联合站油罐和管线的腐蚀与防腐研究

1、滨五联合站油罐和管线的腐蚀与防腐研究采油一矿一0二队 于恩泓二0一四年六月摘要：目前国民经济高速发展，尤其是石油天然气能源工业的发展,使得油气集输在油气田开发中占据越来越重要的地位。联合站是把油井生产的产物集中处理为油、气、水三种流体，天然气用于生产、生活，污水用于回注地层，原油输送到原油库，在实际生产中如何消除安全隐患、降低突发事故的危害，保证设备正常运行是联合站面临的主要问题。因此，开展腐蚀与防腐研究，探讨防腐的方法和措施，对提高油气集输水平具有重要的现实意义。本文针对目前联合站油气集输系统中的主要设施储油罐和管线存在一些腐蚀问题，进行简要分析，探讨防腐的方法和措施，以保证设备的正常运行，

2、更好的完成联合站的油气集输任务。关键词：储油罐；管线；腐蚀；防腐；因素；措施滨五联合站组建于1988年6月，下设6个生产班组，管理着7个生产运行岗位。原油系统主要承担着滨南采油厂采油一矿尚林油田的油水处理任务，处理工艺为“重力沉降+化学药剂”，日处理液量约9500立方米。污水系统为后期建造，投产于1990年12月，主要担负着尚林油田的采出水处理任务，处理工艺为“重力除油+改性+混凝沉降+压力过滤”，日处理水量为7800m3/天。该站主要设备有3000立方米拱顶油罐4座、加热炉6台、800/3000油气分离器6台、高效分水器3台、拱顶水罐13座、过滤器3台、机泵设备50余台。目前，站内主要设施储

3、油罐已存在不同程度的腐蚀，储油罐外壁虽有防腐保温层，但也存在较为严重的腐蚀现象，罐壁已有渗漏现象，管线更是频繁穿孔，给正常的生产运行造成了安全隐患。 本文针对目前滨五联合站的现状，把储油罐和管线存在的腐蚀问题进行简要分析，探讨防腐的方法和措施，更好的完成油气集输任务。1 储油罐和管线的主要腐蚀状况分析拱顶原油罐的腐蚀包括内腐蚀和外腐蚀。外腐蚀包括罐底板外腐蚀、罐顶外腐蚀和罐壁外腐蚀。内腐蚀部分可分为气相腐蚀和储存介质腐蚀。储罐内腐蚀最严重的部位是罐底板。拱顶原油罐不同部位的腐蚀呈现出不同的特征。1.1拱顶罐外腐蚀原油罐带有保温层，由于量油管、呼吸阀等附件的存在，雨水会从保温层下渗漏进去，形成一

4、个热潮湿的密闭空间，是油罐外腐蚀的主要原因。罐底板外侧的腐蚀是由于水分存在的条件而产生的，因为底板外周浸入的雨水以及由于毛细现象浸入储罐基础的地下水，形成了罐底板外侧腐蚀的环境。储罐底板下面的边缘部位与中心部位因其透气性不同可形成氧气浓度差电池，透气性较差的中心部位一般成为阳极被腐蚀。1.2罐底内腐蚀原油罐底板内表面和内壁下部腐蚀情况较复杂，如机械损伤或防腐质量局部较差形成腐蚀的集中点或缝隙。因为来油油品中含有一定比例的水，这样在储油罐底部积聚大量的沉积水，这些沉积水主要是来源于油品携带的水分以及罐内气体中的水蒸气的凝结。沉积水是一种电解质水溶液，呈中性到弱碱性，沉积水中含有一定量的氯离子、H

5、2S与溶解氧等，极易诱发底板缝隙腐蚀和孔蚀，时间积累导致防腐蚀涂料层发生脱落，使油罐底部发生腐蚀。原油储罐底部除沉积水外，还有固相沉积物，固相沉积物通常沉积在储罐外边缘和变形底板的凹陷处，因其中含水故而形成局部腐蚀条件。罐底部内侧一定高度的沉积水和原油沉淀物，水中含有一定的氯离子、H2S和溶解氧等介质及含有一定的砂粒，这些都是加重罐底腐蚀的因素。时间积累导致防腐蚀涂料层发生脱落，使油罐底部发生腐蚀，油罐罐底板内侧一般多为局部腐蚀，也有点腐蚀的现象，一般出现在人孔和出罐管线连接处法兰内侧短节附近。罐壁与罐底的角焊缝的腐蚀是最严重的部位。由于与沉积水相接触，属水相腐蚀，其腐蚀程度最严重。 1.3罐

6、壁内腐蚀罐壁内的腐蚀较轻，因侧壁中部与油品直接接触，属油相腐蚀，所以腐蚀程度最轻，一般为均匀腐蚀。当罐壁和油温下降，油内溶解的水析出而附着在储油罐罐壁时，水和水中的氧一起与金属发生腐蚀反应，形成腐蚀层。 1.4罐顶内腐蚀由于储油安全高度的原因，一般罐顶板和最上层壁板没有油的浸泡，所以该部位的腐蚀主要是气相腐蚀，罐内原油挥发的酸性气体氯化氢、硫化氢及从呼吸阀进入罐内的氧气、水蒸气、二氧化碳、二氧化硫等腐蚀性气体在油罐上凝结形成酸性溶液导致化学腐蚀的发生，基本上为均匀腐蚀，所以罐顶是逐渐变薄，但由于安装时的机械硬伤也会出现不均匀的点蚀。1.5 滨五联合站管道腐蚀状况近年来，尚林油田来液含水上升，部

7、分新区块在开发过程中出现来液含硫、含砂量高，砂粒对管线的机械磨损严重，加剧大面积穿孔，造成滨五联合站管线腐蚀情况的加剧，穿孔次数历年来呈上升趋势。例如2012年滨五联合站对来液阀组区管线进行全部更换，更换6个月后就在管线三通处发生穿孔，运行至今每次打卡子补漏费用在500至1500元范围内不等， 且对采油队造成停井影响。管线因腐蚀穿孔的现象已严重影响集输泵站的正常安全运行，且对产量造成极大间接影响。具体穿孔数据见表一：表一：滨五联合站2012年管线腐蚀穿孔次数统计表序号管线名称规格材质工作压力（MPa）介质类别穿孔次数1来油阀组管线DN300钢制0.3-0.4油、气、水202原油沉降罐管线DN3

8、00钢制0.15-0.25油、气、水33原油外输干线DN250钢制0.6-1.2原油84分离器进原油沉降罐管线DN300钢制0.25-0.3油、水65污水罐区管线DN300钢制0.2-0.3污水106林一注污水外输干线DN300钢制0.8-1.0污水167滨六注污水外输干线DN300钢制0.3-0.5污水188卸油管线DN200钢制0.3-0.5油、气、水209站内辅助流程管线DN100钢制0.1-0.5油、气、水102 储油罐和管线的腐蚀原因分析近年来防腐蚀技术得到了发展，但储罐局部腐蚀现象依然严重，储罐设计寿命15年的油罐仅使用5-8年就出现不同程度的腐蚀现象，使用寿命达不到预期效果。2.

9、1初始设计因素图纸设计人员在设计罐内的附件及工艺管线、距离罐底和罐壁之间的距离时有时太小，在进行防腐施工时由于空隙太小，操作比较困难，造成防腐质量差。在设计方面，因为理论误解而在涂料的选型上出现错误，如在原油罐底的防腐蚀和导静电问题上，原油罐底部如采用导静电涂料，不仅加重罐体腐蚀，而且还会使牺牲阳极加速消耗，应采用绝缘性防腐涂层和牺牲阳极联合保护技术。这种因涂料选择不当的情况加重腐蚀发生情况，给储罐的安全和使用带来不少隐患。2.2建造过程施工质量因素由于罐基础施工过程中土质密度不达标，油罐投产使用后由于油罐负重经常变化及大气环境等因素的影响，导致油罐发生不均匀沉降，使罐底积水无法排出，容易导致

10、底板腐蚀。在表面处理过程及涂料涂敷施工过程中。防腐施工时未按照规定喷砂除锈，表面处理等级达不到要求，导致罐防腐涂层出现“气泡”、“起皮”和“脱落”现象，从而引起油罐腐蚀。或者所用涂料的质量达不到要求，在具体涂敷操作时涂敷不均，造成涂装质量差。2.3管理维护因素储罐在使用中，由于天气等原因，如大风、暴雨、坠物撞击造成防腐层的损坏。另一方面，由于缺乏维修计划及维护资金，使受到破坏的涂层得不到及时适当的修理，从而缩短了油罐的使用寿命。2.4 管线腐蚀因素分析近年来，通过检测站内分离出天然气的硫含量，可推断出来液含硫量增加，具体数据见表二：表二：滨五联合站气体硫化氢检测统计表时间气压（MPa）检测地点

11、硫化氢含量（mg/L）2013年1月0.02干燥器出口852013年3月0.04干燥器出口902013年6月0.08干燥器出口1002013年9月0.08干燥器出口1102013年12月0.04干燥器出口120管线的腐蚀特征常表现为由点蚀导致局部壁厚减薄、蚀坑或(和)穿孔，其腐蚀的特点有三个：硫化氢离解产物HS-、S2-对腐蚀都有促进作用；不同条件下生成的腐蚀产物性质不同,如低温下形成FexSy促进腐蚀，温度较高时,形成的FeS则抑制腐蚀；H2S除了能引起局部腐蚀外,还容易引起硫化物应力开裂。 管线腐蚀机理一般认为干硫化氢没有腐蚀作用，在湿硫化氢（H2SH2O）腐蚀环境中，碳钢设备发生两种腐蚀

12、：均匀腐蚀和湿硫化氢应力腐蚀开裂。开裂的形式包括氢鼓泡（HB）、氢致开裂（HIC)、硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)和应力导向氢致开裂（SOHIC）。 3 防腐措施3.1储油罐的防腐措施原油储罐防腐蚀工程主要包括涂层保护和阴极保护两种手段。原油罐内部的腐蚀程度以罐底内表面和与底板“T”形相交的地一、二圈板最严重，罐顶次之，罐壁最轻，所以罐底板的涂层厚度大于罐顶，罐壁因腐蚀轻微，一般不进行涂装。但现实中，罐壁的腐蚀也不容忽视。同时对储罐要进行定期检查，根据储存介质和地区特点每年至少应进行一次外部检查，通常油品储罐使用6-7年后进行清罐检修，如果储罐内防腐涂层使用寿命低于7年，则罐内壁及罐底板内表面

13、明显有被储存介质腐蚀的倾向。3.1.1原油储罐的涂层保护措施原油储罐底板内表面和油水分界线以下的壁板内表面，一般采用绝缘型防腐蚀涂料。底漆采用环氧类涂料，中间漆采用厚浆型环氧玻璃鳞片、厚浆型环氧云母类等防腐蚀涂料，面漆采用耐酸碱、耐盐水、耐硫化物、耐油和耐温的防腐蚀涂料；涂层干膜厚度不宜低于300m 。拱顶罐内壁顶部应采用绝缘性防腐蚀涂料，底漆宜采用富锌类防腐蚀涂料，面漆应采用耐水、耐油的防腐蚀涂料；涂层干膜厚度一般不低于200m。有保温层的地上原油储罐外壁采用耐水性防腐蚀涂层，底漆采用富锌类防腐蚀涂料，面漆采用耐水性防腐蚀涂料，涂层干膜厚度不低于150m。无保温层的地上原油储罐外壁底漆采用富

14、锌类防腐蚀涂料，面漆可采用氟碳类、丙烯酸-聚氨酯等耐水耐候性防腐蚀涂层；涂层干膜厚度不低于200m。3.1.2阴极保护措施 原油储罐底板内表面应采用牺牲阳极法，牺牲阳极的阴极保护法是一种长效防腐蚀措施.根据具体情况储罐底板外表面可采用强制电流法阴极保护措施，或采用牺牲阳极法。一般是在储油罐底板上安装铝基合金阳极，使罐底板得到保护。罐内牺牲阳极与罐钢板连接采用焊接或螺栓固定的方式，一般建议采用焊接方式安装。3.2 管线的防腐措施3.2.1 管线材质选配合理 合理选配管线材质，应对高含硫腐蚀，对于含硫偏高引起的腐蚀，主要选择钢材材质来减缓。如在硫化氢浓度大于50 mg/L的腐蚀环境中，壳体宜选用抗

15、拉强度不大于414 MPa的碳钢或碳锰钢材料；在硫化氢浓度大于50 mg/L、氯化物浓度大于20 mg/L的腐蚀环境中，壳体宜选用碳钢或碳锰钢0Cr13钢复合钢板，内件选用0Cr13钢等等。在材料的制造过程中,尽量控制和改善夹杂物的数量与形貌，降低含硫量与含氢量，涂敷前的钢管表面必须进行抛丸或喷砂处理,以达到标准要求的洁净度和锚纹深度,确保底漆粘结牢固。合理选择管材壁厚度。首先要防止储运过程与投运中管道的局部屈曲失稳;其次，要考虑裂纹扩展时效,防止开裂破坏。厚壁管比薄壁管有利于抗应力腐蚀开裂。因此在设计时不妨适当降低管材强度,增加管壁厚度。3.2.2 保证焊口质量建立防腐作业线 管线现场焊接时

16、把好补口质量，补口材料与管体防腐覆盖层有较好的相容性;补口接合部应严密粘牢,必要时可做严密性试验;必须认真处理补口处的钢管表面,达到管体表面洁净度的要求。 固定式与移动式防腐作业线相结合工厂固定式防腐作业生产,由于施工环境好,可提高防腐管的质量,但对于需要长途运输的管材,防腐覆盖层易损伤,而现场修补也很难达到满意的效果,故建立防腐作业线应考虑固定与移动相结合,以满足工程现实的需要。4 结论 通过对储油罐和管线腐蚀的现状调查、原因分析，阐述了防腐的几种措施，这些措施的实施与应用是靠人来实现的，因此还需要严格的管理措施。首先，加强管线施工现场的监督与考核，管线维修后及时进行防腐处理，不可直接填埋，造成短期重复穿孔及污染环境，罐区要加强排水措施，罐区排水阀门经常维护保养，雨季及时排涝，严防污水浸泡油罐底板外侧而造成罐底大面积腐蚀，保证储油罐的使用寿命；其次，设施设备加强巡护检查，定期对防腐措施开展检查，做好记录、分析、汇报；进行各类突发事故的应急演练，提高实战处理能力，防止