王彥然 趙健名 衛(wèi)國鋒 唐永帆 徐勇 莫林

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦 3.中國石油西南油氣田公司

隨著非常規(guī)天然氣開發(fā)力度的逐漸增大，四川盆地已形成以金秋氣田為代表的陸相致密氣上產(chǎn)區(qū)塊，單井產(chǎn)量和建產(chǎn)規(guī)模不斷增大[1]。與頁巖氣的地質(zhì)特征相似，致密氣砂巖儲層基質(zhì)滲流能力也較低，需要采用體積壓裂技術(shù)進行開發(fā)[2]。在頁巖氣生產(chǎn)過程中，壓裂液的使用導致微生物進入了集輸管道，導致集輸管道在微生物腐蝕作用下發(fā)生穿孔失效[3-4]。所以，對于采用類似技術(shù)進行開發(fā)的致密氣也可能出現(xiàn)類似問題，現(xiàn)場存在的腐蝕風險尚不明確。雖然國內(nèi)外已有較多的研究涉及微生物腐蝕行為和機理[5-8]，但致密氣腐蝕環(huán)境十分特殊，四川致密氣田采用的氣液混輸工藝造成集輸管道內(nèi)存在大量的凝析油和水，油水共存的混合體系造成微生物生長代謝的影響因素更加復雜。截止目前，尚無有關(guān)致密氣微生物腐蝕方面的研究報道，使得實施致密氣腐蝕控制缺乏理論基礎(chǔ)。

以四川致密氣現(xiàn)場產(chǎn)出水作為腐蝕介質(zhì)，向腐蝕介質(zhì)中加入不同比例的凝析油，研究凝析油對SRB生長的影響規(guī)律以及明確L245N鋼在凝析油存在條件下的微生物腐蝕規(guī)律，指導開展致密氣集輸管道的腐蝕控制工作。

1 實驗部分

1.1 取樣分析與實驗介質(zhì)

定期在四川致密氣區(qū)塊某些井站的分離器或放空罐處取現(xiàn)場產(chǎn)出水，檢測產(chǎn)出水中存在的細菌濃度，分析細菌濃度變化規(guī)律。同時，以某致密氣井站分離器取得的產(chǎn)出水作為實驗介質(zhì)，向水中注入一定量的培養(yǎng)液活化腐蝕介質(zhì)中存在的SRB和FB，用于分析凝析油存在條件下的SRB生長規(guī)律和腐蝕掛片。按SY/T 0532-2012《油田注入水細菌分析方法 絕跡稀釋法》進行細菌濃度檢測。

1.2 實驗材料

實驗材料選取致密氣集輸管道采氣管道和集氣管道的材質(zhì)L245N，其化學成分(質(zhì)量分數(shù))為：0.195 C,0.277 Si,0.434 Mn,0.009 2 P,0.003 3 S,0.030 3 Cr，余量為Fe。實驗材料加工為30 mm×15 mm×3 mm的試片，打磨、清洗后稱量，再向產(chǎn)出水中加入一定體積比的凝析油，形成油水混合體系。取出掛片后用去膜液清洗試片，去除腐蝕產(chǎn)物，采用失重法和3D輪廓儀分別計算均勻腐蝕速率和局部腐蝕速率。

(1)

式中：Vcorr為腐蝕速率，mm/a；Δm為試片實驗前后的質(zhì)量變化，g；ρ為試片密度，g/cm3；A為試片表面積，cm2；t為實驗時間，h。

1.3 實驗條件

通過調(diào)研現(xiàn)場生產(chǎn)情況可知，致密氣井在生產(chǎn)過程中普遍存在凝析油的產(chǎn)出，而且凝析油的體積分數(shù)存在較大差異，部分生產(chǎn)數(shù)據(jù)如表1所示。四川致密氣部分井站采用氣液混輸工藝，所有產(chǎn)出的凝析油和水都進入集輸管道，使得管道內(nèi)的油水輸量較高。致密氣集輸管道的運行溫度基本在20 ℃左右，但投產(chǎn)初期可能達到40 ℃以上。

表1 部分致密氣井的油水產(chǎn)出情況

實驗基于以上調(diào)研結(jié)果開展：一方面，根據(jù)現(xiàn)場不同氣井的產(chǎn)油特征，將實驗溫度控制在20 ℃，按凝析油體積分數(shù)0%、20%、40%、60%、80%將產(chǎn)出水與凝析油混合，研究凝析油對微生物腐蝕風險的影響規(guī)律；另一方面，根據(jù)不同生產(chǎn)階段溫度的差異以及水套爐加熱后的高溫狀態(tài)，固定凝析油比例，實驗溫度控制在20 ℃、40 ℃和60 ℃，研究不同溫度條件下微生物腐蝕風險的變化規(guī)律。

2 結(jié)果與討論

2.1 產(chǎn)出水細菌濃度監(jiān)測

經(jīng)檢測，四川致密氣井的產(chǎn)出水中普遍存在SRB、FB等微生物，部分氣井現(xiàn)場檢測的SRB和FB的最高濃度達104CFU/mL以上(見圖1)。檢測結(jié)果表明，四川致密氣開發(fā)過程中，腐蝕微生物已進入集輸管道，存在發(fā)生微生物腐蝕的基礎(chǔ)條件，有必要明確致密氣腐蝕環(huán)境下的腐蝕規(guī)律并采取相應(yīng)的控制措施。

2.2 凝析油對SRB生長的影響規(guī)律

表2是SRB在不同凝析油體積分數(shù)的油水混合體系中的濃度變化規(guī)律。由表2可知：在38天內(nèi)，無凝析油條件下的SRB濃度始終穩(wěn)定在105CFU/mL以上，其余油水混合體系中，SRB濃度隨著時間的延長均下降至101CFU/mL以下；在相同的時間內(nèi)，凝析油體積分數(shù)越大，SRB的濃度大多數(shù)越低。以上結(jié)果表明，凝析油的存在對于SRB的生長存在抑制作用，加速了SRB的衰亡。

表2 不同油水比條件下SRB生長規(guī)律測試結(jié)果

試驗30天后，用質(zhì)量分數(shù)為0.85%的生理鹽水清洗試片表面附著的細菌，再用絕跡稀釋法測試生理鹽水中的細菌數(shù)量，得到如表3所列的SRB的附著量。結(jié)果表明，雖然凝析油的存在抑制了SRB的生長，但仍有大量的SRB附著在試片的表面，而附著的細菌的代謝才是直接引起腐蝕的關(guān)鍵因素。因此，在油水混合體系中，L245N鋼仍具備發(fā)生微生物腐蝕的條件。

表3 水相中的試片表面固著SRB的密集度測試結(jié)果

2.3 凝析油對微生物腐蝕的影響規(guī)律

L245N鋼在凝析油體積分數(shù)分別為0%、20%、40%、60%、80%的現(xiàn)場產(chǎn)出水介質(zhì)中腐蝕30天后，均勻腐蝕速率如圖2所示。從圖2可知，加入凝析油后，均勻腐蝕速率從0.030 mm/a下降到0.008 mm/a以下，表明凝析油的存在對L245N鋼的均勻腐蝕具有明顯的抑制作用。分析其原因可能是凝析油在水相中具有一定的溶解性，少量的凝析油溶于水相中，在一定程度上抑制了SRB等細菌的生長，減弱了細菌的代謝活性，造成微生物腐蝕的減輕。

進一步觀察試片表面的腐蝕形態(tài)，部分試片表面仍存在一定的局部腐蝕現(xiàn)象。以所測的均勻腐蝕速率相對較大、局部腐蝕現(xiàn)象相對更明顯的凝析油體積分數(shù)40%條件下的試片為例，在3D輪廓儀下觀察發(fā)現(xiàn)試片表面腐蝕后凹凸不平，深度差約9 μm，對應(yīng)的局部腐蝕速率約0.110 mm/a(接近中度腐蝕下限)，如圖3所示。

2.4 不同溫度下的微生物腐蝕

基于以上結(jié)果，將凝析油體積分數(shù)固定為40%，對比實驗溫度分別為20 ℃、40 ℃和60 ℃時L245N的腐蝕。圖4為40 ℃和60 ℃條件下的試片去除腐蝕產(chǎn)物后的腐蝕形態(tài)，試片表面出現(xiàn)了更明顯的點蝕現(xiàn)象，點蝕深度分別約為20 μm和30 μm，與圖3比較，增大了1至2倍。由圖5進一步可知，高溫條件下，L245N鋼在油水混合體系中的均勻腐蝕速率和局部腐蝕速率都明顯升高，60 ℃下的均勻腐蝕速率已達到0.14 mm/a，處于嚴重腐蝕水平，點蝕速率達到0.36 mm/a(極嚴重腐蝕)，對應(yīng)的固著FB數(shù)量達2×103CFU/cm2以上。以上結(jié)果表明，溫度對致密氣集輸管道腐蝕的影響十分顯著。

3 腐蝕控制措施分析

根據(jù)腐蝕實驗研究結(jié)果，致密氣集輸管道采氣管道和集氣管道在油水共存的體系中仍可能發(fā)生微生物腐蝕，產(chǎn)生較高的局部腐蝕風險，有必要采取腐蝕控制措施。加注防腐藥劑是控制油氣田金屬材質(zhì)腐蝕的一類常用方法，該方法兼具技術(shù)成熟、效果可靠和成本低廉等優(yōu)點[9-10]。致密氣集輸采用的氣液混輸工藝，使得上游加注的藥劑可以覆蓋整個集輸流程，加注實施較氣液分輸更簡單。同時，針對致密氣集輸管道可能存在的局部腐蝕問題，應(yīng)加強腐蝕監(jiān)測，以便有效地掌握管道內(nèi)壁存在的局部腐蝕坑點，采取應(yīng)對措施，降低管道的失效率。

3.1 防腐藥劑評價

由于致密氣集輸管道存在復雜的腐蝕影響因素，對防腐藥劑性能提出了新的應(yīng)用需求，能夠適應(yīng)油水混合介質(zhì)，保持良好的配伍性能，發(fā)揮理想的殺菌和緩蝕效果。所評價的兩類防腐藥劑的主要成分分別為醛類物質(zhì)和季銨鹽類物質(zhì)。表4所列為防腐藥劑相關(guān)性能的評價結(jié)果。從表4可知，兩類藥劑在油水混合體系中均具有良好的配伍性，在質(zhì)量濃度為500 mg/L時，殺菌率達99%以上，可將細菌濃度控制在極低的范圍內(nèi)；在40 ℃、凝析油體積分數(shù)為40%時，防腐藥劑能夠有效抑制點蝕的發(fā)生，將腐蝕速率控制在0.1 mm/a以下。因此，兩類防腐藥劑均可用于致密氣集輸管道腐蝕控制。

表4 防腐藥劑效果評價

3.2 內(nèi)腐蝕監(jiān)測方法

根據(jù)頁巖氣氣田的開發(fā)實踐經(jīng)驗，微生物腐蝕風險最高的部位在集輸管道的低洼段，因為低洼段易發(fā)生積液，為微生物腐蝕創(chuàng)造了條件。對于四川致密氣田，氣液混輸工藝使得管道內(nèi)的平均持液率相對于頁巖氣田更高，管輸效率則更低，范圍在6.78%～64.94%。所以，在致密氣集輸管道的低洼段相對頁巖氣更容易發(fā)生積液，積液段的低流速工況為油水分離和細菌附著創(chuàng)造了有利條件。因此，在集輸管道的低洼積液段，凝析油對細菌生長和腐蝕的抑制作用會減弱，微生物腐蝕風險可能相對更高。鑒于四川致密氣田暫無微生物腐蝕監(jiān)測的經(jīng)驗，首先應(yīng)選擇低洼段重點監(jiān)測，以指導腐蝕控制措施的優(yōu)化。

關(guān)于腐蝕監(jiān)測手段，一方面，為不影響致密氣生產(chǎn)，可采用X射線、超聲波無損檢測手段對所有致密氣井的集輸管道實施內(nèi)腐蝕監(jiān)測；另一方面，為充分掌握管道的實際腐蝕行為，可選取少量的典型管道安裝現(xiàn)場腐蝕掛片，到期后取出掛片并開展失重分析和腐蝕產(chǎn)物形態(tài)、成分分析，明確腐蝕形態(tài)和主控因素。

4 結(jié)論

(1)四川致密氣產(chǎn)出水中普遍存在具有腐蝕作用的微生物，凝析油的存在可以抑制SRB生長，但仍有大量SRB附著在金屬表面代謝并引起腐蝕。

(2)L245N鋼在油水混合體系中腐蝕后可觀察到局部腐蝕現(xiàn)象，高溫條件下點蝕更嚴重，現(xiàn)場采氣管道和集氣管道存在局部腐蝕穿孔的風險。

(3)評價后得到分別以醛類物質(zhì)和季銨鹽類物質(zhì)為主要成分的兩類防腐藥劑，其配伍性、殺菌和緩蝕效果均較理想?？刹扇〖幼⒎栏巹┑拇胧┓乐沃旅軞饧敼艿栏g，同時應(yīng)對集輸管道焊縫和低洼積液部位加強內(nèi)腐蝕監(jiān)測，及時掌握腐蝕狀況，降低失效率。