常减压装置腐蚀分析与防护
２０１０年第１期
第３７卷总第２０１期 广 东 化 工
ｌ｝ ”，ｌ ｇｄｃｈｅｍ．ＣＯＩｎ １４３
常减压装置腐蚀分析与防护
于洋年
（湛江东兴石油化工有限公司蒸馏车间，广东湛江５２４０１ ２）
【摘要］湛江东兴石油化工有限公司５．０ Ｍｔ／ａ常减压设计加工利比亚和尼日利亚混合原油，硫含量Ｏ ２０８ ７ （ 。从０５年掺炼含硫（或高硫）
原油（如阿曼原油，硫为１ ３２７％）后，装置的腐蚀加重，低温、高温部位都出现了比较严重的腐蚀，影响＿ｒ装置的安全平稳运行。文章闸述ｒ装
置的腐蚀现状，并对低温腐蚀、高温硫（或酸）腐蚀、加热炉露点腐蚀、循环水垢下腐蚀和ｃｌ引起的缩蚀问题进行分析，找出了腐蚀原 。并从 工艺和材质升级等方面提出相应的防腐措施。
［关键词］常减压；低温腐蚀；高温腐蚀；防腐蚀措施 『中图分类号］ＴＨ ［文献标识码］Ａ ［文章编号］１００７．１ ８６５（２０ｌｏ）ｏ１一ｏ１４３。０３
Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｎｄ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｏｆ Ｃｒｕｄｅ ０ｉｌ Ｕｎｉｔ
ＹｕＹａｎｇｎｉａｎ
（Ｚｈａｎｊｉａｎｇ Ｄｏｎｇｘｉｎｇ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｚｈａｎｊｉａｎｇ ５２４０ １ ２，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｚｈａｎｊｉａｎｇ Ｄｏｎｇｘｉｎｇ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏｍｐａｎｙ Ｌｉｍｉｔｅｄ ｗｈｏｓｅ ｏｕｔｐｕｔ ｖｃａｓ ｕｐ ｔｏ ５ ０ ｍｔ ａ ｄｅｓｉｇｎｅｄ ａ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｏｆａｔｍｏｓｐｈｅｒｉｃ ａｎｄ ｌｏｗ ｐｒｅｓｓｍ ｅ ｌ（）ｔｒｅａｔ ｔｈｅ ｍｉｘｔｕｒｅ ｏｆ ｃｒｕｄｅ ｏｉｊ ｏｆ Ｌｉｂｙｅ ａｎｄ Ｎｉｇｅｒｉａ，ｗｈｉｃｈ ｃｏｎｔａｉｎｅｄ ０ ２０８％ｏｆ ｓｕｌｆｕｒ Ｆｉｏｍ ２００５ ｗｈｅｎ ｔｈｅ ｃｒｕｄｅ Ｏ１１ ｗ ａｓ ｍｉｘｅｄ ｗｉｔｈ ｏｉｌ（ｓｕｃｈ ａｓ ｔｈｅ Ｏｌ１］ａｎ ｃｒｕｄｅ ｏｉｌ
Ｉ ３２７％ｏｆ ｓｕｌｆｕｒ）ｃｏｎｔａｉｎｅｄ ｓｕｌｆｕｒ（ｏｒ ｈｉｇｈ—ｓｕｌｆｕｒ），ｔｈｅ ｄｅｖｉｃｅ’Ｓ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｇｇｒａｘ ａｔｅｄ，ｐａｒｔｓ ｏｆ ｌｏｗ ａｎｄ ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｈａｄ ｅｍｅｒｇｅｄ ｒｅｌａｔｉ￣ｅ１ｖ ｓｅｖｅｌｃ ＣＯＦＩ‘ｕｓｉｏｎ
ｔｈｕｓ ａｆｆｅｃｔｅｄ ｔｈｅ ｓｍｏｏｔｈ ａｎｄ ｓａｆｅ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｄｅｖｉｃｅ ＩＩ］ｔｈｅ ｐａｐｅｒ．ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｓｔａｔｕｓ ｏｆ ｔｈｅ ｄｅｘ ｉｃｅ ｗａｓ ｅｌａｂｏｌ’ａｔｅｄ．ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｅｌ’ｌ（）、、ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｈｉ ｈ
ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｓｕ１ｆｕｒ（ｏｒ ａｃｉｄ），ｆｕｍａｃｅ ｄｅｗ ｐｏｉｎｔ，ｓｃａｌｅ ｔｉｎｄｅｒ ｃｙｃｌｅ ａｎｄ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｄｕｉｎｇ ｔｏ ＣＩ’ｗｅｒｅ ａｎａｌｙｚｅｄ，ａｎｄ ｔｈｅ ｒｅａｓｏｎｓ ｏｆ ｃｏｒｒｏｓｉｕｎ、、（２１ｅ ａ１ＳＯ ｕｎｄ １ｔｏｗ ｏｒ．
ｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇ ｍｅａｓｕｒｅｓ ｏｆ ｐｒｅｖｅｎｔｉｎｇ ｃｏｒｒｏｓｉｏｌｉ ｗｅｒｅ ｐｕｔ ｒｗａｒｄ ｆｒｏｍ ｔｈｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ａｎｄ ｍａｔｅｒｉａｌｓ ｕｎｇｒａｄｅ
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ａｔｍｏｓｐｈｅｒｉｃ ａｎｄ ｖａｃｕｕｍ ｄｉｓｔｌｌｌａｔｉｏｎ：ｌＯ＼Ｖ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ：ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ：ａｎｔｉ—ＣＯｒｌｏｓｉｏｎ １１１ｅａｓｕｒｅｓ
１装置现状
１．１ Ｊｊｎｒ原油性质
加工的部分含硫（或含酸）原油的性质见表１，从表巾可看 出装置加工原油的硫含量都超过了设计值。 １＿２装置腐蚀－隋况
装置的腐蚀情况见表２。
表１含硫、含酸原油性质
Ｔａｂ １ Ｔｈｅ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｏｆ ｓｕｌｆｕｒ ａｎｄ ａｃｉｄ ｏｉ
低温 初常顶挥发线
原油／初顶换热器
原油／常顶换热器 ２０＃
３ ｌ６Ｌ／１６ＭｎＲ 腐蚀减薄穿孔包盒子，见 ｌ
管板表面局部有微小孔洞，管板中问焊缝发现明显裂纹。
１０＃／ｌ６ＭｎＲ 管板及管束内侧腐蚀较严重，管柬内侧红棕色浮锈较多（为Ｆｃ！Ｏ ），
见图２。
０８Ｃｒ２ＡＩＭｏ／Ｉ６ＭｎＲ 管束挡板及折流板均存在严蓖的腐蚀减薄，进口法兰矩管减薄明
１０／１６ＭｎＲ 管束内结垢严 ，管束胀Ｌ１腐蚀泄漏 堵管１ ５０根。
１６ＭｎＲ 进出ＶＩ设备法兰短管（材质２０＃钢）腐蚀穿４Ｌ（见图３） 高温 减粘／初底油Ｉ换热器
Ｅｌ０３３：Ｅ１０３６
减渣冷却器
减粘反应器Ｔ１００８ＡＢ
［收稿日期］２００９一ｌＯ一０４ ［作者简介］于洋年（１ ９７６一），男，辽宁人，助理工程师，主要从事技术管理工作。
１４４ 广东化工
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第３７卷总第２０１期
图１ 常压塔塔顶三剂注入口腐蚀图
Ｆｉｇ．１ Ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｃｈａｍ ｏｆ ｅｎｔｒａｎｃｅ ｏｆ ｔｈｒｅｅ ｄｏｓｅｓ ｏｎ ｔｈｅ ｔｏｐ
ｏｆ ａｔｍｏｓｐｈｅｒｉｃ ｔｏｗｅｒ
图２ Ｅ１００２Ｃ管板及管束内侧腐蚀形貌
Ｆｉｇ．２ Ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｍｏｒｐｈｏｌｏｇｙ ｏｆ ｔｕｂｅｓｈｅｅｔ ａｎｄ ｍｅｄｉａｌ
ｂｕｎｄｌｅ ｏｆＥｌ００２Ｃ 图３ Ｔ１ ００８Ａ顶部碳钢法兰与１ Ｃｒ５Ｍｏ弯头腐蚀对比
Ｆｉｇ＿３ Ｃｏｍｐａｒｉｎｇ ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆｃａｒｂｏｎ ｓｔｅｅｌ ｆｌａｎｇｅ Ｔ１００８Ａ
ｗｉｔｈ ｅｂｌｏｗ ｌ Ｃｒ５Ｍｏ
２装置存在问题原因分析
２．１低温部位
２．１。１ Ｈ Ｓ－Ｉ－ＨＣＩ＋Ｈ Ｏ腐蚀
表３列出了近年电脱盐的监测数据表。从中可以看出，０５、
０６年原油脱盐合格率只有８６％左右，且脱除率仅有７４％～
７６％。说明脱后原油盐含量偏大、脱盐深度不够。０７年使用 ＹＳ—ＳＲ０１２４油溶性缓蚀剂后电脱盐运行效果较好。
脱后原油盐含量偏大造成原油中水溶性的无机盐（主要是
氯化钠、氯化镁和氯化钙）在蒸馏过程中水解生成ＨＣＩ。在汽 相变液相的相变部位，由于ＨＣ１溶解于水的能力比氨强，因
此遇蒸气冷凝水后，先于氨形成了ｐＨ达卜３的强酸腐蚀环境。
表３电脱盐监测数据表
Ｔａｂ．３ Ｄａｔａ ｓｈｅｅｔ ｏｆ ｅｌｅｃｔｒｉｃ ｄｅｓａｌｔｉｎｇ ｍｏｎｉｔｅｒｉｎｇ
表４三塔顶排水分析数据表
７ ６ ４ Ｄａｔａ ｔａｂｌｅ ｏｆ ３ ｔｏｗｅｒ ｄｒａｉｎａｇｅ ａｎａｌｙｓｉｓ
Ｔ１ＯＯｌ ｐＨ
Ｃｌ＿ ７ １ ９ ４ｌ ４．８８ ８ Ｏ２ ９ ６．５ ７ ６ ９．２
７１．６ ３６６ ２４．６ ２３８．７ １２７４４ ８．８６ １１６ ８ ６６２
当有Ｈ ｓ存在时，Ｈ２ｓ和ＨＣＩ相互促进构成循环腐蚀，
加速整个腐蚀反应过程的进行。其反应式如下 Ｊ：
ＭｇＣ１２＋２Ｈ２０＿＋Ｍｇ（ＯＨ）２＋２ＨＣ１ｔ
ＣａＣ１，＋２Ｈ，０－＋Ｃａ（ＯＨ）７＋２ＨＣｌｔ
ＮａＣｌ＋２Ｈ，Ｏ—－ＮａＯＨ＋ＨＣｌ ｔ
Ｆｅ＋２ＨＣＬ— ＦｅＣｌ，＋Ｈ， ＦｅＣ１，＋Ｈ，Ｓ— ＦｅＳ ＋ＨＣｌ
ＦｅＳ＋２ＨＣｌ— ＦｅＣ１，＋Ｈ，Ｓ
２．１．２氯离子点蚀 ６ ５ ７ ２５
８．９ ６７．８
５ ７．５６
ｌ６．１ ９４．６６
５．５ ６．８１
９ ９ ３７２４ ８ ７ ６
２６５ ３．５２
９ ６
６９９．９ ｌ７．７
ｌＯ ５
２４３１４ ９
从表４可以看出各塔顶排水氯离子含量均较高，远超过了
塔顶冷凝水含ｃ１一应小于２０ｘ１０ 的指标。尤其是０６年Ｔ１００１
塔顶排水氯离子含量最高达到１２７４４ ｍｇｍ。从而造成初顶３１６ Ｌ
管板换热器氯离子腐蚀（见图４，图５）。 在高浓度氯离子溶液中，氯离子能优先有选择地吸附在不
锈钢表面的氧化膜上，把氧原子排掉，然后和氧化膜中的阳离
子结合成可溶性氯化物，结果在基底金属上生成孔径为２０～
３０／ａｍ小蚀坑，这些小蚀坑便是孔蚀核。在外加阳极（氧或阳
离子氧）
极化条件下，只要介质中含有一定量的氯离子，便可 ２０１０年第１期
第３７卷总第２０１期 广东化工
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能使蚀核发展成蚀孔。
图４ Ｅ１Ｏ０１／Ｂ管板（未腐蚀）
Ｆｉｇ．４ Ｅ １ ００ １／Ｂ ｔｕｂｅ ｐｌａｔｅ（ｎｏ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ）
图５ Ｅ１００１／Ｂ管板（腐蚀后）
Ｆｉｇ．５ Ｅ１００１／Ｂ ｔｕｂｅ ｐｌａｔｅ（ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ）
２．２高温部位
高温重油部位的腐蚀主要由活性硫和环烷酸引起。活性硫
化物对金属的化学作用，又分为活性硫化物和非活性硫化物。
活性硫化物如硫化氢、硫醇和单质硫，在大约３５０～４００℃时 都能与金属直接发生化学作用，如下式：
Ｆｅ＋Ｈ２Ｓ＿＋ＦｅＳ＋Ｈ２
ＲＣＨ２ＣＨ２ＳＨ＋Ｆｅ— ＦｅＳ＋【ＲＣＨ＝ＣＨ２）＋Ｈ２ 硫化氢在３４０－４００℃时按下式分解：
Ｈ２Ｓ＿＋Ｓ＋Ｈ２
Ｓ＋Ｆｅ＿＋ＦｅＳ 分解出来的元素硫比Ｈ２Ｓ有更强的活性，使得腐蚀更激
烈。
非活性硫化物，包括硫醚、二硫醚、环硫醚、噻吩等。原
油中的硫醚和二硫化物在１３０～１６０℃已开始分解，其它有机
硫化物在２５０℃左右的分解反应也会逐渐加剧。最后的分解 产物一般为硫醇、硫化氢和其它分子量较低的硫醚和硫化物。
这些有机硫化物分解生成的元素硫、硫化氢也会对金属产生强
烈的腐蚀作用。 环烷酸为石油中一些有机酸的总称，又可称为石油酸。环
烷酸是环烷基直链羧酸，其通式为Ｃ Ｈ２ 一１ＣＯＯＨ，其中五、六
环为主的低分子环烷酸腐蚀性最强。原油加工时，环烷酸常集
中在柴油和轻质润滑油馏分中，其它馏分含量较少。 环烷酸在低温时不发生腐蚀，在高温无水环境中，腐蚀最
激烈，主要集中２７０～２８０℃的部位上，温度达到３５０℃时会
出现较严重的腐蚀，其腐蚀速度主要取决于原油中环烷酸含
量。由于环烷酸与铁反应生成油溶性环烷酸铁，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。其反应如下：
２ＲＣＯＯＨ＋Ｆｅ＿＋Ｆｅ（ＲＣＯＯ）２十Ｈ２ ＦｅＳ＋２ＲＣＯＯＨ Ｆｅ（ＲＣＯＯ）２＋Ｈ２Ｓ ２．３加热炉的露点腐蚀 由于装置燃料气和燃料油未进行脱硫处理，Ｈ２ｓ与Ｓ含量
较高，在燃烧过程中产生ＳＯ２和ＳＯ３。ＳＯ２本身反应缓慢，在
炉烟中低浓度下，无法形成亚硫酸盐，然而，ＳＯ２以化学吸附 的形式聚集在固体表面上，并与附加的氧生成硫酸基ＳＯ４ 。
高温烟气中的ＳＯ３不腐蚀金属。当温度下降到露点以下时，它
们与烟气中的水分结合生成硫酸和亚硫酸，对金属产生强烈的
露点腐蚀。
二氧化硫同五氧化二钒和氧化铁结合特别有利于变成相 应的硫酸盐，这些硫酸盐在达到足够高的浓度时分解出三氧化
硫，进一步和金属氧化膜Ｆｅ２０３反应，生成原子铁和硫酸基，
该反应是可逆的。反应式如下：
Ｓ＋０２—＋ＳＯ２ ｓ０２＋０２ ＳＯ３（高温氧化）
ＳＯ３＋Ｈ２Ｏ—＇Ｈ２ＳＵ４
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
加工高酸值原油常减压装置的腐蚀与防护
安全技术 ．
编辑王广亮
加工高酸值原油常减压装置的
腐蚀与防护
于渊慧
（中国石化集团青岛石油化工有限责任公司，山东青岛２６６０４３）
摘要阐述了加工高酸值原油对常减压装置的腐蚀
机理与影响，并提出了相应的防腐蚀措施。
关键词常减压装置高酸值原油腐蚀防护
随着我国国民经济的高速、持续发展，能源需求迅速 增长，进口原油的数量已超过亿吨大关，进口原油资源多 样化已成为国家能源安全战略的重要课题。国际市场上高 酸值原油资源丰富，价格比较低，在当前原油价格居高不
下的形势下，建设高酸值原油加工基地，或者通过改造现 有装置，尽可能多地掺炼高酸值原油对提高石化企业经济
效益十分必要，也完全符合中国石化的发展战略。因此，集
团公司科技开发部组织国内科研、设计单位研究开发高酸
值原油加工成套技术，拟对中国石化青岛石油化工公司进
行高酸值原油适应性改造。
由于高酸值原油的高腐蚀牛辛陛，在加工过程中将会带来 大量的设备腐蚀问题，尤其是加工高酸值原油的主要装
置——常减压装置将面临着更为严重的设备腐蚀问题，分析 探讨高酸值原油常减压蒸馏过程中行之有效的设备防腐措
施，将对企业的安全生产和经济效益有着重要的现实意义。
１高酸值原油对常减压装置设备腐蚀的影响
高酸值原油主要有以下特性：①原油体积质量大、黏
度高，尤其是沥青或胶质含量较高；②环烷酸含量大，原油
酸值较高；③凝点较低；④具有较高的氮含量；⑤蒸馏的轻
质油收率较低。 高酸值原油特性对油品加工过程中的设备腐蚀有很
大影响，其中①、②影响最大，现分述如下。
１．１原油体积质量大、黏度大，尤其是沥青或胶质含量较高
一是由于原油体积质量大、黏度大，尤其是沥青或胶
质含量较高，原油电脱盐难度增加。再加上环烷酸及其盐
类，具有很强的乳化性能，造成原油脱盐困难，难以达到深 度脱盐要求，因此蒸馏装置塔顶低温部位腐蚀严重；二是 原油中的少量低分子有机酸，在蒸馏装置塔顶与其他腐蚀
济南炼油厂常减压装置设备的腐蚀与防护
装置・设备 石油化工腐蚀与防护 Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｎｄ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ
２ ０ ０ ２，１ ９（３）・１ ３’
济南炼油厂常减压装置设备的腐蚀与防护
赵培录张庆河张兆宽张长乐
（济南炼油厂，山东济南２５０１０１）
摘要：在详细介绍装置设备腐蚀状况的基础上，分析了设备的腐蚀原因，指出掺炼阿曼高硫原油和电脱盐 合格率较低是造成设备腐蚀的主要原因。加强“一脱三注”管理、合理的材质升级和对换热设备进行涂层、锈
层处理，可使腐蚀得到控制。 关键词：常减压装置设备腐蚀一脱三注
１概述
常减压蒸馏装置属燃料一润滑油型蒸馏装置，
减压系统采用干式蒸馏，减压塔为全填料塔。该装
置１９９２年５月建成，原设计能力为１．５Ｍｔ／ａ，后经 过两次技术改造，现装置生产能力达到３．５Ｍｔ／ａ。
造成该装置设备腐蚀的主要原因是原油中存在有
硫化物、氮化物、无机盐和有机酸等腐蚀性杂质。
设备腐蚀的程度直接受杂质含量多少的影响，其中
以硫化物、无机盐和有机酸的影响较大。表１列出
了，近几年加工原油的种类和基本性质。
表１原油的基本性质
注：原油脱后含盐控制指标为小于３ｍｇＮａＣ１／Ｌ。
由表１的数据显示，所加工的原油在１９９９年
（即掺炼进口含硫原油）以前，属低硫低酸值原油，
总的来说设备的腐蚀问题不重。自１９９９年底掺炼
含硫量高达１．３６％的阿曼原油以来，设备的腐蚀
有明显的加重趋势，并从２００１年设备大检修期间
的设备腐蚀检查结果得到证实。以１９９９年７月份
和２０００年４月份的原油为例，分析原油中的硫和
有机酸在各馏分中的分布情况见表２。
根据表２数据并结合常减压装置各馏出口温
度控制范围，有机酸腐蚀的部位主要集中在常四、
减二、减三、减二中、常渣、减四等侧线系统的设备
和管线，高温硫腐蚀的部位主要集中在减五和减渣
等侧线系统的设备和管线。
２设备腐蚀情况
２．１管线的腐蚀
腐蚀比较严重的管线主要是常减压三塔顶系 统工艺管线，常底、减五和减底渣油线，减二中、减
加工高酸原油常减压装置的腐蚀与防护
专 论 石油化工腐蚀与防护ＣＯＲＲＯＳＩＯＮ＆ＰＲＯＴＥＣＴＩＯＮ ＩＮ ＰＥ ＦＲＯＣＨＥＭＩ（：ＡＬ ＩＮＤＵＳＴＲＹ ２０１３年第３０卷第４期
加工高酸原油常减压装置的腐蚀与防护术
梁春雷 ，孙丽丽 ，张立金 ，高俊峰 ，周 斌
（１．国家压力容器与管道安全工程技术研究中心合肥通用机械研究院安徽合肥２３００３１； ２．中国石化青岛石油化工有限责任公司山东青岛２６６０４３）
摘要：中石化某企业３．５ Ｍｔ／ａ常减压蒸馏装置加工多种进口高酸原油，平均酸值可达２．０ ｍｇＫＯＨ／ｇ，在２０１１年和２０１２年进行了两次腐蚀检查。检查发现，加工高酸原油后电脱盐困难，造 成常压塔顶及其冷凝冷却系统、常顶循系统腐蚀减薄严重；减压塔的减三线及下返塔部位点蚀严 重，填料大面积腐蚀散落；３１６Ｌ材质的减压转油线也发生了明显腐蚀。腐蚀分析认为．低温腐蚀主 要由原油中的盐水解生成ＨＣ１所致，若电脱盐效果差，设备有腐蚀倾向，建议将常压塔顶部筒体和 塔盘材质升级为２２０５，且对塔顶系统必须进行在线监测和定点测厚；３１６Ｌ材质的环烷酸腐蚀有一 定的孕育期且和加工原料性质密切相关，因此，装置每次停工都要进行仔细的腐蚀检查，及时掌握 腐蚀情况，若有明显腐蚀应将材质升级为３１７Ｌ。 关键词：高酸原油 环烷酸腐蚀监测 腐蚀检查 常减压 中图分类号：ＴＥ９８５．９ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００７—０１５Ｘ（２０１３）０４—００２６—０４
中石化某公司３．５ Ｍｔ／ａ常减压装置２００９年
进行了加工高酸原油的适应性改造，设计加工原
油酸值为２．９５ ｍｇＫＯＨ／ｇ，硫质量分数为０．９５％， ２００９年１１月正式投产运行。近两年原油中硫含
量呈上升趋势，２０１１年６月至２０１２年６月平均硫 质量分数由０．５２％上升至０．７９％。装置实际加
工多种进１５高酸原油，平均酸值在２．０ ｍｇＫＯＨ／ｇ 左右，造成装置腐蚀减薄严重。装置在２０１１年６
兰州石化公司常减压装置防腐蚀对策
兰州石化公司常减压装置防腐蚀对策
任世科 。张军明 。周天基
（１．兰州石油化工公司研究院，甘肃兰州７３００６０；２．兰州石化公司炼油厂，甘肃兰州７３００６０）
摘要：通过对兰州石化公司三套常减压装置的低温部位、高温部位腐蚀原因进行分析，根据不同类
型的腐蚀采取相应防腐蚀对策，使常减压装置的腐蚀得到很好的控制。
关键词：常减压；低温腐蚀；高温腐蚀；防腐蚀对策 中图分类号：ＴＱ０５３．５；ＴＱＯｓｏ．９ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００１—４８３７｛２００６）０８—００４９—０４
Ａｎｔｉｓｅｐｔｉｃ Ｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅ ｔｏ Ａｔｍｏｓｐｈｅｒｉｃ ａｎｄ Ｖａｃｕｕｍ Ｄｉｓｔｉｌｌａｔｉｏｎ
Ｄｅｖｉｃｅ ｏｆ Ｌａｎｚｈｏｕ Ｐｅｔｒｏ—－ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏｍｐａｎｙ Ｒｅｆｉｎｅｒｙ
ＲＥＮ Ｓｈｉ—ｋｅ ，ＺＨＡＮＧ Ｊｕｎ—ｍｉｌ ，ＺＨＯＵ Ｔｉａｎ—ｊｉ２
（１．Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｃｅｎｔｅｒ ｏｆ Ｌａｎｚｈｏｕ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ＆Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏｍｐｌｅｘ ＣＮＰＣ，Ｌａｎｚｈｏｕ ７３００６０，Ｃｈｉｎａ；
２．Ｉ．￣＇ｌｚｈｏｕ Ｐｅｔｒｏ—ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏｍｐａｎｙ Ｒｅｆｉｎｅｒｙ，Ｉ．￣＇ｌｚｈｏｕ ７３００６０，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｂｙ ａｎａｌｙｚｉｎｇ ｔｈｅ ｃａｕｓｅ ｏｆ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆｌｏｗ—－ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｐｏｓｉｔｉｏｎ ａｎｄ ｈｉｇｈ—－ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｐｏｓｉｔｉｏｎ ｏｆ
ｔｈｅ ｔｈｉｒｄ ｄｅｐｒｅｓｓｕｒｉｚａｔｉｏｎ ｓｅｔ ｏｆ Ｉ．￣＇ｌｚｈｏｕ Ｐｅｔｒｏ—ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏｍｐａｎｙ，ｔａｋｉｎｇ ｄｉｆｅｒｅｎｔ ｍｅａｓｕｒｅｓ ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ｄｉｆ－ ｆｅｒｅｎｔ ｋｉｎｄｓ ｏｆ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ，ｔｏ ｃｏｎｔｒｏｌ ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ．
常减压装置的腐蚀与应对措施
安全技术
编辑王广亮
常减压装置的腐蚀与应对措施
李志平
（中海石油炼化有限责任公司。广东惠州５１６０８６）
摘要通过对惠州炼油项目常减压装置腐蚀机理的
分析，提出了应对腐蚀的对策，对惠炼常减压装置的长周
期运行起到了有效的保障作用。
关键词炼油常减压装置腐蚀防腐蚀
世界高酸原油储量丰富、产量较大并呈稳步增长的趋
势，占世界原油供应总量的比例越来越大。但由于环烷酸
腐蚀的复杂性，以及对高酸原油的酸值问题了解不足，全
世界加工高酸原油的能力相对不足。高酸原油腐蚀性较
大，使得其较优质原油的价格低得多，一般以按酸值作为
折扣的标准，酸值越高折扣越多。因此，加工高酸原油成为
炼油业增加利润的选择，也是世界各国石油界越来越重视 高酸原油资源的主要原因。
中国海油为实现上下游一体化的综合型能源公司战
略，满足国内经济发展对能源的迫切需求，依托中海油的
海上石油资源优势，独资建设了第一个大型石化下游项
目——惠州炼油项目。
惠炼加工的原油高酸、高盐、高氮，相对体积质量较
大，脱盐难度大，腐蚀性强，是世界上第一套大规模加工高
酸原油的炼厂，可借鉴的相关经验少，为建成清洁化、信息 化、差异化、高价值的具有国际竞争力的精品炼油厂，装置
防腐及长周期安全运行尤为关键。为保证常减压装置长周
期运行，从设计、采办、施工抓起，防腐技术采用高规格，现
就常减压装置防腐技术加以探讨。
１常减压装置中的腐蚀机理
１．１ ＨＣ１一Ｈ ０一Ｈ Ｓ腐蚀
原油中未脱除的无机盐ＮａＣ１，ＭｇＣ１ 和ＣａＣ１ 等随水
带人常压塔，在一定温度下发生水解生成ＨＣ１，Ｈ Ｓ来自
原油中的硫化氢和原油中硫化物分解。
ＨＣ１和Ｈ Ｓ随挥发油气进入常压塔顶部及冷凝冷却 系统。ＨＣ１，Ｈ Ｓ处于干燥状态时对金属无腐蚀；但当塔顶
冷凝冷却系统冷凝结露出现水滴时，ＨＣ１即溶于水中成盐 酸。由于刚开始冷凝，水量极少盐酸浓度可达ｌ％～２％，
成为一个腐蚀性十分强烈的稀盐酸腐蚀环境。若有Ｈ２Ｓ存
常减压装置的工艺防腐
常减压装置的工艺防腐.txt
& ?7 P2 B3 Z, v0 j1 N4 E3 腐蚀机理探讨
/ |/ o+ ?5 M* r3.1 低温腐蚀 低温腐蚀的腐蚀介质主要是HCl-H2S-H2O，腐蚀部位为常减
压装置的初馏塔、常压塔和减压塔顶部及塔顶的冷凝冷却系统。腐蚀的原因是原油中含有一
定量的氯化物，即使经脱盐后还含有微量镁盐、钙盐甚至钠盐，MgCl2和CaCl2在200℃以下
开始水解，NaCl在300℃时亦发生水解，生成氯化氢，遇有液相水的环境产生盐酸，并产生
强烈的腐蚀作用： Fe+2HCl → FeCl2+H2 当有硫化氢存在时，发生如下反应： FeCl2+H2S →
FeS↓+HCl Fe+ H2S →FeS↓+ H2 FeS+2HCl → FeCl2+H2S 以上反应形成循环，腐蚀加剧。
常减压低温部位的腐蚀主要是由原油中所含的无机盐水解造成的，与原油中是否含酸含硫关
系不大。研究表明：原油中含盐量与设备的腐蚀速率基本成正比，如图1所示。 可见，原油
中含盐是造成腐蚀的根本原因。 z' h9 y" w! }
3.2 高温腐蚀 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 → FeS+H2
RCH2CH2SH+Fe → FeS+RCH=CH+H2 硫化氢在340～400℃按下式分解 H2S → S+H2 S+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—SCH2CH2R → RCH2CH2SH+RCH-CH2+S
RCH2CH2S-SCH2CH2R→RCH= CH-S-CH-CHR+H2S+2H2 而环烷酸酸值（KOH）大于0.5mg/g时，温
度在270～280℃和350～400℃，环烷酸的腐蚀最重。环烷酸在低温不发生腐蚀，在其沸点附
常减压蒸馏装置塔顶腐蚀案例分析与控制
专 论 石 油 化 工 腐 蚀 与 防 护 Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ＆Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｉｎ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ ２ ０ ０ ７，２ ４（５）・２ ９。
常减压蒸馏装置塔顶腐蚀案例分析与控制
于艳秋 张景生 刘小辉。 张鸿勋
（１．中国石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮阳４５７０００；
２．北京美盛沃利帕森斯工程有限公司，北京１０００２９；
３．中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院，山东青岛２６６０７１；
４．北京科安博科技有限公司，北京１０００８３）
摘要：随着国内炼油厂所加工原油密度、酸值和硫含量的不断升高，常减压蒸馏装置的初馏塔、常
压塔及减压塔冷凝冷却系统的腐蚀也不断加重。由于塔顶冷凝冷却系统材质以碳钢为主，致使设备
腐蚀严重，甚至过早失效，严重影响装置的长周期安全运转。目前在新建常减压蒸馏装置的设计选材
上大量选用３１６Ｌ奥氏体不锈钢、双相不锈钢和钛材等高等级材料。文章通过对两个炼油企业常压塔
顶干空冷器腐蚀穿孔、初馏塔顶油／原油换热器开裂和常压塔顶三荆注入口附近酸露点腐蚀三个失效
案例的分析，找出了失效原因，给出了建议改进措施。 关键词：常减压蒸馏装置 塔顶系统 腐蚀 换热器 空冷器
中图分类号：ＴＥ９８５ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００７一Ｏｌ５ｘ（２ｏｏ７）０５—００２９—０２
炼油厂常减压蒸馏装置低温系统的腐蚀严重
影响着装置长周期安全运转。随着国内炼油厂原
油劣质化倾向的日趋加重，一方面原油的密度大幅
度提高，另一方面原油的酸值和硫含量也逐步升
高，特别是酸值的升高对原油电脱盐的影响较大。
原油劣质化带来的直接后果是电脱盐操作波动大，
脱后含盐超标，由于原油中的部分盐类在加工过程
中水解释放氯化氢，从而使塔顶系统的腐蚀加重。
原油中硫含量的升高将导致塔顶系统硫化氢的质
量浓度升高，加重塔顶系统的腐蚀。塔顶设备选材
以碳钢为主，再加上目前初馏塔、常压塔及减压塔
常压塔顶系统腐蚀原因分析及防腐措施研究
31 工业、生产2021年第11期
在原油劣质化及装置长周期运行的背景下，
加工装置普遍面临腐蚀问题挑战。其中蒸馏装置塔
顶挥发线系统的低温腐蚀由于过程复杂，影响因素
多，监测和控制困难，成为一个普遍突出问题。与
高温腐蚀相比，单纯依靠材质升级往往不能彻底解
决低温腐蚀问题，工艺防腐是解决低温系统腐蚀的
关键。
某千万吨级蒸馏装置在本周期运行过程中，常
压塔顶酸性水中氯离子含量显著升高，从原来的不
到100mg/L上升到将近200mg/L。通过腐蚀检测发现
常压塔顶2台油气/原油换热器其中的一台出口管线减
薄严重，多次进行贴板处理，严重影响装置安全长
周期运行。鉴于并列布置的2台换热器出口管线出现
了比较明显的不同腐蚀减薄情况，迫切需要通过研
究找出腐蚀的根本原因。本文采用工艺和CFD仿真相
结合的方法对该常压塔顶管线的多相流腐蚀情况进
行了研究，结合对“一脱三注”工艺防腐的综合分
析，确定了腐蚀原因，为采取科学合理的防腐措施
提供了指导。
1 常压塔顶系统工艺仿真
图1为常压塔顶系统的基本流程，117℃常顶油
气进入挥发线后经过一个三注组件完成注中和胺、
注缓蚀剂和注水；三注后物料经挥发线一分二进入
两台原油-常顶油气换热器（E-1002/1,2），温度降至约95~97℃；物料经E-1002冷却至83~85℃进入常
顶空冷器，再经常顶水冷器后进入常顶回流罐。其
中腐蚀比较严重的区域是E-1002/2出口管线弯头（图
1中标红圈部位），进行过多次补板处理（如图2所示）。
图1 常压塔顶管线示意图
图2 E-1002/2出口管线腐蚀贴板情况常压塔顶系统腐蚀原因分析及防腐措施研究
尹志刚1 韩磊2
1. 中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司 北京 102500
2. 中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院 山东 青岛 266000
摘要：某千万吨级常减压装置常压塔顶挥发线并列两台塔顶油气/原油换热器中的一台出口管线腐蚀减薄
严重。本文采用工艺和CFD仿真相结合的方法对该常压塔顶管线的多相流腐蚀问题进行了研究，分析了两台换
常减压蒸馏装置腐蚀检查分析
专 论 石 油 化工腐蚀 与 防 护 Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ＆Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｉｎ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ ２ ０ １ ２，２ ９（２） ・２ ２ ・
常减压蒸馏装置腐蚀检查分析
孙丽丽 ，张立金 ，粱春蕾
（１．中国石化青岛石油化工有限责任公司，山东青岛２６６０４３；２．合肥通用机械研究所，安徽合肥２３００００）
摘要：中国石化青岛石油化工有限责任公司自加工高酸原油以来，设备、管线的腐蚀加剧，给 防腐工作带来新的课题和挑战，尤其是常减压装置低温系统腐蚀尤为严重，常项及顶循系统多台 设备及管线多次出现腐蚀泄漏，给装置长周期安全运行造成很大影响。为全面掌握加工高酸原油 对设备及管线的腐蚀情况和腐蚀规律，我们利用装置停工检修期间对常减压装置开展了腐蚀调 查，对设备及管线进行了全面腐蚀检查和定点测厚，对每台设备腐蚀形态和腐蚀情况进行分析总 结，查找存在的腐蚀隐患。将腐蚀检查结果进行总结，对腐蚀机理进行了分析，为以后开展防腐工 作和设备大检修提出合理化建议。 关键词：环烷酸高硫原油 腐蚀检查腐蚀机理 中图分类号：ＴＥ９８５．９ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００７—０１５Ｘ（２０１２）０２—００２２—０５
１概况
该公司自２００９年６月１日起进行加工高酸 原油适应性改造，２００９年９月底项目中交，１１月
１ １日改造后的常减压装置正式生产运行，设计加
工原油硫的质量分数为０．９１％，酸值为２．９５
ｍｇＫＯＨ／ｇ。装置规模达到３．５ Ｍｔ／ａ。
２０１０年４月下旬至２０１１年５月份加工原油平
均酸值为２．２７ ｍｇＫＯＨ／ｇ，硫平均质量分数为
０．５１％。加工高酸原油以来，一段时间电脱盐系统
运行一直不正常，脱后原油含盐量严重超标，且带 水严重，造成常压塔顶挥发线和顶循线腐蚀严重。 常减压蒸馏装置于２０１１年６月７日至１４日
停工检修，同时对装置重点设备（塔、加热炉、容
器、冷换等）进行腐蚀检查，及时发现设备、管线