常压塔塔顶系统设备腐蚀原因分析及对策（二）

ttj36

　　2腐蚀原因分析
　　常压塔塔顶换热器和常压塔顶所处的腐蚀环境是典型的低温小于120℃HClH2SH2O腐蚀环境,即腐蚀主要是由于原油中所含氯化物及活性硫化物分解形成的HCl、H2S在塔顶120℃以下区域和水蒸气一起冷凝并溶解在冷凝水中形成了HClH2SH2O腐蚀体系,从而对设备造成了强烈的腐蚀。原油中的盐水解后产生HCl,因此无论原油含硫及酸值高低,只要含盐就会造成系统的腐蚀。HCl通常来自两个方面,一方面是原油中的无机盐,主要是氯化镁和氯化钙在一定温度下水解生成。另一方面是原油开采过程中加入的一些药剂(如清蜡剂)中含有机氯化物(如四氯化碳),这些氯化物在一定温度下分解生成HCl。
　　腐蚀环境中的H2S来源于原油中存在的硫化物的分解。原油中的硫化物主要是硫醇、硫醚、二硫化物及环状硫化物,H2S的产生量一般由硫化物的量、热稳定性和温度决定。
　　腐蚀环境中的H2O主要为原油含有的水以及注入的水。
( S5 b/ Z+ R9 |! t; U　　由于HCl和H2S的标准沸点都非常低(分别为-84.95℃和-60.2℃),因此,生产过程中形成的HCl和H2S均伴随着常压塔中的油气聚集。根据HCl和H2S在水中的溶解度关系和平衡分压,在120℃以下,当第一滴液滴出现时,HCl首先溶解在冷凝液中并使冷凝液的pH值迅速降到3.0以下,以后随着冷凝液的增加,HCl的溶解量不断增加,当冷凝液达到一定量时,H2S才开始在冷凝液中溶解,从而形成常压塔塔顶系统HClH2SH2O腐蚀环境[1]。
; ]9 a  o, h* D" p6 w- D1 e% @　　原油经过电脱盐处理后,所含盐质量浓度不大于3mg/L。但原油中未脱净的无机氯盐、有机氯添加剂等,在加热炉高温作用下仍能分解产生HCl并使其随着油气上升,在塔顶低温部位冷凝形成盐酸腐蚀金属,当遇到硫化物分解出的H2S后又继续反应腐蚀金属。其反应式如下:
　　Fe+2HCl=FeCl2+H2
　　FeCl2+H2S=FeS+2HCl
2 Z) `1 |( T# f! U　　常压塔顶及塔顶换热器的严重腐蚀主要是原油中的盐引起的,即主要是HCl造成的腐蚀破坏而不是H2S造成的腐蚀破坏,这是因为冷凝水中Cl-增多腐蚀就显著加重。但在不同部位,腐蚀情况有所区别。在最先冷凝的区域,尤其是气液两相转变的露点部位,剧烈的腐蚀是由低pH值的盐酸引起的,这是因为最初凝结的水较少且饱和了较多的HCl。随着冷凝过程的进行,冷凝水量不断增加,HCl水溶液不断稀释,pH值提高,腐蚀应有所缓和。但这一过程中由于H2S溶解度迅速增加,提供了更多的氢,又促进了氢去极化反应,这样既破坏了硫化铁膜,又加速了腐蚀进程,从而对塔顶系统造成了强烈的腐蚀[2]。
　　根据相关资料介绍,在低温HClH2SH2O腐蚀环境下,碳钢表现为均匀腐蚀,0Cr13表现为点蚀,奥氏体不锈钢则表现为应力腐蚀开裂[3]。该常压塔塔顶部分的塔盘显示出了明显的均匀腐蚀特征。在316L换热器管束穿透性裂纹附近得到的金相照片见图4,从中可以看出典型的应力腐蚀断裂特征。
+ ^2 A  S9 a3 o) ^% E, S3 k文章关键词：