氨精馏塔腐蚀失效原因分析

某炼油厂污水汽提装置氨精馏塔发生腐蚀失效,在塔的上部存在严重的冲刷腐蚀沟槽区和点蚀区,沟槽区局部腐蚀减薄穿孔,点蚀区塔壁最薄为10．73ram（最厚14．23mm）。文章从宏观腐蚀形貌、腐蚀介质、材质化学成分、金相显微观察等方面分析了腐蚀发生的原因。腐蚀主要是由塔内冷凝液的酸腐蚀和垢下腐蚀、N}{4HS的冲刷腐蚀、湿硫化氢环境下的氢损伤造成的。因此,可以采取以下预防腐蚀的措施：选用抗HIC钢板;将塔的中间冷却器改到塔外,同时控制原料中H2S质量浓度不超过设计指标3mg/L,其它杂质含量及塔污水中N｜14HS质量分数浓度不大于2％以及其他杂质含量不超标。腐蚀监控应增加塔体的定点测厚布点,并扩大腐蚀监控范围,预防相近部位腐蚀的发生。     

缓蚀剂工艺防护措施优化及工业应用

某公司汽油加氢装置脱碳五塔塔顶系统设备及管道腐蚀严重,腐蚀机理为湿硫化氢腐蚀。原缓蚀剂性能较差,不合适的注剂量和注剂点位置是导致塔顶注缓蚀剂工艺防腐蚀效果不理想的主要影响因素。文章对塔顶缓蚀剂性能进行评价的结果表明：缓蚀剂最大缓蚀率仅为52.54%,防腐蚀效果较差,不适用于脱碳五塔顶部位的腐蚀环境。后公司针对缓蚀剂性能、注剂量、注剂点位置等影响因素对塔顶工艺防腐蚀措施进行了优化,应用结果表明：塔顶湿硫化氢腐蚀形势得到有效控制,冷凝水的pH值上升至7.0～9.0,铁离子含量平均值降至3.3 mg/L,塔顶腐蚀系统的设备及管道的腐蚀均属轻微程度。     

CO2注采井油管柱服役安全状态评价方法

针对CO₂注采井油管柱因腐蚀失效而频繁更换的问题,研究了适用于CO₂注采井井筒环境的CO₂腐蚀速率预测模型及管柱力学分析方法,分析讨论了CO₂注采井工况、产出液含水率等因素随时间的变化对CO₂注采井油管柱腐蚀速率及承受载荷的影响,结合管柱腐蚀剩余强度计算方法,建立了CO₂注采井油管柱服役安全状态评价方法,并进行了实例计算和比较。结果表明,针对CO₂注采井油管柱腐蚀预测,DW-95模型有较好的适用性,生产阶段为CO₂注采井腐蚀发生主要阶段及安全状态评价的主要对象;管柱安全服役时间与其腐蚀速率及承受载荷呈负相关,且管柱抗压安全服役时间为管柱最小安全服役时间,是安全状态评价的主要依据,以此为标准可确定管柱更换周期,优化CO₂注采井吞吐周期,指导现场安全生产。     

催化硫醇汽油腐蚀不合格原因探讨及对策

稳定富气水洗注高含硫氨水及电后催汽携带碱渣是造成经汽油铜片腐蚀不合格的主要原因，采用富气水洗注合格的净化水或脱盐水，提高稳定塔、解吸塔塔底温度，并在分馏塔顶注氨，可解决问题。     

炼油装置上的腐蚀在线监测结果分析

中国石化股份公司广州分公司自2002年5月29日开始对炼油装置的空冷器、换热器、管线等进行了全面的腐蚀在线监测。在7月18日至8月15日期间,因设备维修而停止注氨。对上述期间腐蚀监测结果进行分析后指出;广州分公司炼油装置现行的“一脱三注”工艺防腐蚀措施可将一次加工装置“三顶”低温部位的腐蚀速率控制在0.20mm/a以下;当停止注氨时,空冷进口总管、初馏塔顶空冷器进口管和冷凝器进口管处的腐蚀速率可提高数十倍,因此一年中装置停止注氨时间不能超过15天;当焦炭塔油气管线选用Cr5Mo耐热钢时,其腐蚀速率可控制在0.152mm/a左右。     

常减压装置塔顶低温系统露点腐蚀及铵盐沉积研究

炼油厂常减压装置塔顶低温部位的腐蚀和铵盐沉积是影响装置长周期安全运行的主要因素,腐蚀薄弱环节发生在露点区域,而影响露点腐蚀的关键因素是pH值。选用Aspen软件中的电解质模型,根据塔顶的组分及腐蚀气体的含量,对此低温系统的pH值进行了模拟计算,确定了露点区域溶液中的pH值,并对工艺防腐措施中的注氨和注水进行模拟计算,研究其变化对pH值的影响。利用氯化铵盐的结晶曲线分析塔顶系统的氯化铵结晶趋势,得到了沉积温度,同时探讨塔顶系统的操作压力、注氨量和注水量等变化对氯化铵盐沉积温度的影响,得到了沉积规律。     

常压塔腐蚀与防护

通过对中国石油化工股份有限公司洛阳分公司常压塔腐蚀情况的分析,认为该塔腐蚀的主要原因是原油硫含量的升高、冲刷加剧、材料等级低及设备老化等,并针对腐蚀的成因提出了更换常压塔材质、在塔底进料段增设进料分配器,加强"一脱三注"工艺防腐蚀管理和增设腐蚀在线监控系统等的防护措施.     

常减压蒸馏装置设备腐蚀典型事例与防护

福建炼化公司常减压蒸馏装置 ,设计原油硫含量不得高于 0 .6 5 %。目前混炼原油的硫含量平均为0 .6 % ,最高达 1%。该装置的腐蚀主要表现为低温H2 S -HCl-H2 O腐蚀 ,低温露点腐蚀和高温硫及环烷酸的腐蚀。从 2 0 0 2年 3月起 ,该装置改注 80 μg/g的YF - 971缓蚀剂 (辅以注氨 )后 ,切水总铁平均值为 1.6mg/L ,使塔顶低温部位的腐蚀得到了有效控制。高温硫和环烷酸的腐蚀主要表现在减压塔底油泵的腐蚀 ,应提高设备材质等级。露点腐蚀主要为预热器引风机转子、壳体和入口蝶阀的腐蚀 ,可以通过控制过剩空气系数不超过1.2 5和提高排烟温度至 16 5～ 170℃加以克服。     

某油井套管腐蚀原因分析

某油井套管拔出时产生严重腐蚀,对腐蚀产物颜色及腐蚀管宏观特征进行了分析,其主要腐蚀形式为点蚀.用电子扫描显微镜、金相显微镜、能谱、X衍射等方法对腐蚀套管的形貌、横截面及腐蚀产物进行分析,该井套管发生的主要腐蚀形式为二氧化碳腐蚀、硫化物应力腐蚀和氯离子点蚀,腐蚀最为严重的第74根套管,发生的腐蚀主要为应力腐蚀.     

胜利垦32区块外输管线频繁穿孔原因分析

胜利垦32区块是一种非常典型的针孔腐蚀,虽然不危及管道安全,但是成因复杂,治理起来却非常麻烦。通过对穿孔管段进行解剖,从多方面分析研究了造成腐蚀的原因,认为管线腐蚀穿孔主要为内部点蚀引起,管线材质存在夹杂以及垢下腐蚀是发生点蚀的主要原因；而由于管线的分段分包施工,各段之间可能存在电位差也是不可忽视的因素。     

加氢裂化装置高压换热器的腐蚀与防护

加氢裂化装置的高压换热经常发生腐蚀泄漏,严重影响了装置的平稳运行。文章介绍了加氢裂化装置高压换热器的腐蚀问题。针对高压换热器管束结晶问题,通过对原料性质、运行条件、防腐措施等情况进行了分析,发现原料中硫氯元素严重超标,其中氯质量分数最高为5.6μg/g,是标准的2.3倍,从而认为高压换热器产生腐蚀的主要原因是原料中的氯化物、硫化物超标,运行温度在氯化铵结晶范围内及注水量不足所致。提出了监控原料中的腐蚀介质、采用原油脱氯技术、优化现有防腐措施等建议。     

高氯油对加氢高压换热器的影响及对策

某化工厂航煤加氢装置,因上游原料变化一段时间内加工高氯原油,期间高压换热器多次出现铵盐结晶堵塞,增加在线注水,实施间断注水缓解换热器的堵塞,维持生产。后在装置停工检修期间,对高压换热器进行抽芯检查,发现注水点后不锈钢换热器管束出现明显腐蚀,其中在一台换热器管板部位发生明显泄漏,分析认为腐蚀失效的主要原因是Cl-的应力腐蚀开裂,对该台换热器进行短接处理,泄漏与Cl-的腐蚀有直接关系,因此,生产过程中要严格控制原料中氯含量,这是解决问题的根本方法。     

腐蚀在线监测系统在常减压蒸馏装置上的应用

装置主要加工高硫高酸原油,酸值一般在1.685 mgKOH/g左右,硫的质量分数在1.97%左右。通过腐蚀在线监测发现,常顶空冷EA101E腐蚀速率由0.07 mm/a快速增加至0.17mm/a,升高近2.43倍,其原因是由于中和剂效果较差,致使介质的pH值偏低所致;减顶冷却器E144A腐蚀速率由0.085 mm/a上升到1.000 mm/a,增加近11.76倍,导致腐蚀加剧的原因是切换减顶两组冷却器时停注防腐剂所致;装置检修期间E144A腐蚀速率由0.141 mm/a上升到0.889mm/a,增加近6.30倍。投用腐蚀在线监测系统不仅能及时跟踪装置腐蚀变化趋势,还可以指导工艺调整防腐蚀措施,避免腐蚀事故的发生。提出了腐蚀在线监测系统今后应在安装结构形式、干扰数据分析及排除等方面的改进措施。     

原油混炼过程中常减压蒸馏装置腐蚀防护研究

中国石油天然气股份有限公司广西石化分公司常减压蒸馏装置混炼的进口原油属于含硫含酸原油,平均酸值为0.56 mgKOH/g,硫质量分数为0.14％.电脱盐及三顶注剂的离子分析数据出现超标现象,常减压蒸馏装置冷换设备发生泄漏.通过分析得出冷换设备发生泄漏的原因为氧腐蚀.为了更好地控制腐蚀,通过更换注剂使塔顶腐蚀速率由注剂前的0.234 mm/a降低到注剂后的0.002 mm/a,较好地控制了设备的腐蚀,保证了装置长周期有效地运行并提出了相应的腐蚀防护措施.     

常减压蒸馏装置工艺防腐对策

中国石油化工股份有限公司九江分公司Ⅰ套常减压装置在2011年9月装置大检修期间,检查发现常压塔塔顶塔盘、回流管、挥发线和减压塔填料等腐蚀较为严重.通过分析腐蚀机理,确定了其主要腐蚀类型为低温HCl-H2 S-H2O腐蚀和高温硫腐蚀、环烷酸腐蚀,并提出针对性措施：优化电脱盐操作,降低脱后盐含量;根据装置现场情况,优化防腐剂的注入点和注入流程;实施探针在线监测系统,实时监控和掌握装置易腐蚀部位的腐蚀速率.通过以上几个措施,有效减缓装置腐蚀程度,延长装置运行周期.     

裂解气压缩机换热器泄漏原因及防腐措施

在乙烯装置的生产运行过程中,裂解气压缩机段间换热器经常发生管束腐蚀泄漏,严重制约了装置的长周期运行。根据生产检维修过程中换热器管束的腐蚀现状,找出了具体原因：壳程的酸性气体腐蚀、管程的循环水中微生物引起的垢下腐蚀以及冬季生产停车换热设备防冻保温不到位。从引起换热器腐蚀的各个原因入手,结合生产工艺,采取工艺参数调整、控制段间凝液的pH值及压缩机段间注水量等措施,同时对压缩机辅助设备进行优化,更换高效的注水雾化喷头、牺牲阳极保护、管束涂敷耐腐蚀涂料。通过采取防腐蚀措施,优化了换热器的运行环境,改善了段间换热器的性能,有效延长换热器的使用寿命。     

高压换热器内腐蚀原因的判别与预防

对润滑油高压加氢装置循环氢/热高分油气换热器内腐蚀进行宏观检测、远场涡流检测、常规涡流检测以及垢样分析,采用热力学定量计算判定了腐蚀原因,并提出了相应的预防措施。结果表明,腐蚀集中在管程出口处以及靠近管板部分的换热管,腐蚀产物中存在大量氯化铵盐结晶,腐蚀发生的原因为氯离子腐蚀和NH4Cl盐垢下腐蚀。实践表明在管壳程温度相对较低工况时,将注水由空冷前改为换热器管程入口前,并适当提高注水量和循环氢流量可以有效消除管程内的氯化铵盐,防止管束堵塞,在正常生产中严格控制管程出口温度不低于135℃,可以防止液态水的生成,消除氯化铵盐溶解带来的对奥氏体不锈钢敏感的氯离子腐蚀、铵盐垢下腐蚀和电化学腐蚀。     

石化设备绝热层下的金属腐蚀

通常绝热层下的腐蚀包括化学腐蚀和电化学腐蚀两种,造成化工设备绝热层下金属腐蚀的主要因素包括绝热层的设计、材料、施工、环境条件等方面。研究了绝热层下各种金属的腐蚀情况,指出了化工设备绝热层下金属腐蚀的常见部位以及腐蚀形式;减少化工设备绝热层下金属腐蚀的措施包括金属设备的选型合理、隔热层材料的选择合理、施工规范、保障措施到位等。     

硫磺回收废热锅炉损坏原因及修复措施

通过对中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司炼油厂硫磺回收装置废热锅炉的设计和操作情况进行综合分析,发现该废热锅炉设计结构不合理,生产操作也有不当。当中心管末端调节阀开大时,中心管损坏原因主要为高温氧化;当中心管末端调节阀或开度较小或关闭时主要为硫酸露点腐蚀和湿硫化氢应力腐蚀开裂。针对不同的腐蚀原因采取了相应的改进措施,目前使用情况良好。     

连续重整预加氢进料换热器失效分析

介绍了D公司连续重整装置预加氢进料换热器E3001E管束腐蚀失效状况,并结合管束内部介质运行情况、介质腐蚀性生成等,对腐蚀失效原因进行了分析。分析结果发现,因操作失误导致流体温度低至氯化铵析出产生沉积,固态的NH4Cl一旦从含有NH3和HCl的流体中析出,NH4Cl与水反应形成酸性腐蚀环境,再加上介质流速快（甚至是涡流）造成的冲刷腐蚀,是腐蚀失效的主要原因。同时通过对比分析发现,NH4Cl的沉积等是因为操作工艺的改动导致的。因此采取了停止在E3001A/B或E3001C/D出口注水,保持E3001E入口温度为155℃,出口温度为109℃（设计要求的）;加强工艺检测,严格控制反应进料的硫、氯、氮含量,以减少腐蚀介质的产生;在R3001出口与E3001A/B/C/D/E之间加一个脱氯罐有效地去除反应产物中的Cl-,以减少氯化铵的生成等改进措施。上述措施使换热器运行良好,再未出现腐蚀症状。