腐蚀案例介绍..

加工高酸低硫原油腐蚀案例南阳石蜡精细化工厂1（一）精蜡厂原油性质（二）精蜡厂腐蚀现状及采取措施（三）精蜡厂腐蚀案例（一）原油性质•我厂加工的原油为河南油田开采的魏岗原油、采油一厂稀油和采油二厂稠油混合的南阳混合稀油和混合稠油。•正常情况下，加工的稀油与稠油比例为68：32，极端情况为61：39。（一）原油性质原油品种稀油稠油混合原油60.9：39.1混合原油68：32密度20℃㎏/m3882.2933.5901.57897.99运动粘度㎜2/s80℃10.89957.4（40℃）100℃,7.84545.6912.526凝点℃31212729残炭m%4.067.025.215.01酸值mgKOH/g0.1592.531.080.92蜡含量m%26.9117.0523.123.75胶质m%8.5713.9010.710.28沥青质m%0.100.150.120.116硫含量m%0.1290.2250.170.16氮含量m%0.370.660.480.46水含量m%0.040.410.180.16盐含量mgNaCl/L23.1428.0025.0424.70（一）原油性质原油品种稀油稠油混合原油60.9：39.1混合原油68：32金属μg/gFe8.2917.411.8511.21Ni13.50.98.579.47V0.620.08.186.81Na0.050.050.050.05Cu0.35.52.331.96第一关键组分温度范围250~275℃250~275℃250~275℃250~275℃密度20℃,㎏/m3816.1860.0830830.15K值12.0311.4311.8611.84第二关键组分温度范围395~425℃395~425℃395~425℃395~425℃密度20℃,㎏/m3882.5908.4892.68890.79K值12.0811.7412.7311.97原油类别低硫石蜡中间基低硫环烷中间基低硫中间基低硫中间基图6酸度曲线-1010305070901101301501701902102302502702903103303503703904106090120150180210240270300330360390420450480510馏分中沸点温度℃酸度KOHmg/100ml稠油稀油南阳稠油和稀油的酸度曲线2008年精蜡厂原油评价报告南阳稠油的酸度在250℃前不到10KOHmg/100ml，250--370℃随沸点的增加而增加较快，在370--410℃酸度逐渐降低，而后又逐渐升高。小于250℃时酸度波动变化不大，在8mgKOH/100ml左右，之后迅速增加，至370℃时出现一高峰为348mgKOH/100ml，后下降，在415℃时至谷底250mgKOH/100ml，之后再次随沸点升高迅速上升。南阳混合稀油的酸值比较低，均在20KOHmg/100ml以下。因此，环烷酸的腐蚀主要从270℃以后逐渐加大，对应的是常减压装置E1019出口之后管线及设备。小于200℃的窄馏分酸度较低，都小于1mgKOH/100ml，之后逐渐增加，至350℃时为14.88mgKOH/100ml，在380℃时达到一峰值0.182mgKOH/g，随后降低，于430℃降至0.12mgKOH/g，之后逐渐增加，到520℃时达到最高，为0.193mgKOH/g。酸度曲线说明2008年精蜡厂原油评价报告南阳稠油和稀油的含硫量曲线图3硫含量曲线-1080170260350440530620710800890980107011601250134014301520161017001790188019705080110140170200230260290320350380410440470500530馏分中沸点温度℃硫含量μg/g稠油稀油2008年精蜡厂原油评价报告南阳稠油的硫含量在190℃前随着沸点的升高而降低，190--240℃硫含量基本不变，240--390℃硫含量增加较快，腐蚀逐渐增大，390--470℃硫含量逐渐降低，随后逐渐增加。硫含量在395℃以前随沸点的升高而增加，在395℃时达一峰值为1790μg/g，随后下降至460℃出现谷底1570μg/g，随后随沸点的升高而逐渐增大；南阳混合稀油的硫含量比稠油低，140℃前硫含量较低，140--380℃硫含量随沸点逐渐增加，380--440℃逐渐降低，然后增加。硫含量在375℃以前随沸点的升高而增加，在375℃时，达一峰值840μg/g，随后呈波动状至435℃时，出现谷底660μg/g，随后随沸点的升高而逐渐增大。含硫曲线说明2008年精蜡厂原油评价报告2008年精蜡厂原油评价报告原油评价结论（腐蚀性角度）：精蜡厂现阶段加工原油为中质原油，硫含量较低（平均为0.17%），酸值较高（平均为1.58mgKOH/g，极端值达到2.53mgKOH/g），N含量、金属离子中Ni、V含量较高。为典型的低硫高酸原油。精蜡厂原料油酸值变化趋势随着河南油田的深度开采，原油劣质化情况严重，我厂原料油酸值逐渐升高，预计未来酸值将继续上升。南阳原油性质变化曲线00.20.40.60.811.21.41.61.82002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年酸值硫含量（%）原料油性质变化：现阶段加工原料油酸值比装置原设计防护值上升了3.16倍，含硫量、金属离子含量、含盐量均有所增加；装置原设计材质标准低：主要装置设备材质均为碳钢，对原料油变化适应性差，整体防腐蚀能力弱；2009年对常减压装置进行材质升级，但是很不彻底，存在较多腐蚀薄弱环节；防腐蚀技术装备落后：现有手段为工艺防腐结合定点测厚和腐蚀探针（点数有限且连续运行性能不稳定），无法及时准确反映装置关键设备和管线的腐蚀情况，预防和控制能力差。（二）精蜡厂腐蚀现状及应对措施2014年8月10日，我厂汽油芳构化装置反应釜高温油气至E102原料汽化器BIU600-2.64/2.97-85-6/25-4管线在二层平台上方弯头处（DN150）处发生爆裂，高温油气大量喷出，噪音强烈，导致装置立即停工。现场查看保温处冲开，看到弯头处有一孔洞，直径约80mm，边缘不规则，可见明显减薄。（三）腐蚀案例（三）腐蚀案例装置情况：2010年5月，改质装置搬迁，对相应管线进行了更换。查询图纸S2010550-艺-1工管表，显示：该管段材质为1Cr5Mo，为∅159×7.1无缝钢管，设计压力为0.88MPa，设计温度为543℃，介质：高温油气。破裂的弯头为90E（L）150Ⅱ-Sch40长半径无缝弯头，材质1Cr5Mo。分析：该装置自建成后运行至今，工艺及设备均未经过改动，装置负荷比符合设计要求。在此温度下，管内存在气液两相。且现场弯头及管道走向是向下，存在冲刷可能；（三）腐蚀案例（三）腐蚀案例重整料及直馏汽油馏分的性质（即进改质装置原料性质）原油品种混合稀油稠油混合60.9：39.1混合68：32温度范围℃IBP-130IBP-180IBP-180IBP-180IBP-180收率m%3.407.470.394.75.2密度(20℃)kg/m3718.0739.0791.6742739.68铜片腐蚀（50℃，3h）1b1a——氮含量μg/g1.00.73.80.80.77硫含量μg/g25427506559硫醇硫m%0.000470.00043——实际胶质mg/100ml1酸度mgKOH/100ml0.400.519.920.810.73辛烷值——36——芳烃（三苯）潜含量43.9627.54芳烃收率指数N＋2A55.5157.67分析：该处原料中含有腐蚀介质硫。测厚情况：弯头处：原始壁厚8mm（三）腐蚀案例1.8mm3.9mm2.0mm测厚情况：直管段：整体减薄，厚度均≤3mm，原始壁厚7mm分析：为整体的均匀减薄。（三）腐蚀案例管内：管内存有大量片状焦炭状物质，测量出该物质中铁含量为37.5%。（三）腐蚀案例打开保温时焦炭涌出，占据管道内空间约1/3光谱分析：（三）腐蚀案例检测部位CrMnMoTiZnFe显示材质弯头10.910.740.570.991.4395弯头20.850.850.60.781.2395.43直管0.970.550.5497.9411-4Cr光谱分析：分析：由此可见，现场管道实际材质为15CrMo，而不是原图纸要求的1Cr5Mo，存在使用材质错误问题。（三）腐蚀案例初步结论：属于高温硫腐蚀，在API581中温度很高的情况下，即使硫的含量不高，腐蚀速率也较大。使用时间四年，年腐蚀速率超过1.5mm/a。（通常认知高温硫腐蚀发生在240℃-500℃之间，那在530℃情况下，活性硫是否存在？或者在腐蚀行为中起到多大的作用？或者是在高温情况下非活性硫发挥了较大的作用？）采取措施：在本次大修中整体更换为1Cr5Mo材质，且初步商定三年一换。（两者材质存在不同，但在此种环境下1Cr5Mo能否坚持一个周期？）（三）腐蚀案例初步结论：1Cr5Mo中为Cr含量4-6,15CrMo中Cr含量≤1，抵抗高温硫腐蚀的作用随着Cr含量的增高而增强。因此，用错材质为本次爆裂事故的主要原因。工艺管道的走向：反应釜与换热器之间标高差距较大，导致流体在弯头处流速较快，导致冲刷作用明显。（三）腐蚀案例