威远页岩气田地面管线腐蚀原因分析

毛汀 杨航 石磊

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.国家能源高含硫气藏开采研发中心3.中国石油天然气集团公司高含硫气藏开采先导试验基地 4.中国石油西南油气田公司

页岩气作为一种清洁、高效的天然气能源备受关注[1]。四川威远页岩气田为中国石油首个页岩气开发试验区，勘探开发处于全国前列。随着气田开采时间的增加，威远页岩气田集输管线陆续出现不同程度的内腐蚀，腐蚀控制逐步成为页岩气安全开发的关键。通过对威远页岩气田某平台失效管段进行分析，明确了材料服役失效的主要腐蚀因素，为页岩气田开发过程中的腐蚀控制提供依据。

1 实验

实验管段为威远页岩气某平台输气管线。管线压力5 MPa，管径DN 200 mm，温度40 ℃，CO2分压1.5～7.3 MPa，流速2～4 m/s，ρ(Cl-)为10 174～14 020 mg/L。页岩气输送前除砂、气质和水质基本情况分别见表1和表2。

表1 气井气质组分Table 1 Gas composition in gas welly/%井号HeH2N2CO2H2S甲烷乙烷丙烷10.0220.0000.441.42097.570.510.0420.0220.0050.441.46097.560.470.0430.0240.0070.430.30098.500.610.0840.0230.0030.391.31097.670.580.0250.0230.0030.401.27097.400.640.1860.0230.0070.390.78098.130.560.07

表2 气井水质组分Table 2 Water composition in gas wellmg/L井号pH值ρ(阳离子)ρ(阴离子)K++Na+Ca2+Mg2+Cl-SO2-4HCO-3总矿化度16.0 73282323011 4733750219 60026.5 74902921411 6583771820 21036.0 77572741712 1591654920 77046.0 69401831510 7262554718 44056.5 66352442110 1746286018 00066.0 86374914214 020847623 670

1.1 宏观情况分析

管线生产1200天后，发生多次穿孔刺漏，开挖检测后发现壁厚不同程度地减薄，且弯头处的减薄情况更为严重。图1和图2为开挖后取样弯管试样宏观腐蚀形貌。从图1和图2中可见，取样弯管存在明显的局部腐蚀，且腐蚀位置集中在6点钟方向。检测该试样的腐蚀坑深分别为2.70 mm、3.84 mm、4.48 mm、4.43 mm，最大点蚀速率为2.99 mm/a，依据NACE RP0775《Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operations》规定[2]，该弯管试样存在严重的局部腐蚀。

1.2 材料成分分析

弯管试样材料成分分析结果见表3，金相组织如图3所示。该弯管试样成分符合GB/T 9711-2017《石油天然气工业管线输送系统用钢管》对L360N材质的规定[3]，且主要为铁素体+珠光体，未见异常组织。

表3 弯管试样材料成分分析w/%Table 3 Composition analysis of curved pipe material试样成分CSiMnPSVNbTi编号1#0.052 70.2281.39---0.01-L360N标准规定值0.240.451.400.0250.0150.100.050.04试样成分CrCuNiMoCoAlCEpcmCEⅡW编号1#0.031 70.067 60.028 6--0.027 20.1350.297L360N标准规定值------0.250.43

1.3 腐蚀产物分析

采用扫描电镜分析，结合EDS、XRD分析失效部位的元素成分，腐蚀产物形貌见图4，EDS分析结果见图5、图6和表4，XRD分析结果见图7。

从图4弯管 A、B位置腐蚀形貌可以看出，腐蚀产物成球状且质地较疏松。结合腐蚀产物的EDS、XRD能谱分析结果可以确定,腐蚀产物主要含Fe、O、C、S等元素，主要成分为FeCO3以及铁的氧化物(如FeO、Fe3O4)，并含有铁的硫化物如Fe2S4、FeS。

表4 弯管试样腐蚀产物元素分析表Table 4 Curved pipe corrosion product element analysis table%元素A位置原子质量比B位置原子质量比C31.6649.39O48.8437.98Al0.250.31Si0.380.71S1.060.31Cl0.060.05K0.120.13Ca1.010.47Cr0.06Mn0.340.22Fe16.2810.37总量100.00100.00

1.4 现场水细菌含量分析

铁的硫化物(如Fe2S4、FeS)是SRB或H2S腐蚀的主要产物，为此，依据SY/T 0532-2012《油田注入水细菌分析方法 绝迹稀释法》进行气田水中的SRB检测[4]，结果表明(见表5)，水样中SRB超标。

表5 腐蚀试验前现场水细菌数测定Table 5 Determination of the number of bacteria in the water before the corrosion test某平台水样生长情况SRB/(个·mL-1)某平台1号分离撬++++-+++--600某平台2号分离撬+++--++---60

2 结果与讨论

L360N管材成分、组织符合GB/T 9711-2017要求，但在页岩气开发服役环境下，腐蚀引发了管线的失效。从腐蚀产物的成分上看，CO2和SRB是腐蚀的主要因素。

2.1 CO2腐蚀原因

CO2腐蚀是一种破坏力极强的腐蚀类型，普遍存在于油气开发及输送过程中[5]。CO2在溶液中以CO32-形式存在，且发生水解形成H+，参与钢的腐蚀反应过程，CO2腐蚀的主要产物为FeCO3。页岩气输送过程中，含有质量分数为0.11%～1.42%的CO2，且通过XRD分析结果可知，腐蚀产物中存在FeCO3，说明CO2参与了腐蚀过程。现场失效弯管处，易形成低洼积水，输送气中的CO2溶于水产生碳酸，pH值降低，使弯管表面致密性变差，水中Cl-的存在,促进了点蚀的发展，从而引发管线发生腐蚀穿孔。

2.2 SRB腐蚀原因

SRB广泛分布于各种厌氧环境。在美国生产油井中，发生的腐蚀77%是由于SRB造成的，损失价值数以亿计。国内各油田由于SRB造成的油井管道腐蚀穿孔也相当严重，有的油井投产仅4年，大部分管道被迫更换，有的甚至半年即穿孔[6]。

根据威远页岩气弯管试样的XRD分析和EDS分析结果可知，腐蚀产物为FeCO3以及铁的氧化物，并含有少量铁的硫化物。Fe2S4、FeS是SRB或H2S腐蚀的主要产物。页岩气生产的工况中不存在H2S气体，现场工况中，pH值为6～9、温度为30～50 ℃，且无氧，是SRB生长的良好环境，通过细菌含量分析实验，也检测出现场水存在大量SRB。因此，SRB腐蚀也是管线发生腐蚀的原因之一。

3 结论

(1) 现场使用管线材料成分满足GB/T 9711-2017要求。

(2) 分析结果表明，威远页岩气田地面管线局部腐蚀严重，而管线腐蚀失效的主要原因是CO2和SRB腐蚀[7]。

(3) 针对CO2和SRB，应添加抗CO2缓蚀剂和SRB杀菌剂。地面集输管线应定期进行清管，避免大量积水和菌落长期附着管体内壁，引发页岩气集输管线腐蚀。