚀 也 随 之 消失 ， 所 以 水 均 采 用的 是 净 化 水 ， 其水 质 和 ｐ Ｈ值 都 在 １ 常 减 压 装置 腐 蚀 分析 注 水 量按 工艺 指 标 ３ ％一 ５ ％ 说 环烷 酸 腐 蚀是 高温 腐蚀 。 在 加 热 过程 中， 合 格范 围之 内， １ ． Ｉ低 温 Ｈ ｓ —Ｈ ｃ Ｉ —Ｈ Ｏ 露 点 腐蚀 分析 还 （ 对原 油质量 分 数） 进行。 总结 发现在 初馏塔、 常 减 压 蒸 馏 塔 的 其 除 了会 和 铁 直 接 接 触 发 生 反 应 之 外 ， 像 是硫 化 亚 ２ ． ２ 设 备选 材 上部、 塔 顶 管 线 和 三 顶水 冷 器 这 几 个 部 位 能 和 其 他 腐 蚀 产物 发 生 反 应 ， 在 防腐 措 施 中， 针对 轻油 低 温部 位我 们 有 这种 腐 蚀 现 象 。 低温 Ｈ ２ Ｓ — ＨＣ Ｉ —Ｈ ２ ０ 型 铁 。 当 环 烷 酸 与 腐 蚀 产 物 反 应 时 ， 不 但 破 主 要 是 通 过 工 艺 的 提 升 来进 行 防 腐 ， 材 料 腐 蚀 主 要 是 由原 油 含盐 引起 的 。 在 原 油 加 属于 次 要的 ； 而 高 温 重 油则 相 反 ， 以材 料 升 工过 程 中 ， 原油 中 的无 机 盐 （ 主 要 是 Ｎａ Ｃ Ｉ 、 坏 了具 有 一 定 的 保 护 作 用 的硫 化 亚 铁 膜 ， 工艺 为辅 助 。 Ｍｇ Ｃ Ｉ ２ 、 Ｃ ａ Ｃ １ ２ ） 和 原 油开 采过 程中加 入 的有 同时 游 离 出硫 化 氢 又 可进 一 步 腐蚀 金 属 表 级 为主 ， 面。 影 响 环 烷 酸 腐 蚀 的 主 要 因 素是 原 油 的 ２ ． ３ 安装 腐蚀 在 线监 测 系统 机氯化 物 发 生水 解 ， 生 成 腐蚀 性 的ＨＣ Ｉ 。 常 减 压 装 置 安 装 在 线 腐 蚀 监 测 系 统 流速、 原油 的 酸 值 和 硫 质量 浓 度 等。 蒸 馏 过 程 中ＨＣ Ｌ 以 及 原 油 里 面 的硫 化 温 度 、 塔 内填 料 和 能 够 有 效 的 对 生产 设 备 的 腐蚀 状 况 进行 检 物 都 会 受 热 气化 ， 因此 会 聚 集 在 蒸 馏 塔 顶 该 类 腐 蚀 主 要 发 生 部 位 包括 ： 加 热炉炉管、 转油线、 汽 提 塔 塔 顶 管 测 ， 这 个 系统 的 组 成 部 分 为 检 测 探 针 （ 电感 部和 冷 却部 位 ， 两 种 物 质在气化 状 态 不会 有 塔 盘 、 控制 阀 的下 游 ， 塔 的 循环 回 流、 泵体 、 叶 探 针 和 ｐ Ｈ探 针 ） 、 采 送 器、 数据转换模块 、 太大 的 腐 蚀 性 ， 可 是 一旦在 冷 却 部位 出 现 了 线、 监 控 机 及其 附 件 ， 对 整 个 生 产 过 程 中的 管 轮 和 泵 出口管 线 等。 液 态水 的 时 候 ， ＨＣ Ｌ 就会 溶 解 于水 中， 形 成 道和 特 定 部 位 的Ｐ Ｈ值 进 行 动 态 监控 ， 由传 ． ３ Ｓ Ｏ ２ 、 Ｓ Ｏ ３ 一Ｈ ２ ０ 腐蚀 分 析 盐酸， 这 种 稀盐 酸 的浓 度 达 到 了２ ％ 左右， 在 １ 此 腐 蚀 情况 多集 中于 空 气预 热器 对 流 这 种 偏 酸 性 的 稀 盐 酸 环 境 中， 装 置 设 备 就 腐 蚀 状 况 为 腐蚀 产 物 的 容 易出现 腐 蚀 的 情况 ， 这 样 就 是为 什么这 类 式 炉 管 这 些 地 方 ， 腐 蚀 都 是 会 出现 在 初 馏 塔 、 常 压 塔 和 减 压 堆 积 堵 塞 然 后 对 局 部 造 成 腐 蚀 穿 孔 。因此 燃 料 内的 硫 和 其 化 合 物 就 会 经 过高 温 之 后 塔 塔顶 及 其 冷凝 冷 却 这些 部 位 的原 因 。 产生 二氧化硫 ， 再加 上 燃 料 室 都 是 过 氧 的 ２ ． ２ 高温 ｓ —Ｈ ２ Ｓ － Ｒ Ｃ Ｏ Ｏ Ｈ 腐 蚀 分析 状况 ， 所 以部 分二 氧 化 硫 就 会 生 产 三 氧 化 （ １ ） 高 温硫 腐 蚀 硫 混 合在 高温 烟 气 里 面 ， 当 烟 气 的 温 度很 高 温 硫 腐 蚀 环 境 是指 ２ ４ ０ ℃以 上 时 ， 高 的 时候 ， 并不 会发 生 腐蚀 现象， 主 要是 等 原油 中 的 部 分 有 机 硫 化 物 转 化 为 Ｈ： ｓ 和 元 ０ ０ ℃以 下 的 时 候 ， 三 氧化 素硫 ， 活 性硫 、 硫 醇 和 Ｈ， ｓ 形 成 的 腐 蚀 环 到 温 度 降 低 到４ 这 种 化 合 物 是 一 种 境。 高 温 硫 腐 蚀 主 要 取 决 与 原 油 中 含 有活 硫 就 会 跟 水 蒸气 化 合 ， 带有 腐 蚀性 ， 遇 到 装 置的加 热 炉 性硫 （ 硫化氢、 硫醇、 单 质硫 ） 的 多少。 这 种 腐 蒸 汽 硫 酸 ， 尾 部 受 热 面 上 就会 形 成 液态硫 酸， 这 时 就 蚀 会 伴 随 出现 硫 化 亚 铁 ， 硫 化 亚 铁 附 着 在 装 置 的 内壁 上 就 会 将 内部 物 质和 装 置 进 行 会 有 强腐蚀 发生 。
常减压装置腐蚀及防护分析
常减压装置腐蚀及防护分析摘要：随着经济的发展与成品油需求量的增加，以常减压装置为代表的原油基础处理装置使用日益广泛。
而随着油田开采后期边远，小型油田的开采导致了井口油质情况相对恶劣，给常减压装置生产负荷带来一定的影响，装置腐蚀问题日益严重。
关键词：常减压装置腐蚀；防护；随着进口原油数量增加，常减压装置加工的原油品种和结构变化很大，装置防腐面临新的问题和挑战。
一、腐蚀的危害据报道，在工业化国家，腐蚀破坏造成的经济损失约占国民生产总值(GNP)的3％～5％。
每年因腐蚀造成的经济损失约为3000亿美元，若采用当时最好的防腐措施，是可以避免的。
尽管各炼油企业加工的原油性质、装置设防和生产工况存在差异，冷换和空冷设备内外泄漏，有的部位出现裂纹等较为严重的低温腐蚀问题。
某企业3号常减压装置，发现有一重油高温管线压力表接管焊缝泄漏；进一步扩大检查时发现，大部分常压重油高温管线减薄非常严重。
该管线从开工到出现泄漏仅运行18个月，平均减薄3～5mm；常压炉辐射出口管线最薄处只有3mm。
另一家企业5000kt／a常减压装置检修后运行一年多时间，常压炉出口管集合管腐蚀穿孔造成火灾事故，采取包套处理维持运行，测厚普查发现高温重油线减薄严重，平均减薄3～4mm。
还有一家常减压装置减压塔内构件大梁、降液板、填料严重垮塌，给生产带来极大威胁。
常减压装置主要用途为原油预盐、脱水并进行基础性常/减压蒸馏，将原油预处理至一定标准后进行下步的外输和炼化。
该过程常设立于油田炼化站或炼化厂，具有设备撬装化，操作简便故障率低等特点。
但由于井口原油往往大量含水且地层水含盐量高，所以设备的日常维护保养是正常运行的关键。
二、腐蚀情况分析1.氯化物影响。
地层水含有大量卤化物，其中CaCl2、MgCl2等氯化物在一定浓度和温度下会对设备金属产生不同程度腐蚀，结垢。
而原油中的硫化物还会与腐蚀产生的铁离子和水产生进一步反应产生硫化铁和二氧化硫，其腐蚀性更强，能对不锈钢材质零部件产生保护膜破坏并进行有毒物质的释放，同时硫化氢会倾入金属内部对其产生脆化作用。
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常减压装置的腐蚀与防护常减压装置是对原油一次加工的蒸馏装置，即将原油分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等组分的加工装置，常减压蒸馏是原油加工的第一步，并为以后的二次加工提供原料，所以常减压装置是炼油厂的“龙头”。
原油经换热，达到一定温度后，注水和破乳剂，进入电脱盐脱水罐，脱盐后的原油进入另一组换热器，与系统中高温热源换热后，进入常压炉（有的装置设有初馏塔或闪蒸塔，闪蒸出部分轻组分后再进入常压炉）。
达到一定温度（370℃）后，经转油线进入常压分馏塔。
在常压塔内将原油分馏成汽油、煤油、柴油，有时还有部分蜡油以及常压重油等组分。
产品经必要的电化学精制后进入贮槽。
常压重油经塔底泵送入减压塔加热炉加热（395℃）后，经转油线进入减压分馏塔，减压塔汽化段压力为80-100mm汞柱，有3-4个侧线，作为制造润滑油或二次加工的原料，塔底油可送往延迟焦化，氧化沥青或渣油加氢裂化等装置。
1.1低温（≤120℃）H2S-HCl-H2O型腐蚀H2S-HCl-H2O型腐蚀主要发生在蒸馏装置的塔顶及冷凝冷却器系统。
对于碳钢为均匀腐蚀，0Cr13钢为点蚀，奥氏体不锈钢则为氯化物应力腐蚀开裂。
氯化氢和硫化氢在没有液态水时对设备腐蚀很轻，或基本无腐蚀（如常压塔顶部封头及常顶馏出线气相部位）。
但在气液相变部位，出现露水之后，则形成H2S-HCl-H2O型腐蚀介质，对设备造成严重腐蚀。
H2S-HCl-H2O型腐蚀环境主要影响因素为：Cl－、pH值。
Cl－浓度：在H2S-HCl-H2O型腐蚀环境中，HCl的腐蚀是主要的。
HCl来源于原油中的氯盐水解。
另外，由于原油的深度开采，一些油田添加剂也成为HCl的主要来源之一。
pH值：由于氯化物的水解以及原油中硫化氢的逸出，在蒸馏装置塔顶低温露点部位形成强酸性腐蚀环境，pH值为2-3。
如某厂第一套常减压装置投产时，加工原油的含盐量达80mg/l，此状况下常顶空冷开工仅二个月就出现穿孔泄漏，入口弯头处的腐蚀率达15.5mm/a，直管段的腐蚀率达1.54mm/a。
这以后陆续完善了“一脱四注”工艺防腐措施，空冷器的腐蚀速度大大降低，空冷器的最长使用寿命达到2911天。
表4列出了不同防腐措施下的空冷器的腐蚀率：表4不同防腐措施下常顶空冷器的腐蚀率时间防腐措施腐蚀率（mm/a）空冷入口空冷出口第一周期脱盐不佳不明显 1.30 第二周期脱盐 2.33 1.23一脱二0.24 0.07第五周期注一脱四<0.1 不明显第八周期注另外，近年来原油密度增大，含硫含酸增加，且乳化严重脱盐困难使得此部位的腐蚀加剧，如某分公司炼油厂第三常减压装置常顶换热器E24/1出、入口和空冷器A-1/1入口的探针腐蚀监测表明，腐蚀率曾高达2.5mm/a。
1.1.1工艺防护措施对于H2S-HCl-H2O型腐蚀以工艺防护为主。
工艺防腐即“一脱四注”或“一脱三注”。
A、原油电脱盐原油电脱盐是控制腐蚀的关键一步，充分脱除盐类是防止腐蚀发生的根本方法。
通过有效的脱盐，实现脱后原油含盐3mg/L 以下，可对低温部位腐蚀进行有效的控制。
此外，原油电脱盐还可脱除Na+离子，防止后部加工装置的催化剂中毒。
而且原油电脱盐可有效的脱除水分，保证后续加工操作的正常进行以及降低加工能耗。
表5和表6分别是电脱盐破乳剂和水的控制条件和原油电脱盐后的技术控制指标。
表5 电脱盐破乳剂和水的控制条件破乳剂用量（μg/g）≯40破乳剂注入位置每级电脱盐入口管线破乳剂注入形式泵注注水水质除盐水或新鲜水注水量（%）≯10注水位置每级电脱盐入口管线注水方式泵注表6 原油电脱盐后的技术控制指标项目名称指标测定方法脱后含盐≤3 GB6532-86脱后含水（%）≤0.3 GB260-77脱后含钠离子≤1 原子吸收污水含油≤200B、原油注碱目前由于工艺要求，炼油厂一般都停止了对原油的注碱。
如果工艺允许，原油注碱对控制腐蚀十分有益，可以考虑对原油的注碱。
根据中国石化集团对日本、韩国炼油装置的腐蚀调查，目前它们仍采用原油注碱，注在加热炉之前，并且严格控制碱的注入量。
对于高酸原油，注碱不仅可以减缓高温环烷酸腐蚀，而且可将水解生成的氯化氢中和为不易水解的氯化钠，也可与未水解的钙、镁盐反应，生成不易水解的氢氧化物和氯化钠，最后残留于塔底重油中。
注入碱溶液的浓度维持在3-4%，用量是14g/t以下，如此对后加工和产品质量无不良影响。
氢氧化钠从原油接力泵（存在初馏塔时，初馏塔塔底抽出泵）出口分出1升/秒左右的脱后原油和稀碱溶液一起进入混合设备，然后共同返回泵入口。
注碱喷嘴一般采用φ32×2.5的0Cr18Ni10Ti管，安装时应保证其上游至少有1m或8倍管径的直管段，出口位于管子中心线上且方向向下。
C、挥发线注中和剂蒸馏装置塔顶的腐蚀，其主要表现为HCl腐蚀，原油中本身含有有机和无机的氯化物，并且在开采和运输过程中，又会有大量的氯化物加入到原油中。
原油经过脱盐脱水后，仍然有一部分氯化钙、氯化镁、氯化钠等无机盐类存在于脱后原油中，在适当的温度下，氯化钙、氯化镁等会水解生成HCl，而有机氯化物也会在一定的还原气氛下生成HCl。
在温度较高的情况下。
由于系统中的水是以水蒸气的形式存在，所以HCl不能和水形成盐酸溶液，因而此时的HCl 不会对设备造成腐蚀。
在初馏塔、常压塔和减压塔塔顶系统中，由于随着温度的降低，系统中的水蒸气逐步冷凝，形成液态水至回流罐与油气分离，在系统中的相变区域，由于只有极少量的水滴形成，而HCl的凝析特性又是极易溶于水的，因而大量的氯化氢均进入少量的初期冷凝水中，使露点位置的初期冷凝水pH值非常低，对设备造成非常严重的腐蚀，随着系统温度的进一步降低，冷凝水的量逐步增加，高浓度的盐酸被稀释，对设备的腐蚀将比露点位置轻。
这也是经常看到回流罐的腐蚀并不严重，而最严重的腐蚀经常发生在空冷器和水冷器附近的原因。
控制常减压塔塔顶系统的HCl腐蚀的重要手段是采用中和剂中和所生成的盐酸，提高露点位置液态水的pH值，同时采用成膜型缓蚀剂对设备表面进行镀膜，使液态水减少接触设备表面的机会，从而减轻设备的腐蚀。
无机氨是价格最便宜的中和剂，注氨是我国“一脱四注”防腐蚀的重要手段，但是有以下缺点：(1). 在大多数应用中，氨不会与初期冷凝水一起凝析，NH3与HCl的沸程不同步。
有报道认为，在常压塔塔顶系统中，50%的游离HCl集中在5%的初期冷凝水中，全部HCl集中在20%的冷凝水中，在水的露点温度下，NH3中和HCl的作用不大，所以仍然有HCl的腐蚀作用。
(2). 形成NH4Cl的固体，造成结垢与管线堵塞，同时会形成垢下腐蚀。
在不同pH值的情况下，注氨会与H2S形成硫氢化铵和硫化铵，其水解同样造成腐蚀。
(3). 难以将pH值控制在所需的范围。
国外大量采用注液体有机胺来替代注氨工艺，有机胺中和能力强，能快速进入初期冷凝水提升露点位置的pH值。
另外，塔顶系统除HCl的腐蚀外，还存在H2S的腐蚀问题，因此稳定的pH控制对于塔顶系统的腐蚀控制是相当重要的，当pH值小于5时，HCl的腐蚀会很严重，而当pH大于8时，H2S 的腐蚀作用最强。
因此塔顶回流罐的pH值应控制在6-7的范围内，使用无机氨时，很难把pH值控制在这个范围，而使用有机胺时，则较容易达到。
氨因为廉价在炼油厂广泛使用，国内一般控制在7.5-8.5，主要是因为氨的中和能力差，且pH值难以控制。
目前从常减压塔顶冷凝冷却系统的破坏看，垢下腐蚀破坏占设备破坏的80%，其腐蚀速率是均匀腐蚀的20倍。
垢层沉积中，FeS占70-80%，其它为焦炭和重质烃。
因此国外也有采用微酸性控制法，pH值一般控制在5.0-5.5，如此可以减少垢层沉积，避免产生垢下腐蚀。
D、挥发线注缓蚀剂在使用有机胺作中和剂的同时，还应使用成膜缓蚀剂。
塔顶系统使用的缓蚀剂有水溶性和油溶性之分。
水溶性缓蚀剂，其“极性”头部附着于金属表面，尾部则溶于水中，在某些“极性”头部排列不紧密的地方，水分子仍有可能接触并攻击金属表面，造成腐蚀。
油溶性缓蚀剂在进入系统后，其“极性”头部附着于金属表面，非极性尾部则伸入油中，形成水分子难以渗入的保护层，即使在某些“极性”头部排列不甚紧密的地方，由于非极性尾部所在油层的保护，水分子依然难以接触到金属表面，有效地保护了设备表面。
成膜缓蚀剂的品质表现在两个方面：一是“极性”头部与金属表面结合的强度，一是对系统中缺陷膜的修复能力。
由于塔顶物流的90%以上是油，油溶性缓蚀剂更容易在物流中分散，起到保护和修复作用。
塔顶挥发线注缓蚀剂可以对注入点以后一系列设备进行防护，如果塔顶内部腐蚀严重，应在塔顶回流系统注入缓蚀剂。
缓蚀剂用量过高，能够造成系统乳化，使油水分离出现困难，影响正常操作，因此对特定的缓蚀剂应该进行评价，控制注入量，达到既控制腐蚀又不影响正常操作。
缓蚀剂注入系统有储药罐、转移泵、稀释罐和药剂注入泵组成，可直接在塔顶馏出线上注入，喷嘴采用图1形式。
喷嘴管直径φ18×2.5mm，安装时应保证其上游至少有1m或8倍管径的直管段，出口位于管子中心线上且方向向下，喷嘴的斜面应正对上游。
E、挥发线注水注氨后塔顶馏出系统可能出现氯化铵沉淀，不但影响冷凝冷却系统的传热效果，而且引起设备的垢下腐蚀。
在挥发线上注水，可以使冷凝冷却器的露点部位外移，稀释腐蚀介质浓度，从而保护冷凝设备。
注水喷嘴也采用图1形式，但管径增大到φ40mm。
回注本系统冷凝水最为简单，仅需要在塔顶油气分离器脱水包排水管上安装一注水泵即可。
图1喷嘴安装示意图1.1.2 防腐结构设计用碳钢制作空冷器和冷凝器时，入口处为两相流时，入口流速必须小于6m/s。
常减压塔顶不宜采用“U”型管式冷凝器，最好采用单程冷凝器，用以减缓对设备的“冲蚀”。
如某炼油厂常压塔顶原用“U”型管式冷凝器，开工两个月就发现弯头腐蚀穿孔。
整修后又运行117天，停工检查，腐蚀穿孔以及用小锤锤击穿孔的弯头分别占总弯头数量的23.7%和84%，改用管箱式空冷器后情况大为好转，但空冷器入口流速达10-14m/s，仍然大于两相流动的6m/s的限制，改为单程管后则基本满足两相流动的6m/s 的要求。
常顶空冷器入口部位加保护套，一般空冷器在距入口端约300-600mm处腐蚀最为严重，因此空冷器入口端插入厚0.7mm的翻边钛套管，并涂刷合适的胶粘结剂（耐蚀、耐温），这样可以防止该部位严重的腐蚀以及插入钛管后可能导致的缝隙腐蚀。
温度高于220℃的设备、管线，在制造时应避免内壁出现突起和凹陷，防止出现涡流而加速腐蚀，对于集合管，应充分考虑介质的均匀分布，防止介质分布不匀引起一些部位的局部腐蚀加剧，造成设备的破坏。
减压塔进料最好把切向进料改为径向进料，可以大大减缓对进料区塔壁的冲蚀，据调查，切向进料碳钢挡板腐蚀速率为12mm/a，径向进料碳钢挡板腐蚀速率为4mm/a。