稠油热采废水回用电站锅炉补给水工艺

王璟，毛进，赵剑强，蒲平，郭维忠，李亚娟，刘亚鹏

（1长安大学环境科学与工程学院，陕西 西安 710064；2西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710032；3华能新疆能源开发有限公司，新疆 乌鲁木齐 830017）

稠油热采废水回用电站锅炉补给水工艺

王璟1，2，毛进2，赵剑强1，蒲平3，郭维忠3，李亚娟2，刘亚鹏2

（1长安大学环境科学与工程学院，陕西 西安 710064；2西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710032；3华能新疆能源开发有限公司，新疆 乌鲁木齐 830017）

常规稠油热采废水处理采用除油软化工艺，出水水质较低，仅能用于直流小注汽锅炉补水。由于小注汽锅炉参数低，排污量大，能耗高，造成采油蒸汽成本高。针对该问题，开发了预处理-蒸发-生物处理-膜处理-混床工艺处理稠油热采废水，并通过实验对工艺各子系统运行性能进行研究以提高处理效果，使系统处理出水可用于电站高参数锅炉补给水，达到以热电联产机组取代小注汽锅炉，降低采油蒸汽费用的目的。研究结果表明，采用该工艺对稠油热采废水进行处理，各子系统运行稳定；废水经除硅软化预处理及蒸发后，产水TOC平均约22mg/L；曝气生物滤池产水TOC平均约6mg/L；再经超滤-反渗透处理后产水TOC含量小于0.15mg/L；继续经混床处理，最终出水电导率≤0.15μS/cm、二氧化硅≤10μg/L、TOC≤200μg/L，满足电站高参数锅炉补水水质要求，每吨水直接运行费用为8.05元。

废水；蒸发；二氧化硅；稠油；电站锅炉；曝气生物滤池；反渗透；运行费用

我国主要油田已先后进入开发的中后期，易开采的石油资源储量持续下降，而稠油开采的重要性日益突出。为维持原油产量，新疆、辽河等油田开始逐步采用蒸汽辅助重力泄油热采技术[1-2]，但制约该采油工艺推广应用的主要难点在于采油过程产生的高温、高硅、高盐含油废水的有效处理和回用。目前，国内外常用的稠油热采废水处理回用技术路线为：采用混凝沉淀、石灰软化、DAF浮选等工艺进行除油软化，再用弱酸或钠离子交换树脂进行深度软化，产水作为中低压直流注汽锅炉补水[3-9]。由于回用水质较低，直流注汽锅炉的排污率高，产生的蒸汽干度较低[10]，造成采油成本高，限制了稠油热采技术的大规模推广。

Heins等[8，10-12]在加拿大阿尔伯塔稠油产区采用降膜蒸发技术处理稠油热采废水，提高产水水质后用于汽包锅炉补给水，降低了注汽锅炉的排污率和能耗，替代了传统软化处理-直流注汽锅炉系统，获得了良好的经济效益。Zeng等[13]研究了联合投加镁化合物、氢氧化钠及硫酸锌凝聚剂处理稠油热采废水以去除二氧化硅的效果，结果显示硫酸锌凝聚去除胶体二氧化硅比使用铝盐或铁盐凝聚剂更有效。Luo等[14]研究了不去除稠油热采废水中的硅，而将废水中的钙镁离子降低到极低含量，以防止注汽锅炉中结硅垢，结果显示将钙镁离子降低至80mg/L以下可以防止高硅浓度（250～300mg/L）运行条件下的结垢。Xu等[15]研究了不同软化程度的高硅油田采出水回用注汽锅炉的结垢特性，结果显示注汽锅炉在使用高硅补给水的条件下，结垢特性主要决定于钙和铁离子的浓度。Wang等[16]研究了低温等离子体预处理后的稠油废水在蒸发过程中的结垢特性，结果显示低温等离子体预处理降低了废水中的二氧化硅、硬度、金属离子含量及含盐量，同时减缓了蒸发过程中的结垢。

采用热电联产高参数电站锅炉替代直流小注汽锅炉，能够在发电的同时产生过热蒸汽供油田注井，可显著提高能源利用效率，降低稠油热采的成本。同时将稠油热采废水处理后回用作电站锅炉补给水，可以实现资源的循环利用，解决采油废水的排放难题，具有很好的环境效益。然而，电站锅炉对补水水质要求很高，必须达到《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145—2008）的标准，现有工程案例及研究成果均为稠油热采废水处理后回用注汽锅炉生产蒸汽后直接用于油田注井采油，而油田注汽锅炉补水水质标准执行《稠油注汽系统设计规范》（SY/T 0027—2007），比电站锅炉补给水水质要求低得多。

在火力发电机组中，汽轮机是由锅炉产生的过热蒸汽推动，而过热蒸汽有很强的盐类、二氧化硅溶解和携带能力，必须严格控制锅炉补给水中相关杂质成分含量，以避免汽轮机积盐、结垢等严重问题[17-19]。此外，锅炉补给水中有机物含量也必须控制在标准范围内，否则有机物将会在热力系统中分解为小分子有机酸，造成汽轮机初凝区叶片酸腐蚀，影响电力生产安全[20]。因此，必须按照电站锅炉补给水水质要求进行稠油热采废水处理回用工艺研究，以确保稠油热采废水回用电站锅炉的安全和经济性。

本研究针对国内某大型油田稠油热采废水水质特点，提出了预处理-蒸发-生物处理-膜处理-混床工艺方案，通过实验对工艺方案中各子系统的处理效果及工艺性能进行研究，提出相应的技术参数，为工程设计提供依据。

1 实验部分

1.1 稠油热采废水水质

实验用稠油热采废水取自油田稠油处理联合站的水处理系统出水，多次取样监测的水质指标见表1。

从表1可知，稠油热采废水水质波动相对较小，废水pH值平均约8.34。稠油热采废水含盐量、氯离子含量、硅含量、有机物含量均较高，但其Ca2+、Mg2+以及油含量较低。废水中硅含量在250mg/L以上，COD在500mg/L以上，含盐量大于3500mg/L，油含量小于0.04mg/L。

表1 稠油热采废水水质分析结果

1.2 水处理工艺方案

针对稠油热采废水水质高硅的特点，提出采用除硅、软化预处理工艺降低稠油热采废水硅含量以及致垢离子含量，以满足蒸发脱盐工艺防垢要求；采用曝气生物滤池-超滤-反渗透-混床工艺对稠油热采废水蒸发二次冷凝水进行深度处理，以达到《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145）中高参数（锅炉过热蒸汽压力＞18.3MPa）电站锅炉补给水水质要求：电导率≤0.15μS/cm，二氧化硅≤10μg/L，TOC≤200μg/L。工艺流程见图1。

稠油热采废水经除硅系统、软化系统以及过滤器处理后进入蒸发脱盐系统，蒸发脱盐系统采用多效板式降膜蒸发器，蒸发器产出的二次冷凝水经热泵换热降温后进入深度处理系统，包括曝气生物滤池、超滤系统、反渗透系统及混床。深度处理系统出水达到高参数电站锅炉补水水质指标后回用。电站锅炉产生的过热蒸汽带动汽轮机发电，部分汽轮机高压缸抽汽用于稠油热采井注汽，蒸汽在地下软化稠油后形成油水混合物被采出，在油田联合站经油水分离、初步处理后返回本处理系统继续处理；汽轮机做功后的低压缸乏汽用作蒸发脱盐系统一次蒸汽汽源，回收利用低品位热能，一次蒸汽换热后冷凝水返回锅炉补水。整个工艺实现了稠油热采过程中的水、汽循环利用，同时实现热电联产，具有良好的经济效益及环保效益。

图1 稠油热采废水处理回用电站锅炉补给水工艺流程

1.3 主要实验装置

1.3.1 除硅、软化系统及过滤器

稠油废水的预处理技术包括混凝澄清法、石灰-镁剂法[21-23]及低温等离子体法[24]等，本研究采用成熟稳定的石灰-镁剂法进行除硅软化实验，实验装置为高密度澄清器，配套设置 Ca(OH)2加药装置、MgCl2加药装置、Na2CO3加药装置、PAC加药装置和 PAM加药装置。澄清器设置泥渣循环泵，将部分澄清器底部的活性泥渣回流至反应区，提高反应效果。高密度澄清器处理量 1m3/h，投药剂量通过实验确定。过滤器采用双介质过滤器，处理量1m3/h，滤速10m/h，定期进行反洗。

1.3.2 蒸发脱盐系统

蒸发脱盐系统采用板式降膜蒸发器，循环料液在换热板外流过，一次蒸汽在换热板腔内流动，一次冷凝水由换热板底部收集后返回一次蒸汽发生器。循环料液换热蒸发产生的二次蒸汽经除雾器去除夹带水滴，由换热器冷凝后收集为二次冷凝水。蒸发器运行参数：处理量 250kg/h，一次蒸汽压力30kPa，工作温度 60～70℃，蒸发器中循环料液浓缩倍率20倍左右；运行期间投加高温阻垢剂TP01，剂量5mg/L。

1.3.3 曝气生物滤池

实验采用上向流曝气生物滤池，配套设置反洗水泵、反洗风机和曝气风机。曝气生物滤池运行参数：处理量2L/h，水力停留时间80min，水温15～20℃，BOD5负荷1.0kgBOD5/(m3·d)，出水溶解氧3～5mg/L，定期反洗以维持填料表面一定的活性微生物量。

1.3.4 超滤系统

超滤系统采用浸没式超滤装置，配套设置超滤产水泵、产水箱、反洗水泵、擦洗风机，定期进行水力反洗。超滤装置运行参数：处理量2L/h，膜孔径0.03～0.05μm，运行通量25L/(m2·h)。

1.3.5 反渗透系统

反渗透系统为带浓水循环的模拟实验装置，膜元件选用陶氏BW30-4040苦咸水膜，配套设置给水泵、保安过滤器、阻垢剂加药装置。反渗透装置运行参数：进水流量180L/h，淡水流量162L/h，回收率90%。

1.4 实验及水质分析方法

1.4.1 实验方法

对预处理除硅、软化系统进行实验研究，确定最优药剂投加量，分析预处理效果。

在一次蒸汽压力30kPa、蒸发强度5.2kg/(m2·h)条件下进行蒸发脱盐实验，控制循环料液浓缩倍率20倍，测定并计算运行过程中传热温差、传热系数、循环料液全硅含量变化情况，研究蒸发系统硅结垢的趋势，并对蒸发二次冷凝水水质进行分析。

在曝气生物滤池设计运行条件下，通过分析曝气生物滤池进水、出水TOC含量变化，研究曝气生物滤池对蒸发二次冷凝水中有机物的去除性能；对超滤系统进出水浊度、TOC及SDI进行测定，研究超滤的过滤性能。

在反渗透回收率90%运行条件下，通过分析反渗透膜组件进出口压差变化，对反渗透运行稳定性进行研究，同时对反渗透产水水质进行分析。

采用阴、阳树脂装填比例为1∶1的混合离子交换柱，在不同流速下测定进水、出水电导率，分析混床处理效果。

1.4.2 分析方法

水质分析方法采用火力发电厂水汽试验方法标准汇编（第二版）方法；TOC含量采用总有机碳分析仪测定；电导率、pH值采用便携式多参数水质分析仪测定。垢样的元素组成及晶体成分采用X射线荧光光谱仪及X射线衍射仪测定。

2 结果与讨论

2.1 稠油热采废水除硅实验结果

模拟稠油热采废水水温，在70～80℃条件下进行除硅实验，采用 Ca(OH)2调节稠油热采废水 pH值至11.5左右，投加不同剂量MgCl2进行实验，结果见图2。

稠油热采废水除硅过程中，主要发生以下化学反应，见式（1）～式（6）[16，25-26]。

在高pH值条件下，二氧化硅一部分直接与废水及投加的化学药剂中的钙镁离子反应生成硅酸盐沉淀去除，如反应方程式（4）～式（6）所示；此外，投加的镁离子与氢氧根结合生成大量的氢氧化镁絮体，如反应方程式（3）所示，其新生成活性表面能够吸附大量的硅，或者与硅结合生成镁硅酸盐，从水中沉淀去除[27]。从本实验结果看，废水中二氧化硅的去除符合文献所提出的机理。随着MgCl2剂量提高，反应后上清液全硅含量逐渐下降，当MgCl2剂量大于350mg/L后，上清液全硅含量趋于稳定，全硅去除率大于 80%。选择 MgCl2最优剂量为350mg/L，反应后上清液全硅含量为 41.5mg/L，去除率为83%。

2.2 稠油热采废水软化实验结果

采用Ca(OH)2复合MgCl2除硅工艺处理后出水Ca2+浓度为4mmol/L左右，按照Ca2+与CO32−摩尔比1∶1计算Na2CO3理论加药剂量为400mg/L。在此基础上，选择不同投加剂量进行实验，同时投加混凝剂聚合氯化铝（PAC，剂量 20mg/L）、助凝剂聚丙烯酰胺（PAM，剂量 0.3mg/L），实验结果见表2。

图2 不同MgCl2剂量除硅实验结果

表2 Na2CO3剂量优化实验结果

从表2可知，当Na2CO3投加剂量大于400mg/L时，软化后出水Ca2+含量均未检出，为保证后续蒸发脱盐系统稳定运行，选择 Na2CO3加药剂量为450mg/L。

在上述最优药剂投加量条件下，预处理除硅、软化系统及过滤器连续运行了约240h，预处理出全硅含量小于50mg/L，Ca2+含量小于5mg/L，有利于后续降膜蒸发器的低垢运行。

2.3 降膜蒸发脱盐实验结果

2.3.1 传热温差、传热系数变化情况

采用预处理后的稠油热采废水，在降膜蒸发器上进行了约240h连续蒸发实验，测定并计算了传热温差、传热系数，结果见图3。

图3 降膜蒸发器传热温差及传热系数实验结果

在整个实验过程中，降膜蒸发器传热温差在5.2℃左右波动，随运行时间增长，传热温差无明显升高趋势。传热系数基本稳定，平均为 2276 kJ/(m2·h·℃)，随运行时间增长，传热系数略微下降，由 前 期 的 平 均 2872kJ/(m2·h·℃ )下 降 至2684kJ/(m2·h·℃)，降幅约6.6%。总的来看，实验期间降膜蒸发器运行稳定，实现了低垢运行。

2.3.2 循环料液中全硅浓度变化情况

在实验过程中定时取循环料液，过滤后测定全硅含量，观察全硅含量的变化，间接判断蒸发器结硅垢的趋势，结果见图4。

图4 降膜蒸发器循环料液全硅含量分析结果

从图4可知，当浓缩倍率稳定在20倍时，循环料液全硅含量稳定，平均为740mg/L，随着运行时间增长，全硅含量无明显下降趋势。理论计算在浓缩 20倍条件下，循环料液中硅含量应为 900mg/L左右，实际测定值低于理论计算值，说明料液中有硅酸盐或二氧化硅固体生成。但由图3可知，实验期间蒸发器传热系数并未明显降低，说明换热板面并未显著结垢，析出的固体物主要以悬浮物形式存在于料液中。

2.3.3 蒸发器换热板表面状况及垢样分析

实验结束后取出降膜蒸发器换热板，观察其表面状态，如图5所示。

图5 料液浓缩20倍运行240h后换热板表面状况

由图5可见，在浓缩20倍条件下，蒸发器连续运行 240h后，换热板面结垢较少；清水冲洗后，换热板表面用于强化传热的凹凸结构清晰。取换热板表面垢样进行 X射线荧光光谱分析，结果见表3。

由垢样元素分析结果可知，垢样的主要元素组成是硅和氧。进一步对垢样进行X射线衍射分析，其晶体的主要组成成分为：FeCr2Al2O4占 16%，CaCO3占46.4%，Fe3O4占27.1%，NaKAl8Si16Al16O40占10.5%。由此可知，垢样中晶体部分主要是碳酸钙和四氧化三铁，而非晶体部分无法通过X射线衍射分析确定，但结合元素分析结果，可以推断主要是无定形二氧化硅。在蒸发过程中，对流换热面总是覆盖一层预先沉积的碳酸钙、氢氧化镁等颗粒，当这些松散颗粒夹带二氧化硅形成结晶基体时，沉积物的内部结构和界面轮廓发生连续变化导致致密垢层的形成[28-29]。因此，当废水中的二氧化硅含量下降之后，结垢过程中的结晶基体形成速率降低，垢层将变得酥松[16]。从本研究结果看，稠油热采废水经过预处理之后，二氧化硅含量降至50mg/L以下，蒸发浓缩20倍过程中，部分析出的硅酸盐或二氧化硅固体呈悬浮物存在于料液中，换热面附着垢层中致密的晶体部分含硅量很少，与文献提出的结垢机理相吻合。

2.3.4 蒸发二次冷凝水水质分析结果

对降膜蒸发器产生的二次冷凝水主要水质指标进行分析，结果见表4。

从表4可知，蒸发脱盐过程产生的二次冷凝水含盐量较低，电导率小于42µS/cm，含有微量硬度及全硅，但水中有机物含量较高，TOC平均为21.85 mg/L。二次冷凝水若用于电站锅炉补给水，必须通过深度处理，进一步降低水的含盐量、全硅以及有机物含量。

表3 垢样中主要元素分析结果 单位：%

表4 蒸发二次冷凝水主要水质指标

2.4 曝气生物滤池实验结果

对蒸发二次冷凝水用曝气生物滤池进行了约1000h实验。由于二次冷凝水中磷含量较低，按照BOD5∶N∶P=100∶5∶1的最佳比例额外投加NaH2PO4补充进水中的P元素含量。实验期间测定曝气生物滤池进出水TOC，结果见表5。

表5 曝气生物滤池进出水TOC含量

表5可知，进水TOC含量波动较大，出水TOC含量在2～13mg/L之间，平均为5.9mg/L，平均去除率为62.1%。曝气生物滤池在运行一定时间后滤料表面失去活性的生物膜剥离，污泥絮体上浮，导致出水TOC含量升高，TOC去除率较低；进行反洗后，TOC去除率可得到有效恢复。

2.5 超滤实验结果

将曝气生物滤池出水用浸没式超滤装置进行处理，连续实验时间约840h。对超滤装置进出水的浊度、TOC及出水的SDI进行测定，实验结果见表6。

表6 超滤实验结果

从表6可知，超滤可有效降低曝气生物滤池产水浊度，过滤后产水浊度小于 0.3NTU，SDI小于4.0。同时超滤对TOC也有一定去除作用，过滤后产水TOC小于3.0mg/L。

2.6 反渗透实验结果

在反渗透产水通量为 22.5L/(m2·h)条件下进行了168h连续实验，系统回收率为90%。实验期间，测定反渗透膜组件进出口压差及反渗透产水水质，结果见图6和表7。

实验期间反渗透系统进水压力稳定在1.1MPa，而膜组件进出口压差稳定，在19.3～20.0kPa之间波动，随时间增长压差无明显升高现象。由此推断，系统回收率90%条件下，反渗透膜未出现明显污染现象。

由表7数据可知，回收率90%条件下，反渗透产水电导率小于 3.01µS/cm，TOC含量小于0.15mg/L，二氧化硅未检出。对比《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145—2008）指标要求，反渗透产水还需进一步除盐以降低出水电导率。

2.7 混床实验结果

采用混床对反渗透产水进一步处理，在不同流速下的实验结果见表8。

图6 反渗透进出口压差变化曲线

表7 反渗透产水水质分析结果

表8 混床出水水质分析结果

从表8可知，在不同流速条件下，混床出水电导率均小于 0.15µS/cm，TOC、二氧化硅指标也满足《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中高参数电站锅炉补水水质要求。

2.8 水处理工艺运行成本分析

该工艺蒸发脱盐系统利用电站锅炉汽轮机做功后的低压缸乏汽，此部分热能属于废热利用，不计入制水成本，直接运行成本主要考虑药剂费用和电费。按实验工艺流程设计了除盐水制水量为150m3/h的稠油热采废水处理回用系统，按年运行5500h计算直接运行成本。

2.8.1 药剂费用

从表9可知，该工艺每年药剂费用为420.9万元，折算每吨水药剂费用为5.10元。

表9 系统运行药剂费用

2.8.2 电费

按照用电设备总功率1230kW，单位电价0.36元/(kW·h)计算，每年用电费用为243.5万元，折算每吨水电费为2.95元。

2.8.3 直接运行成本

合计药剂费用和电费，年直接运行成本总计664.4万元，折算每吨水运行费用为8.05元。

3 结 论

（1）除硅、软化工艺能够有效去除稠油热采废水中的硅和致垢离子含量，处理后全硅含量小于50mg/L，Ca2+含量小于5mg/L，能够满足后续降膜蒸发器低垢运行的需求。

（2）在浓缩倍率20倍条件下，实验过程中降膜蒸发器运行稳定，无明显结垢现象。蒸发二次冷凝水电导率小于42µS/cm，但有机物含量较高，TOC含量平均在22mg/L左右。

（3）蒸发二次冷凝水经曝气生物滤池、超滤、反渗透、混床组合工艺处理后，出水电导率≤0.15μS/cm、二氧化硅≤10μg/L、TOC≤200μg/L，达到《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145—2008）中高参数电站锅炉补水水质标准。

（4）通过实验验证，本文提出的稠油热采废水回用电站锅炉补给水处理工艺具有出水水质高、运行稳定可靠的特点，能够实现水、汽循环利用和热、电联产，经济效益和环境效益良好。

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Process of heavy oil thermal recovery wastewater reused as power plant boiler make-up water

WANG Jing1，2，MAO Jin2，ZHAO Jianqiang1，PU Ping3，GUO Weizhong3，LI Yajuan2，LIU Yapeng2
（1School of Environmental Science and Engineering，Chang’an University，Xi’an 710064，Shaanxi，China；2Xi’an Thermal Power Research Institute Co.，Ltd.，Xi’an 710032，Shaanxi，China；3Hua’neng Xinjiang Energy Development Co.，Ltd.，Urumqi 830017，Xinjang，China）

The traditional heavy oil thermal recovery wastewater treatment process is comprised of oil eliminating and softening. The effluent quality is comparably poor which can only be used as make up water for once-through small steam injection boiler. Because the parameter of small steam injection boiler is low，both the boiler blowdown and energy consumption are high. The oil extraction steam cost is raised subsequently. Aimed at the problem，a novel heavy oil thermal recovery wastewater treatment process that comprises of pretreatment，bio-treatment，membrane，and mixed bed technology was developed. Operating performance of individual sub-system was investigated by model experiments to enhance the treatment efficiency and to make it possible to reuse the product water as high parameter power plant unit make up water. As a result，the objective to replace the small steam injection boiler by combined heat and power generation unit to reduce the oil extraction steam fee could be achieved. Results show that the operating performance of all sub-system is stable when theheavy oil thermal recovery wastewater was treated by the new process. The average TOC was about 22mg/L when the wastewater was treated by the silica removal and softening pretreatment system and the evaporator. The TOC was decreased to about 6mg/L in the BAF effluent，and it was continued to decrease to about 0.15mg/L in the UF-RO effluent. The conductivity，silica and TOC of the final product water were less than 0.15μS/cm，10μg/L and 200μg/L respectively when the UF-RO effluent was treated by mixed bed ion exchanger subsequently. This water quality could meet the demand of high parameter power plant boiler and the direct operating cost is 8.05yuan/ton of product water.

wastewater；evaporation；silica；heavy oil；power plant boiler；biological aerated filter；reverse osmosis；operating cost

X 741

A

1000-6613（2015）12-4407-08

10.16085/j.issn.1000-6613.2015.12.046

2015-06-17；修改稿日期：2015-08-27。

中国华能集团公司总部科技项目（HNKJ13-H12）。

王璟（1975—），男，博士研究生，研究员，研究方向为电厂水处理技术。E-mail wangjing@tpri.com.cn。联系人：赵剑强，教授。E-mail 626710287@qq.com。