古城油田BQ10區稠油開采采用注采合一集輸流程，稠油單井集輸采用低壓蒸汽伴熱方式，該區塊注汽站內燃油、給水、注汽管線等系統運行時間較長，設備老化，已經不能滿足注汽鍋爐運行要求。
1 整改方案
根據古城油田BQ10區生產現狀及存在的問題和產量預測，對其集輸系統、供熱系統及配套系統進行整改。本著兩點設計該整改方案：一是充分利用已建設施，以減少工程投資；二是采用安全可靠、經濟適用的工藝技術，以節能降耗。具體整改內容包括以下兩個層面：①對該區塊3#集油注汽站、計量站和所有生產油井的低壓伴熱系統進行整改；②對注汽站內高壓注汽鍋爐的燃油、給水、吹灰系統及配套部分等進行改造和擴建，以滿足該區塊未來稠油開發需要。
2 改造內容
2.1 站外
（1） 集油、摻水管道改造。根據井站距的不同，分別進行改造。單井集油管道長度小于200 m的油井，采用目前的伴熱管線直接改摻水流程；單井集油管道長度200 m以上的油井，新增摻水管線（DN25 mm埋地保溫管）；單井管線長度大于350 m的油井，為降低井口回壓，新敷設埋地集油管線（DN50 mm埋地保溫管）。
（2）新建4座計量站的摻水干線。BQ10區共9座計量站，其中5座計量站使用干線摻水，有摻水干線，另外 4 座沒有摻水流程，需要新建摻水干線。
（3）9座計量站新建摻水計量及閥組。
2.2 3#集油站。
（1）新建2臺4 t/h燃煤低壓蒸汽鍋爐。在3#集油站東南新建2臺4 t/h燃煤低壓蒸汽鍋爐，頂替站內原油沉砂罐、高壓注汽鍋爐燃料油罐、站內采暖等使用的高壓蒸汽；原油外輸及摻水加熱采用低壓蒸汽，頂替原水套爐使用的天然氣用于注汽鍋爐燃料，以提高天然氣的利用價值。
（2）更換摻水泵。BQ10區所有油井全部改摻水流程，摻水量增加，原摻水泵不能滿足，更換2臺摻水泵及相應管道。
（3）新建摻水閥組。去各計量站的摻水流程均設置計量表。
2.3 3#注汽站
（1）注汽鍋爐燃油系統改造。站內燃油罐原設計為儲存原油，現已改為儲存渣油和原油的混合油，為了使混合油充分燃燒，要求對混合油進行循環乳化，原有油罐已不夠使用。新增2座100 m3立式保溫罐，改造1座儲罐。
（2） 供水系統改造。目前BQ10區注汽站內2臺水處理設備已運行17年，需要進行大修；站內現僅有1座200 m3清水罐，長期使用并且不能停罐維修，罐體嚴重老化，已出現多次泄漏現象，罐內及供水管線銹蝕嚴重，影響供水水質。新建1座200 m3水罐，改造原200 m3水罐及相應管網。
（3）新增微爆吹灰裝置。解決鍋爐對流段結焦問題，增加微爆吹灰裝置3套。
（4）注汽鍋爐分爐分壓改造。在站內對注汽閥組進行改造，實現對不同油井的分區分壓注汽，滿足不同油井對注汽壓力的不同要求。
（5）注汽鍋爐除氧器改造。對注汽鍋爐除氧器進行改造，使鍋爐給水滿足規范要求，消除安全隱患，以提高注汽鍋爐使用壽命。
（6）對1臺注汽鍋爐進行升壓改造。根據地質部門提供的參數，BQ10區部分油井井口注汽壓力需9.6 MPa，鍋爐出口壓力需11.1 MPa?，F有注汽鍋爐額定注汽壓力為10 MPa，由于注汽鍋爐使用年限較長，實際鍋爐出口最大壓力為 9.2 MPa，不能滿足要求，需要對注汽鍋爐進行改造，提高鍋爐出口壓力，以滿足部分井口注汽壓力。
3 結語
（1）通過對古城油田BQ10區摻水降黏和燃煤低蒸汽壓伴熱進行對比分析、論證，推薦采用摻水降黏集輸流程，摻水降黏集油流程平均井口回壓比注采合一蒸汽伴熱集油流程可降低 0.1~0.3 MPa，減少熱耗50%~60%，節能效果較明顯。
（2） 古城油田 BQ10 區塊低壓伴熱系統改造后，低壓供熱系統單位蒸汽耗煤量（21 MJ/kg）為155.5 kg/t，單位蒸汽耗電量為19.32 kW·h/t，單位蒸汽耗水量為1.04 m3/t。
（3）新增固定資產投資為古城油田BQ10區塊低壓供熱系統及站內改造費用，固定資產的投資額為1 752.3萬元。財務基準收益率為13% 。稅前財務內部收益率為56.79%，稅后的財務內部收益率為41.17%，均大于基準收益率，說明項目贏利能力滿足了行業的最低要求；計算期內全部財務凈現值均大于零，說明該項目在財務上是可以接受的。本項目的稅前投資回收期為2.74年 （含建設期），稅后投資回收期為3.39年（含建設期）。項目抗風險能力亦較強。
（4）該區塊低壓伴熱系統改造后，可有效提高稠油開采注汽鍋爐的注汽能力，使高壓蒸汽得到合理利用。每年需平頂山煤礦原煤約0.36×104t。根據河南油田稠油老區所處地理位置和原煤用量，平頂山煤礦完全有能力提供原煤資源。據調研，平頂山原煤屬低硫煤，平頂山各大主力煤礦提供的原煤含硫量大部分可控制在小于0.5%，通過采用先進的環保措施和設備，煙塵和SO2污染物的排放可滿足國家規定的二類地區排放標準。河南油田附近的地方單位有水泥廠和灰渣制磚廠，基本可以保證燃煤鍋爐排出灰渣的綜合利用。
