梁晓鹏
长庆油田第一采油厂，陕西 延安 717408
摘要：缓冲罐主要缓冲来液，实现气液分离，适用于油田增压站、中转站等场合。这次检查的缓冲罐都是中石油油田公司某采油厂2000年左右投入使用的设备。外观检查发现有大面积腐蚀减薄，导致局部渗透泄漏。通过检验、取样分析、模拟实验等。客观全面地分析了腐蚀机理和泄漏原因，找出了该类容器的具体腐蚀机理，完善了失效模式的相关数据，为更好地指导油田类似设备的检验和试验提供了宝贵的经验。
关键词：油田；冲罐；腐蚀；
对油田采油厂在役的10个缓冲罐进行了宏观检验、壁厚检验和理化性能分析。同时，利用x光衍射、电子显微镜和能谱分析了缓冲罐腐蚀失效的原因，并对缓冲罐中的介质成分进行了分析，得出了缓冲罐腐蚀的原因。最后，从添加缓蚀剂、降低介质盐度、定期检查外防腐层等方面提出了建议。
一、试验
1.缓冲罐基本情况及测试方案设计。(1)缓冲罐基本信息。2000年左右投入使用的设备，全部采用Q235A，设计压力0.78MPa，使用压力0.15~0.3MPa，使用温度40~45℃。(2)检验方案设计。1)宏观检查。2)容器受压部件壁厚的测量。3)容器外壳化学成分检测和金相组织分析。4)理化性能分析。5)容器外壁腐蚀产物分析。6)容器腐蚀模拟试验。
2.检验和测试。(1)宏观检查。这次检查的10个缓冲罐都是保温容器。根据现场情况，外绝缘良好，无明显损伤。但拆下隔热层后，发现容器外部腐蚀严重，有厚度为5.0~6.0mm的腐蚀产物，尤其是容器底部区域、防腐层脱落损坏的部位、固定隔热层的销钉。去除腐蚀产物后，可以发现腐蚀区域有大量致密的腐蚀坑，尺寸不均匀，最深可达3.0~5.0mm。(2)壁厚检测。这10个缓冲罐保温层大面积去除后，依次测量壁厚，发现腐蚀减薄严重，尤其是封头和筒体底部区域，最小壁厚小于5.0mm，具有面积大的特点，腐蚀区域主要集中在容器底部两侧500mm范围内。
3.理化性质分析。(1)化学成分检测。根据ASTMA751的说法，1#~8#缓冲罐的化学成分是用TEST MAETER PRO直读光谱仪分析的。分析结果表明，1#~8#缓冲罐的化学成分符合GB713—2014《锅炉压力容器用钢板》的要求。(2)金相分析。根据GB/T10561—2005、GB/T13298—2015和GB/T6394—2002，分别采用PTI-5000金相显微镜和图像分析系统对3#和4#缓冲罐进行金相观察和分析。检测结果如表1所示。
表1试样金相检测结果
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金相分析结果表明，3#和4#缓冲罐的金相组织为铁素体+珠光体，无材料变质。(3)力学性能测试。由于设备在使用中，不可能取样进行机械性能测试。
4.缓冲罐壁厚减薄及腐蚀分析。(1)缓冲罐外壁腐蚀产物的x射线衍射分析。对3#和4#缓冲罐底部清洗后的腐蚀产物进行x射线衍射物相分析，发现腐蚀产物主要为氧化铁(FeO(OH))、(Fe2O3)、二氧化硅(SiO2)和少量FeCO3。其中，氧化铁主要是大气氧液中的溶解氧因保温层泄漏而与罐壁材料反应产生的，氧化铁是大气氧和液体中的溶解氧对腐蚀产物和材料的作用产生的，碳酸亚铁主要是大气中的CO32-溶解在液体中与管壁材料反应产生的。由于设备在用，无法分析内壁腐蚀产物。（2）电子显微镜和能谱分析。用JED-2200系列扫描电镜观察和分析了3#和4#缓冲罐的腐蚀形貌。结果表明，罐壁外表面的腐蚀产物主要含有铁、氧、碳等元素。根据原子比分析，产物可能是Fe2O3、FeCO3等铁盐，还有少量的S、ca、si等元素，与X射线衍射分析结果一致。(3)缓冲罐介质成分分析。将从现场取回的油水混合物倒入测试容器瓶中。静置一段时间后，发现油水层分层，底水层含矿物质较多，呈灰白色。同时，容器底部有大量的碎片和砾石。对样品中的分层水进行分析，分析结果见表2。
表2缓冲罐介质成分
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5.分析讨论。根据现场情况，缓冲罐外表面腐蚀严重，有大量密集腐蚀坑，容器底部腐蚀严重。这是因为雨水通过保温层的缝隙流入罐体的外表面，缓冲罐的底部容易收集和密封雨水，密封的雨水被蒸发和浓缩，在缓冲罐的外表面和受损的防腐层之间形成了一个相对独立和高度腐蚀的环境。在这种环境下，C1- 、S2-和H+等有害离子的浓度远高于自然环境，导致缓冲罐腐蚀迅速增加。固定绝缘的销钉处的腐蚀也是由于安装绝缘时焊接销钉破坏了容器原有的防腐层，导致腐蚀加剧。因此，可以判断缓冲罐防腐层损坏是罐体腐蚀穿孔的“外因”。从现场采集的介质分析结果可以看出，缓冲罐内的介质含水量大，Cl-和Ca2+等离子体高，即盐度很高。大量Ca2+离子的存在会提高介质的离子强度、电导率和结垢倾向，增加局部腐蚀。大量的Cl-会通过钢表面腐蚀产物膜的孔隙和缺陷渗入膜中，引起膜的微破裂，形成点蚀核。随着Cl-的不断迁移，往往会在堵塞电池的作用下加速点蚀损伤；同时，水的pH值在5.0-6.5为酸性，原油介质本身具有较强的腐蚀性，是缓冲罐腐蚀穿孔的“内因”。
二、油田集输管道防腐对策
1.集输管道腐蚀评价技术体系。(1)非接触磁应力检测技术的应用。由于油田作业区的集输管道没有收发球筒，大多采用1.5弯头，不适合采用内检测技术。经过各种技术的比较，最终选择了非接触式磁应力检测技术。该技术是一种非开挖埋地管道检测技术，可以识别管道焊缝缺陷、金属缺陷或管道弯曲应力引起的磁场异常，确定管道缺陷的位置，对检测到的缺陷进行分级，为下一步的修复和维护提供数据支持。(2)丰富腐蚀监测手段，完善腐蚀监测网络。通过腐蚀监测，可以获得腐蚀过程与操作参数之间的关系等信息，评估腐蚀问题，改进腐蚀控制方案，达到“防患于未然”的效果。根据油田作业区集输管道的腐蚀特点，考虑到生产系统的实际情况和腐蚀监测的可操作性和成本，提出了两种监测方案:(1)采用腐蚀挂片法对腐蚀较小的生产系统进行腐蚀监测；考虑到单一方法的局限性，采用挂片法和电阻探针法对腐蚀严重或重要的生产系统进行联合监测。目前，油田作业区有25个悬挂式监测点和3个电阻探针监测点，可以更好地掌握腐蚀过程，了解腐蚀控制措施的应用和效果。(3)初步建立管道腐蚀分析和预警系统。利用先进的数据分析技术和人工智能技术，开发了一套管道腐蚀分析预警系统。该系统由数据采集与维护、数据查询、决策支持、腐蚀风险预警和腐蚀GIS专题地图显示五个模块组成。实现了腐蚀速率超标预警和管道风险分级功能，可有效指导腐蚀防治。
2.集输管道防腐技术体系。(1)油气集输系统终点加药保护技术。缓蚀剂的使用是最常用的腐蚀控制方法，也是作业区最重要的防腐手段。通常只需加入几十种质量分数为10-6的有效缓蚀剂，就可以大大降低腐蚀速率。然而，缓蚀剂并不都是广泛适用的。因此，在使用缓蚀剂之前，委托专业公司真实模拟油田的实际工况，对两种主要缓蚀剂进行评价和筛选。最后选择咪唑啉缓蚀剂JRHS-2，以咪唑啉油酸酯为基体，用含膦基团进行改性。水溶性好，成本低，使用方便。在陆上油田作业区，每个输油站的三相分离器都添加了缓蚀剂，实现了集输系统24小时连续加药。(2)碳纤维加固技术。桁架穿越通常用于铺设穿过沟渠的集输管道。由于穿越处的弯头通常有侵蚀和腐蚀，一旦发生穿孔，很容易造成环境污染。为防止此类问题，集输干线穿越敏感区域的弯头采用碳纤维加固技术，提高了管道的强度和耐腐蚀性，取得了良好的效果。
总之，添加缓蚀剂可以防止罐壁结垢，缓蚀剂分子中的极性基团可以在罐壁表面形成保护膜，有效降低容器内表面的腐蚀速率。降低介质中的盐度，减缓腐蚀速度；同时，过滤介质以减少固体颗粒和砾石等杂质的含量。定期检查和维护缓冲罐外部防腐层，确保防腐层完整有效。避免将绝缘层直接焊接和固定在容器中的销钉和夹子。如果需要焊接，应有效可靠地保护焊接部件和焊件免受腐蚀。
参考文献：
[1]王红．浅谈缓冲罐腐蚀失效原因分析．2018.
[2]张云龙，关于缓冲罐腐蚀失效原因分析.2019.