具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

一种页岩气集输干线点蚀预测方法，所述方法包括以下步骤：

对现场情况的气质和水质分析进行分析；

通过调查某集气脱水站集输干线沿线各井站平台的页岩气的气质，方法中几乎不含硫化氢，含有的CO₂体积百分含量大多为0.24~0.35%，有少量井达到0.48~0.74%，根据集气干线设计运行压力6.3MPa,可以确定集气方法中CO₂分压在约为 0.02~0.05MPa。根据NACEPR0775-2013关于CO₂分压（MPa））<0.05MPa，属于中度腐蚀。目前，管道的运行压力为2.226MPa，则CO₂分压将减小至0.005~0.016MPa，属于轻微腐蚀。

调查该集气脱水站集气干线沿线平台H9、H7、H5从2016年至今的水质检测数据如表1.1所示，调查发现各平台采出水中氯离子含量最高，一般为8499-28992mg/L,说明这些平台的采出水是处于低含CO₂高含Cl^-离子的腐蚀体系。这3个平台采出水属于CaCL₂水型，pH值为5.5-7.5，具有形成碳酸钙垢、硫酸钙垢的条件，有引起管线钢发生局部腐蚀的趋势,而含量较高的碳酸氢钠能起到减缓腐蚀的作用。因此，有必要综合分析采出水中离子含量对腐蚀的影响。

表1.1集气脱水站H6集气干线上各井站的水质检测情况（离子浓度mg/L）

其中，对现场情况的气质和水质分析进行分析，主要包括:

水质中的Cl^-、SO₄ ²⁺的影响，Cl^-、SO₄ ²⁺离子的存在将大大降低钝化膜形成的可能性，尤其是Cl^-离子的粒径小，穿透和吸附能力强，极易破坏金属表面形成的钝化膜，可以导致合金钢或碳钢产生孔蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀。

水质中的HCO₃ ^-的影响，HCO₃ ^-的的存在会降低碳钢的腐蚀速度、抑制FeCO₃的溶解，对可钝化体系则会促进钝化膜的形成，钢表面易形成有保护性能的膜，从而降低腐蚀速度。

水质中的Ca²⁺和Mg²⁺的影响，当含有Ca²⁺和Mg²⁺时，，会形成大量的CaCO₃垢；垢会沉积在钢管表面，会引起垢层下严重的局部腐蚀。

水质中的pH值的影响，pH值从4增加到5，FeCO₃溶解度下降5倍，而当pH值从5增加到6时，要下降上百倍；可见，增大pH值将降低碳酸铁的溶解度，有利于生成碳酸铁保护膜，但接近钢表面的Fe²⁺在局部高pH值下便沉积为FeCO₃膜，促进沉积物下的局部腐蚀。

温度的影响，温度对CO₂腐蚀的影响较为复杂，一般随温度的升高而增加，但升高到一定程度时，表面生成致密的碳酸铁保护膜，腐蚀速率反而下降；碳酸铁垢的增长通常是一种缓慢升温的过程；随着温度的增加和pH值的增加，CO₂的溶解性下降，导致离子物质沉淀的增加和碳酸铁结垢趋势增加；公知，碳酸铁垢层在低于20℃下是不会形成的，在20-60℃范围内，没有保护性的垢层，较高粘滞性的保护层在60-150℃之间形成。

压力的影响，CO₂分压时衡量CO₂腐蚀性的一个重要参数，一般规律为分压达到0.05MPa时没有明显的腐蚀，CO₂分压在0.05-0.1MPa时，腐蚀中等，CO₂分压在0.1-0.2MPa时腐蚀严重，CO₂分压>0.2Mpa腐蚀极其严重。

对管道的材质进行分析：L360是一种制管钢材,主要化学成分：C：≤0.20、Si：≤0.45、Mn：≤1.60、P：≤0.020、S：≤0.010、V：≤0.10、Nb：≤0.05、Ti：≤0.04、CEV≤0.45。

L360N属于中碳钢，在含有CO₂的高氯离子环境中，其耐腐蚀性能受到较大影响，不仅仅会发生均匀腐蚀，也有可能会发生点蚀，而且点蚀恰恰是导致管道泄漏穿孔的主要原因；因此有必要了解该材料在本油田页岩气输送过程中的腐蚀性。

对集输干线积液进行分析；其中，对集输干线积液进行分析，主要包括：分析集输干线积液区是否有沉积物；

所述集输干线积液对腐蚀的影响包括积液区无沉积物时集气干线的内腐蚀、积液区有沉淀物时集气干线的内腐蚀。

1.积液区无沉积物时集气干线的内腐蚀，集气干线输送的是饱和水蒸气的页岩气，管道低洼处形成积液，CO₂的溶解会造成管道内表面的腐蚀；因腐蚀产物碳酸铁垢层在低于20℃下是不会形成的，因此埋地管道内表面很难形成具有保护性的钝化膜，发生积液的管壁内表面诱发的腐蚀阳极区会一直处于活化溶解状态。

2.积液区有沉积物情况下的集气干线内腐蚀在管道的积液区，有沉积物存在，可能会形成垢下腐蚀；而沉积垢的存在，又为微生物的存在创造良好的生存环境，使得管道具有微生物腐蚀的风险；而这两种情况，都会促使管道发生点蚀。

由于页岩气集气干线输送的气质、采出水的水质、集气管道材质和积液情况的分析，发现在有积液的情况下，如果形成生物膜，甚至会造成微生物腐蚀，加剧点蚀破坏的风险，因此有必要对集气管道积液环境下的腐蚀影响因素进行深入分析，明确主要影响因素，以便确定合适的点蚀速率预测模型，为集气干线管道的安全运行提供一定的参考。

其中，根据上述的分析进行实验，主要包括：

一，集气管道的腐蚀影响因素：

（1）实验条件，考虑到集气干线管道埋在地下，温度受环境影响不大，实验温度统一取室温25℃。此外，由于该集气干线7个平台采出水的pH值都在6-7这个范围内，实验时溶液的pH值滴定到6.5。

（2）实验设计，采用5因素3水平进行正交实验来分析采出水介质含量对管线钢L360N的腐蚀性的影响。基于对现场采出水质的调查分析，实验中主要考虑Cl^-、HCO₃ ^-、SO₄ ^2-、Ca²⁺和Mg²⁺离子及其3个水平值如表4.2所示。根据表1.2实验变量水平水平表设计正交矩阵表如表1.3所示。

表1.2实验变量水平表

表1.3L9（35）正交设计表(浓度单位为mg/L)

（3）实验准备，采用武汉科斯特的CS310电化学工作站的三电极腐蚀电池，工作电极是专门定制的利用L360N管道加工而成的试样。在工作电极的非工作面焊接导线后，用环氧树脂进行镶嵌，镶嵌后的工作表面积为1cm2，参比电极为饱和Ag/AgCl，对比电极为铂丝电极。实验过程中工作电极依次用120#、240#、360#，600#水磨砂纸在金相研磨机上进行打磨，然后依次用丙酮、无水乙醇和去离子水清洗，冷风吹干后备用。

实验用的模拟溶液用分析纯NaCl、Na₂SO₄、CaCl₂、MgCl、NaHCO₃与去离子水配置，再用1molNaOH溶液进行滴定，调节溶液的pH值。

（4）实验方法，实验时先向平台分离器溶液中通入1小时CO₂，然后将准备好的工作电极接入腐蚀电池中，将饱和有CO₂的平台分离器水溶液导入三电极方法，并在实验过程中一直保持向溶液中通入CO₂。实验安装好后，首先测试1小时的自然腐蚀电位，然后以0.5mV/s的扫速在相对开路电位的-250mV~+250mV范围内进行极化扫描。

（5）实验结果分析，将电化学方法确定的腐蚀速率添加到设计的多因素分析正交实验表中，如表1.4所示。

表1.4L9（35）正交实验数据分析

通过对正交实验结果进行极差分析，发现Cl^-含量10000-30000mg/L之间对L360N的腐蚀影响较为稳定，反而是Ca²⁺离子影响最大，其次时HCO₃ ^-含量对腐蚀影响较大。这主要时因为他们反应形成的碳酸钙垢对腐蚀具有一定的制约作用，而且HCO₃ ^-离子的存在将对高氯离子含量溶液具有缓冲作用，增大溶液的pH值，减少采出水的腐蚀性。由此可见，在高含Cl^-离子的较严重的腐蚀性环境中，Ca²⁺和HCO₃ ^-的含量对溶液的腐蚀速率有决定性的影响。

二，动态失重法研究管线钢的腐蚀，为了更为准确的模拟现场输气管道积液的腐蚀性环境，进一步验证电化学测试是否合理，利用动态高温高压釜测试动态条件下L360N在页岩气采出水中的腐蚀情况及腐蚀速率。

（1）实验准备，实验用的水溶液为集输脱水站输气干线接入的3个井口平台分离器中取的水样（与电化学实验水样相同）。采用定制的表面积为10.91cm2的管线钢L360N挂片，实验前用丙酮、无水乙醇和去离子水对新实验挂片进行脱脂、脱水处理，冷风吹干后，使用电子分析天平（精度万分之一）称重；放在真空条件下保存备用。

（2）实验程序，使用动态高温高压釜进行实验时，考虑到管道内积液时，与管壁接触的液层流速最低，从理论上看，在圆管内流速分布的截面上，紧挨着管壁处的流体做层流运动，管壁处的流速近似为0。为此，实验中流体的速度取高温高压釜的最低转速60转/分钟（0.06m/s），即假定管道内积液有约0.06m/s的流速在管道的低洼处波动。

实验时，先在平台分离器水样中通入1小时的CO₂，饱和后导入高温高压釜，实验温度设定为25℃，实验的CO₂分压设置为0.06MPa，实验的过程中一直通入CO₂，维持设定的分压。实验周期为96小时。

从实验瓶中取出后立刻浸泡在丙酮中，防止二次腐蚀污染。进行脱脂、酸洗液处理、脱水、称重；根据失重及监测周期计算出腐蚀速度，参照NACE标准RP-0775-2005对腐蚀程度的规定来判断腐蚀程度。

（3）腐蚀数据评价执行标准：

回注方法采用《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》—SY/T5329-94中对注水水质腐蚀速度的规定：腐蚀速度小于0.076mm/a。

《油气田生产中腐蚀挂片的准备、安装、分析以及实验数据的解释》美国腐蚀工程师协会NACERP0775-2005对腐蚀程度进行评价见表1.5。

表1.5NACE标准RP-0775-2005对腐蚀程度的规定

（4）3个平台分析腐蚀速率，确定L360N在典型的H5，H7、H9的平均的腐蚀速率分别为0.117和0.267和0.02mm/a，H5属于严重腐蚀，而H7达到了极严重的腐蚀程度。按照NACE标准，分别达到严重腐蚀和极严重腐蚀的状态。

（6）失重腐蚀测试后的试片点蚀深度分析，通过对SY108H5、H7和H9平台采出水中的腐蚀挂片通过表面轮廓仪进行深度全面的检测，能观察到实验96小时后试片的最大深度分别为8.5、7.2，和10.4μm。那么最大点蚀速率的估算可以用公式（1-1）确定。

（1-1）：

PR=8.76h/t

式中PR——最大点蚀速率，mm/a；

h——最大点蚀深度，μm；

t——实验时间，小时。

由此确定实验96小时后，L360N在三种采出水中的点蚀速度分别为，0.776mm/a，0.657mm/a和0.949mm/a。

三，砂垢下L360N管线钢的腐蚀；

（1）实验准备：

1.砂垢选取，页岩气从采气井场平台分离器出来后，含有饱和的水蒸气的气流中可能携带粒径较小固体杂质进入输气支线，在管线的低洼积液位置沉降聚集，这一点与发生腐蚀穿孔处的管道内壁表面上的沉积物类似。

2.实验溶液及试样，实验用的水溶液为SY108H6-黄金坝集气气干线接入的7个井口平台分离器中取的水样（与电化学实验水样相同）。采用表面积为10.91cm2的管线钢L360N，实验前用丙酮、无水乙醇和去离子水对新实验挂片进行脱脂、脱水处理，冷风吹干后，使用电子天平（精度0.1mg）称重；放在真空条件下保存备用。

（2）实验程序，在用石英砂作为沉积物时，鉴于沉积物在积液下与管道直接接触，从管道流速的断面分析看，管壁处流速接近0，因此实验时取沉积物下没有流动影响，假定传质是在静止状态下发生。实验时，先在平台分离器水样中通入1小时的CO₂，饱和后导入高温高压釜，实验温度设定为25℃，实验的CO₂分压设置为0.05MPa，实验的过程中一直通入CO₂，维持设定的分压。实验周期为96小时。温度为25℃，CO₂分压为0.05MPa，L360N试片在高温高压釜中浸泡时间为96小时。

实验时，先在平台分离器水样中通入1小时的CO₂，饱和后导入高温高压釜，实验温度设定为25℃，实验的CO₂分压设置为0.05MPa，实验的过程中一直通入CO₂，维持设定的分压。实验周期为96小时。

（1）点蚀速率的确定，通过对H5、H7和H9平台采出水中的腐蚀挂片通过表面轮廓仪进行深度进行全面的检测，能观察到实验96小时后试片的最大深度分别为11.96、9.58，和13.34μm。那么根据公式（1-1）确定点蚀速度分别为，1.091mm/a，0.874mm/a和1.217mm/a。

建立局部腐蚀预测模型；

在背景技术中提到的一种预测油气管道内部点蚀的模型，其公式为（1-2）；

式（1-2）：

PCR=[∑（-0.33θ+55）+（0.51W+12.13）+（0.19Wss+64）+

（-0.63Pco₂+74）+（0.57T+20）+（-0.08Ptotal+88）+

（-0.54Ph₂s+67）+（-0.013[SO₄ ²]+57）+（0.85[S]+9.7）+

（-0.014[HCO₃ ^-]+81）+（0.0007[Cl^-]+9.2）+（25[Solid]）+50]/12

式中θ——水环境中的有接触角；

W——产水量/（产水量+产油量）x100；

Wss——壁剪切应力；

[Solid]——如果管线内有固体，Rsolid=1；

如果没有固体，Rsolid=0；

[S]——硫浓度，mg/L；

[Cl^-]——氯离子的含量，ppm；

[HCO₃ ^-]——碳酸氢根离子的含量，ppm；

[SO₄ ²]——硫酸根离子的含量，ppm；

Ptotal——方法的总压力，psi；

Pco₂——CO₂分压，psi；

Ph₂s——H₂S分压，psi；

T——温度，℃。

1.模型的修正，由于页岩气积液管道的内没有油，而且积液在低洼地段形成断塞流，几乎静止不动，因此不考虑油水比例项和管壁剪切应力项。另外，页岩气内不含有硫化氢和单质硫，因此这两项也不做考虑。最后，我们需要考虑的因素主要有温度，总压，硫化氢和二氧化碳分压、硫酸盐浓度、碳酸氢盐浓度和氯盐浓度等,但是公式（1-2）的压力单位是Psi,离子浓度为ppm,确定的点蚀速率为pmy。为了便于在工程上使用该公式，除了舍去不存在的项，还将公式进行转换，使得点蚀速率用mm/y来表示。改进后的点蚀预测公式如（1-3）所示。

（1-3）：

PCR=1.0396+0.0017（0.57T-0.08Ptotal-0.63Pco₂+25[Solid]

+0.0007[Cl^-]-0.014[HCO₃ ^-]-0.013[SO₄ ²]）

其中，将预测模型进行修正，主要包括：

①通过微生物的影响进行修正；

微生物的影响，与微生物腐蚀有关的主要细菌是硫酸盐还原菌（SRB）、硫氧化菌、铁氧化/还原菌、锰氧化细菌、产酸菌和粘液层。这些有机物在金属表面的生物膜基质内共存，以一种复杂和协调的形式形成一种联合体。通常，需要用有限的腐蚀情况的信息在有无微生物测试数据的条件下进行MIC威胁评价。在这种情况下，对方法操作条件下的初步分析可能足以排除MIC威胁，因为这些条件是不适合固着细菌/生物膜的存活。与上述（1-2）公式应用该方法，建立了定量风险分值模型。表1.6是根据MIC模型给出的分值。那么包括MIC影响的点蚀速率就可以用方程（1-4）来计算。

式（1-4）：

PCR_MIC=PCRx（MICr-s-/50）

式中PCR——无MIC的腐蚀速率；

PCR_MIC——有MIC影响的点蚀速率；

MICr-s——MIC系数，用表1.6来计算。

表1.6MIC风险分值

②通过流态的影响的影响进行修正；

流态的影响，多相流管道流态取决于管道直径、管道方向、管道内的流速和流动特征。根据几个现场数据的评估，已经建立起流态对腐蚀影响的一般准则（见表1.7）。通过方程1-4确定的点蚀速率用表1.7给出的系数进行修正来说明流态的影响，得到平均点蚀速率PCR_平均。

表1.7点蚀速率随流态函数的变化

2.点蚀预测模型的验证；

①有无沉积垢时的点蚀速率预测，将H5、H7和H9三个平台的采出水质相关数据带入修正后的公式（1-3），确定有沉积物和无沉积物时的点蚀速率。将实验室内在高温高压釜测试了96小时的L360N管线钢的点蚀测量值与该模型的预测值进行比较，如表1.8所示。

表1.8点蚀速率的实验室测量值和预测值得比较

从表1.8中的数据看，实验室测定的最大点蚀速率要比预测值小，预测误差在-16.54-46.19%范围内，主要集中在-5-27.39%之间。说明预测的点蚀速率与实验室测定的数值比较接近。

微生物腐蚀风险系数的确定，首先确定集气干线管道是否遭受MIC的影响。考虑将集气干线沿线各平台气质和采出水的情况，结合表1.6给出微生物将会对点蚀造成的影响，确定集气干线管道的MIC风险系数为：

MICr-s5=9+20+10+5+10+0+10+1=65；

MICr-s7=9+20+10+6+10+1+4+1=61；

MICr-s9=9+20+10+7+10+2+10+1=69。

从H5、H7和H9这三个平台采出水的微生物腐蚀影响系数MICr-s/50的值分别为1.3，1.22和1.38，可在实际估算集气管道干线微生物腐蚀影响时取其平均影响系数1.3。

将MIC风险系数带入公式（1-4），确定H5、H7和H9有微生物影响后的腐蚀速率如表1.9所示。

有微生物将实验室内在高温高压釜测试了96小时的L360N管线钢的点蚀测量值与该模型的预测值进行比较，如表1.9所示。当无垢时，流体成平推流或者段塞流时，流体的波动对微生物影响的点蚀的作用根据表1.6来确定，如表1.9所示。

表1.9局部点蚀模型的验证

从表1.9看，没有垢沉积的积液有较小波动，如形成平推流时，会使得受微生物影响的点蚀速率降低。但是对于管道低洼的积液处，由于完全积液处流体几乎不动，可以假定低洼处有积液和有沉积物的地方是没有流动的，因此根据表1.9，发现与现场发生穿孔泄漏管道的点蚀速率相似。

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明的范围内。本发明要求的保护范围由所附的权利要求书及其等同物界定。