海上稠油熱采鍋爐補給水系統(tǒng)水源選擇的思考

宮景雯, 竇培舉, 楊澤軍, 高 鵬

(中海油研究總院有限責任公司, 北京 100028)

渤海擁有豐富的稠油資源,近年來中海油在渤海開展了稠油熱采技術的研究,其中旅大21-2油田的投產標志著海洋石油規(guī)模化稠油熱采開發(fā)的實施[1]。稠油熱采技術需配套相應的鍋爐水處理系統(tǒng)、注氣鍋爐系統(tǒng)等。鍋爐水處理系統(tǒng)能否穩(wěn)定達標的產出鍋爐補給水直接決定了熱采技術的可靠性,而由于鍋爐補給水需求量較大,如何經濟合理地選擇水源是設計鍋爐水處理系統(tǒng)的首要問題。肖杰等[2]研究了海上常用熱采水源淡水、地熱水、生產污水、海水4類的水質情況。姜維東等[3]針對以海水作為熱采水源的旅大21-2油田鍋爐水處理系統(tǒng)介紹了優(yōu)化方法和應用。竇培舉等[4]從技術可靠性、初始投資等方面綜合分析了生產污水、海水和不含油的水源井水作為鍋爐補給水源的可行性,認為海水和不含油的地層水均可作為海上熱采平臺鍋爐水水源。結合渤海已正式投產的第一座規(guī)模化超稠油熱采L油田,分析其在鍋爐水處理系統(tǒng)運行過程中由于水源選用遇到的問題,為以后海上油田的鍋爐水水源選擇提供新的思路。

1 L油田鍋爐水處理系統(tǒng)概況及水源選擇介紹

L油田位于渤海遼東灣海域,所在海域水深 32 m,為超稠油油田,采用蒸汽吞吐方式,總井數為28口(26口生產井、2口水源井)。該油田在前期選擇水源時鑒于項目的水源井水用戶較多(海管摻水、動力液用水),鍋爐水處理系統(tǒng)若采用水源井水無須額外打井,且從水源探井所在層位的數據分析認為水源井水不含油、礦化度和濁度均低于海水,作為鍋爐水系統(tǒng)的水源在經濟性上更有優(yōu)勢,因此選擇水源井水作為熱采水源,系統(tǒng)產水規(guī)模為 60 t/h。

探井所得水源井水的設計水質如表1所示,水質中并無Fe離子、油脂等指標。采用的鍋爐水處理系統(tǒng)處理流程為水源井水先經除砂后、經過自清洗過濾器去除大顆粒物質、在冷卻器中調節(jié)水溫至25～35 ℃,再經過無機超濾膜將懸浮物降至0.2 NTU以下,再經過反滲透和離子交換將可溶解性固體降至1000 mg/L,硬度降至0,最后經過除氧器將含氧量降至25 ppb以后增壓進入鍋爐,處理流程如圖1所示。為了避免對水源井水質認識得不夠深入而引發(fā)處理流程的問題,該流程在占地和重量上同時考慮了未來更改為海水水源的措施,海水設計水質為渤海實測水質(表2)。由表1和表2可知,海水的懸浮物、可溶解性固體等相較于水源井水均較高,這些指標會增加水源預處理的難度和成本,但海水的優(yōu)點也較明顯,如對海水水質認識較深入,易于取得;水源井水一般需要具備打水源井的條件,由此會產生一筆打井的費用,且在油田周圍打的水源井,盡管位于不同的層位,但也難以做到水中絕對不含油。

表1 水源井水設計水質

表2 海水設計水質

圖1 鍋爐水處理系統(tǒng)流程

2 L油田的鍋爐水系統(tǒng)水源水質和處理運行現狀分析

2.1 實際的水源水質

L油田于2022年3月第一口實際水源井產水后,鍋爐水處理系統(tǒng)開始正式運行,同時開展了第一口熱采井注熱工作,第二口水源井于同年7月產水。注熱期間,鍋爐水系統(tǒng)產水規(guī)模為16 m3/h,產水溶解氧≤25μg/L、總硬度≈0、可溶性固體≤1 000 mg/L,可滿足平臺所需鍋爐供水標準。系統(tǒng)運行期間技術人員對水源井水進行多次現場取樣監(jiān)測以及運送至陸地實驗室檢測,根據運行的問題,重點關注了化學需氧量(chemical oxygen demand,COD)、總鐵和含油量這3項水質指標,得到水源水質如圖3、圖4和表3所示。排除鉆井前期鉆井液污染水源井的因素,實際水源井水質相比設計水質仍有較大差別,主要體現在水源中含有高達6 mg/L的Fe離子、5 mg/L的油和300 mg/L的COD。油脂對膜系統(tǒng)的影響比較明確,海水淡化預處理膜系統(tǒng)需要油脂含量低于1 mg/L[5],且反滲透膜要求進水濁度低于1 NTU[6]。這幾項指標在系統(tǒng)前期設計階段并未引起足夠的重視,但會對處理裝置(主要表現為反滲透膜)產生極大危害,主要表現為:①水質中鐵離子離開地層遇到大氣后易形成氫氧化鐵膠體、阻塞膜孔;②COD和油脂反映了水源的受污染程度,水質中較高的COD和油脂會堵塞膜孔,增大壓差,加速膜表現的污染速度從而影響其使用壽命,這類污染通常是不可逆的,無法通過化學清洗完全恢復膜通量。

表3 實驗室檢測水質

表4 水源物質定性分析

圖3 COD連續(xù)監(jiān)測數據

圖4 總鐵連續(xù)監(jiān)測數據

為查明水源中COD較高的原因,操作方對水源進行了氣質聯用儀物質定性分析,分析結果如圖5所示,其中污染物以可溶性有機物為主。

2.2 鍋爐水系統(tǒng)運行狀況

現場實際運行出現的問題和化驗數據基本吻合,反滲透前的無機超濾膜自投產后一直運行穩(wěn)定,在其產水管線即時取樣為澄清透明狀,濁度均在0.2 NTU以下,滿足超濾出水要求。但是水樣在大氣中靜置10 min后,水樣顏色變?yōu)槲ⅫS,有明顯絮狀物產生,檢測濁度逐漸增加,大于1 NTU。且發(fā)現在超濾后的產水罐處水樣顏色為微黃,有明顯沉淀產生,檢測濁度達到5 NTU以上。

反滲透膜的運行情況不容樂觀,保安過濾器濾芯更換周期降到不足1天。在進水溫度 27 ℃、恒定壓力運行的條件下,反滲透膜的產水量呈現迅速下降的趨勢,由初始26.7 m3/h下降到12.5 m3/h,累計運行了不足3天,進水與濃水壓差達到10%,需要在線化學清洗。反滲透膜累積運行1個月以后,在線化學清洗已無法恢復其脫鹽性能,產水電導率達到8 000 μs/cm左右,反滲透膜膜間流道和膜表面充滿紅褐色污染物,現場對其拆卸并進行了換膜處理。技術人員對膜表面污染物進行了取樣分析,化驗數據如表5所示。可以看出膜表面污染物主要為Fe2O3。

表5 反滲透膜表面污染物分析

3 L油田應對水源的措施

3.1 維持水源井水使用現狀

為了最大程度減少水源問題給平臺注熱生產造成的影響,現場采取了一系列應對措施。首先針對鐵離子對反滲透膜的污堵和損壞,在反滲透前水源井水流經的設備及管線上嚴格隔絕空氣,超濾產水罐加氮氣保護;同時調整反滲透添加的藥劑,投加抑制劑,調整還原劑、阻垢劑、pH調節(jié)劑用量,將反滲透進水pH值降低至6,這兩項措施可防止鐵離子氧化形成膠體,延長反滲透膜使用壽命。

同時水源中含油量最高達到5 mg/L,也會加速膜的污染。現流程中作為反滲透膜預處理措施的無機超濾膜常用于油田采出水的精細處理,可去除較低粒徑和含量的油和懸浮物。周立坤等[7]認為無機超濾膜作為油田采出水的最后一級處理單元,可將進水含油量45 mg/L去除至5 mg/L左右。這是目前海上應用的最高效最精細的除油單元,但仍不具備將含油量從5 mg/L去除至1 mg/L的能力。COD也有同樣的問題,需要由最高154 mg/L降至10 mg/L以下,陸上常規(guī)的處理方法有強氧化、活性炭吸附等工藝,由于占地龐大在海上極少應用,考慮到油脂和COD對整個處理流程的影響相比Fe離子的影響更緩慢,綜合評價后沒有對這兩項指標增加多余的處理措施。

現場采取以上應對措施抑制Fe離子氧化后,反滲透進水濁度得到了一定改善。保安濾芯的更換周期由不足1天延長到7天左右,反滲透產水電導率為800 μs/cm,脫鹽率為94%(正常為>97%)左右,雖能滿足下游使用要求但仍未達到原設計脫鹽率。COD、含油量的超標,對反滲透膜仍然會造成不可逆的氧化損壞和通量損失,而且調整反滲透進水的pH值也不是反滲透最優(yōu)運行條件,雖然膜污染得到緩解,但膜性能衰減(脫鹽率下降),以上兩項都會縮短反滲透膜的使用壽命,經評估后認為更換周期會由設計的2年降低至0.5年,平臺還因此額外增加了一筆的藥劑操作費,膜的折減費用和藥劑操作費用約為280萬元/年,全生命周期約為2 384萬元。后期若水源井水質繼續(xù)惡化,該措施可能失效。所以鍋爐水系統(tǒng)存在的隱患并沒有完全解決。

3.2 更換熱采水源為海水的改造

海水淡化技術比較成熟[8],利用反滲透結合軟化技術可滿足注氣鍋爐用水條件。該油田前期設計時在占地和重量等方面已考慮了后期水源轉換為海水的可能性,因此具備修改水源的條件。修改后的流程如圖6所示。由于海水的反滲透產水率要低于水源井水,因此需要增加自清洗濾器、無機超濾及反滲透的處理規(guī)模。另外還需對該系統(tǒng)是否適用于海水做進一步評估,關鍵點在于熱力除氧器的材質和部分管材選取。原熱力除氧器采用 316 L,反滲透前管材是鋼骨架復合管,反滲透后是 316 L。

圖6 海水水源鍋爐水處理系統(tǒng)流程

若水源中的氯離子含量由水源井的5 752 mg/L升高至海水的18 664 mg/L,即使經過反滲透處理后,按照去除率97%計算,進入熱力除氧器的水中剩余的氯離子含量仍然高達366 mg/L,在操作溫度105 ℃、含氧量1 mg/L的條件,原熱力除氧器的 316 L 材質存在點蝕風險[9],需要更換材質為鈦碳復合材料。反滲透后的管材也無法滿足海水工況,需要更換為雙相鋼。

修改水源后帶來的系統(tǒng)重量、占地和費用的變化如表6所示。

表6 兩種水源系統(tǒng)對比

以上改造初步估計需要工期約為1個月,為避免影響平臺生產,需協調平臺注熱計劃,可選取打井或大修等停止注熱期間進行改造。

3.3 兩種措施的對比

以上兩種方法從理論上均可解決目前L油田遇到的水源問題。從投資上進行綜合比較如表7所示,可知更換水源在總投資上存在優(yōu)勢,為徹底解決水源問題,建議擇機更換水源。

表7 兩種措施投資對比

4 結論

鍋爐水處理系統(tǒng)在海上熱采雖已有成功應用案例,但發(fā)展時間相對較短且經驗少,各方面有較大的優(yōu)化空間,水源選取作為系統(tǒng)的首要問題,選取是否合適直接決定了系統(tǒng)設計的成敗。

1)在對地層充分認識和有數據支撐的前提下,海水和水源井水均可作為熱采水源。合格的水源井水可比同等條件下的海水水源減少設備投資和運維費用,主要體現在膜數量較少及對管材要求較低等方面。

2)水源井水取自地下,可能受到鉆井工況或者其他地層的污染,存在一定的未知性,且由地下提升至地面的過程中也存在被污染的可能性,對于規(guī)?；臒岵善脚_,抗風險能力低,出現問題后改造工作量巨大,更推薦采用水質較為恒定的海水。

3)渤海海域作為內海較易受到污染,不同區(qū)域水質也可能存在一定差別,因此在前期設計若選擇海水水源時,需充分調研以加深對海水水質的認識。