加工进口劣质原油常减压腐蚀原因分析及防护措施
・４２・ 山东化工 ＳＨＡＮＤＯＮＧ ＣＨＥＭＩＣＡＬ ＩＮＤＵＳＴＲＹ ２０１０年第３９卷
加工进口劣质原油常减压腐蚀原因分析及防护措施
韩红亮
（潍坊弘润石化助剂有限公司，山东潍坊２６１０６１）
摘要：原油蒸馏塔腐蚀是造成炼油厂常减压装置非计划停工和发生事故的重要原因之一，结合潍坊弘润石化助剂有限公司１．２Ｍｔ／ａ 和２．５ＭＬ／ａ两套蒸馏装置实际运行情况，分析了加工劣质进口原油后常减压塔腐蚀的机理，提出了减小常减压塔腐蚀的措施，延长 了开车周期。 关键词：高硫高酸；常减压蒸馏；腐蚀；防护措施 中图分类号：ＴＥ９８６ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８—０２１Ｘ（２０１０）０７—００４２—０４
Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ａｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ Ｍｅａｓｕｒｅ ｉｎ Ｃｒｕｄｅ Ｏｉｌ Ｄｉｓｔｉｌｌａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔｓ
ＨＡＮ Ｈｏｎｇ——ｌｉａｎｇ
（Ｗｅｉｆａｎｇ Ｈｏｎｇｒｕｎ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ａｄｄｉｔｉｖｅｓ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｗｅｉｆａｎｇ ２６１０６１。Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｃｒｕｄｅ ｏｉｌ ｄｉｓｔｉｌｌａｔｉｏｎ ｔｏｗｅｒ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｉｎ ｒｅｆｉｎｅｒｙ ｉＳ ｏｎｅ ｏｆ ｔｈｅ ｉｍｐｏｒｔａｎｔ ｒｅａｓｏｎｓ ｏｆ ａｃｃｉｄｅｎｔｓ ａｎｄ ｕｎｐｌａｎｎｅｄ ｄｏｗｎｔｉｍｅ．Ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｓｉｔｕａｔｉｏｎ ｏｆ Ｗｅｉｆａｎｇ Ｈｏｎｇｒｕｎ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ａｄｄｉｔｉｖｅｓ Ｃｏ．。Ｌｔｄ．１．２Ｍｔ／ａ ａｎｄ ２．５Ｍｔ／ａ ｄｉｓｔｉｌｌａｔｉｏｎ ｕｎｉｔ．ａｎａｌｙｚｅｄ ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ｏｆ ａｔｍｏｓｐｈｅｒｉｃ ａｎｄ
ｖａｃｕｕｍ ｄｉｓｔｉｌｌａｔｉｏｎ ｔｏｗｅｒ ａｎｄ ｐｒｏｐｏｓｅｄ ｍｅａｓｕｒｅｓ ｔｏ ｒｅｄｕｃｅ ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆ ａｔｍｏｓｐｈｅｒｉｃ ａｎｄ ｖａｃｕｕｍ ｄｉｓｔｉｌｌａｔｉｏｎ ｔｏｗｅｒ ｔｏ ｅｘｔｅｎｄ ｔｈｅ ｄｒｉｖｅ ｃｙｃｌｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｍｕｃｈ ｓｕｌｐｈｕｒ ａｎｄ ａｃｉｄ；ａｔｍｏｓｐｈｅｒｉｃ ａｎｄ ｖａｃｕｕｍ ｄｉｓｔｉｌｌａｔｉｏｎ；ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ；ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｍｅａｓｕｒｅ
１ 前言 随着进口高硫高酸原油的增加量的增加，炼油 厂面临的腐蚀日益严重…。通过对原油性质的分
析，发现原油中的主要腐蚀物为氯化物、硫化物、氮 化物、环烷酸等。其中氯化物和环烷酸的存在又与 硫化物的腐蚀有相互促进和强化作用。此外，原油 中还含有杂质，如无机盐、有机酸、氧、二氧化碳和水
分等，这些杂质含量虽少，但危害却很大，这是因为 它们在加工过程中有些本身就是腐蚀性介质，而另 外一些本身虽无腐蚀性但会在加工过程中转化为腐
蚀性介质；并且在原油炼制中加入的水分、酸碱化学 药品也会形成腐蚀介质；这些腐蚀介质在加工过程
的高温、苛刻环境中会和金属材料发生较强的腐蚀 反应，从而导致生产装置的设备腐蚀。 ２潍坊弘润石化助剂有限公司加工部分进口原油 的性质
潍坊弘润石化助剂有限公司近年来加工部分进 口原油的一般性质见表１。
从表１数据看出，潍坊弘润石化助剂有限公司 所加工原油均为高硫原油，哥伦比亚燃料油和 Ｂｏｓｃａｎ原油不仅硫含量高，而且酸值高，属于典型 高硫高酸原油。四种原油中的盐和金属含量也非常 高。加工这类原油将会给炼油厂的加工设备带来严 重腐蚀。
３ 常减压塔腐蚀部位分析及应对措施 ３．１低温部位的腐蚀
常减压塔的低温部位主要指初馏塔、常压塔和 减压塔顶部分以及减一、常一、常二管线、容器、冷换 设备等。原油加工过程中由硫化物分解产生的硫化 氢和盐类水解产生的氯化氢，遇结水分后对碳钢材
质产生腐蚀和坑蚀，对普通不锈钢０Ｃｒｌ３、１Ｃｒｌ３等 材质会出现点蚀，对１Ｃｒｌ８Ｎｉ９Ｔｉ等奥氏体不锈钢材 质会由于硫化氢的加速作用而产生氯化物应力腐蚀
开裂。氯化氢和硫化氢的同时存在，会对腐蚀产生 促进作用 。
Ｆｅ＋２ＨＣ１－－￣ＦｅＣ１２＋Ｈ２ Ｆｅ＋Ｈ２Ｓ ＦｅＳ＋Ｈ２ ＦｅＣ１２＋Ｈ２Ｓ—＋ＦｅＳ＋２ＨＣ１
ＦｅＳ＋２ＨＣ１－－＊ＦｅＣ１２＋Ｈ２ Ｓ 铁和硫化氢反应生成的硫化铁是一层致密的保 护膜，对金属设备有一定的保护作用，因此，塔顶系
统保持少量的硫化物是有利的。但氯化氢又可与硫
收稿日期：２０１０－０１—１１ 作者简介：韩红亮（１９７２一），工程师，现任潍坊石化助剂有限公司生产副经理。
第７期 韩红亮：加工进口劣质原油常减压腐蚀原因分析及防护措施 ４３・
化铁反应，从而使保护膜遭到破坏并产生硫化氢，如 油时，对设备会造成严重腐蚀的主要原因。
此循环，使腐蚀不断得以发展。这也是炼制含硫原 表１部分进口原油的一般性质
ＡＰＩ度
特性因素（Ｋ）
密度（２０￣Ｃ）／（ｇ・ｃＴｎ ） 酸值／（ｍｇＫＯＨ・ｇ ） 凝点／℃ 含盐／（ｍｇ・Ｌ一）
粘度（５０￣Ｃ）／（ｍｍ ・８ ） 总硫／％ 残炭／％ 含蜡量／％
沥青质／％ 胶质含量／％
金属含量／（ｕｇ・ｇ ） Ｎｉ Ｖ
Ｎａ Ｆｅ
３．２低温部位腐蚀采取的措施
３．２．１原油提高脱盐脱水效果 实践证明，原油脱盐脱水是控制轻油低温部位
腐蚀的有效措施。如果原油脱盐含量脱至５ｍｇ／Ｌ
以下，再加上注中和缓蚀剂和水等措施，可使塔顶冷 凝水中铁离子、氯离子含量分别控制在１ｍｇ／Ｌ和
２０ｍｇ／Ｌ以下，这说明低温ＨＣ１一Ｈ２Ｓ—Ｈ２０型腐蚀 已得到有效抑制。
３．２．２各塔顶注水 除了原油电脱盐需要注水之外，在原油蒸馏塔
的馏出线上也要注水，注水作用一是控制露点腐蚀
而保护空冷设备；二是稀释水中氯化氢的浓度，减缓
氯化氢的腐蚀；三是加大冷凝冷却器中的物流速度， 从而冲洗掉氯化铵沉积物，以避免堵塞和产生垢相
腐蚀，各塔顶注水量一般控制在塔顶馏出物的５％
～１５％。 ３．２．３各塔顶注中和缓蚀剂 缓蚀剂是一种表面活性剂，其分子中含有硫、
氮、氧等极性基团和烃类基团。其极性基团可吸附
在金属设备表面形成单分子层保护膜，使金属免遭
腐蚀。缓蚀剂以中和阻垢为主，并兼有高效缓蚀成 分，能与金属逐步形成共价键和配位键，相互交替形
成链状多层防护膜，抑制基体金属的溶解。 ３．２．４操作控制 适当提高各塔顶温度，保证塔顶水分全部蒸馏 干净，避免在塔顶长时间停留，造成对塔顶的低温腐
蚀。 ３．２．５设备、管线选材 低温部位选材建议如下：
（１）常压塔１Ｏ层塔盘以上采用１６ＭｎＲ＋０Ｃｒｌ３ 材质，１Ｏ层以下采用１６ＭｎＲ＋３１６Ｌ，塔盘采用ｌ８—
８、０Ｃｒｌ３； （２）减压塔壳体采用２０＃＋ＯＯＣｒｌ９Ｎｊ３Ｍｏ３，内构 件如填料采用３１６Ｌ；
（３）容器采用１６ＭｎＲ材料即可； （４）减顶抽空器增压器、扩压管采用
００Ｃｒｌ８Ｎｉｌ０Ｔｉ； （５）冷换设备：常顶、减顶空冷器管束采用Ｔｉ材 管束；常顶、减顶水冷器管束采用０８Ｃｒ２Ａ１ＭｏＶ；冷却
器水侧涂装ＣＨ一８４７防腐涂料； （６）加热炉空气预热器采用ＮＤ钢。
３．３高温部位的腐蚀 ｌ兰 加ｏ ｍ ５ 铊 加一虬 一 蚴 ｍ 一 一 一 。 加 ｏ ∞硌 ∞ ２ 一 埘 ∞ 姗 ㈣ ∽ 一 一 枷 卯 ｎ 一 一 ～ 一 ３ Ｏ ０ Ｏ 鳃 ５ ６ ∞ ２ ２ ● ｍ 二： ７ — ５ 加 ● Ｈ
他 ２ ・４４・ 山东化工 ＳＨＡＮＤ０ＮＧ ＣＨＥＭＩＣＡＬ ＩＮＤＵＳＴＲＹ ２０１０年第３９卷
３．３．１高温硫化物腐蚀（ｓ—Ｈ Ｓ—ＲＳＨ）
高温重油部位主要指２４０ｃＣ以上的部位，主要 包括常、减压塔下部及塔底管线，常压渣油、减压渣
油以及常三、减二、减三等的高温换热器、炉管、转油 线等。 （１）单质硫：原油中元素硫含量很低，常温下一 般不发生腐蚀。当温度在３５０—４００￣Ｃ时，可与碳钢
（ｒｅ）直接反应生成硫化铁。 （２）硫化氢：在２６０℃以上，干硫化氢可与铁直 接发生反应，生成硫化铁。在３６０～４２５℃，硫化氢
也会发生分解：Ｈ Ｓ—Ｓ＋Ｈ：。新生成的活性硫与铁 反应十分强烈，这在加热炉炉管、烟囱等高温富氧部
位表现突出。到４５０￣Ｃ左右腐蚀就不明显了，这主 要是硫化氢已经基本分解完全。 （３）硫醇类：有烷基硫醇和环（烷基）硫醇等，主 要集中在汽油馏分中，约占硫含量的４０％一５０％。 硫醇呈弱酸性，反应活性强，在２００℃以上也可直接 与铁反应：ＲＣＨ２ＣＨ２ＳＨ＋Ｆｅ－－－￣ＲＣＨＣＨ２＋ＦｅＳ＋Ｈ２。 在３００￣Ｃ可分解为硫醚和硫化氢（２ＲＳＨ—ＲＳＲ ＋
Ｈ：Ｓ），在更高的温度（５００％）下也可转化为烯烃和 硫化氢（ＲＳＨ—ＲＣＨ＝ＣＨ２＋Ｈ２ｓ），从而对设备造
成腐蚀。 （４）硫醚类：包括硫醚（Ｒ—Ｓ—Ｒ，），二硫醚（Ｒ
—Ｓ—Ｓ—Ｒ ，环硫醚以及随后要介绍的噻吩、多硫 化物（Ｒ Ｓ ）等，这些含硫化合物热稳定性高，均属
非活性硫范围。其特点是不能直接与铁反应，而是
受热分解后，生成活性硫化物腐蚀设备。硫醚主要 集中在煤油和柴油馏分中。硫醚在３００℃、二硫醚 在４００＇ｔ２分解，环硫醚、芳基硫醚大于４００ｏＣ分解。
因此在蒸馏过程中，对设备腐蚀不重。 （５）当温度超过２４０￣Ｃ时，环烷酸和硫化氢都是
一种腐蚀性介质。碳钢在环烷酸腐蚀环境中的腐蚀
速率要比在硫化氢腐蚀环境中高的多，可达７— ９ｍｍ／ａ。高浓度的硫化氢对环烷酸的腐蚀似乎有一
定的抑制作用，这主要是金属表面生成的硫化铁保 护膜减缓了环烷酸的腐蚀作用。但当硫化氢浓度低 于某一临界值时，腐蚀将加重。
Ｆｅ＋２ＲＣＯＯＨ－－－＊Ｆｅ（ＲＣＯＯ）２＋Ｈ２ ＦｅＳ＋２ＲＣＯＯＨ＝Ｆｅ（ＲＣＯＯ）２＋Ｈ２Ｓ 环烷酸可与高温硫化物腐蚀时生成的硫化铁保
护膜反应，生成环烷酸铁和硫化氢。环烷酸铁是油 溶性的，从而使基体再次暴露。而新生成的硫化氢
可再次与基体发生强烈的反应。这种腐蚀在高流速 情况下更为严重，形成光亮无垢的沟槽，在低流速情 况下则形成尖锐的孔洞。温度在２７０—２８０＇Ｅ和３５０
—４００￣Ｃ时，油品酸性大于０．５ｍｇＫＯＨ／ｇ和介质流 速大于３７ｍ／ｓ时，环烷酸腐蚀最为严重。采取原油
注碱、加大转油线管径、降低流速和防止涡流等措施 可减轻腐蚀。 ３．４高温部位腐蚀采取的措施 高温部位一旦发生泄漏，就会发生火灾，所以加 强管理非常关键。
３．４．１注高温缓蚀剂 对高温部位如：常三、减二、减三、减渣等系统注
人高温缓蚀剂，高温缓蚀剂是一种高分子极性有机 化合物，它能形成保护膜，耐高温、抗高压、耐冲刷，
能够有效抑制高温硫和环烷酸的腐蚀。 ３．４。２操作上尽量科学调整，加强定期测厚
因为环烷酸腐蚀的温度范围一般为２２０
４００￣Ｃ，在３７０￣Ｃ最严重。超过４００￣Ｃ时，由于环烷酸
的热分解导致腐蚀速度降低，所以尽量缩小３７０￣Ｃ 的范围。此外，介质流速和流动状态是影响环烷酸
腐蚀的重要因素，流速增大时，环烷酸腐蚀速度也会 线性增大，所以控制介质低流速，对减小环烷酸腐蚀
有积极作用。
３．４．３设备、管线选材
常减压装置腐蚀及应对方案
FRIENDOFCHEMICALINDUSTRY18工艺与设备化工之友2006.NO.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350400时能直接与金属发生化学反应H2S+FeFeS+H2RCH2CH2SH+FeFe+RCH=CH+H2硫化氢在340400产生下列反应H2SS+H2S+FeFeS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-SCH2CH2RCH2CH2SH+RCHCH2+SRCH2CH2S-SCH2CH2RRCH=CH-S-CH-CHR+H2S+2H2而环烷酸酸值大于0.5mg/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2RCOOH+FeFe(RCOO)2+H2FeS+2RCOOHFe(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(KOH)为0,3~0.5mg/g左右硫含量0.230.46的原油所以腐蚀逐渐加重腐蚀率2~3mm/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(KOH)超过了0.3mg/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SHT30962001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A19FRIENDOFCHEMICALINDUSTRY工艺与设备2006.NO.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SHT30962001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tt0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=Kl1(T1T2)Kl2(T2(Tom11))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A
加工高酸原油的常减压装置的防腐研究
石油化工技术与经济 Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ＆Ｅｃｏｎｏｍｉｃｓ ｉｎ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌｓ 第２７卷第３期 ２０１１年６月
加工高酸原油的常减压装置的防腐研究
卫四凤
（中国石化上海石油化工股份有限公司炼油事业部，２００５４０）
摘要： 随着国际原油价格的不断攀升，加工价格较低的高酸劣质原油已成为许多炼油企业提高经济效 益的重要途径之一。介绍了原油中环烷酸对炼油设备的腐蚀特性以及危害，提出了在常减压装置中针对环 烷酸的防腐措施，对常减压装置防止酸腐蚀及保障炼油生产安全运行具有重要的意义。 关键词：高酸原油常减压装置环烷酸防腐蚀研究 文章编号：１６７４—１０９９（２０１１）０３—００５８一Ｏ４ 中图分类号：ＴＥ９８６文献标识码：Ａ
原油中的酸性物质主要有脂肪酸、环烷酸、酚
类化合物和硫醇等，其中８５％以上是环烷酸，因
此，原油酸值一般指的是环烷酸的质量分数¨ 。
原油酸值是衡量环烷酸腐蚀程度的重要因素，高
酸原油的采购价格也大多根据其酸值来定价，但
有研究 发现，不同的原油即使酸值相同，其腐
蚀性也可能差别很大。
另外，由于原油加工装置的各种设备使用的
材质各不相同，而且针对不同原油所采用的加工
工艺也不同，因此原油对加工装置中各种设备的
腐蚀程度也很不相同。常减压装置设备腐蚀常见
的有酸腐蚀、硫腐蚀，以及与氢有关的腐蚀。而酸
腐蚀直接与原油的酸值有关，经验表明，在一定温
度范围内，腐蚀速率和酸值的关系存在一临界酸
值，高于此值，腐蚀速率明显加快。一般认为原油
的酸值（以ＫＯＨ计）达到０．５ ｍｇ／ｇ时，就可引起
蒸馏装置某些高温部位发生环烷酸腐蚀。因此，
原油加工一般采用多种原油混炼以降低进装置原
油的酸值。
中国石化上海石油化工股份有限公司（以下
简称上海石化）有２套常减压装置，总加工能力
为１４ Ｍｔ／ａ，主要加工进口高硫原油。上海石化从
２００６年开始实施低成本战略，加工原油趋于劣质
加工高硫原油常减压装置工艺设备防腐措施
腐蚀与防护 石油化工设备技术，２００６，２７（２）・４８－ Ｐｅｔｒｏ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
加工高硫原油常减压装置工艺设备防腐措施
沈强锋 （中国石化镇海炼油化工股份有限公司，浙江宁波 ３１ ５２０７）
摘 要：介绍了镇海炼油化工股份有限公司第Ⅲ套常减压加工高硫原油时塔顶系统的腐蚀较严重，曾多 次发生泄漏。分析其主要原因为：电脱盐合格率低；加工原油的劣质化；“三注”工艺落后。针对上述原因采 取了以下工艺防腐措施：提高电脱盐合格率；改注油溶性缓蚀剂及有机胺；完善注水设施；严格控制常顶污水 的ｐＨ值；应用在线监测技术；建立常顶离子防腐模型；成立防腐技术攻关小组等。这些措施实施后，取得了 较好的防腐效果。 关键词：常减压；高硫原油；“一脱三注”；监测 中图分类号：ＴＥ９６６ 文献标识码：Ｂ文章编号：１００６ ８８０５（２００６）０２ ００４８—０２
镇海炼油化工股份有限公司第Ⅲ套常减压装 置按加工沙特轻油设计，加工能力为８Ｍｔ／ａ，是目 前国内单套加工原油能力最大的常减压装置。装 置于１９９９年ｌ１月建成投产，２００１年４月按计划 停工检修，并进行了１０Ｍｔ／ａ的扩能改造工作，首 期运行一年六个月。２００３年４月停工大检修后， 至２００５年３月底累计运行７２５天。投产初期，一 直存在着常压塔塔顶油气换热器严重腐蚀的问 题，换热器管束的使用寿命通常不足半年，主要为 管束的腐蚀泄漏，严重影响装置的“安、稳、长”运 行。改进“一脱三注”工艺防腐措施后，面临加工 原油劣质化、高硫化日益加剧问题。尽管如此，仍 取得了较好的成效。 ｌ 腐蚀状况 镇海炼油化工股份有限公司第Ⅲ套常减压装 置塔顶系统有一部分是碳钢设备，在加工高硫原 油过程中，产生了比较严重的腐蚀。投产不久，常 顶换热器（Ｅ１０２Ａ／Ｂ）就发生腐蚀泄漏，腐蚀较严 重，至２０００年１Ｏ月先后共发生腐蚀泄漏２Ｏ次。 ２００１年大修时腐蚀调查显示，常压塔塔顶球 形封头的内表面、塔盘支撑圈有明显蚀坑，塔盘板 及浮阀点蚀、腐蚀减薄严重，压垫片断裂，另外塔 顶第一人孑Ｌ处还存在龟裂纹；常顶换热器的管束 表面都有蚀坑，局部腐蚀减薄严重，部分管束因冲 刷腐蚀已穿孔；常压塔顶回流罐内壁坑蚀、均匀腐 蚀减薄严重。 ２００１年大修以后，第Ⅲ套常减压装置常顶换 热器因氨（胺）盐沉积造成垢下腐蚀，又多次发生 泄漏。 ２腐蚀原因分析 （１）电脱盐合格率低。镇海炼油化工股份有 限公司第Ⅲ套常减压装置引进了美国Ｐｅｔｒｏｌｉｔｅ 公司的高速电脱盐技术（Ｂｉｌｅｃｔｒｉｃ Ｄｅｅａｌｔｅｒ），替代 传统的电脱盐装置。在开工近一年时间内，电脱 盐合格率较低，最好的月份电脱盐合格率（按脱后 含盐小于５ｍｇ／Ｉ 计）也只有７１．４ 。这是造成 第Ⅲ套常减压装置严重腐蚀的主要原因。 （２）加工原油的劣质化。第Ⅲ套常减压加工 原料切换频繁，硫含量逐年上升，每年的平均硫含 量见表１（２００５年为第一季度的平均硫含量）。原 油中氯含量成倍增加，２００２年第Ⅲ套常减压装置 常压塔顶污水分析结果见表２。从表２数据可以 看出，每月的氯离子平均含晕都高达３００～ ５００／ｘｇ／ｇ。在加工乌拉尔原油时，脱后原油盐含 量在３ｒｎｇ／Ｉ 以下。但常顶切水中氯离子含量高 达９７６．２￣ｇ／ｇ。Ｈ ２Ｓ和ＨＣ１含量的上升，无疑加 剧了塔顶系统的腐蚀。 表１平均硫含量 年 份 ｌ ２０００｝２００１ ２００２ ｊ ２００３ ｌ ２００４ Ｉ ２００５ 平均硫含量 ｌ １．４８ Ｉ １．６７ ｌ １．４９ Ｉ １．７１ ｌ １．８Ｏ １．９５
原油性质变化对常减压装置的影响分析
2018年08
月行业与热点与巴西的P31-33号的储油量均较高，能够达到200万桶左右，从石油生产量方面来看,以1994年为分水岭，在这之前每日的石油生产量为6万桶，自从1994年以后，部分FPSO在石油产量方面每日能够达到20万桶左右，而我国目前石油生产速度最快的117号，在生产力方面也只能达到每日19万桶左右。（4）建造技术的模块化转变在以往的FPSO建设中，大部分是在船体结构建成后，将各项生产设备、热战、主电站等安装其中，因此要想完成一个FPSO的建造，通常需要将近两年左右的时间，甚至更长。现阶段，随着科技的不断发展，FPSO的建造技术开始朝着模块化的方向转变，通过模块化的生产方式，能够实现船体与相关设施的一同建造，进而极大的缩短的建造周期，目前周期被缩短到10-14个月。（5）定位与系泊技术更新换代新型的FPSO装置中，系泊大部分采用转塔式多点辐射状，部分还在艏艉安装了侧向推进器,使动力定位技术得到极大发展，这种新型的多点系泊与以往相比，将锚链与钢缆有机结合,充分符合当前FPSO船体尺寸增大的特点，更适用于高强度作业，并且也使得正常航行的性能得到显著提升。3结语经过数十年的发展和努力，FPSO在我国的应用已日渐纯熟，对于浮式生产储油卸油装置在海上进行的油田开发。我国海洋石油公司，已经作出了长远的计划和打算，希望在未来的几年内我国浮式生产储油卸油装置，在深海内的油田开发有长足的进展。与此同时，投建浮式生产储油卸油装置的企业管理者应具备清晰的头脑，看到国内浮式生产储油卸油装置与国外浮式生产储油卸油装置的差距，努力提高我国浮式生产储油卸油装置的研发设计、运营管理，让我国的浮式生产储油卸油装置技术走向世界。参考文献：[1]罗彭,杨宇环,苏畅,邓婷.惰气系统在浮式生产储卸油装置(FPSO)中的应用[J].石油和化工设备,2017,20(12):47-48.[2]杜庆贵,沈晓婵,檀国荣,刘聪,付东明.FPSO应用现状及发展趋势浅析[J].海洋工程装备与技术,2017,4(02):63-68.[3]史筱飞.浮动式海洋油气生产平台研究现状与发展[J].机械设计与制造工程,2015,44(11):7-10.[4]单连政,董本京,刘猛,王芹,李莹,齐敦苏.FPSO技术现状与发展趋势[J].石油矿场机械,2008,37(10):26-30.[5]袁中立，李春.FPSO的现状与关键技术[J].石油工程建设,2005年12月.[6]吴家鸣.FPSO的特点与现状[J].船舶工程,总第34卷，2012年增刊2.作者简介：陈德庆，生于(1970-)，男，汉族，沈阳人，现供职于中海石油（中国）有限公司深圳分公司，中级职称。魏冠杰，男，生于(1983-)，河南郑州人，现供职于深圳市杉叶实业有限公司，中级职称。索志远，男，满族，生于(1982-)，
原油蒸馏装置的腐蚀与防护
原油蒸馏装置的腐蚀与防护
【摘要】 腐蚀在自然界中客观存在,近年来一直都是人们关注的话题。腐蚀不仅消耗资源、污染环境,最重要的是腐蚀会给生产装置带来安全隐患,会引起装置安全事故。在炼油化工装置设备运行的过程中,腐蚀一直是影响生产设备正常运转的重要因素之一,所以针对防腐来做一些相应的研究讨论是有必要的。本文主要是针对原油蒸馏装置,从设备发生腐蚀的机理、原因及防控措施等方面进行讨论。
【关键词】 原油蒸馏腐蚀防护
原油蒸馏装置中设备能接触到的介质主要有原油油及其相应产品,还有空气、水蒸气,烟气、酸气等。对于炼油设备来说,石油的组成中如:烷烃、环烷烃和芳香烃不会对设备带来实质的腐蚀伤害;然而存在于原油内部的杂质,比如无机盐、硫化物、氮化物、有机酸、氧、二氧化碳以及水分等,会对设备造成相对严重的腐蚀。这些杂质中,有些物质本身就带有腐蚀性,还有一些物质自身没有腐蚀性,但它在高温下会与其他物质反应进而转化成带有腐蚀性的物质,对生产设备造成腐蚀。
1 原油蒸馏装置当前的腐蚀情况
1.1 腐蚀环境
含硫、高酸值是主要的腐蚀因素,其他的腐蚀环境:比如水、氢、有机溶剂等的腐蚀性相对次之。其中氢能引起钢材的脆化,有机溶剂会在生产过程中发生降解、聚合、氧化等反应,进而产生了的物质具有腐蚀性等。
1.2 低温下的腐蚀
(1)HCl一H2S—H2O的腐蚀系统。 对温度一般在100℃左右的设备中,主要是由于原油中的无机盐引起的腐蚀,一般会出现碳素钢板的厚度减薄,对不锈钢等则产生应力腐蚀开裂。反应中出现的硫化氢和氯化氢本身不带腐蚀性,而是在相变过程后存在于水环境中而造成腐蚀。(2)低温烟气的露点腐蚀系统。这种腐蚀常发生在加热炉、空气预热器等低温部位。燃料中含有硫化物,它燃烧后产生SO2,与过量的氧气形成SO3,如果是在烟气状态下,它没有腐蚀性,但是当温度低于400℃时就会与水蒸气反应形成硫酸,温度继续下降后达到硫酸的结露温度,覆盖到设备表面后就会与铁反应,产生腐蚀。
常压塔顶循系统结盐腐蚀问题的讨论及对策
常压塔顶循系统结盐腐蚀问题的讨论及对策
摘要：总结了某炼化公司运行过程中常压塔顶腐蚀问题以及建议。
关键词：常压塔；PH值；结盐；腐蚀；措施
1.顶循系统结盐原因分析
装置加工原料为塔河劣质稠油,针对塔河原油高硫、粘度大、低酸的特性，电脱盐设计在工艺上采用了三级脱盐、脱水技术，电脱罐为φ4200×28848×34mm，采用平流鼠笼式结构。2013年10月大检修时对电脱盐系统进行改造，新增四级脱盐罐，电脱罐为φ5800 mm×36000 mm（T/T）,采用智能调压交直流复合电脱盐技术，脱后盐含量一直保持在5-6mg/l之间至今。
脱后原油的含盐高给装置的安全运行产生了威胁，原油含盐中NaCl约占75％，蒸馏后盐类大多留在重馏分油和渣油中。原油中的盐主要来自两个方面：一个方面是无机盐，主要是MgCl2和CaCl2，盐类的水解产生大量的氯化氢和氨。另一方面是有机盐，主要是原油开采过程中加入的一些药剂，还有一部分氯来自于原油自身有机氯的分解，虽然有机氯很难分解，但是在常压炉出口温度条件下有机氯分解率明显增大，这也是氯离子增加的一个方面。
顶循系统结盐的种类主要是NH4Cl，其氯离子来源于原料中有机氯（R-Cl）和无机氯盐（CaCl2、MgCl2、NaCl）高温水解生成的HCl，NH4+离子来源于原料中氮化物反应生成的NH3，反应过程中，原料油中的氮约有5％转化为氨。当塔顶温低于塔顶水分压下的沸点时，塔内上部就会出现冷凝水，与油气中的NH3和HCL结合生成NH4CL溶液，其沸点高于水，在较低的温度下逐步下流、提浓、析出结晶、沉淀，附着在塔板和降液板等处，不断积累，使局部堵塞，导致液体下流阻力增加，降液管液面上涨直至液泛，随着塔盘液层厚度增加，导致气相带液量增加甚至冲塔。 2.顶循系统腐蚀的原因分析
盐类水解产生了HCl，同时原油中的有机硫化物分解产生大量的H₂S加上系统中存在的水形成了具有腐蚀性的环境，反应式如下：
常减压蒸馏装置常顶换热器腐蚀原因分析及相应策略
常减压蒸馏装置常顶换热器腐蚀原因分析及相应策略
摘要：炼油企业是石油化工行业的重要组成部分，为行业经济的发展贡献了更多的力量。蒸馏装置是企业日常生产中常用的装置，常减压蒸馏是生产过程中的关键工序，其中，常顶换热器腐蚀是企业面临的最头疼问题，虽然在此方面已经给予了改进，但腐蚀、裂纹依旧存在。基于此，文章以某炼油企业的常顶换热器腐蚀情况为例，分析了常减压蒸馏装置常顶换热器出现腐蚀的原因，给出了预防腐蚀的策略和建议，旨在保证常减压蒸馏装置的安全、稳定运行，推动炼油企业的健康发展。
关键词：常减压蒸馏；常顶换热器；腐蚀原因；预防策略
前言
在炼油企业的生产中，常减压蒸馏几乎是每个炼油厂的首要生产工序，因为常减压蒸馏装置的常顶换热器所处的工作环境较为复杂，腐蚀问题比较常见，较大程度地影响着装置的稳定性与可靠性，制约着企业的发展。现今，一些炼油企业已经落实了必要的防护措施，但效果不是很明显，无法在根源上解决腐蚀问题，所以针对常减压蒸馏装置常顶换热器腐蚀原因与预防策略展开分析和研究显得极为必要。
1常减压蒸馏装置常顶换热器出现腐蚀的原因
1.1某炼油企业的常顶换热器腐蚀情况
该炼油企业在生产中应用的常减压蒸馏装置为10MT/a，在定期检修时发现碳钢材质的常顶换热器管束的表面有微小的腐蚀裂纹，并且有加重的趋势。通过检测其出口管线的成分，均在标准之内。所以要对该装置的腐蚀原因与解决措施进行分析和探讨。 1.2常减压蒸馏装置所处的环境因素
第一，常顶油气系统受到腐蚀的首要因素来自生产工序中产生的氯化氢、硫化氢以及水等，比如，原油脱盐中遗留的有机氯，在装置的某些高温部位（如炉管）会分解成氯化氢。不仅如此，处理后的原油依然遗留了部分弱碱类无机盐（氯化钙、氯化镁等），也会水解为氯化氢。因为该物质属于挥发性酸，会随着蒸馏阶段产生的水分与轻组分来到常顶系统。原油所含的硫化氢在常压炉内被分解，会生成高腐蚀性的活性S，这些物质也会侵入系统。在蒸馏工序中，原油、塔底吹汽、电脱盐注水、塔顶防腐注水等带来的水分，若转变成液态，同氯化氢、硫化氢等发生反应，就会形成腐蚀常顶油气系统的环境，即：HCl+H2S+H20[1]。
加工含硫原油工艺设备的腐蚀与防护
腐蚀与防腐 石油化工设备技术，２００ｇ，２３（３）－５３・ Ｐｅｔｒｏ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｑｕｉｐｍｅｍ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
加工含硫原油工艺设备的腐蚀与防护
卓 曼 （镇海炼曲。Ｅ工段静有限甚 ．廿江镇海 ３１５２０７ 摘要：加工（或掺炼）进口分硫、高酸值原油，对工艺设备和管道造成严重席蚀。作者结合实际工作，着 重阐述了镇海炼油化工股份有限公司炼油厂加工进口原油时．常减压装置、气体脱硫装置工艺设备和管道的 腐蚀情１兄，分析了腐蚀原殴和腐蚀机理，并提出了防腐蚀措施。 关键词：舍硫高酸值原油；加工；腐蚀；防护 中图分类号：ＴＥ９８６文献标识码：Ｂ文章编号：１００６ ８８０５（２００２＞０３ ００５３～８４ １概述 进入２Ｏ世纪９０年代，部分石化企业开始加 工含硫（硫含量０．５ ～２ ）、高酸［酸值（ＫＯＨ） 太于等于０．５ｍｇ／ｇ］原油 劣质油的加工，对炼 油厂各装置工艺设备和管道的腐蚀进一步加剧 因此．研究劣质油的腐蚀机理，探索控制手段成为 加工含硫高酸原油最重要的课题 炼油厂中加工含硫、高酸油引发的腐蚀 常 减压、焦化、污水处理、气体脱硫等装置最为严重。 其中常减压和气体脱硫装置在腐蚀机理 比较 有代表肚。 ２常减压装置 镇悔炼化公司目前共有三套常减压装置．各 自参照设计介质不一样。其中Ｔ套常减压装置按 伊朗及沙特阿拉伯轻油设计，改造后处理量 ５０００ｋｔ／ａ；１Ｉ套常减压装置按胜利原油设计．改造 后处理量３０００ｋｔ／ａ；ｌｌＩ套常减压装置按抄特阿拉 伯轻油设计，处理量８０００ｋｔ／ａ。三套常碱压中以 Ⅱ套常减压装置设计介质综合硫含量、酸度最高， 平时生产中原油性质也晟差。下面以Ⅱ套常减压 装置为例进行分析。 ２，１工艺设备、管线选材 Ⅱ套常碱压装置于１９８９年投产，原始处理量 ２ ５０ｏｋｔ／ａ，１９ ９７年改造成３０００ｋｔ／ａ。１ ９９４年为降 低蜡油中铁离子含量，将减压塔减一线至减三线 内壁条衬１ １ ８Ｎｉ９Ｔｉ板。１９９４年至１ ９９７年大 修中为适应加工含硫、高酸原油，逐步将减压侧线 及常压塔和减压塔底抽出线更换成１Ｃｒｌ８ＮｉｇＴｉ 及３１６Ｌ。同时，将装置中不锈钢换热器管束增至 ４５台。由于担心催化剂Ｎａ一中毒，长期只进行 一脱二注”。一级电脱盐二台罐采用交流电场， 二级二台罐采用交直流电场，每台罐设三台变压器． 均选用长江（扬中）电脱盐设备公司的产品 脱盐 效果较好，脱后基本上能满足含盐量小于５ｍｇ／Ｉ 的指标。缓蚀剂长期使用７０１ ９．保证按量注入。 从材料角度讲，Ⅱ套常减压装置已基本达到 了加工含硫、高酸原油的要求，加上车间比较注意 ”一脱二注”工艺指标的执行，因此，近几年Ⅱ套常 减压装置耐腐蚀状况基本良好。但由于加工原油 的劣质性．致使低温部位初、常顶及高温部位减三 线等部位还是出现了不同程度的腐蚀 三套常碱 压装置工艺设备、管线选材见表１。 ２，２腐蚀特点 ａ）腐蚀部位与类型 １）低温部位 低温部位腐蚀最严重的是初、常顶空冷系统， 尤其是空冷冷后管线．此部位材质均为碳钢，腐蚀 率高达（２～３）ｍｍ／ａ 初、常顶冷却器和常顶油 水分离器及管线也是腐蚀严重部位。初、常顶冷 却器采用碳钢管束，减顶腐蚀最严重的为大气腿． 这些腐蚀严重的部位４～５年就需更新一次。 低温部位操作温度均在２３Ｏ℃ 下，且有液 体水存在，属低温ＨＣ１一Ｈ！Ｓ Ｈ。Ｏ电化学腐蚀。
关于原油加工过程中防治氯化物腐蚀的建议
关于原油加工过程中防治氯化物腐蚀的建议
生产运行处 屈清洲
摘要：介绍了原油中有机氯的来源及加工过程中的危害性，中石化主要炼厂氯腐蚀典型案例，针对我公司现状提出防治氯腐蚀的建议。
关键词：有机氯 腐蚀 蒸馏 加氢裂化 案例
1 前言
原油加工过程中，氯化物的存在具有巨大的危害性，特别近几年中石化发生多起因氯化物腐蚀造成事故，氯化物腐蚀已由常减压装置扩展到二次加工装置，威胁着炼油厂的安全生产。在国外，日趋严重的氯化物腐蚀问题，促使国际腐蚀协会(NACE)属下的STG34（石油炼制与气体加工特别技术组）在2001年专门成立TG274工作组，负责行业调查和研究，并针对原油中无法经电脱盐脱除的氯化物产生的腐蚀与结垢问题开展工作。
2 有机氯来源
原油中的氯化钠、氯化钙和氯化镁等无机氯大部分可以通过电脱盐脱除，一般要求脱后原油盐含量小于3mgNaCl/L，而有机氯不能够从电脱盐去除。原油中的有机氯来源于采油过程中加入的含氯油田化学助剂。在含蜡或沥青质原油的开采过程中，为防止油井内的蜡、沥青质沉积堵塞油井，降低产量，常常使用三氯乙烷等氯代烷烃清蜡剂来清洗油井，此外处于第三次采油期的油田不得不采取一系列的化学手段进行地下压裂、酸化、防砂、堵水、解堵、热采来提高产量，其中使用带氯的化学助剂有甲基氯硅烷堵水剂、硫化亚铜缓蚀剂等，随着原油一起进入到下游的加工装置。原油中有机氯和少量无机氯经过加热炉加热后，能在常压塔顶分解成强酸性物质而造成塔顶冷凝系统的腐蚀，同时馏分油中要携带氯离子进入下游二次加工装置。
3 氯离子含量控制标准
中石化《炼油生产装置工艺防腐蚀管理规定》规定了蒸馏塔顶挥发线“三注”后塔顶冷凝水应达到的技术控制指标：
表1 蒸馏塔顶冷凝水控制指标
项目名称 指 标 测定方法
pH值 5.5～7.5（注有机胺时） pH计法 7.0～9.0 （注氨水时）
铁离子含量(mg/L) ≤3 分光光度法
常减压蒸馏装置防腐蚀措施及效果分析
２０１１年１１月 炼油技术与工程 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＲＥＦＩＮＥＲＹ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第４１卷第１ １期
常减压蒸馏装置防腐蚀措施及效果分析
王伟
（中国石油化工股份有限公司武汉分公司，湖北省武汉市４３００８２）
摘要：管输油劣质化导致常减压蒸馏装置电脱盐合格率低，使低温防腐蚀和高温防腐蚀均存在薄弱环节。Ⅱ 套常减压蒸馏装置通过电脱盐脉冲技术改造，脱盐合格率由８８．６０％提高到９６．５９％；增上初馏塔顶、常压塔顶和减 压塔顶腐蚀在线监测系统后，低温位腐蚀得到了有效控制；加热炉余热回收系统增上双面双翅片铸造板式空气预 热器，排烟温度由１７５℃降至１４０℃，热效率由９０．２％提高到９１．５％，回收余热１．６ ＭＷ；减二中加注高温缓蚀剂， 较好地控制了减压塔高温部位腐蚀。Ｉ套常减压蒸馏装置减压深拔改造的同时，将进行高温部位材质升级改造， 提高了加工管输油条件下设备和工艺防腐蚀的适应性。
关键词：常减压蒸馏装置管输原油 腐蚀 适应性
随着原油需求的日益增长及原油价格的居高
不下，密度大、高硫和高酸的劣质原油被炼油厂视
为机会原油。但是，加工劣质原油对炼油厂的设
备材质选择和工艺防腐蚀提出了更高的要求。为 了降低原油的运输成本，中国石油化工股份有限
公司武汉分公司（以下简称武汉分公司）和沿江
其它炼油厂于２００６年开始加工管输油。近年来， 管输油性质总体呈现密度大、硫含量高和酸值上
升较快的趋势，导致电脱盐合格率低，对二次加工
装置的操作和设备的防腐蚀影响较大。
适应管输原油性质的变化，加强常减压蒸馏 装置设备和工艺防腐蚀的技术改造以及优化操作
是炼油厂实现安稳长满优生产的基础，也是目前
急需解决的问题。
１ 常减压蒸馏装置防腐蚀现状分析
武汉分公司现有两套常减压蒸馏装置，总加 工能力为８．５ Ｍｔ／ａ。Ｉ套常减压蒸馏装置建于
１９７５年，设计能力为２．５ Ｍｔ／ａ，２００４年扩能改造
为３．５ Ｍｔ／ａ，原油为仪征和阿曼混合原油，设计的