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【摘要】本文从油田开发初期含水现状到原油含水上升后温度的变化趋势，提出了原油不加热输送、计量、原油脱水等方面的改造方案，为油田开发后期节约改造投资，减少能源损耗提供了新的思路，可供同行业参考与借鉴。
【关键词】高含水期 不加热集输 降低能耗
1 前言
大部分油田是注水开发的断块油田，进入中后期生产阶段时，原油含水大幅度上升。地面工程在水量大幅度增加的情况下，如何解决好油气集输处理工艺问题，以便在尽可能少的投资和能耗尽可能低的情况下，较好的完成高含水期的原油生产，也就是说使现有的地面设施经过尽可能少的改造，使油田生产仍能保持较低的能耗和运行成本，以获得较高的经济效益，这是所有注水油田面临的共同问题。目前，中原油田的几个主要产油区都已进入中、高含水期生产，含水率上升到90%以上。显然集输和处理这么多的液量，依靠现有地面集输处理设施是不能满足生产需要的。因此必须改造和扩建。现就如何解决好高含水期的油气集输及处理工艺作一粗浅探讨。
2 改造设想依据
2.1 采用不加热计量、集输工艺
油田进入高含水期生产，总液量不断上升，而油气集输系统仍采用常规的加热计量、加热集输工艺，使油田燃料自耗大幅度增加。造成运行成本高，经济效益差。如能实现油气集输系统不加热计量、不加热集输，则减少了油料的消耗和管输的热损失，从而降低油田生产成本。油田高含水期生产的特点为实现不加热计量和集输提供了有利条件。这是因为：
2.1.1井口出液温度随产液量的增加而升高
中原油田曾对350口油井的出液温度做过调查，油田开发初期，井口出液温度一般为18～220℃，随着原油含水率的上升，单井原油含水率达到90%时，井口出液温度高于300℃的占统计井数的73%。在350口油井实测数据中，取出产油量30t/d的40口井的数据，整理出不同含水与井口出液温度的关系，含水率低于60%时，含水每增加10%，出液温度升高1.50℃。当含水率高于60%时，含水每增加10%，出液温度升高20℃。同时井口温度还与油层的深度有关，油层越深井口出液温度越高，中原油田油层深度一般都在2200～3200m，随着含水的增加，井口出液温度显著升高。
2.1.2高含水原油粘度低
各油田均对含水原油的含水率与粘度的关系做了测定。原油在低含水时，一般形成油包水型乳化液，这时其粘度均大于纯油的粘度。随着含水率的上升，乳状液粘度增加，当含水率增加到一定限度时，水不能安全被油包住，此时开始出现游离水，当游离水增加成了连续相时，则形成水漂乳状液或水漂油时，液体的表现粘度急剧降低。含水原油粘度变化的这一规律，为高含水原油不加热计量、集输提供了必要条件。由于各油田的油品性质不同和其他因素的影响，年度曲线的转折点也不同，但从各油田的实测数据来看，转折点大致在含水50～70%之间。含水高于此值时，粘度急剧降低。油水乳状液的粘度接近或低于纯油的粘度。加上井口出液温度升高，大大改善了原油的流动性，实施不加热计量、集输是完全可行的。这在中原油田已经得到了证实。
2.2 实施原油密闭和常温脱水
高含水期生产给原油净化处理带来的问题是进站液量大，不加热输送进站混合物的温度偏低。处理这些低温高含水原油，关键是解决预脱水。即力求在含水原油升温之前，将含水率脱至20%左右。这样既可以在不增加原油电脱水器的情况下达到原油净质量标准。
进站高含水原油经油气水三相分离器分离出游离水和相当一部分乳化水后，进入电脱水器进行深度脱水，脱水原油经加热升温后到稳定塔进行稳定，最后密闭外输。
该系统立足于密闭，脱水立足于常温。几年的生产实践表明，只要选择合适的低温破乳剂，完善脱水设备的结构，是完全可以做到密闭输送和常温脱水的。为确保常温脱水和压力密闭处理工艺的正常运行，以下四项是值得注意的。
（1）在井口或端点计量站加入破乳剂，在管道中进行破乳，这样有利于降低含水原油的粘度，以减小井口回压；另一方面，可使进入脱水装置的乳化液含量相对下降，游离水比例增加，有利于实现快速沉降脱水，提高设备处理能力。
（2）自地下采出的油水混合物中都含有不同程度的泥沙，岩屑等机械杂质。在脱水过程中，可用水系的方式将泥沙快速沉降于水中。由于水的粘度远小于原油的粘度，砂不仅消除的干净，且砂粒带油也很少。
（3）含油污水处理后的含油率、机械杂质、所含化学药剂的品种与数量等都直接影响着回注后的驱油效果。这些指标的好坏又直接受原油脱出水质量的影响。脱出水质量好，污水容易处理，指标也高；反之给污水处理增加难度，处理后污水的的指标也难以提高。因此，在原油脱水中选择破乳剂时，必须兼顾污水处理。
3 改造方向
原油含水是油田生产的正常状态和普遍现象。但原油含水的上升，不仅增加了输送、计量、储存和预处理过程中设备的负荷，而且引起油井原油计量误差增大，加热燃料消耗上升；水中含有的盐类引起管道和设备严重腐蚀。从某种程度上说，原有地面工程配套改造是必须的。
3.1 计量站改造
计量站由原油含水高，进站液量大而引起的的问题是原油计量精度低，站内摩阻大而使井口回压升高。为了解决这一问题，计量站的改造应考虑以下方向：
（1）选择三相分离计量装置是计量高含水原油的一个出路。三相分离器可以将油气水三相混合物初步分离，将油分为低含水乳化油，然后对油、气、水单独进行计量。这样就克服了高含水原油测含水时的造成的误差，从而达到提高原油计量精度的目的。采用三相分离计量装置，在线含水分析仪测原油含水率时，其原油计量误差小于5%。
（2）两相分离器配流量计量液，用密度计测含水原油的密度，再利用数字表达式计算出油井产液含油率，最后得出纯油量。此种计量方法是把油井产液中的纯油和纯水的密度作为常数考虑的。采用密度计测油井产液的含油率，以克服含水分析仪精度太低的缺点。本计量方法，当密度仪的精度在0.001g/cm3时，要保证原油计量精度不大于5%，原油含水率不能超过80%。
3.2 联合站的改造措施
联合站总的改造方向是解决高含水原油在压力密闭流程中的预脱水和不停产清砂技术。目的是进一步降低油气损耗。节约能源，提高轻烃收率。使工艺流程全部转向无罐压力密闭生产，主要采取以下措施：
（1）控制沉降脱水脱水设备水垫层深度，充分利用活性水洗涤技术。省去游离水在油中的沉降过程，缩短油水分离时间，提高分离效果。
（2）采用平衡分配，使进入各分离器的汽液混合物均匀分配。用波消除器减小气液混合物的波动，提高设备处理能力。
综上所述，改造的设想、依据及改造措施等是比较粗浅的。工程实施还需要根据各油田的生产状况、原油物性、工艺特点做深入细致的工作，结合本油田特点进行改造，才能使工艺流程操作具有高度的可靠性和在特殊情况下的灵活性，使整个改造后的高含水期的油气集输系统能够安全、稳妥地运行在最佳状态。
【关键词】高含水期 不加热集输 降低能耗
1 前言
大部分油田是注水开发的断块油田，进入中后期生产阶段时，原油含水大幅度上升。地面工程在水量大幅度增加的情况下，如何解决好油气集输处理工艺问题，以便在尽可能少的投资和能耗尽可能低的情况下，较好的完成高含水期的原油生产，也就是说使现有的地面设施经过尽可能少的改造，使油田生产仍能保持较低的能耗和运行成本，以获得较高的经济效益，这是所有注水油田面临的共同问题。目前，中原油田的几个主要产油区都已进入中、高含水期生产，含水率上升到90%以上。显然集输和处理这么多的液量，依靠现有地面集输处理设施是不能满足生产需要的。因此必须改造和扩建。现就如何解决好高含水期的油气集输及处理工艺作一粗浅探讨。
2 改造设想依据
2.1 采用不加热计量、集输工艺
油田进入高含水期生产，总液量不断上升，而油气集输系统仍采用常规的加热计量、加热集输工艺，使油田燃料自耗大幅度增加。造成运行成本高，经济效益差。如能实现油气集输系统不加热计量、不加热集输，则减少了油料的消耗和管输的热损失，从而降低油田生产成本。油田高含水期生产的特点为实现不加热计量和集输提供了有利条件。这是因为：
2.1.1井口出液温度随产液量的增加而升高
中原油田曾对350口油井的出液温度做过调查，油田开发初期，井口出液温度一般为18～220℃，随着原油含水率的上升，单井原油含水率达到90%时，井口出液温度高于300℃的占统计井数的73%。在350口油井实测数据中，取出产油量30t/d的40口井的数据，整理出不同含水与井口出液温度的关系，含水率低于60%时，含水每增加10%，出液温度升高1.50℃。当含水率高于60%时，含水每增加10%，出液温度升高20℃。同时井口温度还与油层的深度有关，油层越深井口出液温度越高，中原油田油层深度一般都在2200～3200m，随着含水的增加，井口出液温度显著升高。
2.1.2高含水原油粘度低
各油田均对含水原油的含水率与粘度的关系做了测定。原油在低含水时，一般形成油包水型乳化液，这时其粘度均大于纯油的粘度。随着含水率的上升，乳状液粘度增加，当含水率增加到一定限度时，水不能安全被油包住，此时开始出现游离水，当游离水增加成了连续相时，则形成水漂乳状液或水漂油时，液体的表现粘度急剧降低。含水原油粘度变化的这一规律，为高含水原油不加热计量、集输提供了必要条件。由于各油田的油品性质不同和其他因素的影响，年度曲线的转折点也不同，但从各油田的实测数据来看，转折点大致在含水50～70%之间。含水高于此值时，粘度急剧降低。油水乳状液的粘度接近或低于纯油的粘度。加上井口出液温度升高，大大改善了原油的流动性，实施不加热计量、集输是完全可行的。这在中原油田已经得到了证实。
2.2 实施原油密闭和常温脱水
高含水期生产给原油净化处理带来的问题是进站液量大，不加热输送进站混合物的温度偏低。处理这些低温高含水原油，关键是解决预脱水。即力求在含水原油升温之前，将含水率脱至20%左右。这样既可以在不增加原油电脱水器的情况下达到原油净质量标准。
进站高含水原油经油气水三相分离器分离出游离水和相当一部分乳化水后，进入电脱水器进行深度脱水，脱水原油经加热升温后到稳定塔进行稳定，最后密闭外输。
该系统立足于密闭，脱水立足于常温。几年的生产实践表明，只要选择合适的低温破乳剂，完善脱水设备的结构，是完全可以做到密闭输送和常温脱水的。为确保常温脱水和压力密闭处理工艺的正常运行，以下四项是值得注意的。
（1）在井口或端点计量站加入破乳剂，在管道中进行破乳，这样有利于降低含水原油的粘度，以减小井口回压；另一方面，可使进入脱水装置的乳化液含量相对下降，游离水比例增加，有利于实现快速沉降脱水，提高设备处理能力。
（2）自地下采出的油水混合物中都含有不同程度的泥沙，岩屑等机械杂质。在脱水过程中，可用水系的方式将泥沙快速沉降于水中。由于水的粘度远小于原油的粘度，砂不仅消除的干净，且砂粒带油也很少。
（3）含油污水处理后的含油率、机械杂质、所含化学药剂的品种与数量等都直接影响着回注后的驱油效果。这些指标的好坏又直接受原油脱出水质量的影响。脱出水质量好，污水容易处理，指标也高；反之给污水处理增加难度，处理后污水的的指标也难以提高。因此，在原油脱水中选择破乳剂时，必须兼顾污水处理。
3 改造方向
原油含水是油田生产的正常状态和普遍现象。但原油含水的上升，不仅增加了输送、计量、储存和预处理过程中设备的负荷，而且引起油井原油计量误差增大，加热燃料消耗上升；水中含有的盐类引起管道和设备严重腐蚀。从某种程度上说，原有地面工程配套改造是必须的。
3.1 计量站改造
计量站由原油含水高，进站液量大而引起的的问题是原油计量精度低，站内摩阻大而使井口回压升高。为了解决这一问题，计量站的改造应考虑以下方向：
（1）选择三相分离计量装置是计量高含水原油的一个出路。三相分离器可以将油气水三相混合物初步分离，将油分为低含水乳化油，然后对油、气、水单独进行计量。这样就克服了高含水原油测含水时的造成的误差，从而达到提高原油计量精度的目的。采用三相分离计量装置，在线含水分析仪测原油含水率时，其原油计量误差小于5%。
（2）两相分离器配流量计量液，用密度计测含水原油的密度，再利用数字表达式计算出油井产液含油率，最后得出纯油量。此种计量方法是把油井产液中的纯油和纯水的密度作为常数考虑的。采用密度计测油井产液的含油率，以克服含水分析仪精度太低的缺点。本计量方法，当密度仪的精度在0.001g/cm3时，要保证原油计量精度不大于5%，原油含水率不能超过80%。
3.2 联合站的改造措施
联合站总的改造方向是解决高含水原油在压力密闭流程中的预脱水和不停产清砂技术。目的是进一步降低油气损耗。节约能源，提高轻烃收率。使工艺流程全部转向无罐压力密闭生产，主要采取以下措施：
（1）控制沉降脱水脱水设备水垫层深度，充分利用活性水洗涤技术。省去游离水在油中的沉降过程，缩短油水分离时间，提高分离效果。
（2）采用平衡分配，使进入各分离器的汽液混合物均匀分配。用波消除器减小气液混合物的波动，提高设备处理能力。
综上所述，改造的设想、依据及改造措施等是比较粗浅的。工程实施还需要根据各油田的生产状况、原油物性、工艺特点做深入细致的工作，结合本油田特点进行改造，才能使工艺流程操作具有高度的可靠性和在特殊情况下的灵活性，使整个改造后的高含水期的油气集输系统能够安全、稳妥地运行在最佳状态。