加工塔河劣质稠油的常压塔塔顶工艺防腐问题分析及处理

阐述了常压塔塔顶腐蚀机理和工艺防腐措施,对中国石化塔河炼化有限责任公司2015年2号常压塔塔顶铁离子波动情况开展技术分析,并分阶段采取了优化电脱盐操作、常压塔在线水洗、停运部分空冷、优化氨水及缓蚀剂注入量等措施,分析造成塔顶腐蚀的关键原因是:塔顶腐蚀环境pH控制过高,氨水注入后形成氯化铵盐结晶,造成垢下腐蚀。在逐渐降低常压塔塔顶氨水并中和缓蚀剂的加注量后,控制塔顶系统适宜的pH值,使常压塔塔顶腐蚀情况得到有效控制。     

原油注碱防腐技术在常减压装置中的应用

常减压装置发生低温腐蚀的原因主要是由于HCl的存在破坏了设备表面形成的FeS保护膜.对原油注碱能有效缓解常减压装置的设备腐蚀情况,适宜的注碱条件为:注入点设在电脱盐后的原油管线上,碱液中NaOH质量分数为4%,注碱速率为16.7 mL/s,每吨原油中NaOH的注入量为2.5 g.结果表明,加工相同原油时,通过注碱可使常压塔塔顶换热器腐蚀速率下降约80%,常压塔塔顶回流罐污水中Cl-质量浓度至少下降80%,常压塔塔顶回流罐污水pH值维持在6.0～7.5,中和剂消耗量也由注碱前的150～180 kg/d降低至注碱后的100～120 kg/d,且注碱操作不会影响常减压装置工艺运行的稳定和二次加工装置的原料质量.     

常减压装置塔顶工艺防腐智能加注系统应用总结

分析了常减压装置现有工艺防腐蚀管理与实施存在的问题,研究了常减压三顶(初馏塔顶、常压塔顶、减压塔顶)低温腐蚀机理及控制对策,通过工艺仿真研究了典型装置常压塔顶不同工况下低温腐蚀的影响因素及控制策略,并建立了工艺防腐精准加注目标数据库。通过开发可靠性高的在线pH仪、智能控制系统、注入撬装设备和管控一体化软件,成功研制了常减压装置塔顶工艺防腐智能加注系统。该系统自正式投用一年半以来,运行稳定可靠,塔顶回流罐铁离子浓度下降55.8%,表明塔顶低温腐蚀风险下降,药剂消耗量降低1/3以上,回流罐冷凝水pH值控制更精准、水中油质量浓度降低23%,有效实现了工艺防腐的智能控制。     

重整预加氢氧汽提系统堵塞原因分析与对策

某连续重整装置预加氢单元氧汽提系统塔顶空冷器压力降上升快、腐蚀堵塞严重。从氧汽提系统各部位的堵塞和腐蚀情况,原料油来源、存储以及原料油的氧、H_2S、氯、烯烃等杂质含量和氧汽提工艺流程等方面,对氧汽提系统腐蚀堵塞的原因进行分析,认为外购石脑油中的氧含量高(质量分数达10μg/g以上)和加氢焦化石脑油进入氧汽提系统是造成系统腐蚀堵塞的主要原因。提出了氧汽提塔顶增设注缓蚀剂、回流罐顶吹惰性气体改至空冷器前或氧汽提塔底兼作汽提气、控制原料油进氧汽提塔温度、适当提升空冷器设备材料等措施,以解决和改善预加氢单元氧汽提系统腐蚀堵塞问题,改造后回流罐分水包中酸性水的铁离子的质量浓度降至200 mg/L以下,汽提塔顶空冷器进出口压力降维持在50kPa左右。     

蒸馏装置塔顶在线腐蚀监测系统对工艺防腐蚀的作用

蒸馏装置常顶、初顶和减顶挥发线材质均为20号碳钢,主要防腐措施是采用"一脱三注"工艺防腐。为了实现设备腐蚀的安全控制,加强防腐管理水平尤为重要。对蒸馏装置的"三顶"在线腐蚀监测系统的监测结果与工艺注剂的调节情况进行分析,经过一段时间对"三顶"中和缓蚀剂的调节,在2014年12月5日—26日间实时监测"三顶"分离罐水相的p H值为6.5~8(指标7~9),"三顶"铁离子质量浓度为0.5~2 mg/L(指标不超过3 mg/L),塔内的酸碱性与铁离子均控制达标,此阶段"三顶"挥发线腐蚀监测探针的腐蚀速率均控制在0.2 mm/a以内,结果表明在线腐蚀监测系统能准确监测塔顶重点部位的腐蚀趋势,并能有效评价防腐蚀效果。     

催化汽油加氢脱硫装置稳定塔堵塞原因分析及对策

针对中国石油兰州石化公司催化汽油加氢脱硫装置稳定塔上部塔盘堵塞、塔顶空气冷却器堵塞以及稳定塔操作紊乱,导致重汽油腐蚀不合格的问题,分析了结垢物溶解性及组分,考察了原料性质及缓蚀剂对结垢物的影响,并提出改进措施。结果表明:堵塞结垢物的形成主要与使用水溶性缓蚀剂有关;改用油溶性缓蚀剂后,稳定塔回流罐酸性水的pH值平均为8.05,铁离子质量浓度平均为1.78 mg/L,其合格率平均在94%以上,塔顶与回流罐之间的压差稳定在0.04 MPa,塔顶压力(0.85～0.90 MPa)、温度(115～125℃)和回流量(16～20 t/h)均控制稳定,重汽油产品合格率达到100%,负荷率提高至100%;缓蚀剂加注量从0.10 t/d降低至0.05 t/d,可节约成本约20万元/a,同时可减少除盐水用量365 t/a。     

WS-1缓蚀剂在低温轻油设备管线上的应用

蒸馏常压塔顶系统设备管线存在HCl-H2S-H2O低温腐蚀问题,加入5mg/L的缓蚀剂并注氨(或中和剂)控制PH值在7.0～8.5,装置运行平稳,塔顶冷凝水中的铁离子浓度可控制在1mg/L左右.     

原油常压蒸馏塔顶部系统工艺防腐流程技术探讨

对原油常压蒸馏塔顶部防腐流程技术进行探讨。常压塔顶部采用两段冷凝冷却流程时,可以在空冷器之前设置油气换热器,以避免多台并联空冷器注水分布不均匀引起的露点消除困难,也可以在常压塔塔顶空冷器入口分支管嘴增加注水点,以及选择恰当流程排出常压塔塔顶回流罐中酸性水等措施减轻常压塔顶部系统腐蚀;塔顶采用一段冷凝系统时取消塔顶冷回流的流程,有利于缓解塔顶系统腐蚀。生产中控制常压塔顶回流罐操作温度或常压塔顶操作温度,皆能满足石脑油产品质量要求。     

加工高酸重质原油注碱技术应用研究

常减压蒸馏装置塔顶系统发生的低温部位腐蚀主要原因是HCl的存在,它直接与塔顶设备基材发生反应或破坏了设备表面生成的Fe S保护膜。在原油中加入碱,可以使原油中易水解的Mg Cl_2和Ca Cl_2转化为不易水解的NaCl,抑制腐蚀产物HCl的产生。某公司拥有一套加工能力0.6 Mt/a的常减压蒸馏装置,以高酸重质原油为原料生产沥青和燃料油,脱盐、脱水困难,电脱盐能耗大,常压塔顶循环段腐蚀较严重。为此停开电脱盐,进行原油注碱工业试验,结果表明:适宜的脱前原油注碱量为20 mg/kg;相对于开电脱盐,脱前原油注碱(20~25 mg/kg)能使塔顶Cl~-质量最高下降68.87%,且塔顶铁离子质量浓度小于3 mg/L;常压塔顶循环铁离子质量浓度由110mg/L降到小于1 mg/L,腐蚀得到有效控制;每年可节约运行成本96.87×10~4RMB$。     

常压塔塔顶循环管线结垢腐蚀的原因分析及解决措施

针对中国石化天津分公司3号常减压蒸馏装置常压塔塔顶循环管线结垢的问题,详细分析了垢物组成,并从结垢机理和塔顶各物料的性质方面分析了造成常压塔塔顶循环管线结垢的原因。通过减少缓蚀剂注入量、减少有机胺注入量、调整常压塔塔顶注水方案、添加阻垢分散剂等措施,常压塔塔顶循环量达到设计值,且对下游产品未造成影响,解决了常减压蒸馏装置常压塔塔顶循环管线结垢问题。     

常压塔冷回流段塔壁腐蚀泄漏及解决措施

处于开工末期的蒸馏装置,因掺炼大量俄罗斯原油而导致常压塔冷回流段塔壁发生腐蚀泄漏。分析认为:常压塔顶温度控制偏低和装置加工负荷维持在高位是常压塔发生腐蚀泄漏的主要原因。为确保常压塔稳定运行,对常压塔采取了带压堵漏和贴板补强应急措施,并采取提高常压塔顶控制温度、加大常压塔顶馏出线注水量等多项管控措施,效果良好。     

XAY-3315缓蚀剂在加氢裂化装置的应用

针对辽宁华锦通达化工股份有限公司1.80 Mt/a加氢裂化装置脱丁烷塔(T-204)和脱乙烷塔(T-205)顶H2S质量浓度高达26 696 mg/m3和54 670 mg/m3,生产中两塔存在严重的腐蚀问题进行分析,得出塔顶产生腐蚀的主要形式是H2S-NH3-H2O型腐蚀,主要原因是硫氢化铵、硫化氢腐蚀。经过筛选,采用XAY-3315型缓蚀剂,该缓蚀剂具有中和、成膜双重作用,可快速中和溶解在微量水中的H2S,升高局部微量冷凝水的pH值,还能形成致密保护膜,隔离金属本体与腐蚀介质。将XAY-3315缓蚀剂注入塔顶回流线,使塔顶流出酸性水中的pH值平均值从7.0提高到8.2,两塔的Fe2+质量浓度平均值均从3.2 mg/L分别降低到2.7,2.5 mg/L,生产周期从原来的0.5 a提高到2 a以上。结果表明XAY-3315缓蚀剂在加氢裂化装置脱丁烷塔和脱乙烷塔的使用达到了减缓塔顶系统腐蚀的效果。     

常压塔塔顶循环结垢腐蚀的原因分析及解决措施

针对天津石化公司3号常减压蒸馏装置常压塔塔顶循环管线结垢的问题,详细分析了垢物组成,并从结垢机理和塔顶各物料的性质分析了造成常压塔塔顶循环管线结垢的原因。通过减少缓蚀剂注入量,减少有机胺的注入量,调整常压塔塔顶注水方案,添加阻垢分散剂等措施,装置塔顶循环量达到设计值,且对下游产品未造成影响,解决了常减压蒸馏装置常压塔顶循环管线结垢问题。     

环烷酸对减压塔顶空冷器腐蚀的影响及对策

通过分析减压塔塔顶空冷器腐蚀特点,发现减压塔顶空冷器腐蚀非常快,减顶切水铁离子质量分数随时间大幅上升。确定了减压塔顶空冷器腐蚀加剧的主要原因是加工原油的劣质化,特别是高酸原油。环烷酸是造成常减压高温部位腐蚀的主要原因。结果表明,当减压塔塔顶温度超过120℃时,部分小分子环烷酸以及由环烷酸分解产生的小分子羧酸进入塔顶冷凝冷却系统,加剧了空冷器的腐蚀。通过降低减压塔塔顶温度,调整工艺防腐蚀措施,减压塔塔顶切水铁离子质量分数降至3 mg/L以下,塔顶空冷器的腐蚀得到有效的控制,换热器、管线等腐蚀明显降低。     

常压塔顶的腐蚀分析与防护措施

针对中国石油兰州石化公司500万t/a常减压装置的常压塔塔顶存在的腐蚀问题,采取更换空气冷却器材质,增加缓蚀剂注入点,优化注水量、注缓蚀剂量及其含量等措施,对装置进行了改进。结果表明,改进后装置的最佳工艺条件为:缓蚀剂含量26×10-6,注缓蚀剂量0.6 t/h,注水量2 t/h。与改进前相比,改进后第5~第8台空气冷却器出口含硫污水Fe2+质量浓度有了大幅度降低,塔顶含硫污水Fe2+质量浓度合格率达到100%。     

常减压蒸馏装置加工南帕斯凝析油的腐蚀与防护

中国石油化工股份有限公司茂名分公司3号常减压蒸馏装置配炼伊朗南帕斯凝析油后出现泄漏着火事故后,对1,2,3和4号配炼南帕斯凝析油的常减压蒸馏装置的初馏塔、常压塔和减压塔进行了检测,发现4套装置均有严重的腐蚀减薄现象。塔顶腐蚀为HCl-H2S-H2O腐蚀,而塔顶冷凝器在流速小于6 m/s时,以HCl腐蚀为主;在流速大于6 m/s时,以酸性水腐蚀为主,且腐蚀速率随流速增加而增加。对腐蚀严重的常压塔上部采用材质升级（整体内衬3 mm双相钢2205）;增加注水管对换热器进行清洗,同时更换为螺旋折流板换热器,以减少垢下腐蚀;调整工艺操作,严格控制塔顶温度和回流温度,在电脱盐后管线上按2.5 g/t油的量注入质量分数为4%的氢氧化钠等措施后,常压塔顶冷却器的腐蚀速率和污水中氯离子的质量分数均下降了80%,取得了较好效果。     

常压塔塔顶结盐分析与对策

针对中国石油化工股份有限公司洛阳分公司8.0 Mt/a常减压蒸馏装置常压塔塔顶石脑油干点与常一线喷气燃料闪点控制难度大的问题,通过对常压塔塔板效率和日常统计数据的技术分析,判断塔顶部塔板有结盐情况。采取提升塔顶回流罐界位、对常压塔进行在线水洗的方法,解决了石脑油干点和喷气燃料闪点控制难度大问题,且未对装置正常生产产生不良影响。还提出了预防塔顶结盐的措施。     

高负荷运行的常压塔顶系统腐蚀原因分析

自2016年7月底以来,某公司10 Mt/a常减压蒸馏装置常压塔塔顶处于高负荷运行。高负荷运行期间常顶含硫污水罐油水分离效果变差;常顶系统设备及管线腐蚀加快,含硫污水中铁离子质量浓度多次高于3 mg/L,常顶循环泵泵前过滤器经常出现堵塞。经超声测厚检测发现E101前DN800弯头腐蚀最突出,最小剩余壁厚仅为3.81 mm(原始壁厚12 mm),严重危及长期安全运行。通过采取降低轻油比例、启用顶循系统的缓蚀剂注入、提高注水量及改变塔顶注水单点注入为多点注入等措施,能有效地减缓系统部分设备及管线的腐蚀。但是,在高负荷的工况下,受结盐点升高、露点下降和流速提升的影响,常顶油气线尤其是E101前DN800水平段直管及弯头的腐蚀无法避免。如果降低常顶负荷,又将严重制约该公司的化工产能,从而大幅度影响公司的效益。经风险评估,该公司决定提前对常顶油气线水平段和弯头进行补强处理,在加强系统管线的腐蚀监测、确保安全生产的前提下,维持现有的加工能力,利用下次停工检修的机会对系统设备及管线进行改造。     

加工哈萨克斯坦原油的主要技术问题及解决措施

介绍了中国石油独山子石化分公司在加工掺有哈萨克斯坦原油的混合原油时出现的主要技术问题及解决措施。哈萨克斯坦原油中硫的质量分数为0.45%～0.65%,酸值[m(KOH)/m(原油)]高达(0.04～3.80)×10-3,盐质量浓度为7.57～18.00mg/L。加工中常压塔顶部负荷增加,产品的硫含量及生产环境中H2S的浓度均明显上升,生产设备腐蚀严重。采取了系列措施:改变常压塔取热流程;调整常压塔二线柴油的碱洗工艺;对电脱盐排水和初馏塔、常压塔、减压塔塔顶冷凝水采取高空排气措施;密闭排放汽油精制水;末级脱盐采用交直流电;升级设备材质。     

加氢装置脱C5系统的腐蚀与防护

对中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司乙烯裂解加氢装置脱C5系统的腐蚀现状进行了调查和腐蚀机理分析,查明腐蚀部位主要集中在回流管线的弯头及焊缝部位,其特征为孔蚀.该公司经过实验室对比评价试验,筛选出了JYH-2003和SL-60两种缓蚀剂并于2005年4月进行了工业应用试验.结果表明JYH-2003在流量为1.1 kg/h左右的情况下,可使回流罐冷凝水的pH值稳定在8.0～10,并使系统铁离子质量浓度稳定在100 mg/L左右,使腐蚀得到了有效控制.