孤岛油田含聚采出水杀菌缓蚀一体化药剂的研制与应用

张学超

(中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营 257231)

孤岛油田经过了50年的开发历程，伴随着油田的逐步开发，化学驱、二元复合驱及各类增产措施的应用导致采出水成分复杂，由于聚合物、硫化氢及细菌等多种成分的综合作用，注水系统腐蚀、结垢严重，造成注水井口水质不达标、注聚油压高且黏度降低、掺水管网结垢堵塞，严重影响了采油厂的正常生产运行。作者针对这一系列问题，通过开展从联合站到井口的沿程水质分析，研制了一种新型杀菌缓蚀一体化药剂，并开展室内和现场应用评价。

1 采出水水质特性及水质影响因素分析

1.1 采出水水质分析

针对孤岛油田回注水稳定性较差的孤二联合站开展水质分析及结垢趋势预测，结果见表1、表2。

表1 采出水水质全分析

表2 采出水结垢趋势预测

1.2 现场药剂效果评价

近年来，通过不断优化油水处理剂配方，基本上解决了三次采油技术带来的油田污水处理难题[2]，回注水综合达标率90%以上，呈逐年上升的趋势。但针对含聚采出水，缓蚀剂和杀菌剂效果仍然较差，导致腐蚀速率、SRB含量达标率偏低，在70%以下。针对孤二联合站采出水现场用杀菌剂、缓蚀剂进行室内评价，结果见表3。

表3 现场药剂效果评价

由表3可知，现场药剂效果较差，缓蚀率为51.7%。杀菌剂浓度为50 mg·L-1时，不能抑制细菌生长，水色变黑，且底部黑色沉淀明显，分析主要为FeS。说明有铁存在时，水质稳定性更差。

1.3 影响因素分析

通过从联合站到井口的沿程水质变化调研分析发现，回注水的4个主要指标中悬浮物含量和SRB含量沿程变化最为突出。分析认为，含聚采出水中的聚合物促进油滴、悬浮物等吸附沉积在管壁形成堵塞；阴离子型聚合物与部分阳离子型水处理剂反应，产生絮凝沉淀物，降低现场缓蚀剂、杀菌剂作用效果；SRB含量超标，沿程S2-含量上升，是沿程水质发生变化、腐蚀加剧的主要因素；沿程细菌、腐蚀共同作用，产物二次污染，造成水质进一步恶化。

由于供注水系统腐蚀结垢造成掺水系统管网结垢堵塞严重；注水井口水质不达标，地层堵塞，注入压力增大；注聚油压高、管柱堵塞、井口黏度降低等问题，严重影响采收率[3]。

2 杀菌缓蚀一体化药剂的研制

针对腐蚀加剧和SRB含量超标，目前油田普遍使用缓蚀剂和杀菌剂，缓蚀剂以咪唑啉类最为广泛，而最常见的杀菌剂是十二烷基二甲基苄基氯化铵(1227)。由于咪唑啉类缓蚀剂和杀菌剂1227应用效果良好且投加方便受到广泛应用，但针对孤岛油田含聚采出水，由于残存的聚合物与药剂的吸附及反应，再加上含聚采出水含油量高，也吸附一部分药剂，造成药剂投加量大、缓蚀及杀菌效果差。由于长期大剂量使用杀菌剂1227[4]，SRB的抗药性逐步增强，抑菌浓度从最初的20 mg·L-1增加到80 mg·L-1以上，缓蚀剂加量也从20 mg·L-1增加到50 mg·L-1以上，极大地增加了水处理成本，且处理效果仍然达不到指标要求，对环境造成了不良影响。

在合成杀菌剂1227的过程中加入阳离子表面活性剂，在缓蚀剂和杀菌剂结构上增加阳离子嵌段，使之与采出水中残留的聚丙烯酰胺吸附中和，降低聚丙烯酰胺对活性组分的吸附，同时增加了杀菌剂1227的杀菌基团，并与松香胺聚氧乙烯醚、咪唑啉衍生物及表面张力低、渗透性好的两性表面活性剂进行复配[5]，即得杀菌缓蚀一体化药剂。

3 杀菌缓蚀一体化药剂的应用

3.1 室内应用效果评价

采用杀菌缓蚀一体化药剂对孤二联合站采出水进行室内应用效果评价，结果见表4。

表4 杀菌缓蚀一体化药剂室内应用效果评价

由表4可知，室内加药浓度为30 mg·L-1时，底部基本没有生成沉积物，水质稳定性良好，缓蚀率达到90.8%，抑菌效果较好。

3.2 现场应用效果评价

在孤二联合站水处理站开展现场应用试验，在外输缓冲罐前连续投加新型杀菌缓蚀一体化药剂，药剂投加方案对比见表5。定期考察外输检测线各节点腐蚀速率和细菌含量变化情况，检测节点：联合站外输→注水站→掺水阀组→掺水间→单井，结果见表6。

表5 药剂投加方案对比

由表5、表6可知，与更换药剂之前相比，新型杀菌缓蚀一体化药剂一剂两效，投加点简化，投加量为30 mg·L-1，现场腐蚀速率降至0.004 9 mm·a-1左右，降幅达90%以上，远低于0.076 mm·a-1技术指标要求；SRB含量降至2.5个·mL-1，TGB、铁细菌含量也显著降低；产生的沉积量大大减少，现场各项指标均达标，效果明显。

4 采出水处理成本核算

孤二联合站处理水量20 000 m3·d-1，试验前缓蚀剂投加量为800 kg·d-1、杀菌剂投加量为3 t/月，按缓蚀剂单价5 832元·t-1、杀菌剂单价10 305元·t-1计算，药剂成本为5 696元·d-1。试验后杀菌缓蚀一体化药剂投加量为600 kg·d-1，按单价10 305元·t-1计算，药剂成本为6 183 元·d-1，药剂成本增加487元·d-1，但是管网、井筒清洗费用降低，综合评估，经济效益和社会效益显著。

表6 各节点腐蚀速率和细菌含量变化情况

5 结论

针对孤岛油田含聚采出水处理难度大，常规的缓蚀剂、杀菌剂效果差，处理后水质稳定性差，注水系统沿程管网腐蚀堵塞严重等问题，研制了一种高效杀菌缓蚀一体化药剂，通过在缓蚀剂和杀菌剂结构上引入阳离子嵌段及与两性表面活性剂复配，提高了含聚采出水适应性。室内评价缓蚀率为90.8%，SRB抑制效果明显。现场应用后，腐蚀速率由0.099 8 mm·a-1降至0.004 9 mm·a-1，降幅达到90%以上，沿程细菌含量减少，水质稳定。该药剂一剂两用，方便现场投加，有效降低腐蚀速率，提高含聚水杀菌能力，改善水质稳定性，延长了注水管网使用年限，减少沉积物产生，降低管网、井筒清洗费用，经济效益和社会效益显著，在油田含聚采出水处理方面具有推广应用价值。