掺稀生产，就是在超稠油开采过程中加入适量低密度原油，增加稠油流动性，提高开发质量。而掺稀管网就是把稀油输送到每一口需要掺稀的油井，随着掺稀油井的增多，管网的压力越来越高。

就像一个高血压患者，对症降压才能达到好的疗效。中国石化西北油田采油二厂700多口油井，有近200台掺稀泵每天掺稀量1.3万吨，导致掺稀系统“血压”升高。如何把压力降下来，将稀油安全平稳精确注入油井，获取最经济的超稠油产量?该厂经过集体“会诊”，开出“降压锦囊”，助力超稠油高效开发。

“增兵降压”可谓第一条锦囊妙计。

2月16日，猪年的春节还没有过完，在12-2计转站新增缓冲罐和掺稀泵房的施工已经进入热火朝天，厂副总工程师、生产运行科科长靳永红每天重点关注工程的进展。

说起庞大复杂的掺稀系统问题，靳永红反复强调，这对油田整体开发效益影响太大了。他说，掺稀系统属高压运行系统，在生产运行过程中会出现掺稀流程过长压降较大、个别高套压井、稀油无法注入等情况。为满足油井正常生产，需提高站内掺稀系统压力或采取井口掺稀方式，则会导致掺稀设备维修频繁、能耗增加，存在安全风险。

12-1计转站目前肩负着4个站点的稀油供应。日掺稀量达到2218.9方，系统压力高15.6兆帕，四台掺稀泵同时运行风险较大。而到达13公里之外的TH12516泵站系统压力也只有12.0兆帕，下降幅度达到23.1%，高套压油井因掺稀波动导致异常频繁，影响生产时效。据统计2018年因掺稀波动油井异常18井次。

经过该厂技术人员反复勘查地形、系统分析和经济核算，给出第一个“锦囊妙计”，在12-1计转站“增兵”，加装低压掺稀泵2台，将稀油输送至给增建2个稀油缓冲罐和3台掺稀泵的12-2计转站，实现12-1计转站整体掺稀系统高低压分离。

“这样做的目的就是将运行风险骤然减低为可控的安全运行。”技术人员桑格说，掺稀系统的平稳可以减少设备故障率、处理油井故障的泵车使用、保运措施费用、提高生产时效等，可谓一举多得。

该项目将在3月底投产运行。12-1计转站至12-2计转站段管线全长7.47公里，投产后压力将从15.6兆帕下降至5兆帕，大大降低了稀油管道穿孔风险。”

桑格高兴地搬起手指算起来，届时每年将减少泵车使用1500小时、油井异常35井次、产量损失262.5吨、稀油325.5吨……节约的总费用年约230万元。

“分兵降压”是第二条锦囊妙计。

掺稀生产往往采用套注管采，套管的压力，就决定掺稀压力的大小。该厂30多座计转站实行站内统一掺稀生产，掺稀系统压力由系统后端套压最高的油井决定。因此，只要系统中有1口高套压井，就会导致整个掺稀系统掺稀压力升高。

12-9、12-12等计转站掺稀系统压力在14.5兆帕，站内掺稀泵长期在高压环境运行，导致设备出现故障，维修频繁。

一些无套压或低套压井，掺稀流量计前后压差达到10兆帕以上，流量计阀芯损坏频繁，易导致油井欠注，异常井次居高不下……

如何解决这种不同生产井况造成的掺稀差异难题?该厂技术人开展头脑风暴，集思广益，决定“分兵”。

对于高低套压分区明显站，采取隔断分区方式，通过新建联通管线，实现掺稀系统高低压分区掺稀，62口井实现掺稀降压，压力由14.5兆帕下降至6~9兆帕。

初战告捷，更加增添了技术人员的信心，他们采取隔断+新建管线分离方式，巧妙解决了低套压区含单独高套压井存在的掺稀难题，12-12计转站技改后全站20口掺稀井掺稀压力由14.5兆帕下降至7兆帕。

掺稀系统压力的降低取得显著效益。每年产量损失减少425.28吨，稀油节约528.9吨，节约费用约190.8万元。掺稀泵故障维修费用明显下降，节约维修费用14.88万元。掺稀流量计阀芯更换次数下降半数，节约费用40多万元。油井降低异常56.4井次，降低异常处理费用50.76万元。同时，系统能耗下降约26%-34%。

(朱春江 丁玉萍)