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常压页岩气集输管道腐蚀原因与防腐策略

2024-08-31 32 上传者：管理员

摘要：针对南川页岩气田某集输管道腐蚀穿孔问题展开分析，通过对采出气、采出水和腐蚀产物等研究，发现硫酸盐还原菌是造成南川页岩气田集输管道腐蚀穿孔的主要原因，二氧化碳的存在促进了点蚀的发展，同时，氯离子起到催化与促进点蚀发生的作用，耦合作用下，最终导致集输管道腐蚀穿孔。为了减少降低集输管道穿孔现象，需在井口加注缓释杀菌剂，并对集输管道涂敷内涂层，最终实现对集输管道腐蚀的有效控制。

关键词：
硫酸盐还原菌
穿孔
腐蚀
集输管道
页岩气
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《“十四五”现代能源体系规划》要求，天然气行业需要持续提升能源安全保障能力，积极适应绿色低碳转型。页岩气作为天然气增储上产重要领域，更要加大勘探开发力度。页岩气作为非常规清洁能源的“排头兵”，越来越受到各大油气田关注[1]。然而，国内页岩气集输管道腐蚀频发。2017年7—11月，威远页岩气田地面集输管道出现17处腐蚀穿孔现象[2]。2018—2019年间，昭通页岩气田集气站弯头处累计发生45次腐蚀穿孔。2020年，长宁页岩气田某集气站集气管线连续发生3次腐蚀穿孔，导致多平台停产。2022年，涪陵页岩气田某集气站集输管道投产仅15个月就发生腐蚀泄漏现象。上述页岩气田集输管道出现腐蚀穿孔泄漏现象，均是硫酸盐还原菌(SRB)占主要作用。管道腐蚀穿孔造成的天然气泄漏存在引发火灾爆炸风险，对周围居民生命安全造成威胁，极大污染环境。同时，阻碍集气站正常生产、稳定运行，严重影响气田高效开发。因此，开展页岩气集输管线腐蚀失效分析，提出有效控制措施，不仅可以避免腐蚀穿孔发生，而且有助于减少经济损失，助力气田“安全、稳定、高效”开发。

1、集输管道穿孔原因分析

南川页岩气田探明储量1990亿方，储量规模大，是国内重要页岩气资源区，同时也是国内首个实现商业开发的以常压页岩气为主的页岩气田。南川区块采出气二氧化碳质量分数含量在0.04%～3.24%，不含硫化氢，页岩气采出水矿化度在10000～120000 mg/L。

2019年3月，南川某集气站集输管道发生泄漏。该管线于2018年8月投用，规格为φ89 mm×5 mm，材质为L360 N，管道设计压力为6.3 MPa，管道长度约1.45 km。

1.1采出气成分分析

该集气站采出气成分及含量如表1所示，可以看出，该井CO2含量为1.97%(y)，不含H2S。

表1气相成分分析

摩尔分数，%

1.2采出水成分分析

表2为该井采出水成分分析。结果表明，该井采出水中含有大量的Na+、Ca2+、Cl-、，含有少量的HCO3-、SO42-、Mg2+，不含Ba2+、CO32-、OH-，Cl-含量高达85721.06 mg/L，采出水矿化度高达100623.53 mg/L，矿化度极高。当采出水矿化度>0.01 mol/L，能降低采出水腐蚀电流电阻，提高采出水的导电率，一定程度上，促进发生电化学腐蚀。采出水水型为氯化钙型，易发生结垢。

该井采出水中含SRB数量为600000个/mL，远远大于SY/T5329—2022碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法中SRB≤25个/mL。

1.3腐蚀产物分析

表2采出水成分分析

图1某集输管道腐蚀穿孔宏观示意

图2 EDS结果

该管道沿线地貌属低山及丘陵地貌，途径地多为山林、荒地、农田，地势起伏较大。从图1集输管道穿孔宏观图看出，在管道中段7点钟方向有多处明显的腐蚀坑，部分穿孔，其中最大腐蚀坑深度达26 mm。大腐蚀坑底部又形成了一个比较小的点蚀坑，这是微生物腐蚀的典型特征。除腐蚀坑以外，内壁其他部位表面均匀，没有腐蚀现象发生。

图2为能谱仪(EDS)分析腐蚀坑内腐蚀产物的元素含量及分布。结果表明，腐蚀产物中硫和氯含量较高。虽然地层水中含有一定的SO42-，但SO42-不参与腐蚀产物的形成。因此，硫元素的出现是由硫酸盐还原菌(SRB)微生物腐蚀导致的[3]。

2、腐蚀机理分析

南川区块页岩气井口安装有除砂器，能有效防止地层出砂堵塞管线或装置设备。页岩气输送速度为2.5～4 m/s，有效控制了输送速度，极大避免了冲刷腐蚀的发生。南川页岩气集输管道运行温度在20～25℃内，硫酸盐还原菌在该温度区间内大量繁殖[4]，其代谢会产生H2S。当气体服役环境内H2S质量分数含量>2%时，即为高酸性气田。H2S溶于水电离会生成氢离子，同样，当阴极保护电位低于析氢电位，氢离子氧化也会产生氢原子，造成氢原子向管壁渗透，有可能导致管道氢鼓泡、氢致开裂。阳极反应为Fe基体发生氧化反应，生成Fe2+，阴极反应为硫酸盐还原菌去极化产生S2-，反应生成FeS、Fe(OH)2；同时与采出水中的Ca2+结合，生成CaSO4，见图3a：Fe+SO2-4+H2O→FeS+Fe(OH)2+OH-Ca2++SO2-4→CaSO4

干燥的CO2不具有腐蚀性，只有湿环境下CO2，才具有腐蚀性。CO2溶于水，反应生成H2CO3，H2CO3电离产生的HCO3-和CO32-均会促进铁发生腐蚀，生成FeCO3和CaCO3，见图3b：Fe+CO2-3→FeCO3Ca2++CO2-3→CaCO3

此时，腐蚀产物与垢层覆盖铁基体表面。Cl-半径小、渗透性极强，在浓度梯度的作用下，渗透进入腐蚀产物层和垢层后，起到催化与促进点蚀的作用。在硫酸盐还原菌、CO2、Cl-三者耦合作用下，诱发集输管道形成腐蚀坑并穿孔，见图3c。

2Fe2++3OH-+Cl-→Fe2(OH)3Cl

图3管道断裂原因分析

3、现场防护措施

3.1杀菌剂

为了有效抑制细菌腐蚀发生，可以通过对井口和管道加注杀菌剂，杀灭来自压裂注水和地层水引入的细菌。氧化型杀菌剂如稳定ClO2、溴类等，可以完全氧化硫酸盐还原菌，使其分解为CO2和H2O以杀死细菌。氧化型杀菌剂使用剂量大，杀菌效果虽然好但对菌垢剥离差，有时甚至会加速腐蚀。吸附型杀菌剂如杂环类化合物、金属盐类、含氰化合物等，以其高毒性致使细菌死亡，吸附型杀菌剂杀菌效果持久性好但成本高、溶解性差，且易产生抗药性。

采用杀菌剂杀灭硫酸盐还原菌方法，主要存在三方面的弊端：一是大量使用杀菌剂成本较高，经济负担较大，大幅度提升油气田开采成本；二是长时间固定使用一种杀菌剂，细菌易产生抗药性，致使杀菌效果降低，不得不更换杀菌剂。三是杀菌剂属于化学药剂，本身具有毒性，大量向水中投加各类杀菌剂，污染水体，危害生态环境，不满足绿色低碳开发的要求。

3.2耐蚀钢

多种材料如铁铝及其合金、混凝土等，都能发生由硫酸盐还原菌造成的细菌腐蚀。因此，采用抗SRB腐蚀的材料可降低甚至阻止SRB腐蚀产生的危害。在金属材料中加入Ni、Cu、Ag等重金属离子，可有效提高金属抗菌能力。目前，食品和医疗行业已广泛应用含Ag、Cu的抗菌不锈钢。对于油气田而言，考虑到经济经济可行性，可以通过在管道基体中添加Cu来提升集输管线抵御微生物腐蚀的性能更具经济性。另外，玻璃钢对SRB具有较好的抵抗性。所以可以通过在基体材料中添加Cu元素、或者对材料表面涂敷钛或钛合金形成二氧化钛薄膜内涂层，达到防止SRB腐蚀的目的。

4、结束语

南川页岩气集输管道发生腐蚀穿孔泄漏主要是由硫酸盐还原菌(SRB)引起。同时，采出气含有CO2的存在促进了点蚀的发展，采出水含有的Cl-起到催化、促进点蚀的作用，三者耦合作用下最终导致集输管道腐蚀穿孔甚至断裂。通过对井口加注缓释杀菌剂，并结合对集输管道涂敷内防腐涂层，可以有效遏制集输管道穿孔现象，最终实现对集输管道腐蚀的有效控制。

参考文献:

[1]赵全民,张金成,刘劲歌.中国页岩气革命现状与发展建议[J].探矿工程:岩土钻掘工程,2019,46(8):1-9.

[2]岳明,汪运储.页岩气井下油管和地面集输管道腐蚀原因及防护措施[J].钻采工艺,2018,41(5):125-127.

[3]刘宏伟,徐大可,吴亚楠,等.微生物生物膜下的钢铁材料腐蚀研究进展[J].腐蚀科学与防护技术,2015,27(5):10.

[4]王选奎,贾丽,李志远,等.硫酸盐还原菌对钢铁腐蚀的影响[J].石油化工腐蚀与防护,2002,19(5):39-41.

文章来源:冯旻祎,孟良,付亦升,等.常压页岩气集输管道腐蚀原因与防腐策略[J].石化技术,2024,31(08):274-276.