油田稠油热采主要依靠湿蒸汽发生器将高温、高压湿蒸汽的热能传递到稠油层,热能传递介质为软化水，一般单口井注汽量在1 500～3 000t。由于蒸汽用量较大,降低水处理过程中的废水量，可以降低稠油热采开发成本。采油厂现有3座湿蒸汽发生器，原有的吨汽耗水比为1.40，即每产生1t蒸汽需消耗1.4t原水，吨汽耗水高导致注汽成本较高。为降低设备运行成本，降低设备能耗，通过对湿蒸汽发生器给水系统存在的问题及相关因素进行分析，实施了技术改造，使废水量降到较合理水平。
一、湿蒸汽发生器软化水处理流程
天然水中含有各种杂质，其中Ca2+、Mg2+ 的存在将导致湿蒸汽发生器结垢，结垢后不仅降低热效率，而且危及湿蒸汽发生器的安全运行。所以处理后的水质指标需要达到如表1所示的水质标准。
二、湿蒸汽发生器吨汽耗水过高的原因
1.生水泵供水能力过剩，导致在工作过程中水量及电量的浪费原有的生水泵供水能力为34m3/h，根据湿蒸汽发生器运行能力计算，生水泵供水能力为30m3/h时，即可满足需求，现供水能力超量11%。由于供水能力过大，导致水量及电能的浪费。
2.再生盐溶液杂质过高，导致离子交换器工作时间缩短水处理使用的离子交换器作为软化水处理设备，在进行水处理后需要用5%～8%的食用盐溶液进行再生处理，盐溶液的清洁度对离子交换器的再生非常关键。目前原有融盐池为整体贯通式，其长期形成的沉淀物导致盐溶液杂质含量较高，易对钠离子交换器造成污染，导致对离子交换器进行反冲洗时用水量过大。
3.离子交换器正反洗设置时间过长，导致用水量过大离子交换器在使用一段时间后需进行再生处理，再生处理后再对离子交换器进行正反冲洗，冲洗后的水由于硬度高一般作废水处理。原有的离子交换器的正反洗流程设置冲洗总时间约为160min，冲洗过长，造成用水量过大。
4.交换树脂置换能力减弱
交换树脂主要作用是将水中的重离子进行交换，使水的硬度降低。交换树脂在使用一段时间后会出现损坏、中毒、能力下降等情况，在此情况下，会导致置换能力下降，置换时间较长。应加强交换树脂置换能力性能检测，对交换树脂进行及时更换。原来为节约成本，采用部分更换的方式，性能改善不理想。
三、改进方案与措施
1.对生水泵叶轮进行车削，降低生水泵供水能力对生水泵叶轮由Ø200mm车削至Ø175mm，使生水泵供水能力由原来的34m3/h降低到目前的30m3/h流量，生水供给能力降低11.76%，同时泵的耗电量降低49.3%。
2.对融盐池进行改造，提高盐溶液的供液质量设计制作了盐池不锈钢支架，上表面是Ø15mm的不锈钢过滤孔板，使盐中的杂质沉淀到盐池底部，并将盐溶液出口提高200mm，使到离子交换器的盐溶液质量明显提高，水处理置换能力明显增强。
3.优化水处理正反洗流程和再生程序，降低正反冲洗用水量对冲洗后的水质进行化验跟踪，把冲洗流程缩短：把一级正洗时间控制在60min以内，一级反洗时间控制在30min以内，二级正洗时间控制在50min以内。改进后正反洗流程缩短时间30min，可减少用水10m3左右。
4.对交换树脂进行定期检测与更换
加强入水硬度、PH值、矿化度、机杂、含铁量、含硅量检测。交换树脂的更新方式改为定期检测全部换新，对新锅炉交换树脂交换能力进行定期检测。
四、改造效果
经过以上综合改造，采油厂湿蒸汽发生器平均吨汽耗水率由1.40降至1.21，产生了较大经济效益。
1.电机有功功率下降
改进后，3台生水泵年节电约为1.6万kW·h，年节电费为1.05万元。
2.减低生水消耗量
年平均注汽量为11万t，吨汽耗水率降低后可减少用水2.1万t，按工业用水4.8元/t计算，减少水费10.08万元。
3.减少废水外运费用
原有废水靠罐车外运，减少的2.1万t废水可减少外运车次1 900车次，按400元/车次计算，每年可减少运费76万元。
参考文献：
[1]武占.油田注汽锅炉[M].上海：上海交通大学出版社，2008.