楊澤軍，高 鵬，陳子婧，竇培舉，胡葦瑋

(1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100029；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

渤海常規(guī)油田可采儲量和產(chǎn)量逐年減少，但其超稠油儲量巨大且未曾動用。為彌補(bǔ)原油產(chǎn)量衰減，超稠油熱采已成為海上油氣田開發(fā)的主要措施和發(fā)展方向。注汽系統(tǒng)是熱采的核心，主要包括鍋爐水處理系統(tǒng)和注汽鍋爐。注汽鍋爐進(jìn)水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)極高，要求不含油、零硬度和低鹽度的補(bǔ)給水，進(jìn)水水質(zhì)不合格將造成鍋爐結(jié)垢和盤管腐蝕，增加維保工作甚至產(chǎn)生安全事故。因此，可靠的鍋爐水處理系統(tǒng)在熱采中起著至關(guān)重要的作用，是注汽系統(tǒng)安全、連續(xù)、穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵。

遼河油田和新疆油田的稠油熱采起步早、技術(shù)相對成熟，但其鍋爐水通常利用油田生產(chǎn)水，經(jīng)大罐沉降撇油、長時間氣浮、多級過濾和軟化后除去油脂、懸浮物和鈣鎂離子，其工藝流程長、設(shè)備體積重量大，難以借鑒到海上油田。

海水淡化方面，以超濾和反滲透為核心的“雙膜法”在占地面積、投資和能耗方面比蒸餾法具有一定優(yōu)勢[1],近年來工程實(shí)踐日益增多[2-5]。早在2003年，反滲透脫鹽法已成功應(yīng)用于大唐王灘電廠海水淡化脫鹽流程[3-4]。其后國產(chǎn)中空纖維超濾膜也成功應(yīng)用于膠州灣海水淡化和靈山島海水淡化項(xiàng)目的反滲透預(yù)處理中,并積累了高效運(yùn)行的維保經(jīng)驗(yàn)[2,6]。近期，反滲透和EDI也應(yīng)用于電廠超超臨界鍋爐的補(bǔ)給水處理系統(tǒng)以滿足高標(biāo)準(zhǔn)鍋爐補(bǔ)給水指標(biāo)要求[7]。

中國海油先后在南堡35-2油田和旅大27-2油田進(jìn)行單井熱采試驗(yàn)[8-9]，為熱采積累了一定經(jīng)驗(yàn)，但海上多輪次熱采先導(dǎo)試驗(yàn)也暴露出鍋爐給水處理在原水調(diào)溫、除懸浮物和深度脫鹽方面仍存在挑戰(zhàn)，需進(jìn)行系統(tǒng)的方案研究。為保證渤海某稠油油田海上規(guī)模化熱采的順利進(jìn)行，開展以海水為水源、反滲透膜為主要脫鹽設(shè)施的鍋爐給水處理系統(tǒng)的流程研究。

1 鍋爐干度及水質(zhì)指標(biāo)

鍋爐干度是鍋爐出口蒸汽中氣相的質(zhì)量比例。干度越高，蒸汽攜帶熱量越多，熱采效果越好；但干度越高，蒸汽液相越少、其中Ca2+、Mg2+離子濃度越大，鍋爐結(jié)垢和腐蝕的風(fēng)險越大。因此，鍋爐干度指標(biāo)越高，其進(jìn)口水質(zhì)的要求也會越高。

常規(guī)而言，干度≤80%的鍋爐進(jìn)口水質(zhì)指標(biāo)參考《SY/T 0027稠油注氣系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》[10]；干度>90%的鍋爐進(jìn)口水質(zhì)指標(biāo)參考《GB/T 12145火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動力設(shè)備水汽質(zhì)量》[11]；干度介于80%～90%的鍋爐暫未有明確規(guī)范要求，進(jìn)口水質(zhì)指標(biāo)須與鍋爐廠家確認(rèn)。各干度對應(yīng)主要水質(zhì)指標(biāo)和渤海海水水質(zhì)參考表1。

表1 渤海海水水質(zhì)和鍋爐水質(zhì)指標(biāo)

注：1.可溶性固體和氫電導(dǎo)率同是離子含量的表征，SY/T 0027要求可溶性固體；GB/T 12145要求氫電導(dǎo)率；2.反滲透膜適宜操作溫度為20～40 ℃[3]；3.濁度約200。

2 鍋爐給水處理系統(tǒng)

鍋爐給水處理系統(tǒng)用于去除懸浮物、鹽分和溶解氧等水中雜質(zhì)，滿足鍋爐入口水質(zhì)指標(biāo)，系統(tǒng)包括預(yù)處理單元、脫鹽單元和脫氧單元。

2.1 預(yù)處理單元

預(yù)處理單元主要去除固體顆粒和膠體等懸浮物，并調(diào)整原水溫度。反滲透膜孔徑極小，進(jìn)水懸浮物多會引起反滲透膜污堵，造成膜通量下降、清洗頻率提高、運(yùn)維困難[2-3]，因此穩(wěn)定高效的預(yù)處理單元是鍋爐給水處理系統(tǒng)正常運(yùn)行的基礎(chǔ)，一般需將原水濁度降低到1 NTU以下。

預(yù)處理單元需綜合考慮海水水質(zhì)、工程條件和系統(tǒng)規(guī)模等因素，組合選用混凝、澄清、過濾、超濾等處理流程[12]，基于海上平臺條件，本研究考慮三種預(yù)處理方案：

方案A：海水→加熱器→混凝沉降罐→多介質(zhì)過濾器→有機(jī)超濾

方案B：海水→自清洗過濾器→加熱器→多介質(zhì)過濾器→有機(jī)超濾

方案C：海水→自清洗過濾器→加熱器→無機(jī)超濾

超濾膜屬于根據(jù)微粒尺寸對溶劑和溶質(zhì)進(jìn)行分離的選擇性透過膜[1]，可通過壓力驅(qū)動分離十納米級別的微粒，用于脫除水中的細(xì)菌、膠體及大分子，能夠?qū)⒃疂岫冉档偷?[2]。有機(jī)超濾和無機(jī)超濾主要區(qū)別在于膜材質(zhì)和運(yùn)行方式的不同，無機(jī)陶瓷膜超濾更耐磨，通常采用大流量錯流過濾，能夠耐受更高的懸浮物；而對于有機(jī)超濾，一般須通過前處理將進(jìn)水濁度降低到5以下才能保證長期穩(wěn)定運(yùn)行。

混凝沉降罐是陸上油田水處理系統(tǒng)常用設(shè)備，通過混凝劑促使水中微粒、膠體等狀態(tài)分散的懸浮雜質(zhì)失穩(wěn)、聚集、變大，通過罐內(nèi)停留和內(nèi)件分離原水雜質(zhì)。

多介質(zhì)過濾器是海上油田水處理常規(guī)設(shè)備，利用不同粒徑和材料的濾料逐級吸附、混凝、過濾水中懸浮物，進(jìn)水濁度要求小于20，出水濁度可達(dá)5[1]。

方案A利用大罐沉降和介質(zhì)濾器去除大部分懸浮物，再用超濾深度去除小粒徑懸浮物；方案B利用自清洗濾器替代混凝沉降罐，逐級過濾去除懸浮物；方案C中海水經(jīng)自清洗濾器粗過濾后直接進(jìn)無機(jī)超濾進(jìn)行深度脫除懸浮物，3種預(yù)處理方案對比見表2。

表2 預(yù)處理方案對比

渤海海水懸浮物含量高達(dá)178 mg/L?？紤]到混凝沉降罐尺寸、重量巨大且產(chǎn)出污泥難以處理，不宜在海上平臺使用。建議在海上稠油熱采中可考慮方案B或C。方案B采用粗濾、細(xì)濾、有機(jī)超濾逐級過濾，根據(jù)原水情況確定各級過濾精度以達(dá)到穩(wěn)定的除懸浮物效果；方案C直接采用無機(jī)超濾，省去了前處理流程，流程短、占地空間小，且內(nèi)件更換和化學(xué)清洗頻率比有機(jī)超濾低，在后期維護(hù)上有一定優(yōu)勢，因此建議在海上平臺鍋爐水處理系統(tǒng)中重點(diǎn)考慮。

2.2 脫氧單元

脫氧單元用于去除原水中的溶解氧，降低鍋爐盤管腐蝕的可能性[13]，根據(jù)鍋爐水質(zhì)要求氧含量需降低到7 μg/L 或50 μg/L。鍋爐給水除氧方式有熱力除氧(包括真空除氧)、化學(xué)藥劑除氧和脫氧膜等方式，考慮到海上平臺藥劑運(yùn)輸限制，不建議僅通過化學(xué)藥劑達(dá)到除氧指標(biāo)，本研究主要調(diào)研對比熱力除氧和膜脫氧兩種脫氧方式[14-15]。

熱力除氧是利用鍋爐蒸汽將原水加熱到操作壓力下的沸點(diǎn)，降低氧在原水中的分壓而被解吸出來[13-14]，脫氧膜是利用經(jīng)過疏水化處理的中空纖維膜分離氧和水?！禨Y/T 0027稠油注氣系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》要求50 μg/L的含氧指標(biāo)，可采用低壓熱力除氧器和脫氣膜，《GB/T 12145火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動力設(shè)備水汽質(zhì)量》要求7 μg/L的含氧指標(biāo)，可可采用高壓熱力除氧器和脫氣膜配合脫氧劑達(dá)到。兩種脫氧方式的對比見表3。

表3 脫氧方案對比

考慮到熱力除氧應(yīng)用廣泛、技術(shù)成熟以及后期維護(hù)的便利性，推薦采用熱力除氧器脫氧。另外，利用高溫除氧水與原水換熱在冬季提高流程水溫，保證各級膜處理效果。

2.3 脫鹽單元

脫鹽單元脫去NaCl、CaCl2、MgCl2等原水中的鹽分，避免鍋爐結(jié)垢、燒穿和腐蝕的風(fēng)險，不同鍋爐水處理指標(biāo)其脫鹽流程有較大區(qū)別，本研究基于反滲透膜法研究不同深度的脫鹽方案。

反滲透過程是指對含鹽水施以外界推動力克服滲透壓，使水分子透過反滲透膜[1,3]以實(shí)現(xiàn)鹽水分離的逆向滲透過程。反滲透膜是根據(jù)尺寸進(jìn)行分離的選擇性透過膜，可分離亞納米級別(低分子鹽分)的微粒[1]?；诤Ｋ扇苄怨腆w濃度進(jìn)行脫鹽梯度設(shè)計(jì)，三年內(nèi)一級反滲透可脫鹽97%以上，水回收率可達(dá)40%；二級反滲透處理可脫鹽98%以上，水回收率可達(dá)85%。根據(jù)鍋爐水質(zhì)不同采用不同的脫鹽單元。

《SY0027-2014》水質(zhì)指標(biāo)對鹽分的要求不高，可采用一級反滲透和離子交換器達(dá)到要求。離子交換器用樹脂中的活躍Na+接觸交換水中的Ca2+、Mg2+等離子，可實(shí)現(xiàn)原水軟化的目的，其流程已廣泛應(yīng)用、技術(shù)成熟，綜合產(chǎn)水率可35%，流程簡圖見圖1，流程水質(zhì)見表4。

圖1 熱采鍋爐水處理流程(注汽干度≤80%)

表4 流程各單元水質(zhì)

當(dāng)注汽干度介于80%和90%，利用反滲透和兩級離子交換器滿足脫鹽需求，綜合產(chǎn)水率可達(dá)34%，其流程簡圖見圖2，流程水質(zhì)見表5。

《GB/T 12145》水質(zhì)指標(biāo)對鹽分脫除要求極高，鍋爐水處理系統(tǒng)須采用兩級反滲透膜和EDI逐級脫除海水中鹽分。EDI是一種結(jié)合離子交換膜技術(shù)、離子交換技術(shù)和離子電遷移技術(shù)的純水制造技術(shù)：其過流空間被陰、陽離子交換膜(荷電性選擇性透過膜)分割為淡水室與濃水室并交錯布置，淡水室中填充混勻的陰、陽離子交換樹脂吸附雜質(zhì)離子，雜質(zhì)離子在直流電場作用下定向遷移，分別透過陰陽離子交換膜而被去除；同時電壓分解水成H+和OH-，完成樹脂再生[1]。相比于傳統(tǒng)離子交換，EDI可連續(xù)運(yùn)行、節(jié)省再生時間，并且可深度去除水中鹽分[1,7]。然而，由于EDI同時利用三種離子脫除技術(shù)，脫鹽過程復(fù)雜、各環(huán)節(jié)互相制約且受前置流程影響較大，存在國產(chǎn)設(shè)備故障率較高和流程適應(yīng)性較差(如膜面污染、極水室燒壞)等問題，需要配置高標(biāo)準(zhǔn)的前置流程以減少后期維護(hù)工作量。

渤海某平臺是國內(nèi)首座海上規(guī)?；療岵善脚_，存在后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)等現(xiàn)場試驗(yàn)的可能性，因此鍋爐推薦采用《GB/T 12145》高水質(zhì)指標(biāo)。鍋爐水處理流程簡圖見圖3，流程中各單元水質(zhì)見表6，其綜合產(chǎn)水率可達(dá)27.5%。

表5 流程各單元水質(zhì)

圖3 熱采鍋爐高標(biāo)準(zhǔn)水處理流程

表6 流程各單元水質(zhì)

注：EDI濃水有2 t/h回流至二級反滲透入口，二級反滲透前流量為40 t/h；二級反滲透濃水有6 t/h回流至一級反滲透入口，一級反滲透前流量為96 t/h。

3 結(jié)論

海上超稠油開發(fā)為緩解渤海產(chǎn)量衰減提供了新的思路。本文基于海上熱采平臺生產(chǎn)特點(diǎn)并結(jié)合陸上和海上鍋爐水處理經(jīng)驗(yàn)，針對鍋爐水處理流程進(jìn)行方案研究并應(yīng)用于國內(nèi)首座規(guī)?；療岵善脚_，主要結(jié)論有：

1)海上平臺鍋爐水處理的預(yù)處理單元建議采用逐級過濾法或無機(jī)超濾；

2)對于脫鹽單元，如注汽干度<80%，建議采用一級反滲透和離子交換器；如注汽干度介于80%～90%，建議采用一級反滲透和兩級離子交換器；如注汽干度>90%，建議采用兩級反滲透和EDI。建議在熱采方案研究中重點(diǎn)關(guān)注注汽干度，綜合油藏需求、鉆采和工程配置進(jìn)行注汽干度的優(yōu)選。