本发明属于油田污水处理和腐蚀控制技术领域，具体涉及一种控制油田酸性采出液腐蚀的方法。
背景技术：
在油气井开发中，从地下管柱到地面管道和储罐以及各种工艺设备都会遭到腐蚀，严重影响开发效果，造成巨大的经济损失。在我国油田的管道事故中，腐蚀造成的破坏约占30％，我国东部油田管线腐蚀穿孔2万次/年，更换管线400km/年。胜利油田每年因腐蚀造成的管线材料费直接经济损失就达3亿元，由于腐蚀更换管柱、管线频繁作业和影响生产，导致间接经济损失达10亿元左右。油田采出液通常含有h2s、co2等酸性物质，腐蚀性更强，应用针对性的工艺方法预防和治理酸性采出液的腐蚀，对于保证油田正常生产具有重要意义。
针对采出液腐蚀防护技术，国内外已开展了大量的研究，并形成了一些防护技术，主要分为物理法、缓蚀剂法、电化学法和水质改性法。物理法包括选用耐腐蚀材料和采用保护层，这种方式一次性投资高，如内衬油管100米，就需要1.5万元。目前油田常用的缓蚀剂为吸附膜型，包括咪唑啉类、铵盐和季胺盐类以及有机磷酸盐类等，使用缓蚀剂也存在一些问题，如成膜疏松、附着力差、易脱落，需要连续滴加，加药量大等。电化学法一般分为外加电流阴极保护法和牺牲阳极保护法两种，只能实现钢基体的局部防护。水质改性法目前主要是针对采出液进入联合站油水分离后的外输水进行的，这样就导致抽油管线、地面到联合站的油气集输设备或管线的腐蚀非常严重。
现有油井防护手段以隔离和防护基材为主，采出液腐蚀特性未发生根本改变，常导致顾此失彼的问题。
技术实现要素：
本发明的目的是针对现有技术的不足而提供一种控制油田酸性采出液腐蚀的方法，通过消除或降低腐蚀因素，改变采出液的腐蚀特性，从根本上降低腐蚀，实现对井筒设备和地面管线全程防护。该发明具有工艺简单、针对性和可操作性强的优点，同时能有效地缓解油田酸性采出液腐蚀问题。
一种控制油田酸性采出液腐蚀的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
(1)采出液的水质分析
水质分析的指标包括：采出液的温度、ph、矿化度、硫化氢含量和侵蚀性二氧化碳含量。
(2)采出液的筛选
采出液的筛选，具体筛选标准为：采出液的温度≤85℃、ph<7.0、矿化度≤200000mg/l、硫化氢含量≤60mg/l、侵蚀性二氧化碳含量≤100mg/l。
(3)脱硫缓蚀功能菌的筛选
脱硫缓蚀功能菌的筛选，具体方法如下：将脱硫缓蚀功能菌及其营养液加入采出液中，其中脱硫缓蚀功能菌及其营养液投加量为采出液体积的0.2-0.5％，密闭放置于恒温箱中，设定温度为采出液的温度，72h后测试其中的硫化氢浓度，筛选出硫化氢含量降低幅度超过90％的脱硫缓蚀功能菌。
(4)改性剂的确定
首先将上述筛选出的脱硫缓蚀功能菌及其营养液对采出液进行处理，处理后加入改性剂，利用腐蚀试片法考察采出液腐蚀速率的变化，确定出腐蚀速率降低80％以上的改性剂。
(5)阻垢分散剂的确定
首先将上述筛选出的脱硫缓蚀功能菌及其营养液对采出液进行处理，处理后加入改性剂和阻垢分散剂，测定碳酸钙垢阻垢率，确定出碳酸钙垢阻垢率≥80％的阻垢分散剂。
(6)现场实施工艺的确定
现场实施工艺，具体如下：
脱硫缓蚀功能菌及其营养液采用周期式投加方式，投加周期为15-20d，每次投加量为油井日采出液量0.2～0.5％；改性剂和阻垢分散剂采用连续式投加方式，改性剂和阻垢分散剂的日投加量根据步骤(4)和(5)确定出的浓度以及油井日产液量计算出。
(7)现场实施及效果评价
根据上述步骤确定出的现场实施工艺进行现场试验及效果评价，效果评价的指标包括采出液腐蚀速率和油井免修期。
所述的脱硫缓蚀功能菌为芽孢杆菌、地芽孢杆菌、摩拉氏菌和奈瑟氏球菌中的一种。
所述的改性剂为氢氧化钠、乙二胺和乙醇胺中的一种。
所述的阻垢分散剂为聚丙烯酸钠或聚马来酸钠。
所述的脱硫缓蚀功能菌及其营养液、改性剂和阻垢分散剂均采用不关井注入的方式从油井的套管中注入。
本发明与现有技术相比，具有如下优点和有益效果：
(1)本发明生物脱硫工艺处理后采出液中硫化氢含量降低90％以上，不仅有效地解决了采出液中硫化氢造成的腐蚀问题，同时有效地降低了改性剂的用量，减轻后续改性工艺的压力。
(2)本发明生物脱硫工艺与改性工艺相结合，有效地降低采出液腐蚀速率和延长油井免修期，采出液腐蚀速率降低80％以上，油井免修期延长50％以上。
(3)本发明具有实施工艺简单、针对性、可操作性强和现场试验效果好的特点，因此，本发明可广泛地应用于油井酸性采出液的处理中。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行进一步描述，但本发明的保护范围并不仅限于此：
实施例1：
胜利油田孤岛采油厂某油井a12，日产液134.8t，日产油2.8t，含水97.9％，油井腐蚀严重，工作筒和筛管下部腐蚀断脱，导致作业频繁，试验前免修期176d。在该油井实施本发明的具体步骤如下：
(1)采出液的水质分析
水质分析的指标包括：采出液的温度、ph、矿化度、硫化氢含量和侵蚀性二氧化碳含量。油井a12采出液分析结果如表1。
表1油井a12采出液水质分析结果
(2)采出液的筛选
油井a12采出液的温度≤85℃、ph<7.0、矿化度≤200000mg/l、硫化氢含量≤60mg/l、侵蚀性二氧化碳含量≤100mg/l。各项指标均符合本发明采出液的筛选标准。
(3)脱硫缓蚀功能菌的筛选
脱硫缓蚀功能菌的筛选，具体方法如下：将脱硫缓蚀功能菌及其营养液加入采出液中，其中脱硫缓蚀功能菌及其营养液投加量为采出液体积的0.2％，密闭放置于恒温箱中，设定温度为采出液的温度60℃，72h后测试其中的硫化氢浓度，筛选出硫化氢含量降低幅度超过90％的脱硫缓蚀功能菌。测试结果如表2。
表2脱硫缓蚀功能菌处理后硫化氢含量及降低率测试结果
从表2可以看出，芽孢杆菌处理效果最好，硫化氢浓度降低幅度达到100％，因此，筛选的脱硫缓蚀功能菌为芽孢杆菌，芽孢杆菌及其营养液的投加量为采出液体积的0.2％。
(4)改性剂的确定
首先将上述筛选出的芽孢杆菌及其营养液对采出液进行处理，处理后分别加入改性剂氢氧化钠、乙二胺和乙醇胺，利用腐蚀试片法考察采出液腐蚀速率的变化，确定出腐蚀速率降低80％以上的改性剂，测试结果见表3。
表3油井a12采出液改性剂处理后液腐蚀速率及降低率的测试结果
从表3可以看出：质量浓度为120mg/l的乙二胺改性后腐蚀速率降低幅度为87％，因此，确定筛选出的改性剂为乙二胺，质量浓度为120mg/l。
(5)阻垢分散剂的确定
首先将上述筛选出的芽孢杆菌及其营养液对油井a12采出液进行处理，处理后加入质量浓度为120mg/l的乙二胺和阻垢分散剂，测定碳酸钙垢阻垢率，确定出碳酸钙垢阻垢率≥80％的阻垢分散剂。测试结果见表4。
表4碳酸钙垢阻垢率测试结果
从表4可以看出：质量浓度为20mg/l聚丙烯酸钠的阻垢率最高，为84.4％，因此，筛选出的阻垢分散剂为聚丙烯酸钠，质量浓度为20mg/l。
(6)现场实施工艺的确定
现场实施工艺，具体如下：
芽孢杆菌及其营养液采用周期式投加方式，投加周期为15d，每次投加量为270kg；改性剂乙二胺和阻垢分散剂聚丙烯酸钠采用连续式投加方式，改性剂乙二胺的日投加量为16.2kg，阻垢分散剂聚丙烯酸钠的日投加量为2.7kg。
芽孢杆菌及其营养液、改性剂乙二胺和阻垢分散剂聚丙烯酸钠均采用不关井注入的方式从油井的套管中注入。
(7)现场实施及效果评价
根据上述步骤确定出的现场实施工艺进行现场试验及效果评价，效果评价的指标包括采出液腐蚀速率以及油井免修期。
试验结果：油井a12采出液腐蚀速率由处理前的0.0921mm/a降到0.0150mm/a，腐蚀速率降低了83.7％；油井免修期由试验前的176d延长至372d，免修期延长了111％。本发明的现场试验效果良好。
实施例2：
胜利油田孤岛采油厂某油井b2，日产液139t，日产油4t，含水97.1％，油井腐蚀严重，泵筒下部接头处腐蚀断裂，导致作业频繁，试验前免修期133d。在该油井实施本发明的具体步骤如下：
(1)采出液水质分析
水质分析的指标包括：采出液的温度、ph、矿化度、硫化氢含量和侵蚀性二氧化碳含量，油井b2采出液测试结果如表5。
表5油井b2采出液水质测试结果
(2)采出液的筛选
油井b2采出液的温度≤85℃、ph<7.0、矿化度≤200000mg/l、硫化氢含量≤60mg/l、侵蚀性二氧化碳含量≤100mg/l。各项指标均符合本发明采出液的筛选标准。
(3)脱硫缓蚀功能菌的筛选
脱硫缓蚀功能菌的筛选，具体方法如下：将脱硫缓蚀功能菌及其营养液加入采出液中，其中脱硫缓蚀功能菌及其营养液投加量为采出液体积的0.3％，密闭放置于恒温箱中，设定温度为采出液的温度58℃，72h后测试其中的硫化氢浓度，筛选出硫化氢含量降低幅度超过90％的脱硫缓蚀功能菌。测试结果见表6。
表6脱硫缓蚀功能菌处理后硫化氢含量及降低率测试结果
从表6可以看出，摩拉氏菌处理效果最好，硫化氢浓度降低幅度达到100％，因此，筛选的脱硫缓蚀功能菌为摩拉氏菌，摩拉氏菌及其营养液的投加量为采出液体积的0.3％。
(4)改性剂的确定
首先将上述筛选出的摩拉氏菌及其营养液对油井b2采出液进行处理，处理后分别加入改性剂氢氧化钠、乙二胺和乙醇胺，利用腐蚀试片法考察采出液腐蚀速率的变化，确定出腐蚀速率降低80％以上的改性剂。测试结果见表7
表7油井b2采出液改性剂处理后液腐蚀速率及降低率的测试结果
从表7可以看出：质量浓度为120mg/l的氢氧化钠改性后腐蚀速率降低幅度为87.7％，因此，确定筛选出的改性剂为氢氧化钠，质量浓度为120mg/l。
(5)阻垢分散剂的确定
首先将上述筛选出的脱硫缓蚀功能菌及其营养液对油井b2的采出液进行处理，处理后加入改性剂氢氧化钠和阻垢分散剂，测定碳酸钙垢阻垢率，确定出碳酸钙垢阻垢率≥80％的阻垢分散剂。测试结果见表8。
表8碳酸钙垢阻垢率测试结果
从表8可以看出：质量浓度为20mg/l聚丙烯酸钠的阻垢率最高，为85.7％，因此，筛选出的阻垢分散剂为聚丙烯酸钠，质量浓度为20mg/l。
(6)现场实施工艺的确定
现场实施工艺，具体如下：
摩拉氏菌及其营养液采用周期式投加方式，投加周期为18d，每次投加量为417kg；改性剂氢氧化钠和阻垢分散剂聚丙烯酸钠采用连续式投加方式，改性剂氢氧化钠的日投加量为16.7kg，阻垢分散剂聚丙烯酸钠的日投加量为2.78kg。
摩拉氏菌及其营养液、改性剂氢氧化钠和阻垢分散剂聚丙烯酸钠均采用不关井注入的方式从油井的套管中注入。
(7)现场实施及效果评价
根据上述步骤确定出的现场实施工艺进行现场试验及效果评价，效果评价的指标包括采出液腐蚀速率以及油井免修期。
试验结果：油井b2采出液腐蚀速率由处理前的0.1025mm/a降到0.02mm/a，腐蚀速率降低了80.5％；油井免修期由试验前的133d延长至275d，免修期延长了107％。本发明的现场试验效果良好。
实施例3：
胜利油田孤东采油厂某油井c5，日产液102t，日产油2.3t，含水97.7％，多根油管腐蚀烂，多处穿孔，导致作业频繁，试验前免修期179d。在该油井实施本发明的具体步骤如下：
(2)采出液水质分析
水质分析的指标包括：采出液的温度、ph、矿化度、硫化氢含量和侵蚀性二氧化碳含量。油井c5采出液分析结果如表9。
表9油井c5采出液水质测试结果
(2)采出液的筛选
油井c5出液的温度≤85℃、ph<7.0、矿化度≤200000mg/l、硫化氢含量≤60mg/l、侵蚀性二氧化碳含量≤100mg/l。各项指标均符合本发明采出液的筛选标准。
(3)脱硫缓蚀功能菌的筛选
脱硫缓蚀功能菌的筛选，具体方法如下：将脱硫缓蚀功能菌及其营养液加入采出液中，其中脱硫缓蚀功能菌及其营养液投加量为采出液体积的0.5％，密闭放置于恒温箱中，设定温度为采出液的温度62℃，72h后测试其中的硫化氢浓度，筛选出硫化氢含量降低幅度超过90％的脱硫缓蚀功能菌。测试结果见表10。
表10脱硫缓蚀功能菌处理后硫化氢含量及降低率测试结果
从表10可以看出，地芽孢杆菌处理效果最好，硫化氢浓度降低幅度达到100％，因此，筛选的脱硫缓蚀功能菌为地芽孢杆菌，地芽孢杆菌及其营养液的投加量为采出液体积的0.5％。
(4)改性剂的确定
首先将上述筛选出的地芽孢杆菌及其营养液对油井c5采出液进行处理，处理后分别加入改性剂氢氧化钠、乙二胺和乙醇胺，利用腐蚀试片法考察采出液腐蚀速率的变化，确定出腐蚀速率降低80％以上的改性剂。测试结果见表11。
表11油井c5采出液改性剂处理后液腐蚀速率及降低率的测试结果
从表11可以看出：质量浓度为120mg/l的乙二胺改性后腐蚀速率降低幅度为85.8％，因此，确定筛选出的改性剂为乙二胺，质量浓度为120mg/l。
(5)阻垢分散剂的确定
首先将上述筛选出的地芽孢杆菌及其营养液对油井c5采出液进行处理，处理后加入改性剂乙二胺和阻垢分散剂，测定碳酸钙垢阻垢率，确定出碳酸钙垢阻垢率≥80％的阻垢分散剂。测试结果见表12。
表12碳酸钙垢阻垢率测试结果
从表12可以看出：质量浓度为20mg/l聚马来酸钠的阻垢率最高，为82.5％，因此，筛选出的阻垢分散剂为聚马来酸钠，质量浓度为20mg/l。
(6)现场实施工艺的确定
现场实施工艺，具体如下：
地芽孢杆菌及其营养液采用周期式投加方式，投加周期为20d，每次投加量为510kg；改性剂乙二胺和阻垢分散剂聚马来酸钠采用连续式投加方式，改性剂乙二胺的日投加量为12.24kg，阻垢分散剂聚马来酸钠的日投加量为2.04kg。
地芽孢杆菌及其营养液、改性剂乙二胺和阻垢分散剂聚马来酸钠均采用不关井注入的方式从油井的套管中注入。
(7)现场实施及效果评价
根据上述步骤确定出的现场实施工艺进行现场试验及效果评价，效果评价的指标包括采出液腐蚀速率以及油井免修期。
试验结果：油井c5采出液腐蚀速率由处理前的0.1394mm/a降到0.0255mm/a，腐蚀速率降低了81.7％；油井免修期由试验前的179d延长至401d，免修期延长了124％。本发明的现场试验效果良好。