樂建君，王新宇，李云祥，柏璐璐，王 蕊，遲雙會(huì)

(1.大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2.慶新油田開發(fā)有限責(zé)任公司，黑龍江 安達(dá) 151413)

1 前言

大慶外圍衛(wèi)星油田在開采葡萄花油層時(shí)，由于原油物性及開采狀況的差異導(dǎo)致機(jī)采井出現(xiàn)不同程度的結(jié)蠟狀況，影響正常生產(chǎn)。目前，清防蠟主要采用化學(xué)清防蠟、熱洗清防蠟、樹脂涂層防蠟、安裝井下固體緩釋劑及抗石蠟析出器等多種方法。其中最常用的化學(xué)清防蠟存在藥劑用量大、加藥頻率高、作用時(shí)間短、污染環(huán)境等問題，為此，有必要找到成本低、作用時(shí)間長(zhǎng)且環(huán)保的清防蠟方法。

微生物清防蠟工藝采用能運(yùn)移、代謝和繁殖的活體微生物分解原油中的石蠟組分、并將其轉(zhuǎn)化為生物表面活性劑等代謝產(chǎn)物，降低原油粘度，改善流動(dòng)性，達(dá)到清防蠟的目的。

針對(duì)衛(wèi)星油田原油的物性(其平均地面原油密度為0.867 g·cm-3，粘度為38.5 mPa·s，凝固點(diǎn)為35.5 ℃，含蠟量為25.7%，含膠量為16.2%)，研究者[1，2]選配了一組生物降解石蠟組分能力較強(qiáng)的復(fù)合菌種，主要由嗜蠟菌和防蠟菌組成。其中嗜蠟菌的主要功能是降解原油中的高碳鏈分子，防蠟菌雖然分解蠟?zāi)芰Σ粡?qiáng)，但產(chǎn)酸、產(chǎn)表面活性劑能力強(qiáng)、代謝產(chǎn)物量大。

對(duì)該微生物菌劑的清防蠟性能進(jìn)行室內(nèi)評(píng)價(jià)的結(jié)果表明：篩選的復(fù)合菌生長(zhǎng)溫度范圍為20～90 ℃，最適生長(zhǎng)溫度為50～65 ℃，45～60 ℃下具有最佳的繁殖能力；生長(zhǎng)pH值范圍為5～9，最適生長(zhǎng)pH值為5.7。該微生物菌劑在加菌濃度為200 mg·L-1時(shí)，防蠟率達(dá)到50%以上。與對(duì)照原油相比，其作用后的原油含蠟量降低13.4%～19.0%、含膠量降低10.7%～17.8%、凝固點(diǎn)降低2～5 ℃、降粘率為37.8%～48.6%[3]。在此，作者對(duì)該微生物清防蠟菌劑的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)機(jī)采井的選擇

根據(jù)微生物清防蠟菌劑的性能特點(diǎn)，結(jié)合采油作業(yè)一區(qū)《加藥洗井計(jì)劃統(tǒng)計(jì)表》，選擇統(tǒng)計(jì)表上加藥周期較短、加藥量和洗井次數(shù)較多、易結(jié)蠟的8口井作為試驗(yàn)井，同時(shí)上井核實(shí)電流載荷數(shù)據(jù)。所選試驗(yàn)井包括4口低含水井、2口中含水井和2口高含水井。日產(chǎn)液量3～9 m3，沉沒度100～200 m，沖次大于5，年洗井3～4次。

為驗(yàn)證微生物清防蠟菌劑的有效性，參照大多數(shù)機(jī)采井含水集中的范圍，本次試驗(yàn)的機(jī)采井含水以5%～80%區(qū)域?yàn)橹鳌＜泳?，試?yàn)井先進(jìn)行熱洗，然后在熱洗后第2或第3 d加入100 kg菌液，再以10 d為一周期，每周期加入50 kg菌液。套管壓力較低時(shí)，注入前將套管氣放空，然后灌入；無(wú)套管壓力時(shí)，直接灌入即可。為了不影響產(chǎn)量，機(jī)采井正常生產(chǎn)。

2.2 易結(jié)蠟井微生物清防蠟的有效性試驗(yàn)

選取菌劑加入前45 d的加藥數(shù)據(jù)作為對(duì)比，主要包括電機(jī)電流、載荷，以檢驗(yàn)微生物菌劑的清防蠟有效性，分析微生物菌劑與化學(xué)藥劑之間應(yīng)用效果的差距，使試驗(yàn)結(jié)果對(duì)比更加直觀。8口機(jī)采井從5月份開始監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，6月末洗井，加入菌劑100 kg；7～9月期間每10 d加入菌劑50 kg，機(jī)采井的電流和載荷在加入化學(xué)藥劑和加入微生物菌劑期間的對(duì)比情況見表1。

表1 加入化學(xué)藥劑和微生物菌劑期間機(jī)采井的電流和載荷對(duì)比

從表1可知，加菌期間與加藥期間相比：上電流下降1.50 A；下電流下降1.25 A；最大載荷由67.52 kN下降到66.02 kN，降低了1.50 kN；最小載荷由24.45 kN上升到26.62 kN，升高了2.17 kN；載荷比由2.76下降到2.48，降低了0.28，并且電流變化較為平穩(wěn)。微生物菌劑的清防蠟效果優(yōu)于或等效于化學(xué)藥劑。

機(jī)采井添加化學(xué)藥劑和微生物菌劑的用量和成本對(duì)比見表2。

表2 機(jī)采井的化學(xué)藥劑與微生物菌劑的用量和成本對(duì)比

從表2可知，菌劑加入量為50 kg·(10 d)-1，總加入量4.0 t，與化學(xué)藥劑(7.02 t)相比減少40%以上，按菌劑單價(jià)0.85萬(wàn)元·t-1計(jì)算，購(gòu)入成本約3.40萬(wàn)元，較化學(xué)藥劑的4.32萬(wàn)元減少了0.92萬(wàn)元，節(jié)約成本21.29%；由于加菌周期長(zhǎng)于加藥周期(延長(zhǎng)1倍以上)而減少的勞動(dòng)力強(qiáng)度、車輛磨損、油料損耗尚未計(jì)入在內(nèi)。

2.3 加菌量和加菌周期的優(yōu)化試驗(yàn)

在10～11月，通過(guò)改變菌劑加入程序、減少加菌量、延長(zhǎng)加菌周期，在上述8口試驗(yàn)井上進(jìn)行了加菌量和加菌周期的優(yōu)化試驗(yàn)。從現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)電流曲線可知，菌劑加入期間：上電流下降1 A；下電流下降1 A；最大載荷由70.14 kN下降到69.24 kN，降低了0.9 kN；最小載荷由30.49 kN上升到33.48 kN，升高了2.99 kN；載荷比由2.30下降到2.07，降低了0.23，并且電流變化較為平穩(wěn)。經(jīng)測(cè)算，優(yōu)化后的菌劑用量為1.62 t，與化學(xué)藥劑的3.96 t相比，減少了2.34 t；購(gòu)入成本與化學(xué)藥劑的2.90萬(wàn)元相比，減少了1.52萬(wàn)元，節(jié)約成本52.52%。

2.4 未洗井直接加菌劑試驗(yàn)

直接加菌劑試驗(yàn)，即加化學(xué)藥劑的機(jī)采井，不經(jīng)洗井而直接加復(fù)合菌劑進(jìn)行的試驗(yàn)。從實(shí)測(cè)電流曲線可知，5口試驗(yàn)井中，4口井有效，菌劑加入期間與菌劑加入前對(duì)比：平均上電流沒有變化；平均下電流下降0.75 A；平均最大載荷上升1.24 kN；平均最小載荷上升1.93 kN；平均載荷比下降0.1。經(jīng)一個(gè)多月的測(cè)試，總體效果為有效。但考慮到井底液體內(nèi)總是殘存有少量有害化學(xué)藥劑，對(duì)使用的菌劑有抑制作用；且直接加菌會(huì)使細(xì)菌難以粘附于油管內(nèi)壁和抽油桿上，降低復(fù)合菌的作用效果，因此，不建議直接加菌。

2.5 機(jī)采井系統(tǒng)效率的對(duì)比試驗(yàn)

在微生物清防蠟試驗(yàn)前后分別對(duì)8口機(jī)采井的系統(tǒng)效率進(jìn)行了實(shí)測(cè)。結(jié)果表明，機(jī)采井的平均系統(tǒng)效率由菌劑加入前的9.44%(6月)分別上升到菌劑加入后的11.9%(8月)和10.53%(10月)，分別升高了2.46%和1.09%；有功功率由菌劑加入前的9.87 kW(6月)分別下降到菌劑加入后的7.86 kW(8月)和9.03 kW(10月)，分別降低了2.01 kW和0.84 kW。由此可間接推測(cè)載荷和電流均有所降低(日產(chǎn)液和動(dòng)液面等相一致的情況下)。

3 結(jié)論

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)8口易結(jié)蠟井的清防蠟試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)試驗(yàn)期間機(jī)采井的電流變化較小，基本處于平穩(wěn)狀態(tài)。微生物清防蠟菌劑的用量比化學(xué)清防蠟藥劑減少40%以上，成本節(jié)約20%～50%，加藥周期延長(zhǎng)1倍以上，該微生物清防蠟菌劑效果優(yōu)于或等效于化學(xué)清防蠟藥劑，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

[1] 王彤,樂建君.石油烴降解菌的特性分析[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào),2006,30(4)：25-28.

[2] 姚建華,樂建君，遲雙會(huì)，等.芽孢桿菌L-510生物降解原油的特性及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[J].精細(xì)石油化工進(jìn)展,2006,7(8)：5-8.

[3] 李云祥,楊慶川，樂建君，等.微生物清防蠟菌性能評(píng)價(jià)及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[J].精細(xì)石油化工進(jìn)展,2010,11(3)：6-10.