一种采油回注水的处理方法
【专利摘要】本发明提供一种采油回注水杀菌处理工艺，该工艺由两种氧化型杀菌剂配合投加使用的过程组合实现，可用于油田三次聚合物驱采油回注水处理。通过工艺的实施能够迅速、高效的杀灭水中的硫酸盐还原菌及其他菌类并有效抑制菌类滋生，能使水中有害菌浓度长时间维持在指标控制范围内。并且通过协同效应在控制菌藻的同时，避免了氧化型药剂对采油设备及管线的腐蚀，并且节约药剂成本三分之二左右。处理后的产水达到回注水水质要求，从而极大提高油田用水效率，达到节水减排的目的。
【专利说明】一种采油回注水的处理方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及一种杀菌方法，更具体地涉及一种三次采油回注水中硫酸盐还原菌的控制方法。主要针对油田三次聚合物驱采油水作为回注水中硫酸盐还原菌的控制,经处理后使油田采出水中硫酸盐还原菌含量达到回注水水质要求。
【背景技术】
[0002]目前我国大部分油田采用了注水开发的方式，因而水和石油生产的关系极大。随着油田注水的进行带来了两个问题:一是注水的水源问题，人们希望是能够提供水量大而稳定的水源；二是原油含水量不断上升，含油污水水量越来越大，污水的排放和处理是个大问题。因此，油田采油污水回注是个合理开发和利用水资源的正确途径。
[0003]但是，油田采油污水的水质复杂，含有许多有害成分。因此对油田注入水的水质有一定的要求，否则会给整个采油系统带来一系列的新问题。如由于采油污水中还有大量的有机或无机杂质，而引起的有害菌大量滋生的问题，对采油设备的正常运行带来了极大危害，甚至严重腐蚀破坏金属设备、污堵系统，造成系统瘫痪。其中危害最严重的是硫酸盐还原菌，硫酸盐还原菌可以在无氧的中性环境中诱发阴极去极化作用，从而加速腐蚀过程。可以引起系统点蚀区充满黑色腐蚀物，产生深的坑蚀，使系统水质渐渐变为酸性，系统中可溶性硫化物含量增加，甚至使注入水变为黑水，注入水被酸化，注入水量下降，并且使暴露在系统中的金属迅速损坏。如果采油污水中含聚合物，还将增加含油污水的粘度，增加油水的乳化程度，使油粒直径变小。这就更增加了采油水中有机物，并且进一步降低了系统中水的流动性，从而更有利于硫酸盐还原菌的滋生。
[0004]采油污水用于回注必须经过一系列的污水处理流程，达到回注水水质指标后才能回注到系统。综合国内外稠油污水处理技术的研究与发展现状，可知i前国内外对于稠油污水的处理主要还是采用“隔油一混凝一过滤”或“隔油一气浮一过滤”这两类传统的“老三套”工艺。这种处理工艺基本上是稀油的注水处理工艺，用“老三套”注水处理工艺无法使稠油污水达标排放。在利用“老三套”工艺处理稠油污水时，国内一般采用增大处理构筑物单元容积，提高水力停留时间，延长工艺路线的办法来增加油水分离效果；国外近年来在强化污水处理设备分离效能，开发油水分离效果更佳的污水处理设备和组合工艺方面有较大进展。在“老三套”处理工艺的基础上增加“生物处理单元”也成为目前的发展方向之一。含油污水处理工艺的关键是生物处理单元的处理效果。为提高该单元的效能，许多生物技术已被用于油田含油污水的处理，包括活性污泥法、SBR法、生物膜法、氧化塘法、厌氧生物技术等。
[0005]而与水驱含油污水相比，含聚污水处理难度更大。生物法作为实现含油污水处理主要技术逐渐引起了各国相关研究工作者的广泛关注。通过国内外研究与实践证明，生物法实现含油污水回注在技术上是可行的、工艺上是可靠的。近几年的研究表明，油田废水生物处理技术的关键在于生物菌种和生物处理工艺，必须在对油田污水特点有深刻认识基础的上，开发高效的生物特效菌种和生物处理工艺。由于含聚污水性质的稳定，给油水分离带来很大难度，已有很多研究者将视线从油水分离等物理处理方法转向生物法。油田污水生物处理技术的关键在于生物菌种和生物处理工艺，而对于含聚污水的处理，则应该建立在对其污水特点有深刻认识基础的上，开发高效的生物特效菌种和生物处理工艺。
[0006]经过以上的处理流程后，采油污水水质仅能勉强达到外排指标，对于用于回注，以上的流程往往都是必要的。但是若用于回注，就必须控制菌藻指标，特别是硫酸盐还原菌的指标。尤其在有一部分生物处理工艺中，为了侧重降低污水中某些指标还会引入高效硫酸盐还原菌。所以必须找到一种合理的途径对水体中的硫酸盐还原菌进行控制，使水质达到回注要求。
[0007]投加杀菌剂的化学杀菌技术是国内外油田广泛推广应用的杀菌方法，它不仅具有经济、使用方便、见效快的特点，它的突出优点在于，当处理后的水中含有一定余量的杀菌剂时，能够有效地控制细菌在地层中繁殖，防止细菌代谢产物及腐蚀产物给地层造成伤害，降低了采出液中H2S对采油设施及地面系统设备造成的腐蚀。杀菌剂种类繁多。其杀菌机理是在具有稳定杀菌特性的化学药剂中，含有可破坏细胞酶或基质交换系统的物质，利用化学剂与细菌之间的相互作用以达到杀灭细菌的目的。杀菌剂的杀菌效果与其结构、投药剂量、用药周期、微生物菌群的种类、微生物生存条件等因素有关。
[0008]通常要求油田回注水用杀菌剂具有高效、低毒、速效、广谱、稳定性好、配伍性强、来源丰富、价格便宜、使用方便等优点。目前，国外水处理剂的研究和开发在精细化工领域非常活跃，并在精细化工产品生产中占有重要地位，并不断对水处理剂的化学结构和性能进行改进，如提高杀菌剂的分子量、引入新基团、并逐渐向高效杀菌的阳离子试剂方向发展。但是在油田生产过程中，随着采油技术的不断发展，国内各采油厂，先后进行聚合物驱油及三元复合驱油，使得油田的水质情况发生了很大的变化。不论是注入系统还是采出系统，均不同程度地含有一定量的聚合物、表面活性剂和一定量的碱性物质。一般情况下，在注入系统，聚合物及活性剂浓度较高，在采出系统浓度较注入系统低的很多，但一般也超过杀菌剂的浓度(5(Tl20ppm)。因此给杀菌剂杀菌带来了很多弊端。阳离子杀菌剂，已不能适应目前的油田水质情况。因为它能与阴离子表面活性剂形成不溶于水的络合物，同时还与部分水解聚丙烯酞胺(HPAM)发生沉淀及絮凝反应，使得溶液中的聚合物从水中沉淀或絮凝，表面活性剂降低了聚合物的浓度，又使得杀菌剂的有效浓度降低，失去了其应有的杀菌作用。为了所选用的杀菌剂能够在油田水中有效地达到杀菌目的，我们需要选择与更适应油田水复杂成分的杀菌剂。
[0009]国外氧化型杀菌剂主要向使用较安全、杀菌效率较高的方向发展，如使用稳定性二氧化氯、三氯异三聚氰酸、嗅类杀菌剂等。目前国内一些科研机构也开始着手这方面的研究工作，在稳定二氧化氯溶液的制备和二氧化氯发生器的制造方面皆取得了较大进步。但国内大多陆上油田，采油注水系统主要在密闭条件下进行，注水中有机物质含量高，通常需要大量的氧化剂才能达到杀菌的目的，而且经过长期的现场实验研究，或是由于杀菌效果不佳或会增加腐蚀，不能在现场推广使用。因此，急需研究和选用适合的氧化型杀菌剂并且筛选合适的使用条件、工艺参数使其适用于油田现场。
【发明内容】
[0010]针对现有技术中采油回注水杀菌工艺存在的问题，本发明公开了一种采油回注水的处理方法，旨在提供一种采油回注水杀菌处理工艺，可用于油田三次聚合物驱采油水处理，处理后的产水达到配聚回注水水质要求，消除了有害菌引起的对油井、管道及采油设备的腐蚀及污堵危害的同时，解决了氧化型药剂对采油管线腐蚀污堵的问题。
[0011]本发明采用如下的技术方案实现的:
[0012]一种采油回注水处理方法，即杀菌控制工艺，控制工艺包括投加药剂、投加方式和参数控制，该工艺由两种氧化型杀菌剂配合投加使用的过程组合实现，步骤为:1)在除菌落指标外污染物含量符合采油回注水水质标准的回注水中投加初级杀菌剂；2)在回注或配聚过程前投加杀菌缓蚀剂。[0013]1.针对水源
[0014]所述工艺针对的回注水水源为采用聚合物驱油的油田三次采油污水，即油田含聚污水。
[0015]所述的油田含聚污水，经过“隔油一混凝一过滤”或“隔油一气浮一过滤”这两类传统的“老三套”工艺初步的过滤处理，并可经过一定程度的生化或其他处理工艺，使污水的油、有机物、机杂等污染物含量符合可用于油田采油回注水的水质标准，即达到下表1所示标准(不代表国标),但是菌落指标特别是硫酸盐还原菌指标没有达到表2所示的标准。
[0016]所述回注水除菌落指标外其他污染物含量符合采油回注水标准，即在应用杀菌剂前其他污染物含量符合油田采油回注水水质标准，但菌落指标未达到油田采油回注水标准。该油田采油回注水标准可以是国家标准，也可以是油田自定标准，一般油田自定标准应等于或闻于国豕标准。参见表1和表2。
[0017]表1我国部分油田注水水质要求
【权利要求】
1.一种采油回注水的处理方法,包括如下步骤: 1)在污染物含量符合采油回注水标准的回注水中投加初级杀菌剂； 2)在回注或配聚过程前投加杀菌缓蚀剂； 所述的初级杀菌剂为含氯氧化型杀菌剂，所述的杀菌缓蚀剂为质量百分比为200:1~20:1的二溴氮川丙酰胺和卤代海因的复配药剂。
2.根据权利要求1所述的采油回注水的处理方法，其特征为，所述回注水除菌落指标外污染物含量符合采油回注水标准。
3.根据权利要求1所述的采油回注水的处理方法，其特征为，所述的初级杀菌剂为次氯酸钠或二氧化氯，所述二溴氮川丙酰胺为2，2-二溴-3-氮川丙酰胺，所述卤代海因为二氯海因、溴氯海因或二溴海因。
4.根据权利要求1所述的采油回注水的处理方法，其特征为，所述投加初级杀菌剂的方法可以采用连续性投加方法或冲击性投加方法；所述投加杀菌缓蚀剂的方式可以采用连续性投加方式或冲击性投加方式。
5.根据权利要求4所述的采油回注水的处理方法，其特征为，所述初级杀菌剂以连续投加方式投加到回注水中的浓度为5~50mg/L ;以冲击性投加方式投加到回注水中的浓度为 20 ~100mg/L。
6.根据权利要求4所述的采油回注水的处理方法，其特征为，所述杀菌缓蚀剂以连续投加方式投加到回注水中的浓度为15~60mg/L ;以冲击性投加方式投加到回注水中的浓度为 50 ~200mg/L。`
【文档编号】C02F9/14GK103663848SQ201210333304
【公开日】2014年3月26日 申请日期:2012年9月10日 优先权日:2012年9月10日
【发明者】邢琳, 张英雄, 平春霞, 曹宗仑 申请人:中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司北京化工研究院