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）