2024年6月3日发(作者：禽浩涆)
催化重整中预加氢装置的腐蚀分析及措施
付广斌 中国石化青岛炼油化工有限责任公司
【摘 要】根据某炼化180×104吨/年催化重整装置（UOP）的运行情况，分析概述了催化重整预加氢装置的腐蚀
状况，阐述原料中硫、氯、氮等元素对预加氢系统产生的影响，针对这些元素造成的腐蚀以及对产品产
生的影响提出对应的优化措施并进行了总结。
【关键词】腐蚀；预加氢；硫化氢；氯化氢；铵盐
某炼化公司预处理装置主要通过对石脑油加氢脱除
硫、氯、氮、氧等非金属杂质和砷、铅、铜等金属杂
质，同时，将原料中的烯烃饱和，生产重整精制油。该
部分采用三塔流程，其中汽提塔用来脱水、H
2
S、NH
3
等
杂质；分馏塔用来切割重整进料馏分，保证精制油馏分
合格。由于预处理部分需要脱除的杂质较多而且处理量
大，随着装置长期的运行，预加氢处理装置在分馏塔塔
顶及冷凝冷却系统，进料/反应产物换热器，反应产物馏
出系统的空冷器、后冷器、管线以及预加氢反应器等位
置都存在着较大的腐蚀风险，给装置的平稳运行和安全
生产带来隐患。本文根据这些问题进行了分析，并提出
了解决措施和方案，取得了良好的效果。
一、预处理装置的腐蚀原因
1.硫腐蚀的机理及危害
某炼化所生产原油多为中东等各个国家国外进口原
油，硫含量相对较高。同时，由于连续催化重整装置的
特点所决定，在预加氢装置生产重整精制油的过程中，
需要维持一定量的硫含量（0.25-0.5ppm），需要对重整
反应器器壁进行钝化，保护设备。所以，在整个预加氢
甚至重整反应过程中，始终有硫元素的存在，这就不可
避免地造成硫腐蚀。
原料有中的有机硫化物对设备的腐蚀性很弱，其在
预加氢系统中经过反应生成H
2
S，在低温区，有水存在的
环境下会与HCl、NH
3
等形成多种腐蚀性环境。腐蚀机理
为：H
2
S→H
+
+HS
-
→H
+
+S
-
在这一腐蚀过程中，H
2
S 首先电离生成HS
-
，HS
-
使阳
极反应进一步增加，并促进原子态氢的聚积，阴极析氢，
一部分原子态氢通过吸附扩散进入金属，在金属内表面的
缺陷处聚积。随着温度的进一步降低，凝结水增加，H
2
S的
溶解度迅速增加，形成疏松的FeS膜，在工艺介质的冲刷下
被带到下游设备管线中沉积，形成垢下腐蚀。
2.氯腐蚀的机理及危害
原油中的氯大部分是在开采过程中带入的。这部分
氯主要集中在石脑油中，而石脑油正是预加氢的主要原
料来源，其中包括有机氯：有机氯化物（氯代烷）降凝
剂和减粘剂，水处理剂；无机氯：氯化钠、氯化镁和氯
化钙的水等。
由于电脱盐只能脱除无机氯，无法脱除有机氯化
物，因此系统中的有机氯经过反应后生成HCl。虽然气
态的HCl几乎没有腐蚀性，但在低温区出现冷凝水后，
HCl便会溶于水形成盐酸，对设备造成腐蚀。当与装置
内的H
2
S混合后还会形成腐蚀性极强的HCl-H
2
S-H
2
O的腐
蚀体系，对碳钢形成连续破坏过程。有实验证明，在高
温下0.5% HCl的H
2
S 饱和溶液中，腐蚀速度比无HCl的腐
蚀速度快20倍。
3.铵盐腐蚀的机理及危害
预加氢装置中的氮元素主要来自石脑油中的含氮化
合物，这些化合物主要包括：吡咯、吡啶和脂肪胺及芳
香胺等。
在预加氢过程中，氮化物可分解成NH
3
。NH
3
可以
与预加氢反应中产生的HCl或H
2
S生成NH
4
Cl或NH
4
HS。
NH
4
Cl结晶温度为210℃，NH
4
HS结晶温度为121℃，而本
装置冷却区的进出口温度在60-80℃，因此极易形成结
晶，造成垢下腐蚀。氢硫铵的浓度越大，腐蚀性越强。
二、预加氢装置中腐蚀危害
1.塔设备的腐蚀
预加氢系统中的杂质主要由汽提塔C101塔顶拔掉，
为重整装置生产合格的精制油进料，因而生成了大量的
腐蚀性物质。原料油和精制油硫、氯、氮含量控制指标
见表1，脱除率见表2。因此C101顶出口及其冷却器之间
的管线也是腐蚀最为严重的区域。检修时发现，塔顶溢
流槽因腐蚀穿孔，塔盘、塔壁、受液盘附着大量红褐色
锈垢。浮阀锈在塔盘上，不能活动。塔底部有铁锈，降
液管存在局部腐蚀。2015年检修后开工过程中，由于装
置的长周期运行，由腐蚀产生的大量铁锈杂质在塔壁、
受液盘及管线内形成了附着层，在开工前的钝化过程
中，钝化剂与FeS形成混合物附着在塔壁及塔盘上，在开
工后的运转过程中，附着的混合物逐渐脱落造成了C101
塔盘和C101塔底泵P103的过滤器堵塞，造成C101运行情
况不稳定，塔顶轻烃量较大，同时塔底油中含有部分碳
四组分，导致碳五产品不合格。在经过调整操作仍不能
生产合格产品后，最终只能切除汽提塔C101清理塔盘和
塔壁。
表1 原料油和精制油控制指标
指标项目硫含量
mg/kg
氯含量
mg/kg
氮含量
mg/kg
原料油
10002.02.5
精制油
0.25-0.50.50.5
表2 预加氢装置硫、氯、氮的脱除率
101
指标项目硫含量氯含量氮含量
脱除率
/%>99.95>75>80
图1 C-101 腐蚀状况
2.换热器的腐蚀
预加氢进料换热器E-101设计为双壳程换热器，壳
体、封头及管箱采用Q245R，管板采用16Mn，换热管束
采用10#碳钢。管、壳程主要介质均为：汽油，硫化氢，
氢气。拆开换热器后发现，换热器的腐蚀部分主要发生
在换热器的下半段，且泄漏部位主要集中在出口管的管
束和管板相接部分。如下图所示。
图2 E101腐蚀情况
三、防腐蚀措施
1.工艺措施防腐。为了减轻预加氢反应低温部位的
垢下腐蚀，在预加氢进料换热器E-101管程出口和空冷
器A101设置注除盐水流程，根据原料氮含量和系统压降
情况，采取连续注水或间断注水的方法溶解掉换热器和
空冷器等低温区域处的NH
4
Cl 和NH
4
HS，控制管束内物
料最大流速不超过6m/s，防止对管线造成冲刷，同时流
速也不能低于3m/s，防止偏流和结垢。
除盐水来
D102
E-101A
E-101C
E-101E
E-101B
E-101D
E-101F
P-102
注水点
图3 E101注水流程
预加氢装置中的原料分离罐D103，汽提塔回流罐
D105和分馏塔回流罐D106都是系统内腐蚀较为严重的位
置，容易发生低温HCl-H
2
S-H
2
O体系的腐蚀，运行部制
定工艺防腐技术控制指标(见表3)，在D103和D105处定期
102
采样，监测分析系统中的氯含量，铁含量和pH值（见图
3，图4）。根据实际情况分析氨氮含量，及时根据分析
结果判断腐蚀状况，调整注水量。
表3 炼油三部预加氢装置工艺防腐技术控制指标
项目名称指标测定方法
pHpH
Fe
2+
值
5.5-8
计法
含量（
mg/L
）
≤3
分光光度法
Cl
-
含量（
mg/L
）
≤30GB6532-86
均匀腐蚀率
/
（
mm/a
）
≤0.2
在线监测或挂片法
图4 D103含硫污水采样监测点
图5 D105含硫污水采样监测点
从图中可以看出，采取的注水措施后，D103和D105
的pH值稳定在6-8之间，较为稳定，铁离子含量在1mg/L
以内，氯离子含量在7mg/L以下。在10个月的检测过程中
均未出现监测指标超标的现象，防腐效果较好。
为了防止汽提塔内部构件的腐蚀，在汽提塔C101顶
出口管线设置注缓蚀剂流程，缓蚀剂的控制指标和注入
方式见下表4。
表4 缓蚀剂的控制指标和方式
类型油溶性
配制浓度
/%(wt)1-3
用量
/
（
μg/g
）
<20
注入位置塔顶出口管线
注入方式泵注
2。工艺流程优化
新增预加氢反应产物脱氯反应器。在预加氢反应器
R101后增加脱氯反应器R102，通过脱氯剂CaO脱除加氢
反应后产生的HCl，有效降低了预加氢反应产物中的氯
含量，从而减缓了HCl对预加氢系统的腐蚀。
（下转第14页）
全油区的移动安全视频监控及应急通信无线网络。
4.自动报警
目前系统主要针对单井、单设备的单项参数异常变
化进行报警、预警，通过现场可视化监控、生产参数自
动采集、后台自动分析，目前实现了四种情况的预警报
警。工况异常报警、参数超限报警、非法闯入报警、智
能组合预警，在生产参数实时监控与大数据、云存储的
基础上，系统自动判别，及时、准确发现问题，并实时
预警报警，实现问题的辅助诊断。根据现场采集的示功
图、电功图，结合采油工程对工况管理的应用需求，利
用典型工况图版，建立工况自动诊断模型，在系统中增
加功图自动诊断功能，实时诊断常见的工况问题（断、
脱、漏、卡等）并通过报警提示等方式进行实时监控、
及时处理。
5.监控指挥
油田建立三级监控指挥系统，顶层设计，统一标
准，统一平台，实现 “监控可视化、运行一体化、分析
智能化、指挥精准化、操作标准化”， 采油管理区，采
油厂，油田三级联控的中原油田数字化专用数据网络，
上级单位可以随时看到任何一个井站的生产情况，任何
一个施工现在的施工情况，对于实施管控，可以说是一
步到位。整个监控指挥系统做到网络共用、平台共享。
6.智能分析
初步实现了多参数综合运用指导油井调参、检泵等
日常维护措施的智能分析功能。
三、油气生产指挥系统的实践效果
油水井实现生产数据的自动采集、远程传输等功能,
视频采集齐全率为 96.6％、报警处置及时为率 99.8％,功
图采集符合率达96.0％。依托生产信息化，动态分析精
细化、智能化管理水平,地质技术人员搜集整理数据时间
大大缩短，动态分析效率提高 1倍以上,地质、措施、采
油方案设计周期明显降低，采油时率同比提高，平均综
合泵效提高,油田开发整体步入指标持续向好、产量持
续稳定的良性发展轨道。通过建立起“电子巡查，中心
值守，人机联动”的新型生产组织方式，减少了井站数
量，减少了用工总量，提高了劳动生产率，降低了吨油
生产成本，推动采油厂走生产市场化，效益化的现代油
公司之路。
四、结束语
实践证明PCS系统技术先进，智能化、自动化和数
字化程度高，它的应用充分发挥信息化设备的优势，实
现了工作效率和工作质量的提升，系统整体节能降耗和
降本增效明显。随着PCS 业务功能的不断提升，完善共
享“大数据”,促进采油区管理由单一的人工分析转变为
人、机、网实时联动的智能分析,实现了油田开发精细管
理，准确采取措施，准确预警防控,为老油田精细挖潜、
提高开发效益提供了现代化技术支撑。
（上接第102页）
图7 脱氯反应器流程
3.含硫污水罐内壁涂抹防腐涂料
在原料分离罐D103，汽提塔回流罐D105等易腐蚀区
域涂抹新型环氧树脂防腐涂料。环氧树脂有优良的附着
力和低收缩率；对水、中等酸、碱、盐和溶剂有较好的
耐腐蚀性和抗渗透性。在每次大检修停工期间，对罐的
内壁重新涂刷一次环氧树脂类改性防腐涂料，能够保证
一个检修周期内罐设备的腐蚀状况。
4.电化学防腐蚀
牺牲阳极保护法是根据电化学原理，使被保护金属
的电极电位向着有利于降低金属腐蚀速度的方向变化，
从而达到对金属实施保护的目的。根据此原理，在装置
各个水冷器封头处安装镁基合金阳极，对管束设备进行
保护，该方法能有效地降低了水冷器中电化学反应对设
备造成的腐蚀，延长换热器管束的使用寿命。运行部在
停工检修期间，对装置内水冷器都进行了更换，并及时
进行水冷器的腐蚀情况进行检查。
四、结语
重整装置预加氢系统作为重整反应提供合格的重整
进料的一套处理装置，需要严格得脱除原料油中的硫、
氯、氮、氧等杂质，因此需要更加注意装置系统内的腐
14
蚀问题。为此，运行部采取工艺注水，注缓蚀剂，增上
脱氯反应器，采用新型环氧树脂防腐涂料和牺牲阳极阴
极保护法等措施，并加强日常运行中的管理，密切监测
装置内反映腐蚀状况的数据，根据数据及时做出调整，
多措并举，在预加氢装置的防腐方面取得了良好的效
果。
参考文献：
[1] 徐承恩. 重整工艺与工程 [M]. 北京：中国石化出版
社，2006
[2] 肖生科，徐小明. 氯对催化重整的影响及对策[J]. 石
油化工腐蚀与防护，2008
[3] 高晗，王玉龙.催化重整装置预处理系统的腐蚀分析
与防护措施[J]. 化工技术与开发，2017
[4] 王延明，赵占吉.牺牲阳极保护在碳钢换热器水相腐
蚀中的应用[J]. 石油化工腐蚀与防护，1994
2024年6月3日发(作者：禽浩涆)
催化重整中预加氢装置的腐蚀分析及措施
付广斌 中国石化青岛炼油化工有限责任公司
【摘 要】根据某炼化180×104吨/年催化重整装置（UOP）的运行情况，分析概述了催化重整预加氢装置的腐蚀
状况，阐述原料中硫、氯、氮等元素对预加氢系统产生的影响，针对这些元素造成的腐蚀以及对产品产
生的影响提出对应的优化措施并进行了总结。
【关键词】腐蚀；预加氢；硫化氢；氯化氢；铵盐
某炼化公司预处理装置主要通过对石脑油加氢脱除
硫、氯、氮、氧等非金属杂质和砷、铅、铜等金属杂
质，同时，将原料中的烯烃饱和，生产重整精制油。该
部分采用三塔流程，其中汽提塔用来脱水、H
2
S、NH
3
等
杂质；分馏塔用来切割重整进料馏分，保证精制油馏分
合格。由于预处理部分需要脱除的杂质较多而且处理量
大，随着装置长期的运行，预加氢处理装置在分馏塔塔
顶及冷凝冷却系统，进料/反应产物换热器，反应产物馏
出系统的空冷器、后冷器、管线以及预加氢反应器等位
置都存在着较大的腐蚀风险，给装置的平稳运行和安全
生产带来隐患。本文根据这些问题进行了分析，并提出
了解决措施和方案，取得了良好的效果。
一、预处理装置的腐蚀原因
1.硫腐蚀的机理及危害
某炼化所生产原油多为中东等各个国家国外进口原
油，硫含量相对较高。同时，由于连续催化重整装置的
特点所决定，在预加氢装置生产重整精制油的过程中，
需要维持一定量的硫含量（0.25-0.5ppm），需要对重整
反应器器壁进行钝化，保护设备。所以，在整个预加氢
甚至重整反应过程中，始终有硫元素的存在，这就不可
避免地造成硫腐蚀。
原料有中的有机硫化物对设备的腐蚀性很弱，其在
预加氢系统中经过反应生成H
2
S，在低温区，有水存在的
环境下会与HCl、NH
3
等形成多种腐蚀性环境。腐蚀机理
为：H
2
S→H
+
+HS
-
→H
+
+S
-
在这一腐蚀过程中，H
2
S 首先电离生成HS
-
，HS
-
使阳
极反应进一步增加，并促进原子态氢的聚积，阴极析氢，
一部分原子态氢通过吸附扩散进入金属，在金属内表面的
缺陷处聚积。随着温度的进一步降低，凝结水增加，H
2
S的
溶解度迅速增加，形成疏松的FeS膜，在工艺介质的冲刷下
被带到下游设备管线中沉积，形成垢下腐蚀。
2.氯腐蚀的机理及危害
原油中的氯大部分是在开采过程中带入的。这部分
氯主要集中在石脑油中，而石脑油正是预加氢的主要原
料来源，其中包括有机氯：有机氯化物（氯代烷）降凝
剂和减粘剂，水处理剂；无机氯：氯化钠、氯化镁和氯
化钙的水等。
由于电脱盐只能脱除无机氯，无法脱除有机氯化
物，因此系统中的有机氯经过反应后生成HCl。虽然气
态的HCl几乎没有腐蚀性，但在低温区出现冷凝水后，
HCl便会溶于水形成盐酸，对设备造成腐蚀。当与装置
内的H
2
S混合后还会形成腐蚀性极强的HCl-H
2
S-H
2
O的腐
蚀体系，对碳钢形成连续破坏过程。有实验证明，在高
温下0.5% HCl的H
2
S 饱和溶液中，腐蚀速度比无HCl的腐
蚀速度快20倍。
3.铵盐腐蚀的机理及危害
预加氢装置中的氮元素主要来自石脑油中的含氮化
合物，这些化合物主要包括：吡咯、吡啶和脂肪胺及芳
香胺等。
在预加氢过程中，氮化物可分解成NH
3
。NH
3
可以
与预加氢反应中产生的HCl或H
2
S生成NH
4
Cl或NH
4
HS。
NH
4
Cl结晶温度为210℃，NH
4
HS结晶温度为121℃，而本
装置冷却区的进出口温度在60-80℃，因此极易形成结
晶，造成垢下腐蚀。氢硫铵的浓度越大，腐蚀性越强。
二、预加氢装置中腐蚀危害
1.塔设备的腐蚀
预加氢系统中的杂质主要由汽提塔C101塔顶拔掉，
为重整装置生产合格的精制油进料，因而生成了大量的
腐蚀性物质。原料油和精制油硫、氯、氮含量控制指标
见表1，脱除率见表2。因此C101顶出口及其冷却器之间
的管线也是腐蚀最为严重的区域。检修时发现，塔顶溢
流槽因腐蚀穿孔，塔盘、塔壁、受液盘附着大量红褐色
锈垢。浮阀锈在塔盘上，不能活动。塔底部有铁锈，降
液管存在局部腐蚀。2015年检修后开工过程中，由于装
置的长周期运行，由腐蚀产生的大量铁锈杂质在塔壁、
受液盘及管线内形成了附着层，在开工前的钝化过程
中，钝化剂与FeS形成混合物附着在塔壁及塔盘上，在开
工后的运转过程中，附着的混合物逐渐脱落造成了C101
塔盘和C101塔底泵P103的过滤器堵塞，造成C101运行情
况不稳定，塔顶轻烃量较大，同时塔底油中含有部分碳
四组分，导致碳五产品不合格。在经过调整操作仍不能
生产合格产品后，最终只能切除汽提塔C101清理塔盘和
塔壁。
表1 原料油和精制油控制指标
指标项目硫含量
mg/kg
氯含量
mg/kg
氮含量
mg/kg
原料油
10002.02.5
精制油
0.25-0.50.50.5
表2 预加氢装置硫、氯、氮的脱除率
101
指标项目硫含量氯含量氮含量
脱除率
/%>99.95>75>80
图1 C-101 腐蚀状况
2.换热器的腐蚀
预加氢进料换热器E-101设计为双壳程换热器，壳
体、封头及管箱采用Q245R，管板采用16Mn，换热管束
采用10#碳钢。管、壳程主要介质均为：汽油，硫化氢，
氢气。拆开换热器后发现，换热器的腐蚀部分主要发生
在换热器的下半段，且泄漏部位主要集中在出口管的管
束和管板相接部分。如下图所示。
图2 E101腐蚀情况
三、防腐蚀措施
1.工艺措施防腐。为了减轻预加氢反应低温部位的
垢下腐蚀，在预加氢进料换热器E-101管程出口和空冷
器A101设置注除盐水流程，根据原料氮含量和系统压降
情况，采取连续注水或间断注水的方法溶解掉换热器和
空冷器等低温区域处的NH
4
Cl 和NH
4
HS，控制管束内物
料最大流速不超过6m/s，防止对管线造成冲刷，同时流
速也不能低于3m/s，防止偏流和结垢。
除盐水来
D102
E-101A
E-101C
E-101E
E-101B
E-101D
E-101F
P-102
注水点
图3 E101注水流程
预加氢装置中的原料分离罐D103，汽提塔回流罐
D105和分馏塔回流罐D106都是系统内腐蚀较为严重的位
置，容易发生低温HCl-H
2
S-H
2
O体系的腐蚀，运行部制
定工艺防腐技术控制指标(见表3)，在D103和D105处定期
102
采样，监测分析系统中的氯含量，铁含量和pH值（见图
3，图4）。根据实际情况分析氨氮含量，及时根据分析
结果判断腐蚀状况，调整注水量。
表3 炼油三部预加氢装置工艺防腐技术控制指标
项目名称指标测定方法
pHpH
Fe
2+
值
5.5-8
计法
含量（
mg/L
）
≤3
分光光度法
Cl
-
含量（
mg/L
）
≤30GB6532-86
均匀腐蚀率
/
（
mm/a
）
≤0.2
在线监测或挂片法
图4 D103含硫污水采样监测点
图5 D105含硫污水采样监测点
从图中可以看出，采取的注水措施后，D103和D105
的pH值稳定在6-8之间，较为稳定，铁离子含量在1mg/L
以内，氯离子含量在7mg/L以下。在10个月的检测过程中
均未出现监测指标超标的现象，防腐效果较好。
为了防止汽提塔内部构件的腐蚀，在汽提塔C101顶
出口管线设置注缓蚀剂流程，缓蚀剂的控制指标和注入
方式见下表4。
表4 缓蚀剂的控制指标和方式
类型油溶性
配制浓度
/%(wt)1-3
用量
/
（
μg/g
）
<20
注入位置塔顶出口管线
注入方式泵注
2。工艺流程优化
新增预加氢反应产物脱氯反应器。在预加氢反应器
R101后增加脱氯反应器R102，通过脱氯剂CaO脱除加氢
反应后产生的HCl，有效降低了预加氢反应产物中的氯
含量，从而减缓了HCl对预加氢系统的腐蚀。
（下转第14页）
全油区的移动安全视频监控及应急通信无线网络。
4.自动报警
目前系统主要针对单井、单设备的单项参数异常变
化进行报警、预警，通过现场可视化监控、生产参数自
动采集、后台自动分析，目前实现了四种情况的预警报
警。工况异常报警、参数超限报警、非法闯入报警、智
能组合预警，在生产参数实时监控与大数据、云存储的
基础上，系统自动判别，及时、准确发现问题，并实时
预警报警，实现问题的辅助诊断。根据现场采集的示功
图、电功图，结合采油工程对工况管理的应用需求，利
用典型工况图版，建立工况自动诊断模型，在系统中增
加功图自动诊断功能，实时诊断常见的工况问题（断、
脱、漏、卡等）并通过报警提示等方式进行实时监控、
及时处理。
5.监控指挥
油田建立三级监控指挥系统，顶层设计，统一标
准，统一平台，实现 “监控可视化、运行一体化、分析
智能化、指挥精准化、操作标准化”， 采油管理区，采
油厂，油田三级联控的中原油田数字化专用数据网络，
上级单位可以随时看到任何一个井站的生产情况，任何
一个施工现在的施工情况，对于实施管控，可以说是一
步到位。整个监控指挥系统做到网络共用、平台共享。
6.智能分析
初步实现了多参数综合运用指导油井调参、检泵等
日常维护措施的智能分析功能。
三、油气生产指挥系统的实践效果
油水井实现生产数据的自动采集、远程传输等功能,
视频采集齐全率为 96.6％、报警处置及时为率 99.8％,功
图采集符合率达96.0％。依托生产信息化，动态分析精
细化、智能化管理水平,地质技术人员搜集整理数据时间
大大缩短，动态分析效率提高 1倍以上,地质、措施、采
油方案设计周期明显降低，采油时率同比提高，平均综
合泵效提高,油田开发整体步入指标持续向好、产量持
续稳定的良性发展轨道。通过建立起“电子巡查，中心
值守，人机联动”的新型生产组织方式，减少了井站数
量，减少了用工总量，提高了劳动生产率，降低了吨油
生产成本，推动采油厂走生产市场化，效益化的现代油
公司之路。
四、结束语
实践证明PCS系统技术先进，智能化、自动化和数
字化程度高，它的应用充分发挥信息化设备的优势，实
现了工作效率和工作质量的提升，系统整体节能降耗和
降本增效明显。随着PCS 业务功能的不断提升，完善共
享“大数据”,促进采油区管理由单一的人工分析转变为
人、机、网实时联动的智能分析,实现了油田开发精细管
理，准确采取措施，准确预警防控,为老油田精细挖潜、
提高开发效益提供了现代化技术支撑。
（上接第102页）
图7 脱氯反应器流程
3.含硫污水罐内壁涂抹防腐涂料
在原料分离罐D103，汽提塔回流罐D105等易腐蚀区
域涂抹新型环氧树脂防腐涂料。环氧树脂有优良的附着
力和低收缩率；对水、中等酸、碱、盐和溶剂有较好的
耐腐蚀性和抗渗透性。在每次大检修停工期间，对罐的
内壁重新涂刷一次环氧树脂类改性防腐涂料，能够保证
一个检修周期内罐设备的腐蚀状况。
4.电化学防腐蚀
牺牲阳极保护法是根据电化学原理，使被保护金属
的电极电位向着有利于降低金属腐蚀速度的方向变化，
从而达到对金属实施保护的目的。根据此原理，在装置
各个水冷器封头处安装镁基合金阳极，对管束设备进行
保护，该方法能有效地降低了水冷器中电化学反应对设
备造成的腐蚀，延长换热器管束的使用寿命。运行部在
停工检修期间，对装置内水冷器都进行了更换，并及时
进行水冷器的腐蚀情况进行检查。
四、结语
重整装置预加氢系统作为重整反应提供合格的重整
进料的一套处理装置，需要严格得脱除原料油中的硫、
氯、氮、氧等杂质，因此需要更加注意装置系统内的腐
14
蚀问题。为此，运行部采取工艺注水，注缓蚀剂，增上
脱氯反应器，采用新型环氧树脂防腐涂料和牺牲阳极阴
极保护法等措施，并加强日常运行中的管理，密切监测
装置内反映腐蚀状况的数据，根据数据及时做出调整，
多措并举，在预加氢装置的防腐方面取得了良好的效
果。
参考文献：
[1] 徐承恩. 重整工艺与工程 [M]. 北京：中国石化出版
社，2006
[2] 肖生科，徐小明. 氯对催化重整的影响及对策[J]. 石
油化工腐蚀与防护，2008
[3] 高晗，王玉龙.催化重整装置预处理系统的腐蚀分析
与防护措施[J]. 化工技术与开发，2017
[4] 王延明，赵占吉.牺牲阳极保护在碳钢换热器水相腐
蚀中的应用[J]. 石油化工腐蚀与防护，1994