稠油熱采平臺(tái)注汽鍋爐水處理工藝技術(shù)研發(fā)及應(yīng)用

冀光峰，梁建斌，把全龍，鄭 路，陳 希

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津300450)

1 研究背景

我國海洋稠油資源較為豐富，越來越多的海底稠油、超稠油需要開發(fā)，而且熱采降黏增產(chǎn)效應(yīng)明顯，單井產(chǎn)量將是常規(guī)采油的 3～10倍以上。稠油熱采較多采用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD等技術(shù)，實(shí)現(xiàn)這些稠油熱采技術(shù)最重要的是鍋爐水處理、注汽鍋爐、氮?dú)庀到y(tǒng)、高黏原油集輸?shù)扰涮坠に嚰夹g(shù)。一方面，海洋平臺(tái)實(shí)現(xiàn)稠油熱采技術(shù)所能利用的水源(比如海水)不如陸地(自來水)潔凈，需要更為復(fù)雜的水處理工藝；另一方面，由于海洋平臺(tái)空間、重量限制，必須對(duì)稠油熱采配套工藝流程和設(shè)備進(jìn)行優(yōu)化和優(yōu)選，以保證規(guī)模化稠油熱采技術(shù)在海洋平臺(tái)的順利實(shí)施。鑒于海洋平臺(tái)操作人員有限，且為首次規(guī)模化熱采，必須保證整個(gè)設(shè)計(jì)中的自動(dòng)化操作和運(yùn)行穩(wěn)定。為此，在該項(xiàng)目稠油熱采平臺(tái)進(jìn)行了工藝方案創(chuàng)新和優(yōu)化設(shè)計(jì)。

渤海某油田區(qū)域開發(fā)項(xiàng)目包含稠油熱采開發(fā)，該稠油熱采平臺(tái)是國內(nèi)首座大規(guī)模熱采開發(fā)平臺(tái)，共計(jì)10口熱采井，采用單井注熱的方式開采，最大單井注汽速度 300m3/d，熱采給水處理系統(tǒng)為平臺(tái)蒸汽鍋爐提供用水。該平臺(tái)沒有水源井，采用海水作為熱采水源，主要流程為：海水由提升泵提升至平臺(tái)，經(jīng)過預(yù)處理過濾掉懸浮物和大顆粒雜質(zhì)，然后進(jìn)入反滲透膜淡化裝置進(jìn)行脫鹽，脫鹽處理后再經(jīng)過樹脂軟化、熱力除氧，達(dá)到蒸汽鍋爐的供水水質(zhì)要求。系統(tǒng)規(guī)模為360m3/d(15m3/h)，其中熱力除氧設(shè)備后期為蒸汽鍋爐的配套設(shè)計(jì)范圍。

2 工藝技術(shù)簡(jiǎn)介

2.1 高含懸浮物海水無機(jī)超濾預(yù)處理工藝流程

鍋爐水處理的主要任務(wù)是降低水中的鈣、鎂、鈉、鉀等鹽類含量(俗稱除鹽軟化)，以防止?fàn)t管內(nèi)壁結(jié)垢以及減少水中的溶解氣體(俗稱除氧)，減輕對(duì)鍋爐受熱的腐蝕。預(yù)處理的目的是除去水中的懸浮物、膠體物和有機(jī)物等，以達(dá)到下游設(shè)備進(jìn)口指標(biāo)要求。

與陸上油田相比，海洋平臺(tái)鍋爐水處理所能利用的水源有限，受成本和平臺(tái)空間等因素限制，無法利用淡水、自來水等潔凈水源。因此，考慮選擇水源井水或海水作為鍋爐水源，經(jīng)過綜合比較，海水較水源井水更能節(jié)省成本。由于渤海海域在惡劣天氣條件下海水渾濁，泥沙量較大，懸浮物最高含量達(dá)178.8mg/L，濁度達(dá)到 55.3NTU，遠(yuǎn)高于水處理設(shè)備中各類超濾膜、反滲透膜對(duì)入口懸浮物及濁度的限制。為了達(dá)到預(yù)處理指標(biāo)要求，須結(jié)合海水水質(zhì)和海洋平臺(tái)實(shí)際綜合考慮預(yù)處理工藝方案。經(jīng)過綜合比較，確定的預(yù)處理工藝方案如圖1所示。

圖1 海水預(yù)處理工藝流程圖Fig.1 Seawater pre-treatment process diagram

2.2 高純水脫鹽軟化處理工藝和技術(shù)裝備

根據(jù)要求，干度大于 92%的蒸汽鍋爐進(jìn)水指標(biāo)需滿足GB/T12145—2016的要求，如表1所示。

表1 鍋爐進(jìn)水質(zhì)量Tab.1 Boiler feed water quality

從以上要求來看，需要將水中的硬度及鹽類基本全部去除以使電導(dǎo)率小于0.10μS/cm。為了達(dá)到此高純水指標(biāo)要求，采用如圖2的水處理工藝。

圖2 海水處理工藝流程圖Fig.2 Seawater treatment process diagram

EDI(Electrodeionization)又稱連續(xù)電除鹽技術(shù)，它科學(xué)地將電滲析技術(shù)和離子交換技術(shù)融為一體。如圖 3所示，EDI模塊由淡水室、濃水室和極水室組成。淡水室內(nèi)填充混合離子交換樹脂，給水中的離子由該室去除；淡水室和濃水室之間裝有陰/陽離子交換膜，淡水室中陰/陽離子在兩端電極作用下不斷通過陰/陽離子交換膜進(jìn)入濃水室；H2O在直流電能的作用下分解成 H+和 OH-，使淡水室中混合離子交換樹脂時(shí)刻處于再生狀態(tài)，一直保持有交換容量，而濃水室中含陰陽離子的濃水不斷排走。

圖3 EDI工作原理圖Fig.3 Principle diagram of EDI

因此，EDI在通電狀態(tài)下，可以不斷制造純水，其內(nèi)填的樹脂無需使用工業(yè)酸、堿進(jìn)行再生。它具有技術(shù)先進(jìn)、結(jié)構(gòu)緊湊、操作簡(jiǎn)便的優(yōu)點(diǎn)，且出水水質(zhì)具有最佳的穩(wěn)定度。

2.3 以高溫高壓蒸汽為熱源的深度除氧節(jié)能工藝

根據(jù) GB/T12145—2016的要求，熱力除氧需要將進(jìn)口含氧 1×10-6μg/mL 的水處理至 7×10-9μg/mL以下，據(jù)此，前期設(shè)計(jì)方案為一臺(tái)大氣式熱力除氧器(操作壓力20kPa，操作溫度104℃)。

經(jīng)研究 HG/T 20680—2011《鍋爐房設(shè)計(jì)工藝計(jì)算規(guī)定》，一般大氣式熱力除氧器的出口含氧量小于15×10-9μg/mL，壓力式熱力除氧出口含氧量小于7×10-9μg/mL，且熱力除氧能適應(yīng)的負(fù)荷范圍大致在50%～150%。該項(xiàng)目的注汽工況復(fù)雜：既有一口井注汽工況，也有 2口井同時(shí)注汽工況，對(duì)應(yīng)負(fù)荷介于10～30t/h，據(jù)此對(duì)熱力除氧方案進(jìn)行了如下優(yōu)化：

①將大氣式熱力除氧(0.02MPa，158℃)優(yōu)化為壓力式熱力除氧(0.58MPa，158℃)。

②將 1臺(tái) 30t/h的熱力除氧器(含蒸汽量是36t/h)優(yōu)化為 2臺(tái) 15t/h的熱力除氧器(含蒸汽量是18t/h)，分別與 2臺(tái)注汽鍋爐一一對(duì)應(yīng)，以適應(yīng) 1口或2口井注汽工況。

③進(jìn)熱力除氧設(shè)置預(yù)熱器，熱力除氧的熱水與進(jìn)熱力除氧的涼水換熱，這樣一方面降低進(jìn)鍋爐水溫度，避免為鍋爐泵增設(shè)冷卻器，相應(yīng)減少對(duì)海水等系統(tǒng)的影響，換熱后的水進(jìn)入鍋爐還可避免鍋爐泵汽蝕，減少對(duì)總體布置的影響；另外一方面將提高進(jìn)熱力除氧器水溫，可減少熱力除氧熱源耗量即高溫高壓蒸汽耗量約 2t/h，從而避免調(diào)整鍋爐噸位。該優(yōu)化方案恰到好處地規(guī)避了項(xiàng)目采辦和環(huán)評(píng)等各方面的影響，為項(xiàng)目穩(wěn)定運(yùn)行提供了保證。

3 應(yīng)用推廣效果

以上稠油熱采工藝創(chuàng)新成果與設(shè)計(jì)技術(shù)已在該平臺(tái)稠油熱采開發(fā)項(xiàng)目中推廣應(yīng)用，也將會(huì)在后續(xù)持續(xù)開發(fā)的稠油熱采項(xiàng)目中獲得推廣應(yīng)用，創(chuàng)造更大的經(jīng)濟(jì)和社會(huì)效益。以上所述創(chuàng)新成果與設(shè)計(jì)技術(shù)既節(jié)約了相關(guān)設(shè)備采購成本，同時(shí)也降低了生產(chǎn)運(yùn)行成本。

該項(xiàng)目是國內(nèi)首座大規(guī)模開發(fā)的稠油熱采平臺(tái)，實(shí)現(xiàn)海上稠油熱采先導(dǎo)性試驗(yàn)的油田，首次嘗試設(shè)計(jì)了海上平臺(tái)規(guī)模化蒸汽吞吐稠油熱采的平臺(tái)總體方案、設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)確定、熱采處理流程等一系列技術(shù)突破，開創(chuàng)了中海油海上稠油熱采規(guī)模化開發(fā)的先河，具有海上單井試驗(yàn)(開發(fā))轉(zhuǎn)向規(guī)模開發(fā)的里程碑意義，為其他海上稠油油田開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。