渤海油田杀菌技术应用

方　健

(中海能源发展股份有限公司人力资源服务公司碧海环保服务公司，天津300458)

随着油田的不断开发，渤海地区大部分油田的产液已达中高含水期，油田注、采水量的不断增加，聚合物驱的应用给细菌在油田中的繁殖创造了有利条件[1]，细菌引起管道设备腐蚀，堵塞管道，损坏地层，致注水量及油气产量下降[2]。为保护地层及维持产能,必须对污水中的各类细菌进行杀菌处理。

1　各类细菌的危害

在渤海油田中主要存在硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(FB)、腐生菌(TGB)这3类细菌。其中硫酸盐还原菌(SRB)的存在范围最广，影响也最大，是渤海地区海上平台主要控制的菌种。

1.1　SRB的危害

1.1.1SRB对油田开采的影响

美国学者Grula在1982年提出，SRB对聚丙烯酰胺的降解作用可能会导致三次采油工作的失败[3]； SRB可以将油层中的硫酸钙还原为硫化物，同时生成碳酸钙沉淀，易于堵塞孔隙，使油层的渗透率降低[4]。

1.1.2SRB的腐蚀机理

SRB腐蚀机理主要分为4种，金属表面的整体腐蚀机理有阴极去极化机理和硫化物作用机理，而点蚀的腐蚀机理主要有局部电池机理和阳极区固定机理[5]。SRB是厌氧菌，与其他好氧菌具有一定的协同效应，在具有溶解氧的流体中，容易寄生在生物膜和垢污下，产生严重的点蚀致设备或管道出现穿孔。同时SRB还产生H2S和FeS，H2S腐蚀设备和管线，FeS沉淀易堵塞设备和地层。

1.2　FB的危害

FB属于好气异养菌，能分泌出大量的黏性物质，造成注水井和过滤器等设备的堵塞，并能在流程中形成浓差腐蚀电池[6]，同时由于它所形成的结瘤(菌体+氢氧化高铁)能够创造出SRB繁殖的局部厌氧区域。

1.3　TGB的危害

TGB也称黏液形成菌，是一种好气异养菌。它的危害与铁细菌类似，易造成注水井和设备的堵塞，并形成浓差腐蚀电池。

1.4　其他细菌

在渤海油田的海洋采油平台上，除上述3种细菌，还存在产酸菌(APB)，这种细菌在蓬莱19-3油田上较普遍，但在国内还未见有相关文献报道。APB将碳水化合物发酵为小分子挥发酸，这种小分子挥发酸改变污水中的pH值，对管材和设备产生腐蚀，同时SRB利用其中的某些挥发酸还原硫酸盐[7]，使腐蚀更加严重。

2　渤海油田细菌监测方法及使用的杀菌技术

渤海油田的细菌监测依据《SY/T 5329—1994 碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》，采用绝迹稀释法。

目前国内外普遍的杀菌技术分为物理杀菌方法、化学杀菌技术[8]及生物抑菌技术。渤海各油田注水所存在的细菌中，SRB细菌含量应控制在25个/mL，而TGB和FB细菌含量均能控制在104个/mL标准以下，控制细菌的方法主要采用化学杀菌和生物抑菌。

2.1　化学杀菌技术

化学杀菌基本上采用投加杀菌剂进行杀菌和抑菌，杀菌剂按其作用机理可分为氧化性和非氧化性。

2.1.1氧化性杀菌剂

渤海油田中的绥中36-1油田、旅大10-1油田、锦州9-3油田均使用二氧化氯杀菌，二氧化氯属于强氧化剂，杀菌效果良好。其杀菌机理为：二氧化氯的强氧化性可破坏细菌衣壳上蛋白质的酪氨酸，抑制细菌特异吸附，阻止对主细胞的感染。同时，二氧化氯与部分微生物蛋白质中氨基酸发生氧化还原反应，使反应产物分解破坏，控制微生物生长，最终导致细菌死亡[9]。各平台上均设有二氧化氯发生器装置，产生的二氧化氯溶液注入注水系统中。发生器采用氯酸纳、双氧水(40%)、浓硫酸(98%)和催化剂反应生成二氧化氯，生成的二氧化氯气体通过水射器溶解入现场的生产水中，形成二氧化氯水溶液，通过泵输送至注水系统中，现场注入点在净水缓冲罐前，注入二氧化氯浓度为6 mg/L。对旅大10-1油田注水水质加注二氧化氯前后的杀菌效果对比见表1。

表1　旅大10-1油田注水水质加注二氧化氯前后的SRB细菌数

氧化性杀菌剂的优点是能够持续杀菌，系统内的细菌不会对此产生抗药性，副作用也非常明显。二氧化氯发生器是高危装置，对海上油田的安全生产存在一定的隐患；二氧化氯作为强氧化剂，进入海上平台的水处理系统会增加系统的腐蚀，影响脱氧剂的性能。

2.1.2非氧化性杀菌剂

目前在渤海油田其他平台使用的杀菌剂均为非氧化性杀菌剂，包括醛类、季胺盐阳离子化合物和季鏻盐阳离子化合物等。醛类化合物具有较强的渗透作用，能透过细胞的细胞壁进入细胞质中，破坏菌体内的生物合成，从而起到杀菌作用。由于细菌基本带有负电，季胺盐和季鏻盐阳离子化合物能够通过静电引力吸附在细胞表面上，在细胞表面形成高浓度的离子团，直接影响到细胞膜的正常功能。细胞膜被吸附后就改变了自身的电导性、表面张力和溶解性，并可形成配合物，使蛋白质变性，抑制或刺激酶的活性，损害控制细胞渗透性的原生质膜，从而使细菌致死。

LD5-2平台、JZ25-1SCEP、BZ28-1油田友谊号、NB35-1CEP、BZ34-1A平台、BZ28-2S平台均采用杀菌剂BHS-01B，杀菌剂BHS-01B的主要成分是十二烷基二甲基苄基氯化铵，QK17-2平台、BZ26-2平台和BZ25-1平台使用杀菌剂BHS-06控制细菌，该杀菌剂也是季胺盐阳离子化合物，对黏泥具有一定的剥离作用。PL19-3油田采用BHS-05和THPS交替使用，BHS-05是季胺盐和醛类的复配药剂，THPS是四羟甲基硫酸鏻，加药方式均为冲击性加药。

LD5-2平台采用杀菌剂BHS-01B，加药方式为冲击性加药，加药浓度为0.1%，周期为3 d/次，每次持续6 h，加药前后SRB细菌数对比见表2。

表2　LD5-2平台菌剂BHS-01B冲击性加药前后注水中SRB细菌数

非氧化性杀菌剂优点是副作用小，对系统影响较二氧化氯小，且阳离子季铵盐兼有缓释和杀菌作用，可一剂多用。缺点是易使细菌产生抗药性，无法杀灭系统中各类生物膜和垢污下的细菌，且成本较大，对于含有阴离子聚丙烯酰胺的污水用药量大。

2.2　生物抑菌技术

目前，研究和应用最为广泛的生物抑制技术就是硝酸盐基处理技术，也称为生物竞争排除技术[10]。该技术主要是向地层导入低浓度的硝酸盐/亚硝酸盐，替代硫酸盐成为电子受体，这可促使天然存在于油层中的硝酸盐还原菌群(NRB)迅速增生扩散，并在与SRB竞争生存空间和基质时，NRB优先选择使用油层中的基质，因此可阻止SRB获得所需要的营养物，从而控制SRB的代谢活性。

生物抑制技术作为中海油总公司科研项目在渤海油田绥中36-1B平台开展现场试验， 通过注水管汇对B8和B18井连续加注抑菌剂，加药泵的下药量约为10 L/h，检测注水受益井产出液的SRB细菌含量由试验前的600个/mL下降至5个/mL。

生物抑菌技术是杀菌技术未来的发展方向，渤海绝大多数油田地层中均含有硫酸盐还原菌，若在流程中使用杀菌剂则需要连续加药进行抑制，氧化性杀菌剂连续加药会给流程造成巨大的负面影响，非氧化性杀菌剂连续注入成本非常高。使用生物抑菌技术注入地层解决细菌问题是未来渤海油田杀菌技术发展的一大方向。

3　渤海油田杀菌方式的局限性及改进措施

目前渤海油田主要以传统的注入杀菌剂的方式来控制注水系统的细菌危害。无论是氧化型杀菌剂，还是非氧化型杀菌剂都有弊端，故在实际应用时，加药方式和药剂选择应更有针对性。二氧化氯杀菌的副作用明显，所以流程中使用非氧化型杀菌剂是今后渤海油田化学杀菌技术的主要实施研究内容。

要从根本上解决SRB细菌的困扰，可从其生长特性考虑，SRB细菌在流程中寄生在生物膜和垢污下，杀菌剂在一般情况下无法接触到SRB，所起的作用仅是杀灭流体中的细菌，就是所谓的“抑菌”而非“杀菌”。根除流程中SRB应采用“物理+化学”手段，在非氧化型杀菌剂注入之前必须进行系统的彻底清洗，目的就是排除杀菌剂和细菌之间的障碍，再用大剂量杀菌剂中加一定量的去垢剂，冲击加药一定时间，杀菌剂加药浓度下调至30 mg/L以下进行持续加药。为了防止细菌产生抗药性，杀菌剂优化工作要持续进行，不同类型的杀菌剂可交替使用。

在旅大油田、绥中36-1油田和PL19-3油田的监测中发现，油田生产井的产液中均含有SRB细菌，说明地层中岩石的孔隙中有SRB菌落的生长，会使产液中持续存在SRB，针对此情况，笔者曾建议在水处理流程中以持续注入方式代替冲击式加药，但都未能根本解决问题。可见，地层中的SRB菌落吸附于岩石的孔隙中，用普通的杀菌剂基本解决无望。欲从根本上铲除SRB细菌，要借助于生物抑制剂，渤海绥中36-1油田已经采用生物抑菌技术来根除地层中寄生的SRB细菌，解决了地层中SRB，结合化学杀菌技术可控制流程细菌，这样，渤海油田杀菌技术必会上一新台阶。

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