新建注汽干线方案及运行成本

阎治儒

河南油田分公司采油二厂

1 方案的主要内容

近年河南井楼油田实施了注汽管网调整改造方案：敷设燃煤注汽站至高浅三区、七区各计量站的注汽干线。从燃煤注汽站敷设一条Ø159 mm×12 mm的管线至高浅三区38#站，38#站至GQ13井区的注汽干管采用Ø114 mm×9 mm的注汽干管（管线利旧）。为了保证注汽压力较高的东、南部注汽井的井口注汽压力和注汽干度，至东部和南部的注汽干线按同时保证两口井注汽量（12 t/h左右）计算管径，以减少单位质量蒸汽的散热损失，保证注汽井口的蒸汽干度。从燃煤注汽站敷设一条Ø219 mm×16 mm的管线至高七区23#站（总长800 m），从23#站敷设两条Ø159 mm×12 mm注汽干线（总长3 420 m），一条至七区41#计量站，另一条敷设至27#计量站，附近的计量站管线就近碰接，连接管采用Ø114 mm×9 mm管线（管线利旧）。

该方案直接工程费为1 406.2万元，其他费用219.65万元，预备费130.07万元，工程总投资1 755.92万元。

2 运行成本

通过对井楼油田高浅三区、七区注汽干管调整，实现以煤代油，每年可为井楼油田高浅三区、七区提供过热蒸汽29.4×104t，注汽锅炉出口蒸汽为过热蒸汽，距离燃煤注汽站较近的井口蒸汽可达到过热状态，大部分注汽干度可由原来的50%～70%提高为98%，能有效改善稠油的开发效果，提高油汽比，增加采收率，并可有效动用超稠油难采储量。根据数模研究可知，油汽比可增加0.172，原油采收率增加2%～3%，以井楼高浅三区、七区年产原油8.7×104t计算，年可节省蒸汽1.5×104t（183万元），增加可采储量5.74×104～8.61×104t。

3 结语

（1）新建高浅三区注汽主干线可以满足使用要求，过热蒸汽到38#注汽站处的温度为340℃左右，处于过热状态，压力为9.23 MPa。现有的单井注汽管线为Ø76 mm×6 mm，管径较小，单位长度的阻力损失较大，但注汽站至井口的距离一般300 m以内，考虑局部阻力降，单井注汽管线总的阻力降0.7 MPa左右，高浅三区注汽热采井的平均注汽压力为7.8 MPa，新建注汽管线可以满足大部分油井注汽的要求。GQ13井区距离燃煤注汽站较远，注汽压力较高，根据计算结果，管线的压力损失较大，不能满足地质部门对注汽速度的要求，生产单位需根据实际情况制定注汽方案，注GQ13井区时减少高浅三区的注汽井数，减少Ø159 mm×12 mm管线的注汽流量，降低阻力损失。但随着蒸汽流量的下降，单位质量蒸汽的热损失加大，到达油井蒸汽的干度将降低。

（2）新建七区注汽主干线可以满足使用要求，过热蒸汽到41#计量站处的温度为342℃左右，处于过热状态，压力为9.07 MPa。27#注汽站处的温度为347℃左右，处于过热状态，压力为9.16 MPa。考虑单井注汽管线总的阻力降0.7 MPa左右，注汽压力和注汽量可以满足大部分油井注汽的要求。

（3）由运行成本分析可知，该注汽干线调整工程的实施，对单位注汽成本的影响不大，即由原来的122.0元/吨提高到现在的122.6元/吨。