海上稠油热采开发水源的选择

窦培举， 陈子婧， 杨泽军， 高 鹏

(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

0 引 言

海上稠油油田的开发，除了要面对稠油举升和集输的难题，水源的选择也是需要重点研究的问题。

本文主要对渤海L油田开发中水源选择的研究进行了阐述和总结，以期对海上稠油油田的开发的工程方案研究提供参考。

1 L油田开发的水源问题

L油田为超稠油油田(地面原油黏度为36 427～53 203 mPa·s)，一期开发采用蒸汽吞吐方式，采用注采一体化管柱技术，射流泵动力液举升采油；总井数为28口(26口生产井，2口水源井)；高峰年产油400 000 m3。项目依托附近已开发油田，含水原油通过海底管道混输至依托平台，经过一系列处理后最终输送至陆上终端。

在该项目中，一体化管柱射流泵的动力液、稠油外输的掺水以及蒸汽锅炉给水都存在用水来源的选择问题。海水、地层水以及生产水是可供选择的水源。不同的水源会有不同的技术方案和成本费用，因此需要进行深入的研究。

水源选择研究应从多方面入手，如供应量是否充足、稳定，水质是否易于满足要求，系统是否简单，费用是否经济等，还应结合具体项目的情况进行综合分析。

各种水源都有其特点：

(1) 作为水源的海水，通常取自海平面以下一定深度。矿化度较高，且含有溶解氧、细菌以及悬浮颗粒等物质。海水供应量充足，但较高的溶解氧和氯离子会带来较强的腐蚀性，浅水海域的海水往往悬浮物含量较高，且易受天气变化影响。海水温度随季节变化，有些海域的温度变化幅度较大[1-2]。

(2) 地层水含有多种盐分和杂质，含氧很少或不含氧，一般矿化度要低于海水。地层水通常具有一定温度可供利用，但需要打水源井，要有合适的含水地层，因此地层水的可采水量有限，并且存在含有油气的风险[1]。

(3) 生产水指的是采出液油水分离后的含油污水，水质取决于采出液的性质、成分以及油水分离的程度。生产水成分较为复杂，矿化度较高，温度较高，溶解氧含量较低，含有腐生菌和硫酸盐还原菌，油质和有机物含量高，并含有一定的破乳剂成分[3]。对于稠油油田，由于油水分离难度大，生产水的水质通常会更差。

渤海某油田区域的海水、地层水和生产水水质如表1～表3所示。

表1 渤海某油田区域海水水质

表2 渤海某油田地层水水质

表3 海上某油田生产水水质

2 射流泵动力液选择

动力液应满足采油工艺及射流泵的需求。L油田一期开发项目中动力液的要求如下： 单井流量约为116 m3/d(多井工况最大为3 120 m3/d)，压力为20 MPa，温度不低于60℃，除砂精度不低于40目(粒径小于380 μm)。

一般有两类液体可用作动力液，即油和水[4]。从技术上来讲，最理想的动力液是稀油。当不具备足够稀油来源的情况下，用水作为动力液就成为一种选择。

动力液的质量，尤其是动力液的固体杂质含量，是影响泵的使用寿命和维修成本的重要因素[4]。为了保证整套系统的长寿命及高可靠性，还应注意防止腐蚀、结垢等问题[5]。

在水温、腐蚀性、配伍性方面，生产水和地层水明显优于海水。如采用水温较低、腐蚀性较大的海水，在加热升温、防腐蚀选材方面将会大幅增加相关设备的投资费用。

另外，如果动力液不循环使用，系统中的水量会持续增加，无论是在本平台处理，还是输送到下游依托平台处理，都会加大相应的投资。

结合技术可行性以及经济性，最终动力液选择以生产水为主，适时补充地层水，并且采用动力液循环的工艺流程。

3 稠油外输掺水的选择

L油田一期产液预测的含水率为20.1%～79.4%，生产初期的含水率较低。

稠油在较大的温度范围内都呈现牛顿流体的特性，即使在较高的温度下仍具有很高的黏度。虽然单纯采用加热输送在技术上可行，但绝非经济的方法[6]。

结合原油的相关实验分析及外输专题研究，L油田一期开发项目确定的外输原则是外输含水率不低于60%，外输温度不低于60℃。最终确定了海管输送掺水方案： 当初始生产液量低于1 600 m3/d时，掺水量按最低800 m3/d考虑；当日产液量高于2 000 m3/d时，掺水量按1 200 m3/d考虑；生产后期掺水量降至800 m3/d，外输温度为60℃。

如果采用海水作为掺水水源，一是较低的水温需要较大的加热负荷，二是长期大量具有较大腐蚀性的海水会给海底管道以及下游依托平台的设备带来防腐蚀的巨大压力。因此，海管外输掺水最终选择掺地层水。

另外，该项目管道输送原油的凝点为25℃，高于环境温度(3.7～22℃)，且低温条件下原油黏度非常大。当管道停输后，管内流体黏度会随着停输时间的增加迅速增大，导致再启动时的启动压力非常高。因此，计划停输和应急停输工况下均需要进行海管置换。

计划置换和应急置换均采用“地层水+置换泵”的流程，另考虑“海水+置换泵”作为应急置换的备用流程[6]。

由于原油黏度非常大，且凝点高于环境温度，因此当管道初始投产或停输再启动时，需对管道进行预热，预热水源采用具有一定温度的地层水[6]。

4 蒸汽锅炉给水水源选择

热采核心设备蒸汽锅炉是在高温高压条件下工作的，如果锅炉给水水质不达标，会造成锅炉内部严重的结垢和腐蚀，不仅影响锅炉的正常运行，还会带来安全上的隐患。因此，热采锅炉对给水的水质要求较高，要严格控制Ca2+和Mg2+等易结垢离子含量、油脂含量、二氧化硅含量及总矿化度等指标[7]。具体指标取决于蒸汽要求及锅炉的型号，除了参考相关的规范标准，还应与锅炉制造商进行沟通确认。

对于蒸汽干度不大于80%的情况，可参照《稠油注汽系统设计规范》(SY/T 0027)中相关要求进行设计。对于蒸汽干度大于80%的情况，供水水质则需要综合多方面要求进行确定。如果按照《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T 12145—2016)高标准要求，会导致高昂的投入，带来过度设计的问题，并且不利于整个项目的推进。

L油田一期开发项目选择的锅炉方案： 2台30 t/h的卧式过热蒸汽锅炉；蒸汽压力为17.8 MPa；蒸汽温度为355℃；蒸汽干度为85%湿饱和蒸汽/过热蒸汽(20℃)；运行方式为： 前3个注气周期中以16～17.5 MPa压力运行时，以湿饱和蒸汽的方式运行，蒸汽干度为85%；第4～8个注汽周期压力降低至16 MPa以内时，以过热锅炉方式运行。

L油田一期开发项目锅炉给水的水质要求如表3所示。

表4 蒸汽锅炉给水水质要求(L油田Ⅰ期)

针对以上要求，确定了锅炉给水处理的基本流程： 预处理(超滤)—脱盐(反渗透)—软化(离子交换)—脱氧(热力)。

4.1 生产水分析

对于海上平台，常规油田采出的生产水常用的流程为“斜板除油—气浮选—核桃壳过滤—双介质过滤”，含油污水经过处理后，最好能达到水中含油8 mg/L，含悬浮物3 mg/L的水平。对于稠油来说，油水分离的难度更大。

这种水质的生产水必须再进行深度处理才能进入锅炉给水处理系统： 其一，水中的油和油脂类物质对反渗透膜的影响较大，且难以去除，会严重影响系统的正常运行和寿命[8-9]；一般水中含油要达到不高于2 mg/L才能进入锅炉给水处理系统的预处理(超滤)，否则将对反渗透膜有严重影响；污水含油从8 mg/L降至不高于2 mg/L的处理难度和投入均较大。其二，稠油污水中通常二氧化硅(SiO2)含量较高，二氧化硅容易引起锅炉、换热器、反渗透膜等设备的接触面而形成致密的硅垢，难以用普通的方法清洗，严重影响这些设备长周期安全运行，而且稠油污水除硅的难度和投入也较大[10-12]。

因此，如采用生产水作为锅炉给水的水源，会带来处理流程长、设备多、占地大、投入高的问题。这对于海上平台来说明，显不具有优势及可行性。但充分利用生产水，减少生产水的排放和回注，是一个意义重大的课题。

4.2 海水及地层水比较

对于采用海水还是地层水作为锅炉给水水源，需要进行深入的比较和筛选。海水或者地层水的处理流程是基本相同的，如图1和图2所示。

图1 海水处理流程

图2 地层水处理流程

由于水源水质的差异，两个流程的进水量略有不同；对于去除大粒径悬浮物的预处理，含砂量较大的海水采用反冲洗过滤器，优于地层水采用的旋流除砂器，但价格略高；对于超滤，在初始投资、反洗频率、膜内件更换频率、化学药剂用量等方面存在差异，经过综合分析，无机膜较有机膜具有一定优势。

反渗透膜进水温度宜控制在20～30℃，低温会造成膜通量显著下降，高温会造成膜的耐热稳定性下降[13]。因此采用海水需要考虑加热，采用地层水则需要考虑冷却。

两种水源的流程在技术上均可行，主要比较经济性，从设备投资费用、内件更换费用、运行费用、面积、重量等方面进行对比： 海水与地层水方案设备尺寸、重量相差不大，但在系统总投入方面，地层水方案在经济性上有优势(由于水源井用户较多，锅炉水处理系统不增加水源井数量，因此不计入投资费用)。

5 水源选择的综合分析

在一个项目中，射流泵动力液、海管外输掺水、锅炉给水三个方面涉及水源的选择，仅仅单方面进行技术可行性和经济性的分析，可能无法实现整体的最佳，因此需要多方面统筹考虑。

综合相关各方面的因素和要求，L油田Ⅰ期开发项目最终确定的水源选择流程方案： 动力液以生产水为主，地层水作为补充；海管外输掺水、置换及预热、锅炉给水以地层水为主；海水仅作为特殊工况下锅炉给水和海管置换的备用水源，如图3所示。

图3 水源选择的流程示意图(L油田Ⅰ期)

6 结 语

(1) 海上稠油热采开发的水源选择是比较重要和复杂的问题，直接关系到项目开发的技术和经济的可行性，需要结合采油举升、原油外输、锅炉给水等多方面要求，在技术可靠性、初始投资、运行维护等方面，进行深入的综合分析。

(2) 在不具备稀油的条件下，射流泵动力液采用生产水和地层水，优于海水；原油外输掺水采用地层水，优于海水。

(3) 水中的油和油脂类物质会严重影响反渗透膜系统的正常运行和寿命，因此锅炉给水系统应关注水源中油脂的含量。海水和不含油的地层水均可作为锅炉给水系统的水源。

(4) 目前海上稠油热采开发，难以采用生产水作为锅炉给水的水源，但采用生产水具有资源充分利用、减少相关排放的重要意义，今后应加大相关的研究。