海上稠油热采锅炉补给水系统水源选择的思考

2023-10-14宫景雯窦培举杨泽军

科技和产业 2023年18期

宫景雯, 窦培举, 杨泽军, 高鹏

(中海油研究总院有限责任公司, 北京 100028)

渤海拥有丰富的稠油资源,近年来中海油在渤海开展了稠油热采技术的研究,其中旅大21-2油田的投产标志着海洋石油规模化稠油热采开发的实施[1]。稠油热采技术需配套相应的锅炉水处理系统、注气锅炉系统等。锅炉水处理系统能否稳定达标的产出锅炉补给水直接决定了热采技术的可靠性,而由于锅炉补给水需求量较大,如何经济合理地选择水源是设计锅炉水处理系统的首要问题。肖杰等[2]研究了海上常用热采水源淡水、地热水、生产污水、海水4类的水质情况。姜维东等[3]针对以海水作为热采水源的旅大21-2油田锅炉水处理系统介绍了优化方法和应用。窦培举等[4]从技术可靠性、初始投资等方面综合分析了生产污水、海水和不含油的水源井水作为锅炉补给水源的可行性,认为海水和不含油的地层水均可作为海上热采平台锅炉水水源。结合渤海已正式投产的第一座规模化超稠油热采L油田,分析其在锅炉水处理系统运行过程中由于水源选用遇到的问题,为以后海上油田的锅炉水水源选择提供新的思路。

1 L油田锅炉水处理系统概况及水源选择介绍

L油田位于渤海辽东湾海域,所在海域水深 32 m,为超稠油油田,采用蒸汽吞吐方式,总井数为28口(26口生产井、2口水源井)。该油田在前期选择水源时鉴于项目的水源井水用户较多(海管掺水、动力液用水),锅炉水处理系统若采用水源井水无须额外打井,且从水源探井所在层位的数据分析认为水源井水不含油、矿化度和浊度均低于海水,作为锅炉水系统的水源在经济性上更有优势,因此选择水源井水作为热采水源,系统产水规模为 60 t/h。

探井所得水源井水的设计水质如表1所示,水质中并无Fe离子、油脂等指标。采用的锅炉水处理系统处理流程为水源井水先经除砂后、经过自清洗过滤器去除大颗粒物质、在冷却器中调节水温至25～35 ℃,再经过无机超滤膜将悬浮物降至0.2 NTU以下,再经过反渗透和离子交换将可溶解性固体降至1000 mg/L,硬度降至0,最后经过除氧器将含氧量降至25 ppb以后增压进入锅炉,处理流程如图1所示。为了避免对水源井水质认识得不够深入而引发处理流程的问题,该流程在占地和重量上同时考虑了未来更改为海水水源的措施,海水设计水质为渤海实测水质(表2)。由表1和表2可知,海水的悬浮物、可溶解性固体等相较于水源井水均较高,这些指标会增加水源预处理的难度和成本,但海水的优点也较明显,如对海水水质认识较深入,易于取得;水源井水一般需要具备打水源井的条件,由此会产生一笔打井的费用,且在油田周围打的水源井,尽管位于不同的层位,但也难以做到水中绝对不含油。

表1 水源井水设计水质

表2 海水设计水质

图1 锅炉水处理系统流程

2 L油田的锅炉水系统水源水质和处理运行现状分析

2.1 实际的水源水质

L油田于2022年3月第一口实际水源井产水后,锅炉水处理系统开始正式运行,同时开展了第一口热采井注热工作,第二口水源井于同年7月产水。注热期间,锅炉水系统产水规模为16 m3/h,产水溶解氧≤25μg/L、总硬度≈0、可溶性固体≤1 000 mg/L,可满足平台所需锅炉供水标准。系统运行期间技术人员对水源井水进行多次现场取样监测以及运送至陆地实验室检测,根据运行的问题,重点关注了化学需氧量(chemical oxygen demand,COD)、总铁和含油量这3项水质指标,得到水源水质如图3、图4和表3所示。排除钻井前期钻井液污染水源井的因素,实际水源井水质相比设计水质仍有较大差别,主要体现在水源中含有高达6 mg/L的Fe离子、5 mg/L的油和300 mg/L的COD。油脂对膜系统的影响比较明确,海水淡化预处理膜系统需要油脂含量低于1 mg/L[5],且反渗透膜要求进水浊度低于1 NTU[6]。这几项指标在系统前期设计阶段并未引起足够的重视,但会对处理装置(主要表现为反渗透膜)产生极大危害,主要表现为:①水质中铁离子离开地层遇到大气后易形成氢氧化铁胶体、阻塞膜孔;②COD和油脂反映了水源的受污染程度,水质中较高的COD和油脂会堵塞膜孔,增大压差,加速膜表现的污染速度从而影响其使用寿命,这类污染通常是不可逆的,无法通过化学清洗完全恢复膜通量。

表3 实验室检测水质

表4 水源物质定性分析

图3 COD连续监测数据

图4 总铁连续监测数据

为查明水源中COD较高的原因,操作方对水源进行了气质联用仪物质定性分析,分析结果如图5所示,其中污染物以可溶性有机物为主。

2.2 锅炉水系统运行状况

现场实际运行出现的问题和化验数据基本吻合,反渗透前的无机超滤膜自投产后一直运行稳定,在其产水管线即时取样为澄清透明状,浊度均在0.2 NTU以下,满足超滤出水要求。但是水样在大气中静置10 min后,水样颜色变为微黄,有明显絮状物产生,检测浊度逐渐增加,大于1 NTU。且发现在超滤后的产水罐处水样颜色为微黄,有明显沉淀产生,检测浊度达到5 NTU以上。

反渗透膜的运行情况不容乐观,保安过滤器滤芯更换周期降到不足1天。在进水温度 27 ℃、恒定压力运行的条件下,反渗透膜的产水量呈现迅速下降的趋势,由初始26.7 m3/h下降到12.5 m3/h,累计运行了不足3天,进水与浓水压差达到10%,需要在线化学清洗。反渗透膜累积运行1个月以后,在线化学清洗已无法恢复其脱盐性能,产水电导率达到8 000 μs/cm左右,反渗透膜膜间流道和膜表面充满红褐色污染物,现场对其拆卸并进行了换膜处理。技术人员对膜表面污染物进行了取样分析,化验数据如表5所示。可以看出膜表面污染物主要为Fe2O3。

表5 反渗透膜表面污染物分析

3 L油田应对水源的措施

3.1 维持水源井水使用现状

为了最大程度减少水源问题给平台注热生产造成的影响,现场采取了一系列应对措施。首先针对铁离子对反渗透膜的污堵和损坏,在反渗透前水源井水流经的设备及管线上严格隔绝空气,超滤产水罐加氮气保护;同时调整反渗透添加的药剂,投加抑制剂,调整还原剂、阻垢剂、pH调节剂用量,将反渗透进水pH值降低至6,这两项措施可防止铁离子氧化形成胶体,延长反渗透膜使用寿命。

同时水源中含油量最高达到5 mg/L,也会加速膜的污染。现流程中作为反渗透膜预处理措施的无机超滤膜常用于油田采出水的精细处理,可去除较低粒径和含量的油和悬浮物。周立坤等[7]认为无机超滤膜作为油田采出水的最后一级处理单元,可将进水含油量45 mg/L去除至5 mg/L左右。这是目前海上应用的最高效最精细的除油单元,但仍不具备将含油量从5 mg/L去除至1 mg/L的能力。COD也有同样的问题,需要由最高154 mg/L降至10 mg/L以下,陆上常规的处理方法有强氧化、活性炭吸附等工艺,由于占地庞大在海上极少应用,考虑到油脂和COD对整个处理流程的影响相比Fe离子的影响更缓慢,综合评价后没有对这两项指标增加多余的处理措施。

现场采取以上应对措施抑制Fe离子氧化后,反渗透进水浊度得到了一定改善。保安滤芯的更换周期由不足1天延长到7天左右,反渗透产水电导率为800 μs/cm,脱盐率为94%(正常为>97%)左右,虽能满足下游使用要求但仍未达到原设计脱盐率。COD、含油量的超标,对反渗透膜仍然会造成不可逆的氧化损坏和通量损失,而且调整反渗透进水的pH值也不是反渗透最优运行条件,虽然膜污染得到缓解,但膜性能衰减(脱盐率下降),以上两项都会缩短反渗透膜的使用寿命,经评估后认为更换周期会由设计的2年降低至0.5年,平台还因此额外增加了一笔的药剂操作费,膜的折减费用和药剂操作费用约为280万元/年,全生命周期约为2 384万元。后期若水源井水质继续恶化,该措施可能失效。所以锅炉水系统存在的隐患并没有完全解决。

3.2 更换热采水源为海水的改造

海水淡化技术比较成熟[8],利用反渗透结合软化技术可满足注气锅炉用水条件。该油田前期设计时在占地和重量等方面已考虑了后期水源转换为海水的可能性,因此具备修改水源的条件。修改后的流程如图6所示。由于海水的反渗透产水率要低于水源井水,因此需要增加自清洗滤器、无机超滤及反渗透的处理规模。另外还需对该系统是否适用于海水做进一步评估,关键点在于热力除氧器的材质和部分管材选取。原热力除氧器采用 316 L,反渗透前管材是钢骨架复合管,反渗透后是 316 L。

图6 海水水源锅炉水处理系统流程

若水源中的氯离子含量由水源井的5 752 mg/L升高至海水的18 664 mg/L,即使经过反渗透处理后,按照去除率97%计算,进入热力除氧器的水中剩余的氯离子含量仍然高达366 mg/L,在操作温度105 ℃、含氧量1 mg/L的条件,原热力除氧器的 316 L 材质存在点蚀风险[9],需要更换材质为钛碳复合材料。反渗透后的管材也无法满足海水工况,需要更换为双相钢。

修改水源后带来的系统重量、占地和费用的变化如表6所示。