加工海洋高酸值原油防腐简介.doc

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1、海洋高酸值原油防腐工作简介一、原油性质我公司加工的原油全部来自渤海湾高酸值重质原油，年加工原油约200万吨。海洋原油的显著特点为酸值高硫含量低，主要性质如下表：原油种类主要性质绥中36-1蓬莱19-3曹妃店渤中25-1旅大10-1密度g/cm3(20℃)0.96580.92710.95400.9490.9398API度14.520.516.2517.0218.47特性因数11.511.8111.55粘度mm2/s80℃279.927.4280.032.1（100℃）24.41酸值mgKOH/g2.673.23.381.364.5盐含量mgNaCl/l5913021.922.720

2、.4硫含量m%0.310.320.270.210.2615氮含量m%0.30原油类别低硫环烷基低硫环烷中间基低硫环烷基低硫环烷基低硫中间基一、主要防腐措施1、不同原油掺炼酸值特别高的原油如旅大10-1原油不单独加工，将高酸原油与低酸原油进行掺炼，降低其酸值。同时由于旅大10-1原油轻收与总拔较高，与轻收、总拔较低的渤中原油或绥中原油掺炼加工，不仅可有效的降低其酸值，还可缓解常、减压负荷，有利于产品的分离。2、高温位材料的选择及腐蚀的监测从2006年装置大检修腐蚀检查情况来看，材质为0Cr13的减一中、减二中回流分布器腐蚀严重，且减压塔部分0Cr13内衬腐蚀严重，故0Cr13材质不

3、耐环烷酸腐蚀。减二中抽出管线设计初期选用材质为Cr5Mo，厚度为7.0mm，在2006年检修期间对该管线进行测厚时发现弯头处管壁仅为2.0mm左右，腐蚀速率约为1.6mm/年,可知Cr5Mo材质钢管并不耐高温环烷酸腐蚀，故高温位材料的选择对装置运行周期的长短具有举足轻重的作用。针对环烷酸腐蚀主要发生在高于250℃的部位，对于250℃以上部位如常压侧线和减压侧线选用Cr5Mo以上的合金钢材料；对于温度高、流量大、流速高的管线和设备选用316L合金钢材料，如加热炉辐射室炉管、转油线、塔底抽出线和塔底泵等；塔的内部均采用316L衬里，常压塔内温度低于250℃时采用321材质内件，高于2

4、50℃采用316L的内件，减压塔全部采用316L的内件。因此在材料选择上我公司基本满足了加工海洋高酸值原油、防环烷酸腐蚀的要求。为了及时掌握设备的腐蚀情况和主要腐蚀部位、保证生产设备的安全运行。公司特采用美国数字超声波测厚仪，对装置区的重要设备部位进行监测。装置区共定测厚点189点。主要分布在弯头、大小头、短接、流速大、易冲刷、易腐蚀部位。但由于管线震动和外表温度等因素的影响，在正常生产期间所测数据变化不大，很难反映设备腐蚀的真实情况。1、脱后原油注碱为使脱盐后残留在原油中的MgCl和CaCl2变为不水解的NaCl从而减少HCl的生成，以便有效的控制腐蚀，我公司采取脱后原油注碱措

5、施。同时，原油在加热过程中已生成的HCl也会被注入的碱中和。（目前停注，但参照日本有关经验，只要对二次加工影响不大，注碱是有利的。）2、一脱三注工艺海洋高酸值原油具有密度大、粘度高的特点。而其中的有机环烷酸又是天然的乳化剂。虽然原油中的盐含量并不高，但脱出困难，脱后原油含水较高。而且在脱盐过程中易造成乳化，并产生大量污油，加大污水处理场负荷。鉴于以上情况，我公司对破乳剂进行了严格的筛选，根据脱盐后原油的含盐和含水情况，找出每种原油适合的高效破乳剂。常减压塔顶系统的腐蚀属于HCl-H2S-H2O系统的腐蚀，其中HCl含量的多少对设备的腐蚀影响最大。虽然进行了原油脱盐、注碱，已显著降

6、低了HCl的含量，但残留的大约5%～10%的HCl、H2S仍会造成冷凝区域较严重的腐蚀。我公司采取塔顶注碱、注缓蚀剂、注水的防护措施，由于传统的注NH3很难克服HCl引起的露点腐蚀，而且会产生NH4Cl沉积引起垢下腐蚀，且储存条件较难，同时加工海洋高酸值原油时常减顶PH值低，若单独通过中和氨缓蚀剂来调节，需大量的药剂才能将常减顶PH值控制在正常范围内，为节约炼油成本，我公司通过注浓度为3%的NaOH水溶液，并注入有中和作用的多功能缓蚀剂来进行常减顶腐蚀控制。目前，常顶铁离子含量一般在1mg/L以下，减顶由于小分子有机酸的存在，铁离子含量一般在8mg/L左右。3、高温防腐常减压装置

7、目前所采用的对于高温部位的工艺防腐主要是在高温部位加注高温缓蚀剂。目前，我公司与美国GE公司、北京荣晟瑞锋公司合作，针对高酸值海洋原油的设备腐蚀特点，增加了高温防腐缓蚀剂注入系统。采用的Proshield61N试剂是磷系高温防腐缓蚀剂。磷系缓蚀剂在高温下具有一定程度的热裂解作用，从而形成具有活性组分的物质，其与金属能形成一层很致密的膜，达到保护金属外壁的作用。高温防腐系统正常运行后注剂量如下表1：表1高温防腐缓蚀剂初期注入表t/h注剂量，ppm速度，l/h年用量，t泵1原油240