西48供热拉油注水站改造

王俊玲，刘惠敏，刘骥飞

（华北油田采油三厂设计室，河北 河间 062450）

1 工程概况

西48断块于1992年投入开发，初期建设规模1.5×104t/a，集输系统采用三管伴热流程，现有油井6口、水井2口（回灌）。断块目前日产液量178 t/d，日产油量20 t/d，综合含水88.8%。断块建有西48供热拉油注水站1座。

西48供热拉油注水站于1992年投产，初期设计拉油注水站，站内设原油计量、分离、装车外运、注水、变配电等设施，原油拉至河一联处理。站内有注配间1座，水源井1口，注水规模130 m3/d。站内用电由马二变至里一联35 kV线路接引，输电线路2 km，站内建35 kV临时变1座。通信采用无线话机与采油三厂相通。

2 存在的问题

（1）设备陈旧老化、腐蚀严重、维修困难，运行效率低，管理不方便。

（2）集输管网腐蚀严重，不仅系统运行、维护费用高，而且存在较多的安全环保隐患，每年需要投入大量的应急维修费用，严重影响安全生产及环境状况。

（3）自动化管理和控制水平低，不利于油田的安全生产和关键岗位的同步即时监控。

（4）污水简易处理回灌不能有效注水，不利于油田开发。

（5）油田新增加密井，地面系统须进行调整改造。

3 设计方案优化

针对西48站目前生产状况及存在的问题，我们通过调查研究，结合实际对西48站地面建设优化简化，主要体现在以下几个方面：

3.1 地面适应地下，地面工程与地质情况紧密结合

在设计中，根据油田开发生产状况，通过工艺数据计算，确定生产工艺改造方案，即在保证油田安全平稳生产的基础上，做到简化优化工艺流程，同时优化岗位配置，降低劳动强度。

3.2 改造生产工艺，做到节能降耗

在设计过程中，充分考虑原有工艺及设备的运行状况，从工艺流程设计到设备选型、节能新技术应用、修旧利废等方面，力争达到节能降耗。

3.3 设计与现场实际紧密结合

该工程设计充分考虑与现场实际相结合，与有关部门一起，深入生产现场调研，与技术主管、现场负责人进行详细的技术交流，了解现场操作运行情况，调查现场与原设计图纸的符合程度，对原有工艺设备进行综合评价，认真听取现场管理人员建议，方便生产，方便管理，做到设计与现场生产紧密结合。

4 设计内容

4.1 更新油气分离装置

卧式分离缓冲罐92年投用，目前罐内、外腐蚀严重，日常运行分离效果差，设计更新分离缓冲罐1具（D2000×6900）及配套工艺管线。分离缓冲罐设浮子液位调节器和自力式压力调节阀。

4.2 站内管网改造

主要是站内油气水管网全部更新，管线重新布局，油气水管线管架架设。污水管线沿线设双层管架，污水管线沿低管架敷设，装车泵回流管线抬至地面低管墩架设，大罐至装车泵管线埋地敷设。

4.3 储油罐改造

对于储油罐难确定油水界面，放底水效果不好的问题，在储油罐安装磁控液位界面仪1套（CKY－1），罐前工艺管线抬至地面低管墩架设。

4.4 总机关改造

原总机关为6头总机关，现有9口油井，总机关头数不够，设计拆除污水泵房内污水泵，拆除污水泵与总机关隔墙，将原污水泵房与总机关连为一体，拆除西48站总机关内工艺管线，拆除操作平台，保留分离器及排油泵，新建9头总机关，热回水管线室内架空。

4.5 热力系统

（1）10 m3热回水罐更换，热水罐安装磁翻板液位计，热水系统安装计量仪表。

（2）更换12 m3卸油箱1具，卸油箱至燃油泵进口管线更换抬至地面，燃油系统安装计量仪表，卸油箱安装顶装液位计，便于观察燃油液位。

（3）2#加热炉与新建污水处理装置安全距离不够，拆移2#加热炉至1#加热炉4.5 m处。

4.6 供注水系统

（1）为改善污水处理效果，增建污水处理装置1套，选用QL全方位组合过滤器，设备选型为：QL－15/0.6（qv＝15 m3/h，p＝0.6 MPa，P＝30 kW）。

（2）重建注配间：拆除老化陈旧的3台旧注水泵，更换2台三柱塞注水泵及配套工艺，增设喂水泵2台。

选用注水泵3H－8/450 II（qv＝12.1 m3/h，p＝25 MPa，P＝110 kW）。

选用喂水泵IS50－32－125（qv＝12.5 m3/h，h＝20 m，P＝2.2 kW）。

配水阀组改造为3头。

（3）高架污水罐改造：60 m3高架污水罐更换进出口、排污等管线，高架水罐增建液位计和收油工艺。

（4）更换站内水源井供水管线。

4.7 配电系统

（1）将5面低压开关柜全部更换为MNS开关柜，变压器增容S11－M－315/6/0.4，电缆沟进行改造。

（2）场区照明系统：室内照明，场区安装可升降式高杆灯。

4.8 其他辅助工程

站内围墙按安全规范要求加高至规范要求，大门维修3个，站场装车及巡检道路修补，站内门窗、采暖系统改造维修，房屋屋顶防水处理、房屋内外粉刷等。增建污水处理间，原配注间狭窄，改造配注间。

4.9 单井设计

西49－2、西49－3在同一井场，2口井串接三管伴热流程1 497 m（D60×3.5＋2D48×3.5），安装抽油机 2台（抽油机CYJS12－5－73HB）及配电。马 99井出油管线采用三管伴热流程499 m（D60×3.5＋2D48×3.5），安装抽油机1台（抽油机CYJS12－5－73HB）及配电。

5 设计特点

5.1 集油系统设计特点

（1）单井均采用三管伴热流程，防止高凝原油管线的阻塞，解决了管线结蜡问题。单井产量采用计量站总机关集中计量，既计量准确，又便于管理，确保了原油集输工艺的安全生产。

（2）拉油站应用分离缓冲罐、高效节能加热炉，保证了原油集输工艺的正常生产。

（3）在管线走向设计中，根据井站的相对位置，设计站外管线尽量直线铺设，节省投资，便于维修管理。

（4）多专业管架共架设技术，将油、水、热、电、暖、仪、表等专业的管线和电缆共同敷设在油专业管线管架上，节省了占地，减少了腐蚀，使站区更加美观。

（5）管架采用了双层管架，节省占地，方便管理。

5.2 供注水系统设计特点

（1）站内改造后由原来的污水回罐改为污水回注，将沉降分离后的污水进行处理，合格后回注地层。

（2）注水压力系统由16 MPa升压至25 MPa，改污水回罐为污水回注，改善地层条件

（3）采用组合式污水处理装置，污水处理效果好。

（4）注水泵、喂水泵、配水阀组设在一个房间，节省空间，便于管理。

5.3 平面布置特点

站内平面布置与工艺流程相适应，根据不同生产功能和特点分别相对集中布置，结构合理，做到了管网短、流程顺，便于生产管理和操作维修，节省占地，节约投资。

5.4 自动化控制设计水平

（1）自动控制充分考虑油田管理水平，适应当地环境条件。做到技术先进、性能可靠、经济合理、维护方便。仪表自控设计主要采用就地和远传两种方式，重要参数远传至值班室，其他参数仅采用就地显示方式。

（2）原油采用液位计计量，燃油采用流量计计量，清水采用液位计计量，热水采用流量计计量，单井产量采用计量总机关分离器集中计量。

（3）加热炉进出口温度检测采用热电阻与数字温度显示仪配套，进出口压力检测采用压力变送器与数字显示仪配套，数据通过加热炉自带的自动控制系统远传至值班室，有显示仪表。

（4）燃油泵房，计量总机关设可燃气体报警装置，可燃气体报警控制器安装在值班室，自动监控环境。

（5）电气设备及正常不带电的金属设备外壳均接地。金属管线在进出建筑物及起始、末端、分支、拐弯处用－40×4镀锌扁钢与就近接地干线做可靠的接地；阀门、仪表处做跨接。

（6）注水泵采用变频调速控制设备，提高自动化管理和节电运行水平。变频调速调节压力排量，节能降耗，平稳生产，安全可靠。变频调速控制设备，可根据管线输油压力变化，自动调节泵的转速，使管网始终保持在恒定的设定压力状态，以满足最佳工作状况的要求，自动化程度高，节能省电，安全可靠。

6 设计采用新技术、新工艺、新设备、新材料

该项工程设计，采用了多项先进技术，创多项新水平，取得了较好的经济和社会效益，采用主要的新技术、新工艺、新设备、新材料如下：

（1）对于储油罐难确定油水界面，放底水效果不好的问题，在储油罐安装磁控液位界面仪1套（CKY－1），CKY－1型磁控液位界面仪是采用两个比重不同的磁浮子，磁浮子液位和油水分界面，保护管内部干簧管在磁浮子的作用下，触头闭合或断开造成传感器输出阻值变化，磁浮子1给出液位高度信号，磁浮子2给出油层厚度信号，再将阻值信号转换成电压信号后，由数字显示液位高度及油层厚度。该仪表具有检测快、误差小、灵敏度高、检测准确的特点，且是防爆产品。

（2）分离缓冲罐安装浮子液位调节装置及自力式压力调节阀，实现缓冲罐的自动调节，避免伴生气进入沉降罐或原油进入天然气管线，尽可能控制和降低大罐蒸发油气损耗。分离缓冲罐油气分离效果好，运行平稳。

（3）合理利用分离器、除油器、分液器，使西48站伴生气充分分离、除油、冷却、除水、计量后供加热炉燃烧，安全节能、环保。

（4）加热炉采用油气混烧，一般情况下燃用天然气，在气量足时开动燃油泵，增加燃料油。加热炉操作实现自动控制，大大减轻操作工人的劳动强度，配备了熄火、压力、温度等报警仪表，实现了报警与停炉联动，为安全生产提供了保障。

（5）站内管网由地下和低管墩敷设改为高管架敷设，多专业管架共架设，采用双层管架，节约占地，节省投资。

（6）总机关改造，管线全部抬至地面，热回水管线室内架空敷设，工艺布局合理美观，便于管理，操作方便，维修方便。

（7）采用简易污水处理回注工艺，实现污水就地回注，节约运行成本。

（8）污水处理装置采用QL型全方位组合装置，除油、污油回收、过滤及反冲洗全部实现数字输入可编程序控制，除油效果好，过滤精度高，出水水质稳定，反洗采用分层阶梯式反洗方式，滤料反冲洗及再生效果好。

（9）采用整体组合泵头的3H－8/450型注水泵，极大地提高了注水泵的使用寿命。该注水泵无须手动调节回流阀门，极大的减轻了操作工人的劳动强度，提高了工作效率。它启动噪声小，在启动过程中电机从低频开始缓慢加速，启动电流很小，延长了电动机的使用寿命，提高了电机的效率，节约维修成本。

（10）注水泵采用变频调速控制可靠。变频调速控制设备，可根据管线输油压力变化，自动调节泵的转速，使管网始终保持在恒定的设定压力状态，以满足最佳工作状况的要求。可提高自动化管理和节电运行水平。一般节电达 25%～60%，同时可减小设备磨损与维修费用，节能省电，安全可靠。

（11）高架污水罐安装液位界面仪，燃油箱安装顶装液位计，液位显示明显，便于管理。增建热水、燃油、燃气流量计，完善了油气水计量系统。

（12）配电柜更换为新型全封闭式，节能高效，确保供电质量。

（13）场区照明采用电动升降的广场高杆灯，节能高效，方便夜间管理。

（14）采用高密封，安全可靠，高变压器，节能省电。

（15）污水处理间、配注间墙体采用MU10机制P型多孔砖，减噪省材。

（16）管线采用聚氨酯泡沫塑料管壳保温，保温效果好。

（17）单井管线串联，改善流动状况，节省管线，节约投资。

7 经济效益和社会效益分析

工程概算总投资：623万元。

竣工决算总投资：598万元。

7.1 经济效益

（1）利用分离缓冲罐、高效节能加热炉及高性能油气混烧燃烧器，充分利用油田伴生气，年节省燃料油210 t，燃料油价格按3 526元/t（原油价格按3 526元/t（含税）计算），年节省费用：210×3 526/10 000＝74.046 0万元。

（2）注水泵采用变频调速控制，使电机的转速根据水量的变化进行调节，节省电能。电费价格按0.73元/kW·h，年节省费用：110×0.4×24×300×0.73/10 000＝23.126 4万元。

（3）站内系统管网、站内容器设备等更新改造后，大大方便了生产管理，减少管线腐蚀穿孔和容器设备的跑冒滴漏现象，节省维修费用5万元。

（4）采用污水处理装置进行合格污水回注，注入污水水质得到改善，减少了水井污染，节省水井解堵、检管费用20万元/a。

（5）在没有新征地的情况下，最大限度利用了可用空间，增建污水处理装置，扩建总机关，改造注配间，减少占地，节省征地费5万元。

（6）分离器、干燥器、冷凝器利旧，节约资金5万元。

（7）减少备用注水泵，配水阀组空头，节约维修费1万元。

（8）停运污油隔油罐1具、污油泵1台、换热器1台，节约运行维修费用2万元。

（9）油井采用串接方式，节约投资3×14.97＝44.91万元。总节约投资74＋23.1＋5＋20＋5＋5＋1＋2＋44.9＝180万元。

7.2 社会效益

（1）优化简化流程，方便操作，减轻了工人的劳动强度，安全生产。

（2）合理利用旧设施，节约改造费用，减少油气挥发及原油消耗，有利于环境保护。

（3）老油田地面工艺系统重新优化，减少了浪费，地面工艺系统调整改造，改善了整个油田的运行环境，减少了热能、电能损失。有助于油田精细管理，提高油田管理水平。

（4）整改后，减小了管理幅度。

（5）少了设备、房屋、材料的维修、更换、运行费用，减轻了工人的劳动强度。

（6）整改后，消除了安全隐患。