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摘要：本文将详细介绍页岩气田集输管线腐蚀试验的方法，通过专业的研究与调查，找出该腐蚀试验的过程，如探索管线腐蚀现象、设置腐蚀模拟试验过程与腐蚀现象的原因分析等，在掌握集输管线的腐蚀原因后设计出更为合适的方案来降低该类管线的内部腐蚀度。
关键词：页岩气田;集输管线;腐蚀原因
引言：在页岩气田开发的过程中，其内部的集输管线会出现一定的腐蚀状态，其严重影响着页岩气田的开发效果，也降低了集输管道的运行速率，相关人员应找出一种合适的方式来探究其改善腐蚀现象的方案，为气田的高效开发奠定坚实基础。
1页岩气田集输管线腐蚀试验的方法
1.1试验材料
一般来讲，在页岩气田中其带有少许二氧化碳，会给其内部的矿化度带去少许影响，在进行水力压裂施工期间，会因其表面活性剂的增多来提升压裂液的流通度，此类表面活性剂会有效抑制水力压裂中的腐蚀作用。部分页岩气田下的集输管线中会产生较严重的穿孔腐蚀现象，针对页岩气田的开发来说，多数专业人员正探究该类气田集输管线生成腐蚀现象的原因，继而找出合适的方式来管控其生成的风险。
为更好地掌握页岩气田集输管线中的腐蚀原因，研究人员可进行与管线腐蚀相关的试验，利用试验过程与结果来找出腐蚀原因，通过对腐蚀风险的预测来为其制定出对应的防治方案。
在进行页岩气田集输管线试验前，试验人员可挑选出页岩气田内部的失效管材，其内部化学成分有Fe、Mo、Cr、Ni、Cu、S、P、Mn、Si与C等，该试验用到的溶液为页岩气田内部的采出水，其总体的矿化度在24000mg/L，受页岩气田内部的压裂影响，其地层中的采出水中还含有不同类型的表面活性剂。
1.2试验方法
在进行正式的页岩气田集输管线腐蚀试验前，相关人员还需摸索出试验条件，即在开展试验的过程中要保证地层内部的天然气中的二氧化碳含量在0.3%左右，其温度需在30℃，且压力值为0.03MPa，由于该类试验的周期在7日上下，为保证试验效果，相关人员需在地层内部的采出水中增加杀菌剂，其整体的添加量大约在300mg/L。
在开展集输管线的腐蚀试验期间，相关人员可选用绝迹稀释法，该方式可多用在细菌计数中。首先，相关人员可借用无菌注射器来讲试验瓶内的细菌样品进行测定与稀释，将其放置在37℃的恒温箱内保持7日。其次，依照该试验进行中的稀释倍数与阳性指标来测算出水样内部的细菌总数，再通过腐蚀产物内的微生物数量来完成腐蚀产物的检测。最后，在有效获取失效管壁下的腐蚀数量后，相关人员可进行腐生菌与还原菌测试瓶的检测，从而切实得到集输管线遭受腐蚀的数据[1]。
在观察管段失效后的腐蚀现象时，相关人员可借用扫描电镜来观察遭受腐蚀的微观形貌，并用对应类型的能谱仪来全面探究腐蚀产物内的各项元素成分，并找出该类产物的晶体结构，提出该类管线出现腐蚀现象的原因。
2页岩气田集输管线腐蚀原因的具体分析
2.1管线腐蚀现象
在完成页岩气田集输管线的腐蚀试验后，相关人员需采用宏观与微观相结合的方式来观察当前的失效管道，在该类失效管道内可看出其存有圆形点蚀坑，点蚀坑内的整体形态为空洞状，其表面会出现一层腐蚀性的产物，该类蚀坑属微生物腐蚀的典型。
相关人员还可借助能谱仪来全面分析失效管道中其蚀坑中腐蚀产物的分布与元素含量，其结果证明该类产物中的O元素较多，也带有不同程度的CI与S元素，由于腐蚀产物下的外层表面带有较高含量的S元素，其点蚀坑的底部会聚集较多CI元素。在正常的地层水内虽然其带有不同数量的SO42-，但此类元素不会进入到当前的腐蚀产物中，因而集输管线出现腐蚀现象的主要原因为还原菌微生物的侵入。
此外，在观察失效管道的过程中，试验人员还可看出该类腐蚀产物的内部成分主要有Fe3O4与Fe2O3，在该类产物中还含有FeCO3，出现铁氧化物的原因在于失效管道在空气中暴露的时间较长，天然气内部的CO2也会对管材形成不同程度的腐蚀。因此，在完成细菌检测后，試验人员可发现失效管线内的腐蚀产物、采出水都带有一定的还原菌与腐生菌，可了解出现该腐蚀现象的原因为两种菌类共同作用而成。
2.2管线腐蚀的模拟试验
试验人员为探究集输管线产生腐蚀现象原因的真实性，其对管线腐蚀进行了对应的模拟试验。若地层采出水中没有添加杀菌剂，其腐蚀速率在0.35mm/a;在添加一定量的杀菌剂后，其腐蚀速率明显减低，最低值在0.032mm/a左右。
在该项试验中相关人员可借助先进仪器来观察地层采出水下的表面腐蚀形貌，经过科学测试可看出在腐蚀产物内存有极多的微生物。针对微生物的形态来说，部分微生物的状态为短棒状，代表着还原菌形态;而长条状的微生物则多为腐生菌形态。相关人员还利用能谱来分析腐蚀产物，经过全面观察发现其内部带有较高的P与S含量，也就是说其含有一定数量的生物质膜。
在完成试验后，相关人员需了解虽然其在集输管线内添加了一定的杀菌剂，但仍存有些许的微生物，通过该试验的结果可看出点蚀坑内的深度多为3μm，若将其换算为点蚀速率，其数值会在0.16mm/a左右。
2.3管线腐蚀原因
页岩气田内部的集输管线在完成腐蚀试验后，相关人员可根据该试验结果找出产生腐蚀现象的原因，即管线内部的点蚀与均匀腐蚀皆来源于微生物腐蚀。在微生物腐蚀期间，其内部生成的生物膜会给腐蚀形态造成较大影响，在生物膜的作用下会出现较严重的点蚀现象，而点蚀形态产生的原因也为微生物在代谢过程中会生出有机酸，在酸化局部环境的过程中加快了基体金属的溶解速度。
因此，在找出了集输管线出现腐蚀状态的原因后，相关人员需根据该类状态制定出适宜的管线防护措施。一方面，在日常工作中相关人员需加强页岩气田集输管线的维护工作，定期检测该类管线的整体质量，适时测定其金属表面的生物膜，利用腐蚀类试验全面探究其当前的内部成分，借用日常管理与增设杀菌剂来高效管控其应用效果，适时降低其内部腐蚀度。另一方面，工作人员还可在建设页岩气田之初，科学挑选集输管线，利用其本身特征来完善该类管线的运用效果，从而保证其整体质量[2]。
总结：综上所述，在研究页岩气田集输管线内部腐蚀的现象时，借用相关试验相关人员可精准看出其生成腐蚀状态的原因，并找出适宜的防治方案来有效解决或延缓该类腐蚀现象，从而适时提升集输管线的运行水准。
参考文献：
[1]肖茂.威荣、永川页岩气集输管线细菌腐蚀风险研究[J].中外能源，2021，26（05）：60-64.
[2]金钰昕，姚安林，丁思双，等.页岩气田集输管线CO_2腐蚀因素及缓蚀剂评价分析[J].钻采工艺，2020，43（06）：107-109+12.
关键词：页岩气田;集输管线;腐蚀原因
引言：在页岩气田开发的过程中，其内部的集输管线会出现一定的腐蚀状态，其严重影响着页岩气田的开发效果，也降低了集输管道的运行速率，相关人员应找出一种合适的方式来探究其改善腐蚀现象的方案，为气田的高效开发奠定坚实基础。
1页岩气田集输管线腐蚀试验的方法
1.1试验材料
一般来讲，在页岩气田中其带有少许二氧化碳，会给其内部的矿化度带去少许影响，在进行水力压裂施工期间，会因其表面活性剂的增多来提升压裂液的流通度，此类表面活性剂会有效抑制水力压裂中的腐蚀作用。部分页岩气田下的集输管线中会产生较严重的穿孔腐蚀现象，针对页岩气田的开发来说，多数专业人员正探究该类气田集输管线生成腐蚀现象的原因，继而找出合适的方式来管控其生成的风险。
为更好地掌握页岩气田集输管线中的腐蚀原因，研究人员可进行与管线腐蚀相关的试验，利用试验过程与结果来找出腐蚀原因，通过对腐蚀风险的预测来为其制定出对应的防治方案。
在进行页岩气田集输管线试验前，试验人员可挑选出页岩气田内部的失效管材，其内部化学成分有Fe、Mo、Cr、Ni、Cu、S、P、Mn、Si与C等，该试验用到的溶液为页岩气田内部的采出水，其总体的矿化度在24000mg/L，受页岩气田内部的压裂影响，其地层中的采出水中还含有不同类型的表面活性剂。
1.2试验方法
在进行正式的页岩气田集输管线腐蚀试验前，相关人员还需摸索出试验条件，即在开展试验的过程中要保证地层内部的天然气中的二氧化碳含量在0.3%左右，其温度需在30℃，且压力值为0.03MPa，由于该类试验的周期在7日上下，为保证试验效果，相关人员需在地层内部的采出水中增加杀菌剂，其整体的添加量大约在300mg/L。
在开展集输管线的腐蚀试验期间，相关人员可选用绝迹稀释法，该方式可多用在细菌计数中。首先，相关人员可借用无菌注射器来讲试验瓶内的细菌样品进行测定与稀释，将其放置在37℃的恒温箱内保持7日。其次，依照该试验进行中的稀释倍数与阳性指标来测算出水样内部的细菌总数，再通过腐蚀产物内的微生物数量来完成腐蚀产物的检测。最后，在有效获取失效管壁下的腐蚀数量后，相关人员可进行腐生菌与还原菌测试瓶的检测，从而切实得到集输管线遭受腐蚀的数据[1]。
在观察管段失效后的腐蚀现象时，相关人员可借用扫描电镜来观察遭受腐蚀的微观形貌，并用对应类型的能谱仪来全面探究腐蚀产物内的各项元素成分，并找出该类产物的晶体结构，提出该类管线出现腐蚀现象的原因。
2页岩气田集输管线腐蚀原因的具体分析
2.1管线腐蚀现象
在完成页岩气田集输管线的腐蚀试验后，相关人员需采用宏观与微观相结合的方式来观察当前的失效管道，在该类失效管道内可看出其存有圆形点蚀坑，点蚀坑内的整体形态为空洞状，其表面会出现一层腐蚀性的产物，该类蚀坑属微生物腐蚀的典型。
相关人员还可借助能谱仪来全面分析失效管道中其蚀坑中腐蚀产物的分布与元素含量，其结果证明该类产物中的O元素较多，也带有不同程度的CI与S元素，由于腐蚀产物下的外层表面带有较高含量的S元素，其点蚀坑的底部会聚集较多CI元素。在正常的地层水内虽然其带有不同数量的SO42-，但此类元素不会进入到当前的腐蚀产物中，因而集输管线出现腐蚀现象的主要原因为还原菌微生物的侵入。
此外，在观察失效管道的过程中，试验人员还可看出该类腐蚀产物的内部成分主要有Fe3O4与Fe2O3，在该类产物中还含有FeCO3，出现铁氧化物的原因在于失效管道在空气中暴露的时间较长，天然气内部的CO2也会对管材形成不同程度的腐蚀。因此，在完成细菌检测后，試验人员可发现失效管线内的腐蚀产物、采出水都带有一定的还原菌与腐生菌，可了解出现该腐蚀现象的原因为两种菌类共同作用而成。
2.2管线腐蚀的模拟试验
试验人员为探究集输管线产生腐蚀现象原因的真实性，其对管线腐蚀进行了对应的模拟试验。若地层采出水中没有添加杀菌剂，其腐蚀速率在0.35mm/a;在添加一定量的杀菌剂后，其腐蚀速率明显减低，最低值在0.032mm/a左右。
在该项试验中相关人员可借助先进仪器来观察地层采出水下的表面腐蚀形貌，经过科学测试可看出在腐蚀产物内存有极多的微生物。针对微生物的形态来说，部分微生物的状态为短棒状，代表着还原菌形态;而长条状的微生物则多为腐生菌形态。相关人员还利用能谱来分析腐蚀产物，经过全面观察发现其内部带有较高的P与S含量，也就是说其含有一定数量的生物质膜。
在完成试验后，相关人员需了解虽然其在集输管线内添加了一定的杀菌剂，但仍存有些许的微生物，通过该试验的结果可看出点蚀坑内的深度多为3μm，若将其换算为点蚀速率，其数值会在0.16mm/a左右。
2.3管线腐蚀原因
页岩气田内部的集输管线在完成腐蚀试验后，相关人员可根据该试验结果找出产生腐蚀现象的原因，即管线内部的点蚀与均匀腐蚀皆来源于微生物腐蚀。在微生物腐蚀期间，其内部生成的生物膜会给腐蚀形态造成较大影响，在生物膜的作用下会出现较严重的点蚀现象，而点蚀形态产生的原因也为微生物在代谢过程中会生出有机酸，在酸化局部环境的过程中加快了基体金属的溶解速度。
因此，在找出了集输管线出现腐蚀状态的原因后，相关人员需根据该类状态制定出适宜的管线防护措施。一方面，在日常工作中相关人员需加强页岩气田集输管线的维护工作，定期检测该类管线的整体质量，适时测定其金属表面的生物膜，利用腐蚀类试验全面探究其当前的内部成分，借用日常管理与增设杀菌剂来高效管控其应用效果，适时降低其内部腐蚀度。另一方面，工作人员还可在建设页岩气田之初，科学挑选集输管线，利用其本身特征来完善该类管线的运用效果，从而保证其整体质量[2]。
总结：综上所述，在研究页岩气田集输管线内部腐蚀的现象时，借用相关试验相关人员可精准看出其生成腐蚀状态的原因，并找出适宜的防治方案来有效解决或延缓该类腐蚀现象，从而适时提升集输管线的运行水准。
参考文献：
[1]肖茂.威荣、永川页岩气集输管线细菌腐蚀风险研究[J].中外能源，2021，26（05）：60-64.
[2]金钰昕，姚安林，丁思双，等.页岩气田集输管线CO_2腐蚀因素及缓蚀剂评价分析[J].钻采工艺，2020，43（06）：107-109+12.