稠油区块集输掺水注汽系统改造方法及应关注的若干问题

总结其改造的方法与经验，对于该油田类似区块的后期改造具有重要的借鉴作用及意义。

1 集输掺水注汽系统现状

改造前集输系统现状是：3#集油站已建设1座3#集油注汽站，9座计量配汽站，稠油正常开采总油井数为140口，考虑注汽和焖井，正常有效生产井为127口；产液量1000t/d，产油量130t/d，含水油在阀组间与古城B123、B124、B125区含水油汇合输至稠油联合站统一脱水，BQ10区含水油经水套加热炉（燃气）加热后外输，外输温度64℃、压力0.6-0.7MPa。该集油站采用大罐沉砂脱掺水流程。站外集输流程：单井采用注采合一+蒸汽伴热集输流程，计量站至集油站采用掺水降粘集输流程。单井伴热蒸汽由计量配汽站高压蒸汽减压后至井口伴热，伴热管线（DN15）与注采合一管线（DN65）一起岩棉保温、架空敷设。经实测（低压伴热蒸汽冷凝水回收计量），单井伴热蒸汽平均负荷为40kW。

掺水系统现状是：3#集油站现有掺水泵3台，其中，2台8 0AYU100（Q=50m3/h H=200m N=55kW），1台65YI-50×5（Q=25m3/h H=250m N=45kW），该掺水泵已运行多年，已到报废期。掺水泵进口汇管DN150，出口管汇DN100，掺水加热炉出口温度70℃。掺水干线情况是，9座计量站其中5座有掺水干线，5座计量站掺水干线为DN50，4座没有掺水干线。集输和掺水系统的改造方案是利用蒸汽伴热管直接改掺水流程。工艺流程示意框图如图1所示。

注汽系统现状是：该区块现有高压注汽站1座，安装三台23t/h高压注汽锅炉（两用一备），注汽能力为46t/h，考虑锅炉长期使用，出力约70%，实际供汽能力为32.2t/h，采用天然气和混合渣油作为燃料。该注汽站主要为BQ10区块稠油开采油井提供高压蒸汽，同时该区域各稠油开采油井和计量站伴热加热、注汽站燃料油加热、注汽锅炉除氧器、计量站和注汽站采暖等均采用高压蒸汽减压的低压蒸汽。

高压注汽工艺系统为：燃油注汽锅炉产生高压蒸汽→注汽管网→计量配汽站→配汽站阀组→注入井内。

油井伴热高压蒸汽系统：计量配汽站→高压蒸汽减压→伴热蒸汽阀组→单井伴热管线。

配套系统现状是：燃油罐1座200m3及供油泵；供水罐1座200m3及供水泵、管道等；站内安装2台1000kVA变压器，配电室1座。现有外输泵4台，其中，3台NM0763402S12B轴功率k=15kW，1台80Y2L-100电机功率37MPa；掺水泵3台，其中，80AYU100电机功率N=75kW，1台65YI-50×5电机功率N=45kW。23t/h高压注汽锅炉3台，单台安装功率310kW，运行负荷215kW。

2 改造内容、方案与方法

2.1 站外部分

对集油、掺水管道进行改造。根据井站距的不同，分别进行改造。单井集油管道长度小于200m的油井，采用目前的伴热管线直接改掺水流程；单井集油管道长度200m以上的油井，新增掺水管线（DN25埋地保温管）；单井管线长度大于350m的油井，为降低井口回压，新敷设埋地集油管线（DN50埋地保温管）；新建4座计量站的掺水干线。该区块共9座计量站，其中5座计量站使用干线掺水，有掺水干线，另外4座没有掺水流程，需要新建掺水干线；9座计量站新建掺水计量装置及阀组。

2.2 对该区块3#集油站进行改造

新建2台4t/h燃煤低压蒸汽锅炉。在3#集油站东南新建2台4t/h燃煤低压蒸汽锅炉，顶替站内原油沉砂罐、高压注汽锅炉燃料油罐、站内采暖等使用的高压蒸汽。原油外输及掺水加热采用低压蒸汽，顶替原水套炉使用的天然气用于注汽锅炉燃料，以提高天然气的利用价值；更换掺水泵。该区块所有油井全部改掺水流程，掺水量增加，原掺水泵不能满足，更换2台掺水泵及相应管道；新建掺水阀组和各计量站的掺水计量表。

2.3 对该区块3#注汽站进行改造

首先对注汽锅炉燃油系统进行改造。站内燃油罐原设计为储存原油，现已改为储存渣油和原油的混合油，为了使混合油充分燃烧，要求对混合油进行循环乳化，原有油罐已不够使用。新增2座100m3立式保温罐、改造1座储罐；其次对供水系统进行改造。该注汽站内两台水处理设备已运行多年需要进行大修。站内现仅有1座200m3清水罐，对其及相应管网进行改造并新建1座200m3水罐；新增微爆吹灰装置。解决锅炉对流段结焦问题，增加微爆吹灰装置3套；对注汽锅炉分炉分压部分进行改造。在站内对注汽阀组进行改造，以实现对不同油井的分区分压注汽，满足不同油井对注汽压力的不同要求；对注汽锅炉除氧器进行改造以使锅炉给水满足规范要求；对一台注汽锅炉进行升压改造。该区块部分油井井口注汽压力需9.6Mpa，锅炉出口压力需11.1Mpa，现有注汽锅炉注汽压力额定注汽压力为10Mpa，由于注汽锅炉使用年限较长，实际锅炉出口最大压力为9.2Mpa，不能满足要求，故需要对该注汽锅炉进行改造，以提高其出口压力，满足部分油井井口注汽压力之需要。

具体的改造方案与方法：

（1）对掺水干线进行重新设计。没有掺水管线的4座计量站改掺水流程需要增加掺水干线，根据上述掺水干线工艺计算，规格选用DN50，总长2.4km。

（2）对掺水泵进行改造。3#集油站现有掺水泵2台（80AYU100 Q=50m3/h H=200m N=55kW），1台65YI-50×5（Q=25m3/h H=250m N=45kW）；掺水泵进口汇管DN150，出口管汇DN100。该区块辖井140口，掺水量约1000-1400m3/d，根据前面计算，利用原伴热管改掺水后，掺水系统需要1.67-2.25MPa，大于目前掺水泵2.0MPa（65YI-50×5已到报废期）。因此，需要更换掺水泵。掺水泵进口汇管DN200，出口管汇DN150。掺水泵参数选用：Q=60m3/h、H=250m、N=90kW，选用2台，正常1运1备，减少运行设备数量，降低操作管理维护费用。

（3）设计新的掺水计量装置。3#集油站需要掺水干线9条，在3#集油站设掺水阀组1座，对掺水干线进行分配、调节，为了计量总掺水情况，增加掺水总计量表9台，选用电磁式，量程0-50m3/h、压力P=2.5MPa、温度80℃，掺水计量表要求其应具备耐油泥砂性能。由于稠油生产产液量波动大，掺水干线管辖的计量站、油井较多，井站距远近不同，生产周期不同，掺水调节难度较大，同时稠油生产不像稀油那样单井计量时可以停掉掺水，为了满足各井掺水计量，增加掺水计量表，对于斜井组及丛式井组应考虑增加一套掺水计量表。掺水计量表共增加160台，选用电磁式，量程0-3m3/h、压力P=2.5MPa、温度80℃，掺水计量表要求其应具备耐油泥砂性能。

（4）对掺水阀组进行重新设计。各计量站增加相应掺水阀组。各计量站掺水详见表1。

3 应关注的若干问题

（1）河南古城稠油油田BQ10区块低压伴热系统改造中利用现有集输系统直接改为掺水流程，投资较省503万元，改造工作量较少。改造后其低压供热系统单位蒸汽耗煤量21MJ/kg为155.5kg/t，单位蒸汽耗电量为19.32kWh/t，单位蒸汽耗水量为1.04m3/t，取得了较好效果。总结经验，应关注工艺与参数的核算工作[1]。该核算工作内容包括掺水量的确定、计量站至集油站集输和掺水干线有关参数的核算、单井集油及掺水管线的参数校核、集油站沉砂脱掺水系统的核算等。单井掺水量主要根据原油含水、出油温度及油井产液量等综合考虑，根据稠油管道环道试验及井楼油田七区南部掺水生产情况，稠油含水大于80%时，粘度大幅度降低。因此，为降低油井井口回压，生产中使稠油平均含水大于85%，单井平均产油量1.7-1.8t/d，单井掺水量按7-10t/d。该区块辖井140口，总掺水量约1000-1400m3/d。从核算结果来看，压降能够满足规范要求的井口回压。（2）由于稠油含砂量较大，注采合一管线、DN15伴热管线是架空管道，补偿弯多，容易积砂，影响管道实际输送能力，为进一步降低井口回压，有利于原油生产，建议应提高掺水压力。（3）压力管道的设计、施工等均遵循压力管道有关规范和标准，以确保更换的供汽干管运行之安全。

参考文献

[1]李岩芳.蒸汽伴热管线改掺水流程有关参数的核算[J].油气田地面工程，2014，33（12）：17-18.

[2]SY0027-94.稠油集输及注蒸汽系统设计规范[S].

[3]GB50350-2005.油气集输设计规范[S].

[4]GB/T4272-92.设备及管道保温设计通则[S].

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