頁巖氣氣田集輸系統腐蝕控制技術研究與應用

吳貴陽 王俊力 袁曦 許多林

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦

目前，頁巖氣開發過程中經常出現嚴重的腐蝕問題，如集輸系統出現的嚴重腐蝕穿孔和油管腐蝕[1-2]。頁巖氣開發采用大規模水力壓裂技術[3-5]，其是基于一種叫做水力壓裂的系統，它由直井和水平井系統組成[6]，即采用水力壓裂對含頁巖氣儲層進行改造，以提高儲層滲透率和氣井產量[7-8]。其中，壓裂液由水、砂和各種化學物質等組成[9]，壓裂返排液中含有的細菌、礦物質、有機物及采出天然氣中含有的CO2等會造成嚴重腐蝕。經分析，腐蝕的主要因素有砂[10]、硫酸鹽還原菌(SRB)[2]、O2[11]、Cl-，以及多因素下的協同作用等[12]。有學者認為：CO2/O2的頁巖氣返排水環境會發生嚴重的垢下腐蝕；SRB對腐蝕的影響較大，但目前并未有統一的認識。由于頁巖氣開采不同階段呈現不同的腐蝕形貌，不同階段的腐蝕主控因素也未見報道。本研究針對頁巖氣開發生產的不同階段，分析不同階段的腐蝕因素，并通過室內模擬研究了不同階段腐蝕行為及規律，考查了砂及細菌條件下集輸系統的腐蝕行為，提出有針對性的腐蝕應對錯施。

1 腐蝕主控因素研究

1.1 腐蝕因素分析

1.1.1頁巖氣集輸系統分區及腐蝕特征

頁巖氣集輸系統一般分為4個區域：①井口至除砂器；②除砂器至分離器；③排污及進出站管線；④站外埋地管線。其示意圖如圖1所示。腐蝕易出現部位發生在除砂器至分離器區域及站外埋地管線等區域，且除砂器至分離器區域腐蝕失效表現為砂蝕穿孔及腐蝕刺漏等腐蝕特征，站外埋地管線主要表觀為局部點蝕穿孔。失效形貌如圖2所示。

1.1.2頁巖氣腐蝕因素及分析

頁巖氣開發一般分為兩個階段，即一個排采期(半年)和一個生產期。采用聲波式非侵入式砂監測儀測得排采期出砂量為64～86 g/s；進入生產期半年以內，井口至除砂器出砂量為0.01～0.14 g/s，除砂器至分離器出砂量為0.01～0.02 g/s；進入生產期半年以后，各個區域基本測不出砂。總體呈現出前期高出砂，后期出砂量急劇降低的特征。因此，根據出砂量不同，將生產期分為兩個階段：進入生產期半年內和進入生產期半年后。

從頁巖氣氣質分析結果可知，CH4的摩爾分數一般大于98%，CO2的摩爾分數一般小于0.5%，最高可達3%，不存在H2S。對壓裂液和壓裂返排液的分析結果表明，壓裂返排液pH值為6.0～7.5，ρ(SO42-)在500 mg/L以內，ρ(Cl-)在10 000～30 000 mg/L，礦化度在10 000～50 000 mg/L。壓裂液及壓裂返排液中含有SRB，檢測的平臺井中SRB最高含量為110×104個/mL，高于NB/T 14002.3-2015《頁巖氣 儲層改造 第3部分:壓裂返排液回收和處理方法》中規定的25個/mL。

另一方面，頁巖氣集輸系統不同階段不同位置管線內氣液流速也不相同，排采期場站管線氣液流速最高可達18 m/s，生產期場站管線流速2～4 m/s，集氣管線氣體流速2～3 m/s，液體流速低于0.5 m/s。

綜合以上分析可知，排采前期由于放壓生產，出砂量較大，由現場腐蝕形貌可知，腐蝕主要表現為砂的沖刷腐蝕，腐蝕主要發生在砂含量較大的排污及流態變化較大的彎頭、三通等位置；生產階段的兩階段(進入生產期半年以內和進入生產期半年以后)，前一階段少量出砂，腐蝕則主要為積砂、積液下的腐蝕，后一階段腐蝕以積液下的腐蝕為主，其主要發生在排污彎頭、出站爬坡及低洼位置。此外，排采期砂礫的沖蝕起主要作用，腐蝕因素主要為砂含量、砂的粒徑、砂的流速、砂的攻角、砂的硬度等；生產期逐漸由砂的沖蝕轉變為積砂條件下的腐蝕及積液條件下的腐蝕，腐蝕因素主要為CO2、Cl-、砂、垢以及細菌等。

1.2 腐蝕行為研究

1.2.1排采期高含砂排污及高流速管線砂蝕行為

在排采期高出砂階段，現場用的一個堵頭20天內減薄了42.73 mm。現場條件為壓力20～30 MPa、溫度40～50 ℃、砂量64 g/s、流速15～18 m/s、日產水量100 m3。生產期前期砂量較大的排污彎頭同樣出現較大的沖蝕現象。現場腐蝕情況見圖3。

由圖4可知，生產期前期腐蝕產物主要為SiO2、FeOOH、FeCO3，SiO2為介質中砂的主要成分，FeCO3為CO2的腐蝕產物。由此可知，腐蝕與砂及CO2有關。為了研究兩者相互作用的腐蝕行為，考查了砂含量(質量分數，下同)為1%～7%、攻角為30°～90°、流速為5～18 m/s對砂蝕的影響規律，結果見圖5～圖8。由圖5和圖6可知，隨著砂含量的增加，在砂含量為5%～7%時，減薄速率有一個快速上升的趨勢；砂含量為1%時，材料沒有發現明顯的顆粒撞擊的壓痕，只出現局部剝落，呈現出以腐蝕為主的損傷痕跡。SEM結果顯示，表面主要以O和Fe元素為主。這表明：試樣表面覆蓋著碳酸亞鐵膜；隨著砂量的增加，加劇了材料表面的力學損傷，破壞了表面碳酸亞鐵膜的完整性，裸露出金屬基體；砂含量為7%時，SEM顯示金屬基體本征元素。由此可知，腐蝕存在電化學腐蝕和沖蝕競爭機制，在砂含量低的條件下，腐蝕以電化學腐蝕為主，在砂含量高的條件下則以機械沖蝕為主。

由圖7可知，在砂含量為5%、攻角為90°的條件下，通過不同流速實驗發現，損傷隨流速增大呈線性增長，且5～18 m/s流速均處在材料的臨界流速之上。從腐蝕形貌觀察，其損傷形式類似，表面均分布密度蝕坑，且均為典型的正應力作用下的壓痕蝕坑。原因在于顆粒撞擊材料表面的速度可以分為正向速度分量和切向速度分量，高攻角條件下的正向速度分量大于切向速度分量，90°時為正向速度分量，撞擊到材料表面，動能轉變為剝離材料的能量。因此，速度越大，剝離能力越強，當速度不足以提供剝離材料表面產物膜的能量時，腐蝕主要呈現電化學腐蝕特征，顆粒撞擊損傷減弱。此外，液體的流動也有利于傳質，從而有利于電化學腐蝕進程，電化學腐蝕與沖蝕相互促進。

由圖8可知，在砂含量5%、流速8 m/s、不同攻角實驗條件下發現，60°損傷較其他攻角條件低，從形貌觀察到呈現長的塑性犁削形劃痕，劃痕方向與流向一至，隨角度增大，劃痕彎短。在高攻角條件下，正應力占據支配地位，隨著角度的降低，切應力會逐漸占據支配地位。另一方面，攻角對材料質量損失的影響還依賴于材料的屬性[13]，通常來說，犁削作用在小攻角沖擊作用下對延展性材料造成的損傷更加明顯。

1.2.2砂沉積及積液管線腐蝕行為

隨著出砂量降低及流速降低，集輸系統就會出現砂沉積及積液，腐蝕由開始的沖刷腐蝕轉變為積液及積砂條件下的腐蝕。在埋地外輸失效管線的腐蝕產物中檢測到FeS，說明SRB參與了腐蝕過程(見圖9)。

針對生產期積砂及積液下的電化學及細菌腐蝕，開展了砂沉積條件下及細菌存在條件下的腐蝕評價實驗。由圖10可知，局部砂沉積會造成管線腐蝕速率加劇，原因在于砂沉積影響腐蝕介質傳遞，形成阻塞電池，加速腐蝕。因此，對于積砂較多的設備應定期開展清洗。

此外，壓裂返排液中檢測到FB、TGB、SRB，SRB發生成膜后腐蝕速率迅速增加，FB、TGB等也會不同程度地對腐蝕產生影響。本實驗設計建立細菌于試片表面成膜的腐蝕評價方法，運用此方法模擬了細菌成膜后，管線材質在工況條件下的腐蝕評價結果(見圖11～圖13)。由圖11～圖13可知，細菌的富集是造成點蝕加速的原因之一，而且使用培養基預培養SRB腐蝕性較大，點腐蝕速率最高可達5.86 mm/a。

SRB的富集促進細菌生物膜的形成，硫酸鹽陰極還原將消耗陽極鐵溶解釋放出來的電子，生物膜和金屬的界面是催化硫酸鹽還原陽極和陰極的反應場所[14]。

2 腐蝕控制對策及應用效果

(1) 含砂介質條件下的腐蝕控制對策。針對頁巖氣集輸系統砂蝕可以從兩方面進行腐蝕控制。一是材料控制：在生產階段合理考慮沖蝕裕量，彎頭迎沖面加厚及采用方彎頭等措施，對除砂器排液管線彎頭、分離器排液管線彎頭及除砂器下游天然氣管線彎頭等易出現沖蝕穿孔部位，可選用內襯陶瓷材料制成的內襯陶瓷彎頭、內襯陶瓷三通等耐沖蝕部件。二是防腐工藝控制：通過提高除砂器與分離器的清洗頻率、使用高效除砂器、增加二級分離器等手段控制。目前，排采階段用大型旋流除砂器，除砂效果可達到91%以上。

(2) 積砂積液條件下的腐蝕控制對策。針對細菌富集及CO2電化學腐蝕，可采用加注泵連續加注殺菌緩蝕劑的方式。殺菌緩蝕劑使用過程中為了避免細菌產生耐藥性，應及時更換不同類型的殺菌緩蝕劑，建議每季度更換一次。

(3) 應用效果。目前，長寧頁巖氣區塊已普遍采用上述腐蝕控制對策，如2019年7月8日，用三節氧化鋯陶瓷彎頭材料于頁巖氣地面流程，分別位于井口至除砂器、除砂器至分離器、分離器排污管線，截至2021年5月，未發生失效情況。平臺彎頭處采用壁厚較大的方彎頭設計，平臺因砂沖蝕的失效，從原來的117余次沖蝕失效降至8余次，失效率降低93%；頁巖氣集氣管線加注殺菌緩蝕劑控制SRB小于25 個/mL，管線失效由原來半年8次穿孔失效降至0次，未發現腐蝕產生的失效。

3 結論

(1) 頁巖氣氣田開發前期由于放壓生產，出砂量較大，流速較高，腐蝕以沖刷腐蝕為主，砂為主要腐蝕因素；進入生產期后，則以積砂和積液下的電化學及細菌腐蝕為主，CO2及細菌為主要腐蝕因素。

(2) 排采期腐蝕特征主要為砂沖蝕溝槽形貌，以砂蝕穿孔為主要特征，生產期腐蝕特征則主要為局部腐蝕形貌，以局部點蝕穿孔為主要特征。

(3) 排采期采用高效旋風除砂器，生產期采用耐沖蝕材料、合理考慮沖蝕余量和加注殺菌緩蝕劑可有效控制頁巖氣集輸系統的腐蝕，可使失效降低90%以上。