谢明1.2.3 吴贵阳1.2.3 王月1.2.3

1.中国石油西南油气田分公司天然气研究院；

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

摘 要： 长宁—威远国家级页岩气示范区开发过程中返排液细菌超标问题表现明显，而细菌在适宜环境中聚集繁殖将对集输系统金属材料造成腐蚀。比较了N80S、 N80、 BG90SS、 L245N、 L360NS五种金属材料在页岩气返排液中的腐蚀状况，考察了常压及高压环境对每种金属材料的腐蚀影响。结果表明：金属材料在有菌环境中腐蚀速率高于无菌环境，而压力变化对腐蚀速率有一定影响。

关键词： 页岩气；返排液；金属材料；细菌腐蚀

目前， 长宁—威远国家级页岩气示范区主要使用大规模体积压裂施工工艺，水平井压裂液用量高达3×10 4～4×10 4m 3/井，压裂返排液量达1×104～2×104m3/井。根据NB/T 14002.3―2015《页岩气 储层改造 第3部分：压裂返排液回收和处理方法》中压裂返排液回用水指标要求，对长宁—威远国家级页岩气示范区返排液开展细菌浓度测试分析，结果表明：监测时间段内，长宁页岩气返排液中铁细菌浓度均小于100个/mL，符合标准要求，而大部分返排液样本中硫酸盐还原菌浓度超标，最高可达6 000个/mL，不符合标准规定的25个/mL以内。威远页岩气返排液中铁细菌浓度部分超标，最高可达6 000个/mL，而硫酸盐还原菌浓度均超标，最高可达25 000个/mL。

采气过程中，页岩气集输系统低洼处极易积液积垢，若未定期开展清管作业，该部位细菌快速聚集繁殖，短时间内即会造成管线腐蚀穿孔[1]。某页岩气管线投运两年，多处低洼位置壁厚严重减薄，减薄量达到3 ~5 mm。两处低洼位置腐蚀穿孔，且多为点蚀，如图 1所示。对腐蚀产物进行成分分析，发现铁的硫化物Fe2S2、 Fe4S4及硫酸盐还原菌的养份FeSO4，而页岩气H2S含量为零，表明硫酸盐还原菌为腐蚀的原因之一[2]。

图 1  管线腐蚀形貌

为进一步明确N80S、 N80、 BG90SS、 L245N、L360NS五种金属材料在页岩气返排液中的腐蚀状况，根据JB/T 7901―1999《金属材料实验室均匀腐蚀全浸试验方法》与SY/T 0532―2012《油田注入水细菌分析方法 绝迹稀释法》，开展现场返排液无菌/有菌环境中及常压/高压条件下的腐蚀评价实验[3]。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

常压：现场返排液650 mL：MgSO4浓度0.04 125 g/L、 CaCI 2浓度2.2 977 g/L、 NaCl浓度32.0 346 g/L、 NaHCO3浓度0.436 548 g/L。硫酸盐还原菌、铁细菌、试片、挂具、广口瓶、恒温水浴锅。高 压 ： 现 场 返 排 液 3 2 5 0 m L ： M g S O 4浓 度0.04 125 g/L、 CaCI 2浓度2.2 977 g/L、 NaCl浓度32.0 346 g/L、 NaHCO3浓度0.436 548 g/L。硫酸盐还原菌、铁细菌、试片、挂具、反应釜。

1.2 实验方法

常压：配置所需溶液，分别装入已标记好的多个广口瓶中。将试片清洗干净并称重，固定在挂具上，置于广口瓶溶液内。将溶液内氧气驱除，通入一定量二氧化碳后，置于恒温水浴锅中，升温至反应温度。恒温168 h，取出试片并清洗称重，计算腐蚀失重及腐蚀速率。

高压：配置所需溶液，分次装入反应釜中。将试片清洗干净并称重，固定在挂具上，置于反应釜溶液内。将溶液内氧气驱除，通入一定量二氧化碳后，将反应釜升温至反应温度，同时升压至反应压力。恒温恒压168 h，取出试片并清洗称重，计算腐蚀失重及腐蚀速率。

2 结果与讨论

2.1 常压条件下页岩气返排液对金属材料的腐蚀影响往配置溶液中同时加入硫酸盐还原菌1×10 6个和铁细菌1×106个，在40℃、 0 MPa环境中恒温168 h，考察有菌/无菌环境中五种金属材料的腐蚀状况，如表 1所示。

根据NACE RP0775― 2005《油田生产中腐蚀挂片的准备和安装以及试验数据的分析》，从表 1可以看出：①N80S在无菌环境中腐蚀速率为0.136 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的1.28倍，均属于严重腐蚀。②N80在无菌环境中腐蚀速率为0.042 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的1.10倍，均属于中等腐蚀。③BG90SS在无菌环境中腐蚀速率为0.062 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的2.63倍，分别属于中度腐蚀和严重腐蚀。④L245N在无菌环境中腐蚀速率为0.091 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的1.45倍，分别属于中度腐蚀和严重腐蚀。⑤L360NS在无菌环境中腐蚀速率为0.043 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的1.98倍，均属于中度腐蚀。试片表面为均匀腐蚀，部分存在点蚀，如图 2所示。

图2  N80S试片腐蚀形貌（常压）

2.2 高压条件下页岩气返排液对金属材料的腐蚀影响

往配置溶液中同时加入硫酸盐还原菌1×106个和铁细菌1×106个，在40 ℃、 6 MPa环境中恒温168 h，考察有菌/无菌环境中五种金属材料的腐蚀状况，如表 2所示。

根据NACE RP0775―2005，从表 2可以看出：①N80S在无菌环境中腐蚀速率为0.021 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的8.48倍，分别属于轻度腐蚀和严重腐蚀。②N80在无菌环境中腐蚀速率为0.114 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的1.31倍，分别属于中度腐蚀和严重腐蚀。③BG90SS在无菌环境中腐蚀速率为0.102 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的1.41倍，分别属于中度腐蚀和严重腐蚀。④L245N在无菌环境中腐蚀速率为0.023 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的9.65倍，分别属于中度腐蚀和严重腐蚀。⑤L360NS在无菌环境中腐蚀速率为0.128 mm/a，有菌环境中的腐蚀速率是无细菌环境中的1.71倍。均属于严重腐蚀。试片表面为均匀腐蚀，部分存在点蚀，如图 3所示。

图3  N80S试片腐蚀形貌（高压）

3 结论

实验研究了N80S、 N80、 BG90SS、 L245N、L360NS五种金属材料在页岩气返排液无菌/有菌环境中及常压/高压条件下的腐蚀状况，结果得出以下结论。

（1）常压及高压条件下，页岩气返排液有菌环境中金属材料腐蚀速率均高于无菌环境。

（2） N80S常压无菌环境中的腐蚀速率高于高压无菌环境中的腐蚀速率，而常压有菌环境中的腐蚀速率与高压有菌环境中腐蚀速率相近。 N80常压有/无菌环境中的腐蚀速率相近，高压有/无菌环境中的腐蚀速率相近，且高压环境中腐蚀速率变大。 BG90SS在高压无菌环境中的腐蚀速率高于常压无菌环境中的腐蚀速率，而高压有菌环境中的腐蚀速率低于常压有菌环境中的腐蚀速率。 L245N在高压无菌环境中的腐蚀速率低于常压无菌环境中的腐蚀速率，而高压有菌环境中的腐蚀速率高于常压有菌环境中的腐蚀速率。L360NS在高压有/无菌环境中的腐蚀速率均高于常压有/无菌环境中的腐蚀速率。

参考文献：

[1]李家俊，刘玉民，张香文，等. 油田回注水中硫酸盐还原菌对金属腐蚀的机理及其防治方法[J].工业水处理， 2007， 27（11）： 4-6.

[2]黄金营，魏红飚，金丹，等. 抑制油田生产系统中硫酸盐还原菌的方法[J]. 石油化工腐蚀与防护，2005， 22（6）： 48-50.

[3]魏利，马放，刘广民，等. 二氧化氯用于油田注水系统杀菌的试验[J]. 给水排水， 2006 ， 32（4）：51-53.

项目来源：中国石油西南油气田分公司2018年科学研究与技术开发项目“威远区块页岩气集输系统腐蚀原因、控制措施及监测系统研究（20180305-11）”。

四川长宁天然气开发有限责任公司2018年科技现场应用试验项目“2018年长宁压裂液与返排液细菌浓度分析控制及跟踪评价（20180501-06）”。

作者：谢明，男，工程师，目前主要从事页岩气腐蚀与防护工作。