劉玉力

(中國石油天然氣股份有限公司廣西石化分公司,廣西 欽州 535099)

1 裝置概況

某公司常減壓蒸餾裝置加工能力為12 Mt/a，設(shè)計上按照原油中硫的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%，酸值為 1 mgKOH/g 考慮材質(zhì)。為了減緩露點腐蝕及避免使用更高等級的耐腐蝕材料，將常壓塔塔頂溫度提高到161 ℃，并采用鈦材制造塔頂物料換熱及冷卻設(shè)備。2016年至2020年加工原油性質(zhì)見圖1。從圖1來看，在2016年至2020年，雖然原油酸值基本保持在0.4～0.6 mgKOH/g，一直未超過設(shè)計值1 mgKOH/g，但是硫含量在2017年之后多次出現(xiàn)超過設(shè)計值的現(xiàn)象。自常減壓蒸餾裝置運行以來，一直采用腐蝕回路分析的策略，針對常頂揮發(fā)線等重點部位采取針對性的工藝防腐措施，同時建立相對完善的設(shè)備腐蝕監(jiān)檢測系統(tǒng)，包括在線監(jiān)測和定點測厚等。在裝置日常運行中，腐蝕監(jiān)檢測手段發(fā)揮了重要的作用，及時發(fā)現(xiàn)了裝置的腐蝕問題，并在裝置大檢修期間對腐蝕檢查結(jié)果進行了驗證。通過對腐蝕控制措施的進一步改進，取得了良好的防腐蝕效果。

圖1 2016年至2020年加工原油性質(zhì)統(tǒng)計

2 裝置的腐蝕管控思路及方法

圍繞著“明確各部位腐蝕機理、重點部位重點關(guān)注”的原則開展裝置的防腐工作，通過腐蝕回路分析，制定了針對性的工藝防腐策略和設(shè)備腐蝕監(jiān)控策略。常頂腐蝕回路及重點監(jiān)控部位見圖2。

(1)工藝防腐策略：在工藝上進行“一脫三注”防腐設(shè)計。前期在常頂餾出線、常頂空冷器入口連續(xù)注入中和劑和緩蝕劑，后期改為只注緩蝕劑。在裝置日常運行中，要求常頂和減頂回流罐切水pH值控制在5.5～7.5，鐵離子質(zhì)量濃度控制在3 mg/L以下。

(2)設(shè)備腐蝕監(jiān)控策略：在常頂冷凝冷卻系統(tǒng)上設(shè)置5處在線監(jiān)測腐蝕探針，89處定點測厚監(jiān)測點；在減頂冷凝冷卻系統(tǒng)設(shè)置5處在線腐蝕監(jiān)測探針，21處定點測厚監(jiān)測點。同時在裝置大檢修期間開展了專業(yè)化的腐蝕檢查。

3 腐蝕問題及分析

3.1 介質(zhì)化驗分析

常減壓裝置脫后原油鹽的質(zhì)量濃度基本控制在3 mg/L以下，2018年8月后，基本控制在2 mg/L以下。雖然脫鹽效果較好，但是在裝置運行過程中，由于有機氯化物的不斷分解，形成HCl-H2S-H2O腐蝕環(huán)境，對常頂揮發(fā)系統(tǒng)的管線及設(shè)備造成腐蝕。2018年對常頂水樣進行分析化驗發(fā)現(xiàn)：常頂回流罐的水樣pH值為4.7～5.8，呈酸性，而常頂產(chǎn)品罐的水樣pH值為6.5～8.7；水中Cl-質(zhì)量濃度偏高，平均值為36 mg/L，這說明Cl-主要來自于有機氯化物的分解。

3.2 在線腐蝕監(jiān)控

在2015年至2020年，常頂油氣-原油換熱器出口管線和常頂空冷器入口管線探針腐蝕速率長期超過控制指標(biāo)0.2 mm/a(見圖3)，常頂揮發(fā)系統(tǒng)存在較為嚴(yán)重的腐蝕，且常頂油氣-原油換熱器出口管線腐蝕較常頂空冷器入口管線更為嚴(yán)重。

圖3 探針腐蝕速率

3.3 隱患排查

2017年11月對常頂空冷器入口管線進行隱患排查，檢測發(fā)現(xiàn)管線存在19處明顯減薄部位，其剩余壁厚的最大值和最小值之差超過3.4 mm。2017年12月對常頂油氣-原油換熱器出口管線進行隱患排查，檢測發(fā)現(xiàn)管線存在1處明顯減薄部位，其剩余壁厚的最大值和最小值之差達到4.2 mm。

3.4 定點測厚

在常頂油氣-原油換熱器出口管線及常頂空冷器入口管線分別設(shè)置18處和48處定點測厚監(jiān)測點。2018年11月檢查發(fā)現(xiàn)，常頂油氣-原油換熱器出口管線共有3處監(jiān)測點明顯減薄，最大減薄量為0.6 mm，常頂空冷器入口管線共有6處監(jiān)測點明顯減薄，最大減薄量為1.8 mm。

3.5 大檢修腐蝕檢查

在2020年3月裝置大檢修期間，對常頂空冷器入口總管進行渦流掃查，發(fā)現(xiàn)入口總管三通存在明顯的腐蝕減薄現(xiàn)象。采用超聲波測厚儀對入口總管進行檢測，發(fā)現(xiàn)部分管線腐蝕減薄嚴(yán)重，壁厚最小值為2.6 mm，其腐蝕情況見圖4。

圖4 常頂空冷器入口總管腐蝕情況

4 常頂揮發(fā)線腐蝕原因分析

在常減壓蒸餾裝置中，原油中的氯化物及硫化物分解產(chǎn)生HCl和H2S，隨輕組分一同進入塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)，當(dāng)塔頂油氣被冷凝冷卻至露點溫度時，形成HCl-H2S-H2O腐蝕環(huán)境，對設(shè)備造成嚴(yán)重的腐蝕[1]。在這種腐蝕環(huán)境中，以HCl腐蝕為主，H2S腐蝕起促進作用，造成設(shè)備腐蝕失效[2]。

常頂油氣-原油換熱器出口管線操作溫度為123～125 ℃，會形成局部強酸性腐蝕環(huán)境，由于溫度較高，冷凝液較少，介質(zhì)中的鹽酸就會被濃縮。濃縮的鹽酸會沿著介質(zhì)的流動方向，在管道拐彎處以及水平管段底部積聚，造成這些部位腐蝕比較嚴(yán)重。

與常頂油氣-原油換熱器出口管線相比，常頂空冷器入口管線因操作溫度較低而冷凝液較多，從而使鹽酸的濃度降低，因而其腐蝕程度較輕。由于常頂空冷器入口管線服役時間較長，約10 a，管線內(nèi)腐蝕產(chǎn)物和銹垢日積月累形成沉積物，產(chǎn)生垢下腐蝕。常頂空冷器入口支管均設(shè)置有注水管，注水方式為垂直單股注入，易發(fā)生偏流現(xiàn)象，難以均勻中和管線中的鹽酸，導(dǎo)致管線內(nèi)部分區(qū)域仍存在冷凝濃縮的鹽酸，故腐蝕穿孔部位集中分布在常頂空冷器入口支管的中上部。

5 腐蝕控制措施完善

在2020年裝置大檢修期間，對常頂油氣-原油換熱器出口管線進行部分更換，并在管線內(nèi)壁鍍鎳鉻合金防腐涂層，隔離腐蝕性介質(zhì)與管線表面接觸，同時在管線上減少了1個直管與1個彎頭，減少了積液，減輕了管線腐蝕。

根據(jù)常頂空冷器入口總管三通的腐蝕情況采取相應(yīng)的措施進行處理，對腐蝕嚴(yán)重的2處三通進行更換，對明顯減薄的2處三通進行貼焊。對空冷器入口總管進行保溫，使其露點腐蝕位置移至支管注水點后。將各個空冷器入口支管全部更換，同時改變注水方式，將垂直單股注入改為水平霧化噴頭注入，以保證注水均勻分布，并與介質(zhì)充分接觸，避免出現(xiàn)偏流及死角。

在常壓塔頂部增設(shè)一套脫氯系統(tǒng)，從源頭上降低腐蝕性介質(zhì)的含量，減緩常頂冷凝冷卻系統(tǒng)的腐蝕。

6 結(jié) 語

在裝置腐蝕回路分析的基礎(chǔ)上，制定了科學(xué)合理的腐蝕監(jiān)控策略，通過在線腐蝕監(jiān)測探針、定點測厚和腐蝕隱患排查等手段，及時發(fā)現(xiàn)了常頂揮發(fā)線系統(tǒng)因低溫露點腐蝕而造成的裝置隱患。為了減緩揮發(fā)線系統(tǒng)的腐蝕，在常頂油氣-原油換熱器出口管線鍍鎳鉻合金防腐涂層，對常頂空冷器入口總管進行保溫，改變?nèi)肟谥Ч茏⑺绞剑诔核敳吭鲈O(shè)脫氯設(shè)施。目前腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示，采取改進的腐蝕控制措施后，塔頂腐蝕整體有所減緩。