采用蒸汽辅助重力泄油技术汽包炉的给水水质研究

2013-10-11杨建平

化工进展 2013年10期

杨建平

（中国石油辽河油田公司SAGD开发项目管理部，辽宁盘锦 124010）

蒸汽辅助重力泄油技术（steam-assisted gravity drainage，SAGD）是开发超稠油的一项前沿技术。蒸汽干度是影响SAGD 生产的重要因素，蒸汽干度越高，SAGD 生产效果越好。目前使用的直流锅炉产生的蒸汽干度仅为75%～80%，不能满足SAGD的技术要求。汽包炉可以满足SAGD的蒸汽品质要求，但目前SAGD汽包炉给水水质要求并没有相应的国家标准。目前行业内采用的相关水质标准如表1所示。其中SY 0027—94针对的是直流锅炉，而非汽包炉所制定的标准，也不适用于SAGD汽包炉。电站锅炉给水标准GB/T 12145—1999，不仅仅针对锅炉的安全运行，同时也纳入了对汽轮机安全运行的影响因素。此标准相对于SAGD汽包炉会过于严格，增加水处理的费用，影响系统的经济性。

采油过程中会产生大量采出液，其水处理难度比较大，处理费用比较高。油田采出液处理后回用于锅炉的研究得到大量关注[1-4]，如果在满足锅炉正常水质要求的前提下将部分软化污水进行处理后进行循环利用，可以大大降低整个采油成本。因此，合理的水质指标是主要限制因素。

影响锅炉运行效果的进水水质因素主要有水中的二氧化硅、各种金属离子（铁、铜）、溶解氧、硬度、油、pH值等，以上污染物超标后主要会造成锅炉的腐蚀和结垢，进而影响锅炉的正常运行[5]。本文作者利用高温反应釜模拟锅炉受热面在高温高压条件下的工作环境，研究水的硬度及金属离子（铁、铜）含量对锅炉管内结垢的影响、水中含油量对锅炉汽水共腾的影响以及水中pH值、O2和CO2含量对锅炉管内腐蚀的影响，根据实验结果并结合相关的研究分析，初步确定了SAGD汽包炉的给水水质指标要求。

表1 国内相关给水水质指标对比

1 实验

1.1 实验方法

实验材料采用锅炉水冷壁常用钢材T22作为研究对象，其化学成分如表2所示。

表2 T22钢主要成分单位：%

将材料加工成尺寸为40 mm×15 mm×2 mm的长方体试片，并依次用200目、400目、600目砂纸进行打磨，换砂纸时改变打磨方向90°，每次都打磨掉前一道痕迹，在异丙醇中用超声波清洗后，用分析天平进行称重，实验方法与文献[6]中所述一致。为了模拟SAGD汽包炉的水质，实验过程中利用分析纯化学药品按一定比例配制而成。

1.2 实验设备

高温反应釜的容积为0.5 L，材质为316 L不锈钢，设计压力 32 MPa，设计温度 600 ℃，电加热功率3.5～4 kW。

本研究选用德国生产的Spectroquant®多参数水质分析仪NOVA60对溶液成分及指标进行分析。

2 数据处理方法

用高温反应釜模拟锅炉受热面在高温高压条件下的工作环境。把实验用水倒入洁净的釜体内，用镍铬丝将预先处理好的试片分别悬挂在水中，充氮气除尽水中溶解氧，缓慢升温至设定温度，恒温一定时间后冷却到室温。

实验后的金属试片在未用超声波清洗前，表面会附着一些比较疏松的污垢，干燥并称重后可得出污垢的质量。因而可以通过测重，并结合污垢的密度，预计出年结垢厚度。然后把实验后的金属试片用超声波清洗后，放在干燥器中 24 h后用天平称重。用失重法计算试片平均腐蚀速率，失重速度如式（1）所示。

式中，A为试样面积，m2；t为实验周期，h；w0为试样原始质量，g；w2为实验后不含腐蚀产物的试样质量，g；w3为清除腐蚀产物时同样尺寸同样材料空白试样的校正失重，g。

为了方便比较，可以将试片的失重换算为腐蚀深度，如式（2）所示。

式中，vL为以腐蚀深度表示的腐蚀速度，mm/a；ρ为金属密度，g/cm3。

3 结果与分析

3.1 结垢因素指标的确定

3.1.1 硬度的影响

锅炉水垢会黏附在锅炉受热面上，并随着锅炉运行时间的增加，水垢沉积量越来越大，垢层变厚，这会导致锅炉系统压力增高，压差增大，降低锅炉热效率，严重时还可能造成爆管事故。

实验溶液以分析纯CaCl2、NaHCO3和Na2SO4按2∶1∶1摩尔比例混合以模拟水中的硬度变化，把金属试片放入溶液中，设定的工作环境为压力10 MPa，温度300 ℃，在持续运行48 h后，用称重法测量其试片质量变化，并结合污垢的密度，计算预测出金属表面的年结垢厚度随硬度变化曲线，如图1所示。

对电站锅炉、注汽锅炉和 SAGD汽包炉而言，硬度是影响锅炉受热面结垢的主要因素。GB/T 12145—1999规定：当汽包炉过热蒸汽压力范围为5.9～12.6 MPa时，硬度标准为≤2 µmol/L；当汽包炉过热蒸汽压力范围为12.7～15.6 MPa时，硬度标准为≤1 µmol/L；直流锅炉水质的硬度标准为0。而 SY 0027—94注汽锅炉的硬度标准为＜0.1 mg/L（以CaCO3计），可以换算为2 µmol/L，与电站锅炉相差不大。

由于 SAGD汽包炉预定的运行压力为 10～14 MPa，因而根据实验结果，并结合锅炉运行的相关理论经验，可以初步确定SAGD汽包炉水质的硬度指标为≤2 µmol/L。

值得注意的是，本研究过程中实验的时间较短（48 h），较短的时间内可能与实际工业运行过程中结垢厚度有偏差，为了更加准确地说明给水硬度对SAGD汽包炉结垢的影响，会在中试装置中进行更长时间的实验研究。另外，给水中的杂质会促进锅炉结垢的形成。为了保证锅炉的安全运行，还需要确定金属离子（铁、铜）对炉管的腐蚀和结垢的影响。

3.1.2 Fe含量的影响

当锅炉水中的Fe含量过高时，会在热负荷很高的锅炉管壁形成氧化铁垢。因此控制炉水的铁含量对控制氧化铁垢的形成有着重要意义，炉水铁含量与氧化铁垢的结垢速度关系如式（3）[7]。

式中，A为氧化铁垢的结垢程度，mg/(cm2·h)；K为系数，(5.7～8.3)×1014；C为氧化铁浓度，mg/L；Q为热负荷 kJ/(m2·h)。

允许的年结垢量为8～10 mg/cm2，因此，热负荷为24×105kJ/(m2·h)的锅炉，炉水铁离子的含量需要控制在30 µg/L以下。

由于SAGD汽包炉与电站锅筒锅炉的实际运行情况比较接近。预定SAGD汽包炉的运行压力范围为10～14 MPa，且SAGD汽包炉产生的蒸汽只要略微过热即可，因而过热器的热负荷要小于电站锅炉。通过对表1中国内不同锅炉水质标准对Fe含量限制的对比分析，SAGD汽包炉的水质标准可以参考GB/T 12145—1999中比其压力低一级的锅炉指标，因此，初步确定SAGD汽包炉给水的铁含量指标为≤30 µg/L。

3.1.3 Cu含量的影响

在局部热负荷很高的炉管内可能会有铜垢生成，尤其是经常超负荷运行的锅炉或者更炉膛内燃烧工况变化引起局部热负荷过高的锅炉，更容易形成铜垢。

图2是沉积在锅炉中的Cu量与给水中Cu含量的变化曲线，随着给水中 Cu浓度的增加，沉积在锅炉中的Cu量明显增加。当给水中Cu浓度为0.01 mg/L时，沉积在锅炉中的Cu量大约为0.006 mg/L；当给水Cu浓度上升到0.04 mg/L时，锅炉中的沉积量可达到0.036 mg/L。

Cu的沉积主要与管壁热负荷相关，而 SAGD锅炉管壁受热情况与电站汽包炉基本相同，并且预定 SAGD汽包炉的运行压力范围大约为 10～14 MPa，因而通过分析国内各个锅炉水质标准对比，SAGD汽包炉 Cu含量的标准可以参考 GB/T 12145—1999的规定，可以初步确定SAGD汽包炉给水的铜含量指标为≤5 µg/L。

3.2 油含量的影响

蒸汽锅炉的汽水共腾事故是工业锅炉运行中较常见的事故。这主要是由于水中的油含量较高引起的。实验用水采用纯水与辽河油田的软化水进行配比，在热负荷一定的条件下，观察水中含油量对汽水分界面处形成泡沫层的影响，如表3所示。

可以看出当水中含油量达到5 mg/L时，汽水分界面处有形成轻微的泡沫层，而当含油量到达 60 mg/L时，水中的形成的泡沫比较严重，可能造成严重的汽水共腾。在锅炉运行中，由于水的不断蒸发浓缩，锅炉炉水中的油含量要远高于给水含量，而SAGD汽包炉设计浓缩倍率取20倍左右，因而根据实验结果，给水的含油量要小于0.25 mg/L就不会生成泡沫层。

结合国内外锅炉的实际运行经验可以得知，含油量对锅炉的主要影响是锅炉的各个受热面，如水冷壁、汽包、过热器等。因而对于SAGD汽包炉来说，受热面的布置、汽包结构等与电站锅炉相近，汽包内的水处理也相同，根据实验结果水中含油量要求也和电站锅炉相差不大，考虑到实验室试验情况并不一定完全反映锅炉实际运行情况，而电站锅炉水质标准是多年锅炉运行经验的总结，因而SAGD汽包炉的水质标准可参考GB/T 12145—1999的规定，由于预定SAGD汽包炉的运行压力为10～14 MPa，可以初步确定 SAGD汽包炉给水的含油量指标为≤0.3 mg/L。

表3 水中含油量对生成泡沫层的影响

3.3 腐蚀因素指标的确定

3.3.1 O2含量的影响

锅炉给水中溶解氧所带来的腐蚀是炉管腐蚀的最主要原因。氧腐蚀会使注汽锅炉的管壁逐渐减薄，形成陷坑，可能会引起爆管事故[9]。水中氧含量越高，金属腐蚀越严重，因此亟需确定锅炉给水中的溶解氧含量标准。

实验通过把氧气通入纯水中，利用水质分析仪测定水中的含氧量，用NaOH溶液调节水的pH值为9，然后在高温反应釜中调节实验水温，运行48 h后，从而得出不同温度下，随着水中溶氧量的变化，20 G钢的腐蚀情况。如图3所示。

从图3中各个曲线可以明显看出，温度越高，金属的腐蚀就越严重，这是因为随着温度的升高，各种物质在水溶液中的扩散速度加快，电解质水溶液的电阻降低，就会加速腐蚀电池阴阳两极的扩散速度。在一定条件下，金属的腐蚀速度随着含氧量的升高而增加，如当温度为200 ℃时，当含氧从5 μg/L升高到20 μg/L时，腐蚀速度从0.012 mm/a增加到0.031 mm/a。

一般锅炉的安全运行要求腐蚀速率要在 0.1 mm/a以下，从图3可以看出，即使溶氧量达到20 μg/L，温度为 300 ℃时，腐蚀速度也仅为 0.033 mm/a，但在锅炉的运行中，氧含量仅仅是影响锅炉腐蚀的一个方面，而最终的腐蚀是多方面因素综合影响的结果，因而最终SAGD水质指标中的含氧量的确定要参考国内外锅炉运行的实际情况，并对比相关水质标准，综合分析而得出。

对SAGD汽包炉来说，预定运行压力为10～14 MPa，蒸汽温度不超过420 ℃，锅炉整体结构和运行参数与电站锅炉都比较接近，水中溶氧对SAGD锅炉产生腐蚀的主要部位也应该是给水管道和省煤器入口段，一般不会对汽包、水冷壁和过热器等部位造成影响。因而初步确定SAGD汽包炉给水的溶氧量指标为≤7 µg/L。

3.3.2 CO2含量的影响

CO2腐蚀属于酸性腐蚀，影响水的pH值，而且当溶液中同时存在 O2和 CO2时，两者会加剧炉管的腐蚀。实验通过在一定条件下，测得CO2对腐蚀速度的影响。图4和图5示出了在不同运行温度条件下（200 ℃和 250 ℃），水中的溶解氧浓度以及CO2含量对金属腐蚀的影响情况。研究发现CO2对腐蚀有着明显的促进作用，当温度为250 ℃、CO2含量为10 μg/L、O2含量为20 μg/L时，金属的腐蚀速度可以达到0.041 mm/a。

由于CO2对锅炉管道的腐蚀是酸性腐蚀，因而通过控制水的pH值在一定范围内，就可以减少金属的腐蚀。所以GB/T 12145—1999的给水指标中并没有规定CO2的范围。

在电站锅炉热力系统中，最容易发生CO2腐蚀的部位是凝结水系统，对锅炉其它部位的腐蚀影响不大。由于SAGD汽包炉的水循环系统与电站锅炉不同，该系统没有凝结水系统，因此，CO2腐蚀的影响不大，并且只要保证给水的pH值符合水质标准，就可以避免CO2腐蚀，因而给水中CO2含量的标准可以放宽，所以SAGD汽包炉给水中CO2含量可以不作出要求。

3.3.3 pH值的影响

水的pH值是对金属腐蚀影响很大的一个因素，pH值过低或过高都会导致腐蚀速度加快。

为了确定SAGD汽包炉水质标准中的pH值参数指标，实验利用HCl和NaOH调节水质，利用水质分析仪测定水的pH值，然后在高温反应釜中调节实验水温，运行48 h。图6表示在不同温度下（200℃和250 ℃）水中溶氧量为7 µg/L时20 G钢的腐蚀情况随着水中pH值变化。

从图6中可以看出，当pH值为9左右时，金属的腐蚀最轻；当pH＜7时，随着pH值的减小，金属腐蚀速度迅速增加。当pH值降到4时，金属腐蚀速度是pH值为9时的3倍；当pH＞11时，随着pH值的增大，金属的腐蚀速度迅速增加，当pH值升高到14时，腐蚀速度是pH值为9时的2倍多。一般情况下，锅炉水的pH值常保持在9～11之间，这样就能保证锅炉安全运行。

通过实验数据和国内锅炉运行经验可知，水中的pH值在9.2以上时会有利于防止钢材的腐蚀有利，但GB/T 12145—1999规定，有铜系统的pH值应该在 8.8～9.3。这是因为电站锅炉通常用加氨的方法提高给水pH值，所以如果pH值高就意味着水汽系统中的含氨量较多，会在氨容易集聚的地方引起铜制件的氨蚀，所以限定给水 pH值在 8.8～9.3之间。而对于SAGD汽包炉来说，不是采用加氨的方式进行水处理，所以可以给水的pH值的上限要求可以适当放宽，初步可定为8.8～10。