CN105154367B - 一株盐单胞菌tf-1及其应用 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一株盐单胞菌TF‑1及其应用，本发明的菌株是从胜利油田油水井样品中通过37℃、常压条件下以NaCl含量为6.0％的高盐培养基富集培养筛选得到，并通过耐温耐盐性能考察反复筛选传代获得，其命名为Halomonas sp.TF‑1，其保藏编号为CGMCC No.10619。该菌营养培养基为葡萄糖0.3mg/L、蛋白胨0.3mg/L、酵母粉0.3mg/L、K2HPO4 0.27mg/L、氯化钠6mg/L，pH值为7.0～7.5。该菌以原油为唯一碳源生长，细菌浓度大于5×108个/mL；发酵液乳化降粘率大于90％；物理模拟实验提高采收率值大于15％。微生物单井吞吐平均增油量大于250吨；微生物防蜡平均延长热洗周期120d以上。因此，本发明提供的TF‑1菌可广泛地应用于微生物单井处理的现场试验中。

Description

一株盐单胞菌TF-1及其应用
技术领域
本发明属于微生物生物技术和环境生物技术领域，具体涉及一株盐单胞菌TF-1及其在微生物采油中的应用。
背景技术
微生物采油依靠微生物代谢产生酸、二氧化碳或生物气扩大含油层的孔隙，增加原油的流动性；或是把重质的烃类分解成更易流动的短链化合物，以及产生生物表面活性剂、生物聚合物等来提高原油采收率。但是油藏环境往往具有高温、高矿化度的特点，要在这些油藏中进行微生物采油，必须具有耐温、耐盐的高效菌种。在环境中耐高温、高盐的菌种不少，但在微生物采油上耐高温耐盐且能降解原油乳化效果好的菌种较少，而且应用于高温高盐油藏中的菌种的报道也很少，因此针对上述情况，需要筛选出适合高温高盐油藏环境的嗜盐菌应用于微生物采油技术。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术的不足而提供一种盐单胞菌Halomonas sp.TF-1及其在微生物采油中的应用。
本发明提供的盐单胞菌Halomonas sp.TF-1菌株，以下简称TF-1，于2015年3月12日保藏于“中国微生物菌种保藏管理委员会普通微生物中心”(北京市朝阳区北辰西路1号中国科学院微生物研究所)，其保藏编号为“CGMCC No.10619”，分类命名中文名称为“盐单胞菌”，拉丁文名称为“Halomonas sp.”。
本发明提供的盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619菌株，是从胜利油田油水井样品中通过37℃、常压条件下以NaCl含量为6.0％的高盐培养基富集培养筛选得到，并通过耐温耐盐性能考察反复筛选传代获得。
盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619的形态学特性：在好氧高盐固体培养基下培养1～2d出现大小一般为0.4～0.8mm白色菌落，细胞形态为短杆状，大小4～8μm×0.2～0.5μm。
盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619的生理生化特性：好氧，生长温度30～60℃，最适生长温度37℃，生长pH值范围5～8，最佳生长pH范围7～7.5，NaCl的耐受性0～26％。
盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619的营养培养基：葡萄糖0.3mg/L、蛋白胨0.3mg/L、酵母粉0.3mg/L、K2HPO40.27mg/L、氯化钠6mg/L，pH值为7.0～7.5。
盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619发酵条件：接种量2％，接种龄12h，初始pH 7.0，温度37℃，搅拌速度180rpm，pH＝7，通气量：1L/min。
盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619的性能评价参数：以原油为唯一碳源的生长能力、发酵液乳化降粘能力和物理模拟实验提高采收率值。
盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619的性能评价方法：
(1)以原油为唯一碳源的生长能力评价
盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619接种于以原油为唯一碳源的烃类培养基中，37℃、180rpm下振荡培养，进行细菌密度测试。
(2)发酵液乳化降粘能力评价
脱水原油在60℃用旋转粘度计测其粘度μ0，脱水原油和盐单胞菌菌液按照7∶3的比例在60℃水浴中恒温30min，迅速搅拌测其60℃的粘度μ1，根据降粘率计算公式f＝[(μ0-μ1)/μ0]×100％，测其乳化降粘率。
(3)物理模拟实验提高采收率值评价
①岩心准备：装填岩心和灭菌，测定空气渗透率；
②抽真空、饱和模拟地层水，测定岩心PV(孔隙体积)；
③饱和原油，岩心老化7d，计算束缚水饱和度；
④一次水驱，水驱至采出水含水98％以上，计算一次水驱采收率；
⑤注入盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619发酵液0.2～0.3PV；
⑥二次水驱，水驱至产出液含水100％，计算盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619发酵液提高采收率值。
盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619的性能：以原油为唯一碳源生长，细菌浓度大于5×108个/mL；发酵液乳化降粘率大于90％；物理模拟实验提高采收率值大于15％。
盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619的现场应用工艺：一种是微生物单井吞吐，即通过油井向地层注入发酵液，利用盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619繁殖代谢提高单井产能；另一种是微生物清防蜡，即将发酵液从油套环空注入油井井筒，利用盐单胞菌TF-1CGMCCNo.10619与井筒中的原油及井筒表面作用，减缓井筒结蜡。
所述的微生物单井吞吐，其具体步骤为用泵车将配制好的TF-1发酵液50～100m3经油井油套环空注入地层，注入速度为6～8m3/h；油井关井培养10～20d后开井生产，利用盐单胞菌TF-1繁殖代谢提高单井的产能。
所述的微生物清防蜡，其具体步骤为用加药泵将TF-1发酵液100～200kg由油井的套管加入油套环空，加入速度为300～600L/min，每20～30d投加一次发酵液，利用盐单胞菌TF-1在井筒中与原油及井筒表面作用，减缓井筒结蜡。
本发明的优点和有益效果在于：
本发明提供的盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619生长温度30～60℃，生长pH值范围5～8，耐盐0～26％，能够以原油为唯一碳源生长，发酵液乳化降粘率大于90％；物理模拟实验提高采收率值大于15％，该菌株发酵液应用于现场微生物单井吞吐，平均单井增油量大于250吨，应用于现场微生物清防蜡，平均延长油井热洗周期120d以上。
附图说明
附图1为TF-1菌株的形态图；
附图2为TF-1在不同盐度条件下培养的细菌浓度；
附图3为TF-1以原油为碳源的生长曲线。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行进一步描述，但本发明的保护范围并不仅限于此：
实施例1：
本发明提供的盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619的形态特征和生理生化特征。
参照《Bergey’s Mannual of Systematic Bacteriology》的实验方法进行，检测其革兰氏染色，菌体大小和形态，有无鞭毛和芽孢，生长温度，以及触酶、淀粉水解、明胶液化、半乳糖、木糖、乳糖等生化特征。
研究结果表明，如图1所示，该菌株为革兰氏染色阳性、菌体呈短杆状、无周生鞭毛、能运动、好氧，细胞大小4～8μm×0.2～0.5μm，生长温度30～60℃，最适生长温度37℃，生长pH范围5～8，最佳生长pH范围7～7.5，NaCl耐受性0～26％，如图2。
实施例2：
本发明提供的盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619培养发酵及发酵液性能评价
发酵培养基：葡萄糖0.3mg/L、蛋白胨0.3mg/L、酵母粉0.3mg/L、K2HPO40.27mg/L、氯化钠6mg/L，pH值为7.0。
发酵条件：接种量2％，接种龄12h，初始pH 7.0，温度37℃，搅拌速度180rpm，pH＝7，通气量：1L/min，培养24h后评价。
发酵液的性能参数评价及结果：
(1)以原油为唯一碳源的生长能力评价
将盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619接种于以原油为唯一碳源的烃类培养基中，37℃、180rpm下振荡培养，不同时间取样进行细菌密度测试，如图3所示，实验结果表明，该菌种以原油为唯一碳源生长，培养5h后细菌浓度为6×108个/mL。
(2)发酵液乳化降粘能力评价
脱水原油在60℃用旋转粘度计测其粘度μ0＝3269mPa·s，脱水原油和盐单胞菌菌液按照7∶3的比例在60℃水浴中恒温30min，迅速搅拌测其60℃的粘度μ1＝279mPa·s，根据降粘率计算公式f＝[(μ0-μ1)/μ0]×100％，测其乳化降粘率为91.7％。
(3)物理模拟实验提高采收率值评价
①岩心准备：装填岩心和灭菌，测定空气渗透率为1300×10-3μm2；
②抽真空、饱和模拟地层水，测定岩心孔隙度为0.325；
③饱和原油，岩心老化7天，计算束缚水饱和度为0.115；
④一次水驱，水驱至采出水含水98％以上，计算一次水驱采收率；
⑤注入盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619发酵液0.2PV～0.3PV；
⑥二次水驱，水驱至产出液含水100％，计算盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619发酵液提高采收率值，TF-1菌株发酵物理模拟实验提高采收率值见表1。
表1 TF-1菌株发酵液物理模拟提高原油采收率性能评价结果
从表1可以看出TF-1发酵液可以在一次水驱基础上提高采收率15.3％。
实施例3：
本发明提供的盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619发酵液在胜利油田油井C单井吞吐应用。
油井概况：地层温度60℃，地层水矿化度2.4×104mg/L，油层有效厚度6.7m，孔隙度0.30，渗透率551×10-3μm2。
实施步骤：将盐单胞菌TF-1发酵液100m3用泵车经油井C油套环空以8m3/h的注入速度注入地层，关井10d后恢复生产。
试验结果：试验完成后，该井产液和产油均上升，6个月累计增油280t。
实施例4：
本发明提供的盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619发酵液在胜利油田油井D微生物清防蜡应用。
油井概况：地层温度55℃，地层水矿化度6.7×104mg/L，最大载荷101.18KN，上行电流61.45A，该油井结蜡严重，采取热洗的方式维持正常生产，热洗周期为15d。
实施步骤：用加药泵将200kg盐单胞菌TF-1CGMCC No.10619发酵液由油井D的套管加入油套环空，加入速度为300L/min，每25d投加一次发酵液。
试验结果：试验完成后，该油井最大载荷下降为64.36kN，上行电流下降为42.35A，热洗周期为180d以上，热洗周期延长了165d。

Claims (2)

1.一株盐单胞菌TF-1，已于2015年3月12日保藏于“中国微生物菌种保藏管理委员会普通微生物中心”，命名为Halomonas sp.TF-1，其保藏编号为CGMCC No.10619；
所述菌株形态学特性为在好氧高盐固体培养基下培养1～2d出现大小一般为0.4～0.8mm白色菌落，细胞形态为短杆状，大小4～8μm×0.2～0.5μm；生理生化特性为好氧，生长温度30～60℃，生长pH值范围5～8，NaCl的耐受性0～26％；其营养培养基为葡萄糖0.3mg/L、蛋白胨0.3mg/L、酵母粉0.3mg/L、K2HPO4 0.27mg/L、氯化钠6mg/L，pH值为7.0～7.5；其发酵条件为接种量2％，接种龄12h，初始pH7.0，温度37℃，搅拌速度180rpm，pH＝7，通气量：1L/min；
所述菌株发酵液性能为以原油为唯一碳源生长，细菌浓度大于5×108个/mL；发酵液乳化降粘率大于90％；物理模拟实验提高采收率值大于15％。
2.根据权利要求1所述的盐单胞菌TF-1在微生物采油中的应用，其特征在于所述的应用工艺包括以下两种：(1)微生物单井吞吐；(2)微生物清防蜡；
所述的微生物单井吞吐，其具体步骤为用泵车将配制好的TF-1发酵液50～100m3经油井油套环空注入地层，注入速度为6～8m3/h；油井关井培养10～20d后开井生产，利用盐单胞菌TF-1繁殖代谢提高单井的产能；
所述的微生物清防蜡，其具体步骤为用加药泵将TF-1发酵液100～200kg由油井的套管加入油套环空，加入速度为300～600L/min，每20～30d投加一次发酵液，利用盐单胞菌TF-1与井筒中的原油及井筒表面作用，减缓井筒结蜡。
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