钢制原油储罐内腐蚀与防护

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钢制原油储罐内腐蚀与防护

//m.kkreddy.com 15-10-11 点击: 字体: 【大中小】

钢制原油储罐内腐蚀与防护

摘要本文针对辽阳石化分公司原油罐内腐蚀情况，重点分析油罐腐蚀机理及影响因素。认为罐底、罐顶腐蚀都是由沉积水、水蒸汽、硫化氢、氧等化合物引起的电化学腐蚀；两者的阴极反应均为氧的去极化过程，通过对现场调查和实际情况分析，提出罐内防腐措施。

关键词原油罐；腐蚀分析；防护

石油炼厂均有原油储罐，钢制储罐在使用一段时间后，罐底、罐顶、罐壁部位便会相继发生腐蚀，严重的会穿孔。一旦罐体腐蚀穿孔,还会出现跑油现象，造成储运紧张，影响炼油企业正常生产。

1 钢制原油罐腐蚀情况与分析

在辽阳石化分公司炼油厂首站原油罐蒸汽加热器泄漏修复过程中，发现油罐发生腐蚀现象，我们对油罐腐蚀情况进行全面调查，其结果发现：

1）罐底：腐蚀情况较为严重，大多为溃疡状的坑点腐蚀，有的已经穿孔，主要发生在焊接热影响区，凹陷及变形处；

2）罐顶：腐蚀次之，为不均匀全面腐蚀；

3）罐壁：腐蚀较轻，为均匀点蚀，主要发生在有水界面，油与空气交替接触处。

1.1 罐底的电化学腐蚀

由以上腐蚀情况可以看出，罐底腐蚀是油罐内腐蚀的主要表现形式；根本原因是由滞留在罐底的沉积水引起的。罐底沉积水主要来源于所携带油田注入水和罐内气体空间水蒸汽的凝结，随着时间的推移，沉积水会积少成多，尽管原油储罐定期脱水，但实际罐内还残留沉积水不能完全排净。我们对罐内沉积水进行采样分析，分析结果如下：

（mg/L） CL-

（mg/l） SO2-4

（mg/l） CO2-4

（mg/l） HCO-3

（mg/l） Mg2+

（mg/l） Ca2+

（mg/l）电导率

10-4（µS.cm-1）

8.5 15000 387 218 998 82.1 7.0 3.36

沉积水化学性质和腐蚀测试结果

从几次测试结果看，罐底沉积水呈碱性，水中存在大量CL-，极易诱发缝隙局部腐蚀。SO2-4的存在易引起硫酸盐还原菌腐蚀。由于可溶盐和其它离子含量较高，致使沉积水电导率接近海水的电导率。

罐底腐蚀的阴极反应是氧的去极化过程，其中氧的来源于原油生产、储运过程中的溶解氧。溶解氧对沉积水的腐蚀性能影响很大，由于油罐的初期腐蚀使溶解氧被消耗，腐蚀逐渐减弱，但油罐进出油次数较多，其液面沉降、搅拌及加热形成的自然对流等都给电化学腐蚀提供和补充扩散氧的机会，使腐蚀持续发展。

1.2 罐顶的气相腐蚀

油罐顶部和罐壁上部是不直接与原油相接触，属气相腐蚀，气相中腐蚀因素主要是O2、H2S、水蒸气及温度的影响，由于气温的变化水蒸气在罐顶内壁形成凝结水膜，而罐内气相中含SO2、H2S、CO2、挥发酚等杂质也会溶解在凝结水膜中，罐顶的凝结水膜形成电解质溶液。这时，罐内空间氧气很容易通过液膜扩散到金属表面。因此，气相腐蚀的阴极过程也是氧的去极化反应，即使有较多的SO2、H2S、CO2形成的酸性水膜，其pH＜7，在阴极上虽然也发生析氢反应，由于凝结水膜很薄，氧的扩散在凝结水膜条件下，比在全浸状态是更容易，所以耗氧腐蚀起主导作用。

根据气相中水气与金属表面反应程度不同，大气腐蚀分成3类：

从图1可以看出腐蚀速度与金属表面水膜厚度的关系。

图1 气蚀速度与凝结水膜厚度关系图

1）区域A：干气腐蚀，表面水膜厚度t≈10~100A0时，还不能认为是连续的

电解质，相当于大气腐蚀，腐蚀速度很小；

2）区域B：随着湿度增大t≈100A0~1µm时，金属表面形成连续的电解质溶液膜，开始了电化学腐蚀过程，称为潮气腐蚀；

3）区域C：当t≈1µm~1mm时，进入到湿大气腐蚀区，氧通过水膜扩大至金属表面变得困难，腐蚀速度随水膜厚度t增大而下降；

4）区域D：当t＞1mm时腐蚀速度随着t变化不大相当金属完全浸入电解质溶液中。

应该指出，罐顶气相腐蚀受环境条件的变化。各种腐蚀形式可以相互转换。由于辽阳石化分公司处于东北地区，冷暖变化较为明显，昼夜温差大，所以白天温度高，罐顶凝结水少，这时罐顶的腐蚀表现为干气和潮气腐蚀；夜间气温降低，水蒸气凝结在罐顶内壁，这时罐顶的腐蚀表现潮气和湿气腐蚀。

1.3 罐壁的电化学腐蚀

罐壁中部是直接与油品相接触，属油相电化学腐蚀，其腐蚀程度最轻,造成腐蚀的原因是原油中含有水和各种酸、碱、盐的离子变成电解质，而产生电化学腐蚀。

2 钢制原油内防腐措施