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/gFe8.2917.411.8511.21Ni13.50.98.579.47V0.620.08.186.81Na<0.05<0.05<0.05<0.05Cu0.35.52.331.96

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。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）腐蚀案例破裂处明显减薄内部存有大量片状焦块装置情况：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/100ml

1

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0.970.550.54

97.9411-4Cr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1Cr5