立式金属罐腐蚀原因分析

尚立光 王 宁 李 红 李晓娜 程红伟

中国石油长庆油田分公司 第一采油厂 （陕西 延安 716000）

立式金属罐腐蚀原因分析

尚立光 王 宁 李 红 李晓娜 程红伟

中国石油长庆油田分公司 第一采油厂 （陕西 延安 716000）

立式金属储罐罐顶、内部附件及罐底边缘板腐蚀一直是影响立式金属罐使用寿命的一个重要因素，针对安塞油田立式金属罐腐蚀现状，分析了防腐工艺及内部附件在设计上存在的弊端，提出新的防腐及施工工艺。

安塞油田原油处理采取计量间-中转站-集中处理站的3级布站模式，基本实现了原油的管道输送，大罐沉降脱水和储存的密闭处理工艺。在各中转站及集中处理站分布着上百具立式金属储罐，由于储罐内介质腐蚀性较强及防腐工艺存在缺陷，目前因腐蚀原因造成的立式金属罐维修费用每年高达1 000万元以上，而且随着在用储罐使用时间的增长，今后每年检修立式金属罐的数量将会成倍增长。因此，详细研究安塞油田立式金属腐蚀原因，为今后检修作业提供合理的改造及防腐措施具有较高的经济价值。

根据立式金属罐腐蚀失效原因可分为罐顶腐蚀失效、罐内附件腐蚀失效、罐底边缘板腐蚀失效。

（1）罐顶腐蚀失效

因罐顶腐蚀原因造成的金属罐检修主要表现在原油储罐上，调研发现2000年之前所建的原油储罐罐顶内表面均出现不同程度腐蚀，其中坪桥集中处理站的2具3 000m3沉降罐，王窑集中处理站4具5 000m3净化油罐罐顶腐蚀最为严重。

王窑集中处理站4具净化罐于1989年建成后投入使用，2005年4具储罐均出现不同程度的层状腐蚀，存在一定的安全隐患，对日常生产和员工操作造成了较大影响。图1为王窑站3号罐清罐后罐顶腐蚀情况图片。

坪桥集中处理站2具沉降罐于1996年建成投产,在2006年维护作业过程中,发现2具沉降罐罐顶存在着较为严重的腐蚀穿孔现象,腐蚀孔径在20～ 50mm之间，经检测罐顶钢板部分厚度仅为1mm左右。图2为坪桥站拆除的罐顶内表面腐蚀情况照片。

（2）罐内附件腐蚀失效

罐内附件腐蚀失效主要表现在金属储罐内加热盘管腐蚀失效及沉降罐、除油罐内集水管线的腐蚀结垢失效等。现场运行经验表明加热盘管的平均使用寿命不足2a，沉降罐、除油罐内集水支管的有效使用周期仅为2.5a，安塞油田在用内部装有加热盘管的储罐80%以上已失去加热功能。图3为坪桥站7号沉降罐内加热盘管使用2a后腐蚀情况照片，该套加热盘管在使用10个月后便发生蒸汽泄露。

图4为使用2a后除油罐集水支管腐蚀结垢情况，由于普通钢管内表面未进行防腐处理，其在原油脱出水中腐蚀速度较快，腐蚀产物附着在金属表面加速了污垢的聚集，导致集水支管内经逐渐减小，脱水速度也随之减小，当除油罐输入液体速度大于输出液体速度时便发生溢罐事故。目前，安塞油田12具除油罐中已有8具因出水不畅停止使用，平均使用寿命不足2.5a。

（3）罐底边缘板腐蚀失效

罐底边缘板腐蚀实效主要表现为一些罐底基础较低，基础与罐壁之间缝隙较大，收发油作业较频繁的立式金属罐。目前，因罐底边缘板腐造成的大罐检修作业在安塞油田相对较少，但现场调研发现大部分罐底边缘板均未采取有效的防腐措施，罐底边缘板出现不同程度腐蚀，存在一定安全隐患。

1 立式金属罐腐蚀原因分析

1.1 罐顶腐蚀原因分析

目前国内外关于原油储罐罐顶腐蚀原因的研究可概括为以下3方面。

（1）氧化反应是引起金属腐蚀的起因。致密的金属表面由于金属本身钝化作用一般不会发生腐蚀现象，但长时间暴露于空气中,就会在其表面形成约30μm厚的氧化层。如果在钢材制作初期防腐作业除锈不彻底，导致部分防腐层脱落后，锈层在潮湿的条件下可做为氧化剂，发生阴极去极化反应（1），阳极铁发生溶解反应（2），当锈层干燥时，游离状态下的氧容易与其表面接触，黑色Fe3O4又被渗人锈层的氧重新氧化成Fe2O3，反应(3)循环进行。同时蓬松的锈层又为金属的电化学反应创造了条件[1]。

（2）CO2和H2S等酸性气体共存是造成罐顶腐蚀加速的主要原因。实验室研究证明，在5%的NaCl水溶液中纯的H2S腐蚀速率为0.590mm/a,纯的CO2腐蚀速率为0.285mm/a,H2S腐蚀速率的是CO2的2倍，两者在一定比例范围内具有相互促进作用[2]。H2S和CO2对金属有腐蚀作用主要是因为当2种气体溶于金属罐罐顶表面水膜后便形成酸性溶液，微溶于水的H2S对罐顶钢板可以形成2方面的腐蚀：均匀腐蚀和局部腐蚀。局部腐蚀的形式包括氢鼓泡、氢致开裂、硫化物应力腐蚀开裂和应力导向氢致开裂；Fe在和S、O共同存在的条件下，也可形成Fe3+和的深红色络合物，并产生层积，也就是我们常见的铁锈。

（3）微液滴现象与电化学过程密切相关。原油液面与油罐内顶之间的气体层含有水蒸汽、氧、二氧化碳、挥发酚等，它们对油罐内顶有一定的腐蚀作用。水蒸汽在罐顶凝聚成水膜，使罐顶长期与水溶液接触，加速了腐蚀的进行。微液滴现象是一种与大气腐蚀电化学过程密切相关的现象，测定主液滴周围的电位分布显示，微液滴只在表面的正电性区域出现，火山形电位分布的峰宽的变化速率与微液滴的扩展速率近似相等。同时，电化学极化实验结果表明，微液滴的成核速率随极化电流的增加而线性加速，由主液滴中央与边缘之间存在的电位差而形成的腐蚀电流是微液滴形成和扩展的最直接推动力[3]。

由图2中a图可见，罐顶腐蚀产物为褐色千层饼状蓬松产物，腐蚀具有不均匀性，罐顶朝阳部分腐蚀情况较朝阴面腐蚀严重，防腐层未脱落部分基材基本没有被腐蚀，腐蚀产物对基材基本不具有保护作用。

实验室化验腐蚀产物主要为Fe3O4和由于腐蚀的不均匀性，腐蚀产物在钢铁表面的区域覆盖程度不同，不同覆盖程度的区域之间形成具有很强自催化特性的腐蚀电偶。另外由于孔隙内水份含量大，闭塞电池效应很强，形成孔外大阴极，孔内小阳极，促进孔底Fe原子的溶解。由此可见，防腐层脱落后使基材直接处于罐内酸性油气环境中形成原电池反应是造成罐顶腐蚀的主要原因。

1.2 罐内附件腐蚀失效原因分析

清罐检修时发现蒸汽加热盘管腐蚀失效点多集中在管线后半部分较低位置。造成这种现象的主要原因是当蒸汽进入盘管后,随着热量不断传递给罐内原油,冷凝水在上部蒸汽的推动下,以比自流快得多的速度流向出口，极易产生水击现象，使得管线截面下部流体冲刷磨损量大于上部出口,冷凝水愈多,对盘管的冲刷磨损能力愈大,因而愈接近管线低端出口冲刷磨损量愈大。盘管运行时，对盘管的损害主要是冲刷磨蚀及均匀腐蚀。

研究表明,蒸汽回水管线内壁腐蚀的主要原因是氧腐蚀和酸腐蚀。锅炉给水中的溶解氧经加热从水中逸出而被水蒸汽带走,造成管线内壁氧腐蚀。水中的溶解氧含量和锅水的Cl-含量是影响氧腐蚀的主要因素。给水的溶解氧含量越高,氧腐蚀越严重;锅水的Cl-含量越高,水的电导率越大,氧腐蚀速率越快。水质分析结果表明,锅水Cl-含量在280 mg/L以下,对管线氧腐蚀影响较小,而给水的溶解氧含量在0.05mg/L以上,超过了国家规定的给水溶解氧含量标准。因此，给水的溶解氧含量较高是导致蒸汽回水管线内壁氧腐蚀的主要因素。锅炉给水pH=7进入锅内受热分解后炉水pH=10。蒸汽凝结时,二氧化碳溶解在凝结水中，使回水的pH值降低，造成回水管线酸腐蚀。

1.3 罐底边缘板腐蚀原因分析

储罐边缘板在整个罐结构中的作用十分重要，底部边缘板腐蚀失效是储罐使用过程中的一个重大安全隐患。但由于罐底基础建设不合理或防腐不到位，导致边缘板极易发生腐蚀，图5为使用12a的3 000m3沉降罐罐底边缘板腐蚀情况照片。

由图5可见罐底边缘板腐蚀产物呈现褐色，实验室分析其成分主要为Fe2O3，造成罐底边缘板腐蚀原因主要有以下3个方面。

（1）土壤腐蚀。储罐基础以砂层和沥青砂为主要构筑物，罐底钢板坐落在沥青砂面上。在日常生产过程中，可能出现因罐周围基础散水与罐底外侧边缘板连接处密封不严、罐区排水设计不合理，导致边缘板附近土壤在阴雨季节水份含量超标，在有空气的条件下形成吸氧腐蚀；同时常规的保温材料易发生吸水现象，部分水层不能及时排出而粘附在罐壁和保温层之间，造成壁板的底部腐蚀。

（2）氧浓差电池腐蚀。在边缘板附近由于散水与边缘板连接处密封不严，外侧边缘板和内侧边缘板，由于氧气含量差异，也会引起氧浓差电池，这时内侧边缘板成为阳极而被腐蚀。

（3）应力腐蚀。目前，国内立式油罐基础顶面的形状均为正圆锥形，目的是当罐基础沉降稳定后仍能保持这个形状，以减小基础沉降后罐底钢板的变形。通过罐底板检修作业现场勘察发现，中心高、4周低的形状在基础沉降后将不能保持。基础发生沉降时，罐底板的面积大于油罐基础的表面积，沉降后部分罐底板出现腾空现象。这种现象的出现导致大罐在油品收发作业中罐底板形状出现频繁变形，由于底部边缘焊接处对罐底变形具有自限性，便会产生极强的屈服力[5]。另外油罐底部由于受到静水压力作用而产生很大的边缘效应。在边缘应力的作用下，罐壁与罐底边缘板连接区域容易发生断裂，严重影响油罐的使用安全。

2 立式金属储罐防腐及检修作业的几点建议

针对原油储罐的腐蚀特点及目前油田大罐检修作业的施工特点，对今后大罐检修作业过程中的防腐及改造作业提出以下几点可行性建议。

（1）新换罐顶的防腐作业。内表面采用玻璃钢防腐工艺，外表面继续沿用原工艺。施工作业中严格做到内外表面喷砂除锈，压风机表面除尘，表面粗糙度达到Sa2.5级标准，玻璃钢防腐层严格落实一底三布三胶二面施工工艺，玻璃丝布搭接宽度不得少于50mm，不得延罐顶焊缝进行搭接，玻璃钢表面不得有气泡或囊肿现象。

（2）罐底边缘板防腐作业。罐底外侧边缘板、罐壁外壁0.5m以下采用玻璃钢防腐，作业时内外侧边缘板焊缝处应用动力工具将铁锈及焊渣彻底清楚，玻璃丝布与基材紧密接触，避免罐壁与罐底连接处出现囊肿。

（3）除油罐集油槽、水箱、中心反应桶等基材2表面均要进行玻璃钢防腐。

（4）散水修复作业。施工作业时将破损的散水彻底清除，延散水弧方向每各5m预留一轴向水泥膨胀空隙，空隙用橡胶条填充，密封胶密封；散水高度略低于外侧边缘板高度，中间空隙橡胶条填充，密封胶密封，边缘板防腐层上覆环氧煤沥青防水层。

（5）原油储罐内加热盘管改造时采用新型防水击加热盘管，加热盘管以20#钢为基材，并采取内壁双金属（1Cr18Ni9Ti合金材料）衬里，外壁玻璃钢防腐。并通过支撑设计一定倾斜度，避免加热盘管在罐内出现局部偏低现象影响冷凝水自然排出，同时加装冷凝水出口端疏水阀。

（6）沉降罐集水管线及除油罐内喷淋管线、集水管线、呼吸管改用ABS管材，由于ABS管材内壁比较光滑可减缓形成水垢时间，同时在大罐清罐过程中ABS管材可重复利用。

[1]赵麦群,雷阿丽.金属腐蚀与防护[M].北京:国防工业出版社.2002.9 :77.

[2]吴荫顺.金属腐蚀研究方法[M].北京:冶金工业出版社.1993.5:182.

[3]张际标,王燕华.微液滴现象与大气腐蚀[J].中国腐蚀与防腐学报, 2006,26(5).

[4]吴荫顺.金属腐蚀研究方法[M].北京:冶金工业出版社,1993.5:34.

[5]肖纪美.应力作用下的金属腐蚀.腐蚀与防护全书[M].北京:化学工业出版社,1990.4:428.

The corrosion at the top,inner accessory and the bottom edge of upright metallic tank is always an important factor influencing the serving life of upright metallic tank.According to the present corrosion state of upright metallic tank in Ansai oilfield,an analysis is carried out on the drawbacks in the design of anti-corrosion technology and inner accessory,followed by some suggestions of new anti-corrosion and operation technology.

metallic corrosion;upright metallic tank;anti-corrosion

金属腐蚀 立式金属储罐 防腐

尚立光（1975-），男，工程师。研究方向：油气集输，电气自动化。

尉立岗

2010-12-06