HRS复合解堵剂及技术应用.docx

HRS复合解堵剂及技术应用.docx

《HRS复合解堵剂及技术应用.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《HRS复合解堵剂及技术应用.docx（15页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

HRS复合解堵剂及技术应用

HRS复合解堵剂

---------专门降解各种高分子聚合物和生物堵塞

保持油、水井畅通，是采油工程的中心环节，但油、水井常常被堵塞。

堵塞物主要有无机盐和有有机物两类，有机物包括各种高分子聚合物和生物堵塞。

油田传统的解堵方法是“酸化解堵”，各种酸液虽然对地层矿物和各种无机盐堵塞物具有不同程度的腐蚀能力，能够解除绝大部分无机盐和生物堵塞效果很差，甚至根本不起作用，所以常规酸化对油、水井的解堵是不彻底的，解堵后运行周期短。

HRS复合解堵剂应用范围

1、压裂是低渗透、特低渗透油田主要的增产办法。

由于压裂液注入压力大于地层压力，压裂液滤失，胍胶在裂缝表面形成滤饼，降低了导流能力，是影响采油量的主要原因，个别地区几乎有20%的压裂井被堵塞成死井。

采用HRS作为压裂后置液的新工艺，不仅可防止压裂液的堵塞，同时还可解除钻井时泥浆中聚丙烯酰胺对地层的污染，从而提高产油量。

2、对一般油、井采用“HRS+酸”，酸－用于降解无机盐。

HRS－用于降解聚合物和生物堵塞，解堵彻底，可使油井增产，水井增注，延长运行周期，降低采油成本。

3、堵水调剖井的后处理。

HRS能使因冻胶类堵调剂在堵水或调剖后对中、低渗透层堵塞造成的死井复活。

4、聚合物驱是我国三次采油的主要方法。

聚合物在注聚井近井底地带的堵塞（约2－4m）是三次采油的瓶颈，“既影响聚驱效果，也给工业化推广应用带来了一系列技术难题”。

采取常规的压裂和化学酸化解堵增注措施有效期仅为2个月，将压裂和化学解堵相结合的工艺试验，有效期也仅为75天。

经和大庆、胜利等油田联合试验，采用HRS复合解堵新工艺，“有效期得到了明显提高，满足了三次采油注聚井解堵措施的要求”。

HRS复合解堵剂是由多种化学成分组成，当注入油、水井的近井底地带时，它能按设定的浓度产生足够的二氧化氯，不仅完全消除了原有的三种致命缺陷，而且二氧化氯在油田解堵上的性能更加优良，且二氧化氯的浓度具有可控性，质量稳定，便于运输和储存，对设备管道的腐蚀速率：

35℃时<3g／m2·h,60℃时<5g／m2·h，90℃时<8g ／m2·h，低于我国部颁标准<15g／m2·h的要求。

通过在胜利、华北等油田现场实际应用，增产、增注效果显著，成功率100％，有效率100％，且使用方便、安全、可靠，并可改善环境污染状况。

HRS复合解堵技术及其应用

中国石油勘探开发公司

海外研究中心工程技术分中心

二00五年九月

目录

一、前言.....................................................1

二、技术背景.................................................2

三、技术创新点...............................................4

四、解堵机理.................................................5

五、室内实验研究.............................................9

六、技术应用范围............................................17

七、HRS复合解堵工艺技术.....................................19

八、现场应用情况............................................21

九、结论及认识..............................................25

一、前言

采油工业是一门多学科、复杂的系统工程，保持油水井的畅通是采油工程的中心环节。

在钻井、试油、修井及采油过程中，钻井液、压井液、洗井液、注入水及聚合物等入井液体均会对地层造成伤害，造成油气采出通道堵塞，导致油井减产或停产，水井欠注。

油层堵塞物可分为无机物和有机物两大类，传统的“酸化解堵”工艺对油层矿物和常规无机物堵塞具有不同程度的溶蚀能力，能够解除绝大部分无机物对地层造成的渗透率损害，而对聚合物和生物等有机物堵塞的解堵效果很差，甚至根本不起作用。

油田解堵技术中需要用氧化剂来解除有机物堵塞，达到降粘、杀菌、清除硫化物堵塞等目的，传统使用的氧化剂在油田应用中有一定的局限性，如：

高锰酸钾、次氯酸纳二者氧化能力较差；双氧水氧化能力较强，但注入井下有爆炸性的危险，2000年在大庆发生事故后，石油天然气总公司已明文规定禁止使用双氧水。

近年来，一种新型的强氧化剂――二氧化氯逐渐成功地应用到油田有机物解堵领域中来，它具有性能优良、价格低廉的特点，但ClO2易分解不稳定，气体溢出有爆炸的危险，且对人体呼吸系统易造成伤害。

全国二氧化氯专家组成员郝占元同志九年来在油田专家的支持和帮助下，研制成功了HRS复合解堵技术，利用二氧化氯的强氧化性，快速降解高分子聚合物、杀灭细菌、清除硫化物堵塞，达到地层解堵的目的。

该技术是在井下生成二氧化氯，克服了传统的地面生成二氧化氯所带来的易爆炸、对管材腐蚀性强及对人体呼吸道伤害的严重缺陷，使现场应用更加安全可靠，不会造成环境污染，该技术的另一个特点是生成二氧化氯的浓度可调、反应速度可控，解堵半径可达到4—5米。

HRS在采油工业中具有广阔的应用前景。

因HRS复合解堵技术的先进性，大大拓展了二氧化氯在油田解堵领域的应用范围，也为油田的增产提供了有力的技术支持。

该技术可用于压裂井裂缝清洗、堵水调剖井的解堵、注水井细菌及硫化物堵塞的解除、三次采油注聚合物井的油层深部解堵；该技术还可与酸化相结合，用酸清除无机物堵塞，HRS降解有机物，可使油井增产、水井增注。

该技术完成室内试验研究后，在大庆、胜利、辽河、华北、新疆、长庆、中原、延长等八大油田的各类井应用1500多井次，获得了显著的效果。

HRS复合解堵技术于2000年获得山西省科技成果奖，经专家鉴定，该技术填补了国内空白，在同类研究中达到国际先进水平，并于2002年11月8日申请了国家专利，申请（专利）号为02146452．9。

二、技术背景

1、二氧化氯介绍

二氧化氯（ClO2）在1811年由H.Davey首次制得，它是一种几乎完全以自由基形式存在的氯氧化合物，分子呈角形，键角118°,属强极性分子，共结合19个电子，具有很高的化学活泼性，其中Cl是＋4价，外于未饱和状态，很容易得到和失去电子，由于ClO2对电子的亲和力达到3.43eV，因此，具有强烈的夺取电子的倾向，二氧化氯是一种强氧化剂。

二氧化氯水溶液呈淡黄色，在碱性条件下处于稳定状态，在酸性条件下则处于非稳定状态，通常采用盐酸作活化剂。

二氧化氯是一种性能优良、价格低廉的强氧化剂，它是世界卫生组织（WHO）确认的AI级产品，是国际上公认的高效、广谱、长效、无残毒、无副作用的第四代杀菌消毒剂。

能在短时间内杀灭大肠杆菌、芽胞、硫酸盐还原菌、腐生菌、藻类等。

在国外该项技术广泛应用于饮用水、工业循环水、食品工业、医疗卫生业和石油工业油水井的增产增注、油田污水处理、油气水管线清洗等已有十多年的历史，应用效果十分显著，取得了良好的经济效益和社会效益。

在国内，二氧化氯的应用也引起了高度重视。

国家成立了二氧化氯专家组进行专题研究，部分大专院校、厂矿企业也从理论和实践方面做了大量工作，发表了许多理论和室内试验成果，并陆续在发电厂、炼油厂等循环冷却水处理和饮用水处理方面得到应用和推广。

2、水合二氧化氯在油田解堵中的应用

据有关文献介绍，早在1987年美国将二氧化氯应用在油田解堵领域中，WarrenMckee注水开发油田采用“ClO2＋酸”复合解堵后，平均日增注水量178％，比单独采用酸化效果提高9倍，当时用的是第一代产品：

水合二氧化氯。

它在现场用一个水驱喷射器文丘里管内生成，为了使二氧化氯活性大，必须保持二氧化氯有较高的浓度，但是二氧化氯气体浓度过高时，在空气中容易发生爆炸。

（ClO2在水中溶解度是6000ppm）因此，为了处理安全起见，必须控制现场生成的二氧化氯的浓度，美国联邦政府规定在应用二氧化氯进行增产时应毫无偏差地遵守安全规定。

水合二氧化氯法是在现场生成二氧化氯，除了上述缺陷外，每次施工时必须将庞大的设备搬运到现场，既存在安全隐患，又增加了施工成本。

3、稳定性二氧化氯在油田解堵中的应用

为解决二氧化氯在生产使用过程中的安全性，方便性，将其经过特殊加工而制成第二代产品：

稳定性二氧化氯。

即在二氧化氯水溶液中添加硼酸纳，过硼酸盐等予以稳定，该产品是无毒、无味、无害的透明或淡黄色的水溶液，不挥发、不易燃、不分解，性质较为稳定，具有很强的氧化作用。

国内从1996年起，有关单位、工程、科研人员协同对二氧化氯解堵剂的生产方法及解堵性能进行了大量的室内研究和评价，并于1997年，将稳定性二氧化氯在中原油田文南和文东地区应用，首次在国内将“ClO2＋酸”复合解堵技术应用于油田酸化增产增注处理，施工后两口注水井平均日增注水量254m3／d，日注水能力比施工前提高了4倍以上；1口油井增液量14m3／d，日增油3.5t，比施工前增加了1倍多。

1998年，该项技术在中原油田现场施工20余口井，工艺成功率100％，有效率90％，获得了显著的增产增注效果。

但是，稳定性二氧化氯商品溶液使用时，需用活化剂活化后再投入系统中，活化时会有大量ClO2气体溢散出来，在空气中超过一定浓度后易发生爆炸，并且对管材的腐蚀性强，对操作人员的上呼吸道有较强的刺激，有害于健康，使用时也存在众多的安全隐患，另外，从反应特性上看，因为二氧化氯为强氧化剂，在油层内反应速度很快，即使在地面配制成高浓度的二氧化氯，但在油层内消耗很快，浓度迅速降低，使解堵半径较小，只有1m左右，无法进行深部解堵。

为了解决上述问题，技术专家经过数年潜心研究，终于推出具有国际水平的创新技术：

HRS复合解堵技术，它完全克服了稳定性二氧化氯在油田解堵领域应用的缺陷，发明推出第三代产品：

潜在性二氧化氯。

该技术大大拓展了二氧化氯在油田的应用范围，现场使用取得了良好的效果。

三、技术创新点

与稳定性二氧化氯相比，HRS复合解堵技术完全克服了第二代产品的缺陷（见表1）。

HRS复合解堵技术利用二氧化氯的强氧化性快速分解高分子聚合物、杀灭细菌、与FeS反应生成可溶性铁盐，达到解除地层堵塞的目的。

该技术的创新点为：

1、HRS复合解堵剂是由多种化学组份组成，注入井下激活后方生成二氧化氯，所以便于运输和储存，解决了二氧化氯在运输中不安全的问题。

2、HRS复合解堵剂产生的二氧化氯浓度具有可控性，浓度可达3000mg/L，质量稳定。

3、HRS复合解堵剂没有爆炸危险，不会对人体造成伤害。

4、采用HRS复合解堵剂对管道、设备的腐蚀性较低，达到35℃下腐蚀速率小于3g/m3·h,60℃下腐蚀速率小于6g/m3·h，90℃下腐蚀速率小于8g/m3·h，低于我国部颁标准小于15g/m3·h的要求（标准号：

SY/T5450—1996）

表1HRS与稳定性ClO2的性能对比

四、解堵机理

1、传统酸化解堵概述

众所周知，盐酸能清除碳酸盐类堵塞，土酸（盐酸＋氢氟酸）能解除硅酸盐堵塞；胶束酸能解除重烃（蜡、胶质、沥青质）的污染。

浓缩酸和自生酸酸化能延缓反应速度，加大酸处理深度。

近年来，又研制成功了：

低伤害酸、热气酸、硝酸粉末等酸化新方法、新工艺，都为酸化解堵工艺的完善配套作出了新的贡献，但各种酸只能降解无机盐，对高分子聚合物及细菌等的解堵没有较好的效果。

2、油层聚合物及细菌堵塞形成原理

在钻井、完井、修井等施工作业中，经常要使用泥浆。

配制泥浆除添加搬土（粘土）外，还要添加增粘剂、降滤失剂等，增粘剂和降滤失剂多数是高分子聚合物，如CMC（羟甲基纤维素）、水解聚丙烯腈、聚丙烯酸钾、生物聚合物等，见表2，这些物质都会不同程度的对地层渗透率造成损害。

表2泥浆、压井液配方及性能

注：

摘自《油气层技术案例》第48页

油水井压裂时，一般压裂液都采用聚合物配制（如：

胍胶，田菁粉，香豆粉，聚丙烯酰胺等）。

裂缝提高了油层的导流能力，而粘稠的压裂液在滤失进地层的同时，在裂缝壁面形成一层聚合物的浓缩物――滤饼，该滤饼的存在使油气流动能力损失25％以上，造成裂缝堵塞，严重时地层不能产出。

油田注水开发过程中，由于注入水中硫酸盐还原菌（SRB）迅速繁殖，可以生成菌络堵塞，其中生成的OH-、S2-、CO2、CO32－引起沉淀，反应方程式如下：

4Fe+SO42-+4H2O——→Fe（OH）3↓+FeS↓+2OH-乳酸纳+MgSO4——→乙酸纳＋CO2↑+MgCO3+H2S+H2O4H2+HCO3-+SO42-——→S2-+OH-+CO2↑+4H2O

铁细菌（TB）的迅速繁殖，会产生大量粘液堵塞油气层，生成的CO2再引起沉淀，与生成的铁化合物沉淀一起造成油层堵塞；腐生菌繁殖产生大量粘液，与铁细菌、藻类等形成生物垢，造成堵塞损害，还产生氧浓差电池引起腐蚀，造成腐蚀产物堵塞。

详见表3，4。

表3腐蚀产物分析表

（SRB）

（SRB）

（SRB）

注：

摘自《系列酸化工艺技术的研究及应用》第51页

表4注水系统各部位的腐蚀产物分析

注：

摘自《系列酸化工艺技术的研究及应用》第3页

油水井的调剖堵水施工中，大量地应用聚合物（部分水解聚丙烯酰胺、黄原胶、接枝淀粉等），在封堵大孔道和高渗透层的同时，往往又污染了中低渗透层。

聚合物驱油技术是三次采油的主体技术，是指在注入水中加入适量的聚合物以提高注入流体的粘度，增加波及扫油面积，从而提高采收率，大庆油田依靠聚合物驱年产油量已达1000万吨。

随着聚合物驱注入体积的增加，油层逐渐被聚合物堵塞，使注聚井的注入压力逐步上升甚至超过地层破裂压力，并使大部分注聚井达不到配注要求，既影响驱替效果，也给工业化推广应用带来了一系列技术难题。

在大庆油田，尽管采用过压裂及化学解堵等增注措施，但还是没有解决问题，平均有效期仅为2个月。

频繁地解堵施工进一步增加了注水生产成本。

3、解堵机理

（1）、聚合物解堵机理

HRS复合解堵技术利用ClO2的强氧化作用，激发有机环上的不活泼氢，通过脱氢反应，生成不稳定的羟基取代中间体，发生开环裂解，使聚合物的分子结构由长链变短链，其粘度大幅度下降，流动性变好而易于从地层排出，从而解除了对地层的堵塞。

化学反应机理如下：

－CH2－CH－CH2－CH－+ClO2CONH2CONH2OHO

－CH2－C－CH2－CH－+ClO2CONH2CONH2

O

－CH2—C+HO—CH2—CH—

CONH2CONH2

（2）、杀菌机理

二氧化氯分子的外层键域有一个未成对的自由电子，对细菌的的细胞壁有强烈的吸附能力与穿透能力，可破坏细菌衣壳上蛋白质中的酪氨酸，抑制细菌特异吸附，可有效地氧化细胞壁内的酶，分解细胞蛋白质的氨基酸，导致酞键（即氨基酸链）断裂，从而杀灭地层水和注水系统中存在的硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）、铁细菌（IB）、藻类，解除细菌的代谢作用，从而解除了细菌堵塞油层的危害。

（3）、FeS解堵机理

尽管在酸化时，FeS遇盐酸也能溶解，但因反应速度很快，酸浓度急剧下降，当残酸的PH值大于2时，FeS又重新沉淀，主要是Fe2+与H2S反应生成FeS重复堵塞油层，反应方程式如下：

Fe2++H2S——→2H＋+FeS↓

ClO2可在很宽的PH值（2－10）范围内与FeS、H2S迅速反应，将S2－氧化成SO42-，避免了FeS的二次沉淀，同时生成H＋，使酸液的PH值上升速度减缓，防止Fe（OH）2和Fe（OH）3胶体形成而堵塞油层。

二氧化氯还可以将Fe2+氧化成Fe3+，由于Fe3+沉淀比Fe2+沉淀需要更高的PH值，因此会减缓Fe2+的二次沉淀，反应方程式如下：

5FeS+9ClO2+2H2O——→5Fe3++5SO42-+9Cl-+4H+5H2S++8ClO2+4H2O——→5SO42-+8Cl-+18H+

FeS一旦被氧化生成可溶性盐类，污垢或堵塞物中的其它组分就失去了在岩石或管道上的附着能力而容易被排出。

（4）“HRS＋酸”协同解堵机理

“HRS＋酸”二者协同作用，利用HRS有效地解除聚合物、细菌和硫化亚铁等的堵塞，之后使酸液能充分溶蚀裸露出来的砂粒及粘土类矿物，扩大孔隙喉道空间，有效地解除碳酸盐、硅酸盐类矿物的堵塞，从而达到增产增注的目的。

反应方程式如下：

SiO2+6HF——→H2SiF6+2H2O

Al2Si4O10（OH）2+36HF——→4H2SiF6+12H2O+2H3AlF6NaAlSi3O8+22HF——→3H2SiF6+AlF3+NaF+8H2O

五、室内实验研究

1、聚合物降解实验

选用油田常用的聚合物聚丙烯酰铵，测定二氧化氯的降粘效果。

（1）、浓度实验取不同浓度的二氧化氯水溶液10ml与0.2％HPAM10ml混合制成不同配方，将其吸入粘度计，在30℃水浴中测定各配方的粘度随时间的变化状况。

表5各配方的粘度随时间的变化

根据表5

数据，绘成不同浓度的二氧化氯降解0.2％HPAM粘度－时间曲线，见图1。

可见，随二氧化氯浓度增加，聚合物降解效果不断改善，且反应初始阶段（0.5h以内），降粘效果最明显。

图1不同质量浓度的二氧化氯水溶液的降粘效果

（2）、温度实验

为了观察温度对二氧化氯对聚合物降粘效果的影响，分别测定配方（500ppmClO2＋0.2%HPAM）在45℃、60℃、90℃时的粘度随时间的变化情况。

由图1可知，粘度在6h之后几乎不再变化，故试验均做6h。

所得数据列于表6。

表6温度对二氧化氯降粘效果的影响

表6可知，0.5h内，30℃时的二氧化氯可将0.2％HPAM的粘度降低46.5%；45℃时可降低57.3%；60℃时可降低70.2％；90℃可降低85.9%。

由此可见，温度越高，聚合物越容易被降解；由于二氧化氯耐高温，故能用于处理高温深层井。

根据以上数据，绘成不同温度时二氧化氯降解0.2%HPAM的粘度－时间曲线，见图2。

图2不同温度二氧化氯水溶液的降粘效果

2、微胶降解实验

CAN－1是一种阴阳非三元共聚物，不溶于水。

将其粉碎后，其性质类似微胶，可用作堵剂。

测定二氧化氯对微胶的降解率。

首先，在30℃时测定不同质量浓度的二氧化氯水溶液的微胶解除率。

重复实验，测定此方法的相对误差和绝对误差。

所得数据列于表7和表8。

表730℃时二氧化氯的降解率

由表7可知，4000ppm的二氧化氯水溶液对CAN－1具有很好的降解效果，平均微胶降解率可达到98.2％。

不溶于水的微胶CAN－1在二氧化氯溶液中能够很好的溶解。

表8考察方法的重复性

由表8可知，该方法的误差范围为0－2％，因此可以用此方法进行的研究。

改变温度，测定不同质量浓度的二氧化氯水溶液对微胶的降解效果，数据见表9。

表9不同温度时二氧化氯的微胶降解率

由表9可知，温度越高，二氧化氯对CAN－1的降解效果越好，微胶降解率越高。

根据以上数据，绘成图3。

图3温度对二氧化氯的微胶降解率的影响

3、解堵效果的模拟研究

实验方法：

选用不同粒径的石英砂，制成岩心。

岩心长L＝29.5cm，直径D＝2.634cm。

称得填砂岩心质量m1，饱和0.5%氯化纳溶液后，称得质量m2。

测得0.5％NaCl的密度d，计算该岩心的孔隙体积：

（1）、测定岩心的盐水渗透率Kwi

式中：

Q－注入速度，cm3/s；

△P－注入压差，MPa；μ－0.5%NaCl的粘度，mpa.s。

（2）、向岩心注入1PV0.1%HPAM,24h后测定岩心的盐水渗透率Kwa.

（3）、向岩心注入1PV某一浓度的二氧化氯盐水溶液，24h后测定岩心的盐水渗透率Kwa’.

（4）计算注入聚合物的残余阻力系数FRR,即HPAM通过岩心前后的盐水渗透率比值，FRR=Kwi/Kwa，它反映了聚合物降低孔隙介质渗透率的能力。

（5）注入二氧化氯溶液的残余阻力系数FRR’,即二氧化氯溶液通过岩心前后的盐水渗透率比值，FRR’=Kwi/Kwa’，它反映了二氧化氯恢复孔隙介质渗透率的能力。

（6）计算该浓度下二氧化氯溶液的解堵率SRP。

实验装置见图4

①－LP－20C平流泵；②－精密压力表（0-1MPa）；③－液罐；④－岩心装置；⑤－流通阀；⑥－量筒

图4解堵实验流程图由以上方法，用2000ppm二氧化氯溶液进行解堵实验，各阶段的注入压力随时间的变化情况见图5。

1232—注入1PV0.05%HPAM41—饱和0.5%NaCl溶液；；

3--饱和0.5%NaCl溶液；4—注入1PV2000ppmClO2溶液；5--饱和0.5%NaCl溶液

图5解堵实验各阶段的注入压力随时间的变化

由图5可知，饱和0.5％氯化纳溶液时，注入压力△P＝0.084MPa；当向岩心注入0.05%HPAM时，由于聚合物粘度大，容易在岩心孔隙中滞留，流动阻力增大，因而注入压力很快增大到△P＝0.4MPa；当聚合物与岩心接触24h后，再用0.5%氯化纳溶液驱替时，开始注入压力仍然很高，经过1.78h后降至△P＝0.275MPa，此时有一部分聚合物被驱出，但仍有一部分聚合物残留在岩心孔隙中造成堵塞，岩心渗透率仍然很低；然后向岩心注入2000ppm二氧化氯盐水溶液，注入压力逐渐降低，在0.88h内降至△P＝0.13MPa,可见二氧化氯在注入过程中将孔隙中残留的聚合物逐渐降解，而使注入阻力不断下降；当二氧化氯与岩心接解24h后，再用0.5%氯化纳溶液驱替，注入压力继续降低，在0.25h内降至△P＝0.085Pa,此时被降解的聚合物残留物被驱出，岩心的渗透率恢复甚至增大了34.3%。

这是因为二氧化氯不仅能够清除聚合物堵塞，还因为其溶液呈酸性，可与岩心中的碳酸盐等物质发生反应，使岩心的孔隙体积增大，从而提高了岩心的渗透率。

我们总共做了4组对比实验，测定不同二氧化氯浓度对解堵效果的影响，见表10。

表10不同浓度的二氧化氯盐水溶液的解堵效果

由表10可知，二氧化氯确实具有很强的解堵能力，对于渗透率较高的地层，500ppm的二氧化氯溶液的解堵率可达87.6％。

对于渗透率较低的地层，可以通过提高二氧化氯的浓度而达到满意的解堵效果。

当二氧化氯的浓度较高时，解堵率甚至可以大于100％，即二氧化氯不仅能清除聚合物堵塞，还能提高地层的渗透率。

与传统的降粘解堵剂相比，使用二氧化氯确实更加经济有效。

4、杀菌实验研究

针对油田注水、污水处理中常见的硫酸盐还原菌（简称SRB）及腐生菌（简称TGB），采用绝迹稀释法，测定二氧化氯对这两种菌的杀菌效果。

方案1：

取胜采102污水站的污水样，现场水温50℃，测定二氧化氯对SRB的杀菌效果。

所得数据见表11。

表11二氧化氯对SRB的杀菌效果

从表11可以得知，30ppm的二氧化氯溶液在30min内即可将SRB几近杀死，杀菌率可达100％；而据文献可知，250ppm的1227（传统的杀菌剂）经30min后污水样中仍然长菌，对SRB的杀菌率<99％。

可见二氧化氯SRB的杀菌作用更快，致死时间更短。

方案2：

从实验室内长时间停用的自来水管取污水样，培养TGB，培养温度37℃。

测定二氧化氯对TGB的杀菌效果。

所得数据见表12。

表12二氧化氯对TGB的杀菌效果

由表12可知，TGB较SRB更易被杀死，5ppm的二氧化氯在15min内即可将TGB全部杀死。

实验证明，二氧化氯作为一种高效杀菌剂，在油田的注水井解堵、注水井管线清洗、回注油田污水处理中具有广阔的应用前景。

六、技术应用范围

1、压裂井解堵

压裂是低渗透、特低渗透油田的主要增产方法。

油水井压裂时，一般压裂液都是聚合物（如胍胶、田青胶、聚丙烯酰胺等