油田鋼質(zhì)常壓儲罐內(nèi)腐蝕掛片檢測及腐蝕機理研究*

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(中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司技術(shù)檢測中心，山東 東營 257000)

油田站庫鋼質(zhì)常壓儲罐(以下簡稱大罐)由于制造和檢驗一直未納入國家強制管理的范疇，相關(guān)的標準和規(guī)范也比較少，加之服役時間長，介質(zhì)腐蝕性強，導致內(nèi)腐蝕嚴重，致使儲罐事故時有發(fā)生，危害生產(chǎn)安全，嚴重污染環(huán)境[1]。大罐內(nèi)腐蝕最為典型的是原油沉降罐，其作用是將高含水采出液通過密度差自然沉降，初步實現(xiàn)油水氣分離，罐內(nèi)介質(zhì)自下而上依次為淤泥相、水相、水油界面、油相、油氣界面和氣相，水油界面及油氣界面隨處理液量的不同而變動。由于6個相區(qū)或界面的腐蝕影響因素及腐蝕作用機理不同，引起不同區(qū)塊大罐、同一大罐不同高度的腐蝕嚴重程度存在較大差異[2]。利用自主設(shè)計研發(fā)的鋼質(zhì)常壓儲罐內(nèi)腐蝕掛片在線檢測裝置，對勝利油田兩個典型區(qū)塊的各一個原油沉降罐進行了6個層位的內(nèi)腐蝕掛片，利用掛片質(zhì)量損失法對腐蝕速率進行了定量測試，并通過掛片腐蝕產(chǎn)物SEM(掃描電鏡)、EDS(能量-色散光譜)及XRD(X射線衍射)分析，研究了腐蝕機理。

1 大罐內(nèi)腐蝕分層掛片檢測

1.1 在線檢測裝置及評價方法

鋼質(zhì)常壓儲罐內(nèi)腐蝕掛片在線檢測裝置主要組成部件及功能如下：浮漂掛片器(見圖1)加柔性連接，實現(xiàn)掛片隨水油界面、油氣界面的浮動，用于兩個界面的腐蝕速率檢測；尼龍剛性掛片器，用于淤泥相、水相、油相和氣相的腐蝕速率檢測；螺紋連接棒狀空心桿，用于連接掛片器及定性連續(xù)表征儲罐不同高度的腐蝕程度。浮漂掛片器設(shè)計為空心球形，直徑15 cm，材質(zhì)選用304不銹鋼，厚度為1 mm，計算得出浮漂的密度為0.312 g/cm3，原油的密度一般為0.8～1.0 g/mL，浮漂的密度小于原油密度，在油氣界面可以實現(xiàn)懸浮；采用配重片調(diào)節(jié)浮漂密度，讓其處于原油與水的密度之間，使其懸浮在水油界面處。

圖1 浮漂掛片器

依據(jù)SY/T 0087.3—2010 《鋼質(zhì)管道及儲罐腐蝕評價標準鋼質(zhì)儲罐腐蝕直接評價》標準，依據(jù)掛片實測腐蝕速率，將大罐內(nèi)介質(zhì)腐蝕性劃分為4個等級，見表1。

表1 儲罐內(nèi)介質(zhì)腐蝕性評價指標

1.2 被檢測大罐概況

被檢測大罐為勝利油田兩個典型區(qū)塊的原油一級沉降罐各一臺，容積分別為3 000 m3和5 000 m3，材質(zhì)為20R。掛片材質(zhì)為20R，檢測周期為1個月。兩個區(qū)塊主要腐蝕性介質(zhì)成分見表2。

表2 被檢區(qū)塊主要腐蝕性介質(zhì)成分及含量 mg/L

2 檢測結(jié)果

2.1 腐蝕檢測及腐蝕規(guī)律分析

1號儲罐腐蝕區(qū)域主要集中在水油界面、淤泥相及水相，腐蝕嚴重程度依據(jù)表1分別評定為“極高”、“高”、“中”； 2號儲罐腐蝕區(qū)域主要集中在氣相(見表3)，腐蝕嚴重程度依據(jù)表1評定為“極高”。 可見2臺儲罐的腐蝕特點為：1號儲罐的腐蝕部位為3.2 m(即水油界面)以下及罐底板，2號儲罐的腐蝕部位為6 m(即氣相區(qū))以上及罐頂。

表3 2臺儲罐6個相區(qū)腐蝕檢測結(jié)果

2.2 腐蝕產(chǎn)物分析及腐蝕機理研究

分別對2臺儲罐6個相區(qū)的掛片進行了腐蝕產(chǎn)物XRD分析(見圖2至圖4)。以2臺儲罐腐蝕最為嚴重的1號儲罐水油界面、淤泥相，2號儲罐氣相為例，對比分析2臺儲罐的腐蝕機理。

2.2.1 1號儲罐淤泥相腐蝕機理

1號儲罐淤泥相腐蝕產(chǎn)物為FeS，其主要影響因素為硫酸鹽還原菌(SRB)。由表2可知，區(qū)塊一淤泥SRB每立方厘米高達3×106個，腐蝕機理如下：

硫化物與介質(zhì)中的碳酸等作用生成H2S，進而與Fe反應(yīng)形成FeS，加速金屬的腐蝕，即：

同時阻止陰極上析氫反應(yīng)所生成的氫原子復合，促進氫向金屬滲入，增加設(shè)備氫脆的敏感性[3]。

圖2 1號儲罐淤泥相腐蝕產(chǎn)物XRD分析

圖3 2號儲罐氣相腐蝕產(chǎn)物XRD分析

2.2.2 2號儲罐氣相腐蝕機理

2號儲罐氣相腐蝕產(chǎn)物為FeOOH和少量CaCO3垢，其主要影響因素為CO2和O2。由表2可知，區(qū)塊二氣相中CO2和O2質(zhì)量濃度分別為75.4 mg/L和0.2 mg/L。腐蝕機理如下：

2.2.3 1號儲罐水油界面腐蝕機理

1號儲罐水油界面腐蝕產(chǎn)物為Fe2O3，其主要影響因素為溶解氧(質(zhì)量濃度為0.6 mg/L)。腐蝕機理為：水油界面處的氧濃差腐蝕，由于氧在油中的溶解度高，在水中的溶解度低，具備氧濃差腐蝕條件，導致氧濃度高的區(qū)域(即油水界面油側(cè))作為陰極被保護，而氧濃度低的區(qū)域(即油水界面水側(cè))作為陽極被腐蝕。

圖4 1號儲罐水油界面腐蝕產(chǎn)物XRD分析

3 結(jié) 語

利用鋼質(zhì)常壓儲罐內(nèi)腐蝕掛片監(jiān)測裝置對2個典型區(qū)域的2臺儲罐的檢測及腐蝕機理進行研究,結(jié)果表明：不同區(qū)塊儲罐、同一儲罐不同層位的腐蝕程度、腐蝕機理存在明顯差異，定期開展鋼質(zhì)常壓儲罐內(nèi)腐蝕掛片監(jiān)測，對于全面了解儲罐腐蝕現(xiàn)狀、及時發(fā)現(xiàn)安全隱患并有針對性地進行腐蝕防護和腐蝕治理具有指導意義。目前勝利油田正在對4個典型腐蝕嚴重區(qū)域全面開展大罐內(nèi)腐蝕在線監(jiān)測。

[1] 李光海.常壓儲罐檢驗檢測技術(shù)[J].無損檢測，2010，32(7)：509-512.

[2] 白新德.材料腐蝕與控制[M].北京：清華大學出版社,2005:353-375.

[3] 石仁委，龍媛媛.油氣管道防腐蝕工程[M].北京：中國石化出版社，2008:119-120.

(編輯 張向陽)