Защита от коррозии нефтепромыслового оборудования

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологическое строение Вишанского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

1.4 Нефтегазоносность месторождения

1.4.1 Западная межсолевая залежь

1.4.2 Восточная межсолевая залежь

1.4.3 Воронежская залежь

1.4.4 Речицкая залежь

1.4.5 Семилукская залежь

1.4.6 Саргаевская залежь

1.4.7 Ланская залежь

2. Микробиологическая коррозия нефтепромыслового оборудования

2.1 Виды микроорганизмов, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования

2.1.1 Аэробные бактерии

2.1.1.1 Углеводородокисляющие бактерии

2.1.1.2 Тионовые, нитрифицирующие и железобактерии

2.1.2 Анаэробные бактерии

2.1.2.1 Метанообразующие бактерии

2.1.2.2 Сульфатвосстанавливающие бактерии

2.2 Механизмы развития микробиологических процессов в нефтяных пластах

2.3 Повреждения, возникающие в результате микробиологической коррозии

2.4 Методы предупреждения микробиологической коррозии

2.5 Методы борьбы с микробиологической коррозией

2.5.1 Физические методы борьбы

2.5.2 Химические методы борьбы. Бактерициды

3. Борьба с микробиологической коррозией на месторождениях Беларуси

3.1 Развитие биогенных процессов и борьба с микробиологической коррозией на Вишанском месторождении

3.2 Экспериментальные работы по борьбе с микробиологической коррозией

3.2.1 Опытно-промысловые испытания бактерицида И-28

ВВЕДЕНИЕ

По своим масштабам, актуальности и экономическому значению проблема защиты от биоповреждений материалов, промышленной продукции, сооружений и оборудования является одной из важных народнохозяйственных задач.

Более 70% коррозионных повреждений оборудования и коммуникаций вызывается микроорганизмами, создающими в результате своей жизнедеятельности коррозионноактивную среду. Следствием жизнедеятельности бактерий является преждевременный износ нефтепромыслового оборудования, аварийные порывы трубопроводов, коррозия стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов.

Основной объем нефти в нашей стране добывается с применением заводнения нефтяных пластов поверхностными природными водами, что приводит к их заражению микроорганизмами и вспышке микробиологических процессов. В частности, биогенная сульфатредукция, интенсивно развивается в случаях, когда для заводнения применяются пресные или слабоминерализованные воды, и зона интенсивного водообмена служит благоприятной средой для развития сульфатвосстанавливающих бактерий, активно продуцирующих сероводород.

В связи с этим, проблема профилактики заражения пласта микроорганизмами и борьба с ними является весьма важной и актуальной.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ВИШАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Вишанское нефтяное месторождение открыто в 1967 году трестом “Белнефтегазразведка”. Оно расположено на территории Октябрьского и Светлогорского районов Гомельской области Республики Беларусь.

Ближайшими промышленными центрами являются г. Светлогорск, расположенный в 30 км к северо-востоку, г. Мозырь - 63 км южнее, г. Речица - 75 км юго-восточнее и г. Гомель - в 109 км на юго-восток.

В пяти км северо-западнее месторождения проходит железная дорога г.г. Октябрьский - Бобруйск, а в 16 км юго-восточнее - Жлобин - Калинковичи. Хорошо развита сеть шоссейных дорог. Вблизи проходит нефтепровод “Дружба”.

В орографическом отношении Вишанское нефтяное месторождение расположено в Восточной части Полесской низменности, представляющей собой заболоченную, залесенную равнину с хорошо развитой речной сетью. Непосредственно на территории месторождения протекают реки Тремля и Виша - притоки Припяти.

Климат района умеренно-континентальный, влажный. Среднегодовая температура воздуха +7С. Среднегодовое количество осадков 600 мм.

В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный. Промышленность развита в городах, где имеются предприятия пищевой, мебельной, текстильной, химической промышленности и др.

Месторождение состоит из семи залежей - западной и восточной межсолевых, воронежской, речицкой, семилукской, саргаевской и ланской.

1.2 ХАРАКТЕРИСТИКА СТРАТИГРАФИИ И ЛИТОЛОГИИ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В геологическом строении Вишанского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и мощная осадочная толща верхнепротерозойских, палеозойских, мезозойских и кайнозойских пород.

Кристаллический фундамент вскрыт несколькими скважинами и представлен гранитами мелко- и среднекристаллическими с красноватым оттенком.

Максимальная вскрытая толщина 134,7 м (скв. 7).

Глубина залегания фундамента 3474.0 - 3831,0 м.

В осадочном чехле относительно региональных соленосных отложений выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхнесоленосные (галитовая и глинисто-галитовая) и надсолевая.

Подсолевая терригенная толща включает отложения верхнепротерозойской эратемы (PR₂) и девонской системы палеозойской эратемы (PZ) в составе витебско-пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов (D¹₂vtb+pr, nr, D²₂st, D¹₃ln). Залегают отложения несогласно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически представлены песчаниками от крупнозернистых до мелкозернистых с прослоями глин и мергелей, аргиллитами, глинами, алевролитами.

Окраска пород темно-серая, зеленовато-серая.

Толщина терригенной толщи 534,8 м (скв.1) - 208 м (скв. 6).

Ланские отложения в пределах Вишанской структуры являются промышленно нефтеносными.

Подсолевая карбонатная толща в составе саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоев евлановского горизонтов согласно залегает на поверхности ланских отложений подсолевой терригенной толщи. К этой части разреза во всем Припятском прогибе приурочены промышленные скопления нефти. На Вишанской площади нефтеносными являются воронежский, семилукский и саргаевский горизонты. коррозия нефтепромысловый оборудование месторождение

Отложения саргаевского горизонта (D¹₃sr) залегают согласно на ланских. Нижняя часть разреза преимущественно глинистая. Сложена доломитами плотными, глинистыми, кавернозными и трещиноватыми, часто ангидритизированными; встречаются глинистые известняки, ангидриты, а также тонкие прослои доломитовых мергелей и глин. Вверху залегают породы с преобладанием карбонатной составляющей - это доломиты, доломитизированные известняки, известковистые доломиты. По порам, кавернам и трещинам сильно доломитизированных известняков и доломитов - примазки и капельные выпоты нефти.

Средняя толщина отложений 41,6 м.

Семилукские отложения (D¹₃sm) в основании разреза сложены карбонатными и глинисто-карбонатными породами. Это, в основном, доломиты, изредка доломитизированные известняки и известковистые доломиты с тонкими невыдержанными прослоями доломитовых глин и мергелей. По порам, кавернам и трещинам - битуминозное вещество, пирит, ангидрит, нефть, иногда каменная соль. Отмечены стилолитовые швы, выполненные черным глинистым веществом.

Семилукский горизонт является основным нефтеносным горизонтом Вишанского месторождения.

Толщина отложений 25,7 м в среднем.

Отложения речицкого горизонта (D¹₃rch) залегают несогласно на семилукских отложениях и представлены доломитами, доломитовыми мергелями и глинами серыми с маломощными прослоями глинистых или доломитизированных известняков, доломитов и ангидритов.

Средняя толщина горизонта 5,9 м.

Воронежский горизонт (D¹₃vr) сложен преимущественно доломитами, реже доломитизированными известняками серых тонов, мелко- и тонкозернистыми, массивными, крепкими, участками кавернозными, трещиноватыми, со стилолитами. Трещины и каверны заполнены нефтью или ангидритом, пиритом, каменной солью, глинистым материалом.

Толщина горизонта в среднем 29 м.

Завершают разрез подсолевой карбонатной толщи кустовницкие слои евлановского горизонта (D¹₃ev, kst). Отложения являются “переходной” пачкой между подсолевой и нижнесоленосной толщами. Литологически представлены чередующимися глинами, ангидритами, глинистыми известняками, доломитами.

Толщина кустовницких слоев 50 м в среднем.

Нижнесоленосная толща представлена евлановским (анисимовские слои) и ливенским горизонтами (D¹₃lv+ev, аn). В основном, это каменная соль с многочисленными несолевыми прослоями известняков, ангидритов, доломитов. В основании толщи - переслаивающиеся чистые, карбонатно-сульфатные и терригенные породы с прослоями каменной соли.

Нижняя соленосная толща имеет повсеместное распространение, толщина изменяется от 6 м до 334 м.

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов залегает на ливенских отложениях.

Домановичский горизонт (D¹₃dm) представлен темно-серыми мергелями с прослоями известняков, ангидритов, глин.

Отложения задонского горизонта (D²₃zd) несогласно залегают на домановичских. Представлены, преимущественно, известняками, доломитами с незначительными прослоями мергелей и глин. Породы крепкие, пористые, кавернозные, трещиноватые, с признаками нефти. По трещинам встречается кальцит и доломит.

Породы елецкого горизонта (D²₃el) несогласно залегают на задонских и представлены доломитами, известняками серыми с прослоями ангидритов.

Петриковские отложения (D²₃ptr) несогласно залегают на поверхности елецких и завершают разрез межсолевой толщи. Литологически представлены известняками доломитистыми, мергелями глинистыми.

На Вишанском месторождении межсолевые отложения нефтеносны.

Средняя толщина межсолевых отложений 250 м.

Галитовая и глинисто-галитовая верхнесоленосные толщи включают отложения лебедянского, оресского, стрешинского и нижние слои полесского горизонтов и несогласно перекрывают межсолевые отложения. Иногда этот комплекс пород залегает на поверхности нижней соли.

Внизу в толще каменной соли встречается мелкие несолевые прослои мергеля, известняка, ангидрита, доломита, глины. В верхней части преобладают глинисто-карбонатные породы с прослоями каменной соли.

Надсолевая толща сложена верхнеполесскими отложениями, отложениями каменноугольной и пермской систем палеозойской эратемы, триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Представлена карбонатно-глинистыми и терригенными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками и доломитами; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками; ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом.

Общая средняя толщина надсолевых отложений 655 м.

1.3 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ

В тектоническом отношении Вишанское месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной в пределах Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий.

Речицко-Вишанская зона приразломных поднятий ограничена с юга региональным разломом субширотного простирания.

Толща осадочных пород Вишанской структуры, как и всей Речицко-Вишанской зоны, по своему строению разделяется на три крупных структурных комплекса (яруса): нижний, средний и верхний.

Нижний комплекс соответствует платформенному этапу развития Припятского прогиба и включает в себя подсолевые, нижнесоленосные и межсолевые отложения. Структурный план его, в основном, совпадает со строением поверхности фундамента и имеет преимущественно моноклинально-блоковые формы залегания с малоамплитудными разрывными нарушениями.

На юге и юго-западе Вишанская структура осложнена Речицким региональным разломом, представляющим собой зону сбросов различной амплитуды от нескольких десятков метров до 800 м. То есть, между южной опущенной и северной приподнятой частью структуры прослеживается зона мелких блоков, образованная сетью продольных, а также поперечных малоамплитудных нарушений. Падение плоскостей сбрасывателей около 75-80°.

В морфологическом плане нижний структурный ярус Вишанской структуры представляет собой моноклиналь, погружающуюся в север-северо-восточном направлении под углом 6-8°, простирание пород запад-юго-западное по азимуту 110°.

Средний структурный комплекс, соответствующий авлакогеновому этапу развития Припятского прогиба, слагают нижняя соленосная, межсолевая, верхняя соленосная и надсолевая толщи, а также каменноугольные отложения. В формировании пород комплекса большая роль принадлежит соляной тектонике. Поэтому они в значительной степени дислоцированы. В ряде мест в пределах Вишанской площади локальные соляные структуры образуют поднятия.

Структурные планы нижней соленосной и межсолевой толщ значительно отличаются от строения поверхности подсолевых отложений. Проявление соляного тектогенеза привело к образованию в ливенской соли в приразломной и надразломной зонах слабовыраженных поднятий, проявившихся увеличением толщины ливенской толщи. Далее на северо-восток нижнесоленосные отложения повторяют строение поверхности подсолевых отложений.

По поверхности межсолевых пород Вишанская структура представляет собой асимметричную брахиантиклиналь с крутым южным крылом и пологим северным. Ось складки ундулирует, образуя два свода: западный в районе скв.76, 101, 126, 127, 200; восточный в районе скв.60, 80, 115, 116, 121, 123, 203. В приосевой части брахиантиклинали прослеживается зона отсутствия межсолевых отложений, что подтверждается результатами бурения целого ряда скважин.

Верхний структурный комплекс состоит из пермских, триасовых, юрских, меловых и кайнозойских отложений. Первоначальное залегание пород верхнего яруса мало нарушено, Тектонические движения этого этапа - позднеплатформенного - не вызвали изменений в горизонтальном залегании пород.

1.4 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Вишанское месторождение относится к Речицко-Вишанской зоне нефтегазонакопления Припятского прогиба. Промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами елецко-задонского, воронежского, речицкого, семилукского, саргаевского горизонтов и терригенным коллектором ланского горизонта.

1.4.1 Западная межсолевая залежь

Коллекторами нефти служат доломиты, реже доломитизированные известняки. Породы массивные, трещиноватые, пористые, кавернозные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь массивная, ограниченная тектонически, зоной отсутствия межсолевых отложений и контуром нефтеносности (-2426 м ).

Размеры залежи: 3,1 км х 1,2 км х 0,09 км. Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 30,0 м в скв. 77 до 87,7 м в скв. 126. Пористость выделенных пластов-коллекторов изменяется от 0,064 (скв.77) до 0.112 (скв.94), нефтенасыщенность - от 0,724 (скв. 101) до 0,832 (скв. 126).

Режим залежи упруго-замкнутый.

Положение ВНК залежи на отметке -2426 м (определено по нижним дырам интервала перфорации, давшего нефть в колонне скв. 202).

Начальные балансовые и начальные извлекаемые запасы нефти по западной межсолевой залежи, подсчитанные на 1.01.2001 г. составляют 5141 у.е. и 1182 у.е., соответственно.

1.4.2 Восточная межсолевая залежь

Коллекторами нефти служат доломиты и доломитизированные известняки крепкие, массивные, плотные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь массивная, ограниченная зоной отсутствия межсолевых отложений и контуром нефтеносности (-2360 м).

Размеры залежи 5,4 км х 1,4 км х 0,07 км. Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИC, изменяются от 1,4 м (скв. 45) до 47,3 м (скв. 115). Пористость коллекторов колеблется в пределах 0,051 (в скв.45) - 0,103 (скв.44, 115); нефтенасыщенность - от 0,563 (скв.10) до 0,704 (скв.59).

Режим залежи упруго-замкнутый.

Положение ВНК залежи на отметке -2360 м, соответствующей положению нижних дыр перфорации интервала, давшего нефть в колонне скв. 203.

Начальные балансовые и начальные извлекаемые запасы нефти по восточной межсолевой залежи, подсчитанные на 1.01.2001 г. составляют 4257 у.е. и 979 у.е., соответственно.

1.4.3 Воронежская залежь

Коллекторами в воронежском горизонте служат доломиты, реже доломитизированные известняки. По площади распределены неравномерно, в ряде скважин вообще отсутствует. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участками литологически, а также контуром нефтеносности (-2860 м).

Размеры залежи 18,9 км х 2,7 км х 0,4 км. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 (скв. 78) до 29,5 м (скв. 118). Пористость - от 0,040 (скв. 2) до 0,125 (скв. 117), нефтенасыщенность - от 0,654 (скв. 76) до 0,890 (скв. 96).

Положение ВНК на абс.отметке -2860 м.

Начальные балансовые и начальные извлекаемые запасы нефти по воронежской залежи, подсчитанные на 1.01.2001 г. составляют 7258 у.е. и 2177 у.е., соответственно.

1.4.4 Речицкая залежь

Коллекторами нефти в речицком горизонте являются доломиты, реже доломитизированные известняки. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Залежь речицкого горизонта представляет собой несколько эффективных полей, площадь которых в сумме составляет 12765 тыс.м², максимальная высота 321 м.

Положение ВНК на абс.отметке -2860 м.

Начальные балансовые и начальные извлекаемые запасы нефти по речицкой залежи, подсчитанные на 1.01.2001 г. составляют 24 у.е. и 7 у.е., соответственно.

1.4.5 Семилукская залежь

Коллекторами нефти в семилукском горизонте являются, преимущественно, доломиты, в незначительном количестве известняки. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участок скв. 109 - литологически, а также единым для подсолевых залежей контуром нефтеносности (-2860 м).

Размеры залежи: 18,5 км х 2,5 км х 0,3 км.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,4 м (скв. 70) до 29,6 м (скв. 94). Пористостъ - от 0,036 (скв. 26) до 0,149 (скв. 48), нефтенасыщенность - от 0,630 (скв. 110) до 0,906 (скв. 41). В скв. 109 коллектор отсутствует.

Положение ВНК на абс.отметке -2860 м.

Начальные балансовые и начальные извлекаемые запасы нефти по семилукской залежи, подсчитанные на 1.01.2001 г. составляют 22031 у.е. и 9033 у.е., соответственно.

1.4.6 Саргаевская залежь

Коллекторами нефти в саргаевском горизонте служат доломиты, доломитизированные известняки и известковистые доломиты. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участками литологически. а также контуром нефтеносности.

Размеры залежи 18.2 км х 2,4 км х 0,3 км.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,8 м (скв. 5) до 40,3 м (скв. 107). Пористость - от 0,36 в скв. 30, 109 до 0,91 в скв. 102; нефтенасыщенность - от 0,585 (скв. 63) до 0,896 (скв. 113). В скв. 33, 34, 54 и 70 коллектор отсутствует.

Положение ВНК на абс.отметке -2860 м.

Начальные балансовые и начальные извлекаемые запасы нефти по саргаевской залежи, подсчитанные на 1.01.2001 г. составляют 8320 у.е. и 2662 у.е., соответственно.

1.4.7 Ланская залежь

Коллекторами нефти в ланском горизонте являются песчаники. Тип коллектора поровый.

Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, литологически, а также контуром нефтеносности (-2694 м).

Размеры залежи: 6.9 км х 0,1-0,5 км х 0.1 км.

Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 4,2 м (скв. 117) до 17,0 м (скв. 118). Пористость - 0.12 (скв. 117) - 0,20 (скв. 106); нефтенасыщенность 0,815 (скв. 117) - 0.888 (скв. 106).

Режим залежи упруго-замкнутый.

ВНК принят на отметке -2694 м, соответствующей середине расстояния между нижними дырами перфорации, давшими нефть в скв. 118, и верхними дырами перфорации, давшими воду в скв. 3.

Начальные балансовые и начальные извлекаемые запасы нефти по ланской залежи, подсчитанные на 1.01.2001 г. составляют 2732 у.е. и 656 у.е., соответственно.

2. Микробиологическая коррозия нефтепромыслового оборудования

В основе жизнедеятельности бактерий лежат конструктивные и энергетические процессы. При протекании конструктивных процессов - соединения углерода, извлекаемые из внешней среды, преобразуются в вещества тела в результате восстановительных реакций, протекающих с затратами энергии, которая извлекается в ходе энергетических окислительных процессов. Бактерии для энергетических и конструктивных процессов могут использовать как органические, так и неорганические вещества. Неорганические вещества выступают в энергетических процессах, как в качестве окисляемых субстратов, так и в качестве окислителей. Если окислителем является кислород, то такой процесс называется аэробным, а в том случае, когда окислитель - органическое или неорганическое соединение - анаэробным.

В микробный метаболизм вовлекаются соединения углерода, серы, азота, железа, хрома, хлора, молибдена, сурьмы, молекулярный водород и т.д.

В нефтяных пластах распространены следующие виды бактерий, связанные с процессами биогенной коррозии: углеводородокисляющие, сульфатвосстанавливающие, метанобразующие бактерии и другие группы микроорганизмов.

2.1 Виды микроорганизмов, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования

2.1.1 Аэробные бактерии

2.1.1.1 Углеводородокисляющие бактерии

Составляющие нефть углеводороды активно подвергаются микробиологическому разрушению. Молекулы углеводородов отличаются стойкими химическими связями и расщепляются микроорганизмами только при участии молекулярного кислорода, т.е. при участии аэробных организмов. Эти организмы называются углеводородокисляющими, и именно они оказывают первичное воздействие на нефть. Все остальные физиологические группы микроорганизмов, в частности, анаэробные, используют продукты обмена углеводородокисляющих бактерий. К углеводородокисляющим бактериям относят микроорганизмы, окисляющие углеводороды нефти и сопутствующего газа.

В окислении углеводородов нефти принимают участие микроорганизмы разных семейств и родов - микроскопические грибы, дрожжи, микробактерии, коринебактерии, микрококки, псевдомонасы и др.

Эти бактерии обладают способностью использовать разнообразные углеводороды в качестве единственного источника углерода и энергии. По морфологическим признакам это подвижные бактерии с полярно расположенными жгутиками, имеющими вид единичных или парных палочек размером 0,5 - 2 мк.

Углеводородокисляющие бактерии способны одинаково хорошо использовать алифатические, циклические, нафтеновые и ароматические углеводороды.

Существуют углеводородокисляющие бактерии, способные развиваться как при 70°, так и при 0 - 4°С, а также выдерживать высокие концентрации NaCl [1].

Основными возбудителями аэробной коррозии являются тионовые, нитрифицирующие и железобактерии.

2.1.1.2 Тионовые, нитрифицирующие и железобактерии

Тионовые бактерии представляют единую в морфологическом и биохимическом отношении группу Thiobacillus. Морфологически тионовые бактерии представляют собой мелкие палочки с округлыми концами и полярным жгутиком, некоторые формы этих бактерий неподвижны. Клетки большей частью встречаются одиночно или в парах, редко образуя короткие цепочки.

Сущность действия тионовых бактерий состоит в том, что они могут окислять серу до серной кислоты (местная концентрация которой может доходить до 10%), способствуют возникновению кислых агрессивных сред.

Жизнедеятельность нитрифицирующих бактерий создает условия для накопления азотной кислоты и резкого снижения рН среды.

Железобактерии поглощают железо в ионном состоянии и выделяют его в виде нерастворимых соединений. Неравномерное отложение этих соединений приводит к тому, что значения их потенциалов становятся неодинаковыми. Возникающая электрохимическая гетерогенность поверхности усиливает коррозию. Продукты коррозии при этом бывают желто-красного, кровяного, или коричнево-красного цвета. Железобактерии хорошо развиваются в интервале рН = 4 - 10.

2.1.2 Анаэробные бактерии

2.1.2.1 Метанообразующие бактерии

Метанообразующие бактерии - это строгие анаэробы, развивающиеся за счет окисления водорода и формиата. Окислитель - углекислота, восстанавливающаяся до метана. В комплексе с другими процессами образование метана происходит за счет разложения ряда соединений: белков, углеводов, жиров, клетчатки.

Метанообразующие бактерии принадлежат к родам Methanococcus, Methanosarcina, Methanospirillum, Methanobacterium; типичные представители - Methanobacterium ruminantium, Mb.fotmicicum.

Оптимальные для развития бактерий величины pH составляют 7 - 7.5, окислительно-восстановительного потенциала 300 - 400 мВ. В природных средах существуют устойчивые к соли организмы. Выделенные из вод нефтяных месторождений накопительные культуры метанообразующих бактерий выдерживали концентрацию NaCl 60 г/л. Различные культуры метанообразующих бактерий развиваются при температуре от 0 до 85°С.

2.1.2.2 Сульфатвосстанавливающие бактерии

Сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) представляют наибольшую коррозионную опасность среди бактерий. Это облигатноанаэробные микроорганизмы, окисляющие некоторые органические вещества и водород за счет восстановления соединений серы (до сульфидов) в энергетических процессах. Эти бактерии встречаются в реках, озерах, морях, океанах, почве, нефтепромысловых водах и др.

В присутствии кислорода они обычно не развиваются, но могут сохранять жизнеспособность длительный период времени.

По типу энергетических процессов сульфатвосстанавливающие бактерии делятся на две группы: окисляющие органические вещества до ацетата и СО₂ и - окисляющие полностью до СО₂.

Представителями первой группы являются вибрионы рода Desulfovibrio, споровые палочки (род Desulfotomaculum) и бесспоровые палочки. Ко второй группе сульфатвосстанавливающих бактерий принадлежит единственный представитель - Desulfotomaculum acetooxidans.

Обычно они имеют вид изогнутых палочек или коротких цепочек; передвигаются с помощью единичного полярного жгутика.

Размеры типичных клеток СВБ находятся в пределах 0,5 - 5 мк.

В результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливющие бактерии восстанавливают ионы сульфатов в ионы сульфидов: . Эти бактерии активно поглощают водород, выделяющийся при катодном процессе. Присутствие в коррозионной среде сульфидов и сероводорода заметно ускоряет коррозию. Развитию коррозии способствует присутствие в коррозионной среде ионов двухвалентного железа. Если этих ионов достаточно для связывания всего выделяющегося сероводорода, то на поверхности металла образуется рыхлый налет сульфида железа, способствующий облегчению протекания реакции катодной деполяризации. Коррозия имеет питтинговый характер, продукты коррозии - черного цвета [3].

Оптимальные величины pH для развития СВБ находятся в пределах от 5.5 до 9, окислительно-восстановительного потенциала 115 - 450 мВ.

Сульфатвосстанавливающие бактерии развиваются в средах как при отсутствии NaCl, так и при ее наличии в количестве 25 - 30%. Отдельные виды вообще не способны развиваться в отсутствие NaCl. Оптимальные значения NaCl для культур этих видов колеблются от 2 до 6%.

Диапазон температур, выдерживаемых этими бактериями весьма широк. Обнаружены культуры, способные развиваться при 2°С и при 85°С.

2.2 Механизмы развития микробиологических процессов в нефтяных пластах

Аэробные углеводородокисляющие бактерии первыми атакуют углеводороды. Их развитие происходит в том случае, если в пласты поступает растворенный молекулярный кислород. Поступление кислорода связано с нарушением изоляции нефтяного пласта или в результате тектонических нарушений кровли, или вследствие искусственного заводнения, когда кислород в нефтяном пласте попадает в призабойные зоны нагнетательных скважин. Кислород здесь быстро поглощается и его уже не удается уловить в ближайших эксплуатационных нагнетательных скважинах. Аэробные углеводородокисляющие бактерии вносятся в пласт с нагнетаемой водой. Их развитию в призабойных зонах нагнетательных скважин помимо кислорода способствует разбавление пластового рассола пресными и морскими водами. Эти бактерии обнаруживаются и в эксплуатационных скважинах, приближенных к нагнетательным, по мере удаления от зоны заводнения их число падает. В участках, удаленных от зоны заводнения, они не развиваются, а лишь разносятся по пласту с нагнетаемой водой.

В анаэробных микрозонах призабойных зон нагнетательных скважин и на удаленных участках продукты окисления, поступающие с водой, становятся субстратами для анаэробных бактерий - сульфатвосстанавливающих, метанообразующих, бродильных.

Метанообразующие бактерии используют продукты окисления нефти.

Развитие аэробных и анаэробных бактерий в нефтяном пласте находится в прямой зависимости от жизнедеятельности углеводородокисляющей микрофлоры.

Метанообразующие и сульфатвосстанавливающие бактерии активно потребляют водород, если он присутствует в составе газа и в пластах, а также атомарный водород с поверхности металла.

Клетки бактерий способны длительное время сохранять жизнеспособность, находясь в адсорбированном состоянии на породах.

Процесс восстановления сульфатов в сероводород в присутствии СВБ, называемый биогенной сульфатредукцией, проходит по следующей схеме:

Оптимальные условия для развития СВБ: температура около 30 - 40°С и слабоминерализованная нейтральная среда с сульфатами. Заражение пластовых систем микроорганизмами происходит обычно при закачке поверхностных вод, содержащих сульфаты и микрофлору. СВБ могут зародиться и в нефтепромысловых аппаратах, трубах и резервуарах, например под осадками парафина, механических примесей. Продуктов коррозии и загустевшей нефти.

Образовавшийся в результате биогенной сульфатредукции сероводород представляет собой слабую кислоту. Он сильный стимулятор коррозии. Сероводород в водной среде диссоциирует на ионы водорода и серы в две ступени:



Образовавшиеся ионы способствуют коррозии. В черных металлах сероводород инициирует процесс электродных реакций с образованием сульфидов железа и процесс наводораживания.

Быстрому распространению сульфатредукции, несомненно, способствует привнесение бактерий в пласты вместе с закачиваемыми водами. Эмпирически установлено, что между скоростью возникновения сульфатредукции в заводняемых пластах и степенью их проницаемости и мощности существует зависимость. Возникновение сульфатредукции определяется количеством закачиваемой воды на единицу мощности пласта.

Сульфаты в количестве до сотен мг/л встречаются в высокоминерализованных рассолах, которые неблагоприятны для развития сульфатвосстанавливающих бактерий. Однако, при разбавлении этих рассолов пресными водами, солевой состав изменяется так, что создаются условия, способствующие сульфатредукции. Наличие прослоев гипсов и ангидритов в нефтеносных толщах также благоприятствует развитию сульфатредукции. В ряде месторождений сульфаты появляются при закачке обогащенных ими поверхностных вод. Наконец, сульфатредукция развивается даже в тех пластах, где сульфаты первоначально отсутствовали в пластовых и закачиваемых водах. По-видимому, в таких пластах сульфаты вымываются из включений сульфатсодержащих минералов пород пресной водой и сразу же потребляются бактериями. Источником сульфатов могут явиться сульфиды, содержащиеся в породах, в частности, пирит, окисляющийся тионовыми бактериями.

Благоприятными условиями для развития СВБ являются:

- снижение общей минерализации пластовых вод;

- повышение концентрации сульфат-ионов;

- окисление нефти (кислородом или углеводородокисляющими бактериями) до простых органических соединений, усваиваемых СВБ;

- формирование биоценоза СВБ в призабойной зоне нагнетательных скважин, а затем его распространение в системе заводнения.

В результате жизнедеятельности СВБ в добываемой нефти содержится сероводород и продукты его взаимодействия с металлом - сульфиды железа. Коррозия резко возрастает и приобретает катастрофический характер. Так, например, срок службы любого трубопровода сокращается с 10 - 15 до 1 - 2 лет [1].

Таким образом, механизм стимулирующего коррозию действия СВБ обусловлен в значительной степени не столько непосредственным участием этих бактерий в коррозионном процессе, сколько воздействием продуктов их жизнедеятельности (сероводорода и сульфида железа).

Качественными признаками действия СВБ служат: сильная местная коррозия на ряде участков металла, потемнение воды вследствие накопления тонкораздробленных диспергированных частиц сульфида железа и неприятный запах сероводорода.

2.3 Повреждения, возникающие в результате микробиологической коррозии

В [4] приведены обследования коррозионных повреждений металлических конструкций Оренбургского газохимического комплекса, в соответствии с которыми установлено, что вышли из строя 15,4% трубопроводов, 66,2% оборудования и 72,7% деталей. Основными причинами потери работоспособности трубопроводов является язвенная и сплошная коррозия. Язвенная коррозия составляет 61,5% от всех коррозионных повреждений трубопроводов, сплошная - 23,1% и сероводородное растрескивание - 15,4%.

На нефтяных промыслах при глубиннонасосоном способе добычи сероводородсодержащей продукции наиболее значительному разрушению подвергаются насосные штанги. Снижение усталостной прочности металла при одновременном воздействии на него циклических нагрузок и коррозионной среды происходит в результате анодных процессов, локализующихся в местах концентрации напряжений. Эти участки возникают из-за наличия на поверхности металла технологических дефектов, упрочнения и разупрочнения поверхностного слоя металла, разрыхления кристаллов при циклическом действии нагрузки и представляют собой поверхностные микро- и макродефекты. Между дном концентратора и его стенками или поверхностью изделия возникает разность потенциалов, т.е. образуется специфическая напряженная пара, и в результате роста концентраторов напряжения развивается усталостная трещина.

Процесс коррозионной усталости насосных штанг обычно протекает в три стадии. Первая характеризует период до возникновения трещины, в течение которого протекает избирательная коррозия, т.е. образуются специфические коррозионные пары и возникают зародыши трещин. На второй стадии наблюдается значительная потеря циклической прочности из-за развития коррозионно-усталостных трещин. Третья характеризуется чисто механическими разрушениями оставшегося сечения образца при напряжениях, превышающих предел прочности металла. Существенное влияние на механизм и скорость усталостного разрушения металла оказывает агрессивная среда. В добывающих скважинах с сероводородсодержащей продукцией коррозионно-усталостное разрушение насосных штанг происходит также из-за наводороживания металла и сульфидного растрескивания. При наводороживании биогенный сероводород, способствуя диффузии атомов водорода в кристаллическую структуру стали, вызывает ее охрупчивание и снижение физико-механических свойств. При воздействии на наводороженный металл статических и динамических нагрузок в зоне микро- и макродефектов возникает значительная местная концентрация напряжений, способствующая образованию и интенсивному росту усталостных трещин. Аналогичный механизм наводороживания металла и сульфидного растрескивания характерен для буровых труб, используемых при освоении месторождений природного газа и нефти с высоким содержанием сероводорода, особенно при вращательном бурении.

2.4 Методы предупреждения микробиологической коррозии

В нефтяной промышленности проблема борьбы с биокоррозией включает и мероприятия, направленные на предотвращение заражения микроорганизмами продуктивных пластов. Целесообразнее направить усилия на предотвращение заражения нефтяных формаций коррозионно-опасными СВБ и другими бактериями, чем вести борьбу с проявлениями микробиологической коррозии.

По отношению к микробиологической проблеме нефтяные месторождения можно условно разделить на 3 группы:

1) новые месторождения, где интенсификация добычи нефти находится в начальной стадии и продукция нефтяных скважин не содержит H₂S;

2) месторождения, находящиеся в поздней стадии эксплуатации, разрабатываемые с применением заводнения продуктивных пластов, где появление H₂S обусловлено заводнением;

3) месторождения, где добываемая продукция содержит H₂S с начала разработки.

Для 1-й группы месторождений основным является предотвращение заражения продуктивных пластов. Для этого необходимо выбрать источник заводнения (основной критерий - отсутствие или минимальное содержание СВБ), а также обработать ( для предупреждения возможного заноса в пласт СВБ, развития их в пласте при интенсивном водообмене) закачиваемую воду бактерицидами независимо от наличия или отсутствия СВБ. Дозировка бактерицида - постоянная в минимальной концентрации. Кроме того, через каждые 6 месяцев обрабатывать закачиваемую воду ударной концентрацией бактерицида, превышающей ориентировочную минимальную в 8 - 10 раз. Кроме того, следует периодически (2 -3 раза в год) менять тип бактерицида для предотвращения адаптации СВБ к одному какому-то реагенту.

Для 2-й группы месторождений, где H₂S и СВБ обнаруживаются как в продуктивном пласте, так и в добываемой продукции, борьба с сульфатредукцией проводится в двух направлениях: подавление СВБ в пласте и защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. Подавление СВБ в пласте необходимо осуществлять обработкой нагнетательных скважин бактерицидами в ударной дозировке. Для защиты оборудования от коррозии рекомендуется обрабатывать среды реагентами комплексного действия (бактерицид-ингибитор), вводя их в различные точки защищаемой среды.

Для 3-й группы месторождений могут быть рекомендованы только антикоррозионные мероприятия с применением ингибиторов коррозии и ингибиторов-бактерицидов.

Существует несколько способов предотвращения микробиологической коррозии[1]:

- применение ингибиторов;

- продувка закачиваемой воды кислородом для предотвращения развития анаэробов;

- подавление бактерий путем изменения кислотности закачиваемой воды;

- защитные покрытия;

- катодная защита;

- удаление из закачиваемой воды органических веществ, где используется осаждение взвесей алюминиевыми квасцами и дальнейшее окисление растворенных компонентов перекисями или другими реагентами.

Однако, данные методы не нашли большого применения, так как обладают рядом недостатков.

2.5 Методы борьбы с микробиологической коррозией

Методы подавления жизнедеятельности бактерий подразделяются на физические и химические.

2.5.1 Физические методы борьбы

Применение физических методов угнетения микроорганизмов не загрязняет биосферу. К физическим методам относятся рентгеновские и ультрафиолетовые лучи, ультразвук, радиационное излучение (лучи), токи высокой частоты и др. Характерной особенностью излучений является их способность вызывать ионизацию атомов и молекул, что приводит к разрушению молекулярных структур, вызывает патологические изменения в клетках и отмирание микроорганизмов.

Ионизирующее излучение обладает высокой проникающей способностью, при этом эффект воздействия зависит от дозы облучения. Нередки случаи, когда излучение в малых дозах стимулирует интенсивность жизненных процессов. Однако с возрастанием дозы излучения все резче проявляется угнетающее действие лучей - изменяются морфологические и физиологические свойства бактерий, задерживается их рост и размножение. Дальнейшее увеличение дозы лучистой энергии вызывает гибель бактериальной клетки.

Чувствительность бактериальных клеток к радиоактивным излучениям зависит от состава экологической среды обитания микроорганизмов, возраста культуры бактерий, наличия кислорода, температуры, рН и др.

Эффективным методом обеззараживания сточных вод является термообработка. Принцип термообработки - инжектирование паром, который нагревает сточную воду до 130°С. При этом погибает большая часть микроорганизмов.

Для защиты от микробиологической коррозии нашли применение и электрохимические методы.

Однако, физические методы не получили широкого применения из-за их трудоемкости, сложности оборудования, необходимости соблюдения мероприятий по биологической защите обслуживающего персонала и, главным образом, из-за их одновременного действия.

2.5.2 Химические методы борьбы. Бактерициды

Самым эффективным методом борьбы с микробиологической коррозией являются химические методы - обработка зараженных микроорганизмами сред бактерицидами, которые вызывают гибель микроорганизмов.

Бактерицидная активность химических веществ зависит от структуры соединений, дозировки, длительности применения, видового состава микрофлоры и условий среды обитания микроорганизмов. Известен механизм действия многих бактерицидов. Химический препарат, попадая в бактериальную клетку, взаимодействует с теми или иными ее компонентами. Причиной гибели микроорганизмов чаще всего является блокирование жизненно важных ферментов, ингибирование биосинтеза белка, нарушение дыхания, повреждение клеточной мембраны и повышение ее проницаемости под действием антимикробных препаратов. Ингибирующее действие некоторых бактерицидов связано с тем, что они создают неблагоприятные условия для развития микроорганизмов, например, сдвигают рН водной фазы в кислую (4 - 5) или щелочную (до 9 - 11) область.

Существующая классификация бактерицидов в известной мере условна и основана на следующих принципах: по биологическому действию (т.е. учитывая биологический вид агентов-разрушителей); техническому назначению и объектам применения (по группам биоповреждаемых материалов); химическому составу.

Бактерициды должны обладать следующими свойствами:

- совместно с минерализованными нефтепромысловыми средами не давать осадков, которые могут привести к снижению проницаемости продуктивных пластов;

- технологичностью (жидким состоянием, низкой вязкостью, низкой температурой застывания);

- стабильностью при длительном хранении;

- невысокой токсичностью для обслуживающего персонала, отсутствием резкого запаха;

- доступностью сырьевой базы [1].

Кроме перечисленных общих требований, к бактерицидам предъявляют специальные требования, учитывающие технические особенности защищаемых материалов и сооружений, условия их эксплуатации и т.д. Так, бактерициды, применяемые для защиты от коррозии бурового оборудования, должны быть совместимы с компонентами буровых растворов и не изменять их физико-химических свойств; бактерициды, использующиеся на нефтепромыслах, не должны растворяться в нефти и нефтепродуктах, чтобы не вызвать выхода из строя катализаторов на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Концентрация бактерицида считается эффективной, если обеспечивается гибель не менее 99% бактерий.

Подбор бактерицидов необходимо проводить на нескольких этапах.

Первый этап - опробование бактерицидов в лабораторных условиях. Обычно определяются концентрации, вызывающие бактериостатическое действие (задержку развития) и бактерицидное, при котором происходит отмирание клеток.

Количество убитых бактерий рассчитывается по формуле

,

где A - количество сульфатвосстанавливающих бактерий в 1 мл контрольной среды в конце интервала времени X;

B - количество сульфатвосстанавливающих бактерий в 1 мл опытной среды за то же время.

Для испытания эффективности ингибиторов используют как музейные образцы СВБ, так и культуры, выделенные непосредственно из нефтепромысловых сред. Поскольку микроорганизмы со временем адаптируются к бактерицидам и приобретают устойчивость к ним, целесообразно при лабораторных испытаниях уточнить степень адаптируемости пластовой микрофлоры к бактерициду. Свойства бактерицида и его активность могут изменяться в зависимости от состава пластовых вод и вмещающих пород. Поэтому испытание бактерицидов должно проводиться в условиях, максимально приближенных к пластовым.

Второй этап - разработка метода применения бактерицида на опытном участке пласта. Второй этап также включает в себя испытание бактерицида в промысловых условиях с определением показателей активности микробиологических процессов и зон максимального развития коррозии. При этом рекомендуется определять показатели активности сульфатредукции не только в воде из призабойных зон нагнетательных скважин, но и в водах, извлеченных добывающими скважинами, поскольку по мере проникновения бактерицида в глубь пласта (с закачиваемой водой) происходит его разбавление.

Третий этап - широкое применение ингибитора на данном месторождении, включающее разработку технологических схем и количественные расчеты [1].

В настоящее время накоплен немалый опыт в области разработки и рекомендации эффективных ингибиторов-бактерицидов для систем заводнения нефтяных пластов, в том числе и призабойной зоны нагнетательных скважин, причем большинство таких реагентов относятся к органическим соединениям.

К настоящему времени разработан широкий спектр биоцидов, представляющих собой азот-, кислород-, серо-, галогенсодержащие органические и неорганические соединения.

Наибольшее распространение среди них получили азотсодержащие соединения с длинными углеводородными цепями. По химическим свойствам они разделяются на:

- производные алифатических жирных кислот (первичные, вторичные и третичные моноамины, диамины и амиды; полиэтоксилированные амины, диамины и амиды); соли указанных соединений включают производные уксусной, фосфорной, олеиновой, нафтеновой и других жирных кислот природного (кислоты кокосового, соевого и талового масел, натуральных жиров и других масел) или синтетического происхождения (ИКБ-4, ТАЛ-2, ДОН-52, АНП-2);

- имидазолины и их производные: ИКБ-4В, контол К-147;

- четвертичные аммониевые основания и их производные: Дон-2, Дон-3;

- производные пиридина: И-1-А, “Север-1”, КИ-1;

- другие азотсодержащие соединения [7].

Одним из широко применяемых способов борьбы с сульфатредукцией является закачка в пласт раствора формалина и высокоминерализованных вод хлоркальциевого типа. В [1] приведены результаты применения формалина и высокоминерализованных вод в заводняемых пластах Ромашкинского нефтяного месторождения. Было выяснено, что для борьбы с развитием СВБ и образованием сероводорода в призабойной зоне скважин достаточно проводить обработку формалином через каждые 9 - 12 месяцев. Также было установлено, что высокоминерализованные сточные воды необходимо закачивать периодически (через каждые 9 - 11 мес.) в течение не менее трех суток.

Однако, при этом способе СВБ способны приспосабливаться к высокой минерализации, образуя солеустойчивые формы. Кроме того, при ремонтных работах на скважинах и в процессе закачки воды в пласт пары формалина, попадая в воздух, вызывают сильное раздражение оболочки глаза. Для подавления роста бактерий требуется большая доза реагента - 1 - 3 г формалина на 1 л воды. С учетом того, что в пласте произойдет разбавление закачиваемой воды пластовыми водами, дозу формалина увеличивают до 0,4 г/л закачиваемой воды. Поэтому его применение обходится дорого.

В нашей стране и за рубежом широко используют соли четвертичных аммониевых кислот: алкилтриметиламмонийхлорид, соевый триметилхлорид аммония, талловый триметилхлорид аммония и др. Их преимуществом перед другими биоцидами является продолжительное время сохранения активности при низких минимальных биоцидных концентрациях и относительно низкая стоимость. Возможный механизм действия четвертичных солей аммония связан с катионной структурой этих соединений и способностью растворяться в фосфолипидных слоях клеточной оболочки бактерий, вызывая их разрушение. Бактерицидное действие четвертичных соединений аммония зависит от природы содержащихся в их молекулах углеводородных цепей. Так, например, увеличение длины цепи до C₁₂ или наличие в молекулах двух C₁₀ - цепей приводит к снижению минимальной ингибирующей концентрации с 800 до 100 мг/л[11].

Также эффективным реагентом для борьбы с сероводородной коррозией является металлилсульфонат натрия ( МСН) - доступный промышленный продукт, широко используемый как сополимер при синтезе нитронного волокна, обладающий бактерицидной активностью в отношении СВБ и свойством нейтрализатора H₂S. Реагент представляет собой негорючий, тонкодисперсный порошок белого цвета, хорошо растворимый в пресной и минерализованной воде, нетоксичный[11].

Высоким бактерицидным и противокоррозионным действием характеризуется реагент АНП-2, применяемый в различных отраслях промышленности в качестве флотореагента, деэмульгатора, ингибитора коррозии. Данный реагент относится к катионоактивным ПАВ и представляет собой смесь хлоргидратов аминопарафинов, полученных из парафинов нефтяного происхождения. АНП-2 используют для защиты от коррозии трубопроводов системы утилизации сточных вод и системы сбора нефти и газа. Дозировка реагента, обеспечивающая 90 - 95% защитный эффект, составляет 0,075 кг/мі. Технология применения АНП-2 включает: обработку ударной дозой этого реагента (0,5 кг/мі) для подавления жизнедеятельности СВБ в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин; постоянную дозировку АНП-2 в количестве 0,05 - 0,075 кг/мі обрабатываемой жидкости в качестве ингибитора коррозии.

Бактерицид СНПХ-1002 представляет собой смесь фенольной смолы, отхода производства фенола и ацетона, водного раствора едкого натра и органического растворителя. Выпускаются две марки бактерицида: летняя СНПХ-1002Б и зимняя СНПХ-1002М. Сущность технологии применения СНПХ-1002 заключается в том, что под воздействием бактерицида происходит очищение закупоренных интервалов пласта от сульфатвосстанавливающих бактерий и продуктов их метаболизма и подключение этих зон в процесс разработки. Суспензия подавленных химреагентом бактерий и растворенных им продуктов метаболизма, а также осадок, образовавшийся при закачке сточных вод, под воздействием щелочи, входящей в состав бактерицида, повышают фильтрационное сопротивление высокопроницаемых промытых зон и способствуют дополнительному увеличению охвата пластов заводнением. Кроме того, данный бактерицид обладает нефтеомывающими свойствами, обеспечивает подавление СВБ в продуктивных пластах до 100%, что приводит к снижению содержания сероводорода в добываемой продукции на 70 - 80%.

СНПХ-1003 -сложное вещество, содержащее замещенные фенолы, ПАВ и растворяющий компонент. Реагент предназначен для подавления роста СВБ и одновременной защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии в сильно минерализованных пластовых и сточных водах, содержащих сероводород. Это жидкость темно-коричневого цвета со слабым запахом. Реагент является ингибитором анодного и катодного действия. Полное подавление СВБ наступает при дозировке 50 г/мі.