通过对原油储罐腐蚀因素的分析，探讨了孤东一号联原油储罐的腐蚀机理。分析结果表明，介质因素腐蚀、焊缝腐蚀、冲刷磨损、自然外腐蚀是造成孤东一号联原油储罐腐蚀严重的主要原因，并提出了相应的解决对策。

孤东一号联是目前国内规模最大的油气水综合处理联合站，而站内原油储罐的安全运行是确保其安全生产的关键。虽然在对原油储罐的安全管理中执行了新的管理规范及标准，并逐步完善原油罐区的安全设施及安全自动监控系统，但在原油储罐运行期间，自然腐蚀、介质腐蚀、磨损损耗等任何一种因素都可以引起原油储罐的损坏事故，从而进一步带来人员伤亡和财产损失。这种不能确定的潜在事故隐患是原油储罐运行面对的风险。因此，正确分析孤东一号联原油储罐的腐蚀机理并采取相应的防护措施，是实现其安全平稳运行的首要工作。

1 原油储罐运行现状

孤东一号联投产于1988年12月，站内有原油储罐10座，其中1×104m3金属拱顶罐6座，5000m3金属拱顶罐4座，总容量8×104m3。设计规模年处理原油700×104t/a，处理污水4×104m3/d，回注污水4×104m3/d，外输天然气41m3/d，现生产规模为处理原油280×104t/d，处理污水4×104m3/d，回注污水4×104m3/d，外输天然气5×104m3/d。

现孤东一号联10座原油储罐均已出现不同程度的腐蚀现象，腐蚀较为严重的是2#、6#、8#油罐，2#油罐已于2001年9月因罐底腐蚀孔洞停运修复，6#、8#油罐罐顶腐蚀比较严重，出现穿孔现象。

2 腐蚀因素及腐蚀机理

2.1 腐蚀因素构成

a)孤东原油含有的腐蚀性介质较多，介质化学腐蚀及电化学腐蚀较强。经油质分析，孤东油田生产原油含硫为0.040mg/L,含胶质及沥青也相对较高。污水检测表明：孤东油田污水矿化度较高，一般为6×104mg/L以上，氯离子约占总矿化度的50以上，pH值呈中性，且含有少量H2S和CO2。对目前各原油储罐的内部结构进行分析发现，所有原油处理罐的内部结构有以下特
①所有原油储罐均进行了玻璃钢内衬防腐处理，有效缓解了原油储罐的内部腐蚀速
②进液管垂直下方，未设置有效防冲装置，或在储罐底部设置“L”型钢板，由于进液冲力大，液体直接冲刷储罐底部，造成底部防腐层破损严重。
③内部防腐层因运行时间较长，在频繁的环境变化和收发油作业中，龟裂现象普遍存在，有的失去了连续性。焊缝附近脱落相对严重。

b)孤东油田属松砂岩油藏，孤东一号联来液含砂量较高，约占总液量的0.3‰，其中砂样颗粒直径大于100μm的砂量占总质量的90％以上，砂样的真实密度为2617kg/m3，冲砂磨损量较大。

2.2 腐蚀机理分析

a)介质因素引起的腐蚀：孤东一号联的10座油罐均采用A3钢材材质，其主要组织之一为铁素体（Fe），铁的标准电极电位在钢材的组分最低，所以Fe一般将作业微电池的阳极而被溶解及腐蚀。

对腐蚀产生严重影响的介质因素主要是CI-，HCO3-，SO42-及H2S,CO2。电化学腐蚀是孤东一号联原油储罐腐蚀的主要原因，发生电化学腐蚀的前提基础是防腐层脱落、磨损裸露钢板、防腐层缝隙等原因造成腐蚀介质直接与钢板接触，其原理是钢板中的Fe元素电极电位与腐蚀介质电极电位存在高低差距，发生电化学反应，也就是电化学腐蚀。

原油中含有大量的H2S亦对裸露的钢板产生腐蚀。

由于油罐收发作业频繁及罐底壁因油砂冲刷防腐层破坏较大等原因，加速了罐底及罐壁的腐蚀，罐底及罐壁腐蚀比较严重。

b)焊缝腐蚀：以孤东一号联2#油罐安全检测状况可以看出，焊缝是原油处理罐发生腐蚀的薄弱环节，焊接应力集中及焊接质量不过关等问题造成了焊接咬边腐蚀加剧，未打磨平或制造时存在焊接缺陷，则在沿焊缝长度方向或附近的母材上发生腐蚀，形成有一定深度和宽度的槽。

c)冲刷磨损：在原油处理过程中，液相中携带有大量的地层油砂，且液相在罐进口处产生流速较大的涡流，造成在收发油作业过程中，高速液体直接以紊流状态冲刷下部罐底，油砂击损金属表面的防腐层，进而磨损钢板。同时为点化学腐蚀提供了基础。

d)自然外腐蚀：①孤东一号联距离渤海海岸约4km,登陆海风因其潮湿性及酸碱性，外大气空间造成原油储罐的外防腐层及外壁损坏腐蚀，其腐蚀速率约为100μm/a，但其相对而言比内气体空间腐蚀轻微。②目前东一联油罐保温主要采取内衬玻璃纤维形式，玻璃纤维具有一定的吸湿性，吸涨水分的玻璃纤维会浸湿油罐外表面，在一定程度上为油罐表面的电化学腐蚀提供了条件，引起油罐表面腐蚀。

3 腐蚀特点

通过对各罐所进行安全检测情况来看，原油储罐的腐蚀有一定的规律，其特点如下：

a)油罐底部的腐蚀重于顶部，顶部的腐蚀重于壁板上储油面的变化段，而这部分壁板的腐蚀又重于长年在油面下的壁板。

b)油罐的整个内壁板腐蚀程度以“⊥”形缝以上500mm范围内较重。

c)油罐的进出油管线周围底板的腐蚀重于其它底板部位，穿透性腐蚀较多。

d)腐蚀状况是由多个点蚀形成片状腐蚀，穿透部位是由个别的点蚀造成。

e）罐顶腐蚀比较均匀，壁厚均匀减薄，承压能力下降，部分部位出现成块掉落现象。

f）所有焊缝因周围防腐层脱落，腐蚀普遍比较严重，部分焊缝经检测已经失效。

4 对策

a)采取牺牲阳极等阴极保护措施来控制油罐的腐蚀，延长其有效使用寿命。如使用带状锌阳极管可使油罐使用寿命延长10至15年（孤东一号联合站在投产初期投用阴极保护装置，但随着时间的增长，该装置目前已不能可靠工作）。

b)强化生产运行措施，严格遵守储油罐技术操作规程，平稳控制储油罐运行液位，减少和避免低液位运行；同时加强运行，油料应以较低速度进行，避免快速开启进罐阀门或者较高压力油料直接进罐。

c)对集输生产流程进行工艺改造及优化，正确进行来液进罐前工艺操作，及时排除各生产工艺设备中沉积油砂，延长液体在设备中停留时间，最大限度减少进罐原料油含砂量，避免不必要的冲刷磨损损耗；同时对储油罐进行内部结构改造，在来液进罐口及周围一定面积内进行玻璃钢防腐加强，避免罐底冲刷磨损损耗。

d)对集输管线端点投加杀菌、缓蚀剂，有效降低原料油腐蚀率，抑制和缓解原油储罐的内腐蚀。

e)定期对原油储罐进行内部检测，重点检测防腐层的破坏，同时增加焊缝检测比例，防腐层如有损坏现象，及时修复。焊缝腐蚀严重时亦采取相应安全措施。

f)储罐外壁环境因素引起的自然外腐蚀是可以预见和防止的，一是保持温层的完整性及密闭性，保证储罐罐壁始终处于干燥环境中；二是选择适合当地气候条件的保温材料，如在孤东地区应先用吸湿性较小的材料；三是对部分基础下沉原油储罐，要及时清理被土覆盖部分。