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含CO_(2)原油对输油泵FV520B钢叶轮的腐蚀行为研究

文档作者：杨旸１侯宜辰２曹宇３文档来源：１．国家管网集团西南管道有限责任公司２．攀枝花华润燃气有限公司３．中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司川东北气矿		更新日期： 2026年09月12日	点击数：
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􀪓􀪓􀪓􀪓􀪓􀪓􀪓􀪓􀪓􀪓􀪓收稿日期:２０２４Ｇ０４Ｇ１１.作者简介:杨旸,男,２０１２年毕业于西南石油大学过程装备与控制工程专业,学士,现从事智慧管网标准、油气管道工程数字化移交研究工作,曾获得中国石油和化学工业联合会科技进步奖,高级工程师,已发表论文５篇.Email:yangyang０６＠pipechina．com．cn.基金项目:国家石油天然气管网集团有限公司(批准号:JCGL２０２１０８)资助的课题.含CO２原油对输油泵FV５２０B钢叶轮的腐蚀行为研究杨　旸１,侯宜辰２,曹　宇３(１．国家管网集团西南管道有限责任公司,四川成都６１００４１;２．攀枝花华润燃气有限公司,四川攀枝花６１７０００;３．中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司川东北气矿,四川达州６３６１５０)　　摘　要:CO２是造成石油设备设施腐蚀严重的关键因素之一.文章针对现场CO２驱块输油泵叶轮发生严重点蚀的问题,对腐蚀速率、腐蚀形貌和电位进行了综合分析,结果表明,FV５２０B钢腐蚀速率随管输压力和流速增大呈指数形式增大(R２＞０．９),电位发生负向偏移.随着管输压力的增大,试样表面腐蚀方向性特征逐渐消失,表现为显著区分的点蚀区域和全面腐蚀区域;而随着流速的增大,金属表面呈现出沟槽状冲刷腐蚀形貌,并且存在微小的蚀坑.这是由于在较高的管输压力和流速条件下气蚀造成的.关键词:含CO２原油　输油泵叶轮　冲刷腐蚀　气蚀doi:１０．３９６９/j．issn．１００６Ｇ８８０５．２０２４．０４．００５　　在油田地面集输系统中,CO２导致的腐蚀现象非常普遍【１Ｇ５】.通常来说,随着CO２分压的增加,腐蚀速率逐渐增大,一方面,CO２腐蚀以H＋去极化过程为主,溶液中电离的H＋加速了腐蚀;另一方面,腐蚀速率的增加促进了腐蚀产物的沉积,有利于形成厚而致密的腐蚀产物膜,因此,CO２也可以通过影响腐蚀产物膜的结合能力、密度和厚度来影响钢的腐蚀速率.此外,含CO２的多相管输介质的输送压力所产生的应力也会影响管道的腐蚀,尤其是局部腐蚀引起的应力将大大降低管道的耐久性寿命,主要表现为高压以及压力波动导致管壁产生严重的应力,进而导致点蚀的萌生和发展.影响CO２腐蚀的因素众多,包括CO２分压、流速、阴阳离子等.目前针对含CO２的原油腐蚀防护多采用增加缓蚀剂的方法,但是在包含油、气、水甚至是固相的条件下,缓蚀剂对单井管线的保护作用十分有限,而在集输干线上却能够起到一定的保护作用【６Ｇ７】.对于输油泵来说,由于叶轮的不断动作,缓蚀剂难以在叶轮表面形成有效的保护膜,对腐蚀几乎没有任何抑制作用.因此现场输油泵的叶轮通常采用不锈钢代替常规铸铁,以提高其抗腐蚀性能,但是在可能发生气蚀的情况下,仍然存在明显的腐蚀问题【８Ｇ１０】.从现场失效输油泵叶轮(材质为FV５２０B钢)的腐蚀情况来看,主要以表面的点蚀为主.本文基于高温高压反应釜模式输油泵叶轮服役环境,对其在不同管输压力和流速条件下的腐蚀速率、腐蚀形貌和电位的变化规律进行了综合分析并得出相关结论,以便能够为输油泵叶轮腐蚀防护提供借鉴.１　实验设置图１所示为用于模拟输油泵叶轮服役环境的高温高压反应釜(材质为３１６L不锈钢,具有较好的抗CO２腐蚀性能),其中在旋转轴下方安装了３个试片(沿圆周均布,相隔角度为１２０°),安装角度为６８°(模拟实际叶轮角度),通过旋转电机控制转速模拟不同的流速环境(实际管输流量约为２m/s),并通过温控控制实验温度,使其保持在４５℃(现场高凝原油的管输温度为４０~５０℃).为加速实验,采用去离子水和分析纯Na２SO４配制３％(质量分数)的Na２SO４实验溶液,并持续通入纯度为９９．９９％的CO２,通过压力表监测腐蚀与防护　　石油化工设备技术,２０２４,４５(４)􀅰２５􀅰PetrochemicalEquipmentTechnology
反应釜内压力,使其保持在２MPa(现场管输压力).图１　用于模拟输油泵叶轮服役环境的高温高压反应釜　　采用线切割方法制作与输油泵叶轮相同的试片,尺寸为２５mm×２５mm×３mm.试片材质为FV５２０B钢,其主要成分如表１所示.每个实验试片首先用丙酮(或乙醚)除掉表面油膜,然后用去离子水清洗,再用乙醇除掉试片表面残留水分,最后烘干、备用.实验周期为４８h.实验结束后取出试片,用标准除锈液除掉表面腐蚀产物后计算其平均腐蚀速率,然后通过三维共聚焦显微镜观察其表面腐蚀、点蚀特征,查找最大点蚀位置,并计算最大蚀坑深度.以反应釜３１６L不锈钢作为参考,通过图１中所示的测试系统(电化学工作站)监测试片与３１６L不锈钢之间电位差的变化,测试频率为１h/次,测试周期为４８h.在相同环境下,FV５２０B钢与３１６L不锈钢的电位基本相同,并且在实验过程中可认为３１６L不锈钢电位不变.表１　FV５２０B钢主要成分(质量分数)％元素CSiMnCrMoPCuNiNbFe含量０．０６０．３８０．７０１４．１０１．４１０．００９１．５２５．２８０．３６剩余２　实验结果分析与讨论２．１　管输压力对腐蚀速率的影响图２(a)~图２(b)为不同管输压力条件下输油泵叶轮的腐蚀速率.从图２(a)~图２(b)中可以看出,随着管输压力的增大,全面腐蚀速率和点蚀速率呈近似对数关系增大(R２＞０．９,其中R为均方根),但两者的变化规律各不相同,全面腐蚀速率的增大速度逐渐放缓,而点蚀速率先迅速增大(２~４MPa)而后缓慢呈近似线性增加(４~１０MPa).这是因为虽然随着压力的增大,CO２在原油中的溶解度增大,但是在一定的压力条件下,CO２存在饱和溶解度,因此当管输压力增大到一定程度后,全面腐蚀速率和点蚀速率的增大速度逐渐放缓.此外,在相同的压力条件下,点蚀速率远大于全面腐蚀速率.图２　不同管输压力条件下输油泵叶轮的腐蚀速率　　图３(a)~图３(f)所示为不同管输压力条件下输油泵叶轮的微观图像.由图３(a)~图３(f)可见:在给定的流速条件下,当管输压力较小时(２~４MPa),输油泵叶轮的微观形貌呈现一定的方向性,由于实验时为模拟现场工况,试片的安装设置了一定的角度(６８°),因此试样表面呈现相􀅰６２􀅰石　油　化　工　设　备　技　术２０２４年　
对明显的冲刷腐蚀区域(主要集中于试样的上部),但是该区域随着管输压力的增大而逐渐变得模糊【１１】;当管输压力增大到３MPa时,试样表面已经形成了明显的点蚀坑,蚀坑数量增多,且蚀坑面积显著增大;当管输压力增大到６MPa时,冲刷腐蚀的方向性已经消失,试样表面腐蚀区域和未腐蚀区域的界限也无法区分,试样表面呈现明显点蚀状态【１２】;而当管输压力增大到８MPa时,试样表面主要表现为点蚀区域和全面腐蚀区域,压力继续增大到１０MPa时,这一现象表现得更加明显.此外,结合输油泵等动设备的工作特点,在较大管输压力条件下,由于CO２的溶解度较大,在介质与试样发生碰撞时还可能导致气蚀发生.图３　不同管输压力条件下输油泵叶轮的微观图像　　图４(a)~图４(b)所示为不同管输压力条件下输油泵叶轮的电位变化.从图４(a)中可以看出:在整个测试周期内,在不同的管输压力条件下,试样的电位波动平缓;整个周期内的电位差平均值显示,随着管输压力的增大,试样的电位发生负向偏移,说明试样的腐蚀倾向逐渐增大【１３】,但负向偏移程度逐渐减小,尤其在管输压力由８MPa增大到１０MPa时,电位负向偏移仅为２．３９mV.从图４(b)右上角的小图中可以看出:在整个测试周期内,管输压力为８MPa和１０MPa时,试样的电位变化相对较为剧烈,与实验初期相比,电位发生了一定程度的正向偏移,说明此时主要以气蚀诱发的点蚀过程为主,而冲刷造成的全面腐蚀有所减弱.图４　不同管输压力条件下输油泵叶轮的电位变化􀅰７２􀅰　第４５卷第４期杨　旸等．含CO２原油对输油泵FV５２０B钢叶轮的腐蚀行为研究
２．２　流速对腐蚀速率的影响图５(a)~图５(b)为不同流速条件下输油泵叶轮的腐蚀速率.从图５(a)~图５(b)中可以看出,随着流速的增大,全面腐蚀速率和点蚀速率呈对数函数增大(R２＞０．９)的趋势,但点蚀速率的增大速率更高.在持续的冲刷作用影响下,随着流速的增大,试片表面的腐蚀产物能够迅速被带走,使得金属基体一直暴露于腐蚀环境中,因此流速对腐蚀速率的影响程度大于管输压力,并且在较低的流速条件下,点蚀速率就处于较高的水平【１４】.冲刷对金属腐蚀速率的影响主要包括两个方面:一是由于介质的流动,腐蚀产物被迅速带离金属表面,此时金属表面的流场状态可能处于紊流状态,并且紊流强度与流速呈正相关,极大地促进了金属与溶液的传质过程,因此流速越大,腐蚀速率也就越大;二是在本文所述的实验条件下,流速是通过旋转叶轮提供的,在整个的实验装置中,冲刷导致的力学过程无法被忽视,力学作用与电化学腐蚀耦合,加剧了试样表面的腐蚀【１５】.图６(a)~图６(f)所示为不同流速条件下输油泵叶轮的微观图像.从图６(a)~图６(f)中可以看出,在不同流速条件下,金属表面的腐蚀形貌主要以均匀腐蚀和具有方向性的沟槽状冲刷腐蚀两种形式存在.如前所述,流速对金属材料腐蚀的影响主要体现在两个方面:一方面,流速增大能够更快地带走金属表面的腐蚀产物,使得金属表面难以形成致密腐蚀产物保护层,也就使得金属基体一直暴露在腐蚀环境中,因此也就没有点蚀的孕育条件;另一方面,由于流体对金属表面的冲击作用,导致金属表面存在沿流体运动方向的腐蚀特征,即前述的沟槽状冲刷腐蚀形貌.图５　不同流速条件下输油泵叶轮的腐蚀速率图６　不同流速条件下输油泵叶轮的微观图像􀅰８２􀅰石　油　化　工　设　备　技　术２０２４年　
　　除明显的沟槽状腐蚀形貌之外,沿流体运动方向事实上还存在微小的、几乎可以忽略不计的蚀坑,同时在冲刷产生的沟槽状腐蚀特征附近也存在局部沟槽.在介质的旋转运动过程中,可认为金属附近是稳定的层流状态,但是一方面,由于电化学腐蚀的影响,金属表面的腐蚀产物与流体形成固液两相,打破了稳定流动状态,局部紊流可能会导致局部沟槽的产生;而另一方面,由于介质中含有CO２,介质中的气相在紊流作用下非常容易析出,因此气泡在金属表面的破裂过程就可能导致极其微小的蚀坑的出现.　　图７所示为不同流速条件下输油泵叶轮的电位变化.从图７中可以看出,在整个测试周期内,试样的电位波动幅度较大,尤其是在较高的流速条件下(１０~２０m/s),随着实验时间的增加,试样的电位发生正向偏移,这表明冲刷占主要作用,并且流速越大,电位正向偏移程度也越大,表明冲刷作用也越强.图７　不同流速条件下输油泵叶轮的电位变化３　结论本文针对含CO２原油对输油泵叶轮的腐蚀行为,通过对管输压力和流速对腐蚀速率、腐蚀形貌和电位的影响进行综合分析,主要得到以下结论:１)试样全面腐蚀速率和点蚀速率随着管输压力的增大而增大,电位发生明显负向偏移,但点蚀速率约为全面腐蚀速率的３倍.当管输压力为２~６MPa时,试样表面的腐蚀形貌具有一定的方向性,以点蚀为主,但是随着管输压力的增大,腐蚀方向性特征逐渐消失;当压力为８~１０MPa时,试样表面主要分为点蚀区域和全面腐蚀区域,这可能是由于气蚀造成的,表现为试样电位在测试周期内发生了一定的正向偏移.２)试样全面腐蚀速率和点蚀速率随着流速的增大而增大,电位发生明显负向偏移.流速增大,流体对金属表面的冲击作用增强,导致金属表面存在沟槽状冲刷腐蚀形貌,但由于介质中的气相在紊流作用下析出,气泡在金属表面的破裂过程导致极了其微小的蚀坑的出现.参考文献:[１]　张昆．混输管道内腐蚀及影响因素分析[J]．油气田地面工程,２００８,２７(６):３２Ｇ３３．[２]　KAIRYSK,ZHOUS,TURNBULLA,etal．CorrosionofPipelineSteelinDensePhaseCO２ContainingImpurities:ACriticalReviewofTestMethodologies[J]．CorrosionScience,２０２３,２１４:１１０９８６．[３]　SILVACA,VARELALB,KOLAWOLEFO,etal．MultiphaseＧFlowＧInducedCorrosionandCaviＧtationＧErosionDamagesofAPI５LX８０andAPI５DPGradeSSteels[J]．Wear,２０２０,４５２Ｇ４５３:２０３２８２．(下转第３４页)􀅰９２􀅰　第４５卷第４期杨　旸等．含CO２原油对输油泵FV５２０B钢叶轮的腐蚀行为研究
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temperaturefield,andtheabsoluteerrorvalueofthetemperaturecalculatedatabout８０％ofthenodeswithinthetestsetisbelow１％ofthemaximumtemperatureofthefurnace,whichispromisingfortheapplication．Keywords:onlineprediction;３Dtemperaturefield;industrialheatingfurnace;cGAN;unity３DvisualizationSTUDYONCORROSIONBEHAVIOROFCRUDEOILCONTAININGCO２ONFV５２０BSTEELIMPELLEROFOILPUMP[２５〗YangYang１,HouYichen２,CaoYu３(１．NationalPipeNetworkGroupSouthwestPipelineCo．,Ltd．,Chengdu,Sichuan,６１００４１;２．PanzhiＧhuaHuarunGasCo．,Ltd．,Panzhihuan,SiＧchuan,６１７０００;３．NortheastSichuanGasFieldofPetroChinaSouthwestOilandGasFieldCompany,Dazhou,Sichuan,６３６１５０)Abstract:CO２isoneofthekeyfactorsthatcausesseriouscorrosionofpetroleumequipmentandfacilities．AimingattheproblemofseriouspittingcorrosionintheimpellerofoilpumpinCO２floodingfield,thecorrosionrate,corrosionmorphologyandpotentialareanalyzedcomprehensivelyinthispaper．TheresultsshowthatthecorrosionrateofFV５２０Bsteelincreasesexponentiallywiththeincreaseofpipelinetransportpressureandflowrate(R２＞０．９),andthepotentialshiftsnegatively．Withtheincreaseofpipepressure,thecorrosiondirectivityofthespecimensurfacegraduallydisappears,indicatingadistinctpittingareaandacomprehensivecorrosionarea．Withtheincreaseofflowrate,themetalsurfacepresentsagroovederosionmorphologywithsmallpits．Thisisduetocavitationunderhighpipepressureandflowrateconditions．Keywords:crudeoilcontainingCO２;impellerofoilpump;erosioncorrosion;cavitationIDENTIFICATIONOFWINDＧINDUCEDFAＧTIGUELIFEOFONSHORESTEELＧCONCRETEHYBRIDWINDTURBINETOWER[３０]XuJiangtao１,ShiZhengui２,HuangCirong３(１．HenanTrafficTechnicianCollege,ZhumaＧdian,Henan,４６３０００;２．SINOPECXinxingPetroleumCo．,LTD．,Beijing,１０００８３;３．POWERCHINAEastChinaSurvey,DesignandResearchInstituteCo．,LTD．,Hangzhou,Zhejiang,３１１１２２)Abstract:WindＧinducedfatigueisalongＧtermaccumulationprocess,andasinglewindloadeventmaynotcauseimmediatedamagetothestructure．Theinteractionbetweendifferentmaterialsandcomponents,stressconcentration,localstress,andotherfactorsaffectthestressrelationshipofthetower,makingitdifficulttoanalyzetheaerodynamicloadsindifferentdirections．Therefore,theaccuracyofidentifyingfatiguelifeispoor．AmethodforidentifyingthewindＧinducedfatiguelifeofonshoresteelＧconcretehybridwindturbinetowerisproposed．TheSESAM/GeniEmoduleisadoptedtoconverttheactualstructureintoafiniteelementmodelandcalculatetheaerodynamicloadsindifferentdirectionsofthetower．Thenthecomprehensiveloadvalueisobtainedbycombiningtheaerodynamicloads;byanalyzingtherelationshipbetweenexternalloadandfatiguelifeofthetowerandaccumulatingthecomprehensivedamagevalue,theidentificationresultofwindinducedfatiguelifeofthetowercanbeobtained．TheexperimentalresultsindicatethatwhenapplyingtheidentificationmethoddescribedinthispapertoidentifythefatiguelifeofsteelＧconcretehybridwindturbinetowers,thefatiguedamageamountoftowersatthesamenodealsochangeswiththecontinuousincreaseofwindspeed．Therootmeansquareofthestressresponsebetweentheidentificationresultsandtheactualsituationislow,indicatingthatthismethodcanobtainhighidentificationaccuracy．Keywords:steelＧconcretehybridwindturbine;tower;windＧinducedfatigue;lifeidentification;aerodynamicloadsONREPAIRMETHODOFLOCALDAMAGEOFENAMELSTIRRINGSHAFT[３５]YanJunjie,ChenZhen,GaoKe(ChanglingBranchofSINOPECCatalystCo．,Ltd．,Yueyang,Hunan,４１４０００)Abstract:Thispaperintroducestheproblemoflocaldamageofenamelstirringshaftinacatalystproductionandanalyzesthecausesoftheproblem．Combinedwiththeactualproductionsituationofthedevice,therepairmethodofenamelstirringshaftdamageisexploredandputintopractice．Meanwhile,somesuggestionsareputforwardtopreventdamageofenamelequipmentandforreasonablerepairafterdamage．TheaboveresearchresultshavesuccessfullysolvedtheproblemoflocaldamageofenamelstirringshaftaffectingthenormalproductionofthedeviceaswellastheproblemofrepairingthedamageofenamelstirringequipmentABSTRACTS　PETROCHEMICALEQUIPMENTTECHNOLOGYStartedPublicationin１９８０．Bimonthly．Jul．２０２４Vol．４５No．４􀅰Ⅳ􀅰

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