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摘 要：大港油田采油三厂作业三区管理三站站距较远，油井掺水管线较长造成油井掺水压降大、温降大，同时管线老化频繁漏失影响油井的正常生产。为避免这些因素对生产的影响，对站内现有设备进行改造，实现油井自产液油水分离后切水回掺，维护油井正常生产、节约能源、降低产油成本。
关键词：油井 自产液 回掺 降成本
一、现状
1.我站位于采油三厂作业三区管理三站，共有油井36口，由官一联合站提供掺水。掺水系统管道投产于2004年12月，管线规格为DN100钢丝网同骨架增强塑料复合保温管。日输送掺水量夏季140m3/d，冬季350m3/d。由于管道质量问题，进入2006年1月份就开始漏失，且随着使用时间的加长，漏失加剧，2007年漏失15次，2008年漏失36次，2009年漏失25次，2010年漏失45次，从开始投产至停运，累计漏失130次，严重影响了我站油井的正常生产。如更换全程掺水管线，需要投资近100万元。
2.从官一联合站到我站掺水管线长度共计5.38Km，再由我站掺水阀组分水到各单井由此造成：官一联合站掺水泵出口压力在1.45-1.5MPa，到达我站掺水阀组压力降低到1.3～1.35MPa，再到达各单井掺水压力降为1.1～1.2MPa；掺水温降大：官一联合站出来到我站掺水温度由76℃降到40℃，温降降达35℃，造成大量的热量散失，能耗損失大。
二、采用油井自产液就地切水回掺工艺
针对掺水管线频繁漏失和掺水能耗大的问题，利用原有设施进行改造，实现油井自产液就地切水回掺。改造方法：对现有两个外输1#、2#缓冲罐流程进行局部改造，实现油井产液油、水、气分离，分离出的油通过外输管道输至官一联合站；分离出的污水经过1#、2#缓冲罐连通的底部进入掺水泵，利用油井自产液体热量，不用加热系统，提压后对油井进行回掺；分离出的气仍输送至发电机组进行发电。改造方案：
1.对官8站外输1#、2#缓冲罐进行清砂、改造，完善相应工艺流程。1）首先实现1#缓冲罐液体的单进、单出，停运2#缓冲罐，对2#缓冲罐进行清砂；2#罐清砂后，去掉2#罐底排污DN150闸门，并在DN150闸门法兰内插入∮89*6mm钢质管道，进入1#缓冲罐体内部30cm，同时把DN150闸门法兰和∮89*6mm钢管重合处焊接密封 ，并安装DN80PN25闸门控制；同时完善2#缓冲罐液位计及配套设施，实现1、2#缓冲罐单独计量。
2.对外输2#缓冲罐投产，实现2#缓冲罐液体的单进、单出，停运1#缓冲罐，对1#缓冲罐进行清砂；1#缓冲罐清砂后，去掉1#缓冲罐底排污DN100闸门，并在DN100闸门法兰内插入∮89*6mm钢质管道，进入1#缓冲罐体内部30cm，同时把DN100闸门法兰和∮89*6mm钢管重合处焊接密封，并安装DN80PN25闸门控制。
3.完善15m3/d掺水泵两台，额定泵压2.5MPa，一用一备，完善相关电力及流程。回掺系统完工后于2012年3月19日投入运行，采用1#缓冲罐单独进液，用变频器控制液位，液位高度设定为1.5m；实行1#缓冲罐进、出口全部打开，2#缓冲罐进口关闭，出口打开的生产模式；1#、2#缓冲罐底部DN200闸门连通常开；掺水用水采用2#缓冲罐底部DN80闸门释放的底水；掺水泵变频设定压力1.35MPa。
三、油井自产液掺水回掺流程使用效果
1.我站就地切水回掺系统投产前后参数对比
在整改后掺水系统投产后，以及掺水量逐渐变化的情况下，对油井没有造成大的影响。从油井的井口油压以及功图的运行情况来看，在新建掺水系统运行前后，油井生产正常平稳。源头井、偏远井跟踪，如：到官9站的官34～69KH井口掺水温度为40℃，官12站的官33～53井口掺水温度为39℃，官10站的官H27-65口掺水温度为40 ℃，油井生产基本平稳。
原掺水系统生产模式
油井自产液就地回切后生产模式
四、经济效益
就地切水回掺系统投产后，取得了较好的经济效益：切水系统投产后，年减少官一联输送掺水8.8×104m3/N，年减少掺水费用47.3万元；停运官8站掺水系统后，月减少掺水系统管道漏失5次/月，年减少管道补漏费用近10万元；节支管道更换成本100万元；日减少官大站处理液体240m3/d，年减少官一联处理费用8.8万元。共计年创效益166.1万元。 本项目投资在12万元，投入产出比为1：13.8。
五、结论
利用原有设备进行改造后，实现了油井自产液就地切水回掺，改变了传统的地面集输生产中由联合站集中供掺的生产模式，摒弃了高能耗的系统掺水管道及加热的中间环节、实现了简单、高效、节能的生产模式。
关键词：油井 自产液 回掺 降成本
一、现状
1.我站位于采油三厂作业三区管理三站，共有油井36口，由官一联合站提供掺水。掺水系统管道投产于2004年12月，管线规格为DN100钢丝网同骨架增强塑料复合保温管。日输送掺水量夏季140m3/d，冬季350m3/d。由于管道质量问题，进入2006年1月份就开始漏失，且随着使用时间的加长，漏失加剧，2007年漏失15次，2008年漏失36次，2009年漏失25次，2010年漏失45次，从开始投产至停运，累计漏失130次，严重影响了我站油井的正常生产。如更换全程掺水管线，需要投资近100万元。
2.从官一联合站到我站掺水管线长度共计5.38Km，再由我站掺水阀组分水到各单井由此造成：官一联合站掺水泵出口压力在1.45-1.5MPa，到达我站掺水阀组压力降低到1.3～1.35MPa，再到达各单井掺水压力降为1.1～1.2MPa；掺水温降大：官一联合站出来到我站掺水温度由76℃降到40℃，温降降达35℃，造成大量的热量散失，能耗損失大。
二、采用油井自产液就地切水回掺工艺
针对掺水管线频繁漏失和掺水能耗大的问题，利用原有设施进行改造，实现油井自产液就地切水回掺。改造方法：对现有两个外输1#、2#缓冲罐流程进行局部改造，实现油井产液油、水、气分离，分离出的油通过外输管道输至官一联合站；分离出的污水经过1#、2#缓冲罐连通的底部进入掺水泵，利用油井自产液体热量，不用加热系统，提压后对油井进行回掺；分离出的气仍输送至发电机组进行发电。改造方案：
1.对官8站外输1#、2#缓冲罐进行清砂、改造，完善相应工艺流程。1）首先实现1#缓冲罐液体的单进、单出，停运2#缓冲罐，对2#缓冲罐进行清砂；2#罐清砂后，去掉2#罐底排污DN150闸门，并在DN150闸门法兰内插入∮89*6mm钢质管道，进入1#缓冲罐体内部30cm，同时把DN150闸门法兰和∮89*6mm钢管重合处焊接密封 ，并安装DN80PN25闸门控制；同时完善2#缓冲罐液位计及配套设施，实现1、2#缓冲罐单独计量。
2.对外输2#缓冲罐投产，实现2#缓冲罐液体的单进、单出，停运1#缓冲罐，对1#缓冲罐进行清砂；1#缓冲罐清砂后，去掉1#缓冲罐底排污DN100闸门，并在DN100闸门法兰内插入∮89*6mm钢质管道，进入1#缓冲罐体内部30cm，同时把DN100闸门法兰和∮89*6mm钢管重合处焊接密封，并安装DN80PN25闸门控制。
3.完善15m3/d掺水泵两台，额定泵压2.5MPa，一用一备，完善相关电力及流程。回掺系统完工后于2012年3月19日投入运行，采用1#缓冲罐单独进液，用变频器控制液位，液位高度设定为1.5m；实行1#缓冲罐进、出口全部打开，2#缓冲罐进口关闭，出口打开的生产模式；1#、2#缓冲罐底部DN200闸门连通常开；掺水用水采用2#缓冲罐底部DN80闸门释放的底水；掺水泵变频设定压力1.35MPa。
三、油井自产液掺水回掺流程使用效果
1.我站就地切水回掺系统投产前后参数对比
在整改后掺水系统投产后，以及掺水量逐渐变化的情况下，对油井没有造成大的影响。从油井的井口油压以及功图的运行情况来看，在新建掺水系统运行前后，油井生产正常平稳。源头井、偏远井跟踪，如：到官9站的官34～69KH井口掺水温度为40℃，官12站的官33～53井口掺水温度为39℃，官10站的官H27-65口掺水温度为40 ℃，油井生产基本平稳。
原掺水系统生产模式
油井自产液就地回切后生产模式
四、经济效益
就地切水回掺系统投产后，取得了较好的经济效益：切水系统投产后，年减少官一联输送掺水8.8×104m3/N，年减少掺水费用47.3万元；停运官8站掺水系统后，月减少掺水系统管道漏失5次/月，年减少管道补漏费用近10万元；节支管道更换成本100万元；日减少官大站处理液体240m3/d，年减少官一联处理费用8.8万元。共计年创效益166.1万元。 本项目投资在12万元，投入产出比为1：13.8。
五、结论
利用原有设备进行改造后，实现了油井自产液就地切水回掺，改变了传统的地面集输生产中由联合站集中供掺的生产模式，摒弃了高能耗的系统掺水管道及加热的中间环节、实现了简单、高效、节能的生产模式。