謝明1.2.3 吳貴陽1.2.3 王月1.2.3

1.中國石油西南油氣田分公司天然氣研究院；

2.國家能源高含硫氣藏開采研發中心；

3.中國石油天然氣集團公司高含硫氣藏開采先導試驗基地

摘 要： 長寧—威遠國家級頁巖氣示范區開發過程中返排液細菌超標問題表現明顯，而細菌在適宜環境中聚集繁殖將對集輸系統金屬材料造成腐蝕。比較了N80S、 N80、 BG90SS、 L245N、 L360NS五種金屬材料在頁巖氣返排液中的腐蝕狀況，考察了常壓及高壓環境對每種金屬材料的腐蝕影響。結果表明：金屬材料在有菌環境中腐蝕速率高于無菌環境，而壓力變化對腐蝕速率有一定影響。

關鍵詞： 頁巖氣；返排液；金屬材料；細菌腐蝕

目前， 長寧—威遠國家級頁巖氣示范區主要使用大規模體積壓裂施工工藝，水平井壓裂液用量高達3×10 4～4×10 4m 3/井，壓裂返排液量達1×104～2×104m3/井。根據NB/T 14002.3―2015《頁巖氣 儲層改造 第3部分：壓裂返排液回收和處理方法》中壓裂返排液回用水指標要求，對長寧—威遠國家級頁巖氣示范區返排液開展細菌濃度測試分析，結果表明：監測時間段內，長寧頁巖氣返排液中鐵細菌濃度均小于100個/mL，符合標準要求，而大部分返排液樣本中硫酸鹽還原菌濃度超標，最高可達6 000個/mL，不符合標準規定的25個/mL以內。威遠頁巖氣返排液中鐵細菌濃度部分超標，最高可達6 000個/mL，而硫酸鹽還原菌濃度均超標，最高可達25 000個/mL。

采氣過程中，頁巖氣集輸系統低洼處極易積液積垢，若未定期開展清管作業，該部位細菌快速聚集繁殖，短時間內即會造成管線腐蝕穿孔[1]。某頁巖氣管線投運兩年，多處低洼位置壁厚嚴重減薄，減薄量達到3 ~5 mm。兩處低洼位置腐蝕穿孔，且多為點蝕，如圖 1所示。對腐蝕產物進行成分分析，發現鐵的硫化物Fe2S2、 Fe4S4及硫酸鹽還原菌的養份FeSO4，而頁巖氣H2S含量為零，表明硫酸鹽還原菌為腐蝕的原因之一[2]。

圖 1  管線腐蝕形貌

為進一步明確N80S、 N80、 BG90SS、 L245N、L360NS五種金屬材料在頁巖氣返排液中的腐蝕狀況，根據JB/T 7901―1999《金屬材料實驗室均勻腐蝕全浸試驗方法》與SY/T 0532―2012《油田注入水細菌分析方法 絕跡稀釋法》，開展現場返排液無菌/有菌環境中及常壓/高壓條件下的腐蝕評價實驗[3]。

1 實驗部分

1.1 試劑與儀器

常壓：現場返排液650 mL：MgSO4濃度0.04 125 g/L、 CaCI 2濃度2.2 977 g/L、 NaCl濃度32.0 346 g/L、 NaHCO3濃度0.436 548 g/L。硫酸鹽還原菌、鐵細菌、試片、掛具、廣口瓶、恒溫水浴鍋。高 壓 ： 現 場 返 排 液 3 2 5 0 m L ： M g S O 4濃 度0.04 125 g/L、 CaCI 2濃度2.2 977 g/L、 NaCl濃度32.0 346 g/L、 NaHCO3濃度0.436 548 g/L。硫酸鹽還原菌、鐵細菌、試片、掛具、反應釜。

1.2 實驗方法

常壓：配置所需溶液，分別裝入已標記好的多個廣口瓶中。將試片清洗干凈并稱重，固定在掛具上，置于廣口瓶溶液內。將溶液內氧氣驅除，通入一定量二氧化碳后，置于恒溫水浴鍋中，升溫至反應溫度。恒溫168 h，取出試片并清洗稱重，計算腐蝕失重及腐蝕速率。

高壓：配置所需溶液，分次裝入反應釜中。將試片清洗干凈并稱重，固定在掛具上，置于反應釜溶液內。將溶液內氧氣驅除，通入一定量二氧化碳后，將反應釜升溫至反應溫度，同時升壓至反應壓力。恒溫恒壓168 h，取出試片并清洗稱重，計算腐蝕失重及腐蝕速率。

2 結果與討論

2.1 常壓條件下頁巖氣返排液對金屬材料的腐蝕影響往配置溶液中同時加入硫酸鹽還原菌1×10 6個和鐵細菌1×106個，在40℃、 0 MPa環境中恒溫168 h，考察有菌/無菌環境中五種金屬材料的腐蝕狀況，如表 1所示。

根據NACE RP0775― 2005《油田生產中腐蝕掛片的準備和安裝以及試驗數據的分析》，從表 1可以看出：①N80S在無菌環境中腐蝕速率為0.136 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的1.28倍，均屬于嚴重腐蝕。②N80在無菌環境中腐蝕速率為0.042 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的1.10倍，均屬于中等腐蝕。③BG90SS在無菌環境中腐蝕速率為0.062 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的2.63倍，分別屬于中度腐蝕和嚴重腐蝕。④L245N在無菌環境中腐蝕速率為0.091 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的1.45倍，分別屬于中度腐蝕和嚴重腐蝕。⑤L360NS在無菌環境中腐蝕速率為0.043 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的1.98倍，均屬于中度腐蝕。試片表面為均勻腐蝕，部分存在點蝕，如圖 2所示。

圖2  N80S試片腐蝕形貌（常壓）

2.2 高壓條件下頁巖氣返排液對金屬材料的腐蝕影響

往配置溶液中同時加入硫酸鹽還原菌1×106個和鐵細菌1×106個，在40 ℃、 6 MPa環境中恒溫168 h，考察有菌/無菌環境中五種金屬材料的腐蝕狀況，如表 2所示。

根據NACE RP0775―2005，從表 2可以看出：①N80S在無菌環境中腐蝕速率為0.021 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的8.48倍，分別屬于輕度腐蝕和嚴重腐蝕。②N80在無菌環境中腐蝕速率為0.114 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的1.31倍，分別屬于中度腐蝕和嚴重腐蝕。③BG90SS在無菌環境中腐蝕速率為0.102 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的1.41倍，分別屬于中度腐蝕和嚴重腐蝕。④L245N在無菌環境中腐蝕速率為0.023 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的9.65倍，分別屬于中度腐蝕和嚴重腐蝕。⑤L360NS在無菌環境中腐蝕速率為0.128 mm/a，有菌環境中的腐蝕速率是無細菌環境中的1.71倍。均屬于嚴重腐蝕。試片表面為均勻腐蝕，部分存在點蝕，如圖 3所示。

圖3  N80S試片腐蝕形貌（高壓）

3 結論

實驗研究了N80S、 N80、 BG90SS、 L245N、L360NS五種金屬材料在頁巖氣返排液無菌/有菌環境中及常壓/高壓條件下的腐蝕狀況，結果得出以下結論。

（1）常壓及高壓條件下，頁巖氣返排液有菌環境中金屬材料腐蝕速率均高于無菌環境。

（2） N80S常壓無菌環境中的腐蝕速率高于高壓無菌環境中的腐蝕速率，而常壓有菌環境中的腐蝕速率與高壓有菌環境中腐蝕速率相近。 N80常壓有/無菌環境中的腐蝕速率相近，高壓有/無菌環境中的腐蝕速率相近，且高壓環境中腐蝕速率變大。 BG90SS在高壓無菌環境中的腐蝕速率高于常壓無菌環境中的腐蝕速率，而高壓有菌環境中的腐蝕速率低于常壓有菌環境中的腐蝕速率。 L245N在高壓無菌環境中的腐蝕速率低于常壓無菌環境中的腐蝕速率，而高壓有菌環境中的腐蝕速率高于常壓有菌環境中的腐蝕速率。L360NS在高壓有/無菌環境中的腐蝕速率均高于常壓有/無菌環境中的腐蝕速率。

參考文獻：

[1]李家俊，劉玉民，張香文，等. 油田回注水中硫酸鹽還原菌對金屬腐蝕的機理及其防治方法[J].工業水處理， 2007， 27（11）： 4-6.

[2]黃金營，魏紅飚，金丹，等. 抑制油田生產系統中硫酸鹽還原菌的方法[J]. 石油化工腐蝕與防護，2005， 22（6）： 48-50.

[3]魏利，馬放，劉廣民，等. 二氧化氯用于油田注水系統殺菌的試驗[J]. 給水排水， 2006 ， 32（4）：51-53.

項目來源：中國石油西南油氣田分公司2018年科學研究與技術開發項目“威遠區塊頁巖氣集輸系統腐蝕原因、控制措施及監測系統研究（20180305-11）”。

四川長寧天然氣開發有限責任公司2018年科技現場應用試驗項目“2018年長寧壓裂液與返排液細菌濃度分析控制及跟蹤評價（20180501-06）”。

作者：謝明，男，工程師，目前主要從事頁巖氣腐蝕與防護工作。