天然气净化装置腐蚀监测技术的有效性

1探针与挂片数据对比情况

为确定腐蚀监测技术的准确性，我们在每只探针的探头前端加装了腐蚀试验挂片，与探针同时放入，同时取出，以验证探针数据的准确性。进行了为期两年的检测后，我们将探针和挂片同时取出，并对挂片进行清洗、称重和分析，并将挂片数据与探针数据进行对比。片清洗前部分监测点挂片表面附着流体沉积物及腐蚀产物，部分监测点挂片表面呈现光泽状态，清洗后各个监测点挂片的均匀腐蚀速率微小。在酸性油气田设施腐蚀的众多因素中，硫化氢和二氧化碳是最为危险的腐蚀因素。

2压力管道检测情况

通过对六套联合检修时压力管道检测结果汇总情况分析，联合装置重点腐蚀部位中大部分为贫胺液、酸性气和酸性水等介质流经的管线。酸性气管线腐蚀形态多为复合管剥离，分析原因主要为压力、温度的变化以及前期制造缺陷引起。酸性水管线腐蚀形态主要为局部减薄，分析原因为：酸性水主要来源为急冷水，当加氢不足时，反应器出口便有较多的SO2产生并进入急冷塔，使急冷水的PH值下降，当PH值低于6时，急冷水对设备和管线将产生严重腐蚀，具体的腐蚀过程如下：SO2+H2O—>H2SO3H2SO3+Fe—>FeSO3+H2此外，急冷水中存在少量的SO32-及SO42-，不仅本身是一种酸性腐蚀性离子，同时为硫酸盐还原菌的滋生和繁殖提供了环境，导致系统内粘泥量增大，加速了金属腐蚀。

3在线腐蚀检测情况

（1）第二级硫冷凝器入口管线腐蚀问题：腐蚀现状：CL-30801探针安装在二级硫冷器入口管线，管线材质为碳钢内衬不锈钢复合材料，探针材质为20R，监测介质为酸性气。实际运行过程中腐蚀速率一直较高，吹硫期间更是呈现阶梯式上涨。分析原因如下：1）二级硫冷器入口管线内气体成分复杂，含有H2S、SO2、CO2、硫蒸汽、水蒸汽等，温度在280℃以上，高温硫腐蚀现象突出，管线为316L的复合管，电感探针材质为20R，造成在线腐蚀实际检测的腐蚀速率较高。2） 停工吹硫操作时，产生少量SO3与燃料气燃烧产生的大量水汽及减温蒸汽生成硫酸蒸汽，如果管壁温度低于系统压力所对应的硫酸露点温度，将发生硫酸露点腐蚀。吹硫后期，随着温度的下降，系统操作不平稳，温度、压力、过程气组分发生较大范围波动，如果管壁温度低于系统压力所对应的水的露点温度，造成严重的湿硫化氢腐蚀。

（2）急冷水泵出口管线腐蚀问题：腐蚀现状：探针CL-40401安装在尾气处理单元急冷水泵出口，管线材质为碳钢（20#），监测介质为急冷水。在线腐蚀监测系统运行期间该点监测数据频繁的出现短期或长期的持续增高现象。分析原因如下：1）该点探针安装在管线底部，由于探针处于该段管线低点，系统中产生的盐类、腐蚀产物、污垢等物质在此沉积，易产生垢下腐蚀。另外，如果上游操作出现波动，会造成加氢不足，使反应器出口产生较多的SO2并进入急冷塔，与水形成亚硫酸，亚硫酸具有很强的腐蚀性，对设备产生严重腐蚀。2）对于短期腐蚀速率较快的现象，原因可能为：急冷水系统发生的腐蚀类型主要为SO2-H2O腐蚀。当PH值低于6时，急冷水对设备和管线将产生严重腐蚀，具体的腐蚀过程如下：SO2+H2O—>H2SO3H2SO3+Fe—>FeSO3+H2

（3）再生塔底重沸器气相返回管线腐蚀问题：塔底监测点探针编号为CL-10501，安装在再生塔底重沸器气相返回口管线，腐蚀介质主要为硫化氢、二氧化碳和MDEA，管线材质为复合管材（20R+00Cr17Ni14Mo2），探针材质为SA516-65，正常运行温度为128℃。在线腐蚀监测系统该点出现较快增长趋势。分析该点腐蚀的原因可能包括：1） 温度较高或压力较低时，溶剂吸收的酸性气体自胺液中解析出来，在材料表面产生酸腐蚀。2）正常工况下，富液中的酸性气在再生塔内解析，返回管道内介质为气相，如操作不当，解析反应发生在重沸器内，解吸出来的游离H2S和CO2气体在有液滴的情况下在返回管线金属表面发生腐蚀或冲刷。

4总结

腐蚀监测的最大意义在于可以实时监测装置的整体运行状态，及时反应设备及管线内介质当前的腐蚀程度。提供与当前设备及管线运行情况等有关的管理信息如生产、维修计划的决策依据，设备的选材依据等。可以评估腐蚀控制和防腐技术的有效性，如化学缓蚀剂法、防腐涂层技术等。并且找出这些技术的最佳应用条件。

作者：谭纪伟 岳远林 逯辰源 唐雪霞 单位：中原油田分公司天然气处理厂