油气处理厂原料气分水器腐蚀分析

韩国强 王赤宇 程 娜 秦振杰

（中国石油塔里木油田分公司)

0 现场概况

自井口来的油气物料 （10.8 MPa，59℃）进入迪那油气处理厂后，依次经过段塞流捕集器 （54℃）、卧式气液分离器 （50℃）进行气液分离，液相去凝析油系统，气相去天然气脱水脱烃系统。脱水脱烃系统中，天然气先经空冷器降温 （35℃），在原料气分水器 （34℃）中初步脱除其中的游离水，然后经预冷器与来自低温分离器的气相物料换热，进一步降温 （-5℃），再经 “J-T阀”节流膨胀制冷 （6.7 MPa，-25℃），最后进入低温分离器脱除天然气中的水和轻烃凝液。

迪那油气处理厂设有4套原料气分水器（16Mn，2011年投用），其中1#、2#分水器内安装的是某进口分离元件，3#、4#分水器安装的是某国产分离元件。该油气处理厂天然气处理工艺如图1所示。分水器的功能是在进入预冷器前初步脱除天然气中的游离水，以求获得更低的J-T阀后制冷温度，生产更多的液化气。分水器的内部结构如图2所示。

图1 油气处理厂天然气处理工艺

图2 分水器内部结构和腐蚀位置

2014年3月，发现4套分水器入口法兰均存在明显腐蚀 （见图3），3#、4#分水器气相管线以及对应的下游预冷器入口法兰存在明显腐蚀，其中4#分水器气相出口管线上安全阀根部阀三通处发生腐蚀穿孔 （见图4）。以上发生明显腐蚀的部位材质均为16Mn钢。

图3 分水器入口法兰 （有明显凹坑）

本文对该分水器的腐蚀问题进行了分析，认为CO2腐蚀是造成分水器腐蚀的主要原因，异种金属直接接触、流体高速冲刷辅助加剧了腐蚀。

图4 安全阀根部阀三通处 （腐蚀穿孔）

1 腐蚀分析

1.1 温度、H2O与CO2影响

CO2溶于水后生成碳酸，会对碳钢、低合金钢管材产生较严重的腐蚀[1]。进入迪那油气处理厂分水器的原料气中，CO2摩尔含量为0.24%，H2O摩尔含量为 0.25%，不含 H2S。CO2分压为 0.026 MPa， 处于均匀腐蚀区间 （0.021～0.21 MPa）[2]。一旦工艺过程中有水相沉积，就容易形成CO2腐蚀环境。如前所述，原料气先后经过段塞流捕集器、卧式气液分离器，温度变化较小，无水相沉积，其对应的容器、管线也未发现明显的腐蚀。但是，原料气经过空冷器后出现了15℃的温降，分水器入口温度只有34℃。按照400万m3/d的处理规模，ANSYS软件模拟结果显示，原料气在空冷器前后气相率（vapor fraction）分别为1和0.9983，水相质量分别为0和223 kg/h。说明在降温过程中天然气中有很多凝析水析出变成游离水，在管路中发生水相沉积，造成分水器入口法兰腐蚀严重 （见图3）。

1.2 分水效果差异

该油气处理厂4套原料气分水器的气源相同，处理量、工艺参数也基本一致，入口法兰腐蚀情况非常接近，但是气相管路腐蚀情况相差很大。3#、4#分水器气相管路 （见图5）以及其下游对应的预冷器入口 （见图6）均存在明显腐蚀；1#、2#分水器气相管路均无明显腐蚀现象。考虑到游离水量对CO2腐蚀的影响很大，因此有可能是分水器的分水效果差异导致了气相管路的腐蚀差异。

现场采用同时关闭4套分水器液相关断阀，然后观察10 min内各自液位上涨速度，以此来验证其分水效果。测试结果表明：1#分水器液位上涨4.6%，2#分水器液位上涨4.8%，3#分水器液位上涨0.88%，4#分水器液位上涨1.2%。显而易见，采用进口分离元件的分水器分水效果更好，大约是采用国产分离元件的4.5倍。

图5 气相弯管 （壁厚明显减薄）

图6 预冷器入口法兰 （有明显沟壑）

如本文1.1节所述，原料气经空冷器降温后每小时有约223 kg游离水产出。但是，由于3#、4#分水器分水效果较差，原料气从分水器出来后仍含有较多的游离水，在分水器气相出口至预冷器入口之间管段内壁表面形成液膜，导致管内壁均匀腐蚀[8-9]，腐蚀速度为2～3 mm/a。检测结果显示，管线仅投用3年，管壁已减薄6～7 mm。

1.3 介质流速

进入分水器的原料气属于气液两相流，根据《石油化工企业工艺装置管径选择导则》 （SH/T 3035—2007）中关于均相流速的计算公式，有

式中uH——两相流的均相流速，m/s；

qvg——两相流中气相的体积流量，m3/h；

qvl——两相流中液相的体积流量，m3/h；

di——管道的内径，m。

为保证管壁不受流体的严重侵蚀，两相流的均相流速应满足uH≤122.47ρH-0.5。式中，ρH为两相流的均相密度，kg/m3。

经计算， ρH=97.94 kg/m3， uH=8.09 m/s， 满足流速要求 （≤12.37 m/s）。因此可以认为冲刷腐蚀不是本次管线发生腐蚀的诱因。但是，当原料气分水器管线及法兰发生腐蚀后，流体的冲刷在一定程度上破坏了管道内表面的腐蚀钝化膜，进而加重了腐蚀[6-7]。分水器气相管线弯头中迎接流体冲刷的外侧管壁腐蚀更为严重 （见图5），也印证了这一点。

1.4 电偶腐蚀

电偶腐蚀 （亦称接触腐蚀），是指两种或两种以上不同金属在导电介质中接触后，由于各自电极电位不同而构成腐蚀原电池，电子会通过电解质不断地从低电位金属移动至高电位金属，对低电位金属形成腐蚀[3-5]。迪那油气处理厂原料气分水器本体材质为碳钢16Mn，其入口管线材质为22Cr双相不锈钢，两者之间存在电位差 （16Mn低电位，22Cr高电位），又在分水器入口法兰处直接接触，再加上此时原料气中含有大量游离水，形成了发生电偶腐蚀的充分必要条件，导致分水器入口法兰（16Mn）不断被腐蚀。

2 结论与建议

2.1 结论

由上述分析可知：由于原料气降温后产生大量的游离水，CO2腐蚀是造成迪那油气处理厂原料气分水器腐蚀的主要原因，异种金属直接接触、流体高速冲刷辅助加剧了腐蚀。现场已经从以下三点开展了整改工作：

（1）修复已经出现腐蚀的设备本体法兰，更换分水器气相至预冷器入口之间的管线。

（2）分水器入口本体法兰 （16Mn）处增设套筒 （22Cr材质）和绝缘垫片 （见图7），采用法兰、螺栓固定。设置套筒可以使原料气进入分水器时接触流体的材质均为22Cr双相不锈钢，从而使其抗CO2腐蚀、冲刷性能更好。在套筒和分水器内壁之间的缝隙处以进口密封胶填充，既避免16Mn和22Cr两种金属直接接触，又避免在套筒与分水器内壁之间发生缝隙腐蚀。设置绝缘垫片完全隔绝16Mn和22Cr，进一步避免在法兰连接处发生电偶腐蚀[10]。这种碳钢分离器入口法兰处加装不锈钢套筒和绝缘垫片的工艺在塔里木油田牙哈处理站一级分离器上也曾经用过，较好地控制了入口法兰的腐蚀问题。

图7 分水器入口改造

（3）考虑到1#、2#分水器气相管线没有明显腐蚀，可以认为其分水效果能够满足工艺要求。所以将3#、4#分水器的分离元件更换为进口分离元件，与1#、2#分水器保持统一。通过降低气相流体中游离水含量来从根本上减轻后续管路中的CO2腐蚀。

2.2 建议

（1）天然气处理站场内，如天然气中含有CO2，应尽量脱除其中的游离水，或者选择耐腐蚀性能更好的管材 （如22Cr、316L等）。由于站场内工艺管线弯头、三通、变径较多，介质流态变化较大，不适合选用 “碳钢+缓蚀剂”的防腐工艺。

（2）同一个工艺系统中，建议统一管材，或者尽量避免电位差较大的异种金属直接接触。

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