一种油田采出液控硫的生物处理技术.pdf

(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN111997582A(43)申请公布日2020.11.27(21)申请号201910443304.8(22)申请日2019.05.27(71)申请人惠博普（武汉）生物环保科技有限公司地址430000湖北省武汉市东湖新技术开发区高新二路388号武汉光谷国际生物医药企业加速器项目1.2期18#厂房3层2号(72)发明人康杰卿胡明良代吉建秦世群李景全(51)Int.Cl.E21B43/38(2006.01)E21B43/28(2006.01)E21B41/02(2006.01)E21B21/06(2006.01)C09K8/54(2006.01)权利要求书1页说明书5页附图4页(54)发明名称一种油田采出液控硫的生物处理技术(57)摘要本发明提出了一种油田采出液控硫的生物处理方法，通过向高含硫、高地层环境温度下的目标油井采出液内导入耐高温反硝化复合菌剂AB和生物激活剂，抑制系统内SRB的生物活性，促进原生DNB菌群快速繁殖代谢，进而从根源上控制采出液中硫化物的产生，达到减缓系统腐蚀的方法。本方法适用于油田高含硫腐蚀油井及采出液集输支干线系统因硫酸盐还原菌代谢产生硫化物的防治。CN111997582ACN111997582A权利要求书1/1页1.一种油田采出液控硫的生物处理方法，其特征在于：向特定目标油井采出液导入耐高温型反硝化复合菌剂AB并配合使用一定量的生物激活剂，可有效控制并去除目标油井内的硫化物，抑制SRB生长繁殖，同时减缓系统的腐蚀速率。2.根据权利要求1所述的油田采出液控硫的生物处理方法，所述特征在于：特定目标油井采出液具有硫化物含量高、采出液中SRB超标且井口采出液温度较高。3.根据权利要求1所述的油田采出液控硫的生物处理方法，所述特征在于：耐高温型反硝化复合菌剂AB是由两种耐温型反硝化菌HT-D3和反硝化菌HT-D4的纯化菌株混合液在60℃，通过三级放大培养工艺在于兼性厌氧条件发酵得到的工业发酵菌液，菌株浓度可达2.8×109cfu/ml。4.根据权利要求1所述的油田采出液控硫的生物处理方法，所述特征在于：生物激活剂的主要成分是硝酸盐、亚硝酸盐、钼酸盐及其两者或两者以上的混合物复配组成，各组分比例按采出液体积折算其浓度分别为硝酸盐30-50mg/L、亚硝酸盐40-150mg/L、钼酸盐5-10mg/L。5.根据权利要求1所述的油田采出液控硫的生物处理方法，所述特征在于：导入目标油井内的耐高温型反硝化菌反硝化复合菌AB投加量是一个加药周期（5-7天）内菌剂AB占总弄采出液体积的100-200mg/L。6.根据权利要求1所述的油田采出液控硫的生物处理方法，所述特征在于：耐高温型反硝化复合菌剂中HT-D3的最佳生长温度为50℃，适宜生长温度范围为50-60℃；HT-D4的最佳生长温度为60℃，适宜生长温度范围为55-65℃，两株菌剂的耐受温度均在50-90℃。2CN111997582A说明书1/5页一种油田采出液控硫的生物处理技术技术领域[0001]本发明涉及一种油田采出液控硫的生物处理技术，属于油田采出液处理技术领域。背景技术[0002]随着国内各大油田注水开发进入中后期，采出液的含水率越来越高，有些油田的采出液含水高达95%以上，同时伴随着较高的硫化物产生，而这些硫化物的产生很大程度上是由于系统内的硫酸盐还原菌（SRB）代谢过程中产生的。目前采注输系统SRB及其产生的硫化物造成的腐蚀、结垢、地层堵塞等问题日渐突出，极大影响了原油的正常生产，给油田带来了巨大经济损失。[0003]油田油井采出液和地面系统内硫化物（H2S）产生的主要途径有热化学（硫酸盐热化学还原作用BSR）和生物化学（系统内微生物硫酸盐还原作用BSR）。目前对油井采出液和地面系统产硫化氢的成因研究表明，主要是由系统中繁殖的硫酸盐还原菌将水中的硫酸根离子还原形成的。硫酸盐还原菌繁殖导致硫化氢含量的增加，不仅加剧井下采油设备的腐蚀，还严重的影响地面采注输系统设备设施的危害，主要包括：（1）加剧腐蚀：引起井下设备设施（包括抽油杆、油井管、泵等）腐蚀和地面集输管道的穿孔腐蚀；（2）导致水质恶化：硫化氢与Fe2+结合生成FeS沉淀，增加水中悬浮物、诱发“黑水”；（3）FeS是一种乳化剂，会增加污水除油或脱水难度；（4）FeS沉积于管道内壁形成垢或底层，引起管线或井筒堵塞，增加洗井和酸化作业次数，导致作业成本增加；（5）引起聚合物降解，影响三次采油效果，降低原油采收率；（6）硫化物在一定条件下以硫化氢形式逸出污染环境、影响安全。[0004]针对目前油田采出液中硫化氢含量较高、含SRB超标的腐蚀油井，传统的治理措施是一方面采用化学杀菌法抑制硫酸盐还原菌的繁殖，另一方面投加缓阻垢剂降低SRB导致的