常減壓蒸餾裝置常頂揮發(fā)線腐蝕管理

劉玉力

(中國(guó)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(jì)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(diǎn)腐蝕及避免使用更高等級(jí)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(jiàn)圖1。從圖1來(lái)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(guò)設(shè)計(jì)值1 mgKOH/g，但是硫含量在2017年之后多次出現(xiàn)超過(guò)設(shè)計(jì)值的現(xiàn)象。自常減壓蒸餾裝置運(yùn)行以來(lái)，一直采用腐蝕回路分析的策略，針對(duì)常頂揮發(fā)線等重點(diǎn)部位采取針對(duì)性的工藝防腐措施，同時(shí)建立相對(duì)完善的設(shè)備腐蝕監(jiān)檢測(cè)系統(tǒng)，包括在線監(jiān)測(cè)和定點(diǎn)測(cè)厚等。在裝置日常運(yùn)行中，腐蝕監(jiān)檢測(cè)手段發(fā)揮了重要的作用，及時(shí)發(fā)現(xiàn)了裝置的腐蝕問(wèn)題，并在裝置大檢修期間對(duì)腐蝕檢查結(jié)果進(jìn)行了驗(yàn)證。通過(guò)對(duì)腐蝕控制措施的進(jìn)一步改進(jìn)，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(jì)

2 裝置的腐蝕管控思路及方法

圍繞著“明確各部位腐蝕機(jī)理、重點(diǎn)部位重點(diǎn)關(guān)注”的原則開(kāi)展裝置的防腐工作，通過(guò)腐蝕回路分析，制定了針對(duì)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(diǎn)監(jiān)控部位見(jiàn)圖2。

(1)工藝防腐策略：在工藝上進(jìn)行“一脫三注”防腐設(shè)計(jì)。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(yùn)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(cè)腐蝕探針，89處定點(diǎn)測(cè)厚監(jiān)測(cè)點(diǎn)；在減頂冷凝冷卻系統(tǒng)設(shè)置5處在線腐蝕監(jiān)測(cè)探針，21處定點(diǎn)測(cè)厚監(jiān)測(cè)點(diǎn)。同時(shí)在裝置大檢修期間開(kāi)展了專(zhuān)業(yè)化的腐蝕檢查。

3 腐蝕問(wèn)題及分析

3.1 介質(zhì)化驗(yàn)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(yùn)行過(guò)程中，由于有機(jī)氯化物的不斷分解，形成HCl-H2S-H2O腐蝕環(huán)境，對(duì)常頂揮發(fā)系統(tǒng)的管線及設(shè)備造成腐蝕。2018年對(duì)常頂水樣進(jìn)行分析化驗(yàn)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(shuō)明Cl-主要來(lái)自于有機(jī)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(zhǎng)期超過(guò)控制指標(biāo)0.2 mm/a(見(jiàn)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(duì)常頂空冷器入口管線進(jìn)行隱患排查，檢測(cè)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(guò)3.4 mm。2017年12月對(duì)常頂油氣-原油換熱器出口管線進(jìn)行隱患排查，檢測(cè)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(dá)到4.2 mm。

3.4 定點(diǎn)測(cè)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(diǎn)測(cè)厚監(jiān)測(cè)點(diǎn)。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(cè)點(diǎn)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(cè)點(diǎn)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(duì)常頂空冷器入口總管進(jìn)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(cè)厚儀對(duì)入口總管進(jìn)行檢測(cè)，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(jiàn)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(jìn)入塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)，當(dāng)塔頂油氣被冷凝冷卻至露點(diǎn)溫度時(shí)，形成HCl-H2S-H2O腐蝕環(huán)境，對(duì)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(jìn)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(huì)形成局部強(qiáng)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(huì)被濃縮。濃縮的鹽酸會(huì)沿著介質(zhì)的流動(dòng)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(shí)間較長(zhǎng)，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(duì)常頂油氣-原油換熱器出口管線進(jìn)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(shí)在管線上減少了1個(gè)直管與1個(gè)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(jìn)行處理，對(duì)腐蝕嚴(yán)重的2處三通進(jìn)行更換，對(duì)明顯減薄的2處三通進(jìn)行貼焊。對(duì)空冷器入口總管進(jìn)行保溫，使其露點(diǎn)腐蝕位置移至支管注水點(diǎn)后。將各個(gè)空冷器入口支管全部更換，同時(shí)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(yǔ)

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(guò)在線腐蝕監(jiān)測(cè)探針、定點(diǎn)測(cè)厚和腐蝕隱患排查等手段，及時(shí)發(fā)現(xiàn)了常頂揮發(fā)線系統(tǒng)因低溫露點(diǎn)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(duì)常頂空冷器入口總管進(jìn)行保溫，改變?nèi)肟谥Ч茏⑺绞?，在常壓塔頂部增設(shè)脫氯設(shè)施。目前腐蝕監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)顯示，采取改進(jìn)的腐蝕控制措施后，塔頂腐蝕整體有所減緩。