計量站脫水回?fù)焦に嚰夹g(shù)研究與應(yīng)用
摘要：河南油田分公司第一采油廠江河聯(lián)合站摻水主管線大多數(shù)管網(wǎng)腐蝕穿孔嚴(yán)重已停用，目前摻水來源 于高壓注水系統(tǒng)，在計量站內(nèi)截流降壓后摻水，不但運行 費用高，還存在極大的安全隱患。因此，開展計量站脫水 回?fù)郊夹g(shù)研究，即是將產(chǎn)液量高、含水高、溫度高的油井 產(chǎn)出液在計量站引進(jìn)油水分離裝置就地分離，把分離出的 水經(jīng)過摻水泵升壓進(jìn)入摻水管匯，再回?fù)降叫枰獡剿挠?井（管線）中，實現(xiàn)高溫高液井熱能利用，節(jié)能降本、操 作簡單安全，現(xiàn)場應(yīng)用取得了比較理想的效果。
關(guān)鍵詞：摻水 運行費用高 安全隱患 脫水回?fù)?nbsp; 現(xiàn)場應(yīng)用
石油中有一些高熔點而在常溫下為固態(tài)的烴類（蠟質(zhì)），它們通常在油藏處于溶解狀態(tài)，在原油采出地面輸送過程中，由于溫度、壓力的降低以及輕烴逸出，如果溫度降低到析蠟溫度時，溶解在原油中的蠟會以晶體形式析出并吸附在單井管線上，導(dǎo)致管徑縮小，油流不暢，引起回壓上升，甚至堵塞管線，影響生產(chǎn)，這就需要我們在 日常生產(chǎn)中，對高含蠟、高凝點、高粘度的油井進(jìn)行配水 配熱。
配水配熱需要聯(lián)合站耗費大量電能增壓提供動力、需要耗費大量燃料提高溫度，還要增加后續(xù)油水分離處 理費用，為了節(jié)能降耗，需要在保證生產(chǎn)正常運行的前提下，盡可能降低聯(lián)合站內(nèi)的摻水壓力、溫度以及摻水量。
1 問題的提出
河南油田分公司第一采油廠江河油田是河南油田的主力油田，集輸系統(tǒng)采用兩級布站方式，現(xiàn)有聯(lián)合站1座,計量站18座，稀油井266口，江河油田日產(chǎn)液量約 1.12×104m3/d,產(chǎn)油量約618t/d，綜合含水94.5%。夏季需要摻水井15口，冬季需要摻水井45口，單井設(shè)計采用雙管摻水流程，夏季摻水量230m3/d，冬季摻水量700m3/d，由于聯(lián)合站摻水主管線已運行近30年，大多數(shù)管網(wǎng)腐蝕穿孔嚴(yán)重已停用，目前摻水水源主要來自16MPa高壓注水系統(tǒng)，在計量站內(nèi)從注水流程取水，截流降壓后摻水。高壓摻水不但費用高，同時存在極大的安全隱患，是目前生產(chǎn)中急需解決問題。
河南油田地處豫南盆地，聯(lián)合站和集油站的可再利用 空間都不大，且脫水采用的是高效三相分離器，因此在改造中把原來的設(shè)備拆除，再加新設(shè)備是不現(xiàn)實的，也必將大幅度增加改造費用。若把游離水分離放到計量站，分出的水直接加壓回?fù)剑坏梢詼p少聯(lián)合站的處理負(fù)荷，也可降低回?fù)轿鬯蜷L距離輸送的增壓費用，因此在計量站設(shè)脫水分離器，在我油田特高含水期改造中有其優(yōu)勢。
2 計量站脫水回?fù)焦に嚰夹g(shù)研究
2.1研究依據(jù)
江河油田18#計量站，通過計量站內(nèi)場地調(diào)查后，其 位置和工藝條件可以滿足脫水建設(shè)要求，配電設(shè)備也可滿足改造要求。目前江河油田18#計量站有摻水井2口，采用高壓 系統(tǒng)摻水，日摻水46方，摻水溫度43度，隨著開發(fā)的進(jìn) 行，油井含水增加，摻水量會隨之減少，因此目前的摻水 量，可認(rèn)為是該站的最大可需摻水量。所以設(shè)計規(guī)模確定 為油井進(jìn)液量約100t/d，溫度≥50℃，分水50%左右（約 50m3）作為摻水。
2.2脫水原理
高溫產(chǎn)出液脫水回?fù)接退蛛x器采用“3方立式沉降 罐”，如圖1所示。由于油水兩種液體密度不同、且含水 較高（90%以上）、溫度較高，從而使兩種液體分離開來。 該技術(shù)油水分離處理工藝簡單，具有設(shè)備體積小、重量 輕、結(jié)構(gòu)緊湊、除油效率高和造價低的特點。
2.3主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)
實現(xiàn)脫水后，脫出污水含油≤200mg/L。
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2.4計量站脫水系統(tǒng)改造方案
18#計量站目前產(chǎn)液量480t/d，產(chǎn)出液溫度53度， 找?guī)卓诋a(chǎn)液量較高、溫度較高的油井，在單井管線和總管匯合處取液，經(jīng)分離器脫水分離后，脫出污水去摻水泵，其余油水混合物靠自壓進(jìn)總管匯下游。具體實施情況如下： 在18#計量站選取4口產(chǎn)液溫度大于50℃的油井作為水源井（見表1），通過流程改造引進(jìn)分離器（運行 2口，備用2口），油井產(chǎn)出液經(jīng)過分離器油水分離后（油在上面，水在下面），混合液返回到油干線，脫出水經(jīng)過 摻水泵提壓到2MPa進(jìn)入摻水管匯，對T12-15、T11-13進(jìn)行摻水生產(chǎn)，如圖2所示。
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3 應(yīng)用效果
3.1應(yīng)用現(xiàn)狀
2008年12月江河油田18＃計量站脫水回?fù)较到y(tǒng)投入使用，使用后摻水工藝技術(shù)參數(shù)：摻水壓力2.0MPa，排量2.1方/小時，摻水溫度54℃，脫出污水含油145mg/L，摻水井T12-15、T11-13生產(chǎn)運行平穩(wěn)（表2）。
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3.2 效益評價
1）18#高壓摻水費用較高9.68元/方，每年高 壓摻水用量為1.6萬方，江河聯(lián)合站污水處理費用為 1.51元/方，每年投資費用：(9.68+1.51)×1.6＝18(萬 元);目前摻水消耗僅為電費，每年2.7萬元。年凈效益為 15.3萬元。
2）計量站脫水回?fù)较到y(tǒng)利用本站高溫油井產(chǎn)出液， 熱損失較少，有效地降低了摻水井回壓。 3）計量站脫水回?fù)较到y(tǒng)操作簡單，消除了高壓摻 水安全隱患。
4 結(jié)論
（1）計量站脫水回?fù)郊夹g(shù)適用于高產(chǎn)液量、高溫、高 含水油田。
（2）計量站脫水回?fù)较到y(tǒng)工藝簡單，方便生產(chǎn)管理。
（3）計量站脫水回?fù)郊夹g(shù)，打破了常規(guī)摻水集輸模 式，降低原油脫水、污水的處理量和摻水加熱的能耗。
（4）解決了邊遠(yuǎn)井站因摻水溫度低、壓力低、管線長 而造成的摻水困難。
（5）緩解了開發(fā)后期摻水維護(hù)成本費用高的問題，對 老油田邊遠(yuǎn)井站的摻水節(jié)能優(yōu)化有一定的借鑒作用。
參考文獻(xiàn)：
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遼寧化工,2007,36(11):748-751. 作者簡介：梁玉波，2005年畢業(yè)于西安石油大學(xué)， 畢業(yè)以來一直在河南油田從事采油工程技術(shù)研究和管理工作。
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