新疆油田某區(qū)塊注汽鍋爐給水硬度超標(biāo)成因分析及控制對策

王柳斌 朱新建 王博 王珂 秦金霞

1中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院

2中國石油新疆油田分公司采油一廠

稠油開發(fā)需要消耗大量高品質(zhì)蒸汽來降低儲層原油黏度提高采收率[1]。蒸汽由注汽鍋爐產(chǎn)生，新疆油田鍋爐給水主要來源于凈化軟化水，少量補(bǔ)充清水軟化水。稠油開發(fā)方式的差異導(dǎo)致對蒸汽品質(zhì)需求不盡相同。濕蒸汽鍋爐、過熱鍋爐、燃煤鍋爐對給水含油量、懸浮物質(zhì)量濃度、硬度、礦化度等也存在差異。給水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)會加劇汽水和注入系統(tǒng)腐蝕結(jié)垢，影響鍋爐產(chǎn)汽量和運(yùn)行時率，同時惡化傳熱，容易引起爐管爆管等事故，威脅安全生產(chǎn)[2-6]。

新疆油田某稠油區(qū)塊現(xiàn)有注汽鍋爐79 臺，濕蒸汽鍋爐給水為稠油采出液分離水經(jīng)凈化和軟化處理后的凈化軟化水，過熱鍋爐和燃煤鍋爐給水為凈化軟化水和清水軟化水的摻混水，鍋爐給水水質(zhì)指標(biāo)雖有差異，但硬度均不能大于0.1 mg/L。2021年9月至11月，稠油采出水經(jīng)處理站處理后供給鍋爐出現(xiàn)了硬度飆升的情況，導(dǎo)致鍋爐爐管結(jié)垢嚴(yán)重，過熱鍋爐飽和運(yùn)行和反沖洗頻次增加20%，影響蒸汽品質(zhì)，燃煤鍋爐出現(xiàn)水冷壁結(jié)垢爆管問題，嚴(yán)重影響稠油開發(fā)過程中的安全生產(chǎn)。本文分析了稠油開發(fā)采出水硬度超標(biāo)原因，明確了水處理系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)控制關(guān)鍵指標(biāo)。采取相應(yīng)處理措施，確保凈化軟化水滿足鍋爐給水要求，從而保障稠油生產(chǎn)中注汽系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行。

1 采出水現(xiàn)狀

目前，新疆油田某稠油區(qū)塊建有稠油采出水預(yù)處理站1 座和稠油采出水處理站1 座。預(yù)處理站采用“化學(xué)破乳+重力沉降”工藝對A 井區(qū)采出水進(jìn)行預(yù)處理，處理后采出水水質(zhì)滿足含油質(zhì)量濃度（以下簡稱濃度）≤300 mg/L、懸浮物濃度≤100 mg/L，之后進(jìn)入稠油采出水處理站處理。稠油采出水處理站采用“重力除油→旋流反應(yīng)→混凝沉降→壓力過濾→軟化”處理工藝處理B井區(qū)采出水和預(yù)處理站處理后采出水，處理后采出水滿足含油濃度≤2 mg/L、懸浮物濃度≤5 mg/L、硬度≤0.1 mg/L，處理后采出水主要用于鍋爐給水，富裕采出水用于注水和達(dá)標(biāo)外排[7-9]。

稠油處理站處理后的凈化軟化水通過輸水管線輸送至A井區(qū)，摻混一定比例清水軟化水（礦化度≤400 mg/L）后，混摻水供給過熱鍋爐和燃煤鍋爐用水。稠油注汽鍋爐給水水質(zhì)指標(biāo)[10-11]如表1所示。

2 給水系統(tǒng)存在的問題

為達(dá)到燃煤鍋爐給水水質(zhì)要求，燃煤鍋爐給水水源由清水和凈化水以30∶70 比例混合而成，2021年9月以來受給水水質(zhì)的影響，燃煤鍋爐出現(xiàn)了鍋爐積鹽、結(jié)垢現(xiàn)象，由此引發(fā)熱效率降低、能耗增加甚至爆管導(dǎo)致緊急停爐事故，嚴(yán)重影響稠油油田的正常注汽和采油廠的原油生產(chǎn)。同時，該區(qū)塊水處理站給水暫時硬度由平均120 mg/L急劇升高到240 mg/L，鍋爐給水總硬度由平均0.1 mg/L 升高到0.6 mg/L，鍋爐給水總硬度嚴(yán)重超標(biāo)。過熱鍋爐飽和運(yùn)行和反沖洗頻次相比往年平均增加20%，蒸汽品質(zhì)合格率降低30%，特別是2021年11月23日發(fā)生了燃煤鍋爐爆管事故，嚴(yán)重威脅注汽系統(tǒng)正常運(yùn)行。

通過圖1和圖2可知，自2021年11月以來，給水中硬度最高達(dá)到88.24 mg/L、礦化度最高達(dá)到4 862 mg/L，相比燃煤鍋爐給水指標(biāo)中對硬度（≤0.1 mg/L）和礦化度（≤2 000 mg/L）指標(biāo)要求嚴(yán)重超標(biāo)，故而導(dǎo)致了燃煤鍋爐結(jié)垢甚至爆管問題突出。

圖1 燃煤鍋爐給水水質(zhì)情況Fig.1 Water quality of coal-fired boiler feed water

圖2 燃煤鍋爐結(jié)垢和爆管情況Fig.2 Scaling and tube burst of coal-fired boilers

2021 年12 月，通過檢測燃煤鍋爐水冷壁和過熱鍋爐爐管垢樣發(fā)現(xiàn)71.1%成分為碳酸鈣和氫氧化鎂。說明硬度離子是造成注汽系統(tǒng)不能安全穩(wěn)定運(yùn)行的最重要因素。該區(qū)塊抽檢鍋爐垢樣結(jié)果見表2。

表2 某區(qū)塊抽檢鍋爐垢樣Tab.2 Boiler scale samples from a certain block sampling質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%

3 水質(zhì)硬度超標(biāo)原因分析

3.1 新井采出水影響

該區(qū)2021 年9 月投產(chǎn)了15 口新井油藏邊底水水型為CaCl2型，硬度較高，通過對該批新井采出液分離水進(jìn)行檢測（圖3），K 井最高硬度達(dá)到462.9 mg/L，而水處理站進(jìn)口水質(zhì)硬度指標(biāo)要求為不大于100 mg/L，否則軟化系統(tǒng)產(chǎn)水硬度指標(biāo)很難保障，因此，新井采出液分離水硬度嚴(yán)重超標(biāo)是造成鍋爐給水硬度超標(biāo)的重要因素之一。

圖3 2021年投產(chǎn)15口新井來水硬度Fig.3 Incoming water hardness of 15 new wells put into operation in 2021

3.2 原油處理系統(tǒng)影響

稠油處理站原油處理系統(tǒng)采用兩段熱化學(xué)沉降脫水工藝，脫出水水質(zhì)需滿足含油濃度≤500 mg/L，懸浮物濃度≤300 mg/L，才能進(jìn)入采出水處理系統(tǒng)。指標(biāo)超標(biāo)一方面會沖擊采出水處理系統(tǒng)，同時引起軟化樹脂油污染，降低軟化能力，造成軟化系統(tǒng)產(chǎn)水硬度超標(biāo)。經(jīng)統(tǒng)計(jì)水處理系統(tǒng)來水含油濃度最高達(dá)到605.3 mg/L，懸浮物濃度最高達(dá)到427.7 mg/L，原油處理系統(tǒng)分離水超標(biāo)是造成鍋爐給水硬度超標(biāo)的重要因素之一（表3）。

表3 原油處理系統(tǒng)分離水水質(zhì)Tab.3 Separated water quality from oil processing system mg/L

3.3 軟化系統(tǒng)影響

稠油處理站軟化系統(tǒng)采用鈉離子強(qiáng)酸軟化、濃鹽水再生工藝。當(dāng)采出水中含有一定量的懸浮物和溶解油時，油會包圍樹脂，降低其交換容量，并使樹脂板結(jié)，導(dǎo)致交換過程流水不均，水質(zhì)變差，當(dāng)來水懸浮物含量較高時，樹脂比一般過濾器更容易受到污染，出現(xiàn)部分樹脂漏失現(xiàn)象，且水中鐵離子、鋁離子會造成樹脂中毒而失去再生能力。

一般軟化裝置運(yùn)行一年后，需替換30%樹脂以恢復(fù)樹脂的軟化能力，2021 年，稠油處理站僅更換了14%樹脂，使得軟化系統(tǒng)未恢復(fù)全部軟化能力，這也是造成鍋爐給水硬度超標(biāo)的重要原因之一。

3.4 污泥池的影響

稠油處理站外有一座3.5×104m3污泥池，該池主要暫時存放原油處理系統(tǒng)和水處理系統(tǒng)調(diào)儲罐排放污泥（圖4），同時也存放軟化再生高含鹽水。通過化驗(yàn)分析，該池回收水中硬度達(dá)到900 mg/L。由于長期未清淤污泥池已滿，且污油和污泥間的含水過渡帶僅15 cm，回收水中含油濃度、懸浮物濃度較高，對原油處理系統(tǒng)和采出水處理系統(tǒng)造成較大沖擊。

圖4 稠油處理站水處理系統(tǒng)流程Fig.4 Process flow of water treatment system in heavy oil treatment station

4 解決對策

4.1 加強(qiáng)系統(tǒng)來水硬度控制

（1）由于2021 年新投15 口新井硬度嚴(yán)重超標(biāo)需先控關(guān)15 口新井，暫停15 口新井來液，從源頭降低采出水硬度。

（2）由于處理站外污泥池回收污油摻入處理站采出液，導(dǎo)致油系統(tǒng)處理負(fù)荷超標(biāo)，需先停止暫存池污油回?fù)秸２沙鲆禾幚砹鞒蹋皶r對萬方池開展清淤工作。

（3）啟動已建軟化再生高含鹽水達(dá)標(biāo)外排處理裝置，減少再生高含鹽水量。

通過采取以上三項(xiàng)措施，從源頭控制系統(tǒng)來水硬度。

4.2 優(yōu)化原油處理和采出水處理系統(tǒng)

提升原油脫水溫度至60～65 ℃，優(yōu)化篩選應(yīng)用高效破乳劑提高脫水效率，騰出有限凈化油庫容，提高原油處理系統(tǒng)處理能力，加強(qiáng)節(jié)點(diǎn)含水指標(biāo)控制，穩(wěn)定脫出水水質(zhì)滿足含油濃度≤500 mg/L、懸浮濃度≤300 mg/L，源頭保障水系統(tǒng)來水指標(biāo)控制在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)。

4.3 軟化樹脂更換

對8臺軟化裝置進(jìn)行了樹脂更換及12臺軟化裝置進(jìn)行了樹脂清洗，并對以上裝置進(jìn)行堿浸等復(fù)蘇措施，恢復(fù)樹脂軟化能力10 000 m3/d。

4.4 調(diào)整采出水處理藥劑

在原有采出水處理系統(tǒng)聚合氯化鋁、聚丙烯酰胺的基礎(chǔ)上投加一定量的降硬劑進(jìn)行降低水質(zhì)硬度試驗(yàn)，如表4所示。

表4 采出水降硬度凈化協(xié)調(diào)處理室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.4 Indoor experimental data on coordinated treatment of hardness reduction and purification of produced water mg/L

由表4 得出，降硬劑2 在投加濃度為60 mg/L時，硬度指標(biāo)降至120 mg/L以下，未達(dá)到燃煤鍋爐進(jìn)水硬度指標(biāo)0.1 mg/L以下的要求，因此，建議降硬劑2 最低投加濃度在80 mg/L，以確保經(jīng)處理后的采出水滿足燃煤鍋爐進(jìn)水硬度指標(biāo)要求。

5 應(yīng)用情況

通過控關(guān)部分硬度超標(biāo)新井降低來水硬度、優(yōu)化原油處理系統(tǒng)和采出水處理系統(tǒng)，開展軟化樹脂更換工作，并加強(qiáng)采出水處理系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)控制，調(diào)整采出水處理系統(tǒng)藥劑體系，有效保障了稠油處理站內(nèi)采出液處理系統(tǒng)和采出水處理系統(tǒng)的正常運(yùn)行，保證了節(jié)點(diǎn)水質(zhì)穩(wěn)定達(dá)標(biāo)，為后端采出水軟化單元的處理降低了處理難度，為鍋爐給水水質(zhì)穩(wěn)定達(dá)標(biāo)打下了基礎(chǔ)。表5 為措施實(shí)施前后原油處理系統(tǒng)、污水處理系統(tǒng)、軟化水系統(tǒng)及鍋爐來水水質(zhì)對比。

表5 措施實(shí)施前后水處理系統(tǒng)各環(huán)節(jié)水質(zhì)Tab.5 Water quality of each link in water treatment system before and after the implementation of measures mg/L

6 結(jié)論

通過對注汽鍋爐給水硬度超標(biāo)成因分析，得出新區(qū)產(chǎn)能井來液硬度偏高、稠油采出水處理系統(tǒng)超負(fù)荷、軟化設(shè)備樹脂失效、站區(qū)污泥池廢水對系統(tǒng)沖擊是造成鍋爐給水硬度超標(biāo)的主要原因。針對以上原因，分別采取了以下控制對策：

（1）根據(jù)油田產(chǎn)能開發(fā)需求在保證原油產(chǎn)量的基礎(chǔ)上，有序關(guān)閉部分采出水硬度超高的新井。

（2）清理稠油處理站外污泥池改善回收廢水水質(zhì)，減輕采出水處理系統(tǒng)負(fù)荷，保證采出水處理系統(tǒng)在設(shè)計(jì)能力范圍內(nèi)運(yùn)行。

（3）針對樹脂失效和漏失的情況，定期開展更換樹脂、清洗樹脂等工作，以恢復(fù)樹脂軟化能力。

（4）加強(qiáng)采出水處理系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)水質(zhì)的控制管理。

通過實(shí)施以上措施從源頭控減了來水硬度，減輕了稠油處理站處理系統(tǒng)負(fù)荷，同時加強(qiáng)站內(nèi)采出水處理系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)水質(zhì)控制，有效控制了注汽鍋爐給水水質(zhì)硬度指標(biāo)，滿足給水指標(biāo)要求，為解決同類稠油采出水硬度超標(biāo)問題提供了解決思路。