Management der Korrosion durch Naphthensäuren

Bei Rohöl mit höherem Säuregehalt stellt sich die Frage, wo sich korrosive Bestandteile anreichern und welche Anlagenteile diesen ausgesetzt sind. In die Bewertung müssen Aspekte wie die Rohölmischung, die Eigenschaften der Fraktionen, die Temperatur, die Werkstoffbeschaffenheit und die Strömungsbedingungen einbezogen werden.

Die Gesamtsäurezahl ist nützlich, um Veränderungen der sauren Bestandteile zu verfolgen; sie sollte jedoch nicht allein herangezogen werden, um das Ausmaß der Korrosion vorherzusagen oder einen sicheren Betriebsbereich zu definieren.

Überprüfen Sie die Rohöldestillationsanlage und die zugehörigen Heißölkreisläufe gemeinsam mit den Korrosions- und Betriebsteams der Raffinerie. Da lokale Gegebenheiten eine Rolle spielen können, bilden eine Durchschnittsprobe oder ein einzelner Überwachungspunkt möglicherweise nicht die am stärksten betroffene Oberfläche ab.

• Analysen von Rohölmischungen und relevanten Fraktionen
• Werkstoffe der Ausrüstung, Betriebstemperaturen und Inspektionshistorie
• Transferleitungen, Nebenströme und Stellen mit wechselnden Strömungsbedingungen

Nutzen Sie das Inspektions- und Korrosionsüberwachungsprogramm des Standorts, um einen Referenzwert zu ermitteln und die Reaktion zu verfolgen. Je nach Ausrüstung und Zugänglichkeit kann die Überprüfung Wanddickenmessungen, den Einsatz geeigneter Sonden sowie Fluidanalysen umfassen.

Trends bei den Metallwerten können zusätzliche Informationen liefern, doch Änderungen des Eisengehalts in der Ölphase stellen kein direktes Maß für eine lokale Korrosionsrate dar. Interpretieren Sie jeden Messwert unter Berücksichtigung des Messorts, der Probenahmebedingungen und der jeweiligen Einschränkungen.

Cestoil evaluiert Optionen für Hochtemperatur-Korrosionsinhibitoren unter Berücksichtigung des jeweiligen Stoffstroms und der Betriebsbedingungen. Bei der Produktauswahl und -dosierung müssen die Oberflächenexposition, die vorhandene chemische Zusammensetzung sowie die nachgelagerten Anforderungen berücksichtigt werden.

Stimmen Sie den Behandlungs- und Überwachungsplan mit dem Raffinerieteam ab. Die anfängliche Konditionierung und die laufende Behandlung sind anwendungsspezifisch; weder eine feste Formel für die Säurezahl noch ein historischer Behandlungsplan sollten universell angewendet werden.

Bewerten Sie die Korrosionsbefunde im Zusammenhang mit Änderungen bei Rohölmischung, Temperatur, Durchsatz und Behandlung. Die Ergebnisse sollten als Grundlage für eine gemeinsame Überprüfung des Programms sowie etwaiger geplanter betrieblicher Änderungen dienen.

Die chemische Behandlung ist ein Bestandteil des Korrosionsmanagements. Sie ersetzt weder die Inspektion noch die Eignung der Ausrüstung oder die Betriebsgrenzen der Raffinerie.