油氣處理廠原料氣分水器腐蝕分析

韓國強 王赤宇 程 娜 秦振杰

（中國石油塔里木油田分公司)

0 現場概況

自井口來的油氣物料 （10.8 MPa，59℃）進入迪那油氣處理廠后，依次經過段塞流捕集器 （54℃）、臥式氣液分離器 （50℃）進行氣液分離，液相去凝析油系統，氣相去天然氣脫水脫烴系統。脫水脫烴系統中，天然氣先經空冷器降溫 （35℃），在原料氣分水器 （34℃）中初步脫除其中的游離水，然后經預冷器與來自低溫分離器的氣相物料換熱，進一步降溫 （-5℃），再經 “J-T閥”節流膨脹制冷 （6.7 MPa，-25℃），最后進入低溫分離器脫除天然氣中的水和輕烴凝液。

迪那油氣處理廠設有4套原料氣分水器（16Mn，2011年投用），其中1#、2#分水器內安裝的是某進口分離元件，3#、4#分水器安裝的是某國產分離元件。該油氣處理廠天然氣處理工藝如圖1所示。分水器的功能是在進入預冷器前初步脫除天然氣中的游離水，以求獲得更低的J-T閥后制冷溫度，生產更多的液化氣。分水器的內部結構如圖2所示。

圖1 油氣處理廠天然氣處理工藝

圖2 分水器內部結構和腐蝕位置

2014年3月，發現4套分水器入口法蘭均存在明顯腐蝕 （見圖3），3#、4#分水器氣相管線以及對應的下游預冷器入口法蘭存在明顯腐蝕，其中4#分水器氣相出口管線上安全閥根部閥三通處發生腐蝕穿孔 （見圖4）。以上發生明顯腐蝕的部位材質均為16Mn鋼。

圖3 分水器入口法蘭 （有明顯凹坑）

本文對該分水器的腐蝕問題進行了分析，認為CO2腐蝕是造成分水器腐蝕的主要原因，異種金屬直接接觸、流體高速沖刷輔助加劇了腐蝕。

圖4 安全閥根部閥三通處 （腐蝕穿孔）

1 腐蝕分析

1.1 溫度、H2O與CO2影響

CO2溶于水后生成碳酸，會對碳鋼、低合金鋼管材產生較嚴重的腐蝕[1]。進入迪那油氣處理廠分水器的原料氣中，CO2摩爾含量為0.24%，H2O摩爾含量為 0.25%，不含 H2S。CO2分壓為 0.026 MPa， 處于均勻腐蝕區間 （0.021～0.21 MPa）[2]。一旦工藝過程中有水相沉積，就容易形成CO2腐蝕環境。如前所述，原料氣先后經過段塞流捕集器、臥式氣液分離器，溫度變化較小，無水相沉積，其對應的容器、管線也未發現明顯的腐蝕。但是，原料氣經過空冷器后出現了15℃的溫降，分水器入口溫度只有34℃。按照400萬m3/d的處理規模，ANSYS軟件模擬結果顯示，原料氣在空冷器前后氣相率（vapor fraction）分別為1和0.9983，水相質量分別為0和223 kg/h。說明在降溫過程中天然氣中有很多凝析水析出變成游離水，在管路中發生水相沉積，造成分水器入口法蘭腐蝕嚴重 （見圖3）。

1.2 分水效果差異

該油氣處理廠4套原料氣分水器的氣源相同，處理量、工藝參數也基本一致，入口法蘭腐蝕情況非常接近，但是氣相管路腐蝕情況相差很大。3#、4#分水器氣相管路 （見圖5）以及其下游對應的預冷器入口 （見圖6）均存在明顯腐蝕；1#、2#分水器氣相管路均無明顯腐蝕現象。考慮到游離水量對CO2腐蝕的影響很大，因此有可能是分水器的分水效果差異導致了氣相管路的腐蝕差異。

現場采用同時關閉4套分水器液相關斷閥，然后觀察10 min內各自液位上漲速度，以此來驗證其分水效果。測試結果表明：1#分水器液位上漲4.6%，2#分水器液位上漲4.8%，3#分水器液位上漲0.88%，4#分水器液位上漲1.2%。顯而易見，采用進口分離元件的分水器分水效果更好，大約是采用國產分離元件的4.5倍。

圖5 氣相彎管 （壁厚明顯減薄）

圖6 預冷器入口法蘭 （有明顯溝壑）

如本文1.1節所述，原料氣經空冷器降溫后每小時有約223 kg游離水產出。但是，由于3#、4#分水器分水效果較差，原料氣從分水器出來后仍含有較多的游離水，在分水器氣相出口至預冷器入口之間管段內壁表面形成液膜，導致管內壁均勻腐蝕[8-9]，腐蝕速度為2～3 mm/a。檢測結果顯示，管線僅投用3年，管壁已減薄6～7 mm。

1.3 介質流速

進入分水器的原料氣屬于氣液兩相流，根據《石油化工企業工藝裝置管徑選擇導則》 （SH/T 3035—2007）中關于均相流速的計算公式，有

式中uH——兩相流的均相流速，m/s；

qvg——兩相流中氣相的體積流量，m3/h；

qvl——兩相流中液相的體積流量，m3/h；

di——管道的內徑，m。

為保證管壁不受流體的嚴重侵蝕，兩相流的均相流速應滿足uH≤122.47ρH-0.5。式中，ρH為兩相流的均相密度，kg/m3。

經計算， ρH=97.94 kg/m3， uH=8.09 m/s， 滿足流速要求 （≤12.37 m/s）。因此可以認為沖刷腐蝕不是本次管線發生腐蝕的誘因。但是，當原料氣分水器管線及法蘭發生腐蝕后，流體的沖刷在一定程度上破壞了管道內表面的腐蝕鈍化膜，進而加重了腐蝕[6-7]。分水器氣相管線彎頭中迎接流體沖刷的外側管壁腐蝕更為嚴重 （見圖5），也印證了這一點。

1.4 電偶腐蝕

電偶腐蝕 （亦稱接觸腐蝕），是指兩種或兩種以上不同金屬在導電介質中接觸后，由于各自電極電位不同而構成腐蝕原電池，電子會通過電解質不斷地從低電位金屬移動至高電位金屬，對低電位金屬形成腐蝕[3-5]。迪那油氣處理廠原料氣分水器本體材質為碳鋼16Mn，其入口管線材質為22Cr雙相不銹鋼，兩者之間存在電位差 （16Mn低電位，22Cr高電位），又在分水器入口法蘭處直接接觸，再加上此時原料氣中含有大量游離水，形成了發生電偶腐蝕的充分必要條件，導致分水器入口法蘭（16Mn）不斷被腐蝕。

2 結論與建議

2.1 結論

由上述分析可知：由于原料氣降溫后產生大量的游離水，CO2腐蝕是造成迪那油氣處理廠原料氣分水器腐蝕的主要原因，異種金屬直接接觸、流體高速沖刷輔助加劇了腐蝕。現場已經從以下三點開展了整改工作：

（1）修復已經出現腐蝕的設備本體法蘭，更換分水器氣相至預冷器入口之間的管線。

（2）分水器入口本體法蘭 （16Mn）處增設套筒 （22Cr材質）和絕緣墊片 （見圖7），采用法蘭、螺栓固定。設置套筒可以使原料氣進入分水器時接觸流體的材質均為22Cr雙相不銹鋼，從而使其抗CO2腐蝕、沖刷性能更好。在套筒和分水器內壁之間的縫隙處以進口密封膠填充，既避免16Mn和22Cr兩種金屬直接接觸，又避免在套筒與分水器內壁之間發生縫隙腐蝕。設置絕緣墊片完全隔絕16Mn和22Cr，進一步避免在法蘭連接處發生電偶腐蝕[10]。這種碳鋼分離器入口法蘭處加裝不銹鋼套筒和絕緣墊片的工藝在塔里木油田牙哈處理站一級分離器上也曾經用過，較好地控制了入口法蘭的腐蝕問題。

圖7 分水器入口改造

（3）考慮到1#、2#分水器氣相管線沒有明顯腐蝕，可以認為其分水效果能夠滿足工藝要求。所以將3#、4#分水器的分離元件更換為進口分離元件，與1#、2#分水器保持統一。通過降低氣相流體中游離水含量來從根本上減輕后續管路中的CO2腐蝕。

2.2 建議

（1）天然氣處理站場內，如天然氣中含有CO2，應盡量脫除其中的游離水，或者選擇耐腐蝕性能更好的管材 （如22Cr、316L等）。由于站場內工藝管線彎頭、三通、變徑較多，介質流態變化較大，不適合選用 “碳鋼+緩蝕劑”的防腐工藝。

（2）同一個工藝系統中，建議統一管材，或者盡量避免電位差較大的異種金屬直接接觸。

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