田利鑫
(中國石油錦西石化分公司,遼寧 葫蘆島 125001)
北蒸餾裝置按加工大慶原油設(shè)計(jì)。自2018年初開始大量加工大慶-俄羅斯混合原油(俄羅斯原油摻煉量為10%),同時(shí)摻煉俄羅斯ESPO原油及其他品種外油。2019年以來,不僅俄羅斯原油(俄油)摻煉量增加至15%,而且裝置加工負(fù)荷持續(xù)維持在高位。由于裝置加工俄羅斯原油含硫高和含氯高,因此,導(dǎo)致裝置的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)增加的同時(shí),結(jié)合裝置處于開工末期這一實(shí)際情況,開展了腐蝕風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估,辨識(shí)出裝置現(xiàn)存腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn),并針對(duì)一些高腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn),緊急采取了水洗、補(bǔ)強(qiáng)、監(jiān)控、工藝調(diào)整等措施,有效地降低了腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。
2019年8月27日對(duì)常壓塔進(jìn)行高空巡檢時(shí),在塔頂?shù)?層平臺(tái)聞到汽油味,隨即啟動(dòng)應(yīng)急預(yù)案,安全可控后,拆保溫層檢查發(fā)現(xiàn),汽油段塔壁發(fā)生腐蝕泄漏。
北蒸餾常壓塔2005年設(shè)計(jì)改造,2006年8月投產(chǎn)使用。該塔規(guī)格φ4 600 mm×52 387 mm×14/16/18 mm,材質(zhì)16MnR,采用高效浮閥塔盤,最高溫度370 ℃,壓力0.09 MPa。塔頂泄漏段φ4 600 mm×14 mm。泄漏位置為常壓塔頂冷回流分布管下第一層塔盤液層處塔壁,經(jīng)檢查腐蝕泄漏處呈現(xiàn)直徑5 mm蜂窩狀的點(diǎn)蝕形態(tài)。
(1)混煉原油酸值及硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化見圖1。混煉原油中氮質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化情況見圖2。從圖1可以看出,北蒸餾裝置自2018年3月以來混煉原油酸值基本維持在0.2 mgKOH/g以上,硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為0.11%?;鞜捲退嶂?、硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)相比裝置加工大慶原油期間均有明顯升高,酸值平均值為0.2 mgKOH/g(超出設(shè)計(jì)值0.10 mgKOH/g),最高0.46 mgKOH/g。硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為0.15%,最高為0.22%。
圖1 混煉原油酸值和硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)
圖2 混煉原油氮質(zhì)量分?jǐn)?shù)
從圖2可以看出,2019年1—8月混煉原油氮質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為1 034 μg/g,最高1 751 μg/g,2019年5月以后混煉原油氮含量明顯升高?;鞜捲透g性介質(zhì)含量升高,勢(shì)必造成裝置“三頂”低溫部位H2S-HCl-H2O型腐蝕及結(jié)鹽腐蝕風(fēng)險(xiǎn)加大。常壓塔頂冷回流分布管下第一層塔盤液層處塔壁低溫部位發(fā)生了露點(diǎn)腐蝕。
北蒸餾裝置脫后原油總氯質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化見圖3。從圖3可以看出,2019年1月—2019年8月電脫鹽后進(jìn)裝置原油總氯質(zhì)量分?jǐn)?shù)多數(shù)超過3 μg/g,總氯含量高造成常壓塔頂?shù)蜏夭课籋Cl-H2S-H2O腐蝕風(fēng)險(xiǎn)增加。
圖3 脫后原油總氯質(zhì)量分?jǐn)?shù)
根據(jù)北蒸餾裝置基礎(chǔ)數(shù)據(jù),計(jì)算常壓塔露點(diǎn)溫度為92 ℃。按照“三頂”露點(diǎn)溫度計(jì)算值和塔頂溫度高于露點(diǎn)溫度14 ℃要求,常頂溫度控制在大于106 ℃,實(shí)際操作中常頂溫度為104~110 ℃,北蒸餾裝置常頂溫度控制見圖4。由圖4可知,常頂溫度控制偏低,發(fā)生低溫HCl-H2S-H2O腐蝕傾向增大。應(yīng)提高塔頂溫度不低于115 ℃。
圖4 常頂溫度控制
2018年1月—2019年8月北蒸餾裝置加工負(fù)荷持續(xù)維持在高位,加之摻煉的俄油輕組分比例高,常壓塔頂負(fù)荷相對(duì)以前大幅度上升,加大了對(duì)常壓塔頂冷回流分布管下第一層塔盤液層處塔壁(油氣、水汽相變部位)的沖刷,導(dǎo)致該處塔壁減薄直至發(fā)生腐蝕泄漏。
北蒸餾裝置常壓塔頂改注凈化水之前一直回注塔頂切水,塔頂切水水質(zhì)差,加重了塔頂系統(tǒng)結(jié)鹽腐蝕風(fēng)險(xiǎn),可導(dǎo)致塔壁腐蝕減薄。
北蒸餾常頂加注氨水調(diào)節(jié)pH值,由于注氨水點(diǎn)溫度偏高,少量氨水容易從液相水中進(jìn)入氣相,不僅很難發(fā)揮中和酸性氣的作用,而且氣相中氨氣遇氯化氫會(huì)產(chǎn)生結(jié)鹽問題,在注水量不足情況下,加注氨水在一定程度上加劇了結(jié)鹽和腐蝕。目前常頂已停注氨水。
受限于常頂系統(tǒng)現(xiàn)有注水條件,常頂實(shí)際注水量偏小,常頂冷凝水存在氯離子含量偏高現(xiàn)象,塔頂系統(tǒng)存在腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。
常頂回流罐脫水不夠徹底,經(jīng)分析含有微量水(112 μg/g),塔頂回流未被完全洗干凈,將腐蝕性物質(zhì)帶入常壓塔循環(huán),增大了塔壁腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。
(1)由于泄漏發(fā)現(xiàn)及時(shí),處于早期滲漏狀態(tài),在設(shè)備降溫降壓之后,首先采用帶壓堵漏止住漏點(diǎn),隨后對(duì)發(fā)生腐蝕減薄的第一、第二層塔盤液層位置進(jìn)行貼板補(bǔ)強(qiáng)處理,貼板尺寸為1 200 mm一周,鋼板厚度為12 mm(見圖5、圖6)。
圖5 常壓塔塔體環(huán)截面展開圖
圖6 常壓塔貼板補(bǔ)強(qiáng)施工
(2)完善此部位測(cè)厚方案,利用超聲波相控陣設(shè)備對(duì)泄漏處第一層塔盤液層位置上下各150 mm區(qū)域開展面掃描測(cè)厚,測(cè)厚數(shù)值出現(xiàn)小于10 mm,再利用超聲波測(cè)厚儀進(jìn)行定點(diǎn)測(cè)厚。經(jīng)過測(cè)厚發(fā)現(xiàn),泄漏點(diǎn)水平向右500 mm處有區(qū)域性減薄,最薄點(diǎn)6.8 mm,正背面有一區(qū)域測(cè)厚數(shù)值為7~9 mm,其余部分無明顯減薄。以第一層塔盤向下600 mm(即第二層塔盤)為基準(zhǔn)面,上下各150 mm高度再進(jìn)行一周掃描測(cè)厚,發(fā)現(xiàn)離泄漏點(diǎn)正下右側(cè)1 m處有區(qū)域性減薄,測(cè)厚數(shù)值為7~9 mm,正背面發(fā)現(xiàn)2點(diǎn)測(cè)厚數(shù)值為7~8 mm 的小面積區(qū)域性減薄,其余部分無減薄現(xiàn)象。采用相同方式對(duì)第三層塔盤位置進(jìn)行一周掃描測(cè)厚,測(cè)厚數(shù)值為12.5~14 mm,無明顯減薄。再利用測(cè)厚設(shè)備對(duì)第四層塔盤相同區(qū)域進(jìn)行上下掃描和點(diǎn)測(cè),未發(fā)現(xiàn)減薄現(xiàn)象。
(1)依據(jù)北蒸餾裝置目前材質(zhì),結(jié)合各原油標(biāo)定報(bào)告,通過計(jì)算設(shè)定混煉原油硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)和酸值的預(yù)警值分別為硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于0.18 %,酸值小于0.31 mgKOH/g。
依照北蒸餾裝置原油的硫含量和酸值設(shè)定預(yù)警值優(yōu)化調(diào)整操作,力求原料硫含量和酸值平穩(wěn),一旦加工混合原油的硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)和酸值超過預(yù)警值,車間應(yīng)及時(shí)做好工藝防腐蝕優(yōu)化控制和腐蝕隱患排查等項(xiàng)工作,進(jìn)一步降低原油硫含量和酸值波動(dòng)帶來的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。
(2)在保障產(chǎn)品質(zhì)量基礎(chǔ)上,提高常壓塔塔頂溫度,目前塔頂溫度已控制在不低于115 ℃。
(3)加大常壓塔頂餾出線注水量,在保證塔頂冷凝水pH值6.5~8.0,鐵離子質(zhì)量濃度不大于3 mg/L基礎(chǔ)上,調(diào)整氯離子質(zhì)量濃度不大于30 mg/L。
(4)適當(dāng)降低塔頂冷回流量,并優(yōu)化回流罐切水操作,提高切水頻次,確?;亓髌筒粠?。
(1)常壓塔頂溫度控制偏低和裝置加工負(fù)荷維持在高位,是常壓塔發(fā)生腐蝕泄漏的主要原因。
(2)采取帶壓堵漏和貼板補(bǔ)強(qiáng)應(yīng)急措施,確保了常壓塔繼續(xù)在役運(yùn)行。
(3)提高常壓塔頂控制溫度不低于115 ℃、加大常壓塔頂餾出線注水量和停注氨水等有效措施的實(shí)施,有助于常壓塔穩(wěn)定運(yùn)行。