储油罐防腐技术的发展与现状.docx

储油罐防腐技术的发展与现状 1 浮顶原油储罐腐蚀 中国的石油和天然气行业有大量的储油罐。这些储油罐主要分布在油田、化工厂和战略储备库。油田大部分以拱顶罐为主,也有部分是浮顶罐,这些罐储存的介质既有原油也有污水,容积从几百立方米到几万立方米。原油罐的罐底会不同程度地沉积污水,污水中含多种盐、SO42-、CO32-、H2S、CO2等,矿化度较高,西部某油田污水的矿化度为3 144.92~18 194.91 mg/L。由于介质复杂,温度一般在40~70℃,一些稠油罐的温度会达到90℃,对储罐造成的腐蚀危害是很严重的,其结果是缩短了储罐的使用寿命,给安全生产带来影响,增加了生产成本。如西部某油田,设计寿命为15年的原油罐有时只能使用5~8年,设计寿命为10年的污水罐有时只能使用3~5年,每年因腐蚀穿孔导致的储罐、管道大修费用就达5亿元。华北某油田一个采油厂因腐蚀造成的储罐、管道更换维修费用每年近1亿元。 我国近年来已建和在建的浮顶原油储罐,容积为5万~20万m3,以10万m3居多。其储存的原油来自四面八方,有国内的,有国外的,其中国外来油成分复杂,甚至是高含硫原油。虽然近年来的技术进步和加强管理在一定程度上延长了储罐的使用寿命,但是距离15~20年的设计寿命还有不小的差距。 研究储罐腐蚀一般采用挂片的方法,挂片法只能给出平均腐蚀量,只是给出了一个相对概念,实际上起破坏作用的是局部腐蚀。近年来的腐蚀监控技术在一定范围内得到了应用,对于及时掌握腐蚀状况起到了一定的作用。 现就拱顶罐和浮顶罐的腐蚀现状简述如下: 1.1 罐顶腐蚀严重 拱顶原油罐的腐蚀包括内腐蚀和外腐蚀。内腐蚀部位可分为水相及油水界面、原油液相及罐顶部气相。根据现场腐蚀检测结果看,储罐内腐蚀最严重的部位是和水直接接触的储罐底板,主要表现为大面积的点蚀,最大深度可达到5.1 mm。内腐蚀情况较复杂,不同部位腐蚀因素和腐蚀程度有所不同。外腐蚀包括罐底板外腐蚀、罐顶外腐蚀和罐壁外腐蚀。拱顶原油罐不同部位的腐蚀有以下特征: (1)罐底内腐蚀。大多为溃疡状的成片坑点腐蚀,容易造成穿孔。造成腐蚀的原因是罐底沉积水和沉积物,水中的氯离子、溶解氧、硫酸盐还原菌及温度都会成为腐蚀因素。钢材组织的不均匀(焊接热影响区)也会产生腐蚀。当罐中有加热盘管时,油罐底部的盘管处于高盐分污水中,还会发生严重的结垢和垢下腐蚀。罐底和加热管有时3~4年就会穿孔,最大腐蚀速度可达到2 mm/a。如果储罐基础施工中土质密度未达标,罐底会因收发油负重不同而出现变形,涂层可能出现细微裂纹或局部脱落,使涂层较快失效。 (2)罐壁内腐蚀。罐壁接触油介质的部分腐蚀较轻,一般为均匀腐蚀。腐蚀严重的区域主要发生在油水界面以下和油与空气交界处以上。罐壁油水分界线以下区域是水介质,腐蚀程度略轻于罐底,油与空气交界处以上属于气相,与罐顶腐蚀程度类似。罐壁与罐底相交的T型内角也是腐蚀的严重部位(该部位也是涂层防腐的薄弱部位)。 (3)罐顶内腐蚀。对于拱顶罐,罐顶内侧较罐壁内侧腐蚀严重,以局部腐蚀为主,腐蚀因素主要是氧气、水蒸气、硫化氢、二氧化碳及温度变化等。由于温度的变化,水蒸气易在罐顶形成水膜,水膜中含有各种腐蚀成分。同时由于呼吸管的呼吸作用,氧气不断地进入罐内并很容易通过凝结水液膜扩散到金属表面。如果储罐位于沿海或工业污染地区,海洋中的盐类和工业污染物也会随呼吸过程进入罐中。罐顶焊缝较多,支撑也较多,这些都给防腐蚀施工带来困难,防腐蚀质量也很难保证。 (4)拱顶罐外腐蚀。原油罐带有保温层,其外腐蚀就变得很复杂。罐顶外侧如果有保温层,由于量油管、呼吸阀、踏步栈桥的存在,保温层的防水很难达到理想状态,保温层下进水就不可避免,这是罐顶外腐蚀的主要原因。内腐蚀加上外腐蚀,罐顶减薄很快,有时还会出现施工检修人员掉进罐里的恶性事故。因保温层进水而引起的罐壁外腐蚀也是不可忽视的,保温层下罐壁焊有很多支撑、龙骨,这些都会影响到罐壁防腐涂层的质量(影响到漆膜的连续性和致密性),旋梯支撑会影响外护层制作。保温层一旦进水,就会浸湿保温材料,由于水分不易挥发,罐壁将长期处于潮湿状态,再加上温度的作用就会引起较严重的腐蚀,要解决罐壁外腐蚀,首先要解决保温层的防水问题。拱顶罐罐底板的外腐蚀与浮顶罐罐底板的外腐蚀类似,通常人们对于拱顶罐底板的重视程度要低于浮顶罐。 1.2 原油长距离输送 1.2.1 外浮顶支柱破坏罐底腐蚀 浮顶原油罐内腐蚀最严重的部位是罐底板,罐底板处于水相,其腐蚀形态为局部腐蚀,以蚀坑为主。原因主要是: (1)原油沉积水的腐蚀。原油中的钙、镁、铁、钠等离子增加了沉积水的电导率,加快了腐蚀速度,再加上活性硫的存在,会给罐底造成大面积腐蚀直至穿孔。原油罐底的沉积水环境很适合硫酸盐还原菌(SRB)的生存,SRB能对腐蚀的阴极过程起到促进作用。水中