远距离区块掺水流程

王翠霞 大庆油田采油九厂

在偏远零散的集油区块采用掺水流程会出现回压高、回油温度低、掺水压力高、掺水温度低、掺水量大等问题，常采取的解决方法主要有三种：一是在集油掺水阀组间增设混输泵，对回油进行升压后输至站场。混输泵的设立可降低井口回压和掺水压力，缩小回油管线管径；同时在一定程度上能够减少热量散失，降低回油温降。二是在集油掺水阀组间增设升压泵，将站场来掺水升压后分配至各环。设立升压泵可降低站场来掺水压力，缩小总掺水管线管径；同时在一定程度上降低掺水管线温降。三是在集油掺水阀组间设电加热器，用于为站场来掺水升温或是为回油升温。掺水升温和回油升温均可降低掺水量，在一定程度上降低井口回压和掺水压力。

1 理论模块

在远距离区块建设掺水流程往往是依托已建站，因此掺水量就有一定的限制；同时为分析热力条件情况，单井掺水量最大不超过0.8m3/h。表1为某阀组间设电加热器后计算结果统计。

表1 阀组间设电加热器后计算结果

采用增设电加热器的方法使得掺水量减少，井口回压和站场来掺水压力均降低，掺水压力低于2.5MPa，满足集输要求。

在实际生产过程中，当气油比足够高时，井口回压不能满足要求。

从气油比70m3/t、站间线8 km时各参数计算结果的统计数据可看出，含水为20%时井口回压和掺水压力均不能满足集输要求，含水为80%时仅掺水压力不能满足集输要求。采取措施有两种：一是在阀组间增设升压泵，为站内来掺水增压；二是在阀组间增设混输泵，为回油升压。升压泵只能将掺水升压，因此当井口回压＞1.5MPa需设混输泵。

2 产能建设区块的应用

大庆油田采油九厂某区块属远距离区块，集油半径为13.41 km，站间线长7.45 km，最长环长度5.96 km，新建18口油井。采用常规掺水流程计算井口回压1.58MPa，掺水压力3.05MPa，单井掺水量为0.86m3/h。水力条件不满足要求，热力条件需求量大。因此，采取措施如下：

措施一：由于新建该区块13#阀组间回油管线经过已建10#阀组间，利用已建10#阀组间回油管线将两个阀组间的回油一同输回已建转油站，这样可以降低掺水量、井口回压和掺水压力。

措施实施后，井口回压1.08MPa，掺水压力2.94MPa，单井掺水量为0.73m3/h。

措施二：由计算结果可知，井口回压符合集输要求，但掺水压力＞2.5MPa，因此，需在13#阀组间增设升压泵（Q=22m3/h，H=150m），用于为站内来掺水升压后分配至各油井。

从该项目的措施分析可知，如果措施一不实施，那么就会造成投资增加（新建10#阀组间至已建转油站的回油管线）、掺水量增加（单井掺水量增加0.13m3/h）。升压泵改设混输泵，混输泵能耗高于同等情况下升压泵，从投资到运行费用都增加，措施二方案实施比较有优势，是必要的。

因此，远距离区块掺水流程建设还有一个很重要考虑因素即为依托已建系统。

3 结语

（1）集油半径超过10 km掺水流程集输时，现有集输条件往往无法满足集输要求，需采取措施。

（2）其他条件一定时，水力条件最差时为气油比最高、含水率最低时，热力条件最差时为含水率最高时，气油比不影响热力条件。

（3）热力条件不能满足要求时，阀组间设电加热器，首先考虑加热回油，再考虑加热掺水。

（4）水力条件不能满足要求时，井口回压＞1.5MPa时考虑阀组间设混输泵混输回油，否则考虑设升压泵在升压站内掺水。

（5）远距离区块掺水流程建设尽可能依靠已建系统。