周吉伟

（中石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

随着新疆油田稠油开发规模的不断扩大，国家西气东输战略和天然气优先保障民用的要求，常规天然气注汽锅炉面临着天然气供不应求及涨价的双重压力，燃料成本成为制约稠油开发规模的重要因素。同时随着稠油开发，油田污水的再利用也是油田可持续发展的迫切需求，研发适应稠油热采需求的新型燃煤注汽锅炉，转换燃料结构，回用采出污水热能，降低注汽成本，成为一项急需攻克的难题。

1 背景及存在问题

1.1 循环流化床锅炉应用于稠油注汽的背景

新疆油田注汽用循环流化床锅炉的型号是TG-130/9.5-M，锅炉容量130 t/h，额定蒸汽压力9.5 MPa，过热蒸汽温度330～350 ℃，排污率≤10%，锅炉热效率＞90%，为高温高压单锅筒、自然循环∏形布置的燃煤循环流化床锅炉。与目前国内外的循环流化床锅炉相比，其最大的区别就是该锅炉的介质是60%稠油净化污水软化水与清水软化水掺混运行，而非无盐水[1]。特殊的介质造就了特殊的水汽系统结构和运行管理方式。

1.2 高矿化度水用于循环流化床锅炉存在问题

该锅炉以稠油污水净化软化水为主。锅炉给水在进入锅筒后，由于饱和蒸汽的蒸发，炉水中的含盐量会浓缩增加。为了确保锅筒和水冷壁管在运行中不产生腐蚀，对锅炉给水品质要适当控制。开始阶段锅炉给水采用60%净化污水软化水加40%清水软化水，控制锅炉给水的总矿化度在2000 mg/L 左右。在安全运行一定时间后，逐步增加回用软化水，降低清水软化水比例。净化软化水和清水软化水水质全分析数据见表1。

表1 净化软化水、清水软化水水质全分析

为了适应高矿化度的锅炉用水，锅炉的汽水循环系统包括锅筒、大直径集中下降管、水冷壁、水冷屏、蒸发管和汽水引出管。锅筒设置分段蒸发系统[2]，锅筒中部为净段，两侧为盐段。锅筒中净段的水进入炉膛内的水冷壁和水冷屏进行蒸发，盐段矿化度较高的水进入尾部烟道的蒸发管进行蒸发。

由于锅炉给水品质较差，矿化度达到2000 mg/L，在锅筒内由于炉水蒸发浓缩，炉水的含盐量更高。为确保锅炉安全运行，锅筒内分设盐段和净段，分段蒸发，控制锅筒内盐段电导率≤35 000 mg/L。并加大炉水排污率，但是控制排污率≤10%。

虽然锅炉的水汽系统结构是针对高矿化度的油田净化污水设计的，但是在生产过热蒸汽的过程中，受油田注汽生产的负荷变化大、点停炉多的影响，炉管结垢和炉管内垢层脱落，造成管路阻力增大甚至堵塞管路，锅炉炉管局部过热强度下降而爆管，同时在应急处置过程中锅炉炉管温度的急剧变化和振动，造成其他部位的垢层脱落，形成循环流化床锅炉并联炉管的连续堵塞爆管，严重影响循环流化床锅炉安全、经济和稳定运行。

同时随着稠油开采轮次的增加，油田净化污水软化水的矿化度从设计时的2000 mg/L 上升至6000 mg/L，地层中的盐分随着油田原油采出液进入系统，在目前无新增除盐工艺的情况下，锅炉用水的矿化度还会持续增长。锅炉在生产过热蒸汽的过程中，锅炉给水经过10 倍浓缩蒸发（设计为10 的浓缩倍率），锅筒内的炉水矿化度高达35 000 mg/L，高盐度的水不可能无限制的外排，最终在锅炉的自然循环管路中汽化，盐垢析出附着在炉管内壁，影响锅炉的安全运行。

循环流化床锅炉投运至今，逐渐出现炉管结垢堵塞爆管泄漏事件（图1、图2）。分析垢样，主要成分为含钠的硅酸盐，推断结垢的主要原因是二氧化硅（SiO2）和钠含量高（表2）。

图1 炉管结垢以及下集箱内垢片堆积

图2 垢片堵塞炉管后炉管过热爆管

表2 油田用循环流化床注汽锅炉炉管垢样成分分析

2 清垢工艺优选

2.1 常规清垢工艺的应用难点

目前油田注汽锅炉常用的清垢方式为物理清垢和化学清垢。在油田注汽用循环流化床锅炉清垢方式选择初期，受限于特殊的管路结构，常规投球、水射流等物理清垢工艺都不能解决自然循环并联管束让管多（变向程度大）、管径小（Ф51×5 mm）、单独管束的密闭稳压问题，优先选择化学药剂除垢工艺。清垢施工工艺为碱煮→酸洗→渗透浸泡→再酸洗→再碱煮→再酸洗→再渗透浸泡→再酸洗→漂洗→钝化→水洗的过程。碱煮使用为3%的NaOH 碱液，酸洗使用为6%～10%盐酸+2%～5%助溶剂+2%抗氧化缓蚀剂的清洗液，渗透浸泡使用为用碱中和后加入7%渗透剂。

经过现场验证，化学清垢效果不好的原因有4 个：①垢主要为硅酸盐、碳酸盐、钠盐、铁盐等复合型垢，常规的药剂无法溶解；②锅炉炉管垢层厚度不均匀，呈现自上而下递增的趋势，在下集箱出口的管束内，垢层最厚达到5 mm，而在上集箱进口的管束内没有垢，造成药剂配方很难做到在不腐蚀炉管的情况是完全溶垢；③主要还是并联管束中存在药剂流量不均匀，尤其是垢层越厚，药剂流通量越小，甚至出现垢堵的炉管无药剂流通的情况；④垢层被溶解后，垢成片状、块状剥离脱落，顺着管束下落，在转向处堆积堵管，而化学清洗工艺无法逐根冲洗，造成化学清洗后堵管的数量大幅增加的后果。

2.2 高压水射流+内窥镜清垢技术

针对上述问题，急需新型清垢工艺，经过3 个阶段的试验优化，将管道疏通技术引入流化床锅炉并联管束清垢工艺，不断改进优化最终形成高压水射流[3]+内窥镜技术，彻底解决锅炉垢堵问题。

（1）自制清垢工具，利用管道疏通机将带着钢球、钢丝球、布包的钢丝，利用自制放管器准确定位集箱内管束管口位置，利用摩擦力量逐根疏通清理水冷壁、水冷屏等并联管束内部垢皮（图3）。高压空气、软化水对锅炉水冷壁、水冷屏等并联管束内部进行冲洗，确保垢皮清理干净，管束通畅。

图3 自制的清垢工具

（2）油田采用驱动压力为70 MPa、动力源为电机的GS70 高压水射流清洗机自行定制万向水射流枪头、高压软管，解决枪头在管束内转向的难题，定制放管器密封管口，实现高压水向下集箱流冲洗清垢的作用。再用内窥镜逐根检查炉管清垢效果，保障管线畅通，垢层剥离，清垢效果如图4 所示。

图4 高压水射流+内窥镜技术的清垢及效果

3 高压水射流+内窥镜清垢技术的推广应用

现场利用锅炉的年度检修，采用高压水射流+内窥镜技术对锅炉自然循环管路进行清垢作业，解决锅炉运行过程中垢堵爆管的问题，实现锅炉使用高矿化度的油田净化污水的油田开发现状，保障锅炉的连续稳定运行。在循环流化床锅炉使用成功后，大范围推广应用到新疆油田其他使用油田净化污水的循环流化床锅炉上，避免因油田开采程度的加深，锅炉水质变化，使现有循环流化床锅炉频繁垢堵爆管无法正常使用，盘活新疆油田7 台额定蒸发量为130 t/h 的循环流化床燃煤锅炉，保证稠油热采高品质蒸汽的稳定供应，保障新疆油田的稠油稳产。