西安石油大學石油工程學院

稠油區(qū)塊地面工藝問題的整改方案

王震 尚濤西安石油大學石油工程學院

古城油田BQ 10區(qū)具體整改內(nèi)容包括以下兩個層面：對該區(qū)塊3#集油注汽站、計量站和所有生產(chǎn)油井的低壓伴熱系統(tǒng)進行整改；對注汽站內(nèi)高壓注汽鍋爐的燃油、給水、吹灰系統(tǒng)及配套部分等進行改造和擴建。單井集油管道長度小于200m的油井，采用目前的伴熱管線直接改摻水流程；單井集油管道長度200m以上的油井，新增摻水管線（DN 25mm埋地保溫管）；單井管線長度大于350m的油井，為降低井口回壓，新敷設(shè)埋地集油管線（DN 50mm埋地保溫管）。推薦采用摻水降黏集輸流程，摻水降黏集油流程平均井口回壓比注采合一蒸汽伴熱集油流程可降低0.1～0.3MPa，減少熱耗50%～60%，節(jié)能效果較明顯。

集輸管線；注汽站；改造；摻水；成本；節(jié)能

古城油田BQ10區(qū)稠油開采采用注采合一集輸流程，稠油單井集輸采用低壓蒸汽伴熱方式，該區(qū)塊注汽站內(nèi)燃油、給水、注汽管線等系統(tǒng)運行時間較長，設(shè)備老化，已經(jīng)不能滿足注汽鍋爐運行要求。

1 整改方案

根據(jù)古城油田BQ10區(qū)生產(chǎn)現(xiàn)狀及存在的問題和產(chǎn)量預(yù)測，對其集輸系統(tǒng)、供熱系統(tǒng)及配套系統(tǒng)進行整改。本著兩點設(shè)計該整改方案：一是充分利用已建設(shè)施，以減少工程投資；二是采用安全可靠、經(jīng)濟適用的工藝技術(shù)，以節(jié)能降耗。具體整改內(nèi)容包括以下兩個層面：①對該區(qū)塊3#集油注汽站、計量站和所有生產(chǎn)油井的低壓伴熱系統(tǒng)進行整改；②對注汽站內(nèi)高壓注汽鍋爐的燃油、給水、吹灰系統(tǒng)及配套部分等進行改造和擴建，以滿足該區(qū)塊未來稠油開發(fā)需要。

2 改造內(nèi)容

2.1站外

（1）集油、摻水管道改造。根據(jù)井站距的不同，分別進行改造。單井集油管道長度小于200m的油井，采用目前的伴熱管線直接改摻水流程；單井集油管道長度200m以上的油井，新增摻水管線（DN25mm埋地保溫管）；單井管線長度大于350m的油井，為降低井口回壓，新敷設(shè)埋地集油管線（DN50mm埋地保溫管）。

（2）新建4座計量站的摻水干線。BQ10區(qū)共9座計量站，其中5座計量站使用干線摻水，有摻水干線，另外4座沒有摻水流程，需要新建摻水干線。

（3）9座計量站新建摻水計量及閥組。

2.23#集油站

（1）新建2臺4 t/h燃煤低壓蒸汽鍋爐。在3#集油站東南新建2臺4 t/h燃煤低壓蒸汽鍋爐，頂替站內(nèi)原油沉砂罐、高壓注汽鍋爐燃料油罐、站內(nèi)采暖等使用的高壓蒸汽；原油外輸及摻水加熱采用低壓蒸汽，頂替原水套爐使用的天然氣用于注汽鍋爐燃料，以提高天然氣的利用價值。

（2）更換摻水泵。BQ10區(qū)所有油井全部改摻水流程，摻水量增加，原摻水泵不能滿足，更換2臺摻水泵及相應(yīng)管道。

（3）新建摻水閥組。去各計量站的摻水流程均設(shè)置計量表。

2.33#注汽站

（1）注汽鍋爐燃油系統(tǒng)改造。站內(nèi)燃油罐原設(shè)計為儲存原油，現(xiàn)已改為儲存渣油和原油的混合油，為了使混合油充分燃燒，要求對混合油進行循環(huán)乳化，原有油罐已不夠使用。新增2座100m3立式保溫罐，改造1座儲罐。

（2）供水系統(tǒng)改造。目前BQ10區(qū)注汽站內(nèi)2臺水處理設(shè)備已運行17年，需要進行大修；站內(nèi)現(xiàn)僅有1座200m3清水罐，長期使用并且不能停罐維修，罐體嚴重老化，已出現(xiàn)多次泄漏現(xiàn)象，罐內(nèi)及供水管線銹蝕嚴重，影響供水水質(zhì)。新建1座200m3水罐，改造原200m3水罐及相應(yīng)管網(wǎng)。

（3）新增微爆吹灰裝置。解決鍋爐對流段結(jié)焦問題，增加微爆吹灰裝置3套。

（4）注汽鍋爐分爐分壓改造。在站內(nèi)對注汽閥組進行改造，實現(xiàn)對不同油井的分區(qū)分壓注汽，滿足不同油井對注汽壓力的不同要求。

（5）注汽鍋爐除氧器改造。對注汽鍋爐除氧器進行改造，使鍋爐給水滿足規(guī)范要求，消除安全隱患，以提高注汽鍋爐使用壽命。

（6）對1臺注汽鍋爐進行升壓改造。根據(jù)地質(zhì)部門提供的參數(shù)，BQ10區(qū)部分油井井口注汽壓力需9.6MPa，鍋爐出口壓力需11.1MPa?，F(xiàn)有注汽鍋爐額定注汽壓力為10 MPa，由于注汽鍋爐使用年限較長，實際鍋爐出口最大壓力為9.2 MPa，不能滿足要求，需要對注汽鍋爐進行改造，提高鍋爐出口壓力，以滿足部分井口注汽壓力。

3 結(jié)語

（1）通過對古城油田BQ10區(qū)摻水降黏和燃煤低蒸汽壓伴熱進行對比分析、論證，推薦采用摻水降黏集輸流程，摻水降黏集油流程平均井口回壓比注采合一蒸汽伴熱集油流程可降低0.1～0.3MPa，減少熱耗50%～60%，節(jié)能效果較明顯。

（2）古城油田BQ10區(qū)塊低壓伴熱系統(tǒng)改造后，低壓供熱系統(tǒng)單位蒸汽耗煤量（21MJ/kg）為155.5 kg/t，單位蒸汽耗電量為19.32 kW·h/t，單位蒸汽耗水量為1.04m3/t。

（3）新增固定資產(chǎn)投資為古城油田BQ10區(qū)塊低壓供熱系統(tǒng)及站內(nèi)改造費用，固定資產(chǎn)的投資額為1 752.3萬元。財務(wù)基準收益率為13%。稅前財務(wù)內(nèi)部收益率為56.79%，稅后的財務(wù)內(nèi)部收益率為41.17%，均大于基準收益率，說明項目贏利能力滿足了行業(yè)的最低要求；計算期內(nèi)全部財務(wù)凈現(xiàn)值均大于零，說明該項目在財務(wù)上是可以接受的。本項目的稅前投資回收期為2.74年（含建設(shè)期），稅后投資回收期為3.39年（含建設(shè)期）。項目抗風險能力亦較強。

（4）該區(qū)塊低壓伴熱系統(tǒng)改造后，可有效提高稠油開采注汽鍋爐的注汽能力，使高壓蒸汽得到合理利用。每年需平頂山煤礦原煤約0.36×104t。根據(jù)河南油田稠油老區(qū)所處地理位置和原煤用量，平頂山煤礦完全有能力提供原煤資源。據(jù)調(diào)研，平頂山原煤屬低硫煤，平頂山各大主力煤礦提供的原煤含硫量大部分可控制在小于0.5%，通過采用先進的環(huán)保措施和設(shè)備，煙塵和SO2污染物的排放可滿足國家規(guī)定的二類地區(qū)排放標準。河南油田附近的地方單位有水泥廠和灰渣制磚廠，基本可以保證燃煤鍋爐排出灰渣的綜合利用。

（欄目主持 焦曉梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.047