常減壓塔頂腐蝕問題分析與防護研究
2016-03-14 06:36:51張楠中國石油大港石化公司天津300280邵帥中國石油渤海鉆探工程有限公司定向井技術(shù)服務(wù)分公司天津300280
化工管理 2016年21期
張楠(中國石油大港石化公司，天津 300280)邵帥(中國石油渤海鉆探工程有限公司定向井技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300280)
常減壓塔頂腐蝕問題分析與防護研究
張楠(中國石油大港石化公司，天津300280)
邵帥(中國石油渤海鉆探工程有限公司定向井技術(shù)服務(wù)分公司，天津300280)
常減壓蒸餾裝置作為原油加工的首道工序，其工作性能及運行周期事關(guān)煉油廠的運行效益。但煉油廠的常減壓蒸餾裝置卻極易出現(xiàn)腐蝕問題。為了保證常減壓蒸餾裝置的安全、穩(wěn)定和長周期運行，筆者根據(jù)常減壓蒸餾裝置低溫區(qū)間的腐蝕狀況，提出相應(yīng)的防護措施。
常減壓；蒸餾裝置；腐蝕；防護
2009年8月，某煉油廠1000萬t/a蒸餾裝置開工建成，用以加工外油。但裝置在運行2年以后，停工檢修發(fā)現(xiàn)，該蒸餾裝置的塔頂系統(tǒng)出現(xiàn)程度不一的腐蝕現(xiàn)象。對此情況，筆者結(jié)合工作經(jīng)驗，論述常減壓蒸餾裝置塔頂?shù)母g與防護。
1 常減壓蒸餾裝置塔頂?shù)母g狀況
1.1腐蝕原因
煉油廠常減壓蒸餾裝置塔頂腐蝕具體處在HCI-H2S-H2O的腐蝕環(huán)境，其中H2S來自硫化物裂解及原油自帶；原油內(nèi)含的氯化物包括有機氯和有機氯。無機氯包括CaCl2、MgCl2和NaCl，其中CaCl2、MgCl2易受熱水解，即在120～200℃開始水解，而在340～370℃時，MgCl2與CaCl2的分解率分別為95%、10%；NaCl不易水解，即其在340℃時的分解率僅為2%。研究發(fā)現(xiàn)，原油內(nèi)的金屬化合物或環(huán)烷酸會加劇CaCl2、MgCl2和NaCl發(fā)生水解反應(yīng)。原油內(nèi)一般未含天然的有機氯化物，但在采油中會添加含氯化學(xué)助劑及在原油加工中用到含有機氯化物的物質(zhì)。一般來講，采用原油電脫鹽工藝無法脫除有機氯化物，同時在常減壓蒸餾裝置中，部分有機氯化物會水解生產(chǎn)烴和HCl，且水解反應(yīng)的程度、溫度與其結(jié)構(gòu)有關(guān)，具體如下：R-Cl+H2O→R-OH+ HCl。
1.2腐蝕機理
在無液壓水狀態(tài)下，HCl與H2S進入蒸餾裝置以后基本不會對設(shè)備產(chǎn)生腐蝕作用，但在系統(tǒng)的相變區(qū)域內(nèi)，溫度的降低會形成少量的水滴。此時，當(dāng)大量的HCl進入這一區(qū)域以后，鹽酸的濃度便會升至1%～2%，使得露點處初期冷凝水的pH值下降，從而形成一個極具腐蝕性的稀鹽酸腐蝕環(huán)境。冷凝水的量在冷凝過程中不斷增加，期間高濃度的鹽酸得到稀釋，使得水相的pH值上升。此時，與露點位置相比，其對設(shè)備的腐蝕較輕，但在這一過程，常減壓蒸餾裝置的塔頂和冷凝冷卻系統(tǒng)受HCl-H2S-H2O腐蝕。針對上述環(huán)境的腐蝕破壞機理，業(yè)內(nèi)普遍認為是HCl與H2S的相互作用而形成的循環(huán)腐蝕。HCl-H2SH2O腐蝕環(huán)境主要受HCl含量、H2S分壓兩大因素的影響，其常見于常減壓的塔頂及其冷凝冷系統(tǒng)中。
2 常減壓蒸餾裝置塔頂?shù)姆栏に?/h2>
常減壓蒸餾裝置塔頂?shù)睦淠到y(tǒng)通常采用工藝防腐+材料防腐的防護方案，其中工藝防腐是指“一脫三注”，即：原油電脫鹽、塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)注水、中和劑和緩蝕劑。
2.1原油電脫鹽
原油電脫鹽是將原油中的水、鹽及其他雜質(zhì)脫除，其中脫除鹽類可從根本上實現(xiàn)防腐，即：將原油內(nèi)的鹽類脫除至3mg/L以下，以實現(xiàn)對低溫部位腐蝕的有效控制。另外，通過原油電脫鹽亦可脫除其中的Na+，以防后部加工裝置出現(xiàn)催化劑中毒，同時通過脫除原油中的水分，對規(guī)范后續(xù)加工操作及減少加工能耗具有重要作用。
2.2注中和劑
將中和劑注入常減壓塔頂揮發(fā)線，利用反應(yīng)生成的鹽酸便可增大露點處液態(tài)水的pH值。在國內(nèi)煉油廠中，目前較為常用的中和劑是無機氨。氨是煉油廠的副產(chǎn)物，具有經(jīng)濟、易得的特征，但在初凝區(qū)露點處，初凝水中的氨具有極小的溶解度。因此，在這一區(qū)域的pH值較小，無法實現(xiàn)對露點處進行有效的防腐控制，同時用無機氨來中和冷凝水會使其pH值產(chǎn)生較大波動，且難以將塔頂冷凝水的pH值調(diào)控于7.0～9.0之間。此外，中和劑選用無機氨會生成氯化銨，易沉積在管壁處，且在注入過量的氨時，會產(chǎn)生垢下腐蝕。鑒于此，國外紛紛改注有機胺。通過比較發(fā)現(xiàn)，有機胺具有沸點高、中和性能強、可與HCl同時冷凝及塔頂冷凝水的pH值易控制（可控于5.5～7.0之間）等優(yōu)點。但研究發(fā)現(xiàn)，改注有機胺也無法徹底規(guī)避銨鹽結(jié)晶所致的垢下腐蝕。經(jīng)過綜合考慮，多數(shù)煉油廠采用有機胺與氨混用的辦法，以降低成本。
2.3注成膜緩蝕劑
在實際應(yīng)用中，成膜緩蝕劑應(yīng)與中和劑同時使用，且常減壓塔頂所用的緩蝕劑分為油溶性和水溶性兩種。其中，在一些“極性”頭部未緊密排列的位置上，使用水溶性緩蝕劑時，無法從根本上規(guī)避水分子接觸金屬表面而產(chǎn)生腐蝕；相較于此，油溶性緩蝕劑便可有效彌補水溶性緩蝕劑的不足，從而實現(xiàn)對設(shè)備表面的有效保護。
2.4注水
將水注入常減壓蒸餾裝置塔頂揮發(fā)線的目的如下：一是促使管線露點外移及通過稀釋腐蝕介質(zhì)來實現(xiàn)保護冷凝設(shè)備的目的；二是防止塔頂系統(tǒng)在注入有機胺或氨時產(chǎn)生有機胺或無機銨鹽酸鹽沉淀，從而避免設(shè)備在銨鹽沉積的影響下出現(xiàn)垢下腐蝕。研究論證，在常壓塔塔頂揮發(fā)線上，應(yīng)將注水量控制在5%～8%之間。
綜上，在原油劣質(zhì)化的背景下，加強對常減壓蒸餾裝置塔頂?shù)姆栏芯烤哂鞋F(xiàn)實意義。在本案，筆者簡要從防腐工藝的角度出發(fā)，討論了“一脫三注”的防腐措施。實踐證實，“一脫三注”的防腐工藝極具應(yīng)用價值，但仍有待深化改進。
［1］韓巍，孫文君，袁軍等.煉油常減壓裝置常頂系統(tǒng)腐蝕分析及防護［J］.全面腐蝕控制，2011，（6）：22-28.
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［3］梁春雷，孫麗麗，張立金等.加工高酸原油常減壓裝置的腐蝕與防護［J］.石油化工腐蝕與防護，2013，30（4）：26-29.
［4］薛光亭.加工海洋高酸原油常減壓裝置的腐蝕與防護［J］.石油化工腐蝕與防護，2013，30（5）：50-53.
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