长庆油田采出水杀菌与缓蚀阻垢处理实验

雷雨希 张志全 陈汪洋 李春颖 陈晓宇 长江大学石油工程学院

目前，我国大多数油田已进入开发的中后期，采出液中的平均含水率为50%~70%，有的甚至高达90%以上[1]。采出水是油水分离后形成的集悬浮物固体、油、溶解物质于一体的多相体系，其主要污染物有盐类、硫化物、悬浮物、原油、微生物等。采出水中的硫酸盐还原菌会带来严重的腐蚀问题，若不加处理直接回注，会堵塞地层，造成原油产量下降，从而严重影响油田的开发效果与经济效益。解决油田采出水腐蚀结垢问题对于油田开采意义重大，国内外已经有许多研究报道[2-3]，但由于不同油田的采出水的性质不同，很多技术问题还有待于进一步研究。本文以长庆油田采油三厂C3-2联合站采出水为例，开展采出水杀菌和缓蚀阻垢实验研究，解决联合站采出水的结垢问题，并确保采出水达到回注指标。

1 实验评价依据

依据《杀菌剂性能评价方法（SY/T 5890—1993）》、《油田注水细菌分析方法（SY/T 0532—1993）》和《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法（SY/T 5329—2012）》对杀菌剂在40℃下进行杀菌性能评价；依据《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法（SY/T5273—2000）》对缓蚀阻垢剂进行缓蚀性能评价；依据《油田防垢剂性能评定方法（SY T5673—1993）》对缓蚀阻垢剂进行阻碳酸钙垢和阻硫酸钙垢的评价。

2 实验与结果讨论

2.1 油田采出水水质特性分析

对不同时期的长庆油田采油三厂C3-2联合站采出水分别进行水质分析，结果如表1所示。

表1 油田采出水水质特性

由表1可以看出：采出水的矿化度较高，同时成垢离子含量相对较高，结垢趋势明显增强，与地层水混合后的适应性较差，易发生结垢现象；采出水中含有大量的硫酸盐还原菌和腐生菌，这些细菌的存在不仅会腐蚀管线，而且腐蚀产物会造成地层的严重堵塞。因此，需要投加杀菌剂、缓蚀阻垢剂，解决细菌含量高所产生的腐蚀以及结垢问题。

2.2 杀菌实验

在油田采出水处理过程中，普遍采用投加氧化性杀菌剂来控制回注水系统的微生物繁殖[4]。为此，在室内进行了非氧化性杀菌剂筛选与评价实验。

2.2.1 杀菌剂筛选

用室内筛选的非氧化性杀菌剂FY-01、FY-02和FY-03对采出水进行了杀菌实验，杀菌剂浓度均为100mh/L，结果如表2所示。

由表2可知：各杀菌剂对细菌均具有良好的杀菌效果，硫酸盐还原菌完全被杀除；对于腐生菌而言，FY-01的杀菌效果要好于其他两种杀菌剂。

表2 非氧化性杀菌剂杀菌实验结果

2.2.2 最低致死浓度实验

取采出水进行非氧化性杀菌剂FY-01最低致死浓度（药剂能使生物群体致死所需要的最低剂量）实验，结果如表3所示。

表3 FY-01最低致死浓度实验结果

由表3可以看出，FY-01杀菌剂最低致死浓度为300mg/L。现场选用FY-01杀菌剂，加药浓度为200mg/L时可使硫酸盐还原菌完全杀除，腐生菌含量为1.0×102m L-1，细菌含量满足回注要求。

2.2.3 药效持续时间实验

向采出水中加入FY-01非氧化性杀菌剂200 mg/L，测定不同时间内腐生菌含量，实验结果如表4所示。

表4 FY-01药效持续时间评价结果

由表4可以看出，非氧化性杀菌剂FY-01在72 h以内可以使采出水中的腐生菌含量维持在104m L-1以内，说明FY-01杀菌剂药效持续作用时间长。

2.3 缓蚀阻垢实验

选用长庆油田防腐所研制的FF和HZ系列缓蚀阻垢剂作为长庆采油三厂C2-3联合站回注水系统缓蚀阻垢剂，通过静态阻垢实验和腐蚀挂片实验对缓蚀阻垢剂的性能进行评价[5]，并与其原使用的缓蚀阻垢剂（简称为XC）性能进行对比。

2.3.1 静态阻垢实验

静态阻垢实验结果如表5所示。

由表5可以看出：FF-01、FF-02、HZ-01、HZ-02四种缓蚀阻垢剂的阻垢性能均优于原先所使用的缓蚀阻垢剂XC，且水中无明显沉淀物产生；其中FF-01、HZ-02阻垢性能更好一些，当加量为50mg/L时，其相对阻垢率可高达96%以上。

2.3.2 腐蚀挂片实验

腐蚀挂片实验结果如表6所示。

表5 静态阻垢实验结果

从表6可以看出：FF、HZ系列缓蚀阻垢剂的性能明显优于现场使用的缓蚀阻垢剂XC；相比较而言，FF-01和HZ-02的缓蚀性能要更好一些。

2.4 配伍性实验

取现场采出水，分别加入200mg/L非氧化性杀菌剂FY-01和50mg/L缓蚀阻垢剂HZ-02，测定相关水质指标，结果如表7所示。

由表7可以看出，缓蚀阻垢剂HZ-02与非氧化性杀菌剂FY-01的配伍性良好，采出水经杀菌和缓蚀阻垢处理后，腐生菌、硫酸盐还原菌和腐蚀速率均大幅降低，杀菌率高达99%以上，相对阻垢率达97.33%，达到了油田回注标准。

表7 采出水综合处理后水质分析结果

3 结论

通过对长庆油田采油三厂C3-2联合站采出水水质分析及杀菌和缓蚀阻垢实验得出如下结论：

（1）采出水中硫酸盐还原菌的含量高达1.8×105~3.1×105m L-1，腐生菌的含量高达5.0×105~2.0×106m L-1，腐蚀速率达0.629 mm/a，成垢离子含量相对较高，采出水具有较强的腐蚀性和结垢倾向。

（2）杀菌实验结果表明，筛选出的非氧化性杀菌剂FY-01具有很好的杀菌效果，且杀菌持续时间长，当FY-01加药量为200mg/L，采出水经杀菌处理后细菌含量达到回注水水质要求。

（3）缓蚀阻垢实验结果表明，FF、HZ系列缓蚀阻垢剂的性能明显优于现场使用的缓蚀阻垢剂XC；经综合比较，长庆油田采油三厂C3-2联合站采出水处理选用HZ-02作为主缓蚀阻垢剂，其加量为50mg/L。

（4）配伍性实验表明，筛选出的缓蚀阻垢剂HZ-02和非氧化性杀菌剂FY-01配伍性能良好，两种药剂同时投加具有较好的杀菌、缓蚀和阻垢效果。

[1]高生军．靖二联油田污水处理技术研究与应用[D]．西安：西安石油大学，2009：6-7．

[2]曲虎，刘静，马梓涵，等．油田采出水处理系统用药剂进展[J]．油气田环境保护，2012，22（2）：14-18.

[3]白林．长庆油田腐蚀机理及防腐防垢技术研究与应用[D]．西安：西北大学，2012：12.

[4]戴欣．BC-G杀菌剂的研制及评价[J]．油气田地面工程，2005，24（5）：54-55.

[5]陈武，刁浪滔，尹先清，等．缓蚀阻垢剂NY-HGA在涠洲12-1油田生产污水处理中的应用评价[J]．油田化学，2005，22（2）：126-129.