頁巖氣田站內(nèi)管道腐蝕原因及治理對策

黃祥峰

中石化江漢石油工程設(shè)計(jì)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(nèi)腐蝕而引發(fā)管道穿孔的問題逐漸顯現(xiàn)。管道腐蝕穿孔嚴(yán)重影響了氣井的正常生產(chǎn)及站場的穩(wěn)定運(yùn)行,同時(shí)穿孔引發(fā)天然氣泄漏后,將增加火災(zāi)爆炸風(fēng)險(xiǎn),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(fù)面影響[1-10]。對川渝頁巖氣田腐蝕穿孔情況統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn),管道腐蝕穿孔的部位呈現(xiàn)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(zhì)的采出液的性質(zhì)、含砂量、微生物含量等因素密切相關(guān)。本文將在氣田流體特征認(rèn)識的基礎(chǔ)上,通過腐蝕產(chǎn)物理化實(shí)驗(yàn)、環(huán)路模擬試驗(yàn)等手段進(jìn)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(jù)。

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(diǎn),海拔200～851 m。氣田地面集輸系統(tǒng)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(jīng)集氣站氣液分離后,輸送至脫水站集中脫水處理。

集氣站設(shè)置除砂、加熱節(jié)流、輪換計(jì)量、氣液分離等功能。在生產(chǎn)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(jì)量管匯,由計(jì)量分離器分離和計(jì)量,來自其他單井的天然氣通過生產(chǎn)匯管,由生產(chǎn)分離器氣液分離,計(jì)量分離器和生產(chǎn)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(nèi)分離污水進(jìn)入污水池,泵送至污水處理廠處理。生產(chǎn)中后期氣井壓力、產(chǎn)量逐漸下降,分離后天然氣將適時(shí)通過壓縮機(jī)增壓外輸,針對部分除砂井,通過井口設(shè)置除砂器進(jìn)行除砂處理,站內(nèi)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(chǎn)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(chǎn)階段天然氣流速表

1.2 腐蝕現(xiàn)狀

隨著頁巖氣田開發(fā)的深入,站內(nèi)管道腐蝕穿孔逐漸成為氣田天然氣保供、安全生產(chǎn)的瓶頸,自2016年腐蝕穿孔以來,截至2020年底氣田累計(jì)穿孔1 000余次,腐蝕穿孔以站內(nèi)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(shù)較多的7個(gè)集氣站的穿孔部位進(jìn)行統(tǒng)計(jì),穿孔部位主要出現(xiàn)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F(xiàn)ig.2 Photo of elbow corrosion perforation

圖3 水平管本體穿孔照片F(xiàn)ig.3 Photo of horizontal pipe body perforation diagram

2 腐蝕原因分析

為了明確站內(nèi)管道腐蝕原因,在對流體物性特征認(rèn)識的基礎(chǔ)上,通過腐蝕產(chǎn)物理化實(shí)驗(yàn)、環(huán)路模擬試驗(yàn)等手段進(jìn)行微觀腐蝕特征分析。

2.1 輸送介質(zhì)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(xué)反應(yīng)而造成局部腐蝕,腐蝕機(jī)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(tǒng)壓力6 MPa條件下,CO2分壓為0.016～0.04 MPa,仍大于標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的0.02 MPa的腐蝕臨界條件,集輸系統(tǒng)存在CO2腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

表3 頁巖氣田典型氣井水樣組分表

所生產(chǎn)的水樣中存在不同類型的細(xì)菌,主要有硫酸還原菌(SRB)、鐵細(xì)菌(IOB)、腐生菌(TGB)。細(xì)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(jī)物質(zhì),形成管道腐蝕的化學(xué)環(huán)境。以SRB為例,其主要成分為氫化酶,它能還原產(chǎn)出物中的硫酸鹽,使管道發(fā)生腐蝕反應(yīng)形成金屬硫化物,腐蝕機(jī)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(chǎn)物

現(xiàn)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(nèi)壁6點(diǎn)鐘方向呈圓形點(diǎn)蝕特征,其余部位腐蝕均勻,坑內(nèi)部呈現(xiàn)空洞狀,坑表面被腐蝕產(chǎn)物覆蓋,同時(shí)大點(diǎn)蝕坑底部又分布小點(diǎn)蝕坑,表現(xiàn)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(xiàn),其內(nèi)側(cè)壁處腐蝕產(chǎn)物較厚,發(fā)生均勻腐蝕,而彎頭內(nèi)的外側(cè)壁處由于流體的沖刷,腐蝕產(chǎn)物層較薄,并有較大的點(diǎn)蝕坑形成,彎頭內(nèi)外側(cè)壁腐蝕情況見圖5～6。

圖5 彎頭內(nèi)側(cè)壁腐蝕圖Fig.5 Corrosion picture of inner side wall of elbow

圖6 彎頭外側(cè)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(diǎn)蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物的元素含量及其分布開展分析。結(jié)果表明,腐蝕產(chǎn)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(dǎo)致的,腐蝕產(chǎn)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(jìn)一步通過XRD譜對管道點(diǎn)蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行分析。腐蝕產(chǎn)物主要由鐵氧化物如Fe2O3和Fe3O4構(gòu)成,同時(shí)還含有少量的FeCO3,測試結(jié)果見圖8,鐵氧化物可能是由于失效管道后期長時(shí)間暴露空氣氧化所致,存在的少量FeCO3為CO2腐蝕后產(chǎn)物,由于地層產(chǎn)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(diǎn)蝕坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物的能譜分析結(jié)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(nèi)管線穿孔主要是由微生物腐蝕造成的電化學(xué)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(yàn)

通過配伍性試驗(yàn),最終篩選出配伍性較好、安全無毒的有機(jī)醛類殺菌劑,進(jìn)一步通過復(fù)配試驗(yàn),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(shù)多、SRB含量高的某集氣站開展試驗(yàn),該集氣站投產(chǎn)2 a,運(yùn)行期間水套爐至分離器之間管線頻繁穿孔,穿孔次數(shù)高達(dá)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(gè)月的緩蝕殺菌劑加注試驗(yàn)。站場運(yùn)行壓力4～5 MPa,運(yùn)行溫度28 ℃,日產(chǎn)液量20 m3/d,試驗(yàn)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(yàn)期間,通過多次檢測發(fā)現(xiàn),產(chǎn)出水中基本沒有細(xì)菌,試驗(yàn)結(jié)束后停注4個(gè)月取樣發(fā)現(xiàn)細(xì)菌量已恢復(fù)至加注前的水平,在分離器處取水樣,檢測結(jié)果見表4。

表4 產(chǎn)出水殺菌前后細(xì)菌檢測結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

試驗(yàn)期間,同步在該集氣站匯管橇出口處進(jìn)行掛片試驗(yàn),掛片時(shí)間為7個(gè)月,掛片材質(zhì)為L245N和L415N。2019年4月16日取出掛片器,電鏡結(jié)果顯示，L245N及L415N兩種不同材質(zhì)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(xiàn)點(diǎn)蝕,且在兩種材料表面均未發(fā)現(xiàn)SRB,腐蝕速率檢測結(jié)果見圖9。

圖9 掛片均勻腐蝕速率檢測結(jié)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(yàn),試驗(yàn)期間細(xì)菌數(shù)量下降明顯,緩蝕速率較低,表明篩選出的緩蝕殺菌劑應(yīng)用效果較好,并推廣應(yīng)用至46座集氣站,覆蓋175口井,實(shí)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(yàn)

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(yàn)材料,管材化學(xué)成分見表5。

表5 L245N鋼和含Cu鋼的化學(xué)成分

經(jīng)過30 d靜態(tài)試驗(yàn)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(nèi)聚集大量的微生物菌落,鋼表面最深點(diǎn)蝕坑深度為14 μm,點(diǎn)蝕速率約為0.17 mm/a;而含Cu鋼表面微生物數(shù)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(diǎn)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(dá)到預(yù)期防腐效果的某集氣站,開展抗菌鋼管更換試驗(yàn)。試驗(yàn)以該站服役6個(gè)月后腐蝕穿孔的管段(管材L245N)作為對比,檢測其點(diǎn)蝕速率為16 mm/a。試驗(yàn)時(shí),將該穿孔管段更換為含Cu鋼管道,運(yùn)行壓力5 MPa,運(yùn)行溫度30 ℃,6個(gè)月后取出發(fā)現(xiàn),含Cu鋼管道底部僅出現(xiàn)斑狀的局部腐蝕特征,腐蝕斑下僅呈現(xiàn)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(gè)數(shù)量級。

試驗(yàn)表明,在頁巖氣現(xiàn)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(yīng)用至8座集氣站,全站應(yīng)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(xiàn)象,確保了集氣站平穩(wěn)、安全運(yùn)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(chǎn)初期放噴、后期增壓開采、鄰井壓裂受效期間,通過控產(chǎn)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(jìn)入集氣站系統(tǒng),將對集氣站內(nèi)分離器、疏水閥等設(shè)備和工藝管道造成沖蝕。同時(shí),在細(xì)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(yùn)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(chǎn)期間,站場多次出現(xiàn)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(xiàn)砂量較少,而在下游分離器發(fā)現(xiàn)大量細(xì)砂樣,表明該旋流除砂器無法將砂粒全部清除干凈。考慮到砂粒進(jìn)入下游會對工藝設(shè)備、管道造成沖刷，因此，通過降低產(chǎn)量進(jìn)行控砂生產(chǎn)，但由于降產(chǎn)后無法達(dá)到臨界攜液要求，致使氣井油套壓差明顯增大,井筒出現(xiàn)積液后停產(chǎn)。

針對該井出砂量大、單一的旋流除砂技術(shù)無法保證預(yù)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(yàn)后,在除砂器處取樣發(fā)現(xiàn)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(shè)備的沖蝕;同時(shí),將該井日產(chǎn)氣量由2×104m3提產(chǎn)恢復(fù)至4×104m3,井筒能夠正常攜液生產(chǎn),確保產(chǎn)能得到有效釋放,優(yōu)化除砂器后氣井生產(chǎn)曲線見圖11。

在此基礎(chǔ)上,進(jìn)一步推廣應(yīng)用旋流+過濾式除砂器工藝至45口井,應(yīng)用后整體除砂效果良好,集氣站系統(tǒng)未出現(xiàn)砂堵或沖蝕流程現(xiàn)象。

4 結(jié)論

通過對站內(nèi)介質(zhì)、腐蝕產(chǎn)物理化實(shí)驗(yàn)分析,結(jié)合掃描電鏡、XRD能譜檢測結(jié)果分析可知，集氣站管道腐蝕特征呈點(diǎn)蝕狀,坑內(nèi)部呈現(xiàn)空洞狀,坑表面被腐蝕產(chǎn)物覆蓋,同時(shí)大點(diǎn)蝕坑底部又分布小點(diǎn)蝕坑,表現(xiàn)為微生物腐蝕的典型特征。

通過緩蝕殺菌劑加注試驗(yàn)及推廣應(yīng)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(yīng)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(dá)到預(yù)期效果的集氣站開展抗菌鋼管試驗(yàn),點(diǎn)蝕速率由試驗(yàn)前的16 mm/a降為試驗(yàn)后的0.02 mm/a。

針對部分站場由于出砂導(dǎo)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(chǎn)能得到有效釋放,保障了集氣站系統(tǒng)的正常運(yùn)行。

綜上所述,認(rèn)為該頁巖氣田站內(nèi)穿孔主要由微生物腐蝕造成,CO2腐蝕為輔,同時(shí)沖刷作用導(dǎo)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(nèi)管道腐蝕穿孔的頻次,保障了集氣站系統(tǒng)的正常運(yùn)行。