油水相態對塔河油田輸油管線的腐蝕影響

許艷艷+劉強

摘要：塔河油田輸油管線內介質為油、水、氣三相混合流，流體流型復雜，不同的油水相態輸油管線產生不同的腐蝕機制。由于油田采出水中溶解氧、CO2、H2S、Cl-等的存在，對金屬管道具有極強的腐蝕性，因此輸油管線的腐蝕主要是油田采出水引起的，而水能否接觸輸油管線從而產生腐蝕，取決于油水相態、流速和高程等因素。文章根據塔河油田腐蝕現狀，從影響油水相態的因素方面討論了采出水對輸油管線腐蝕的影響。

關鍵詞：塔河油田；輸油管線；介質相態；腐蝕；采出水

中圖分類號：TG174文獻標識碼：A文章編號：1009-2374（2014）24-0070-03

1研究背景

塔河油田輸油管線隨服役時間的延長和綜合含水的上升，腐蝕發生次數總體呈逐年上升趨勢，地面集輸管道腐蝕主要發生在含水原油集輸干線，且主要發生在管道底部和油水界面處。由此可以看出，輸油管線的腐蝕主要是油田采出水直接與管線接觸引起的，因此，研究輸油管線中油水相態對塔河油田輸油管線的腐蝕影響。一般認為攜水臨界流速為1m/s，塔河油田輸油管線中流速為小于1m/s，為層流，易造成較嚴重的腐蝕穿孔，導致油氣泄漏，不僅造成嚴重的環境問題，也影響了正常的油氣生產。

2塔河油田輸油管線腐蝕特征

塔河油田輸油管線2011年腐蝕穿孔數量大幅增長，達1136處，是上年度的288%，集輸管道腐蝕穿孔主要發生在塔河3、4區等服役時間長、含水高、負荷低的管道，腐蝕部位主要集中于管道下游低洼至爬坡段，穿孔部位以6點鐘的局部點蝕和坑蝕為主，均勻減薄不嚴重；單井管道腐蝕穿孔主要集中在間開生產和注水替油工況的管道。站內管道的腐蝕主要集中于水區、加熱爐和分離器的進出液管線，其中投用時間長的來液管線腐蝕也較突出。輸油管線腐蝕多發生于管線底部及油水界面處。

3油水相態對輸油管線腐蝕的影響

隨著含水的上升、流速的減慢或輸送壓力的下降，輸送介質由油包水型乳狀液轉化為水包油型乳狀液甚至油水分層，導致油田采出水直接與金屬管線表面相接觸，而高礦化度、含溶解氧、二氧化碳等腐蝕性介質的水會造成管線的電化學腐蝕，水在金屬表面形成的水膜越穩定、接觸時間越長則金屬腐蝕損失越大、越嚴重。

3.1塔河油田采出水的特性

塔河油田采出水六項離子分析數據如表1所示，由表中數據可以看出，塔河油田采出水總礦化度，高達24×104mg/L，氯離子含量高，平均含量達13×104mg/L，鈣離子含量高，細菌含量高，pH值低，這“四高一低”都是加劇腐蝕的因素。

輸油管線材質大多為鋼質，腐蝕以電化學腐蝕為主，而采出水中離子含量高，導電能力強，加速腐蝕過程中的電化學反應；pH值低即水偏酸性，也將加速電化學腐蝕過程。

3.2族組成對油水相態的影響

膠質正是分散瀝青質、使稠油體系更加穩定的關鍵組分，同時，膠質和瀝青質還是油水界面的活性組分，會促進油包水型乳狀液的形成并保持其穩定性。

由表2中數據可以看出，塔河油田稠油與東部油田稠油族組分對比可以看出，東部油田稠油中膠質含量明顯高于塔河稠油，因此塔河油田稠油在輸送過程中更容易油水分離，造成水在管線底部的沉積，為電化學腐蝕創造了條件。

3.3塔河油田不同性質原油族組成

由表3中數據可以看出，不同的原油膠質含量相差不大，但瀝青質含量相差較大，稠油中瀝青質含量較高。膠質和瀝青質作為原油乳化的活化劑，其含量越高，形成的油包水型乳狀液越穩定，因此稠油所形成的乳狀液較稀油更穩定，相同條件下，不易油水分離，即由“油包水”型乳狀液到“水包油”型乳狀液的轉相點較高。

4塔河油田集輸管線腐蝕影響因素分析

影響油水相態的因素除了以上分析的原油族組成以外，含水、流速、溫度、長度和管線高程等也是重要因素，以下將結合塔河油田腐蝕現狀，從影響油水相態的主要因素來分析影響集輸管線腐蝕的主要因素。

4.1內部影響因素

塔河油田集輸管線輸送介質基本性質及腐蝕現狀如表4所示（截至2012年5月31日）。

由表4中數據可以看出，腐蝕次數較多、穿孔速率較大的管線集中于輸送介質含水高（約60%以上）、距離長和流速低的管線。通過分析可以發現，塔河油田腐蝕較嚴重的管線其含水均在60%以上，由此可以判斷當含水達到60%～70%時塔河油田輸送介質以“水包油”型乳狀液為主，在低流速下油水分離造成管線下部和油水界面腐蝕嚴重。

綜上分析可以得出，當含水較低時，輸送介質主要為“油包水”型乳狀液，此時隨含水上升，腐蝕加劇并不明顯；當含水繼續上升，輸送介質中開始出現部分“水包油”型乳狀液，直至油水分層，造成管線下部和油水界面腐蝕嚴重。

4.2管線高程對腐蝕的影響

流速低的管線由于在高程上存在起伏，局部管線傾角較大，雖然含水相對不高，但低流速與高程起伏的共同作用造成了局部積水部位腐蝕嚴重。以9-2站至9-1站管線為例，9-2站至9-1站管段2007年投運，管線材質為20#鋼，從2011年6月開始管線本體（主要是底部，少數為中部）集中腐蝕穿孔（橢圓狀），至今共計穿孔54處，管線高程如圖1所示，由圖中可以看出，穿孔點主要發生在管線爬坡段及低洼處。

圖19-2站至9-1站管線高程走勢圖

由于水的密度相對較大，在管線低洼及爬坡段，流速降低，流體攜帶游離水的能力降低，易形成積水段。塔河油田已經發現多條管線的腐蝕優先發生在管線低洼及爬坡段。如KZ1計轉站至一號聯輸油管線、9區集輸管線和10-6計量站-8-3計轉站油氣混輸管線等，11-1計轉站至三號聯管線是最典型的，管線長、流速低、存在多處爬坡段，造成在運行年限不長、含水較低的情況下發生嚴重腐蝕。

5結論和建議

塔河油田原油膠質和瀝青質含量高，油水轉相點高（含水約60%～70%），不易油水分層。

鋪設管線時應盡量避免高程差，使管線處于同一水平面上。

輸油管線腐蝕主要是油田采出水引起的，因此，對油田采出水進行除氧、加注緩蝕劑、升高pH值等都是有效減緩腐蝕的措施。

參考文獻

[1]?徐志成，安靜儀，馬金石，等．孤島原油乳化活性組

?分剖析[J]．油田化學，1999，16（2）．

[2]?葉帆，楊偉．塔河油田集輸管道腐蝕與防腐技術[J]．

?油氣儲運，2010，29（5）．

[3]?石鑫，張志宏，劉強，等．塔河某單井管道頻繁穿孔

?原因[J]．油氣儲運，2011，30（11）．

[4]?廖崇．塔河油田集輸管道腐蝕機理及防治[J]．新疆石

?油科技，2011，21（4）．

作者簡介：許艷艷（1985—），女，中國石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技術研究院防腐中心助理工程師，碩士，研究方向：油氣田防腐工藝。

摘要：塔河油田輸油管線內介質為油、水、氣三相混合流，流體流型復雜，不同的油水相態輸油管線產生不同的腐蝕機制。由于油田采出水中溶解氧、CO2、H2S、Cl-等的存在，對金屬管道具有極強的腐蝕性，因此輸油管線的腐蝕主要是油田采出水引起的，而水能否接觸輸油管線從而產生腐蝕，取決于油水相態、流速和高程等因素。文章根據塔河油田腐蝕現狀，從影響油水相態的因素方面討論了采出水對輸油管線腐蝕的影響。

關鍵詞：塔河油田；輸油管線；介質相態；腐蝕；采出水

中圖分類號：TG174文獻標識碼：A文章編號：1009-2374（2014）24-0070-03

1研究背景

塔河油田輸油管線隨服役時間的延長和綜合含水的上升，腐蝕發生次數總體呈逐年上升趨勢，地面集輸管道腐蝕主要發生在含水原油集輸干線，且主要發生在管道底部和油水界面處。由此可以看出，輸油管線的腐蝕主要是油田采出水直接與管線接觸引起的，因此，研究輸油管線中油水相態對塔河油田輸油管線的腐蝕影響。一般認為攜水臨界流速為1m/s，塔河油田輸油管線中流速為小于1m/s，為層流，易造成較嚴重的腐蝕穿孔，導致油氣泄漏，不僅造成嚴重的環境問題，也影響了正常的油氣生產。

2塔河油田輸油管線腐蝕特征

塔河油田輸油管線2011年腐蝕穿孔數量大幅增長，達1136處，是上年度的288%，集輸管道腐蝕穿孔主要發生在塔河3、4區等服役時間長、含水高、負荷低的管道，腐蝕部位主要集中于管道下游低洼至爬坡段，穿孔部位以6點鐘的局部點蝕和坑蝕為主，均勻減薄不嚴重；單井管道腐蝕穿孔主要集中在間開生產和注水替油工況的管道。站內管道的腐蝕主要集中于水區、加熱爐和分離器的進出液管線，其中投用時間長的來液管線腐蝕也較突出。輸油管線腐蝕多發生于管線底部及油水界面處。

3油水相態對輸油管線腐蝕的影響

隨著含水的上升、流速的減慢或輸送壓力的下降，輸送介質由油包水型乳狀液轉化為水包油型乳狀液甚至油水分層，導致油田采出水直接與金屬管線表面相接觸，而高礦化度、含溶解氧、二氧化碳等腐蝕性介質的水會造成管線的電化學腐蝕，水在金屬表面形成的水膜越穩定、接觸時間越長則金屬腐蝕損失越大、越嚴重。

3.1塔河油田采出水的特性

塔河油田采出水六項離子分析數據如表1所示，由表中數據可以看出，塔河油田采出水總礦化度，高達24×104mg/L，氯離子含量高，平均含量達13×104mg/L，鈣離子含量高，細菌含量高，pH值低，這“四高一低”都是加劇腐蝕的因素。

輸油管線材質大多為鋼質，腐蝕以電化學腐蝕為主，而采出水中離子含量高，導電能力強，加速腐蝕過程中的電化學反應；pH值低即水偏酸性，也將加速電化學腐蝕過程。

3.2族組成對油水相態的影響

膠質正是分散瀝青質、使稠油體系更加穩定的關鍵組分，同時，膠質和瀝青質還是油水界面的活性組分，會促進油包水型乳狀液的形成并保持其穩定性。

由表2中數據可以看出，塔河油田稠油與東部油田稠油族組分對比可以看出，東部油田稠油中膠質含量明顯高于塔河稠油，因此塔河油田稠油在輸送過程中更容易油水分離，造成水在管線底部的沉積，為電化學腐蝕創造了條件。

3.3塔河油田不同性質原油族組成

由表3中數據可以看出，不同的原油膠質含量相差不大，但瀝青質含量相差較大，稠油中瀝青質含量較高。膠質和瀝青質作為原油乳化的活化劑，其含量越高，形成的油包水型乳狀液越穩定，因此稠油所形成的乳狀液較稀油更穩定，相同條件下，不易油水分離，即由“油包水”型乳狀液到“水包油”型乳狀液的轉相點較高。

4塔河油田集輸管線腐蝕影響因素分析

影響油水相態的因素除了以上分析的原油族組成以外，含水、流速、溫度、長度和管線高程等也是重要因素，以下將結合塔河油田腐蝕現狀，從影響油水相態的主要因素來分析影響集輸管線腐蝕的主要因素。

4.1內部影響因素

塔河油田集輸管線輸送介質基本性質及腐蝕現狀如表4所示（截至2012年5月31日）。

由表4中數據可以看出，腐蝕次數較多、穿孔速率較大的管線集中于輸送介質含水高（約60%以上）、距離長和流速低的管線。通過分析可以發現，塔河油田腐蝕較嚴重的管線其含水均在60%以上，由此可以判斷當含水達到60%～70%時塔河油田輸送介質以“水包油”型乳狀液為主，在低流速下油水分離造成管線下部和油水界面腐蝕嚴重。

綜上分析可以得出，當含水較低時，輸送介質主要為“油包水”型乳狀液，此時隨含水上升，腐蝕加劇并不明顯；當含水繼續上升，輸送介質中開始出現部分“水包油”型乳狀液，直至油水分層，造成管線下部和油水界面腐蝕嚴重。

4.2管線高程對腐蝕的影響

流速低的管線由于在高程上存在起伏，局部管線傾角較大，雖然含水相對不高，但低流速與高程起伏的共同作用造成了局部積水部位腐蝕嚴重。以9-2站至9-1站管線為例，9-2站至9-1站管段2007年投運，管線材質為20#鋼，從2011年6月開始管線本體（主要是底部，少數為中部）集中腐蝕穿孔（橢圓狀），至今共計穿孔54處，管線高程如圖1所示，由圖中可以看出，穿孔點主要發生在管線爬坡段及低洼處。

圖19-2站至9-1站管線高程走勢圖

由于水的密度相對較大，在管線低洼及爬坡段，流速降低，流體攜帶游離水的能力降低，易形成積水段。塔河油田已經發現多條管線的腐蝕優先發生在管線低洼及爬坡段。如KZ1計轉站至一號聯輸油管線、9區集輸管線和10-6計量站-8-3計轉站油氣混輸管線等，11-1計轉站至三號聯管線是最典型的，管線長、流速低、存在多處爬坡段，造成在運行年限不長、含水較低的情況下發生嚴重腐蝕。

5結論和建議

塔河油田原油膠質和瀝青質含量高，油水轉相點高（含水約60%～70%），不易油水分層。

鋪設管線時應盡量避免高程差，使管線處于同一水平面上。

輸油管線腐蝕主要是油田采出水引起的，因此，對油田采出水進行除氧、加注緩蝕劑、升高pH值等都是有效減緩腐蝕的措施。

參考文獻

[1]?徐志成，安靜儀，馬金石，等．孤島原油乳化活性組

?分剖析[J]．油田化學，1999，16（2）．

[2]?葉帆，楊偉．塔河油田集輸管道腐蝕與防腐技術[J]．

?油氣儲運，2010，29（5）．

[3]?石鑫，張志宏，劉強，等．塔河某單井管道頻繁穿孔

?原因[J]．油氣儲運，2011，30（11）．

[4]?廖崇．塔河油田集輸管道腐蝕機理及防治[J]．新疆石

?油科技，2011，21（4）．

作者簡介：許艷艷（1985—），女，中國石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技術研究院防腐中心助理工程師，碩士，研究方向：油氣田防腐工藝。

摘要：塔河油田輸油管線內介質為油、水、氣三相混合流，流體流型復雜，不同的油水相態輸油管線產生不同的腐蝕機制。由于油田采出水中溶解氧、CO2、H2S、Cl-等的存在，對金屬管道具有極強的腐蝕性，因此輸油管線的腐蝕主要是油田采出水引起的，而水能否接觸輸油管線從而產生腐蝕，取決于油水相態、流速和高程等因素。文章根據塔河油田腐蝕現狀，從影響油水相態的因素方面討論了采出水對輸油管線腐蝕的影響。

關鍵詞：塔河油田；輸油管線；介質相態；腐蝕；采出水

中圖分類號：TG174文獻標識碼：A文章編號：1009-2374（2014）24-0070-03

1研究背景

塔河油田輸油管線隨服役時間的延長和綜合含水的上升，腐蝕發生次數總體呈逐年上升趨勢，地面集輸管道腐蝕主要發生在含水原油集輸干線，且主要發生在管道底部和油水界面處。由此可以看出，輸油管線的腐蝕主要是油田采出水直接與管線接觸引起的，因此，研究輸油管線中油水相態對塔河油田輸油管線的腐蝕影響。一般認為攜水臨界流速為1m/s，塔河油田輸油管線中流速為小于1m/s，為層流，易造成較嚴重的腐蝕穿孔，導致油氣泄漏，不僅造成嚴重的環境問題，也影響了正常的油氣生產。

2塔河油田輸油管線腐蝕特征

塔河油田輸油管線2011年腐蝕穿孔數量大幅增長，達1136處，是上年度的288%，集輸管道腐蝕穿孔主要發生在塔河3、4區等服役時間長、含水高、負荷低的管道，腐蝕部位主要集中于管道下游低洼至爬坡段，穿孔部位以6點鐘的局部點蝕和坑蝕為主，均勻減薄不嚴重；單井管道腐蝕穿孔主要集中在間開生產和注水替油工況的管道。站內管道的腐蝕主要集中于水區、加熱爐和分離器的進出液管線，其中投用時間長的來液管線腐蝕也較突出。輸油管線腐蝕多發生于管線底部及油水界面處。

3油水相態對輸油管線腐蝕的影響

隨著含水的上升、流速的減慢或輸送壓力的下降，輸送介質由油包水型乳狀液轉化為水包油型乳狀液甚至油水分層，導致油田采出水直接與金屬管線表面相接觸，而高礦化度、含溶解氧、二氧化碳等腐蝕性介質的水會造成管線的電化學腐蝕，水在金屬表面形成的水膜越穩定、接觸時間越長則金屬腐蝕損失越大、越嚴重。

3.1塔河油田采出水的特性

塔河油田采出水六項離子分析數據如表1所示，由表中數據可以看出，塔河油田采出水總礦化度，高達24×104mg/L，氯離子含量高，平均含量達13×104mg/L，鈣離子含量高，細菌含量高，pH值低，這“四高一低”都是加劇腐蝕的因素。

輸油管線材質大多為鋼質，腐蝕以電化學腐蝕為主，而采出水中離子含量高，導電能力強，加速腐蝕過程中的電化學反應；pH值低即水偏酸性，也將加速電化學腐蝕過程。

3.2族組成對油水相態的影響

膠質正是分散瀝青質、使稠油體系更加穩定的關鍵組分，同時，膠質和瀝青質還是油水界面的活性組分，會促進油包水型乳狀液的形成并保持其穩定性。

由表2中數據可以看出，塔河油田稠油與東部油田稠油族組分對比可以看出，東部油田稠油中膠質含量明顯高于塔河稠油，因此塔河油田稠油在輸送過程中更容易油水分離，造成水在管線底部的沉積，為電化學腐蝕創造了條件。

3.3塔河油田不同性質原油族組成

由表3中數據可以看出，不同的原油膠質含量相差不大，但瀝青質含量相差較大，稠油中瀝青質含量較高。膠質和瀝青質作為原油乳化的活化劑，其含量越高，形成的油包水型乳狀液越穩定，因此稠油所形成的乳狀液較稀油更穩定，相同條件下，不易油水分離，即由“油包水”型乳狀液到“水包油”型乳狀液的轉相點較高。

4塔河油田集輸管線腐蝕影響因素分析

影響油水相態的因素除了以上分析的原油族組成以外，含水、流速、溫度、長度和管線高程等也是重要因素，以下將結合塔河油田腐蝕現狀，從影響油水相態的主要因素來分析影響集輸管線腐蝕的主要因素。

4.1內部影響因素

塔河油田集輸管線輸送介質基本性質及腐蝕現狀如表4所示（截至2012年5月31日）。

由表4中數據可以看出，腐蝕次數較多、穿孔速率較大的管線集中于輸送介質含水高（約60%以上）、距離長和流速低的管線。通過分析可以發現，塔河油田腐蝕較嚴重的管線其含水均在60%以上，由此可以判斷當含水達到60%～70%時塔河油田輸送介質以“水包油”型乳狀液為主，在低流速下油水分離造成管線下部和油水界面腐蝕嚴重。

綜上分析可以得出，當含水較低時，輸送介質主要為“油包水”型乳狀液，此時隨含水上升，腐蝕加劇并不明顯；當含水繼續上升，輸送介質中開始出現部分“水包油”型乳狀液，直至油水分層，造成管線下部和油水界面腐蝕嚴重。

4.2管線高程對腐蝕的影響

流速低的管線由于在高程上存在起伏，局部管線傾角較大，雖然含水相對不高，但低流速與高程起伏的共同作用造成了局部積水部位腐蝕嚴重。以9-2站至9-1站管線為例，9-2站至9-1站管段2007年投運，管線材質為20#鋼，從2011年6月開始管線本體（主要是底部，少數為中部）集中腐蝕穿孔（橢圓狀），至今共計穿孔54處，管線高程如圖1所示，由圖中可以看出，穿孔點主要發生在管線爬坡段及低洼處。

圖19-2站至9-1站管線高程走勢圖

由于水的密度相對較大，在管線低洼及爬坡段，流速降低，流體攜帶游離水的能力降低，易形成積水段。塔河油田已經發現多條管線的腐蝕優先發生在管線低洼及爬坡段。如KZ1計轉站至一號聯輸油管線、9區集輸管線和10-6計量站-8-3計轉站油氣混輸管線等，11-1計轉站至三號聯管線是最典型的，管線長、流速低、存在多處爬坡段，造成在運行年限不長、含水較低的情況下發生嚴重腐蝕。

5結論和建議

塔河油田原油膠質和瀝青質含量高，油水轉相點高（含水約60%～70%），不易油水分層。

鋪設管線時應盡量避免高程差，使管線處于同一水平面上。

輸油管線腐蝕主要是油田采出水引起的，因此，對油田采出水進行除氧、加注緩蝕劑、升高pH值等都是有效減緩腐蝕的措施。

參考文獻

[1]?徐志成，安靜儀，馬金石，等．孤島原油乳化活性組

?分剖析[J]．油田化學，1999，16（2）．

[2]?葉帆，楊偉．塔河油田集輸管道腐蝕與防腐技術[J]．

?油氣儲運，2010，29（5）．

[3]?石鑫，張志宏，劉強，等．塔河某單井管道頻繁穿孔

?原因[J]．油氣儲運，2011，30（11）．

[4]?廖崇．塔河油田集輸管道腐蝕機理及防治[J]．新疆石

?油科技，2011，21（4）．

作者簡介：許艷艷（1985—），女，中國石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技術研究院防腐中心助理工程師，碩士，研究方向：油氣田防腐工藝。