雅克拉集氣處理站換熱器管束腐蝕穿孔原因分析

，,

(1.中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 阿克蘇 842017；2.中國石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南 濮陽 457000)

雅克拉集氣處理站(簡稱雅站)位于新疆庫車縣境內的塔克拉瑪干沙漠北緣，設計天然氣處理量260×104m3/d，凝析油處理量1.7 Mt/a，是集油氣計量、天然氣脫水、天然氣脫汞、制冷回收輕烴、凝析油穩定和西氣東輸為一體的大型綜合處理裝置。其中，凝析油穩定采用閃蒸分離+精餾穩定的工藝[1]。二級凝析油換熱器管束出現串漏失效,嚴重影響生產的正常運行。不同用途的換熱器失效的原因是復雜多樣的，換熱器管束失效主要表現為縫隙腐蝕、沖蝕和垢下腐蝕等[2]。

1 凝析油穩定單元流程簡介

高壓計量單元的凝液經過二級凝析油換熱器與穩定凝析油換熱后依次進入一級閃蒸分離器、二級閃蒸分離器、洗鹽分離器，在分離器內完成油、氣、水的分離。脫水后的凝液再經過一級凝析油換熱器換熱后進入凝析油穩定塔進行精餾穩定。塔底液相經一級、二級凝析油換熱器換熱降溫后進入凝析油儲罐。塔頂回流罐氣相經穩定氣壓縮機增壓、冷卻、分離后進入旋流分離器，液相經回流泵增壓后進入液化氣塔。雅站凝析油穩定單元流程見圖1。高壓計量單元凝液(2.45 MPa,32 ℃)從二級凝析油換熱器的管程下部進入，從管程上部流出；低壓高溫穩定的凝析油(0.08 MPa,130 ℃)從二級換熱器殼程上部進入，從殼程下部流出，實現凝析油換熱。

2 換熱器管束腐蝕穿孔危害

雅站二級凝析油換熱器是雅站凝穩單元的關鍵設備之一。管束腐蝕嚴重，且部分管束存在腐蝕穿孔,不僅影響凝析油的穩定效果，降低了凝析油中的輕組分拔出率，還存在一定的安全隱患。具體危害如下：①二級凝析油換熱器管束內被鹽和油泥砂堵塞的有230根,其中130根堵塞較嚴重，造成換熱面積降低，影響換熱效果；②管束串漏后高壓計量單元的凝液從管程內串漏到殼程，與低壓穩定的凝析油一起進入儲罐，造成進罐凝析油含水超標，影響裝置的運行；③管束串漏后，高壓計量單元的凝液中的水、輕組分串漏到殼程，在殼程高溫下汽化形成“氣阻”，造成穩定塔塔頂壓力升高，塔頂壓力由原來正常運行壓力0.08 MPa上升至0.13 MPa，影響穩定塔塔頂輕組分的拔出率，造成裝置輕烴收率大幅降低，輕烴、液化氣產量日減少約10 t；④二級凝析油換熱器管束串漏后，若不降低穩定塔塔底溫度，依然以150 ℃操作溫度運行，凝析油進罐溫度高于80 ℃，不僅造成儲罐凝析油揮發量增多，還會因凝析油外輸溫度超出凝析油外輸流量計溫度范圍(不超過65 ℃)，致使外輸凝析油無法進行計量交接，造成凝析油憋庫；若降低穩定塔塔底溫度(降至100 ℃)，雖然滿足了凝析油外輸溫度要求，但卻嚴重影響穩定塔塔頂輕組分的拔出率，造成裝置輕烴收率大幅降低。

圖1 雅站凝析油穩定單元流程

3 腐蝕原因分析

3.1 換熱器結構特點

換熱器由殼體、傳熱管束、管板、折流板和管箱等部件組成。殼體多為圓筒形，內部裝有換熱管束，管束兩端固定在管板上。進行換熱的冷熱兩種流體，一種在管內流動，稱為管程流體；另一種在管外殼體流動，稱為殼程流體[3]。二級凝析油換熱器為板式換熱器，型號：BES600-4.0/1.6-170-6/25-2Ⅱ，殼程介質為穩定的凝析油，設計壓力1.6 MPa、設計溫度200 ℃，實際運行壓力0.08 MPa，操作溫度130 ℃；管程介質為計量分離單元來的未穩定凝析油，設計壓力4.0 MPa、設計溫度200 ℃，實際運行壓力2.45 MPa，操作溫度130 ℃；共有管束368根，管束材質為普通碳鋼，換熱面積170 m2，質量2 195 kg。

3.2 腐蝕形貌

雅站二級凝析油換熱器已連續運行多年，其管束因長期運行已出現串漏失效從而嚴重影響生產。管束腐蝕情況：①管束外壁比較干凈,肉眼基本上觀察不到明顯腐蝕痕跡；②管束腐蝕主要集中分布在分程隔板上第一排位置，管束與管板分程隔板的密封處有21根管束腐蝕串漏明顯；③管板分程隔板下的腐蝕呈現坑蝕形貌。腐蝕形貌見圖2。

圖2 管束腐蝕及結垢情況

3.3 腐蝕失效原因分析

3.3.1 管束內鹽堵和砂堵分析

雅克拉凝析氣田隨著開發時間延長，地層水礦化度及產出介質含CO2和H2S等腐蝕性介質日漸增多。地層水礦化度由原來的4.9×104mg/L上升至16×104mg/L，礦化度變化巨大。單井井下油管、地面集輸管線、井口加熱爐盤管[4]和凝析油穩定塔塔底重沸器管束[5]等均出現不同程度的鹽腐蝕。雅站二級凝析油換熱器管束內共清出堵塞物30 kg。堵塞物為黑色粉末，用手搓捻判斷為鹽和細砂，見圖3。雅克拉凝析氣田已開發超過10 a，一些低產低效凝析氣井出砂嚴重，見圖4。根據凝析氣井管理經驗，一旦凝析氣井出現出砂現象，凝析氣井很快就會停噴。

3.3.2 結垢腐蝕分析

雅站二級凝析油換熱器管束內被鹽和油泥砂堵塞的有230根,其中130根管束堵塞較嚴重，且在管板中間附近的管束腐蝕穿孔明顯。主要是雅站高壓計量單元的凝液從換熱器管束下半部分進入，由于管束與管板之間的分程隔板阻隔，在管束另一端折回，從管束上半部分流出，分程隔板處管束長期充滿液體，溫度升高后微熔鹽析出結晶，為結垢腐蝕提供條件。結垢過程就是微溶鹽從溶液中結晶沉淀的一個過程。垢的形成很復雜，從時間角度分成4個步驟：①水中的離子結合成溶解度很小的鹽分子；②分子結合和排列形成晶核，晶核進一步生成晶粒；③大量晶粒堆積長大，沉積成垢；④不同的條件，形成不同形狀的垢。管束與分程隔板密封處，形成垢下腐蝕。當通道內表面有垢覆蓋時，在Cl-和垢的共同作用下產生閉塞效應，形成腐蝕微電池，引起局部腐蝕穿孔。Cl-是閉塞效應形成的催化劑，凝液中溶解的CO2會加速閉塞腐蝕微電池內環境惡化，加速穿孔[6-7]。

圖3 堵塞物黑色粉末

圖4 單井取樣出砂情況

3.3.3 縫隙腐蝕分析

雅站二級凝析油換熱器腐蝕管束主要集中分布在分程隔板上第一排位置，有21根管束,與管板分程隔板的交界處的腐蝕串漏明顯；管板分程隔板下的腐蝕呈現坑蝕形貌。換熱器管束與管板連接方式通常有脹接法、焊接法和脹焊結合法3種[8]，3種方式都容易產生縫隙，產生沉積物，發生縫隙腐蝕。管束受到腐蝕介質的腐蝕和管束堵塞物的作用，容易造成腐蝕穿孔?？p隙腐蝕影響因素有：①溶解氧影響。凝析油中溶解氧含量增多，縫隙內外的氧濃差增加，利于縫隙腐蝕的發生；②溫度影響。溫度升高，離子運動速度加快，加速金屬管板的腐蝕；③氯離子的影響。一般情況下，氯離子濃度越高，發生縫隙腐蝕的傾向性越強。氯離子對縫隙腐蝕作用主要表現為兩方面：①氯離子增強了溶液的導電性，加速腐蝕；②由于氯離子半徑小，穿透能力強，最容易穿透氧化膜內極小的孔隙，到達金屬表面，并與金屬相互作用形成了可溶性化合物，使氧化膜的結構發生變化，金屬產生腐蝕穿孔。

4 結論和建議

雅站二級凝析油換熱器管束腐蝕主要為由內向外的結鹽腐蝕，管束外壁比較干凈,肉眼基本上觀察不到明顯腐蝕痕跡；管束與管板分程隔板密封處腐蝕為結鹽、結垢所引起的垢下腐蝕和縫隙腐蝕共同作用下的腐蝕。

為減緩凝穩單元換熱器管束腐蝕問題，根據管束腐蝕現狀和腐蝕因素分析，對換熱管束提出以下防腐蝕建議：

(1)換熱器管束必須選擇抗腐蝕材質。

(2)對于碳鋼材質的換熱器,管束與管板焊接后,管束應進行整體涂裝處理(如采用鈦納米涂層技術)，從而增強抗腐蝕能力。

(3)在換熱器前端加注藥劑，減緩結鹽、結垢,抑制垢下腐蝕。

(4)在凝液進換熱器前加裝除砂器，分離脫除凝液中的泥砂。

(5)優化洗鹽流程，在計量單元凝液進換熱器前進行水洗脫鹽處理。