硫酸鹽還原細菌處理海底輸油管線的研究與應用

李 偉

[中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518100]

深海注水管線以其高安全性、高連續性、高流量等優勢，被稱為“海上油氣的生命之路”，被認為是海上油田的重要組成部分。某地區的一個大油氣區，有13條水下輸油管線，總長近40 km，在整個油氣區都有很大的影響。在我國海洋石油資源長期穩定開采的背景下，海洋石油天然氣管線中存在多種微生物，而硫酸根還原菌（SRB）是海洋石油天然氣開采中最為普遍的一類微生物，是將SO-還原成H2S 轉化為有機質以獲取能源的微生物[1]。SRB 通過生化機制（如生物還原、去極化、代謝產物和生物被膜）對海底管線造成了較大的破壞，尤其是在管壁垢區，點蝕最大可達5 mm。

在我國東部地區的一個鉆井平臺（CEPX）上，埋設了一條3年多的海底輸油管線，其腐蝕程度已達15%以上，如果出現滲漏，不僅維護困難，還將帶來巨大的經濟損失和生態破壞。同時，也會對該地區的安全生產造成很大的威脅?，F場采樣發現，SRB 含量超過10 000個/mL，經分析認為，SRB 引起的膜下侵蝕是導致這條海底輸水管線腐蝕的重要因素。所以，對SRB 在海底輸水管線中的侵蝕進行有效控制成為目前迫切需要研究的課題。

1 海洋輸油管線的SRB侵蝕研究

1.1 硫酸鹽還原菌的侵蝕機制

SRB 是一類具有廣泛適應性的厭氧微生物。在油田開發中，通過注水來增加采收率（“水驅”）已成為一種主要的油田開發方式，然而，在注水的同時，由于注水中硫離子的存在，使得SRB 在注水管線中迅速繁殖，從而導致了SRB 在管線中的繁殖。SRB 對海底管線的侵蝕機制可歸納為三類：①微生物還原性。在海洋環境下，因缺乏碳源而無法供應SRB 所需的能源和電子源，金屬作為其唯一的還原性物質。硫酸鹽還原菌通過吸收金屬中的電子，完成厭氧呼吸和還原SO-的過程，并獲得能源，最終導致了金屬的侵蝕。②陰極去極化機制。由于SRB 中的氫化酶將SO-轉化成H2S，從而使鐵（Fe）中的H 被耗盡。③微生物降解物的侵蝕。在海洋管線中，二次侵蝕生成的FeS與SRB 降解生成的H2S 的協同侵蝕是侵蝕的主要原因，隨著H2S 含量的增加，管線的侵蝕也隨之加劇[2]。

1.2 硫酸鹽還原菌與其他菌之間的相互作用

因為海底注水管道內存在著一個非常復雜的生態系統，存在著各種各樣的菌種。在這些生態系統中，SRB、腐生菌和鐵菌是最重要的三類菌種。SRB 與上述三類菌種共生在一起，它們會發出生物信號，進行交互，同時它們的代謝生成的能量也會互相使用，因此常常會形成一種致密的生物膜。同時，這些高密度的微生物又會影響到膜層和膜層之間的物質交流，從而導致了管線的局部銹蝕。

已有的實驗結果表明，多種菌種共同作用下，其生物被膜厚度往往是單一菌種的數倍到數十倍。特別是在硫酸鹽還原細菌和硫酸鹽還原細菌組成的共生體系中，硫酸鹽還原細菌的黏附作用是硫酸鹽還原細菌生長的重要因素。但這也導致了微生物很難將有機物轉化為微生物，從而導致SRB 在“饑餓”的情況下，對鋼鐵的吸熱能力會變得更強，從而導致了更大的侵蝕。

1.3 海輸管線內積垢對硫酸鹽還原菌侵蝕的作用

垢下腐蝕是在金屬材料上生成的一種非均質的污垢，在膜下發生的一種強烈的腐蝕現象。在進行水力集中輸送的海洋管線中，由于長期使用，管線中會產生大量的固相物質，而固相物質很容易在管線中沉積，從而產生沉淀。當這些環境發生時，將會導致SRB的極端貧碳區，并伴隨著SRB 的微生物還原機制，導致膜下金屬的點蝕。此外，若形成較強的水膜，則可使阻銹劑無法與金屬材料直接接觸，進而降低阻銹效率，加速管線的銹蝕。而且，因為滅菌劑一般都是針對水中的硫酸鹽還原菌，而不是針對膜下的硫酸鹽還原菌，所以大部分硫酸鹽還原菌都會黏附在管道表面和結垢區。同時，在結垢底部，由于其相對較高的溫度和濕度，為不同種類的菌株在結垢底部的生長和生長創造了有利的條件[3]。

這些因素導致了海底輸油管線發生了較大程度的結垢侵蝕。研究發現，CEPX 鉆井平臺下的海底輸油管線在部分地區的銹蝕速度已達1.9 mm/a 以上。

2 用硫酸根還原細菌處理海底管線的實驗研究

2.1 鉆井平臺下的海底注入管線

CEPX 平臺海底注水管道在2018年年底正式投入使用，它的主要目的是將經過平臺處理合格后的注水送往其他井口平臺作為回注水打入地下油藏，以確保地層的穩定性、維持地層能量、提高原油的開采效率及速度。本工程的主要技術指標如表1所示。

表1 CEPX平臺海底注水管道設計參數

2.2 殺菌劑選型及注射點數的優選

在石油工業上，對高效、低毒、廣譜的抑菌藥劑提出了更高的要求，應具有良好的穩定性和抗藥性，良好的配伍性。然而，在野外使用中，單一的殺菌藥劑難以達到以上要求，因此，CEPX 平臺投入使用后，水質往往會產生黑色問題，偶爾還能看到一些不知名的細小棉絮。分析認為，導致這一問題的根本因素是原有的TSHQ201和BHS05型殺菌劑之間的親和力不強。在實際應用中，為了確保出水水質，需要適當地減少藥劑添加的濃度，從而削弱藥劑對輸油管線的消毒作用?；谝陨峡紤]，為了確保與凈水藥劑的匹配，本項目擬對殺菌藥劑進行篩選。除了BHS05之外，還有兩種不同的殺菌劑，一種是TSG836，一種是TS890。

2.2.1 檢驗

在該生產流程中，清水劑TS、HQ201的注射位置是生產水一級處理設備斜板除油器，其注射濃度會根據處理水量的不同而在15~25 mg/L。以這個條件為基礎，在選擇殺生劑的過程中，現場工作人員在10 d的時間里，對斜板除油器中的3種殺生劑進行了加注，分別是BHS.05，TS.G836，TS.890，并對它們進行了對比[4]。

2.2.2 農藥的選擇

當殺菌劑加注濃度在700 mg/L 以下時，TS.890和TS.G836與清水劑TS.HQ201一起加注，不會對清水劑的功效產生影響，且輸出的水質也比較清晰，具有良好的相容性。而在添加了850 mg/L 的殺菌劑后，TS890和TSHQ201發生了反應，導致了水中的黑色，而加入TSG836 的水仍然是透明的。由于以后要加大藥劑的投入量，所以在生產過程中，最后選擇了TSG836作為藥劑投入量。

2.3 增加海底輸油管線中滅菌劑的注射密度

自這條海底注水管投入運行以來，已根據在設計階段所建議的方法，每日2 h 進行了一次200 mg/L 的沖擊加注殺菌劑。由于海底管道中SRB 的含量持續增加，在選擇出了適合的TS.G836以后，操作員試圖在保持加注時間不變的前提下，增加其注射濃度，實驗分成三個階段：一是將其注射濃度從200 mg/L 增加到500 mg/L。第二期的標準是500 mg/L 到800 mg/L。第三個時期由800 mg/L 升至1000 mg/L。測試結果見圖1。

圖1 注水管道內SRB數量變化（調整后）

2.4 在水下輸油管中減少清管通球時間

清管通球是一種定期保養工作，用于清除管道中的雜質、液體和污垢，改善管道的運輸效果，降低管道內壁的侵蝕，從而達到延長管道使用年限的目的。為了保證海底管線的平穩運轉，必須采取一種有效的技術措施。其工作流程是，選擇一種擁有一定過盈量的機械式（或泡沫式）清管球，在海底管道的內外壓力差的驅動下，沿海底管道的路線進行直線運動。因為這種方法不要求石油公司大規模停止生產，且具有很低的危險性，所以在大型油田的海底管線維修中被普遍采用。

CEPX 平臺自投入使用以來，已經進行了大約10個星期的清管通球，但在每一次清管之后，都會在產品中檢測出一些污垢和其他的固體物質。這種情況說明，本海域輸油管線中可能出現了一些污垢。針對油管內部結垢所導致的水層下腐蝕問題，提出通過縮短清管和開球操作的時間，來達到對油管中的污物進行高濃度清除，降低污物在油管中的沉淀。為確保滅菌劑對海底管線中的硫酸鹽還原菌有更深的凈化作用，在此基礎上，根據工程實踐，將該海底輸油管線的清管間隔逐步縮短到前一個月一次，后一個月兩次。如圖2所示，半年之后，這條海底注水管線清管產品中的固體雜質含量明顯降低。

圖2 海底注水管道內固體產物質量變化

2.5 防腐處理狀況

自從這條海底輸水管道投入使用以來，每個季度都會對其內部的腐蝕速度進行一次測試。海底管線的侵蝕速度已達0.08 mm/a，超出規范（0.076 mm/a）。從2021年7月開始，對海底輸油管線進行了一系列的處理，如增加注入殺菌劑的濃度、縮短清管和開球期等。從接下來的幾次海底管線每季度的腐蝕測試來看，總體上，腐蝕速度有所降低，截止2022年3月，這條注入管線中的SRB 數量已下降到個位數；最近的一次侵蝕速度探測是0.04 mm/mm，如圖3所示。

圖3 海底管道腐蝕速率與SRB的變化趨勢

3 結論

1）滅菌劑的選擇要符合生產中的具體情況，且工藝中使用的滅菌劑具有良好的相容性。通過對藥劑注射位置的適當選取，可以增強藥劑的效力。

2）增加抗微生物藥劑的噴射密度，抑制了SRB在海底管線中的生長，延緩了管線的侵蝕。

3）通過減少清管通球工作時間，將淤積在管線中的淤渣和雜物進行高效清除，能夠有效地增強腐蝕抑制劑在管線中的腐蝕抑制作用。采用定期撞擊加藥的方法，不僅可以消除管線內的硫酸鹽還原菌，而且可以防止結膜的侵蝕。