页岩气开采与集输过程中腐蚀问题与现状分析

钟显康 ，李浩男，扈俊颖

1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610500

2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川成都610500

引言

页岩气开发技术水平的提高改变了世界能源结构。目前，已探明页岩气可采量较高的7 个国家按可采量由大到小依次是中国、美国、阿根廷、墨西哥、南非、澳大利亚和加拿大[1]，其中，美国和加拿大对页岩气的开发较早，具有成熟的技术体系[2-4]。目前，中国有5 个页岩气重点开发区域，分别是涪陵、长宁、威远、昭通及富顺—永川[5]。截至2018年，中国累计完成页岩气钻井898 口，提交探明储量1.05×1012m3[5-7]。

目前，井下管柱、地面管线及设备的腐蚀问题日益突出，已经威胁到页岩气的生产安全。以硫酸盐还原菌（SRB）为主的微生物腐蚀是页岩气生产开发过程中最严重的腐蚀问题之一。储层中的SRB 会随着压裂返排液返回地面，通过水循环附着于各类金属设备表面[8]。CO2和H2S 气体也会对页岩气的生产设备造成严重腐蚀。目前，已探明的页岩气储层中普遍存在CO2，部分储层存在H2S[9-10]。虽然储层中的H2S 含量较少，但由于SRB 的新陈代谢会产生大量H2S，因此，在开采过程中H2S 气体同样会对井筒、管线及设备造成严重腐蚀[11]，其腐蚀产物也会附着在设备表面进而引起垢下腐蚀[12]，另外，冲刷腐蚀也是页岩气生产过程中的主要腐蚀问题之一。页岩气开采工艺较为特殊，在开采过程中各种不同的腐蚀问题往往会叠加进而加重设备的腐蚀程度，增加投入成本，因此，有必要对页岩气腐蚀与防控问题进行总结和分析，为页岩气的腐蚀防控工作和页岩气腐蚀研究提供参考。

1 微生物腐蚀

硫酸盐还原菌、铁细菌（FB）、腐生菌（TGB）、产酸菌（APB）、产甲烷菌等微生物会对页岩气开采设备造成腐蚀。其中，SRB 存在于页岩气生产中的各个环节，无论是在微生物的数量还是腐蚀的严重程度上，SRB 皆高于其他微生物，是引起微生物腐蚀的主要细菌种类。在本文的微生物腐蚀区块笔者将以SRB 为重点叙述对象，介绍其来源、腐蚀机理以及相关的防控措施。

1.1 微生物的来源及腐蚀现状

SRB 对于生长环境的要求不高，pH 值为5.5～9.0 的土壤均可满足其生长需要，在温度为20～60◦C的环境中均可存活[13-15]。因此，SRB 会在地层中广泛存在。

在美国宾夕法尼亚州Marcellus 页岩气田的研究中发现，在数千米深的页岩地层中，SRB 的生存环境较为严酷。由于高温高压等原因，SRB会处于休眠状态并形成芽孢，经水力压裂后，本地或引入的微生物被从地下冲洗出来，随压裂返排液回到地面，当生存条件合适时SRB 便会苏醒恢复活性[16-17]。地表产生的水被临时储存在蓄水池中进行集中处理，由于水力压裂耗水量巨大（涪陵页岩气田单井平均用水量约为29 400～40 000 m3、长宁威远页岩气田单井平均用水量约为22 500～36 000 m3、Barnett 页岩气田单井平均用水量约10 000 m3）[5，18]，在地面集中处理后被循环利用，水体中的SRB 会随着水循环污染生产设施，如地表分离器、储罐和管线[19-20]。当再次回注到井中，SRB 会腐蚀井口设备和井筒。在美国Marcellus 页岩气田中，SRB 不只带来了严重的腐蚀问题，还造成了储层酸化、储层堵塞，严重影响了页岩气的产量，增加了腐蚀控制成本[21-22]。

长期观测和研究发现，美国Marcellus 页岩气田使用的压裂液及钻井泥浆会促进SRB 的生长。如，压裂液中的聚丙烯酰胺和糖基聚合物会成为SRB 的电子供体。在美国Barnett 页岩气田也发现钻井泥浆的成分会对气井下的生物群落造成影响[23]。

在威远页岩气田某地面集输管网中，生产1 200 d 后，多处管线发生穿孔泄漏，腐蚀坑深最高可达4.48 mm，最大点蚀速率为2.99 mm/a[24]。经过对不同水样检测发现，大量的SRB 存在于水体之中，例如，威远页岩气田不同位置SRB 检测结果显示SRB 含量很高，见表1[24-25]，结合对腐蚀产物的分析，可以确认，SRB 腐蚀是该区块集输管道腐蚀的主要原因之一。

表1 威远页岩气田不同位置SRB 检测情况[24-25]Tab.1 SRB detection at different positions in Weiyuan Shale Gas Field

在涪陵页岩气田的压裂返排液水体检测中也能发现大量SRB，表2 为涪陵礁石坝地区页岩气采出水主要污染物检测结果[26]。

表2 涪陵礁石坝地区页岩气采出水主要污染物检测结果[26]Tab.2 Detection results of main pollutants in shale gas produced water in Jiaoshiba area of Fuling

1.2 微生物的腐蚀机理

SRB 是一类具有腐蚀性的原核厌氧菌，可以将硫酸盐、亚硫酸盐等还原为对金属具有腐蚀性的硫化氢气体。SRB 广泛地分布在土壤、海水及地下管道等环境，即使是某些极端环境也可以发现这类细菌。早在1934 年，Kuhr 课题组就对土壤中SRB 的腐蚀行为进行了深入研究[27]，通过大量实验总结了SRB 的腐蚀规律，得出了“阴极氢作为SRB 的单一电子供体”的腐蚀理论

通过不断完善和发展，最终形成了“阴极去极化”理论。该理论认为SRB 能黏附在金属设备表面，通过细胞内的氢化酶把还原成H2S，并且将作为阴极的金属材料表面生成的氢去除，通过这种“去极化”方法可以有效清除H2，使局部分压降低，最终导致金属溶解。由此看来，SRB 会作为阴极去极化剂促进金属的腐蚀[28]。氢原子被SRB除去后，铁转变成Fe2+进入溶液中，分别与S2−和OH−反应生成二次腐蚀产物FeS 和Fe（OH）2，由于浓差电池的作用将会加速腐蚀[29]。总反应式为

1.3 微生物腐蚀防控

1.3.1 杀菌剂

投放杀菌剂杀灭污水中的微生物是一种常见的杀菌方式，成本低、反应迅速、广谱杀菌、操作方便等特点使该方法一直应用于油气田的污水处理中。目前，常用的杀菌剂可分为氧化型杀菌剂、非氧化型杀菌剂及表面活性剂类杀菌剂等不同类型。处理页岩气返排液所使用的SRB 杀菌剂有异噻唑啉酮、1227、戊二醛等。由于SRB 会逐渐产生抗药性，其杀菌效率会逐渐降低，难以满足国家标准，其抗药机理如图1 所示[30]。

图1 微生物对杀菌剂的防御机制[30]Fig.1 Defense mechanism of microorganism against fungicides

在长期使用传统杀菌剂之后发现，杀菌效率不能满足页岩气田的杀菌要求，人们便开始寻求新型杀菌剂，其中，季铵盐类表面活性剂类杀菌剂具有表面吸附、降低表面张力及在溶液中聚集等基本特性[31]，所以常与其他杀菌剂溶剂进行复配形成新型杀菌剂。

在现场长期微生物杀灭过程中发现，金属设备表面常常会存在由固着细胞、胞外聚合物(EPS)和腐蚀产物组成的生物膜，这种生物膜会在不同程度上影响SRB 的腐蚀速率[32-34]。Struchtemeyer等[35]测试了SRB 生物膜的形成对四羟甲基膦磺酸盐、次氯酸钠、二癸基二甲基氯化铵、三正丁基十四烷基膦酰氯、戊二醛、戊二醛和烷基二甲基苄基氯化铵混合物、戊二醛和烷基二甲基乙基苄基氯化铵混合物7 种杀菌剂的杀菌效果的影响，结果如图2 所示[35]，生物膜会使这7 种杀菌剂在不同程度上提高他们的最低抑制浓度，由此可知，生物膜的形成会普遍降低杀菌剂的杀菌效率。

图2 不同杀菌剂对SRB 的最低抑制浓度[35]Fig.2 The minimum inhibitory concentration of different fungicide on SRB

1.3.2 抗菌材料

使用抗SRB 腐蚀的材料或者对材料进行处理可在一定程度上降低腐蚀危害[36]。在实际生产中，抗菌材料的使用可以抑制SRB 在管道表面的附着，从而减轻微生物腐蚀。常用的抗菌材料主要分为有机抗菌材料、无机抗菌材料和天然抗菌材料3 种。由于有机抗菌材料和无机抗菌材料均有难以克服的缺点，因此，目前研究重点是通过对现有材料的进一步修饰，使其具有高效环保、不容易从基体表面剥离的特点[37]。

对于地面集输系统，常常采用防腐涂层保护和阴极保护相结合的方法保护集输管道[38]，当涂层脱落或者在涂层涂抹不均时，阴极保护可以弥补这方面的缺陷，这样可以起到更好的保护效果。

1.3.3 其他技术

紫外线可以起到消毒杀菌的作用，在返排液的处理过程中可以通过紫外线杀菌的方式对SRB 灭活。一般波长为260 nm 的紫外线能够被细菌的核酸吸收并且导致细菌死亡。其杀菌原理决定了该方法具有广谱、高效的杀菌特点，对于常见的SRB、FB、TGB 有很好的杀菌表现，但对污水水质有严格的要求，因此，在使用紫外线杀菌时需要对污水进行预处理[39]。

超声波可以杀灭页岩气压裂返排液中的SRB。超声波携带的能量会改变细胞内的组织结构并影响酶的活性。当设定固定的超声功率时，对SRB 作用的时间越长，杀灭效果越显著；当对返排污水作用相同的时间时，超声功率越大，超声波对SRB 的杀灭作用越明显[40]。超声波杀菌与传统杀菌方法相比，具有杀菌率高、反应条件不剧烈且不会产生二次污染等特点，且可以与其他杀菌方法协同进行杀菌。但目前对于超声波杀菌法的研究比较分散，对于不同的细菌种类还不能找到普适性的方法，因此使用受限[41]。

反硝化细菌可以在一定程度上抑制SRB 的活性，其原理是利用反硝化细菌与SRB 形成竞争关系，以此阻碍SRB 还原硫酸盐，限制其活性，进而达到减缓腐蚀的目的[42-43]。利用反硝化细菌抑制SRB 本质上是从微生物生态学的角度去解决实际问题，相对于传统的化学杀菌方法而言，该方法对于环境更为友好。但反硝化细菌抑制SRB 工艺的可控性较差，且杀菌效率与其他方法相比并未有明显的升高，未见广泛使用[44]。

2 冲刷腐蚀

2.1 冲刷腐蚀现状

在页岩气的开发生产过程中，管道里的流动介质以两相流为主[45]。以长宁区块页岩气冲刷腐蚀为例阐述冲刷腐蚀，相关参数见表3[46]。长宁区块页岩气采用水力加砂压裂工艺，单井加液量达（7～9）×104m3，加砂量达（5～7）×103t。在开采初期，由于平台内除砂器效果不理想等原因使未被过滤的砂砾、作为支撑剂的石英砂等固体颗粒随气液介质大量进入地面集输系统。在流体冲刷过程中，固体粒子的冲击导致金属表面粗糙化，增大其接触面积，使原本在金属表面上已形成的保护膜被部分破坏，有的甚至被完全破坏，之后膜覆盖部分和裸露出的部分会形成腐蚀原电池导致腐蚀加重。在高动能沙砾（最高流速超过15 m/s）的冲刷作用下，金属表面还会变形，材料内部应变效应增加，最终导致弯头、阀门、旁通及其他管汇等流态突变部位发生严重的冲刷腐蚀，在日最高出砂量超过15 t 的含砂介质持续冲击下，检测平台排污管弯头20 d 最快减薄42.73 mm[46-47]。

表3 长宁某区块页岩气开采初期数据[46]Tab.3 Initial data of shale gas exploitation in Changning Block

2.2 冲刷腐蚀防控

降低冲刷腐蚀速率应从其影响因素考虑。影响冲刷腐蚀的主要因素可分为3 个方面：环境因素、材料性能及流体动力学参数。

2.2.1 改变环境因素降低腐蚀速率

pH 值、温度、各种离子浓度（其中，Cl−浓度影响较大）以及冲刷腐蚀时间等环境因素都会影响冲刷腐蚀速率[48]。

在长输管道中，腐蚀介质偏酸性会促进金属材料的腐蚀。当温度发生改变时，金属材料的腐蚀情况也会发生相应变化，温度对冲刷腐蚀的影响与沉积物腐蚀的影响相似，在不同的温度下会形成不同的产物膜，产物膜的致密程度直接影响反应速度。通过改变其影响因素可以在一定程度上降低冲刷腐蚀的影响。

2.2.2 使用耐腐蚀材料降低腐蚀速率

材料性能方面，其主要的影响因素是材料的微结构、机械性能以及所形成的钝化膜。合金元素如Mo，Ni 和Cr 等的含量对金属抗冲刷腐蚀能力会有很大的影响。合金中Mo 和Ni 可加强电极表面钝化能力[49-51]；合金中的Cr 元素可以形成更好的保护钝化膜、碳化物和硬沉淀，进而可以改善抗冲刷腐蚀的能力[52]。

目前，常用的耐冲刷腐蚀的材料如钛合金、镍合金、铜合金、不锈钢等都有很好的抗冲刷能力。对于如何选取合适的金属材料，则需综合考虑实际腐蚀环境以及投入成本等因素，这样既可以减轻冲刷腐蚀带来的危害，同时也可以进一步降低成本[53]。

2.2.3 改变流体动力学参数降低腐蚀速率

流体动力学参数包括流速、流态、颗粒冲击速度、颗粒浓度及冲刷角等。在相同条件下，砂流量越大，对弯头的冲刷腐蚀速率越高[54]。目前，页岩气田最常见的做法是通过过滤网等各种技术手段控制储层出砂量。

除此之外，也可以通过改变含砂介质流态达到降低腐蚀速率的目的。改变冲刷角度也会改变弯管的冲刷速率，当冲刷角从30°增至45°时，腐蚀速率会逐渐增大；在冲刷角从45°增至90°的过程中，冲刷腐蚀速率先减小，后增大[55]。更换不同角度的弯管以降低冲刷腐蚀所带来的影响。

3 二氧化碳腐蚀

3.1 CO2 腐蚀现状

3.1.1 集输管道中的腐蚀

在研究威远页岩气田地面管线损坏问题的过程中发现，CO2是造成管道损坏的主要原因之一。FeCO3、FeO、Fe3O4为腐蚀产物的主要成分，且在页岩气输送过程中含有少量的CO2，这说明CO2参与了腐蚀。

通过现场勘探发现，在腐蚀严重的弯管处容易形成积水，CO2溶于水后会产生碳酸，pH 值降低；另外，水中存在的大量Cl−也会促进管道的腐蚀[24]。

3.1.2 井筒中的腐蚀

CO2对井下管柱以及井口设备会造成腐蚀。2013-04-14，涪陵区焦石镇8 号钻井平台发生气体泄漏事故[56]。通过现场勘测后发现，发生气体泄漏的主要原因就是CO2等气体在开采过程中长期对阀门的阀板、盘根、丝杆及法兰垫片造成腐蚀，破坏了各部件的密封性能，最终导致采气树阀门及法兰漏气[57-59]。

3.2 页岩气生产过程中CO2 的主要来源

3.2.1 地层产出

页岩气储层中的成分以甲烷为主，含有少量的CO2。威远—长宁页岩气CO2含量在0.5%～0.7%[24]，而涪陵页岩气CO2含量只有0.2%～0.4%，表4 为涪陵页岩气田中部分开发井天然气组分含量[60]。

表4 涪陵页岩气田部分开发井天然气部分组分统计[60]Tab.4 Statistics of some components of natural gas in some development wells of Fuling Shale Gas Field

3.2.2 外界引入

随着压裂方式的不断发展，二氧化碳泡沫压裂工艺在国内外的现场试验中取得了不错的效果，可以在一定程度上代替水力压裂[61]。美国的Ohio和Lewis 的页岩气田成功使用了二氧化碳泡沫压裂工艺进行地层压裂。在2008——2012 年，加拿大的Monteny 页岩气田对1 364 口井进行了水力压裂改造，其中，737 口（54%）井进行了增能、泡沫井施工[62]。CO2除了用来压裂地层，也用于提高页岩气的采收率。近年来，有学者进行了CO2分子置换法实验，表明CO2可使甲烷由吸附态变为游离态，从而提高页岩气的采收率[63]。可见，CO2在页岩气的开采和提高采收率等方面有重要意义，但随着CO2的使用其逸散现象也不可避免，大量CO2逸散到地层后，会给CO2腐蚀的防护与管理加大难度。

3.3 CO2 腐蚀机理及影响因素

干燥的CO2对于金属设备的腐蚀现象不明显，但CO2溶于水后会产生碳酸，pH 值降低促进了金属设备的电化学腐蚀。在页岩气的开采初期，大量的压裂液进入地层，给CO2腐蚀提供了条件。在长期的腐蚀过程中，各部件的密封性能降低，最终造成采气树阀门及法兰漏气等问题。由CO2引起设备破坏的原因常为局部腐蚀，其现象主要包含点蚀、台地状腐蚀及流动诱导机制等。

温度是影响CO2腐蚀速率的因素之一。随着温度的升高，腐蚀速率会呈现先升高后降低的趋势，在中间会出现一个峰值，而峰值点的温度与钢材的类型有关；除温度外，CO2分压也起着决定性的作用，当温度一定时，CO2气体的分压越大，腐蚀速率就越大；而溶液的pH 值会直接影响CO2在水中的存在方式，随着pH 值的降低，H+浓度增加，腐蚀速率逐渐增大。除此之外，氧浓度、Cl−浓度等因素也会影响CO2的腐蚀速率。

3.4 CO2 腐蚀防护措施

3.4.1 防腐涂层以及抗腐蚀材料

防腐涂层的使用能在一定程度上减缓腐蚀的发生。常用的防腐涂层涂料有酚醛树脂改性的环氧树脂漆、环氧树脂防腐漆等，为了使其防腐效果提高，还会加入磁性氧化铁粉末、活性石棉粉及锌粉等填料[64-65]。目前，已研发出了多种新型防腐涂层，这些涂层有更好的防腐性能，但具体选用何种涂层依然要根据现场情况分析后再做选取。

在金属材料中，钛及其合金、不锈钢具有良好的耐蚀性。以长岭气田为例，该气田气井油管采用的是JFEHP1-13Cr 型不锈钢；在采气树的材料级别选择上，5 口高含CO2天然气井采气树从最初选择HH 级材质改为FF 材质；脱碳处理厂接触高含CO2天然气湿气、溶液的管道采用316 L、316 材质；集气分离器和脱碳装置吸收塔、再生塔等采用内衬316L复合板均起到了很好的防腐效果。通过使用不锈钢以及较强的防腐材料，可以减少腐蚀所带来的损失，长岭气田CO2腐蚀的防控措施较为成功，可作为实例参考[66]。

3.4.2 阴极保护

在长距离油气管道运输中，阴极保护法是常用的防护措施。根据实际情况的不同，可以选择外加电流法或牺牲阳极法。通过平衡金属表面的电位，使金属表面成为阴极，从而达到减缓腐蚀的效果。通常在长距离集输管道的沿程建阴极保护站，以此来达到保护管道的效果。

3.4.3 缓释剂

目前，针对CO2腐蚀通常会采取添加缓蚀剂来达到减缓钢材腐蚀的目的，缓释剂可以通过在金属表面形成吸附膜来阻止腐蚀的发生，常用的缓蚀剂为咪唑啉类缓蚀剂，该类缓释剂无强烈的刺激性气味、热稳定性相对较好、对人体无毒性，对CO2腐蚀体系有明显的缓释效果。

4 硫化氢腐蚀

4.1 H2S 腐蚀的危害

页岩气生产开发过程中存在的H2S 腐蚀属于酸性腐蚀，H2S 溶解于水后会形成弱酸，从而腐蚀金属设备。H2S 不仅会对金属造成局部腐蚀，还会对金属材料的力学性能造成影响，氢脆、硫化物应力腐蚀开裂会使设备服役寿命缩短，使投入成本增加[67]。由H2S 所导致的电化学反应过程会造成金属设备的大面积腐蚀，使金属设备的内壁变薄。当H2S 与CO2共存时，金属的腐蚀速率将会增大。

相比于电化学腐蚀，H2S 引起的金属渗氢作用所带来的危害更为严重。当服役环境中存在H2S时，金属基体会被氢离子渗入，被氢离子渗入后金属材料的力学性能会大打折扣，在高温高压的作业环境下，金属材料很容易发生氢脆问题，造成井下管柱断脱、地面管汇和仪表爆裂、井口装置破坏，增加泄漏的风险，加大了管理的难度[68]。

4.2 H2S 的主要来源

H2S 的来源主要有两种，（1）在开采前存在于地层中的H2S 气体，这种H2S 主要是通过热力学因素而形成[21]。在大部分的页岩气储层中，地层的H2S 含量相对较少，中国的川南地区页岩气田中含有少量的H2S，其中，川南N201-H1 井页岩气中H2S 的摩尔分数大约0.416%[69]。（2）来源于产硫微生物的新陈代谢，如SRB 可以使亚硫酸盐和硫酸盐转变成H2S，页岩气生产过程中大部分的H2S 来自于此种途径[70-71]。在美国Barnett 页岩气的长期研究过程中发现，水力压裂液中的大量有机化学添加剂，可以作为电子供体支持微生物生长和磺化过程[72-73]。瓜尔胶是水力压裂液中最常见的胶凝剂，含有瓜尔胶等生物可降解多糖聚合物的压裂液被注入到页岩地层深处后，大量的产硫微生物可能在裂缝性深页岩地层中对瓜尔胶等有机碳源进行生物降解，产生醋酸盐、H2S 以及其他硫化物[72-74]。

4.3 H2S 腐蚀的防控

H2S 对井下管柱、井口设施和集输管道等的腐蚀是油气生产过程中一个常见的问题，可以采取相应的防控措施减少H2S 等硫化物的产生以此来限制H2S 腐蚀。根据其来源，一方面，尽量替换或减少压裂液中可作为产硫微生物的碳源和电子供体的有机物，限制产硫微生物的活性，使其在根本上减少H2S 等硫化物的产量。另一方面，加强对H2S 含量的监测，建立相对完整的H2S 腐蚀自动化监测系统，对管道以及其他金属设备进行实时监控，一旦H2S 的含量超出可控制范围，应立即采取防腐措施。在钢材的选材方面上，可根据经济条件优选防腐性能较好的原材料；除此之外，通过涂层或者镀层金属材质的使用可避免金属设备与H2S接触，在一定程度上同样能起到控制H2S 腐蚀的效果。

5 垢下腐蚀

页岩气返排液中夹带的固体以及其他腐蚀形式的腐蚀产物可能会沉积在管壁上，当沉积物堆积到一定程度会发生垢下腐蚀[75]，常见的沉积物可分为3 类：无机盐垢、微生物腐蚀黏泥及其他固体污垢[76]。无机盐垢包括碳酸盐垢、硫酸盐垢及硅酸盐垢；微生物腐蚀黏泥主要是由微生物在新陈代谢中所产生的黏液与其他有机和无机杂质组成，最终黏着在金属设备表面[77]；其他固体污垢包括一些机械杂质、粉尘和泥沙等。

发生沉积物腐蚀的主要原因是自催化效应。当管线及金属设备处于服役状态时，油气开采过程中携带的沙粒、黏土以及微生物等会逐渐聚集于金属基体表面。闭塞区形成后，处于沉积物覆盖下的金属基体表面的物化特性会发生改变。金属作为阳极发生腐蚀，大量的金属阳离子在闭塞区内堆积，这使正电荷过剩的闭塞区内吸引Cl−，酸化程度加重[78]。几经循环往复后，金属设备不断腐蚀，形成闭塞电池的自催化效应。

导致沉积物腐蚀的另外一个因素是氧浓差电池的形成[79]。沉积物下面氧含量较低，视为贫氧区，其电位相对较低，在氧浓差电池中作为阳极；相对于未被沉积物覆盖的区域由于其氧含量较高，可视为富氧区，在氧浓差电池中作为阴极。在形成氧浓差电池后，沉积物下的阳极金属基体失去电子，发生腐蚀。

6 其他类型的腐蚀

在一些特殊地形或者特殊环境下也会对页岩气的集输管道造成腐蚀。以涪陵页岩气某集气站为例，涪陵页岩气田焦页A 集气站2014-12-29 投入使用，2016-07-11，汇管撬至生产分离器埋地管道发生穿孔泄露，管道运行压力6.05 MPa，温度25◦C，管道外径219 mm，壁厚7 mm，材质L360N。管道泄漏处底部发生严重腐蚀，主要表现为坑蚀，可见明显积水痕迹[80]。涪陵页岩气田是采用湿气集输工艺，温度和压力的变化可造成天然气饱和水的析出，气田位于典型的山地丘陵地区，管道施工错综复杂，载管道小回填过程中无法全部用细土回填，粗糙的石块可能会对管道外防腐层造成损坏，加之集气干线沿线高程差较大，导致在低点容易发生积水，管道长期被积水覆盖也会加速管道的腐蚀。

针对特定的外界环境，应该采取合适的管道防护措施，以降低腐蚀所带来的危害。2017-06-08涪陵页岩气公司对DN550 集气干线开展清管作业，共计排出管道积液258 m3，使管线压差下降了0.82 MPa，气田产量由清管前的1 565×104m3/d 提升至1 640×104m3/d，减轻了积液对管道的腐蚀，延长了集气干线的使用寿命[80]。

7 结论

（1）页岩气生产开发过程中常见的腐蚀形式有微生物腐蚀、冲刷腐蚀、CO2腐蚀、H2S 腐蚀、沉积物腐蚀以及由于地形环境因素导致的其他腐蚀。不同形式的腐蚀问题不能单一地割裂开来讨论，实际生产现场中不同的腐蚀形式往往会相互影响，因此，现场工况远比理论情况复杂得多。

（2）SRB 等微生物对设备造成的腐蚀是页岩气生产开发过程中所面临最复杂的腐蚀问题。SRB 不仅会腐蚀设备，还会导致储层堵塞、储层酸化、产品质量下降等问题，产生的H2S 气体不仅会造成电化学腐蚀，还会引发氢脆及应力开裂。在页岩气生产开发的实际现场中，多数会选择投放大量的杀菌剂进行微生物的杀灭，但随着时间的延长，细菌会逐渐产生抗药性，最终降低杀菌效率。新型杀菌剂的研发是一条切实可行的道路。中国也曾自主研发了一些新型杀菌剂，但由于造价过高，在使用加注时需要考虑成本问题，所以未能普及。由此可见，未来对于广谱、廉价、环保杀菌剂的研究还有很长一段路要走。

（3）在页岩气开采过程中，CO2腐蚀同样不可忽略，CO2溶于水后，会形成具有腐蚀性的酸，通过电化学腐蚀加重了对集输管道、套管、采气树管道阀门等设备的破坏，进而增加了页岩气井口装置泄漏的风险。更加令人头痛的是，CO2对于腐蚀发生的影响远远不局限于电化学方面，其生成的反应物会沉积于管壁或者设备上，由于正负离子不平衡，还会产生闭塞电池的自催化效应，诱发沉积物腐蚀。

（4）在页岩气开采过程中，高压高速流体介质中往往夹杂着固体颗粒，经过流体介质的冲刷会使金属内壁表面粗糙化进而导致保护膜被破坏，形成原电池后会加重对金属的腐蚀，其中，弯管部位的腐蚀情况尤为严重。目前，可以从改变所处环境因素、使用耐腐蚀材料以及改变流体动力学参数等方面入手以降低腐蚀速率。

（5）在实际页岩气生产过程中，为减少由于腐蚀造成的设备损坏问题，降低投入成本，应重视腐蚀问题。在项目的设计阶段，需仔细评估从气井到工厂的整个流程中可能出现的腐蚀问题，建立相对完整的腐蚀检测机制，做到早预防、早发现、早解决。