渤海油田殺菌技術應用

方　健

(中海能源發展股份有限公司人力資源服務公司碧海環保服務公司，天津300458)

隨著油田的不斷開發，渤海地區大部分油田的產液已達中高含水期，油田注、采水量的不斷增加，聚合物驅的應用給細菌在油田中的繁殖創造了有利條件[1]，細菌引起管道設備腐蝕，堵塞管道，損壞地層，致注水量及油氣產量下降[2]。為保護地層及維持產能,必須對污水中的各類細菌進行殺菌處理。

1　各類細菌的危害

在渤海油田中主要存在硫酸鹽還原菌(SRB)、鐵細菌(FB)、腐生菌(TGB)這3類細菌。其中硫酸鹽還原菌(SRB)的存在范圍最廣，影響也最大，是渤海地區海上平臺主要控制的菌種。

1.1　SRB的危害

1.1.1SRB對油田開采的影響

美國學者Grula在1982年提出，SRB對聚丙烯酰胺的降解作用可能會導致三次采油工作的失敗[3]； SRB可以將油層中的硫酸鈣還原為硫化物，同時生成碳酸鈣沉淀，易于堵塞孔隙，使油層的滲透率降低[4]。

1.1.2SRB的腐蝕機理

SRB腐蝕機理主要分為4種，金屬表面的整體腐蝕機理有陰極去極化機理和硫化物作用機理，而點蝕的腐蝕機理主要有局部電池機理和陽極區固定機理[5]。SRB是厭氧菌，與其他好氧菌具有一定的協同效應，在具有溶解氧的流體中，容易寄生在生物膜和垢污下，產生嚴重的點蝕致設備或管道出現穿孔。同時SRB還產生H2S和FeS，H2S腐蝕設備和管線，FeS沉淀易堵塞設備和地層。

1.2　FB的危害

FB屬于好氣異養菌，能分泌出大量的黏性物質，造成注水井和過濾器等設備的堵塞，并能在流程中形成濃差腐蝕電池[6]，同時由于它所形成的結瘤(菌體+氫氧化高鐵)能夠創造出SRB繁殖的局部厭氧區域。

1.3　TGB的危害

TGB也稱黏液形成菌，是一種好氣異養菌。它的危害與鐵細菌類似，易造成注水井和設備的堵塞，并形成濃差腐蝕電池。

1.4　其他細菌

在渤海油田的海洋采油平臺上，除上述3種細菌，還存在產酸菌(APB)，這種細菌在蓬萊19-3油田上較普遍，但在國內還未見有相關文獻報道。APB將碳水化合物發酵為小分子揮發酸，這種小分子揮發酸改變污水中的pH值，對管材和設備產生腐蝕，同時SRB利用其中的某些揮發酸還原硫酸鹽[7]，使腐蝕更加嚴重。

2　渤海油田細菌監測方法及使用的殺菌技術

渤海油田的細菌監測依據《SY/T 5329—1994 碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》，采用絕跡稀釋法。

目前國內外普遍的殺菌技術分為物理殺菌方法、化學殺菌技術[8]及生物抑菌技術。渤海各油田注水所存在的細菌中，SRB細菌含量應控制在25個/mL，而TGB和FB細菌含量均能控制在104個/mL標準以下，控制細菌的方法主要采用化學殺菌和生物抑菌。

2.1　化學殺菌技術

化學殺菌基本上采用投加殺菌劑進行殺菌和抑菌，殺菌劑按其作用機理可分為氧化性和非氧化性。

2.1.1氧化性殺菌劑

渤海油田中的綏中36-1油田、旅大10-1油田、錦州9-3油田均使用二氧化氯殺菌，二氧化氯屬于強氧化劑，殺菌效果良好。其殺菌機理為：二氧化氯的強氧化性可破壞細菌衣殼上蛋白質的酪氨酸，抑制細菌特異吸附，阻止對主細胞的感染。同時，二氧化氯與部分微生物蛋白質中氨基酸發生氧化還原反應，使反應產物分解破壞，控制微生物生長，最終導致細菌死亡[9]。各平臺上均設有二氧化氯發生器裝置，產生的二氧化氯溶液注入注水系統中。發生器采用氯酸納、雙氧水(40%)、濃硫酸(98%)和催化劑反應生成二氧化氯，生成的二氧化氯氣體通過水射器溶解入現場的生產水中，形成二氧化氯水溶液，通過泵輸送至注水系統中，現場注入點在凈水緩沖罐前，注入二氧化氯濃度為6 mg/L。對旅大10-1油田注水水質加注二氧化氯前后的殺菌效果對比見表1。

表1　旅大10-1油田注水水質加注二氧化氯前后的SRB細菌數

氧化性殺菌劑的優點是能夠持續殺菌，系統內的細菌不會對此產生抗藥性，副作用也非常明顯。二氧化氯發生器是高危裝置，對海上油田的安全生產存在一定的隱患；二氧化氯作為強氧化劑，進入海上平臺的水處理系統會增加系統的腐蝕，影響脫氧劑的性能。

2.1.2非氧化性殺菌劑

目前在渤海油田其他平臺使用的殺菌劑均為非氧化性殺菌劑，包括醛類、季胺鹽陽離子化合物和季鏻鹽陽離子化合物等。醛類化合物具有較強的滲透作用，能透過細胞的細胞壁進入細胞質中，破壞菌體內的生物合成，從而起到殺菌作用。由于細菌基本帶有負電，季胺鹽和季鏻鹽陽離子化合物能夠通過靜電引力吸附在細胞表面上，在細胞表面形成高濃度的離子團，直接影響到細胞膜的正常功能。細胞膜被吸附后就改變了自身的電導性、表面張力和溶解性，并可形成配合物，使蛋白質變性，抑制或刺激酶的活性，損害控制細胞滲透性的原生質膜，從而使細菌致死。

LD5-2平臺、JZ25-1SCEP、BZ28-1油田友誼號、NB35-1CEP、BZ34-1A平臺、BZ28-2S平臺均采用殺菌劑BHS-01B，殺菌劑BHS-01B的主要成分是十二烷基二甲基芐基氯化銨，QK17-2平臺、BZ26-2平臺和BZ25-1平臺使用殺菌劑BHS-06控制細菌，該殺菌劑也是季胺鹽陽離子化合物，對黏泥具有一定的剝離作用。PL19-3油田采用BHS-05和THPS交替使用，BHS-05是季胺鹽和醛類的復配藥劑，THPS是四羥甲基硫酸鏻，加藥方式均為沖擊性加藥。

LD5-2平臺采用殺菌劑BHS-01B，加藥方式為沖擊性加藥，加藥濃度為0.1%，周期為3 d/次，每次持續6 h，加藥前后SRB細菌數對比見表2。

表2　LD5-2平臺菌劑BHS-01B沖擊性加藥前后注水中SRB細菌數

非氧化性殺菌劑優點是副作用小，對系統影響較二氧化氯小，且陽離子季銨鹽兼有緩釋和殺菌作用，可一劑多用。缺點是易使細菌產生抗藥性，無法殺滅系統中各類生物膜和垢污下的細菌，且成本較大，對于含有陰離子聚丙烯酰胺的污水用藥量大。

2.2　生物抑菌技術

目前，研究和應用最為廣泛的生物抑制技術就是硝酸鹽基處理技術，也稱為生物競爭排除技術[10]。該技術主要是向地層導入低濃度的硝酸鹽/亞硝酸鹽，替代硫酸鹽成為電子受體，這可促使天然存在于油層中的硝酸鹽還原菌群(NRB)迅速增生擴散，并在與SRB競爭生存空間和基質時，NRB優先選擇使用油層中的基質，因此可阻止SRB獲得所需要的營養物，從而控制SRB的代謝活性。

生物抑制技術作為中海油總公司科研項目在渤海油田綏中36-1B平臺開展現場試驗， 通過注水管匯對B8和B18井連續加注抑菌劑，加藥泵的下藥量約為10 L/h，檢測注水受益井產出液的SRB細菌含量由試驗前的600個/mL下降至5個/mL。

生物抑菌技術是殺菌技術未來的發展方向，渤海絕大多數油田地層中均含有硫酸鹽還原菌，若在流程中使用殺菌劑則需要連續加藥進行抑制，氧化性殺菌劑連續加藥會給流程造成巨大的負面影響，非氧化性殺菌劑連續注入成本非常高。使用生物抑菌技術注入地層解決細菌問題是未來渤海油田殺菌技術發展的一大方向。

3　渤海油田殺菌方式的局限性及改進措施

目前渤海油田主要以傳統的注入殺菌劑的方式來控制注水系統的細菌危害。無論是氧化型殺菌劑，還是非氧化型殺菌劑都有弊端，故在實際應用時，加藥方式和藥劑選擇應更有針對性。二氧化氯殺菌的副作用明顯，所以流程中使用非氧化型殺菌劑是今后渤海油田化學殺菌技術的主要實施研究內容。

要從根本上解決SRB細菌的困擾，可從其生長特性考慮，SRB細菌在流程中寄生在生物膜和垢污下，殺菌劑在一般情況下無法接觸到SRB，所起的作用僅是殺滅流體中的細菌，就是所謂的“抑菌”而非“殺菌”。根除流程中SRB應采用“物理+化學”手段，在非氧化型殺菌劑注入之前必須進行系統的徹底清洗，目的就是排除殺菌劑和細菌之間的障礙，再用大劑量殺菌劑中加一定量的去垢劑，沖擊加藥一定時間，殺菌劑加藥濃度下調至30 mg/L以下進行持續加藥。為了防止細菌產生抗藥性，殺菌劑優化工作要持續進行，不同類型的殺菌劑可交替使用。

在旅大油田、綏中36-1油田和PL19-3油田的監測中發現，油田生產井的產液中均含有SRB細菌，說明地層中巖石的孔隙中有SRB菌落的生長，會使產液中持續存在SRB，針對此情況，筆者曾建議在水處理流程中以持續注入方式代替沖擊式加藥，但都未能根本解決問題。可見，地層中的SRB菌落吸附于巖石的孔隙中，用普通的殺菌劑基本解決無望。欲從根本上鏟除SRB細菌，要借助于生物抑制劑，渤海綏中36-1油田已經采用生物抑菌技術來根除地層中寄生的SRB細菌，解決了地層中SRB，結合化學殺菌技術可控制流程細菌，這樣，渤海油田殺菌技術必會上一新臺階。

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