古城油田BQ10区稠油开采采用注采合一集输流程，稠油单井集输采用低压蒸汽伴热方式，该区块注汽站内燃油、给水、注汽管线等系统运行时间较长，设备老化，已经不能满足注汽锅炉运行要求。
1 整改方案
根据古城油田BQ10区生产现状及存在的问题和产量预测，对其集输系统、供热系统及配套系统进行整改。本着两点设计该整改方案：一是充分利用已建设施，以减少工程投资；二是采用安全可靠、经济适用的工艺技术，以节能降耗。具体整改内容包括以下两个层面：①对该区块3#集油注汽站、计量站和所有生产油井的低压伴热系统进行整改；②对注汽站内高压注汽锅炉的燃油、给水、吹灰系统及配套部分等进行改造和扩建，以满足该区块未来稠油开发需要。
2 改造内容
2.1 站外
（1） 集油、掺水管道改造。根据井站距的不同，分别进行改造。单井集油管道长度小于200 m的油井，采用目前的伴热管线直接改掺水流程；单井集油管道长度200 m以上的油井，新增掺水管线（DN25 mm埋地保温管）；单井管线长度大于350 m的油井，为降低井口回压，新敷设埋地集油管线（DN50 mm埋地保温管）。
（2）新建4座计量站的掺水干线。BQ10区共9座计量站，其中5座计量站使用干线掺水，有掺水干线，另外 4 座没有掺水流程，需要新建掺水干线。
（3）9座计量站新建掺水计量及阀组。
2.2 3#集油站。
（1）新建2台4 t/h燃煤低压蒸汽锅炉。在3#集油站东南新建2台4 t/h燃煤低压蒸汽锅炉，顶替站内原油沉砂罐、高压注汽锅炉燃料油罐、站内采暖等使用的高压蒸汽；原油外输及掺水加热采用低压蒸汽，顶替原水套炉使用的天然气用于注汽锅炉燃料，以提高天然气的利用价值。
（2）更换掺水泵。BQ10区所有油井全部改掺水流程，掺水量增加，原掺水泵不能满足，更换2台掺水泵及相应管道。
（3）新建掺水阀组。去各计量站的掺水流程均设置计量表。
2.3 3#注汽站
（1）注汽锅炉燃油系统改造。站内燃油罐原设计为储存原油，现已改为储存渣油和原油的混合油，为了使混合油充分燃烧，要求对混合油进行循环乳化，原有油罐已不够使用。新增2座100 m3立式保温罐，改造1座储罐。
（2） 供水系统改造。目前BQ10区注汽站内2台水处理设备已运行17年，需要进行大修；站内现仅有1座200 m3清水罐，长期使用并且不能停罐维修，罐体严重老化，已出现多次泄漏现象，罐内及供水管线锈蚀严重，影响供水水质。新建1座200 m3水罐，改造原200 m3水罐及相应管网。
（3）新增微爆吹灰装置。解决锅炉对流段结焦问题，增加微爆吹灰装置3套。
（4）注汽锅炉分炉分压改造。在站内对注汽阀组进行改造，实现对不同油井的分区分压注汽，满足不同油井对注汽压力的不同要求。
（5）注汽锅炉除氧器改造。对注汽锅炉除氧器进行改造，使锅炉给水满足规范要求，消除安全隐患，以提高注汽锅炉使用寿命。
（6）对1台注汽锅炉进行升压改造。根据地质部门提供的参数，BQ10区部分油井井口注汽压力需9.6 MPa，锅炉出口压力需11.1 MPa。现有注汽锅炉额定注汽压力为10 MPa，由于注汽锅炉使用年限较长，实际锅炉出口最大压力为 9.2 MPa，不能满足要求，需要对注汽锅炉进行改造，提高锅炉出口压力，以满足部分井口注汽压力。
3 结语
（1）通过对古城油田BQ10区掺水降黏和燃煤低蒸汽压伴热进行对比分析、论证，推荐采用掺水降黏集输流程，掺水降黏集油流程平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程可降低 0.1~0.3 MPa，减少热耗50%~60%，节能效果较明显。
（2） 古城油田 BQ10 区块低压伴热系统改造后，低压供热系统单位蒸汽耗煤量（21 MJ/kg）为155.5 kg/t，单位蒸汽耗电量为19.32 kW·h/t，单位蒸汽耗水量为1.04 m3/t。
（3）新增固定资产投资为古城油田BQ10区块低压供热系统及站内改造费用，固定资产的投资额为1 752.3万元。财务基准收益率为13% 。税前财务内部收益率为56.79%，税后的财务内部收益率为41.17%，均大于基准收益率，说明项目赢利能力满足了行业的最低要求；计算期内全部财务净现值均大于零，说明该项目在财务上是可以接受的。本项目的税前投资回收期为2.74年 （含建设期），税后投资回收期为3.39年（含建设期）。项目抗风险能力亦较强。
（4）该区块低压伴热系统改造后，可有效提高稠油开采注汽锅炉的注汽能力，使高压蒸汽得到合理利用。每年需平顶山煤矿原煤约0.36×104t。根据河南油田稠油老区所处地理位置和原煤用量，平顶山煤矿完全有能力提供原煤资源。据调研，平顶山原煤属低硫煤，平顶山各大主力煤矿提供的原煤含硫量大部分可控制在小于0.5%，通过采用先进的环保措施和设备，烟尘和SO2污染物的排放可满足国家规定的二类地区排放标准。河南油田附近的地方单位有水泥厂和灰渣制砖厂，基本可以保证燃煤锅炉排出灰渣的综合利用。
