黃祥峰

中石化江漢石油工程設計有限公司, 湖北 武漢 430200

0 前言

隨著頁巖氣田的開發(fā),由于內腐蝕而引發(fā)管道穿孔的問題逐漸顯現。管道腐蝕穿孔嚴重影響了氣井的正常生產及站場的穩(wěn)定運行,同時穿孔引發(fā)天然氣泄漏后,將增加火災爆炸風險,對站場管理人員、沿線居民和管道巡檢人員的生命安全造成威脅,給周邊環(huán)境帶來長期的負面影響[1-10]。對川渝頁巖氣田腐蝕穿孔情況統計發(fā)現,管道腐蝕穿孔的部位呈現多樣化,如直管、彎頭、水平管、立管等位置,管道腐蝕穿孔與輸送介質的采出液的性質、含砂量、微生物含量等因素密切相關。本文將在氣田流體特征認識的基礎上,通過腐蝕產物理化實驗、環(huán)路模擬試驗等手段進行微觀腐蝕特征分析,明確管道腐蝕穿孔原因,并提出配套的防治對策,為頁巖氣站場的腐蝕控制提供依據。

1 氣田腐蝕概況

1.1 氣田概況

川渝頁巖氣田某區(qū)塊總體為丘陵山地,具有北東高、南西低的特點,海拔200～851 m。氣田地面集輸系統采用“采氣叢式井場—集氣站—脫水站”的兩級布站模式,天然氣經集氣站氣液分離后,輸送至脫水站集中脫水處理。

集氣站設置除砂、加熱節(jié)流、輪換計量、氣液分離等功能。在生產初期,井口壓力20～35 MPa,每口井的天然氣由加熱爐加熱節(jié)流至5～6 MPa,來自指定單井的天然氣通過計量管匯,由計量分離器分離和計量,來自其他單井的天然氣通過生產匯管,由生產分離器氣液分離,計量分離器和生產分離器分離后的天然氣匯集后,通過外輸管道輸送至脫水站集中處理,站內分離污水進入污水池,泵送至污水處理廠處理。生產中后期氣井壓力、產量逐漸下降,分離后天然氣將適時通過壓縮機增壓外輸,針對部分除砂井,通過井口設置除砂器進行除砂處理,站內工藝管道均采用3 PE防腐處理,集氣站工藝流程見圖1,不同生產階段天然氣流速見表1。

圖1 集氣站工藝流程圖Fig.1 Process flow of gas gathering station

表1 集氣站不同生產階段天然氣流速表

1.2 腐蝕現狀

隨著頁巖氣田開發(fā)的深入,站內管道腐蝕穿孔逐漸成為氣田天然氣保供、安全生產的瓶頸,自2016年腐蝕穿孔以來,截至2020年底氣田累計穿孔1 000余次,腐蝕穿孔以站內工藝管道為主,占比99.25%,穿孔部位主要集中在加熱爐出口和匯管橇、匯管橇和分離器之間的連接管件(直管、彎頭、立管等)處,對穿孔次數較多的7個集氣站的穿孔部位進行統計,穿孔部位主要出現在水平管段和彎管處,其中水平管穿孔108次,占比48.2%;彎管穿孔91次,占比40.6%,彎頭和水平管本體腐蝕穿孔情況分別見圖2～3。

圖2 彎頭腐蝕穿孔照片Fig.2 Photo of elbow corrosion perforation

圖3 水平管本體穿孔照片Fig.3 Photo of horizontal pipe body perforation diagram

2 腐蝕原因分析

為了明確站內管道腐蝕原因,在對流體物性特征認識的基礎上,通過腐蝕產物理化實驗、環(huán)路模擬試驗等手段進行微觀腐蝕特征分析。

2.1 輸送介質物性特征

該區(qū)塊頁巖氣成分主要以CH4為主,不含H2S和O2,微含CO2,頁巖氣田典型氣井氣樣組分見表2。

表2 頁巖氣田典型氣井氣樣組分表

CO2本身并不對管材造成腐蝕,但溶于水后形成弱酸,與管道發(fā)生電化學反應而造成局部腐蝕,腐蝕機理如下:

Fe→Fe2++2e-(陽極)

(1)

CO2+H2O→H2CO3

(2)

(3)

2H++2e-→H2(陰極)

(4)

地面集輸系統壓力6 MPa條件下,CO2分壓為0.016～0.04 MPa,仍大于標準規(guī)定的0.02 MPa的腐蝕臨界條件,集輸系統存在CO2腐蝕風險。

表3 頁巖氣田典型氣井水樣組分表

所生產的水樣中存在不同類型的細菌,主要有硫酸還原菌(SRB)、鐵細菌(IOB)、腐生菌(TGB)。細菌本身并不會腐蝕管道,但在其生長繁殖過程中,消耗了有機物質,形成管道腐蝕的化學環(huán)境。以SRB為例,其主要成分為氫化酶,它能還原產出物中的硫酸鹽,使管道發(fā)生腐蝕反應形成金屬硫化物,腐蝕機理如下:

Fe→Fe2++2e-(陽極)

(5)

H2O→H2++OH-

(6)

H++e-→H

(7)

(8)

Fe2++S2-→FeS

(9)

Fe2++2OH-→Fe(OH)2

(10)

2.2 腐蝕產物

現場多件穿孔管件腐蝕特征主要呈孔洞、疏松狀。在失效管道內壁6點鐘方向呈圓形點蝕特征,其余部位腐蝕均勻,坑內部呈現空洞狀,坑表面被腐蝕產物覆蓋,同時大點蝕坑底部又分布小點蝕坑,表現為微生物腐蝕的典型特征[11-20],見圖4。

a)宏觀形貌圖a)Macrotopography morphology

b)微觀形貌圖b)Microscopic morphology

通過電鏡觀察腐蝕彎頭發(fā)現,其內側壁處腐蝕產物較厚,發(fā)生均勻腐蝕,而彎頭內的外側壁處由于流體的沖刷,腐蝕產物層較薄,并有較大的點蝕坑形成,彎頭內外側壁腐蝕情況見圖5～6。

圖5 彎頭內側壁腐蝕圖Fig.5 Corrosion picture of inner side wall of elbow

圖6 彎頭外側壁腐蝕圖Fig.6 Corrosion picture of outer side wall of elbow

利用EDS能譜儀對失效管道點蝕坑內腐蝕產物的元素含量及其分布開展分析。結果表明,腐蝕產物中含有較多的O和S元素,S元素的存在為硫酸鹽還原菌腐蝕導致的,腐蝕產物EDS分析及掃描電鏡見圖7。

a)EDS分析a)EDS analysis

b)掃描電鏡圖b)Scanning electron miroscope

進一步通過XRD譜對管道點蝕坑內腐蝕產物進行分析。腐蝕產物主要由鐵氧化物如Fe2O3和Fe3O4構成,同時還含有少量的FeCO3,測試結果見圖8,鐵氧化物可能是由于失效管道后期長時間暴露空氣氧化所致,存在的少量FeCO3為CO2腐蝕后產物,由于地層產出水中含有0.03%～0.04%的聚丙烯酰胺陽離子表面活性劑,具有一定的緩蝕作用,CO2腐蝕受到抑制,使得最終腐蝕速率水平較低。

圖8 失效管道點蝕坑內腐蝕產物的能譜分析結果圖Fig.8 Energy spectrum analysis results of corrosionproducts in pitting pits of failed pipelines

綜上所述,頁巖氣田站內管線穿孔主要是由微生物腐蝕造成的電化學腐蝕,CO2腐蝕為輔助因素。

3 治理對策

3.1 緩蝕殺菌劑加注試驗

通過配伍性試驗,最終篩選出配伍性較好、安全無毒的有機醛類殺菌劑,進一步通過復配試驗,最終配制緩蝕殺菌劑主劑為四羥甲基硫酸磷、對氯間二甲基苯酚、戊二醛;增效劑為十二烷基二甲基芐基氯化銨、乙二醇;滲透劑為脂肪醇聚氧乙烯醚;其他助劑為消泡劑。

優(yōu)先篩選穿孔次數多、SRB含量高的某集氣站開展試驗,該集氣站投產2 a,運行期間水套爐至分離器之間管線頻繁穿孔,穿孔次數高達8次。為此,于2018年10月18日至2019年2月20日在該集氣站開展為期4個月的緩蝕殺菌劑加注試驗。站場運行壓力4～5 MPa,運行溫度28 ℃,日產液量20 m3/d,試驗加注位置為井口地面采氣管線處,藥劑加注濃度為1.25%(清水稀釋),24 h連續(xù)加注,加注排量40 L/h,日加注量約為12.5 kg。

試驗期間,通過多次檢測發(fā)現,產出水中基本沒有細菌,試驗結束后停注4個月取樣發(fā)現細菌量已恢復至加注前的水平,在分離器處取水樣,檢測結果見表4。

表4 產出水殺菌前后細菌檢測結果統計表

試驗期間,同步在該集氣站匯管橇出口處進行掛片試驗,掛片時間為7個月,掛片材質為L245N和L415N。2019年4月16日取出掛片器,電鏡結果顯示，L245N及L415N兩種不同材質掛片均發(fā)生了不同程度的均勻腐蝕,但腐蝕速率低于0.005 mm/a,掛片未出現點蝕,且在兩種材料表面均未發(fā)現SRB,腐蝕速率檢測結果見圖9。

圖9 掛片均勻腐蝕速率檢測結果圖Fig.9 Test results of uniform corrosion rate of hanging pieces

通過緩蝕殺菌劑加注及掛片試驗,試驗期間細菌數量下降明顯,緩蝕速率較低,表明篩選出的緩蝕殺菌劑應用效果較好,并推廣應用至46座集氣站,覆蓋175口井,實施后整體腐蝕穿孔頻次由1.45次/d下降至0.78次/d。

3.2 抗菌鋼管更換試驗

選取油氣田管材L245N鋼和含Cu抗菌管線鋼(以下簡稱含Cu鋼)作為試驗材料,管材化學成分見表5。

表5 L245N鋼和含Cu鋼的化學成分

經過30 d靜態(tài)試驗后,L245N鋼表面覆蓋有高密度的SRB和連續(xù)均勻的生物膜,生物膜內聚集大量的微生物菌落,鋼表面最深點蝕坑深度為14 μm,點蝕速率約為0.17 mm/a;而含Cu鋼表面微生物數量明顯降低,僅有少量SRB附著在表面,且生物膜疏松分散,無明顯的點蝕,表明含Cu鋼具有較好的抗菌作用,L245N鋼和含Cu鋼腐蝕后SEM圖像見圖10。

a)L245N鋼腐蝕后SEM圖像a)SEM image of L245N steel after corrosion

b)含Cu鋼腐蝕后SEM圖像b)SEM image of Cu-containing steel after corrosion

優(yōu)選穿孔頻率較高且通過單一緩蝕劑加注方式無法達到預期防腐效果的某集氣站,開展抗菌鋼管更換試驗。試驗以該站服役6個月后腐蝕穿孔的管段(管材L245N)作為對比,檢測其點蝕速率為16 mm/a。試驗時,將該穿孔管段更換為含Cu鋼管道,運行壓力5 MPa,運行溫度30 ℃,6個月后取出發(fā)現,含Cu鋼管道底部僅出現斑狀的局部腐蝕特征,腐蝕斑下僅呈現輕微的局部腐蝕,局部腐蝕深度約0.01 mm,腐蝕速率0.02 mm/a,為輕微腐蝕,同比L245N鋼管,其局部腐蝕速率降低了3個數量級。

試驗表明,在頁巖氣現場工況下,含Cu鋼明顯起到了抑制微生物腐蝕的作用。2020年底至目前推廣應用至8座集氣站,全站應用抗菌鋼管后,尚未發(fā)生腐蝕穿孔情況,有效緩解了站場穿孔的現象,確保了集氣站平穩(wěn)、安全運行。

3.3 除砂器的優(yōu)選

目前,氣田大部分出砂井主要發(fā)生在投產初期放噴、后期增壓開采、鄰井壓裂受效期間,通過控產等措施后,部分氣井可處于微砂或者無砂狀態(tài),小部分井仍長期出砂,這些砂粒一旦進入集氣站系統,將對集氣站內分離器、疏水閥等設備和工藝管道造成沖蝕。同時,在細菌腐蝕+砂粒沖蝕的雙重作用下,將加快管道尤其是彎頭的穿孔頻率,影響集氣站的正常運行。目前,針對已出砂的氣井,主要在井口處安裝旋流式除砂器。

某氣井在生產期間,站場多次出現加熱爐針閥沖蝕、疏水閥堵塞的情況,在旋流除砂器取樣發(fā)現砂量較少,而在下游分離器發(fā)現大量細砂樣,表明該旋流除砂器無法將砂粒全部清除干凈?？紤]到砂粒進入下游會對工藝設備、管道造成沖刷，因此，通過降低產量進行控砂生產，但由于降產后無法達到臨界攜液要求，致使氣井油套壓差明顯增大,井筒出現積液后停產。

針對該井出砂量大、單一的旋流除砂技術無法保證預期除砂效果的情況,提出橇裝式旋流+過濾式除砂器工藝。試驗后,在除砂器處取樣發(fā)現大量砂粒,下游分離器取樣無砂,表明該橇裝式旋流+過濾式除砂器除砂效果理想,有效避免了砂粒對站場彎頭、設備的沖蝕;同時,將該井日產氣量由2×104m3提產恢復至4×104m3,井筒能夠正常攜液生產,確保產能得到有效釋放,優(yōu)化除砂器后氣井生產曲線見圖11。

在此基礎上,進一步推廣應用旋流+過濾式除砂器工藝至45口井,應用后整體除砂效果良好,集氣站系統未出現砂堵或沖蝕流程現象。

4 結論

通過對站內介質、腐蝕產物理化實驗分析,結合掃描電鏡、XRD能譜檢測結果分析可知，集氣站管道腐蝕特征呈點蝕狀,坑內部呈現空洞狀,坑表面被腐蝕產物覆蓋,同時大點蝕坑底部又分布小點蝕坑,表現為微生物腐蝕的典型特征。

通過緩蝕殺菌劑加注試驗及推廣應用,46座集氣站的腐蝕穿孔頻次由1.45次/d下降至0.78次/d,表明該緩蝕殺菌劑應用效果良好。

對穿孔頻率較高且通過單一緩蝕劑加注工藝無法達到預期效果的集氣站開展抗菌鋼管試驗,點蝕速率由試驗前的16 mm/a降為試驗后的0.02 mm/a。

針對部分站場由于出砂導致加熱爐針閥沖蝕、疏水閥堵塞的情況,優(yōu)選橇裝式旋流+過濾式除砂器,出砂效果良好,確保氣井產能得到有效釋放,保障了集氣站系統的正常運行。

綜上所述,認為該頁巖氣田站內穿孔主要由微生物腐蝕造成,CO2腐蝕為輔,同時沖刷作用導致彎頭穿孔加劇。通過緩蝕殺菌劑加注、抗菌鋼管更換及除砂器的優(yōu)選等一體化綜合治理措施,有效降低站內管道腐蝕穿孔的頻次,保障了集氣站系統的正常運行。