稠油热采平台注汽锅炉水处理工艺技术研发及应用

冀光峰，梁建斌，把全龙，郑 路，陈 希

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津300450)

1 研究背景

我国海洋稠油资源较为丰富，越来越多的海底稠油、超稠油需要开发，而且热采降黏增产效应明显，单井产量将是常规采油的 3～10倍以上。稠油热采较多采用蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等技术，实现这些稠油热采技术最重要的是锅炉水处理、注汽锅炉、氮气系统、高黏原油集输等配套工艺技术。一方面，海洋平台实现稠油热采技术所能利用的水源(比如海水)不如陆地(自来水)洁净，需要更为复杂的水处理工艺；另一方面，由于海洋平台空间、重量限制，必须对稠油热采配套工艺流程和设备进行优化和优选，以保证规模化稠油热采技术在海洋平台的顺利实施。鉴于海洋平台操作人员有限，且为首次规模化热采，必须保证整个设计中的自动化操作和运行稳定。为此，在该项目稠油热采平台进行了工艺方案创新和优化设计。

渤海某油田区域开发项目包含稠油热采开发，该稠油热采平台是国内首座大规模热采开发平台，共计10口热采井，采用单井注热的方式开采，最大单井注汽速度 300m3/d，热采给水处理系统为平台蒸汽锅炉提供用水。该平台没有水源井，采用海水作为热采水源，主要流程为：海水由提升泵提升至平台，经过预处理过滤掉悬浮物和大颗粒杂质，然后进入反渗透膜淡化装置进行脱盐，脱盐处理后再经过树脂软化、热力除氧，达到蒸汽锅炉的供水水质要求。系统规模为360m3/d(15m3/h)，其中热力除氧设备后期为蒸汽锅炉的配套设计范围。

2 工艺技术简介

2.1 高含悬浮物海水无机超滤预处理工艺流程

锅炉水处理的主要任务是降低水中的钙、镁、钠、钾等盐类含量(俗称除盐软化)，以防止炉管内壁结垢以及减少水中的溶解气体(俗称除氧)，减轻对锅炉受热的腐蚀。预处理的目的是除去水中的悬浮物、胶体物和有机物等，以达到下游设备进口指标要求。

与陆上油田相比，海洋平台锅炉水处理所能利用的水源有限，受成本和平台空间等因素限制，无法利用淡水、自来水等洁净水源。因此，考虑选择水源井水或海水作为锅炉水源，经过综合比较，海水较水源井水更能节省成本。由于渤海海域在恶劣天气条件下海水浑浊，泥沙量较大，悬浮物最高含量达178.8mg/L，浊度达到 55.3NTU，远高于水处理设备中各类超滤膜、反渗透膜对入口悬浮物及浊度的限制。为了达到预处理指标要求，须结合海水水质和海洋平台实际综合考虑预处理工艺方案。经过综合比较，确定的预处理工艺方案如图1所示。

图1 海水预处理工艺流程图Fig.1 Seawater pre-treatment process diagram

2.2 高纯水脱盐软化处理工艺和技术装备

根据要求，干度大于 92%的蒸汽锅炉进水指标需满足GB/T12145—2016的要求，如表1所示。

表1 锅炉进水质量Tab.1 Boiler feed water quality

从以上要求来看，需要将水中的硬度及盐类基本全部去除以使电导率小于0.10μS/cm。为了达到此高纯水指标要求，采用如图2的水处理工艺。

图2 海水处理工艺流程图Fig.2 Seawater treatment process diagram

EDI(Electrodeionization)又称连续电除盐技术，它科学地将电渗析技术和离子交换技术融为一体。如图 3所示，EDI模块由淡水室、浓水室和极水室组成。淡水室内填充混合离子交换树脂，给水中的离子由该室去除；淡水室和浓水室之间装有阴/阳离子交换膜，淡水室中阴/阳离子在两端电极作用下不断通过阴/阳离子交换膜进入浓水室；H2O在直流电能的作用下分解成 H+和 OH-，使淡水室中混合离子交换树脂时刻处于再生状态，一直保持有交换容量，而浓水室中含阴阳离子的浓水不断排走。

图3 EDI工作原理图Fig.3 Principle diagram of EDI

因此，EDI在通电状态下，可以不断制造纯水，其内填的树脂无需使用工业酸、碱进行再生。它具有技术先进、结构紧凑、操作简便的优点，且出水水质具有最佳的稳定度。

2.3 以高温高压蒸汽为热源的深度除氧节能工艺

根据 GB/T12145—2016的要求，热力除氧需要将进口含氧 1×10-6μg/mL 的水处理至 7×10-9μg/mL以下，据此，前期设计方案为一台大气式热力除氧器(操作压力20kPa，操作温度104℃)。

经研究 HG/T 20680—2011《锅炉房设计工艺计算规定》，一般大气式热力除氧器的出口含氧量小于15×10-9μg/mL，压力式热力除氧出口含氧量小于7×10-9μg/mL，且热力除氧能适应的负荷范围大致在50%～150%。该项目的注汽工况复杂：既有一口井注汽工况，也有 2口井同时注汽工况，对应负荷介于10～30t/h，据此对热力除氧方案进行了如下优化：

①将大气式热力除氧(0.02MPa，158℃)优化为压力式热力除氧(0.58MPa，158℃)。

②将 1台 30t/h的热力除氧器(含蒸汽量是36t/h)优化为 2台 15t/h的热力除氧器(含蒸汽量是18t/h)，分别与 2台注汽锅炉一一对应，以适应 1口或2口井注汽工况。

③进热力除氧设置预热器，热力除氧的热水与进热力除氧的凉水换热，这样一方面降低进锅炉水温度，避免为锅炉泵增设冷却器，相应减少对海水等系统的影响，换热后的水进入锅炉还可避免锅炉泵汽蚀，减少对总体布置的影响；另外一方面将提高进热力除氧器水温，可减少热力除氧热源耗量即高温高压蒸汽耗量约 2t/h，从而避免调整锅炉吨位。该优化方案恰到好处地规避了项目采办和环评等各方面的影响，为项目稳定运行提供了保证。

3 应用推广效果

以上稠油热采工艺创新成果与设计技术已在该平台稠油热采开发项目中推广应用，也将会在后续持续开发的稠油热采项目中获得推广应用，创造更大的经济和社会效益。以上所述创新成果与设计技术既节约了相关设备采购成本，同时也降低了生产运行成本。

该项目是国内首座大规模开发的稠油热采平台，实现海上稠油热采先导性试验的油田，首次尝试设计了海上平台规模化蒸汽吞吐稠油热采的平台总体方案、设计标准确定、热采处理流程等一系列技术突破，开创了中海油海上稠油热采规模化开发的先河，具有海上单井试验(开发)转向规模开发的里程碑意义，为其他海上稠油油田开发奠定了基础。