1 紅河油田污水回注存在的問題

　　紅河油田主要采用注水開發的方式，隨著紅河油田不斷開發，原油含水逐漸升高，為了保護環境和維持地層產能，多年來采用將污水處理后回注的方法注水開采。近年來，紅河油田綜合含水率達到 70% ，采出液到達地面溫度 30 ～ 40 ℃ ，礦化度 15000 ～ 55000 mg / L，含有機物多，為細菌生長創造了有利條件。

　　紅河油田污水處理站將采出水混合打入預收油罐中投加殺菌劑、緩蝕阻垢劑，經過混凝、沉降罐最后過濾。處理后的水體懸浮物、含油、細菌大幅度下降，水質得到明顯的改善。然而在注水過程中又產生新的問題: 經過污水處理站處理后的水質達標，但通過管線輸送至井口時，因污水沿程惡化，導致井口取樣發現水質明顯變差，水體顏色呈黑灰色，有刺鼻氣味，細菌、懸浮物含量較之前增大，致使注水系統、地層堵塞，注水壓力越來越大。不僅注水能耗增加，對注入設備要求提高，注水開發效果也越來越差。除此之外，藥劑處理效率降低、注水井管線腐蝕加重，導致其使用壽命的縮短，嚴重影響著油田的正常生產[1]。本文從微生物腐蝕角度著手，分析回注水沿程惡化的主要原因，為從根本上解決這一問題提供理論依據。

　　污水中含有多種有害成分如硫酸鹽還原菌( SRB) 、腐生菌 ( TGB) 、鐵細菌( IB) 等微生物，硫酸鹽還原菌數量最多，造成主要危害。

　　硫酸鹽還原菌( SRB) 是一種在厭氧條件下使含硫氧化物還原成 H2 S 的細菌的統稱。污水中的 SRB 還會與有機物繁殖，其產物可對喜氧細菌創造條件。紅河油田集輸過程中的污水溫度在 25 ～ 55 ℃ 之間，污水的 pH 一般在 7. 2 ～ 9. 0 之間，為 SRB提供了適合生長的條件，因此在紅河油田污水中存在大量的SRB。

　　腐生菌( TGB) 是喜氧菌的一種，它產生的粘液常附著在管線和設備上，致密且難分解，它們吸附水中的懸浮顆粒、沉淀物，造成注水系統的過濾器堵塞和設備腐蝕，同樣降低注水量，影響原油生產[2]。鐵細菌( IB) 多為好氧菌，溶解氧對 IB 的生長起著重要作用，水中的溶解氧就能供其生長，最適合生長溫度為 30 ～ 50 ℃ 。細菌的存在對注水效果影響很大，有效控制注入水中的細菌含量，是研究紅河油田污水回注腐蝕的關鍵問題。

　　2 細菌對油田開發的危害

　　2. 1 設備管線腐蝕

　　單一的腐蝕機理很難解釋紅河油田現場復雜的腐蝕現象，油田回注污水中細菌的主要腐蝕機理為陰極去極化機理，同時伴生有硫化物作用機理、局部電池機理和陽極區固定機理。由于油田污水密閉輸送的特點，厭氧環境使得 SRB 大量繁殖，SRB 附著在污水系統的金屬表面，產生去極化作用，使油田污水中SO2- 氧化析氫，在紅河油田污水回注系統中，在流速較慢的除油罐和儲液罐壁、注水井環套空間，檢查時發現硫化物含量高，污水顏色也變為黑色，表明 SRB 促進了金屬腐蝕[3]。在監測過程中發現，管壁防腐層出現不均勻凹平的坑蝕，SRB 生長代謝過程中可產生活性硫化物，次磷酸鹽等物質，加速了金屬的腐蝕。腐蝕最初主要為一些易產生粘液的菌體附著，進而逐漸發展成較大菌落，不均勻粘液層或結瘤，形成氧的濃度梯度變化層[4]。在彎管處、已經結垢的垢殼下面形成缺氧環境，為厭氧菌創造條件，點蝕內表面有較厚的垢層，有微孔，小孔內部充滿黑色液體，在較小孔蝕形成后形成相對閉塞的電池，生長的菌群為相對固定的陽極，Fe 為陰極，加劇了點蝕的進度。

　　紅河油田污水在添加殺菌劑后，細菌含量下降到 n×101 個/ mL以下。但依舊發現各類污水罐體繼續腐蝕，出現黑色腐蝕物，是由于在細菌產生的S2- 與Fe2+ 作用后，生成的部分FeS 作為局部電池的陰極，附著在 Fe 表面( 局部陽極) ，在污水的作用下相互持續反應，相對于沒有被覆蓋的區域，覆蓋部分的金屬表面成為陽極，使管材腐蝕持續進行。

　　2. 2 油層受到損害

　　細菌給注水操作帶來很大影響，由于紅河油田長期大量注水，在注水井周圍形成一個溫度等條件適合細菌生長繁殖的層帶，注入水源不斷流動，細菌得以持續繁殖。喜氧菌和厭氧菌在地層內部是協同并存的，還可形成代謝產物、累積生產沉淀，菌體細胞大小在0. 5 ～ 2 μm 之間，當孔隙直徑小于0. 5 μm時，單個細菌有可能堵塞這些微小孔道[5]。菌落形成的粘質膜會腐蝕金屬，堵塞孔道，或使水質發臭。腐生菌通常伴隨鐵細菌在鋼鐵表面形成很大的菌落，同時結瘤，促使產生氧濃差電池腐蝕，造成鋼鐵的腐蝕。由于污垢增加，造成內部缺氧條件，為硫酸鹽還原菌的生長繁殖創造了條件，它分解硫酸鹽產生硫化氫，會生成 Fe2 S3 堵塞地層。

　細菌代謝產生多糖，多糖聚結成匯流生物膜，將注入流體中的各種固相顆粒或油滴捕獲形成橋塞，堵塞孔道[6]，使油井采收率降低。

　　3 細菌對紅河油田回注污水腐蝕影響因素

　　3. 1 腐蝕率與 SRB 含量的相關性

　　實驗跟蹤監測紅河油田 HH60 回注污水井口水樣，pH 均為7. 5，礦化度 16000 mg / L 左右，檢測水中 SRB 含量并測試室內靜態 N80 鋼片的平均腐蝕率，如圖 1 所示。由圖 1 可知，HH60 回注水平均腐蝕率普遍在 0. 040 ～0. 070 mm / a 之間。現場動態下腐蝕率一般是室內靜態掛片腐蝕率的 4 ～ 10 倍，由此得出 HH60 回注水動態腐蝕率遠高于標準的 0. 076 mm / a，腐蝕性非常嚴重。而 SRB 含量與腐蝕率有很好的相關性，證實了細菌存在對腐蝕有著很大的影響。

　　3. 2 影響 SRB 含量的因素

　　HH60 的水溫夏季在 36 ℃ 左右，水型 NaHCO3 ，礦化度 16000 mg / L，pH 7. 5，此時細菌含量較高，某次監測 HH60 注水沿程結果見表 1。由表 1 可知，回注污水礦化度、溫度及細菌含量等非常高，SRB、懸浮物含量及腐蝕速率均隨沿程取樣點的延長而升高，在注水井口的回注水中硫化物含量達到 70 mg / L、SRB 含量高達 106 個/ mL，懸浮物含量達到了 150. 2 mg / L，井口腐蝕率 0. 089 mm / a，均高于注水水質標準。　腐蝕系統中，是幾種或多種細菌共同作用，互相促進的。鐵細菌創造了局部厭氧的環境，使得厭氧菌如 SRB 大量繁殖，加速了金屬腐蝕。

　　水質沿程惡化及井口不達標主要表現于懸浮物、SRB 含量的大幅升高，其中以 SRB 為主的微生物腐蝕是導致水質沿程惡化的重要原因。實驗對同一井口持續監測，在相同 pH、礦化度的情況下，隨著溫度的升高，溶解氧含量、懸浮物含量、硫化物含量之間的關系以及對 SRB 的綜合影響如圖 2 所示。

　　由圖 2 可知，水溫在 30 ℃ 以下的 SRB 含量在 102 個/ mL之內，當水溫達到 36 ℃ 時，SRB 含量高達 106 個/ mL。懸浮物含量與 SRB 含量成正比關系，影響最為嚴重。溶解氧、硫化物也隨著 SRB 含量的增加而增加，當 SRB 含量在 105 ～ 106 時的硫化物含量高達 80 mg / L，水體發臭并且有大量黑灰色懸濁物。　SRB 含量的增多加劇了回注水的腐蝕，而腐蝕增強又導致了懸浮物含量的劇增，未除盡的懸浮固體在管道內發生聚集沉降、細菌增長和繁殖、導致硫化物的大量滋生。

　　4 結 論

　　紅河油田腐蝕的主要原因是回注污水溫度高、硫酸鹽還原菌含量高，懸浮物、硫化物含量與之密切相關。僅靠投加藥劑不能使污水中細菌得到很好的控制，考慮細菌的生存條件和代謝活性，建議優先使用物理法，盡量減少向水體中加入化學藥劑，減輕水體復雜程度，避免帶入過多的有機質。基于紅河油田現有回注污水質量控制流程，著重考慮以下幾個方面:

　　( 1) 去除懸浮物。增加過濾裝置，有效去除懸浮物改變細菌生存環境。經過多級過濾的污水，由于有機質含量低，從源頭上減少硫酸鹽還原菌的營養源，可在一定程度上抑制細菌滋生。投加殺菌劑應在過濾后，過濾后的污水懸浮物含量降低，少量的藥劑即可很好的維持水質。

　　( 2) 抑制硫酸鹽還原菌( SRB) 的活性。SRB 產生的硫化氫危害很大，尋找抑制 SRB 活性的方法，使其少產生硫化氫，可大幅度降低危害。

　　( 3) 夏季注重藥劑添加程序和管路清洗工作。夏季溫度高，對細菌的生長更有利，合理安排加藥及清洗工作，可有效降低細菌滋生。

　　( 4) 機械清除腐蝕物。污水處理系統中，儲水罐等設備管線內壁累積大量菌類、腐蝕結垢產物等，應制定周期做好清罐防腐工作，可以較好的防止 SRB 腐蝕過程中點蝕的發生。（來源：中石化華北油氣分公司）