竇培舉， 陳子婧， 楊澤軍， 高 鵬

(中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028)

0 引 言

海上稠油油田的開發(fā)，除了要面對稠油舉升和集輸?shù)碾y題，水源的選擇也是需要重點研究的問題。

本文主要對渤海L油田開發(fā)中水源選擇的研究進(jìn)行了闡述和總結(jié)，以期對海上稠油油田的開發(fā)的工程方案研究提供參考。

1 L油田開發(fā)的水源問題

L油田為超稠油油田(地面原油黏度為36 427～53 203 mPa·s)，一期開發(fā)采用蒸汽吞吐方式，采用注采一體化管柱技術(shù)，射流泵動力液舉升采油；總井?dāng)?shù)為28口(26口生產(chǎn)井，2口水源井)；高峰年產(chǎn)油400 000 m3。項目依托附近已開發(fā)油田，含水原油通過海底管道混輸至依托平臺，經(jīng)過一系列處理后最終輸送至陸上終端。

在該項目中，一體化管柱射流泵的動力液、稠油外輸?shù)膿剿约罢羝仩t給水都存在用水來源的選擇問題。海水、地層水以及生產(chǎn)水是可供選擇的水源。不同的水源會有不同的技術(shù)方案和成本費用，因此需要進(jìn)行深入的研究。

水源選擇研究應(yīng)從多方面入手，如供應(yīng)量是否充足、穩(wěn)定，水質(zhì)是否易于滿足要求，系統(tǒng)是否簡單，費用是否經(jīng)濟(jì)等，還應(yīng)結(jié)合具體項目的情況進(jìn)行綜合分析。

各種水源都有其特點：

(1) 作為水源的海水，通常取自海平面以下一定深度。礦化度較高，且含有溶解氧、細(xì)菌以及懸浮顆粒等物質(zhì)。海水供應(yīng)量充足，但較高的溶解氧和氯離子會帶來較強的腐蝕性，淺水海域的海水往往懸浮物含量較高，且易受天氣變化影響。海水溫度隨季節(jié)變化，有些海域的溫度變化幅度較大[1-2]。

(2) 地層水含有多種鹽分和雜質(zhì)，含氧很少或不含氧，一般礦化度要低于海水。地層水通常具有一定溫度可供利用，但需要打水源井，要有合適的含水地層，因此地層水的可采水量有限，并且存在含有油氣的風(fēng)險[1]。

(3) 生產(chǎn)水指的是采出液油水分離后的含油污水，水質(zhì)取決于采出液的性質(zhì)、成分以及油水分離的程度。生產(chǎn)水成分較為復(fù)雜，礦化度較高，溫度較高，溶解氧含量較低，含有腐生菌和硫酸鹽還原菌，油質(zhì)和有機物含量高，并含有一定的破乳劑成分[3]。對于稠油油田，由于油水分離難度大，生產(chǎn)水的水質(zhì)通常會更差。

渤海某油田區(qū)域的海水、地層水和生產(chǎn)水水質(zhì)如表1～表3所示。

表1 渤海某油田區(qū)域海水水質(zhì)

表2 渤海某油田地層水水質(zhì)

表3 海上某油田生產(chǎn)水水質(zhì)

2 射流泵動力液選擇

動力液應(yīng)滿足采油工藝及射流泵的需求。L油田一期開發(fā)項目中動力液的要求如下： 單井流量約為116 m3/d(多井工況最大為3 120 m3/d)，壓力為20 MPa，溫度不低于60℃，除砂精度不低于40目(粒徑小于380 μm)。

一般有兩類液體可用作動力液，即油和水[4]。從技術(shù)上來講，最理想的動力液是稀油。當(dāng)不具備足夠稀油來源的情況下，用水作為動力液就成為一種選擇。

動力液的質(zhì)量，尤其是動力液的固體雜質(zhì)含量，是影響泵的使用壽命和維修成本的重要因素[4]。為了保證整套系統(tǒng)的長壽命及高可靠性，還應(yīng)注意防止腐蝕、結(jié)垢等問題[5]。

在水溫、腐蝕性、配伍性方面，生產(chǎn)水和地層水明顯優(yōu)于海水。如采用水溫較低、腐蝕性較大的海水，在加熱升溫、防腐蝕選材方面將會大幅增加相關(guān)設(shè)備的投資費用。

另外，如果動力液不循環(huán)使用，系統(tǒng)中的水量會持續(xù)增加，無論是在本平臺處理，還是輸送到下游依托平臺處理，都會加大相應(yīng)的投資。

結(jié)合技術(shù)可行性以及經(jīng)濟(jì)性，最終動力液選擇以生產(chǎn)水為主，適時補充地層水，并且采用動力液循環(huán)的工藝流程。

3 稠油外輸摻水的選擇

L油田一期產(chǎn)液預(yù)測的含水率為20.1%～79.4%，生產(chǎn)初期的含水率較低。

稠油在較大的溫度范圍內(nèi)都呈現(xiàn)牛頓流體的特性，即使在較高的溫度下仍具有很高的黏度。雖然單純采用加熱輸送在技術(shù)上可行，但絕非經(jīng)濟(jì)的方法[6]。

結(jié)合原油的相關(guān)實驗分析及外輸專題研究，L油田一期開發(fā)項目確定的外輸原則是外輸含水率不低于60%，外輸溫度不低于60℃。最終確定了海管輸送摻水方案： 當(dāng)初始生產(chǎn)液量低于1 600 m3/d時，摻水量按最低800 m3/d考慮；當(dāng)日產(chǎn)液量高于2 000 m3/d時，摻水量按1 200 m3/d考慮；生產(chǎn)后期摻水量降至800 m3/d，外輸溫度為60℃。

如果采用海水作為摻水水源，一是較低的水溫需要較大的加熱負(fù)荷，二是長期大量具有較大腐蝕性的海水會給海底管道以及下游依托平臺的設(shè)備帶來防腐蝕的巨大壓力。因此，海管外輸摻水最終選擇摻地層水。

另外，該項目管道輸送原油的凝點為25℃，高于環(huán)境溫度(3.7～22℃)，且低溫條件下原油黏度非常大。當(dāng)管道停輸后，管內(nèi)流體黏度會隨著停輸時間的增加迅速增大，導(dǎo)致再啟動時的啟動壓力非常高。因此，計劃停輸和應(yīng)急停輸工況下均需要進(jìn)行海管置換。

計劃置換和應(yīng)急置換均采用“地層水+置換泵”的流程，另考慮“海水+置換泵”作為應(yīng)急置換的備用流程[6]。

由于原油黏度非常大，且凝點高于環(huán)境溫度，因此當(dāng)管道初始投產(chǎn)或停輸再啟動時，需對管道進(jìn)行預(yù)熱，預(yù)熱水源采用具有一定溫度的地層水[6]。

4 蒸汽鍋爐給水水源選擇

熱采核心設(shè)備蒸汽鍋爐是在高溫高壓條件下工作的，如果鍋爐給水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)，會造成鍋爐內(nèi)部嚴(yán)重的結(jié)垢和腐蝕，不僅影響鍋爐的正常運行，還會帶來安全上的隱患。因此，熱采鍋爐對給水的水質(zhì)要求較高，要嚴(yán)格控制Ca2+和Mg2+等易結(jié)垢離子含量、油脂含量、二氧化硅含量及總礦化度等指標(biāo)[7]。具體指標(biāo)取決于蒸汽要求及鍋爐的型號，除了參考相關(guān)的規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)，還應(yīng)與鍋爐制造商進(jìn)行溝通確認(rèn)。

對于蒸汽干度不大于80%的情況，可參照《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》(SY/T 0027)中相關(guān)要求進(jìn)行設(shè)計。對于蒸汽干度大于80%的情況，供水水質(zhì)則需要綜合多方面要求進(jìn)行確定。如果按照《火力發(fā)電機組及蒸汽動力設(shè)備水汽質(zhì)量》(GB/T 12145—2016)高標(biāo)準(zhǔn)要求，會導(dǎo)致高昂的投入，帶來過度設(shè)計的問題，并且不利于整個項目的推進(jìn)。

L油田一期開發(fā)項目選擇的鍋爐方案： 2臺30 t/h的臥式過熱蒸汽鍋爐；蒸汽壓力為17.8 MPa；蒸汽溫度為355℃；蒸汽干度為85%濕飽和蒸汽/過熱蒸汽(20℃)；運行方式為： 前3個注氣周期中以16～17.5 MPa壓力運行時，以濕飽和蒸汽的方式運行，蒸汽干度為85%；第4～8個注汽周期壓力降低至16 MPa以內(nèi)時，以過熱鍋爐方式運行。

L油田一期開發(fā)項目鍋爐給水的水質(zhì)要求如表3所示。

表4 蒸汽鍋爐給水水質(zhì)要求(L油田Ⅰ期)

針對以上要求，確定了鍋爐給水處理的基本流程： 預(yù)處理(超濾)—脫鹽(反滲透)—軟化(離子交換)—脫氧(熱力)。

4.1 生產(chǎn)水分析

對于海上平臺，常規(guī)油田采出的生產(chǎn)水常用的流程為“斜板除油—氣浮選—核桃殼過濾—雙介質(zhì)過濾”，含油污水經(jīng)過處理后，最好能達(dá)到水中含油8 mg/L，含懸浮物3 mg/L的水平。對于稠油來說，油水分離的難度更大。

這種水質(zhì)的生產(chǎn)水必須再進(jìn)行深度處理才能進(jìn)入鍋爐給水處理系統(tǒng)： 其一，水中的油和油脂類物質(zhì)對反滲透膜的影響較大，且難以去除，會嚴(yán)重影響系統(tǒng)的正常運行和壽命[8-9]；一般水中含油要達(dá)到不高于2 mg/L才能進(jìn)入鍋爐給水處理系統(tǒng)的預(yù)處理(超濾)，否則將對反滲透膜有嚴(yán)重影響；污水含油從8 mg/L降至不高于2 mg/L的處理難度和投入均較大。其二，稠油污水中通常二氧化硅(SiO2)含量較高，二氧化硅容易引起鍋爐、換熱器、反滲透膜等設(shè)備的接觸面而形成致密的硅垢，難以用普通的方法清洗，嚴(yán)重影響這些設(shè)備長周期安全運行，而且稠油污水除硅的難度和投入也較大[10-12]。

因此，如采用生產(chǎn)水作為鍋爐給水的水源，會帶來處理流程長、設(shè)備多、占地大、投入高的問題。這對于海上平臺來說明，顯不具有優(yōu)勢及可行性。但充分利用生產(chǎn)水，減少生產(chǎn)水的排放和回注，是一個意義重大的課題。

4.2 海水及地層水比較

對于采用海水還是地層水作為鍋爐給水水源，需要進(jìn)行深入的比較和篩選。海水或者地層水的處理流程是基本相同的，如圖1和圖2所示。

圖1 海水處理流程

圖2 地層水處理流程

由于水源水質(zhì)的差異，兩個流程的進(jìn)水量略有不同；對于去除大粒徑懸浮物的預(yù)處理，含砂量較大的海水采用反沖洗過濾器，優(yōu)于地層水采用的旋流除砂器，但價格略高；對于超濾，在初始投資、反洗頻率、膜內(nèi)件更換頻率、化學(xué)藥劑用量等方面存在差異，經(jīng)過綜合分析，無機膜較有機膜具有一定優(yōu)勢。

反滲透膜進(jìn)水溫度宜控制在20～30℃，低溫會造成膜通量顯著下降，高溫會造成膜的耐熱穩(wěn)定性下降[13]。因此采用海水需要考慮加熱，采用地層水則需要考慮冷卻。

兩種水源的流程在技術(shù)上均可行，主要比較經(jīng)濟(jì)性，從設(shè)備投資費用、內(nèi)件更換費用、運行費用、面積、重量等方面進(jìn)行對比： 海水與地層水方案設(shè)備尺寸、重量相差不大，但在系統(tǒng)總投入方面，地層水方案在經(jīng)濟(jì)性上有優(yōu)勢(由于水源井用戶較多，鍋爐水處理系統(tǒng)不增加水源井?dāng)?shù)量，因此不計入投資費用)。

5 水源選擇的綜合分析

在一個項目中，射流泵動力液、海管外輸摻水、鍋爐給水三個方面涉及水源的選擇，僅僅單方面進(jìn)行技術(shù)可行性和經(jīng)濟(jì)性的分析，可能無法實現(xiàn)整體的最佳，因此需要多方面統(tǒng)籌考慮。

綜合相關(guān)各方面的因素和要求，L油田Ⅰ期開發(fā)項目最終確定的水源選擇流程方案： 動力液以生產(chǎn)水為主，地層水作為補充；海管外輸摻水、置換及預(yù)熱、鍋爐給水以地層水為主；海水僅作為特殊工況下鍋爐給水和海管置換的備用水源，如圖3所示。

圖3 水源選擇的流程示意圖(L油田Ⅰ期)

6 結(jié) 語

(1) 海上稠油熱采開發(fā)的水源選擇是比較重要和復(fù)雜的問題，直接關(guān)系到項目開發(fā)的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)的可行性，需要結(jié)合采油舉升、原油外輸、鍋爐給水等多方面要求，在技術(shù)可靠性、初始投資、運行維護(hù)等方面，進(jìn)行深入的綜合分析。

(2) 在不具備稀油的條件下，射流泵動力液采用生產(chǎn)水和地層水，優(yōu)于海水；原油外輸摻水采用地層水，優(yōu)于海水。

(3) 水中的油和油脂類物質(zhì)會嚴(yán)重影響反滲透膜系統(tǒng)的正常運行和壽命，因此鍋爐給水系統(tǒng)應(yīng)關(guān)注水源中油脂的含量。海水和不含油的地層水均可作為鍋爐給水系統(tǒng)的水源。

(4) 目前海上稠油熱采開發(fā)，難以采用生產(chǎn)水作為鍋爐給水的水源，但采用生產(chǎn)水具有資源充分利用、減少相關(guān)排放的重要意義，今后應(yīng)加大相關(guān)的研究。