俄油常減壓裝置常壓塔頂系統腐蝕泄漏分析

焦慶雨

（大慶石化公司機動設備部，黑龍江 大慶 163000）

0 引言

某石化公司350萬噸/年常減壓裝置于2020年10月建成投產，生產原料為100%俄羅斯原油，截至2021年5月，運行僅7個月，常頂換熱器E-102AB出口至常頂空冷入口管線及閥門先后發生10次泄漏。具體泄漏位置如圖1所示（其中藍色管線為釬涂管線、綠色為未釬涂管線，所有法蘭均未釬涂，法蘭焊縫有兩處未釬涂）。常壓塔頂系統工藝流程如圖2所示。

圖1 常頂換熱器出口至常頂空冷入口管線腐蝕泄漏點分布

圖2 常壓塔頂系統工藝流程

1 腐蝕機理分析

一般來講，造成常壓塔頂低溫腐蝕的原因主要有兩個：一是原油中無機鹽和硫化物在高溫下分解形成HCl和H2S，同塔頂油氣一起揮發進入塔頂低溫系統形成HCl-H2S-H2O腐蝕環境，經過冷換設備時逐步降溫，在一定壓力和溫度下開始結露，初凝區域水含量極少，形成的溶液中酸濃度很高，造成設備嚴重的酸腐蝕，NACE 34109[1]指出，從控制露點腐蝕的角度，塔頂溫度一般設置在至少高于計算出的水露點溫度14℃；二是HCl和H2S與物料中的無機氨和有機胺反應生成銨（胺）鹽造成設備垢下腐蝕[2]。俄羅斯原油硫含量較高，該裝置第一次腐蝕泄漏發生在空冷前管線，此時裝置運行不到兩個月，表現出明顯的低溫HCl-H2S-NH3-H2O腐蝕[3]。

2 腐蝕原因分析

為找出塔頂系統短期發生腐蝕泄漏的具體原因，筆者從以下幾方面進行了分析。

2.1 脫后原油含鹽量

自2020年10月27日-2021年5月5日原油共采樣分析161次，從圖3可以看出，裝置脫前原油鹽含量波動幅度大，最大值27.29mgNaCl/L，最小值6.11mgNaCl/L，均未超過30.4mgNaCl/L的設計值；在此期間，二級脫后原油含鹽共分析161次，其中共計14次未達到脫后含鹽≤3mg/L指標要求，≤2mg/L合格率為0%，脫后含鹽平均值2.95mg/L，如圖4所示。2020年10月～11月為裝置開工初期，電脫鹽系統尋找電脫鹽與超聲波最佳匹配區間的調試過程中，發生12次脫后含鹽不合格。2020年12月因原油含鹽高，導致脫后含鹽在17日、22日出現兩次不合格。2021年1月份～2021年5月5日，電脫鹽脫后含鹽≤3mg/L合格率為100%，但總脫鹽氯偏低。腐蝕性介質的脫除不徹底，造成后續腐蝕環境的存在，是系統發生腐蝕的重要原因。

圖3 2020年10月27日～2021年5月5日脫前原油含鹽數據

圖4 2020年10月27日～2021年5月5日二級脫后原油含鹽數據

2.2 注水方式

裝置注水設計采用的是總線供給常頂揮發線注水和空冷前注水，存在注水搶量不均的現象，斜管噴頭存在注水分布不均勻，容易形成氣液分層。此項為本裝置系統腐蝕的促進因素。

2.3 塔頂酸性水分析數據

從圖5～圖6常頂水pH和鐵離子的分析數據來看：pH值有4次低于6.0的控制下限，1次超9.0的控制上限；總鐵含量有6次高于3mg/L的控制指標。

圖5 2020年12月15日～2021年5月6日常頂水pH值統計

圖6 2020年12月15日～2021年5月6日常頂水鐵離子統計

總體來講，裝置開工初期，電脫鹽系統的操作在調試和優化中，運行不正常，原油脫后鹽含量高，常頂含硫污水的pH和總鐵含量有數次超控制指標。因此，優化電脫鹽系統的操作參數，控制脫后鹽含量低于3mg/L，是控制塔頂系統腐蝕的關鍵。

此外，根據設計初頂和常頂均注中和緩蝕劑。通常復配的中和緩蝕劑存在一個主要缺點，即不能單獨控制中和劑或緩蝕劑的注入量，有可能為了將pH值控制在合理范圍而注入過多的緩蝕劑，易導致油水乳化，回流帶水；或者為了控制鐵離子而注入過多中和劑，增加系統的結鹽風險?？蓪ⅰ耙幻搩勺ⅰ保ㄗ⒅泻途徫g劑、注水）改造為傳統的“一脫三注”（注中和劑、注緩蝕劑、注水）。

2.4 電偶腐蝕

常頂換熱器出口至空冷入口總管線及中間支管三通管線，采用了碳鋼內釬涂鎳基合金，該段管線所有法蘭表面均未釬涂，部分焊縫未釬涂。釬涂材料為鎳基合金（主要成分為金屬鎳88～90%）與管線材質（20#碳鋼）屬于不同材質，因鎳標準電位-0.26V、鐵標準電位-0.44V，在塔頂電解質（Cl-、HS-、Na+、Ca2+、H2O等）環境中，形成電偶腐蝕環境。暴露面積較少的缺陷及未釬涂部位的20#碳鋼材質為陽極，而暴露面積較大的釬涂層為陰極，因此形成了最不利的小陽極和大陰極面積比例，在液相水環境下，形成造成局部電偶腐蝕加劇，塔頂酸性水中鐵離子雖然不高，但依然出現強烈的穿孔腐蝕。

2.5 窗口檢修檢查情況

在2021年6月窗口檢修期間，從管線切割情況看，管線內釬涂層完好，說明釬涂技術可滿足在常頂低溫腐蝕環境下的防腐要求，但泄漏部位均為焊道未釬涂及因釬涂施工出現缺陷的部位，證實自開工以來的10處泄漏均為低溫HCl-H2S-NH3-H2O腐蝕與電偶腐蝕共同作用造成。同時通過對常頂換熱器的檢查發現，E-102AB下管箱（材質碳鋼，管束材質為鈦材）內有少量紅色腐蝕產物，管箱及下管接口法蘭密封面均出現嚴重腐蝕，最大損失厚度5.69mm，計算腐蝕速率9.75mm/a，說明塔頂初凝區位于換熱器下部，此項是常頂換熱器管箱腐蝕的重要原因，如圖7、圖8所示。

圖7 E102A出口閥后焊縫腐蝕減薄8mm

圖8 E-102A下部管箱密封面腐蝕嚴重

3 腐蝕風險核算

為研究常壓塔頂系統的腐蝕風險，建立工藝仿真模型，將塔頂的烴、水和不凝氣混合，在一定條件下進行閃蒸計算，從而得到露點溫度、銨鹽結晶點等參數，對塔頂系統的腐蝕風險進行評估，計算結論如表1所示。

表1 常頂腐蝕評估結果

通過計算，常頂自然水露點溫度（注水點前的水露點溫度）為89.5℃，注水后常頂露點溫度為91.2℃。常頂注水后的平衡溫度為1 02.6℃，判斷常頂系統的初凝區在E-102A/B至KL-1/1～3之間，可以根據E-102A/B的出口溫度判斷初凝區是在E-102A/B內，還是在E-102A/B至KL-1/1～3之間的油氣管道上。E-102A/B的換熱管為鈦材TA2，抗HCl-H2SNH3-H2O腐蝕性能良好，但E-102A/B的碳鋼管箱、KL-1/1～3入口管道以及KL-1/1～3都存在較大的HCl-H2S-NH3-H2O腐蝕風險。

4 腐蝕控制措施及新技術應用

為控制常壓塔頂系統的腐蝕風險，應加強工藝防腐管理，裝置從電脫鹽操作、注水操作、配管設計、工藝參數控制以及選材等方面提出了如下建議并進行實施。

4.1 增設三級電脫鹽

調整電脫鹽操作，為適應原油的廣譜性，在兩級高速電脫鹽后增加三級電脫鹽。2022年12月三級電脫鹽項目建成投入運行，脫后含鹽量<2.0mg/L合格率由原來的0%提升至100%，減少原油中的金屬含量和氯離子，除去雜質成分，優化產品質量，從而減輕裝置腐蝕和結垢。

4.2 優化注入模式

將“一脫兩注”（注中和緩蝕劑、注水）改造為傳統的“一脫三注”（注中和劑、注緩蝕劑、注水），同時針對注水搶量不均的問題，將斜管噴頭改為霧化噴頭。

4.3 加強日常監測分析及調整

對原油的有機氯含量和常頂油氣的活性硫含量進行跟蹤分析，當分析數據超標或波動較大時采取追加采樣分析或做盲樣比對。根據生產變化及時調整塔頂注劑注水量，并計算露點溫度，將初凝區控制在換熱器內。

4.4 應用液態樹脂內防護和小接管外包扎技術

對常頂換熱器出口至空冷入口管線進行更換，20#鋼管及各管件內部采用液態樹脂涂料內防腐，同時對常頂換熱器E-102AB管箱下部采取同樣防腐涂層，對于小接管等部位，采用流體樹脂浸泡過的增強帶進行綁扎加固。自2021年6月實施以來，已平穩運行2年，該管線未再發生過泄漏，定期測厚數據穩定無異常減薄，檢修期間檢查管線內部涂層也完好無損傷，如圖8、圖9所示。

圖8 管線應用液態樹脂內防腐

圖92023 年大檢修檢查內部涂層完好

5 結語

作為原油煉制加工的第一套裝置，常減壓裝置塔頂的低溫露點腐蝕問題長期困擾著各石化公司。本文從深入探查常頂系統出現的腐蝕問題進行根源追蹤，確定真正的腐蝕原因，提出相應有效的防腐對策，確保了裝置的平穩運行。