注汽系统三年滚动计划.docx
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注汽系统三年滚动计划
老油田调整改造地面建设系统
三年滚动计划
****油田分公司****采油厂
2013年4月
一、现状及存在的主要问题
（一）、注汽系统现状
****采油厂注汽系统主要集中在****油田，自****油田开发以来，共投产固定式注汽站18座，活动注汽站8座。
1、固定注汽站
截止到2012年底，注汽系统共投产固定注汽站18座，由于固定注汽锅炉达到15年强制报废的期限，目前16座固定式注汽站的固定注汽锅炉全部报废。
2012年在****33区块，新建1座30t/h高干度固定注汽锅炉，于2012年底投产。
现状见表1-1。
表1-1在用注汽站统计表
注汽站名
注汽锅炉总数（t/h×台）
可用注汽锅炉数量（t/h×台）
投产时间
注汽区块
备注
****13
23×1
23×1
1998
****13
停用待报废
3#注汽站
30×1
30×1
2012
****33
运行
合计
2
1
自****油田开发以来，共投产固定式注汽锅炉42台。
41台固定式注汽锅炉到2012年强制报废40台，2012年在****33区块新建3#注汽站在用固定注汽锅炉1台。
表1-2****采油厂注汽锅炉现状统计（截止2012年底）
序号
自编号
设备型号
安装方式
额定蒸发量（t/h）
额定注汽压力（MPa）
生产厂家
投产日期
备注
1
1701#
SF-52.8/17.2-YQ
固定
23
17.2
上海四方
1998.05
停用待报废
301#
YZG30-21-D
固定
30
21
抚顺八公司
2012.12
运行
2、活动注汽站
自2007年以来，****油田为适应稠油热采开发的需求，先后引进了亚临界活动式注汽锅炉，截止到2012年底共投产活动式注汽锅炉8台，现状见表2-1。
表2-1****采油厂注汽锅炉现状统计（截止2012年底）
序号
自编号
设备型号
安装方式
额定蒸发量（t/h）
额定注汽压力（MPa）
生产厂家
投产日期
备注
1
****101
SF-11.2/21
活动
11.2
21
上海四方
2007.05
运行
2
****1
YZF11-21-P
活动
11.2
21
抚顺八公司
2007.03
运行
3
****2
YZG-15/21-H
活动
15
21
抚顺八公司
2008.08
运行
4
****3
YZG18-21-D
活动
18
21
抚顺八公司
2009.08
运行
5
****4
SF-11.5/21-YQ
活动
11.5
21
上海四方
2010.07
运行
6
****5
YZG-15/21-D
活动
15
21
抚顺八公司
2011.03
运行
7
****6
SC-11.5/21-Y
活动
11.5
21
江苏申港
2011.05
运行
8
****7
SC-15/21-Y
活动
15
21
江苏申港
2011.11
运行
3、固定注汽管网现状
采油厂目前在用固定注汽管网共分为4个区块，即****20、****13、****27及****33区块，共有20km。
****20东区共有11.4km，共担负着热采注汽井40口，年注汽量约为10万吨。
该区块由于运行时间长，管网腐蚀老化严重，现主要存在部分管网保温层老化损坏，注汽阀门漏失，注汽支架损坏、丢失等问题。
****13区块固定注汽管网于2000年投产，长度为2.4km，目前运行基本正常。
后于2012年延伸0.95km，****13区块共有3.35km，共担负着31口热采井的注汽任务，年注汽量约为3万吨。
现主要存在部分管网保温层老化损坏，注汽阀门漏注汽支架损坏、丢失问题。
****27区块于2012年在南区注汽井相对集中的****27平16计量间周边建设1.56Km固定注汽管线，共覆盖注汽井10口。
****33区块于2012年新建固定注汽管线4.5Km，并建设固定注汽站1座，共覆盖注汽井23口中。
4、配套活动注汽管线现状
采油矿在用的活动注汽管线共有2700米，其中采油三矿1100米，采油四矿1600米，目前活动注汽管线使用情况良好。
（二）、注汽系统主要生产工艺流程
注汽系统主要由注汽锅炉、输配汽系统、注汽井筒、监测系统、4部分组成。
注汽系统流程图
1、注汽锅炉
注汽锅炉由水处理系统及注汽锅炉本体两部分组成。
水处理系统：
主要由采用常规水处理和高干度水处理两种模式运行。
常规水处理：
树脂软化+除氧工艺。
为防止汽化过程中盐分析出，造成炉管积盐引起传热恶化，注汽锅炉一般产生湿蒸汽，干度控制在80%以下，剩余20％的水携带盐份。
高干度水处理：
膜除盐+除氧工艺。
将盐除掉后，消除炉管积盐，干度可提高至85%以上。
以上两种模式在****33区块固定注汽锅炉上进行了应用，可根据注汽过程蒸汽吞吐及蒸汽驱的要求进行转换。
注汽锅炉：
注汽锅炉按压力分17.2MPa、21MPa、26MPa三个等级，额定蒸发量有7.2、9.2、11.5、13.5、15、18、23、30t/h8个等级。
安装模式有固定和活动两种方式，一般11.5t/h以下为活动式、11.5—18t/h为相对固定式、23t/h以上为固定式。
目前采油厂注汽锅炉有17.2MPa的常规注汽锅炉1台，21MPa的亚临界注汽锅炉9台，活动式注汽锅炉8台，固定式注汽锅炉2台。
采油厂注汽锅炉热效率由引进时的80%发展到了目前的88%以上。
主要是通过注汽锅炉结构的不断改进，降低排烟温度、减少炉体热损失来提高整体热效率。
除传统模式外，采油厂应用了膜式壁注汽锅炉（****7号）、高干度注汽锅炉（****33固定注汽站）、小管束对流段注汽锅炉（****20新建23t/h注汽站）等，提高了注汽锅炉整体的热效率。
2、输配汽系统
输配汽系统主要由汽水分离器、蒸汽分配器、注汽管线、补偿器、注汽井口组成。
为满足蒸汽驱井底蒸汽干度需求，应用汽水分离器提高井口干度，将锅炉出口干度由70%提高到95%左右。
技术指标：
耐压：
18MPa；
耐温：
350℃；
工作压力：
3~10MPa；
流量：
＜20t/h；
入口干度：
70%；
出口干度:
＞95%；
汽水分离器
3、
为解决注汽管网中同时注汽井蒸汽干度的均衡分配，采用球形等干度蒸汽分配器。
目前主要采用1分2、1分4、1分6、1分8等分配模式。
注汽管线一般为Φ89×12、Φ114×12、Φ127×14三种规格的无缝钢管，外加保温层构成。
按轴向散热方向来分，主要有湿蒸汽在管壁形成的液膜层、注汽管线内壁的污垢层、注汽管线厚度、保温层组成隔热层。
有固定安装与活动注汽管线两种形式。
3、注汽井筒
注汽井筒主要由高真空隔热油管、封隔器等组成。
4、监测系统
注汽质量监测系统主要由注汽锅炉出口、注汽井口及注汽井底注汽干度、压力、温度及流量四系统监测系统组成。
（三）、注蒸汽过程热流程分析
1、注蒸汽过程热流程现状
注蒸汽过程热流程图
注蒸汽过程热流程主要由注汽锅炉、地面注汽管线、注汽井筒及油层组成。
由图可见：
注汽锅炉热效率η1=Q1/QZ
注汽管线热效率η2=Q2/Q1
井筒热效率η3=Q3/Q2
油层热效率η4=Q/Q3
整体用能效率η=Q/QZ=Q1/QZ×Q2/Q1×Q3/Q2×Q/Q3=η1×η2×η3×η4
由以上公式可见整体用热能水平与各环节用热能水平不是叠加关系而是积的关系。
若都为90%的高水平，整体用能水平只有66%；若有一个环节为50%，整体用能水平下降到36%。
因此，只有通过抓节点、强化配套技术，才能提高稠油注汽用热能水平。
各注蒸汽过程中主要存在水处理再生污水排放，注汽锅炉本体散热损失，注汽锅炉排烟损失，注汽管线及管道的散热损失，注汽井筒热损失，油层热损失。
必须采取有效措施，降低各环节的热损失，提高注汽系统整体的热效率。
（四）、注汽系统存在的主要问题
1、固定注汽管网老化严重
目前采油厂在用的****13、****20东区固定注汽管网由于运行时间长，外保温层损坏老化严重，保温效果差，并且存在渗水问题，加重了注汽管线外腐蚀。
目前共有8.8km固定注汽管网需要进行保温层外表刷柒，7.9km注汽管网外保温层需要进行更换。
****20地区注汽管网注汽干线支架及单井注汽支线遭受不法分子的偷盗与破坏比较严重。
因支架丢失而造成注汽干线跨塌现象日益加重，在增加了注汽系统管理难度的同时，更增加了安全生产隐患。
2、活动注汽锅炉、水处理及配套设施存在问题较多
活动锅炉一直在野外环境下运行，注汽运行期间搬迁工作量大，在吊装及运输搬迁过程中对配套设施及设备容易造成损坏，注汽锅炉及水处理设备存在老化现象。
活动注汽锅炉配套部分，因搬家频繁造成局部磕碰，且水罐、油罐、盐箱等设施安置于室外，易造成腐蚀，致使配套设施老化加重。
电缆、连接油、水的软管拆卸频繁，特别是冬季由于气温低、橡胶皮脆化严重，出现电力露芯线现象，软管接头漏油、水，带来严重的安全隐患。
由于运行时间长，并且几年来未对注汽锅炉进行全面的检修，目前在用的6台活动锅炉、水处理及配套设施现场存在问题较多，制约了活动锅炉的运行时率的提高，并影响注汽安全生产工作。
3、从注汽锅炉、注汽管线到注汽井筒热损失大，影响注汽热效率的提高，降低注汽质量。
采油厂运行的多为活动注汽锅炉，受搬家频繁等因素的影响，保温层损坏严重，热损失增大，热效率（85%）低于设计（88%）水平。
****20地区和****13地区固定注汽管线，由于使用年限长，现主要存在部分管网保温层老化损坏，多处存有塌陷、变薄现象，注汽阀门漏失，注汽支架损坏、丢失，运行热损失变大，存在较大的安全隐患。
同时活动注汽管线连接处存在保温效果差，热损失增大。
井筒隔热油管由于仪器仪表的配备不全，未及时对导热系数进行测定，离分级管理还有一定的差距，加上每年更新数量有限，无法保证生产需求，造成注汽井筒热损失加大。
4、注汽锅炉的运行管理中还存有一些安全隐患
⑴由于注汽锅炉配件多为进口件，从计划的编报到配件到货周期长，无法保证供货及时，这是制约注汽锅炉经济安全运行的一个问题。
⑵由于受井场大小的限制，还存有一些井场内摆设受限，无法保证足够的安全距离，特别是注汽锅炉与注汽井口、油罐及油泵房的安全距离不符合规定要求。
⑶由于注汽锅炉直接安装在井口附近，一旦出现注汽锅炉单流阀损坏且突然停电时，井口内的蒸汽回流，造成注汽锅炉的损坏。
且一旦出现补偿器、活动注汽管线连接部位松动、最严重时破裂，井口蒸汽回窜，带来烫伤及严重安全事故。
⑷15t/h以上活动注汽锅炉搬迁时，存在拆卸、安装对流段高空作业，职工工作量大，并存在安全隐患。
二、改造思路及措施
根据分公司稠油工作项目组整体工作计划的要求，结合采油厂“三年新调整”的总体思路，注汽系统牢固树立“稠油上产，注汽保障”的管理理念，坚持安全可靠与经济优化运行并重，以节能减排、提高稠油开采率为主线，重点提高注汽锅炉整体热效率，强化注汽质量和注汽锅炉运行参数管理工作。
工作思路与措施：
（一）、提高注汽锅炉热效率，保证产汽质量
1、推广应用注汽锅炉污水处理回收技术，提高水资源的利用率。
在注汽过程中，由于水处理系统再生等环节，产生大量的污水，吨汽耗水目前达到1.2t/t以上。
不仅造成水资源的浪费，同时污水加大了对环境的污染，相应增加了污水处理的成本。
因此，通过对水处理系统的技术改造与升级，加装污水回收再利用装置，提高水资源的利用率，是下步工作重点之一。
2、提高注汽锅炉的燃烧效率，降低锅炉热损失
①应用烟气氧含量在线自动控制系统，通过优化燃油温度、调整空气进风量，使得烟气含氧量自动控制在1.1左右运行，燃烧效率控制在96%以上运行。
②应用先进的锅炉保温技术，减低炉体热损失。
通过对在用注汽锅炉炉体保温的技术改造与升级，降低散热损失，将锅炉热效率提高3%以上。
③应用先进的膜式壁注汽锅炉，增加锅炉的受热面积，提高注汽锅炉热效率。
④应用H型翅片技术，延长清灰周期，降低注汽锅炉排烟热损失。
⑤应用小管束对流段技术，增加对流换热，降低注汽锅炉排烟热损失，提高注汽锅炉的热效率。
通过以上技术的应用，确保注汽锅炉的整体热效率始终达到90%以上运行。
3、开展高干度注汽锅炉技术研究，使得普通注汽锅炉出口蒸汽干度在现在的70%提高到90%以上运行。
加强水处理技术的研究，进行热力计算，增加现有注汽锅炉的吸热面积。
通过水处理技术的提升和普通注汽锅炉的改造，使得现有注汽锅炉出口干度提高到90%运行。
与新上汽水分离器相比，提高整个系统的热效率，同时也节约投资；与过热注汽锅炉相比，一是无法将普通注汽锅炉整体报废，二是投资相差太大，同时又可提高了注汽质量，提高稠油开采的整体开采率。
4、应用单井注汽质量监测系统，满足单井对热量的要求。
由于注汽井的对注汽压力、流量、干度等指标设计要求不同，产生的蒸汽所含的热量也不同。
一般注汽井在注汽量的确定上为一固定数值，注汽参数的不同将影响稠油开采效果。
热量不足，采油量就达不到预期要求；热量过高，无形中就造成了热量的浪费。
单井注汽质量监测系统根据对注汽流量、注汽压力、注汽温度、注汽干度的全过程自动监测，进行热量的累积，同时转化为“标准汽”。
通过“标准汽”的累积，使得单井注汽量统一起来，使得“标准汽”具备了可比性。
可有效地提高稠油开采效果，减少热量的浪费。
5、应用干度自动控制系统，使得注汽锅炉出口注汽质量始终处于高质量运行。
通过燃油量的计量、水流量的计量进行干度的预判，在预判的基础上进行调整，通过对注汽锅炉出口干度的检测量来微调燃烧参数，这样计可减少了燃料的浪费，又可保证了注汽质量，保证了稠油开采的效果。
6、开展注汽锅炉天然气替代油改造工作。
开展注汽锅炉天然气替代油改造，新建天然气供气站及相应流程，并对****33、****27固定注汽站的注汽锅炉燃烧器进行改造，达到使用天然气的要求。
下一步，采油厂将加大对现有注汽锅炉天然气替代油的改造力度，将活动锅炉相对固定后使用天然气，同时对新引进注汽锅炉从设计源头为油气两用，逐步减少燃油的使用比例，降低注汽锅炉烟气污染排放，达到节能降耗目的。
（二）、提高地面输配汽系统热效率，保证井口注汽质量
1、加强注汽管线、热力补偿器、注汽井口的管理，保证其安全运行，减少热损失。
注汽管线、热力补偿器、注汽井口由于其结构、环境要求的特殊性，其安全运行要求较高。
为保证其安全运行，分公司进行了报废标准的编制和管理规定的出台。
在日常管理中严格按规定要求运行，保证其安全性。
同时做好注汽管线、补偿器等保温性能定期检查、检测工作，及时更新维修损坏的保温层，应用新型保温技术，提高其保温效果，降低注汽管线等热量损失，提高注汽质量。
2、优化固定注汽管网布局设计，从注汽锅炉出口到注汽井的注汽半径控制在2Km以内，降低注汽管网的热损失。
在注汽井相对集中的区域，建设半固定注汽站，铺设固定注汽管线，将活动锅炉相对固定，减少搬迁及运行费用，提高锅炉的运行时率及利用率。
3、加强注汽井筒隔热工艺配套工作
（1）全面推广使用隔热接箍、隔热补偿器，消除局部散热点。
（2）确保密封性能良好的封隔器入井，降低环空热损失。
（3）加大水平井均匀注汽等新技术应用规模，不断完善水平井均衡加热配套技术，提高热采水平井的贡献。
三、注汽改造工程方案
（一）、2014年注汽改造工程方案
2014年注汽改造工程方案共4个，总投资估算为9200万元。
1、王152区块新建相对固定注汽站2座
根据地质新区产能建设方案规划，2014年规划在王家岗油田王152区块新钻稠油热采井27口，平均单井进尺1600米，总进尺4.32万米，单井产能4.3t/d，前三年平均年产能力2.9×104t。
借鉴王152井直井注汽热采投产情况，注汽压力19.5MPa左右，注汽速度注汽速度7.5t/h左右，周期注汽量为1400-1500t，年注汽量约为6.5×104t。
由于该区块注汽井的注汽压力在19.5MPa以上，目前采油厂现有的注汽锅炉的亚临界注汽锅炉无法满足注汽压力需求。
因此在该区块新引进2台9.2t/h超临界活动式注汽锅炉，注汽压力达到26MPa，2台活动式锅炉年注汽能力为7.8×104t，能够满足该区块新投产稠油井的注汽需求。
同时根据油井间距，规划在油井相对集中区域，注汽锅炉与注汽井最大间距不超过1.5km的范围，新建相对固定注汽站两座，建设21Mpa、∮89固定注汽管网6km，从而减少活动锅炉搬迁工作量，降低注汽锅炉运行成本，提高活动锅炉运行时率。
新建相对固定注汽站工作量如下：
（1）、新建2台9.2t/h超临界活动注汽锅炉，并配套水处理及配套设施；
（2）、新建并硬化1600m2场地2个，用于摆放活动注汽锅炉及配套设施；
（3）、新钻水源井2口，用于注汽锅炉供水水源；
（4）、新建21Mpa、∮89固定注汽管网6km；
投产估算：
4500万元。
2、****13区块新建相对固定注汽站1座
根据地质老区综合调整方案规划，规划2014年在****13沙四区块实施水驱转热采综合调整，同时实施压裂防砂提高储层导流能力，实现薄互层储量的有效动用。
整体规划分上下两套层系部署井位60口，年注汽量约为13.5×104t，其中2014年规划新钻稠油井20口，新增产能2.5×104t，新增可采储量23×104t，周期注汽量为1400-1500t，年注汽量约为4.5×104t，。
由于该区块位由采油三矿管辖，该区块现有固定注汽锅炉1台，于2013年达到强制报废条件已报废，报废后已更新1台15t/h亚临界活动式注汽锅炉，用于****13老区的稠油井注汽。
采油三矿现运行1台11.5t/h活动式注汽锅炉，主要负责****南广九超稠油区块的注汽任务，两台注汽锅炉无法满足****13沙四新投产20口稠油井的注汽量需求。
为考虑该区块调整方案整体实施后，注汽井达到60口，年注汽量达到13.5×104t因此在该区块新引进1台23t/h亚临界固定式注汽锅炉，注汽压力达到21MPa，年注汽能力为14×104t，能够满足该区块新投产稠油井的注汽需求。
同时根据油井间距，规划在油井相对集中区域，注汽锅炉与注汽井最大间距不超过1.5km的范围，新建固定注汽站1座，建设21Mpa、∮89固定注汽管网8km，提高注汽锅炉运行时率。
新建固定注汽站工作量如下：
（1）、新建1台23t/h亚临界固定注汽锅炉，并配套水处理及配套设施，燃料为油气两用式；
（2）、新建固定注汽站1座，配套供油、天然气、电、水设施及流程，并配套污水处理设施；
（3）、新钻水源井2口，用于注汽锅炉供水水源；
（4）、新建21Mpa、∮89固定注汽管网8km；
投产估算：
4000万元。
3、****20东区9排固定注汽管网更新方案
1#注汽站管辖的9排固定注汽管网，位于****20稠油区块东部，管线型号均为ф114×11，材质均为15CrMo。
9排固定注汽管网总长度为1100米，于1998年投产运行，由于运行时间长，注汽管线部分强度降低，部分管线壁厚减薄严重，达不到正常运行要求，已经不符合规范要求，注汽管网存在较为严重的安全隐患，固定注汽管网主要存在以下问题：
（1）、注汽管线外保温层损坏严重；
（2）、注汽支线及干线阀门出现内漏现象；
（3）、注汽管线固定支架损坏严重；
（4）、注汽管线壁厚减薄严重，达不到正常运行要求。
更新改造方案：
对9排固定注汽管网进行报废并进行更新改造，更换全部固定注汽管线。
主要工程量：
（1）、对9排固定注汽管线更新1100米；
（2）、对部分地方占压的管线重新变更走向。
投资估算：
400万元。
4、****20东区注汽管网维修改造方案
1#注汽站管辖的8、10、11排固定注汽管网，位于****20稠油区块东部，管线型号均为ф114×11，材质均为15CrMo。
8排固定注汽管网总长度为1055米，于2003年投产运行；10排固定注汽管网总长度为951米，于2006年投产运行；11排固定注汽管网总长为1021米，于2003年投产运行。
由于运行时间长，管线保温层损坏严重，固定注汽管网主要存在以下问题：
（1）、注汽管线外保温层损坏严重，热损失大；
（2）、注汽支线及干线阀门出现内漏现象，造成蒸汽漏失损失；
（3）、注汽管网固定支架损坏严重，影响安全运行；
维修改造方案：
对8、10、11排固定注汽管网进行维修改造，更换外保温层，更换部分损坏的管线支架。
主要工程量：
（1）、对以上固定注汽管线进行除锈防腐，更换外保温层4Km；
（2）、固定注汽管线内漏注汽阀门进行更换20支；
（3）、更换固定注汽管线损坏的部分支架150个；
投资估算：
300万元。
（二）2015年注汽改造工程方案
2015年注汽改造工程方案共2个，总投资估算为700万元。
1、****13区块固定注汽管线更新方案
采油三矿****西联管辖的固定注汽管网，位于****13区块，管线型号均为ф114×11，材质均为15CrMo，固定注汽管网总长为2400米，于2000年投产运行。
由于运行时间长，管线保温层损坏严重，固定注汽管网主要存在以下问题：
（1）、注汽管线外保温层损坏严重；
（2）、注汽支线及干线阀门出现内漏现象；
（3）、注汽管网固定支架损坏严重；
到2015年达到15年的强制报废条件，需要进行报废更新方案。
报废更新方案主要工程量：
（1）、根据注汽井的位置，合理优化注汽管线布局及走向，注汽锅炉到注汽井的注汽半径控制在1.5Km以内；
（2）、更新ф89×11，材质为16Mn，压力等级为21Mpa，固定注汽管网总长为2400米；
投资估算：
400万元。
2、活动注汽锅炉维修改造工程方案
到2015年采油厂运行的活动注汽锅炉预计增加到9-10台，其中2007-2009年投产的4台活动注汽锅炉，由于频繁搬迁，运行时间长，造成锅炉及配套设施损坏，活动锅炉维修工作量逐年增加。
活动注汽锅炉维修改造主要工作量：
（1）、对流段、过渡段内保温大修；
（2）、控制系统的维修；
（3）、柱塞泵等辅助设备的维修；
（4）、注汽等高压阀门及安全阀的更换、维修；
（5）、水处理及除氧器的维护维修；
（6）、活动锅炉配套辅助设备的维修改造。
活动注汽锅炉需要维修改造费：
300万元
（三）2016年注汽改造工程方案
2016年注汽改造工程方案共1个，总投资估算为800万元。
1、****古1潜山南区新建相对固定注汽站1座
根据地质老区综合调整方案规划，2016年规划在****古1潜山南区新钻稠油热采井10口，老井扶停8口，预测到2015年共投产油井18口，年注汽量为7.2×104t。
****古1潜山南区井网布置图
由于该区块无固定注汽锅炉，采用活动式注汽锅炉注汽，造成活动注汽锅炉搬迁工作量大，锅炉搬迁、拉水、拉油等运行成本费用高。
根据油井间距，规划在油井相对集中区域，注汽锅炉与注汽井最大间距不超过1.2km的范围，新建相对固定注汽站一座，并新钻水源井一口，建设21Mpa、∮89固定注汽管网4km，从而减少活动锅炉搬迁工作量，降低注汽锅炉运行成本，提高活动锅炉运行时率。
新建相对固定注汽站工作量如下：
（1）、新建并硬化1600m2场地，用于摆放活动注汽锅炉及配套设施；
（2）、新钻活动注汽锅炉供水源井1口；
（3）、新建21Mpa、∮89固定注汽管网4km；
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