科学改造流程,提高系统外输能力

【摘要】采油作业一区新9#站所管理的区块为杜80超稠油油层，随着新井的不断投产，外输液量不断增加，原有的外输系统已不再适应目前的外输负荷，重新建站分输短时间内很难实现，所以立足实际改造现有流程提高外输能力是当务之急。新9#站通过一系列的流程改造措施，缓解了不断增加的外输压力，实现了油井正常生产，采油站各种设备正常运行。

【关键词】粘度；密度；分段输油；泵效；外输温度

1、前言

采油作业一区超稠油从2002年正式投入开发，包含四个开发单元（杜80兴隆台北、杜813兴隆台东、杜84兴隆台、曙1104205），目前井数485口，占作业区总井数79%，日产油1168吨，占作业区总产量的86%。在生产过程中， 由于超稠油原油粘度高、密度大、流动性差，且随着温度的不断下降，原油粘度会逐渐升高，导致油井生产、集输难度较大，因此解决超稠油站的集油外输工作尤为重要。

2、改造背景

采油作业一区新9号站，油井开发层系为杜80兴隆台油层，原油平均粘度为84551mPa・s，属于典型的超稠油采油站；该站于2001年从平台拉油点转为泵输站开始，油井总数逐年递增。到2004年总井数达到45口，开井数32口，日混液最高峰为1163吨；2014年该站总井数达到100口，日均开井数达到70口，目前日混液量1800吨，高峰期液量达到2000吨以上。

3、改造措施

针对新9号站生产规模的不断扩大，现有外输加热设备已不能满足正常提问要求，输油设备始终满负荷运转，没有应急余地，因此改造措施迫在眉睫。

基于上述原因，利用现有外输加热设备提高外输温度；更换、提高输油泵排量；解决部分段输油流程问题，通过此项改造措施保证该站正常生产要求。

4、主要问题及做法

新9号站现有输油机泵4台，包括3台80方排量的稠油泵、1台100方排量的离心泵；外输加热炉2台，包括1台80万大卡水套加热炉、1台100万大卡相变炉。

4.1 目前4台输油机泵存在问题有：

外输液量高时，同启稠油泵输油易出现抢输现象，频繁造成进液量低的泵发生气蚀现象，导致排量降低，现场需频繁操作排气保证正常运行。

其中1台本溪稠油泵吸力偏小、运行磨损大、排量降低快；另1台营口稠油泵由于泵的基础过高，造成吸入口略高于罐体出口，导致排量低；而启动离心泵时，由于该站外输量高，加热温升低，（低于65度时）导致离心泵输油困难。

4.2 目前外输加热炉存在问题有：

站内80万大卡水套加热炉可正常投运，但由于高液量，进出口温升只能达到5-12度；而100万大卡相变炉，存在因气源质量差，需频繁清理烟道问题，否则烟道积碳严重易造成烟道排管憋压现象。同时由于液量高，该炉还存在盘管弊压问题，导致其无法正常运行。

基于上述原因，为提高外输温度，保证正常外输，曾采用掺低压蒸汽提高外输温度的方法，这样既浪费了作业区注汽成本，又对单井实际注汽量造成损失，现已拆除停用。

4.3 改造措施

针对输油泵问题：首先将80方排量的本溪稠油泵、100方排量的离心泵均更新为120方排量的离心泵；其次降低目前3号80方排量的营口稠油泵泵座，提高该泵泵效。

针对加热炉提温低问题：首先外输相变加热炉存在的烟道积碳及盘管弊压问题，实施更换节能火嘴、拆掉烟道排管改造，避免积碳问题；同时根据加热炉热负荷计算公式：（T2-T1）= Q/ GC，决定对该站混液进加热炉进行重新分配，通过实施外输分流降量加热改造，解决该炉加热盘管憋压无法正常投运问题，且采取分流降量加热后，藉此来提高加热炉热效率、提高混液温度，保证离心机泵的正常投运。

5、组织实施方案

5.1 外输机泵改造方面：

首先，通过2015年成本计划，对新9号站生产规模扩大后实施了外输机泵更新提排量措施。现已将3号80方排量的稠油泵、4号100方排量的离心泵都更新为120方排量的离心泵；其次，实施了降低3号80方排量的稠油泵泵座措施，使泵进口与输油管线处于水平位置，确保进油顺畅，提高该泵泵效。以上改造投入费用共计20万元（此项费用为作业区年计划成本，不计算此次改造成本内）。

5.2 加热炉改造方面：

首先，由加热炉热负荷公式（T2-T1）= Q/ GC可得出，加热炉进出口温升与液体流量成反比关系。因此在燃气、设备相同稳定的条件下，降低进炉混液量可以提升加热炉温升值。因此，通过对新9号站的外输加热设备进行流程改造，降低加热炉介质流量值，使原加热炉流程由串联加热改为并联加热，降低单炉加热液量，确保加热温升能够提升0.5倍左右。

具体做法是：对现有的5个平台的5台翻斗、52口井，日产液量在1100 方右，原进站混油汇管进行改造。新铺设159mm汇管到二次外输加热炉进口处，再由二次加热炉出口新铺设10米出口管线至外输缓冲罐进口，实现分流加热措施。此项改造投入费用为10万元。

其次，对于100万大卡的外输相变加热炉进行了更换节能型火嘴，并组织拆掉原烟道排管措施。改造投入费用14万元。

6、实施效果

通过以上各项流程改造措施：目前该站，加热炉能够正常运行，混液温度由62度提升至69度，确保了外输离心机泵系统的正常运行，具备了高液量期间的应急条件。

经济效益：相变炉火嘴、烟道排管及分流降量改造后，避免了烟道吹灰、火嘴维修、高液量盘管憋压不能正常投用问题，节约火嘴维修及烟道吹灰费用共计17.2万元；

相变加热炉更换节能火嘴后，日耗天然气量下降400方，年节约14.6万方×0.52元/方=7.592万元

日节约掺蒸汽量30方，年节约1.095万方×73.26元/方=80.2197万元

累计节约：17.2+7.592+80.2197=104.835（万元）

年创效：104.835-24=80.835（万元）