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(shù)的研究,其中旅大21-2油田的投產(chǎn)標志著海洋石油規(guī)?；碛蜔岵砷_發(fā)的實施[1]。稠油熱采技術(shù)需配套相應(yīng)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(chǎn)出鍋爐補給水直接決定了熱采技術(shù)的可靠性,而由于鍋爐補給水需求量較大,如何經(jīng)濟合理地選擇水源是設(shè)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(chǎn)污水、海水4類的水質(zhì)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(yīng)用。竇培舉等[4]從技術(shù)可靠性、初始投資等方面綜合分析了生產(chǎn)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(jié)合渤海已正式投產(chǎn)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(shù)為28口(26口生產(chǎn)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(shù)據(jù)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(jīng)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(chǎn)水規(guī)模為 60 t/h。

探井所得水源井水的設(shè)計水質(zhì)如表1所示,水質(zhì)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(jīng)除砂后、經(jīng)過自清洗過濾器去除大顆粒物質(zhì)、在冷卻器中調(diào)節(jié)水溫至25～35 ℃,再經(jīng)過無機超濾膜將懸浮物降至0.2 NTU以下,再經(jīng)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(jīng)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(zhì)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(shè)計水質(zhì)為渤海實測水質(zhì)(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(yù)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(zhì)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(chǎn)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(shè)計水質(zhì)

表2 海水設(shè)計水質(zhì)

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(zhì)和處理運行現(xiàn)狀分析

2.1 實際的水源水質(zhì)

L油田于2022年3月第一口實際水源井產(chǎn)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(chǎn)水。注熱期間,鍋爐水系統(tǒng)產(chǎn)水規(guī)模為16 m3/h,產(chǎn)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(shù)人員對水源井水進行多次現(xiàn)場取樣監(jiān)測以及運送至陸地實驗室檢測,根據(jù)運行的問題,重點關(guān)注了化學(xué)需氧量(chemical oxygen demand,COD)、總鐵和含油量這3項水質(zhì)指標,得到水源水質(zhì)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(zhì)相比設(shè)計水質(zhì)仍有較大差別,主要體現(xiàn)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(yù)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(shè)計階段并未引起足夠的重視,但會對處理裝置(主要表現(xiàn)為反滲透膜)產(chǎn)生極大危害,主要表現(xiàn)為:①水質(zhì)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(zhì)中較高的COD和油脂會堵塞膜孔,增大壓差,加速膜表現(xiàn)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(xué)清洗完全恢復(fù)膜通量。

表3 實驗室檢測水質(zhì)

表4 水源物質(zhì)定性分析

圖3 COD連續(xù)監(jiān)測數(shù)據(jù)

圖4 總鐵連續(xù)監(jiān)測數(shù)據(jù)

為查明水源中COD較高的原因,操作方對水源進行了氣質(zhì)聯(lián)用儀物質(zhì)定性分析,分析結(jié)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(xiàn)場實際運行出現(xiàn)的問題和化驗數(shù)據(jù)基本吻合,反滲透前的無機超濾膜自投產(chǎn)后一直運行穩(wěn)定,在其產(chǎn)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(chǎn)生,檢測濁度逐漸增加,大于1 NTU。且發(fā)現(xiàn)在超濾后的產(chǎn)水罐處水樣顏色為微黃,有明顯沉淀產(chǎn)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(chǎn)水量呈現(xiàn)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(xué)清洗。反滲透膜累積運行1個月以后,在線化學(xué)清洗已無法恢復(fù)其脫鹽性能,產(chǎn)水電導(dǎo)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(xiàn)場對其拆卸并進行了換膜處理。技術(shù)人員對膜表面污染物進行了取樣分析,化驗數(shù)據(jù)如表5所示?？梢钥闯瞿け砻嫖廴疚镏饕獮镕e2O3。

表5 反滲透膜表面污染物分析

3 L油田應(yīng)對水源的措施

3.1 維持水源井水使用現(xiàn)狀

為了最大程度減少水源問題給平臺注熱生產(chǎn)造成的影響,現(xiàn)場采取了一系列應(yīng)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(jīng)的設(shè)備及管線上嚴格隔絕空氣,超濾產(chǎn)水罐加氮氣保護;同時調(diào)整反滲透添加的藥劑,投加抑制劑,調(diào)整還原劑、阻垢劑、pH調(diào)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?，F(xiàn)流程中作為反滲透膜預(yù)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(yīng)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(yīng)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(xiàn)場采取以上應(yīng)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(chǎn)水電導(dǎo)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(shè)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(diào)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(jīng)評估后認為更換周期會由設(shè)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(zhì)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(shù)比較成熟[8],利用反滲透結(jié)合軟化技術(shù)可滿足注氣鍋爐用水條件。該油田前期設(shè)計時在占地和重量等方面已考慮了后期水源轉(zhuǎn)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(chǎn)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(guān)鍵點在于熱力除氧器的材質(zhì)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(fù)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(jīng)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(zhì)存在點蝕風險[9],需要更換材質(zhì)為鈦碳復(fù)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(chǎn),需協(xié)調(diào)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(jié)論

鍋爐水處理系統(tǒng)在海上熱采雖已有成功應(yīng)用案例,但發(fā)展時間相對較短且經(jīng)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(shè)計的成敗。

1)在對地層充分認識和有數(shù)據(jù)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(shè)備投資和運維費用,主要體現(xiàn)在膜數(shù)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(xiàn)問題后改造工作量巨大,更推薦采用水質(zhì)較為恒定的海水。

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