南八深冷裝置中硫腐蝕的若干問題探討

摘 要 通過硫和硫化氫腐蝕機理的分析，針對南八深冷裝置出現的若干腐蝕問題，探討腐蝕的原因，提出可行的處理辦法，以便提高裝置運行的平穩性，提高維修維護風險辨識，確保安全操作、安全施工。

關鍵詞 硫；硫化氫；腐蝕

中圖分類號：TE88 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2014）05-0184-02

硫和硫化物對石油化工裝置設備的腐蝕造成了非常嚴重的后果，近幾年來受到了國內外石油行業的高度關注。由于大慶油田原油及伴生氣中含有硫和硫化物，這樣不可避免的天然氣初加工裝置設備中均不同程度的受到了硫腐蝕。在南八深冷裝置中，硫腐蝕已在不同單元有不同程度的體現，給裝置的維修維護帶來了新的問題。

南八深冷裝置于2010年8施工建設，2011年11月投產運行。通過裝置的運行和兩次檢修，分別在集配氣單元天然氣凈化器、再生氣分水罐、二次閃蒸罐、污水管線等設備和管線中發現有硫和硫化物的殘留。

1 硫和硫化物的來源和特點

1）來源。硫和硫化氫的來源主要來自油田伴生氣，通過對天然氣分公司各個氣裝置氣源化驗數據可知硫和硫化氫分布在各個裝置中。分公司14套氣裝置進口氣中硫和硫化氫的含量比出口氣高，入口氣含量在60 mg/m?～110 mg/m?，出口氣含量在38 mg/m?～90 mg/m?南八深冷裝置總硫含量約為72 mg/m?，硫化氫含量約為45 mg/m?，出口氣中含量降低，在14套裝處于中等含量。

2）特點。油田伴生氣中硫的總含量與腐蝕性之間無精確的對應關系，主要取決于含硫化合物的種類、含量和穩定性。如果非活性硫轉化成為活性硫，即使硫含量很低，也將對設備造成嚴重的腐蝕。硫腐蝕不是孤立存在的，硫和水、氨等其它腐蝕性介質共同作用，形成了多種復雜的腐蝕環境，對油氣初加工裝置中的16MnR材質腐蝕尤為嚴重，在裝置檢修中經常可以看到容器內壁出現大量疏松、多孔、易脫落的金屬皮狀物，多數為硫腐蝕的產物。

2 硫腐蝕出現的問題和對策

1）低溫硫化氫的腐蝕。

Fe+H2S=FeS+H2

這種介質的腐蝕是非常嚴重的，造成碳鋼均勻的減薄。在南八深冷裝置中主要集中在集配氣單元，天然氣凈化器中。天然氣凈化裝置中，內填充中空纖維濾料，將天然氣中硫化物充分的過濾，增加了硫化物與容器的反應速度。同時在伴生氣輸送過程中，腐蝕后的產物FeS被過濾在中空纖維中，在天然氣除塵裝置中聚集大量的FeS。

危害1：增加更換濾料的危險程度，原因是硫化亞鐵自燃，即4FeS+7O2=2Fe2O3+4SO2

當容器內部發生硫化氫腐蝕后，在檢修期間，硫化亞鐵遇氧氣會發生自燃，給檢修作業帶來隱患。

危害2：增加容器壁的腐蝕速率，增加容器內碳鋼附件及緊固件的腐蝕速率，降低設備的使用壽命。在2012年2013年兩次檢修過程中，容器內壁和碳鋼支撐骨架及緊固螺栓表面均出現了大量疏松、多孔、性脆而易脫落的化合物，而內層則緊密細致。外層為金屬硫化物和金屬氧化物的混合物。

危害3：縮短了濾料的使用壽命，在濾料中過濾了大量的固體硫化物，增加了濾料的壓差，降低了過濾的效果。

對策1：在更換濾料時，采取先用蒸汽置換，將硫化物蒸發，在打開人孔后將濾料用水浸濕，避免引起自燃。

對策2：對天然氣凈化裝置容器內壁檢測周期應縮短為2年，增加在線檢測手段，通過聲發射等檢測手段，找到容器的薄弱點；更換容器內附件及緊固件的材質，更換為白鋼材質，減緩腐蝕速率。

對策3：由于中空纖維濾料再生效果不好，為了避免硫化物對下游進行腐蝕，年度檢修時，對濾料進行更換。

2）高溫硫腐蝕。

油田伴生氣中的硫是以無機或有機形式存在的，隨著加工溫度的逐漸升高，發生分解反應而產生活性較強的元素硫、H2S、硫醇等，這些分解產物通常稱為活性硫，在230℃～400℃溫度區間反應劇烈，不但能直接與金屬鐵作用，還能與FeS反應，加劇設備的腐蝕。

在南八深冷裝置中高溫硫腐蝕主要集中在分子篩吸附塔中。在吸附過程中，分子篩將增壓后的濕氣中硫化物吸附在分子篩內，在分子篩再生過程中，再生氣溫度為240℃～250℃，這樣構成了高溫硫腐蝕的環境，對吸附塔造成了腐蝕。

危害：容器內壁的腐蝕速率加快，壽命減少。

對策：選用合適的鋼材，白鋼0Cr18Ni9或16MnR-HIC；增加腐蝕余量，增加容器內壁厚度。南八深冷分子篩系統采用的此種方法，在設計過程中已經考慮。

3）濕硫化氫腐蝕。

硫化氫在沒有液態水是對管線和設備腐蝕很輕，但在遇到水時，極易水解，在水中發生的電離式為：

H2S→H++HS-

HS-→H++S2-

濕硫化氫腐蝕主要體現在再生氣分水罐、污水管線、二次閃蒸罐。在對再生氣分水罐、二次閃蒸罐檢修時，在蒸汽置換結束后，容器底部附著部分黃色硫化物晶體，并伴隨著硫的刺鼻的味道。這主要原因是在分子篩中吸附了大量的硫化物，在再生過程中聚集到了再生氣分水罐，通過污水管線流入二次閃蒸罐。

危害1：對容器內壁造成減薄腐蝕，降低使用壽命。

危害2：對管線造成腐蝕，排污管線尤其嚴重。

對策1：對容器內壁進行年度檢修時，徹底清除容器中殘留的硫，增加清洗劑對容器進行清洗，對容器進行定期檢測。

對策2：對排污管線進行清洗及檢測，重點檢測一次排污管線的焊口處。

對策3：選擇適當的材質。再生氣分水罐選用的是16MnR-HIC，抗硫腐蝕性能較好，經歷兩次檢修都容器內壁均無腐蝕痕跡。

3 高壓H2S腐蝕

在一定的溫度或較低溫度下，腐蝕速率隨著H2S分壓的增大而增大。在對南八深冷裝置原料氣壓縮機三段入口管線檢修時，一段入口管線內壁非常光滑，無腐蝕痕跡；二段入口管線內壁可見輕微腐蝕痕跡；三段入口管線可見大量的腐蝕痕跡和腐蝕物。在過濾分離器內壁腐蝕尤為嚴重，內壁大量脫落，容器內捕霧網緊固螺栓絲扣已經大部分腐蝕。

危害1：對原料氣壓縮機二段、三段以后的工藝管線和設備造成腐蝕。

危害2：腐蝕后的硫化物脫落后進入葉輪，附著在葉輪上對機組造成損害，影響機組平穩運行。

對策1：定期清洗壓縮機二段、三段管線，并做吹掃爆破處理；更換過濾分離器內附件為白鋼材質。

對策2：定期對機組入口管線過濾器進行清洗或更換，定期對轉子進行清洗，確保動平衡合格。

對策3：增加抗硫和硫腐蝕的緩蝕劑，減緩腐蝕的速率。在南八深冷裝置一級分離器、二級分離器處加注緩蝕劑。

4 結論

硫和硫化物對設備和管線的腐蝕是十分嚴重的，為了降低對裝置的危害，可以通過兩種途徑，一是從氣源上進行脫硫處理，改變氣源；在無法改變原料氣的情況下，只有把裝置的防腐做的更細、更好，比如加入一些抗硫腐蝕緩蝕劑，或者關鍵部位采取材質升級的措施，降低腐蝕；增加測厚監測的頻率等措施。及時發現和消除腐蝕事故隱患，保證裝置安全平穩生產。

參考文獻

[1]杜一儉.石油化工裝置中硫腐蝕機理分析[J].科技創新與應用，2012（13）.

[2]何逍.天然氣離心壓縮機硫腐蝕的防治措施研究[J].科技視界，2013（5）.

作者簡介

張丹（1980-），女，遼寧遼中人，機械專業工程師，2003年畢業于大慶石油學院機械系，現就職于天然氣分公司培訓辦。endprint