腐蝕案例介紹

加工高酸低硫原油腐蝕案例南陽石蠟精細化工廠1（一）精蠟廠原油性質(zhì)（二）精蠟廠腐蝕現(xiàn)狀及采取措施（三）精蠟廠腐蝕案例（一）原油性質(zhì)我廠加工的原油為河南油田開采的魏崗原油、采油一廠稀油和采油二廠稠油混合的南陽混合稀油和混合稠油。正常情況下，加工的稀油與稠油比例為68：32，極端情況為61：39。

（一）原油性質(zhì)

原油品種稀油稠油混合原油60.9：39.1混合原油68：32密度

20℃㎏/m3882.2933.5901.57897.99運動粘度㎜2/s80℃10.89957.4（40℃）

100℃,7.84545.6912.526凝點

℃31212729殘?zhí)?/p>

m%4.067.025.215.01酸值

mgKOH/g0.1592.531.080.92蠟含量m%26.9117.0523.123.75膠質(zhì)

m%8.5713.9010.710.28瀝青質(zhì)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鹽含量

mgNaCl/L23.1428.0025.0424.70（一）原油性質(zhì)

原油品種稀油稠油混合原油60.9：39.1混合原油68：32金屬μg/gFe8.2917.411.8511.21Ni13.50.98.579.47V0.620.08.186.81Na<0.05<0.05<0.05<0.05Cu0.35.52.331.96

第一關(guān)鍵組分溫度范圍250~275℃250~275℃250~275℃250~275℃密度20℃,㎏/m3816.1860.0830830.15K值12.0311.4311.8611.84第二關(guān)鍵組分溫度范圍395~425℃395~425℃395~425℃395~425℃密度20℃,㎏/m3882.5908.4892.68890.79K值12.0811.7412.7311.97原油類別低硫石蠟中間基低硫環(huán)烷中間基低硫中間基低硫中間基稠油稀油南陽稠油和稀油的酸度曲線2008年精蠟廠原油評價報告南陽稠油的酸度在250℃前不到10KOHmg/100ml，250--370℃隨沸點的增加而增加較快，在370--410℃酸度逐漸降低，而后又逐漸升高。小于250℃時酸度波動變化不大，在8mgKOH/100ml左右，之后迅速增加，至370℃時出現(xiàn)一高峰為348mgKOH/100ml，后下降，在415℃時至谷底250mgKOH/100ml，之后再次隨沸點升高迅速上升。南陽混合稀油的酸值比較低，均在20KOHmg/100ml以下。因此，環(huán)烷酸的腐蝕主要從270℃以后逐漸加大，對應的是常減壓裝置E1019出口之后管線及設(shè)備。小于200℃的窄餾分酸度較低，都小于1mgKOH/100ml，之后逐漸增加，至350℃時為14.88mgKOH/100ml，在380℃時達到一峰值0.182mgKOH/g，隨后降低，于430℃降至0.12mgKOH/g，之后逐漸增加，到520℃時達到最高，為0.193mgKOH/g。酸度曲線說明2008年精蠟廠原油評價報告南陽稠油和稀油的含硫量曲線稠油稀油2008年精蠟廠原油評價報告南陽稠油的硫含量在190℃前隨著沸點的升高而降低，190--240℃硫含量基本不變，240--390℃硫含量增加較快，腐蝕逐漸增大，390--470℃硫含量逐漸降低，隨后逐漸增加。硫含量在395℃以前隨沸點的升高而增加，在395℃時達一峰值為1790μg/g，隨后下降至460℃出現(xiàn)谷底1570μg/g，隨后隨沸點的升高而逐漸增大；南陽混合稀油的硫含量比稠油低，140℃前硫含量較低，140--380℃硫含量隨沸點逐漸增加，380--440℃逐漸降低，然后增加。硫含量在375℃以前隨沸點的升高而增加，在375℃時，達一峰值840μg/g，隨后呈波動狀至435℃時，出現(xiàn)谷底660μg/g，隨后隨沸點的升高而逐漸增大。

含硫曲線說明2008年精蠟廠原油評價報告2008年精蠟廠原油評價報告原油評價結(jié)論（腐蝕性角度）：精蠟廠現(xiàn)階段加工原油為中質(zhì)原油，硫含量較低（平均為0.17%），酸值較高（平均為1.58mgKOH/g，極端值達到2.53mgKOH/g），N含量、金屬離子中Ni、V含量較高。為典型的低硫高酸原油。精蠟廠原料油酸值變化趨勢隨著河南油田的深度開采，原油劣質(zhì)化情況嚴重，我廠原料油酸值逐漸升高，預計未來酸值將繼續(xù)上升。原料油性質(zhì)變化：現(xiàn)階段加工原料油酸值比裝置原設(shè)計防護值上升了3.16倍，含硫量、金屬離子含量、含鹽量均有所增加；裝置原設(shè)計材質(zhì)標準低：主要裝置設(shè)備材質(zhì)均為碳鋼，對原料油變化適應性差，整體防腐蝕能力弱；2009年對常減壓裝置進行材質(zhì)升級，但是很不徹底，存在較多腐蝕薄弱環(huán)節(jié)；防腐蝕技術(shù)裝備落后：現(xiàn)有手段為工藝防腐結(jié)合定點測厚和腐蝕探針（點數(shù)有限且連續(xù)運行性能不穩(wěn)定），無法及時準確反映裝置關(guān)鍵設(shè)備和管線的腐蝕情況，預防和控制能力差。（二）精蠟廠腐蝕現(xiàn)狀及應對措施2014年8月10日，我廠汽油芳構(gòu)化裝置反應釜高溫油氣至E102原料汽化器BIU600-2.64/2.97-85-6/25-4管線在二層平臺上方彎頭處（DN150）處發(fā)生爆裂，高溫油氣大量噴出，噪音強烈，導致裝置立即停工?，F(xiàn)場查看保溫處沖開，看到彎頭處有一孔洞，直徑約80mm，邊緣不規(guī)則，可見明顯減薄。（三）腐蝕案例（三）腐蝕案例破裂處明顯減薄內(nèi)部存有大量片狀焦塊裝置情況：2010年5月，改質(zhì)裝置搬遷，對相應管線進行了更換。查詢圖紙S2010550-藝-1工管表，顯示：該管段材質(zhì)為1Cr5Mo，為?159×7.1無縫鋼管，設(shè)計壓力為0.88MPa，設(shè)計溫度為543℃，介質(zhì)：高溫油氣。破裂的彎頭為90E（L）150Ⅱ-Sch40長半徑無縫彎頭，材質(zhì)1Cr5Mo。分析：該裝置自建成后運行至今，工藝及設(shè)備均未經(jīng)過改動，裝置負荷比符合設(shè)計要求。在此溫度下，管內(nèi)存在氣液兩相。且現(xiàn)場彎頭及管道走向是向下，存在沖刷可能；（三）腐蝕案例（三）腐蝕案例重整料及直餾汽油餾分的性質(zhì)（即進改質(zhì)裝置原料性質(zhì)）原油品種混合稀油稠油混合60.9：39.1混合68：32溫度范圍℃IBP-130IBP-180IBP-180IBP-180IBP-180收率

m%3.407.470.394.75.2密度

(20℃)kg/m3718.0739.0791.6742739.68銅片腐蝕（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——

實際膠質(zhì)

mg/100ml

1

酸度

mgKOH/100ml0.400.519.920.810.73辛烷值——36——

芳烴（三苯）潛含量43.9627.54

芳烴收率指數(shù)N＋2A55.5157.67

分析：該處原料中含有腐蝕介質(zhì)硫。測厚情況：彎頭處：原始壁厚8mm（三）腐蝕案例1.8mm3.9mm2.0mm測厚情況：直管段：整體減薄，厚度均≤3mm，原始壁厚7mm分析：為整體的均勻減薄。（三）腐蝕案例管內(nèi)：管內(nèi)存有大量片狀焦炭狀物質(zhì)，測量出該物質(zhì)中鐵含量為37.5%。（三）腐蝕案例打開保溫時焦炭涌出，占據(jù)管道內(nèi)空間約1/3光譜分析：（三）腐蝕案例檢測部位CrMnMoTiZnFe顯示材質(zhì)彎頭10.910.740.570.991.4395

彎頭20.850.850.60.781.2395.43

直管0.970.550.54

97.9411-4Cr光譜分析：分析：由此可見，現(xiàn)場管道實際材質(zhì)為15CrMo，而不是原圖紙要求的1Cr5Mo，存在使用材質(zhì)錯誤問題。（三）腐蝕案例初步結(jié)論：屬于高溫硫腐蝕，在API581中溫度很高的情況下，即使硫的含量不高，腐蝕速率也較大。使用時間四年，年腐蝕速率超過1.5mm/a。（通常認知高溫硫腐蝕發(fā)生在240℃-500℃之間，那在530℃情況下，活性硫是否存在？或者在腐蝕行為中起到多大的作用？或者是在高溫情況下非活性硫發(fā)揮了較大的作用？）采取措施：在本次大修中整體更換為1Cr5