王翠霞 大慶油田采油九廠

在偏遠零散的集油區(qū)塊采用摻水流程會出現(xiàn)回壓高、回油溫度低、摻水壓力高、摻水溫度低、摻水量大等問題，常采取的解決方法主要有三種：一是在集油摻水閥組間增設(shè)混輸泵，對回油進行升壓后輸至站場。混輸泵的設(shè)立可降低井口回壓和摻水壓力，縮小回油管線管徑；同時在一定程度上能夠減少熱量散失，降低回油溫降。二是在集油摻水閥組間增設(shè)升壓泵，將站場來摻水升壓后分配至各環(huán)。設(shè)立升壓泵可降低站場來摻水壓力，縮小總摻水管線管徑；同時在一定程度上降低摻水管線溫降。三是在集油摻水閥組間設(shè)電加熱器，用于為站場來摻水升溫或是為回油升溫。摻水升溫和回油升溫均可降低摻水量，在一定程度上降低井口回壓和摻水壓力。

1 理論模塊

在遠距離區(qū)塊建設(shè)摻水流程往往是依托已建站，因此摻水量就有一定的限制；同時為分析熱力條件情況，單井摻水量最大不超過0.8m3/h。表1為某閥組間設(shè)電加熱器后計算結(jié)果統(tǒng)計。

表1 閥組間設(shè)電加熱器后計算結(jié)果

采用增設(shè)電加熱器的方法使得摻水量減少，井口回壓和站場來摻水壓力均降低，摻水壓力低于2.5MPa，滿足集輸要求。

在實際生產(chǎn)過程中，當氣油比足夠高時，井口回壓不能滿足要求。

從氣油比70m3/t、站間線8 km時各參數(shù)計算結(jié)果的統(tǒng)計數(shù)據(jù)可看出，含水為20%時井口回壓和摻水壓力均不能滿足集輸要求，含水為80%時僅摻水壓力不能滿足集輸要求。采取措施有兩種：一是在閥組間增設(shè)升壓泵，為站內(nèi)來摻水增壓；二是在閥組間增設(shè)混輸泵，為回油升壓。升壓泵只能將摻水升壓，因此當井口回壓＞1.5MPa需設(shè)混輸泵。

2 產(chǎn)能建設(shè)區(qū)塊的應(yīng)用

大慶油田采油九廠某區(qū)塊屬遠距離區(qū)塊，集油半徑為13.41 km，站間線長7.45 km，最長環(huán)長度5.96 km，新建18口油井。采用常規(guī)摻水流程計算井口回壓1.58MPa，摻水壓力3.05MPa，單井摻水量為0.86m3/h。水力條件不滿足要求，熱力條件需求量大。因此，采取措施如下：

措施一：由于新建該區(qū)塊13#閥組間回油管線經(jīng)過已建10#閥組間，利用已建10#閥組間回油管線將兩個閥組間的回油一同輸回已建轉(zhuǎn)油站，這樣可以降低摻水量、井口回壓和摻水壓力。

措施實施后，井口回壓1.08MPa，摻水壓力2.94MPa，單井摻水量為0.73m3/h。

措施二：由計算結(jié)果可知，井口回壓符合集輸要求，但摻水壓力＞2.5MPa，因此，需在13#閥組間增設(shè)升壓泵（Q=22m3/h，H=150m），用于為站內(nèi)來摻水升壓后分配至各油井。

從該項目的措施分析可知，如果措施一不實施，那么就會造成投資增加（新建10#閥組間至已建轉(zhuǎn)油站的回油管線）、摻水量增加（單井摻水量增加0.13m3/h）。升壓泵改設(shè)混輸泵，混輸泵能耗高于同等情況下升壓泵，從投資到運行費用都增加，措施二方案實施比較有優(yōu)勢，是必要的。

因此，遠距離區(qū)塊摻水流程建設(shè)還有一個很重要考慮因素即為依托已建系統(tǒng)。

3 結(jié)語

（1）集油半徑超過10 km摻水流程集輸時，現(xiàn)有集輸條件往往無法滿足集輸要求，需采取措施。

（2）其他條件一定時，水力條件最差時為氣油比最高、含水率最低時，熱力條件最差時為含水率最高時，氣油比不影響熱力條件。

（3）熱力條件不能滿足要求時，閥組間設(shè)電加熱器，首先考慮加熱回油，再考慮加熱摻水。

（4）水力條件不能滿足要求時，井口回壓＞1.5MPa時考慮閥組間設(shè)混輸泵混輸回油，否則考慮設(shè)升壓泵在升壓站內(nèi)摻水。

（5）遠距離區(qū)塊摻水流程建設(shè)盡可能依靠已建系統(tǒng)。