页岩气田细菌腐蚀与控制技术研究及应用

王月 袁曦 王彦然 杨建英 青松铸

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.国家能源高含硫气藏开采研发中心 3.中国石油集团公司高含硫气藏开采先导试验基地 4.四川长宁天然气开发有限责任公司

1 页岩气细菌腐蚀概况

在页岩气的生产过程中，细菌腐蚀问题一直是页岩气安全开发的一个重要影响因素。

美国Pinedale页岩气田自2001年投产初期就面临细菌腐蚀问题，2009年用于微生物腐蚀控制的费用大约200万美元。 Haynesville页岩气田在3口井的3个井深处分别开展了腐蚀挂片试验，获得腐蚀挂片的均匀腐蚀速率为0.044 ～1.010 mm/a。挂片表面有垢层，细菌在垢层下繁殖，出现了中等到严重腐蚀级别的小孔腐蚀，腐蚀类型为CO2腐蚀、冲刷腐蚀和细菌腐蚀。川渝某页岩气平台集气管线投产后，在短时间内发生穿孔失效。分析失效管段认为，集气管线的穿孔失效是多种因素共同作用的结果，CO2、硫酸盐还原菌腐蚀是造成管道腐蚀穿孔的重要原因[1-3]。

通过室内及现场试验，考查了细菌对金属材料的影响，并对川渝某页岩气田生产整个流程的一系列水样开展了细菌测量，对细菌来源进行了溯源研究，并提出了细菌腐蚀控制对策。

2 细菌对金属材料的影响

2.1 试验内容

对腐蚀产生影响的微生物主要有硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(FB)、产酸菌等[4-5]。根据川渝某页岩气田集输管线的输气温度、气质、材质、细菌情况等，针对SRB进行了细菌腐蚀的室内模拟实验。

2.2 SRB腐蚀室内比对实验

取某页岩气平台返排液1#进行细菌比对实验。实验分为4组，2组水样赶氧后，通入饱和CO2，温度40 ℃，材质L360N，挂片7天。另2组水样赶氧后，注入5×105个/mL SRB，通入饱和CO2，温度40 ℃，挂片7天。实验结果见图1。从图1可知，注入SRB的试片腐蚀速率明显加快，并且试片局部表面聚集了大量的SRB菌落。这说明SRB会明显增大腐蚀速率。

2.3 不同含量的SRB腐蚀室内模拟实验

取某页岩气平台返排液2#进行细菌腐蚀实验。模拟现场环境，温度35 ℃，CO2分压0.1 MPa，材质L245N，挂片30天。实验结果见表1。从表1可知，随着SRB含量的增大，腐蚀速率明显增大。

表1 SRB不同含量下的腐蚀速率编号SRB含量/(个·mL-1)腐蚀速率/(mm·a-1)材质12.5×1000.174 122.5×1000.250 432.5×1020.834 242.5×1020.828 3L245N

SRB在CO2的协同作用下，会明显加速金属材质的腐蚀。

3 页岩气田细菌溯源分析

控制细菌需要找到细菌来源，从源头上进行控制，减小后期处理难度。

3.1 实验内容

按SY/T 0532-2012《油田注入水细菌分析方法绝迹稀释法》，在现场取样后，立即进行7级稀释处理，处理后的测试瓶于35 ℃恒温培养7天后计数。

3.2 某页岩气田相关液体细菌分析

页岩气田的液体主要来自3个方面：压裂液、配制压裂液的水源、配制压裂液的药剂。因此，对这3种液体进行细菌测试。

3.2.1压裂液细菌分析

对川渝某页岩气田抽检压裂液进行SRB细菌测试，结果见表2。根据SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》，SRB含量应控制在25个/mL内。由表2可见，压裂液特别是不含杀菌剂配方的压裂液中的SRB含量严重超标。

表2 压裂液细菌含量样品名称取样平台取样位置配液用水SRB含量/(个·mL-1)备注压裂液A混砂车河水25.0×104配方不含杀菌剂压裂液B混砂车返排液>110.0×104配方不含杀菌剂压裂液C混砂车河水2.5配方含杀菌剂压裂液D混砂车返排液6.0×103配方含杀菌剂

3.2.2配制压裂液的水源细菌分析

对川渝某页岩气田压裂液的配制用水源进行SRB测试，结果见表3。由表3可见，配制压裂液的水源均存在SRB，特别是回用返排液的SRB含量严重超标。

表3 压裂液配制水源细菌含量样品名称SRB含量/(个·mL-1)河水25.0×100返排液6.0×103返排液+河水25.0×103

3.2.3配制压裂液的药剂细菌分析

对川渝某页岩气田压裂液配方药剂进行SRB测试，结果见表4。由表4可见，压裂液配方药剂用返排液调制后，SRB含量严重超标。

表4 压裂液配方药剂单剂细菌含量样品名称SRB含量/(个·mL-1)备注金属减阻剂70.0×104用返排液调制后胍胶110.0×103用返排液调制后

综上所述，在页岩气田开发过程中，细菌主要来源于周边环境。由于这些周边环境携带有腐蚀性细菌，而压裂液中胶液、滑溜水等成分及有机物又可为细菌生长提供营养，这些液体携带的腐蚀性细菌在营养丰富的环境中不断繁殖，导致SRB这类腐蚀性细菌在页岩气田的油管及集输系统富集，协同环境中的腐蚀性介质，加速腐蚀，最终导致管线穿孔失效。

4 页岩气田细菌控制措施

根据页岩气田开发流程可将细菌全流程控制分为压裂液细菌控制和返排液细菌控制两个部分。压裂液细菌控制主要是通过控制入井流体细菌含量，减小井筒中的细菌腐蚀。返排液细菌控制主要是通过控制进入集输管线液体的细菌含量，减小集输管线中的细菌腐蚀。

4.1 压裂液细菌控制

压裂液细菌的控制步骤如下：

(1) 采用含杀菌配方的压裂液。

(2) 对压裂液用水特别是多次回用的返排液杀菌处理后回用。

(3) 入井流体在入井前采用物理或化学的方式进行杀菌。

4.2 返排液细菌控制

返排液细菌控制应先对返排液进行细菌监测，对会给金属造成腐蚀的大量SRB等细菌的区域实施杀菌处理作业，形成细菌控制方案并及时根据周期性细菌监测评定细菌控制效果，保持或调整控制方案。作业流程如图2所示。

4.3 现场试验

4.3.1试验方案

(1) 压裂液采用含杀菌剂的配方，并对压裂液用水杀菌处理后再使用。

(2) 返排液采用筛选评价出的高效杀菌剂CT10-4，采用冲击式加注方式，3天加注一次，直至细菌被全部杀灭为止，持续监测SRB含量。

4.3.2实施效果

(1) 返排液外观变化。通过连续观察返排液颜色的变化，可以确定CT10-4杀菌剂对A平台返排液杀菌效果良好，加注后返排液明显变清澈(见图3)。

(2) 杀菌效果。通过加注CT10-4杀菌剂，A平台返排液SRB细菌很快被完全杀灭，杀菌剂现场应用效果良好(见表5)。由表5可见：在第2次加注杀菌剂后，返排液中的SRB被完全杀灭，杀菌率达到了100%；CT10-4杀菌剂对A平台返排液杀菌效果良好且持续有效，停止加药后，持续有效期达28天。

表5 SRB含量变化加注次数加注日期取样日期SRB含量/(个·mL-1)控制指标/(个·mL-1)合格情况备注未加注未加注3.7250 000≤25超标第1次3.73.8250≤25超标杀菌率99.9%3.90≤25合格杀菌率100%3.102 500≤25超标可能为带有SRB的返排液从井底岩缝中渗出,并返排至地面第2次3.103.110≤25合格杀菌率100%3.120≤25合格杀菌率100%3.130≤25合格杀菌率100%第3次3.133.140≤25合格杀菌率100%3.150≤25合格杀菌率100%3.160≤25合格杀菌率100%第4次3.163.170≤25合格杀菌率100%3.180≤25合格杀菌率100%3.190≤25合格杀菌率100%第5次3.193.200≤25合格杀菌率100%3.210≤25合格杀菌率100%3.220≤25合格杀菌率100%未加注4.1625≤25合格停止加注杀菌剂第28天 7.16600≤25超标停止加注杀菌剂第119天 8.186 000≤25超标停止加注杀菌剂第152天

5 结论

(1) SRB在CO2协同作用下会明显加速金属材质的腐蚀。

(2) 在页岩气田开发过程中，细菌主要来源于周边环境(井场周边的河流、湖泊、水库、池塘)以及回用于压裂液的周边井场返排液。

(3) CT10-4杀菌剂对A平台返排液杀菌效果良好且持续有效，停止加药后，持续有效期达28天。