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红河油田污水回注腐蚀影响因素

发布时间:2020-2-27 8:32:36  中国污水处理工程网

  1 红河油田污水回注存在的问题

  红河油田主要采用注水开发的方式,随着红河油田不断开发,原油含水逐渐升高,为了保护环境和维持地层产能,多年来采用将污水处理后回注的方法注水开采。近年来,红河油田综合含水率达到 70% ,采出液到达地面温度 30 ~ 40 ℃ ,矿化度 15000 ~ 55000 mg / L,含有机物多,为细菌生长创造了有利条件。

  红河油田污水处理站将采出水混合打入预收油罐中投加杀菌剂、缓蚀阻垢剂,经过混凝、沉降罐最后过滤。处理后的水体悬浮物、含油、细菌大幅度下降,水质得到明显的改善。然而在注水过程中又产生新的问题: 经过污水处理站处理后的水质达标,但通过管线输送至井口时,因污水沿程恶化,导致井口取样发现水质明显变差,水体颜色呈黑灰色,有刺鼻气味,细菌、悬浮物含量较之前增大,致使注水系统、地层堵塞,注水压力越来越大。不仅注水能耗增加,对注入设备要求提高,注水开发效果也越来越差。除此之外,药剂处理效率降低、注水井管线腐蚀加重,导致其使用寿命的缩短,严重影响着油田的正常生产[1]。本文从微生物腐蚀角度着手,分析回注水沿程恶化的主要原因,为从根本上解决这一问题提供理论依据。

  污水中含有多种有害成分如硫酸盐还原菌( SRB) 、腐生菌 ( TGB) 、铁细菌( IB) 等微生物,硫酸盐还原菌数量最多,造成主要危害。

  硫酸盐还原菌( SRB) 是一种在厌氧条件下使含硫氧化物还原成 H2 S 的细菌的统称。污水中的 SRB 还会与有机物繁殖,其产物可对喜氧细菌创造条件。红河油田集输过程中的污水温度在 25 ~ 55 ℃ 之间,污水的 pH 一般在 7. 2 ~ 9. 0 之间,为 SRB提供了适合生长的条件,因此在红河油田污水中存在大量的SRB。

  腐生菌( TGB) 是喜氧菌的一种,它产生的粘液常附着在管线和设备上,致密且难分解,它们吸附水中的悬浮颗粒、沉淀物,造成注水系统的过滤器堵塞和设备腐蚀,同样降低注水量,影响原油生产[2]。铁细菌( IB) 多为好氧菌,溶解氧对 IB 的生长起着重要作用,水中的溶解氧就能供其生长,最适合生长温度为 30 ~ 50 ℃ 。细菌的存在对注水效果影响很大,有效控制注入水中的细菌含量,是研究红河油田污水回注腐蚀的关键问题。

  2 细菌对油田开发的危害

  2. 1 设备管线腐蚀

  单一的腐蚀机理很难解释红河油田现场复杂的腐蚀现象,油田回注污水中细菌的主要腐蚀机理为阴极去极化机理,同时伴生有硫化物作用机理、局部电池机理和阳极区固定机理。由于油田污水密闭输送的特点,厌氧环境使得 SRB 大量繁殖,SRB 附着在污水系统的金属表面,产生去极化作用,使油田污水中SO2- 氧化析氢,在红河油田污水回注系统中,在流速较慢的除油罐和储液罐壁、注水井环套空间,检查时发现硫化物含量高,污水颜色也变为黑色,表明 SRB 促进了金属腐蚀[3]。在监测过程中发现,管壁防腐层出现不均匀凹平的坑蚀,SRB 生长代谢过程中可产生活性硫化物,次磷酸盐等物质,加速了金属的腐蚀。腐蚀最初主要为一些易产生粘液的菌体附着,进而逐渐发展成较大菌落,不均匀粘液层或结瘤,形成氧的浓度梯度变化层[4]。在弯管处、已经结垢的垢壳下面形成缺氧环境,为厌氧菌创造条件,点蚀内表面有较厚的垢层,有微孔,小孔内部充满黑色液体,在较小孔蚀形成后形成相对闭塞的电池,生长的菌群为相对固定的阳极,Fe 为阴极,加剧了点蚀的进度。

  红河油田污水在添加杀菌剂后,细菌含量下降到 n×101 个/ mL以下。但依旧发现各类污水罐体继续腐蚀,出现黑色腐蚀物,是由于在细菌产生的S2- 与Fe2+ 作用后,生成的部分FeS 作为局部电池的阴极,附着在 Fe 表面( 局部阳极) ,在污水的作用下相互持续反应,相对于没有被覆盖的区域,覆盖部分的金属表面成为阳极,使管材腐蚀持续进行。

  2. 2 油层受到损害

  细菌给注水操作带来很大影响,由于红河油田长期大量注水,在注水井周围形成一个温度等条件适合细菌生长繁殖的层带,注入水源不断流动,细菌得以持续繁殖。喜氧菌和厌氧菌在地层内部是协同并存的,还可形成代谢产物、累积生产沉淀,菌体细胞大小在0. 5 ~ 2 μm 之间,当孔隙直径小于0. 5 μm时,单个细菌有可能堵塞这些微小孔道[5]。菌落形成的粘质膜会腐蚀金属,堵塞孔道,或使水质发臭。腐生菌通常伴随铁细菌在钢铁表面形成很大的菌落,同时结瘤,促使产生氧浓差电池腐蚀,造成钢铁的腐蚀。由于污垢增加,造成内部缺氧条件,为硫酸盐还原菌的生长繁殖创造了条件,它分解硫酸盐产生硫化氢,会生成 Fe2 S3 堵塞地层。

 细菌代谢产生多糖,多糖聚结成汇流生物膜,将注入流体中的各种固相颗粒或油滴捕获形成桥塞,堵塞孔道[6],使油井采收率降低。

  3 细菌对红河油田回注污水腐蚀影响因素

  3. 1 腐蚀率与 SRB 含量的相关性

  实验跟踪监测红河油田 HH60 回注污水井口水样,pH 均为7. 5,矿化度 16000 mg / L 左右,检测水中 SRB 含量并测试室内静态 N80 钢片的平均腐蚀率,如图 1 所示。由图 1 可知,HH60 回注水平均腐蚀率普遍在 0. 040 ~0. 070 mm / a 之间。现场动态下腐蚀率一般是室内静态挂片腐蚀率的 4 ~ 10 倍,由此得出 HH60 回注水动态腐蚀率远高于标准的 0. 076 mm / a,腐蚀性非常严重。而 SRB 含量与腐蚀率有很好的相关性,证实了细菌存在对腐蚀有着很大的影响。





  3. 2 影响 SRB 含量的因素

  HH60 的水温夏季在 36 ℃ 左右,水型 NaHCO3 ,矿化度 16000 mg / L,pH 7. 5,此时细菌含量较高,某次监测 HH60 注水沿程结果见表 1。由表 1 可知,回注污水矿化度、温度及细菌含量等非常高,SRB、悬浮物含量及腐蚀速率均随沿程取样点的延长而升高,在注水井口的回注水中硫化物含量达到 70 mg / L、SRB 含量高达 106 个/ mL,悬浮物含量达到了 150. 2 mg / L,井口腐蚀率 0. 089 mm / a,均高于注水水质标准。 腐蚀系统中,是几种或多种细菌共同作用,互相促进的。铁细菌创造了局部厌氧的环境,使得厌氧菌如 SRB 大量繁殖,加速了金属腐蚀。

  水质沿程恶化及井口不达标主要表现于悬浮物、SRB 含量的大幅升高,其中以 SRB 为主的微生物腐蚀是导致水质沿程恶化的重要原因。实验对同一井口持续监测,在相同 pH、矿化度的情况下,随着温度的升高,溶解氧含量、悬浮物含量、硫化物含量之间的关系以及对 SRB 的综合影响如图 2 所示。

  由图 2 可知,水温在 30 ℃ 以下的 SRB 含量在 102 个/ mL之内,当水温达到 36 ℃ 时,SRB 含量高达 106 个/ mL。悬浮物含量与 SRB 含量成正比关系,影响最为严重。溶解氧、硫化物也随着 SRB 含量的增加而增加,当 SRB 含量在 105 ~ 106 时的硫化物含量高达 80 mg / L,水体发臭并且有大量黑灰色悬浊物。 SRB 含量的增多加剧了回注水的腐蚀,而腐蚀增强又导致了悬浮物含量的剧增,未除尽的悬浮固体在管道内发生聚集沉降、细菌增长和繁殖、导致硫化物的大量滋生。

  4 结 论

  红河油田腐蚀的主要原因是回注污水温度高、硫酸盐还原菌含量高,悬浮物、硫化物含量与之密切相关。仅靠投加药剂不能使污水中细菌得到很好的控制,考虑细菌的生存条件和代谢活性,建议优先使用物理法,尽量减少向水体中加入化学药剂,减轻水体复杂程度,避免带入过多的有机质。基于红河油田现有回注污水质量控制流程,着重考虑以下几个方面:

  ( 1) 去除悬浮物。增加过滤装置,有效去除悬浮物改变细菌生存环境。经过多级过滤的污水,由于有机质含量低,从源头上减少硫酸盐还原菌的营养源,可在一定程度上抑制细菌滋生。投加杀菌剂应在过滤后,过滤后的污水悬浮物含量降低,少量的药剂即可很好的维持水质。

  ( 2) 抑制硫酸盐还原菌( SRB) 的活性。SRB 产生的硫化氢危害很大,寻找抑制 SRB 活性的方法,使其少产生硫化氢,可大幅度降低危害。

  ( 3) 夏季注重药剂添加程序和管路清洗工作。夏季温度高,对细菌的生长更有利,合理安排加药及清洗工作,可有效降低细菌滋生。

  ( 4) 机械清除腐蚀物。污水处理系统中,储水罐等设备管线内壁累积大量菌类、腐蚀结垢产物等,应制定周期做好清罐防腐工作,可以较好的防止 SRB 腐蚀过程中点蚀的发生。(来源:中石化华北油气分公司)

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