页岩气作为一种清洁、高效的天然气能源备受关注[1]。四川威远页岩气田为中国石油首个页岩气开发试验区，勘探开发处于全国前列。随着气田开采时间的增加，威远页岩气田集输管线陆续出现不同程度的内腐蚀，腐蚀控制逐步成为页岩气安全开发的关键。通过对威远页岩气田某平台失效管段进行分析，明确了材料服役失效的主要腐蚀因素，为页岩气田开发过程中的腐蚀控制提供依据。
实验管段为威远页岩气某平台输气管线。管线压力5 MPa，管径DN 200 mm，温度40 ℃，CO2分压1.5~7.3 MPa，流速2~4 m/s，ρ(Cl-)为10 174~14 020 mg/L。页岩气输送前除砂、气质和水质基本情况分别见表 1和表 2。
管线生产1200天后，发生多次穿孔刺漏，开挖检测后发现壁厚不同程度地减薄，且弯头处的减薄情况更为严重。图 1和图 2为开挖后取样弯管试样宏观腐蚀形貌。从图 1和图 2中可见，取样弯管存在明显的局部腐蚀，且腐蚀位置集中在6点钟方向。检测该试样的腐蚀坑深分别为2.70 mm、3.84 mm、4.48 mm、4.43 mm，最大点蚀速率为2.99 mm/a，依据NACE RP0775《Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operations》规定[2]，该弯管试样存在严重的局部腐蚀。
弯管试样材料成分分析结果见表 3，金相组织如图 3所示。该弯管试样成分符合GB/T 9711-2017《石油天然气工业管线输送系统用钢管》对L360N材质的规定[3]，且主要为铁素体+珠光体，未见异常组织。
采用扫描电镜分析，结合EDS、XRD分析失效部位的元素成分，腐蚀产物形貌见图 4，EDS分析结果见图 5、图 6和表 4，XRD分析结果见图 7。
从图 4弯管A、B位置腐蚀形貌可以看出，腐蚀产物成球状且质地较疏松。结合腐蚀产物的EDS、XRD能谱分析结果可以确定, 腐蚀产物主要含Fe、O、C、S等元素，主要成分为FeCO3以及铁的氧化物(如FeO、Fe3O4)，并含有铁的硫化物如Fe2S4、FeS。
铁的硫化物(如Fe2S4、FeS)是SRB或H2S腐蚀的主要产物，为此，依据SY/T 0532-2012《油田注入水细菌分析方法绝迹稀释法》进行气田水中的SRB检测[4]，结果表明(见表 5)，水样中SRB超标。
L360N管材成分、组织符合GB/T 9711-2017要求，但在页岩气开发服役环境下，腐蚀引发了管线的失效。从腐蚀产物的成分上看，CO2和SRB是腐蚀的主要因素。
CO2腐蚀是一种破坏力极强的腐蚀类型，普遍存在于油气开发及输送过程中[5]。CO2在溶液中以CO32-形式存在，且发生水解形成H+，参与钢的腐蚀反应过程，CO2腐蚀的主要产物为FeCO3。页岩气输送过程中，含有质量分数为0.11%~1.42%的CO2，且通过XRD分析结果可知，腐蚀产物中存在FeCO3，说明CO2参与了腐蚀过程。现场失效弯管处，易形成低洼积水，输送气中的CO2溶于水产生碳酸，pH值降低，使弯管表面致密性变差，水中Cl-的存在, 促进了点蚀的发展，从而引发管线发生腐蚀穿孔。
SRB广泛分布于各种厌氧环境。在美国生产油井中，发生的腐蚀77%是由于SRB造成的，损失价值数以亿计。国内各油田由于SRB造成的油井管道腐蚀穿孔也相当严重，有的油井投产仅4年，大部分管道被迫更换，有的甚至半年即穿孔[6]。
根据威远页岩气弯管试样的XRD分析和EDS分析结果可知，腐蚀产物为FeCO3以及铁的氧化物，并含有少量铁的硫化物。Fe2S4、FeS是SRB或H2S腐蚀的主要产物。页岩气生产的工况中不存在H2S气体，现场工况中，pH值为6~9、温度为30~50 ℃，且无氧，是SRB生长的良好环境，通过细菌含量分析实验，也检测出现场水存在大量SRB。因此，SRB腐蚀也是管线发生腐蚀的原因之一。
(1) 现场使用管线材料成分满足GB/T 9711-2017要求。
(2) 分析结果表明，威远页岩气田地面管线局部腐蚀严重，而管线腐蚀失效的主要原因是CO2和SRB腐蚀[7]。
(3) 针对CO2和SRB，应添加抗CO2缓蚀剂和SRB杀菌剂。地面集输管线应定期进行清管，避免大量积水和菌落长期附着管体内壁，引发页岩气集输管线腐蚀。
2019, Vol. 48 Issue (5): 83-86
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