稠油區(qū)塊集輸摻水注汽系統(tǒng)改造方法及應關注的若干問題

姚偉生 何福林 劉海生 黃雪飛 胡述兵

摘 要：古城油田BQ10稠油區(qū)塊集輸和摻水系統(tǒng)的改造方案是利用蒸汽伴熱管直接改摻水流程，對集油、摻水管道進行改造。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（DN25埋地保溫管）；單井管線長度大于350m的油井，為降低井口回壓，新敷設埋地集油管線（DN50埋地保溫管）；新建4座計量站的摻水干線。該區(qū)塊共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；9座計量站新建摻水計量裝置及閥組。為降低油井井口回壓，生產(chǎn)中使稠油平均含水大于85%，單井平均產(chǎn)油量1.7-1.8t/d，單井摻水量按7-10t/d。該區(qū)塊轄井140口，總摻水量約1000-1400m3/d。從核算結(jié)果來看，壓降能夠滿足規(guī)范要求的井口回壓。這是應當關注的問題。

關鍵詞：BQ10稠油區(qū)塊；集輸摻水注汽系統(tǒng)；工藝流程；參數(shù)；核算；方法

近年古城油田完成了對BQ10稠油區(qū)塊低壓供熱系統(tǒng)的節(jié)能技術(shù)改造并收到了較好效果。該稠油區(qū)塊原采用的是注采合一集輸流程，稠油單井集輸采用低壓蒸汽伴熱方式，低壓蒸汽伴熱系統(tǒng)采用燃油注汽鍋爐產(chǎn)生的高壓蒸汽減壓后作伴熱蒸汽、井口放空，致使高品質(zhì)蒸汽降壓使用，造成能源利用不合理，熱損耗較大，運行成本較高。主要的改造內(nèi)容：一是對該區(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)進行改造，采用摻水降粘集輸流程；二是對注汽站內(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。改造后的效果已證明，該集油流程平均井口回壓比注采合一蒸汽伴熱集油流程降低0.1-0.3MPa，減少熱耗50-60%，相當于每天減少160噸蒸汽，年節(jié)省標煤5959噸。因此節(jié)能效果是相當明顯的。該區(qū)塊集輸摻水注汽系統(tǒng)的改造方法是值得關注的。工藝及參數(shù)的核算工作，是改造方案中應當關注的問題之一。總結(jié)其改造的方法與經(jīng)驗，對于該油田類似區(qū)塊的后期改造具有重要的借鑒作用及意義。

1 集輸摻水注汽系統(tǒng)現(xiàn)狀

改造前集輸系統(tǒng)現(xiàn)狀是：3#集油站已建設1座3#集油注汽站，9座計量配汽站，稠油正常開采總油井數(shù)為140口，考慮注汽和燜井，正常有效生產(chǎn)井為127口；產(chǎn)液量1000t/d，產(chǎn)油量130t/d，含水油在閥組間與古城B123、B124、B125區(qū)含水油匯合輸至稠油聯(lián)合站統(tǒng)一脫水，BQ10區(qū)含水油經(jīng)水套加熱爐（燃氣）加熱后外輸，外輸溫度64℃、壓力0.6-0.7MPa。該集油站采用大罐沉砂脫摻水流程。站外集輸流程：單井采用注采合一+蒸汽伴熱集輸流程，計量站至集油站采用摻水降粘集輸流程。單井伴熱蒸汽由計量配汽站高壓蒸汽減壓后至井口伴熱，伴熱管線（DN15）與注采合一管線（DN65）一起巖棉保溫、架空敷設。經(jīng)實測（低壓伴熱蒸汽冷凝水回收計量），單井伴熱蒸汽平均負荷為40kW。

摻水系統(tǒng)現(xiàn)狀是：3#集油站現(xiàn)有摻水泵3臺，其中，2臺8 0AYU100（Q=50m3/h H=200m N=55kW），1臺65YI-50×5（Q=25m3/h H=250m N=45kW），該摻水泵已運行多年，已到報廢期。摻水泵進口匯管DN150，出口管匯DN100，摻水加熱爐出口溫度70℃。摻水干線情況是，9座計量站其中5座有摻水干線，5座計量站摻水干線為DN50，4座沒有摻水干線。集輸和摻水系統(tǒng)的改造方案是利用蒸汽伴熱管直接改摻水流程。工藝流程示意框圖如圖1所示。

注汽系統(tǒng)現(xiàn)狀是：該區(qū)塊現(xiàn)有高壓注汽站1座，安裝三臺23t/h高壓注汽鍋爐（兩用一備），注汽能力為46t/h，考慮鍋爐長期使用，出力約70%，實際供汽能力為32.2t/h，采用天然氣和混合渣油作為燃料。該注汽站主要為BQ10區(qū)塊稠油開采油井提供高壓蒸汽，同時該區(qū)域各稠油開采油井和計量站伴熱加熱、注汽站燃料油加熱、注汽鍋爐除氧器、計量站和注汽站采暖等均采用高壓蒸汽減壓的低壓蒸汽。

高壓注汽工藝系統(tǒng)為：燃油注汽鍋爐產(chǎn)生高壓蒸汽→注汽管網(wǎng)→計量配汽站→配汽站閥組→注入井內(nèi)。

油井伴熱高壓蒸汽系統(tǒng)：計量配汽站→高壓蒸汽減壓→伴熱蒸汽閥組→單井伴熱管線。

配套系統(tǒng)現(xiàn)狀是：燃油罐1座200m3及供油泵；供水罐1座200m3及供水泵、管道等；站內(nèi)安裝2臺1000kVA變壓器，配電室1座。現(xiàn)有外輸泵4臺，其中，3臺NM0763402S12B軸功率k=15kW，1臺80Y2L-100電機功率37MPa；摻水泵3臺，其中，80AYU100電機功率N=75kW，1臺65YI-50×5電機功率N=45kW。23t/h高壓注汽鍋爐3臺，單臺安裝功率310kW，運行負荷215kW。

2 改造內(nèi)容、方案與方法

2.1 站外部分

對集油、摻水管道進行改造。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（DN25埋地保溫管）；單井管線長度大于350m的油井，為降低井口回壓，新敷設埋地集油管線（DN50埋地保溫管）；新建4座計量站的摻水干線。該區(qū)塊共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；9座計量站新建摻水計量裝置及閥組。

2.2 對該區(qū)塊3#集油站進行改造

新建2臺4t/h燃煤低壓蒸汽鍋爐。在3#集油站東南新建2臺4t/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；更換摻水泵。該區(qū)塊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臺摻水泵及相應管道；新建摻水閥組和各計量站的摻水計量表。

2.3 對該區(qū)塊3#注汽站進行改造

首先對注汽鍋爐燃油系統(tǒng)進行改造。站內(nèi)燃油罐原設計為儲存原油，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；其次對供水系統(tǒng)進行改造。該注汽站內(nèi)兩臺水處理設備已運行多年需要進行大修。站內(nèi)現(xiàn)僅有1座200m3清水罐，對其及相應管網(wǎng)進行改造并新建1座200m3水罐；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；對注汽鍋爐分爐分壓部分進行改造。在站內(nèi)對注汽閥組進行改造，以實現(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；對注汽鍋爐除氧器進行改造以使鍋爐給水滿足規(guī)范要求；對一臺注汽鍋爐進行升壓改造。該區(qū)塊部分油井井口注汽壓力需9.6Mpa，鍋爐出口壓力需11.1Mpa，現(xiàn)有注汽鍋爐注汽壓力額定注汽壓力為10Mpa，由于注汽鍋爐使用年限較長，實際鍋爐出口最大壓力為9.2Mpa，不能滿足要求，故需要對該注汽鍋爐進行改造，以提高其出口壓力，滿足部分油井井口注汽壓力之需要。

具體的改造方案與方法：

（1）對摻水干線進行重新設計。沒有摻水管線的4座計量站改摻水流程需要增加摻水干線，根據(jù)上述摻水干線工藝計算，規(guī)格選用DN50，總長2.4km。

（2）對摻水泵進行改造。3#集油站現(xiàn)有摻水泵2臺（80AYU100 Q=50m3/h H=200m N=55kW），1臺65YI-50×5（Q=25m3/h H=250m N=45kW）；摻水泵進口匯管DN150，出口管匯DN100。該區(qū)塊轄井140口，摻水量約1000-1400m3/d，根據(jù)前面計算，利用原伴熱管改摻水后，摻水系統(tǒng)需要1.67-2.25MPa，大于目前摻水泵2.0MPa（65YI-50×5已到報廢期）。因此，需要更換摻水泵。摻水泵進口匯管DN200，出口管匯DN150。摻水泵參數(shù)選用：Q=60m3/h、H=250m、N=90kW，選用2臺，正常1運1備，減少運行設備數(shù)量，降低操作管理維護費用。

（3）設計新的摻水計量裝置。3#集油站需要摻水干線9條，在3#集油站設摻水閥組1座，對摻水干線進行分配、調(diào)節(jié)，為了計量總摻水情況，增加摻水總計量表9臺，選用電磁式，量程0-50m3/h、壓力P=2.5MPa、溫度80℃，摻水計量表要求其應具備耐油泥砂性能。由于稠油生產(chǎn)產(chǎn)液量波動大，摻水干線管轄的計量站、油井較多，井站距遠近不同，生產(chǎn)周期不同，摻水調(diào)節(jié)難度較大，同時稠油生產(chǎn)不像稀油那樣單井計量時可以停掉摻水，為了滿足各井摻水計量，增加摻水計量表，對于斜井組及叢式井組應考慮增加一套摻水計量表。摻水計量表共增加160臺，選用電磁式，量程0-3m3/h、壓力P=2.5MPa、溫度80℃，摻水計量表要求其應具備耐油泥砂性能。

（4）對摻水閥組進行重新設計。各計量站增加相應摻水閥組。各計量站摻水詳見表1。

3 應關注的若干問題

（1）河南古城稠油油田BQ10區(qū)塊低壓伴熱系統(tǒng)改造中利用現(xiàn)有集輸系統(tǒng)直接改為摻水流程，投資較省503萬元，改造工作量較少。改造后其低壓供熱系統(tǒng)單位蒸汽耗煤量21MJ/kg為155.5kg/t，單位蒸汽耗電量為19.32kWh/t，單位蒸汽耗水量為1.04m3/t，取得了較好效果。總結(jié)經(jīng)驗，應關注工藝與參數(shù)的核算工作[1]。該核算工作內(nèi)容包括摻水量的確定、計量站至集油站集輸和摻水干線有關參數(shù)的核算、單井集油及摻水管線的參數(shù)校核、集油站沉砂脫摻水系統(tǒng)的核算等。單井摻水量主要根據(jù)原油含水、出油溫度及油井產(chǎn)液量等綜合考慮，根據(jù)稠油管道環(huán)道試驗及井樓油田七區(qū)南部摻水生產(chǎn)情況，稠油含水大于80%時，粘度大幅度降低。因此，為降低油井井口回壓，生產(chǎn)中使稠油平均含水大于85%，單井平均產(chǎn)油量1.7-1.8t/d，單井摻水量按7-10t/d。該區(qū)塊轄井140口，總摻水量約1000-1400m3/d。從核算結(jié)果來看，壓降能夠滿足規(guī)范要求的井口回壓。（2）由于稠油含砂量較大，注采合一管線、DN15伴熱管線是架空管道，補償彎多，容易積砂，影響管道實際輸送能力，為進一步降低井口回壓，有利于原油生產(chǎn)，建議應提高摻水壓力。（3）壓力管道的設計、施工等均遵循壓力管道有關規(guī)范和標準，以確保更換的供汽干管運行之安全。

參考文獻

[1]李巖芳.蒸汽伴熱管線改摻水流程有關參數(shù)的核算[J].油氣田地面工程，2014，33（12）：17-18.

[2]SY0027-94.稠油集輸及注蒸汽系統(tǒng)設計規(guī)范[S].

[3]GB50350-2005.油氣集輸設計規(guī)范[S].

[4]GB/T4272-92.設備及管道保溫設計通則[S].