CN104109516A

CN104109516A - 一种强乳化性微生物清防蜡菌剂及其应用

Info

Publication number: CN104109516A
Application number: CN201410284537.5A
Authority: CN
Inventors: 郝春雷; 苗建生; 常国栋; 王剑; 张红华; 王孟江
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Petroleum Engineering Technology Research Institute of Sinopec Henan Oilfield Branch Co
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Petroleum Engineering Technology Research Institute of Sinopec Henan Oilfield Branch Co
Priority date: 2014-06-23
Filing date: 2014-06-23
Publication date: 2014-10-22
Anticipated expiration: 2034-06-23
Also published as: CN104109516B

Abstract

本发明公开了一种强乳化性微生物清防蜡菌剂及其应用，属于油田化学技术领域。该清防蜡菌剂主要包括铜绿假单胞菌和地表地芽孢杆菌，具有较强的乳化能力，能分散原油，促进原油流动，改变井壁粘附功，阻止蜡晶在井壁的堆积，起到防蜡、清蜡的作用。采油过程中通过增大菌液初次使用量和延长关井时间，能使细菌更易在井壁附着形成稳定的防蜡区，并清理近井地层，提高防蜡、增油效果。经现场实施后，试验井半年内均未进行洗井和化学防蜡作业，表明清防蜡菌剂能在井筒中发挥较好的防蜡作用。试验井日产油量增长30％左右，泵效提高近10个百分点，产出液表面张力下降20～25％，原油凝点下降1～3℃。

Description

一种强乳化性微生物清防蜡菌剂及其应用

技术领域

本发明具体涉及一种强乳化性微生物清防蜡菌剂，以及该清防蜡菌剂的应用，属于油田化学技术领域。

背景技术

原油开采过程中，原油中的蜡质由于压力和温度的降低而析出，形成晶体，附着在近井地带、井筒和泵阀等处，影响开采、提液系统的正常工作。需要周期性进行清蜡作业，除去附着在井筒提液系统中的蜡晶。油田主要应用的清防蜡方法有电加热、掺热水、清蜡车、化学防蜡、微生物清防蜡等方式。同其他方法相比，微生物清防蜡方式有节能、环保、不伤害地层等优点，近年来已得到油田广泛关注和应用。

微生物清防蜡技术，就是把在工业发酵罐中培养的细菌菌液注人油井处理井筒，细菌会起到清、防蜡等生产维护作用。该技术在国内应用较多，如中国专利(申请号：201110216878.5)公开的一种清防蜡菌剂及应用，专利(申请号：201110024638.5)公开的一种新型微生物清防蜡菌剂及其应用等。微生物清防蜡技术所使用的细菌主要是石蜡降解菌，通过降解原油中析出的和尚未析出的石蜡，达到清防蜡的目的。使用工艺主要是从油套环空注入菌剂，通过油泵抽动进入油管，需根据菌剂性能和油井产状定期补充菌剂。目前，该工艺主要存在两点不足：第一，该技术所用微生物以降解原油菌为主，但微生物降解石蜡速度较慢，在实验室条件下通常要3～7天才能完成降解；第二，在油井生产时直接从套管加入菌液，虽然可避免其影响生产，但是由于菌体同油管管壁接触时间过短(最快只有3天)而限制防蜡效果。

因此，需要开发一种代谢表活剂能力强的清防蜡菌种，能更快地改变井壁润湿性，乳化原油，阻止蜡晶在井壁吸附。并改善使用工艺，使细菌更易在井壁附着，在井筒形成稳定的防蜡区。

发明内容

本发明的目的是提供一种强乳化性微生物清防蜡菌剂。

同时，本发明还提供一种强乳化性微生物清防蜡菌剂的应用。

为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：

一种强乳化性微生物清防蜡菌剂，主要包括铜绿假单胞菌和地表地芽孢杆菌。

所述铜绿假单胞菌和地表地芽孢杆菌均可采用市售菌株。

优选的，铜绿假单胞菌采用2株菌，命名为铜绿假单胞菌N1、铜绿假单胞菌N2，均购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)，保藏编号依次为CGMCC 1.2814、CGMCC 1.10452，中文菌名铜绿假单胞菌，拉丁学名Pseudomonas aeruginosa。

优选的，地表地芽孢杆菌购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)，保藏编号CGMCC 1.2673，拉丁学名Geobacillus subterraneus。

采用上述3种优选菌种的复配菌剂，具有较强的乳化能力，能降低油水界面张力，分散原油，防止石蜡晶体的聚集。

所述清防蜡菌剂可以为固态(干粉状)，也可以为液态。当菌剂为固态干粉时，三种菌单独保存，分别以脱脂乳或牛奶等为保护剂及载体，菌剂中三种菌干粉的质量比为(1～5):(1～5):(1～5)。当菌剂为液态时，三种菌可单独保存，也可混合保存。单独保存时，各菌种的菌体浓度分别为10⁷～10⁹个/mL；混合保存时，菌体总浓度为10⁷～10⁹个/mL，各菌种的菌体数量相差在一个数量级以内。

一种强乳化性微生物清防蜡菌剂的应用。具体为清防蜡菌剂在采油方面的应用，包括以下步骤：

(1)取清防蜡菌剂发酵生产发酵菌液；

(2)采用发酵菌液配制注入菌液体系：

(3)将注入菌液体系注入油井。

所述步骤(1)中发酵生产的方法为：将清防蜡菌剂加入发酵培养基中，35～50℃条件下发酵至菌液中菌体浓度达到＞10⁸个/mL。发酵生产的目的为扩大培养，可根据实际需要量进行多级发酵，如2～4级发酵。多级发酵中后一级发酵的菌液量是前一级发酵的5～15倍，即扩大倍数为5～15倍。

当清防蜡菌剂为固态时，需要单独活化各菌种，待菌体浓度均达到10⁷～10⁹个/mL时，取各菌液等体积混合(复合菌液中各菌种的菌体浓度相差在一个数量级以内)，再按体积比1:(5～15)将复合菌液加入发酵培养基中，35～50℃条件下发酵70～75h，pH值控制在6～8；再进行后一级发酵，每级发酵的发酵母液与发酵培养基的体积比为1:(5～15)，即菌液量扩大5～15倍，发酵时间70～75h，pH值控制在6～8。

当清防蜡菌剂为液态时，如为单独保存的菌液，等体积混合后再按体积比1:(5～15)将复合菌液加入发酵培养基中(各菌液中菌体浓度相差在一个数量级以内)，如为混合保存的菌液，可直接按体积比1:(5～15)加入发酵培养基中进行发酵生产，35～50℃条件下发酵70～75h，pH值控制在6～8；再进行后一级发酵，同上。液态降粘菌剂可采用如下方法制备：将各菌种的单独培养液(菌体浓度分别为10⁸～10⁹个/mL)等体积混合，即得。

为准备现场施工而进行发酵扩大生产时，可具体采用如下方法：将各菌种单独活化，各培养0.1～5L培养液，菌体浓度分别达1～5×10⁸个/mL；取等体积菌液混合，按照体积比1:(5～15)将复合菌液加入发酵培养基中，在35～50℃条件下发酵生产，最终发酵菌液中菌体浓度达到＞10⁸个/mL为合格。多级发酵中每级发酵的时间为70～75h，pH值控制在6～8。

所述活化菌种采用的活化培养基配方为：牛肉膏3g/L，蛋白胨10g/L，NaCl 5g/L，余量为水，pH值7.2。

所述的发酵培养基可采用常用的菌种发酵培养基，也可采用如下配方：NaCl 5～10g/L，NH₄NO₃ 1.5～3g/L，KH₂PO₄ 0.5～1g/L，K₂HPO₄ 4.5～10g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02～0.1g/L，MnSO₄·H₂O 0.3～1g/L，CaCl₂ 0.1～0.2g/L，玉米浆干粉5～7g/L，蔗糖10～12g/L，余量为水，pH值6.8～7.8。

所述步骤(2)中注入菌液体系为：以质量百分比计，发酵菌液10～20％、NaNO₃ 0.05～0.1％、KH₂PO₄ 0.1～0.5％、玉米浆干粉0.5～1％、化学增注剂1～1.2％，余量为水。

所述的化学增注剂为市售商品，可采用新乡富邦科技有限公司生产的型号为BTW-5918的产品，化学增注剂BTW-5918为高分子量表面活性剂，可增加菌液粘度，增加菌液在油管内的停留时间，并降低油水界面张力。

所述步骤(3)中注入菌液体系首次施工用量为油套环空体积和油管体积之和。注入时，(以泵车)在开井状态、低压下(＜2.0MPa)由油套环空泵入，关井1～3天。目的是将菌液充满油套环空和油管，使菌体与油管管壁充分接触、吸附，在井壁形成稳定的生物场，使后补充的菌体能迅速占据井壁空间；并且改变其表面润湿性阻止石蜡在管壁的堆积。同时菌液也可清理近井地带和井底的石蜡堵塞，增大产液量。油套环空的滞留菌液也可继续繁殖，增大菌体量。首次施工并关井1～3天后即可正常开井生产。此后，定期在油套环空中补充纯菌液，设计补充量和周期根据油井产液量和沉没度确定。实际情况可根据油井泵效和产出液菌体浓度变化进行调整。

本发明的有益效果：

本发明中清防蜡菌剂主要包括铜绿假单胞菌和地表地芽孢杆菌，可使柴油乳化，单菌乳化指数(EI24)最高可达100％，还可降低油水界面张力和粘附功，最多使水/煤油界面张力由18.3mN/m降至0.4mN/m，使钢片油相粘附功由6.4mN/m降至0.5mN/m。由此复配的菌剂具有较强的乳化能力，能分散原油，促进原油流动，改变井壁粘附功，阻止蜡晶在井壁的堆积，起到防蜡、清蜡的作用。复合菌剂在原油、地层水环境中培养，对高凝油室内防蜡率达78.3％。

本发明中清防蜡菌剂可通过发酵培养扩大生产，配制菌体体系后注入油井，实现防蜡、增产目的。通过增大初次使用量和延长关井时间等方法，使细菌更易在井壁附着形成稳定的防蜡区，并清理近井地层，提高防蜡、增油效果。经现场实施后，试验井半年内均未进行洗井和化学防蜡作业，表明清防蜡菌剂能在井筒中发挥较好的防蜡作用。试验井日产油量增长30％左右，泵效提高近10个百分点，产出液表面张力下降20～25％，原油凝点下降1～3℃。表明该方法可有效乳化原油，提高原油在井筒中和地层中的流动性，减轻原油对井筒的粘附，有效解决油井结蜡问题，并疏通近井地层，进而增加产量，为易结蜡油井的生产维护、保产、增产提供一个高效、环保的技术选择。

具体实施方式

下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。

实施例1

本实施例中强乳化性微生物清防蜡菌剂，由铜绿假单胞菌N1(CGMCC 1.2814)、铜绿假单胞菌N2(CGMCC 1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC 1.2673)组成，3株菌均购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)，菌剂为固态干粉，三种菌单独保存，均以脱脂乳为保护剂及载体，三种菌干粉的质量比为1:1:1。

本实施例中强乳化性微生物清防蜡菌剂在采油方面的应用，包括以下步骤：

(1)单独活化各菌种，待各菌种菌体浓度达3.2～4.6×10⁸个/mL，取各菌液(2L)等体积混合，再按体积比为1:10将复合菌液加入发酵培养基中，在40℃条件下发酵培养72h，控制pH值在6～8，发酵过程中不需要通氧气或空气，发酵完毕再进行下一级发酵，每级发酵的发酵母液与发酵培养基的体积比均为1:5，经四级发酵制成发酵菌液，发酵菌液中菌体浓度达4×10⁸个/mL；

各菌种活化用培养基配方为：牛肉膏3g/L，蛋白胨10g/L，NaCl 5g/L，余量为蒸馏水，pH值7.2；

发酵培养基配方为：NaCl 5g/L，NH₄NO₃ 1.5g/L，KH₂PO₄ 0.5g/L，K₂HPO₄ 4.5g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02g/L，MnSO₄·H₂O 0.31g/L，CaCl₂ 0.1g/L，玉米浆干粉5g/L，蔗糖10g/L，，余量为蒸馏水，pH值7.2；

(2)采用步骤(1)的发酵菌液配制注入菌液体系：以质量百分比计，发酵菌液20％、NaNO₃ 0.1％、KH₂PO₄ 0.2％、玉米浆干粉0.5％、化学增注剂BTW-59181％，余量为现场配注污水；

(3)注入菌液体系首次施工用量为油套环空体积和油管体积之和，注入时以泵车在开井状态、低压下(＜2.0MPa)由油套环空泵入，关井3天后正常开井生产。

实施例2

本实施例中强乳化性微生物清防蜡菌剂，由铜绿假单胞菌N1(CGMCC 1.2814)、铜绿假单胞菌N2(CGMCC 1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC 1.2673)组成，3株菌均购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)，菌剂为液态，单独保存，各菌种的菌体浓度为3.2～4.6×10⁸个/mL。

(1)取各菌种菌液等体积混合，将复合菌液转至发酵罐中，按体积比为1:10加入发酵培养基，在35℃条件下发酵培养72h，控制pH值在6～8，发酵过程中不需要通氧气或空气，发酵完毕进行下一级发酵，每级发酵的发酵母液与发酵培养基的体积比均为1:10，经四级发酵制成发酵菌液，其中前三级发酵使用搅拌机搅拌，搅拌转速90转/min(70～97转/min范围)，第四级发酵使用循环泵，泵速100方/h，经四级发酵后发酵菌液中菌体浓度达3.76×10⁸个/mL；

发酵培养基配方为：NaCl 10g/L，NH₄NO₃ 3g/L，KH₂PO₄ 1g/L，K₂HPO₄ 10g/L，FeSO₄·7H₂O 0.1g/L，MnSO₄·H₂O 0.31g/L，CaCl₂ 0.1g/L，玉米浆干粉5g/L，蔗糖10g/L，，余量为蒸馏水，pH值7.2；

(2)采用步骤(1)的发酵菌液配制注入菌液体系：以质量百分比计，发酵菌液10％、NaNO₃ 0.05％、KH₂PO₄ 0.1％、玉米浆干粉1％、化学增注剂BTW-59181.2％，余量为现场配注污水；

试验例

1、各菌种对烃类的乳化能力

检测方法：将铜绿假单胞菌N1(CGMCC 1.2814)、铜绿假单胞菌N2(CGMCC 1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC 1.2673)三株菌分别由固态菌种形式接种至活化培养基，45℃培养18h制备菌种母液。将三株菌的母液分别以5％比例(体积百分比)接种于原油营养剂体系，45℃培养24h。检测菌液的乳化指数，并以挂片式界面张力仪测定柴油-发酵液界面张力，评价其乳化能力。菌液界面张力和乳化指数检测结果见表1。

乳化指数检测方法：取菌种发酵液5mL，与等量柴油同置于刻度试管内，快速震荡一分钟，再静置24h，计算乳化层占整个有机相(乳化液与柴油)的体积比。

活化培养基：牛肉膏3g/L，蛋白胨10g/L，NaCl 5g/L，余量为蒸馏水，pH值7.2。

原油营养剂体系：某高含蜡原油10g/L，NaCl 5g/L，NH₄NO₃ 1.5g/L，KH₂PO₄ 0.5g/L，K₂HPO₄ 4.5g/L，FeSO₄.7H₂O 0.02g/L，MnSO₄.H₂O 0.31g/L，CaCl₂ 0.1g/L，玉米浆干粉5g/L，余量为蒸馏水，pH值7.2。

表1 各菌种培养液的界面张力和乳化指数

从表1可知，各菌种界面张力均较低，乳化指数均较高。说明上述3个菌种均能产生活性较强的生物表活剂，有较好的乳化能力，降低水油界面张力，进而促进原油流动。原油流动性增强且更易于分散在水中能减小其与井壁间的接触，减少蜡晶向井壁的沉积，同时也可减少蜡晶彼此间的接触，阻止其长大。

2、各菌种对钢片粘附功的影响

粘附功可用于表征油水润湿或脱离岩石表面的能力，岩石表面对油相的粘附功越小，越易从岩石表面剥离原油。微生物及其代谢产物在油管壁面上的吸附，可使长期与其接触的油管润湿性质发生改变，进而改变井壁对原油的粘附功。

检测方法：将原油和煤油按照1:1的比例(体积比)混合，将清洗干净的钢片放入原油-煤油溶液中，灭菌，45℃老化48h。将铜绿假单胞菌N1(CGMCC 1.2814)、铜绿假单胞菌N2(CGMCC 1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC 1.2673)三株菌分别由固态菌种形式接种至活化培养基，45℃培养18h制备菌种母液。将三株菌的母液以2％用量比例(体积百分比)接种原油营养剂体系，将在原油-煤油溶液中浸泡过的钢片放入培养液中，45℃摇床培养48h。培养后测定发酵液油水界面张力和钢片接触角，计算油相的粘附功，如公式(1)所示。各菌种对钢片粘附功的影响见表2。

油相粘附功：Wθ＝σ_OW(1-cosθ) (1)

式中W_θ：水相和油相粘附功(mN/m)，σ_OW：油、水界面张力(mN/m)，θ：接触角。

表2 各菌种对钢片粘附功的影响

微生物作用后，菌体及其代谢产物同时具有亲水基团和憎水基团，溶解于原油后使油水两相界面张力降低。同时微生物菌体和其代谢产物附着于钢片表面，改变了钢片表面的润湿性，一方面有利于去除原油，另一方面使钢片由亲油性转变为亲水性，从而降低油相粘附功，增大水相粘附功，使粘附在钢管表面的剩余油滴或油膜剥落而流动。由于钢管表面润湿性转变为亲水性，原油中由于外界因素所析出的石蜡晶体难以附着在钢片表面，因而降低了石蜡沉积量，达到了防蜡的效果。

3、菌种对原油的防蜡率评价

检测方法：将铜绿假单胞菌N1(CGMCC 1.2814)、铜绿假单胞菌N2(CGMCC 1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC 1.2673)三株菌分别由固态菌种形式接种至活化培养基，45℃培养18h制备菌种母液，将三株菌母液等比例混合制成复合菌液。复合菌液和三株菌母液分别取10mL，以地层水稀释至20％，倒入已称重的金属筒(容积120mL)70mL，45℃培养24h，使菌体在金属壁附着。培养后将筒内菌液稀释至5％，加入原油2g，45℃下继续培养48h。培养结束后在30min内降至室温，倒出筒内液体，烘干称重，培养前后金属筒重量差为蜡沉积量。以上过程以地层水为空白样，同时进行。防蜡率的计算公式如式(2)所示，蜡沉积量和防蜡率结果见表3。

防蜡率：

f = \frac{m_{0} - m_{f}}{m_{0}} \times 100 - - - (2)

式中f：防蜡率(％)，m₀：空白试液的蜡沉积量(g)，m_f：微生物试液的蜡沉积量(g)。

表3 复合菌和各单菌的防蜡率

从表3可知，三株菌的原油防蜡率均超过60％，复合菌防蜡率超过任何一株单菌，这是因为三株菌彼此形成了共生体系，互相促进，提高了整体效能。按照一般规律，原油温度越低析蜡情况越严重，防蜡菌剂在45℃下有78.3％的防蜡率说明菌液有较高的防蜡效果。

4、现场试验效果

现场试验用清防蜡菌剂由铜绿假单胞菌N1(CGMCC 1.2814)、铜绿假单胞菌N2(CGMCC 1.10452)和地表地芽孢杆菌(CGMCC 1.2673)组成，3株菌均购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)；菌剂为液态；其制备方法为：取各菌种单独培养2L培养液，菌体浓度为3.2～4.6×10⁸个/mL，然后等体积混合即得。

生产发酵菌液：将液态清防蜡菌剂转至发酵罐培养，经四级发酵制成发酵菌液，发酵过程中不需要通氧气或空气，每级发酵时间72h，每次发酵的发酵母液与发酵培养基体积比为1:10，发酵温度控制在35～40℃，pH值控制在6～8，其中前三级发酵罐使用搅拌机搅拌，搅拌转速85转/min，第四级发酵罐使用循环泵使发酵菌液流动，泵速100方/h，经四级发酵后，菌体浓度达到3.76×10⁸个/mL。

发酵培养基配方为：NaCl 5g/L，NH₄NO₃ 1.5g/L，KH₂PO₄ 0.5g/L，K₂HPO₄ 4.5g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02g/L，MnSO₄·H₂O 0.31g/L，CaCl₂ 0.1g/L，玉米浆干粉5g/L，蔗糖10g/L。

现场配液：以现场配注污水和发酵菌液配制注入菌液体系，以质量百分比计，发酵菌液20％、NaNO₃ 0.1％、KH₂PO₄ 0.2％、玉米浆干粉0.5％、化学增注剂BTW-59181％，余量为现场配注污水，将各成分按比例直接加入10方(10～15方范围)罐车，再加入配注污水至满，水温55℃(50～60℃范围)，加满后运至井场备用。

现场施工：连接反注管线，反注管线试压5MPa，连接口不刺不漏为合格；对施工井先用20方60℃热水反洗井一周，清洗油套环空及油管，防止杂质堵塞油层影响施工；不停井反替18方(15～20方范围)菌液，使菌液体系充满整个油套环空和油管空间，压力控制在2MPa以内，然后关停抽油机，关井反应2天，使菌液与油管内壁充分接触，并清理近井地带。再按原生产制度开井生产，从套管定期补充纯菌液。根据现场情况，确定补菌周期为20天，补加菌液量100～200kg(加量为油套环空液量的50％)，共补加3次，之后停止补菌。

试验井1：井深1176米，施工前一个月平均日产液10.3吨、日产油6.4吨，洗井周期一个月，每7天加防蜡剂5kg。经现场微生物施工后，平均日产液11.6吨、日产油8.4吨，分别较施工前增长12.6％、31.3％。油井泵效由试验前的平均28.4％，提高至平均37.8％。有效期159天，累计增油318吨。后因油井开始其它措施，未继续统计效果。有效期内未进行洗井和化学防蜡作业。原油凝点下降2～3℃，产出液表面张力下降约25％，产出液菌浓度基本维持在10⁴个/mL以上，说明清防蜡菌剂能在井筒中发挥较好的防蜡作用。采出原油凝点和产出液表面张力都有下降，说明清防蜡菌剂可乳化原油，提高原油在井筒中的流动性，减轻原油对井筒的粘附，进而增加产量。

试验井2：井深1068米，施工前一个月平均日产液3.1吨、日产油1.9吨，洗井周期一个月，每7天加清防蜡菌剂10kg。；恢复生产后，平均日产液3.9吨、日产油2.4吨，分别增长25.8％、26.3％。油井泵效由试验前的平均18.6％，提高至平均26.7％，有效期152天，有效期内未进行洗井和化学防蜡作业。施工后产出液表面张力下降约20～25％(地层水初始表面张力53.3mN/m)，原油凝点下降约1～3℃。

微生物防蜡有效期内未进行其他清防蜡措施，说明该清防蜡菌剂具有较强的防蜡效果，可有效减少作业次数，节省人工。产油量增幅高于产液量增幅，表明该菌剂不但能防止原油蜡质在井壁上吸附，控制结蜡，还能疏通地层，增强原油在近井地带的流动性，进一步提高原油产量。

Claims

1.一种强乳化性微生物清防蜡菌剂，其特征在于：主要包括铜绿假单胞菌和地表地芽孢杆菌。

2.根据权利要求1所述的强乳化性微生物清防蜡菌剂，其特征在于：所述的铜绿假单胞采用铜绿假单胞菌N1和铜绿假单胞菌N2两株菌，铜绿假单胞菌N1的保藏编号为CGMCC 1.2814，铜绿假单胞菌N2的保藏编号为CGMCC 1.10452。

3.根据权利要求1或2所述的强乳化性微生物清防蜡菌剂，其特征在于：所述地表地芽孢杆菌的保藏编号为CGMCC 1.2673。

4.一种如权利要求1所述的强乳化性微生物清防蜡菌剂在采油方面的应用，其特征在于：包括以下步骤：

(1)取清防蜡菌剂发酵生产发酵菌液；

(2)采用发酵菌液配制注入菌液体系：

(3)将注入菌液体系注入油井。

5.根据权利要求4所述的强乳化性微生物清防蜡菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述步骤(1)中发酵生产的方法为：将清防蜡菌剂加入发酵培养基中，35～50℃条件下发酵至菌液中菌体浓度达到＞10⁸个/mL。

6.根据权利要求5所述的强乳化性微生物清防蜡菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述发酵生成采用多级发酵方式，后一级发酵的菌液量是前一级发酵的5～15倍。

7.根据权利要求6所述的强乳化性微生物清防蜡菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述发酵生产中每级发酵的时间为70～75h，pH值控制在6～8。

8.根据权利要求5～7任一项所述的强乳化性微生物清防蜡菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述的发酵培养基配方为：NaCl 5～10g/L，NH₄NO₃ 1.5～3g/L，KH₂PO₄ 0.5～1g/L，K₂HPO₄ 4.5～10g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02～0.1g/L，MnSO₄·H₂O 0.3～1g/L，CaCl₂ 0.1～0.2g/L，玉米浆干粉5～7g/L，蔗糖10～12g/L，余量为水，pH值6.8～7.8。

9.根据权利要求4～7任一项所述的强乳化性微生物清防蜡菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述步骤(2)中注入菌液体系为：以质量百分比计，发酵菌液10～20％、NaNO₃ 0.05～0.1％、KH₂PO₄ 0.1～0.5％、玉米浆干粉0.5～1％、化学增注剂1～1.2％，余量为水。