优化掺水系统运行参数防止管线堵塞

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1、优化掺水系统运行参数降低管线堵塞任灿升李建厂摘要：针对王集油田存在的原油含蜡量高、凝固点高、产出液温度低，而掺水系统因部分管线老化不能提高压力，容易堵塞管线的现状，通过优化掺水系统运行参数，并结合超导洗井、套管加药等措施，有效地降低了油井及管线堵卡情况的发生，提高了生产时率，保证系统的平稳运行，创造了一定的经济效益。关键词：凝固点高；管线堵；掺水；优化1王集油田掺水系统运行现状王集油田的掺水系统由王集和柴庄两部分组成。王集掺水系统为1、2、3、7、8号站的油井提供掺水，它市一台离心掺水泵提供动力，通过低压蒸气换热器加热。柴庄掺水系统为4、5、

2、6号站提供掺水，由燃气水套炉供热，具体情况见下表：表二王集油田掺水系统状况站别'加热前温度（平均）°C加热后温度（平均）。C掺水泵出口压力（平均）NPa介质王集站63752.4三相分离器脱出水柴庄站60752.0三相分离器脱出水整个系统除通往1号计量站掺水干线安装了流虽计外，其余井站都未配置，掺水的配参主要通过压力调整，不能够准确计量，造成有些掺水量不足，有些则存在掺水过量，没有做到合理祀置，系统运行不科学。这两个分系统都存在部分掺水管线老化，耐压强度不够的情况，其中2、3、4、5、6、7号计量站管线较老，掺水压力只能限定在一定范围，导致冇些

3、油井掺水虽不足，而温度不能保障。1、8号计量站管线虽然投运较晚，但是距离远，最远的单井距掺水泵有4-5公里,导致掺水热量、能屋损失多，冇些达不到加热降凝的冃的。因此管线堵塞时冇发生，不仅影响了产量，而且造成成本的浪费。表二王集油田部分井站分布概况号项目1号站6弓站3号站柴2王66距离m300050080018001500勺MPa0.8~1・00.50.70.51.0温降约°C4〜61〜23〜45〜75〜72掺水系统工艺原理王集油田的原油存在含蜡量较高、凝固点高、产出液温度鮫低的特点，这与其井深鮫浅、汕藏温度低以及目前注的常温的清水有关。具体见

4、下表一。表一王集油田原油物性及注水情况表项HW35W28C3B12平均取样层位III61III1.2I8113.5III2.6IV1注水温度°C2525252525含蜡最％42.7440.7617.5250.2227凝固点°C4136263936井口油温°C3134313030-31由上表可以看出，王集油出生产系统中产出液温度一般低于原油的凝固点，这样原油凝结的可能性很大，地面管线就很可能经常因产出液结蜡及粘度增人而使回压上升其至出现管线堵塞。为保证系统正常运转，目前采用掺热水的工艺。王集汕田的掺水工艺就是在井口掺入由中转站经加热后的三相分离

5、器脱出污水，使汕井产出液温度升高，从而能够顺利输至计量站、屮转站。3优化的措施经我们调查发现，容易发生堵塞情况的单井管线，往往是那些原油凝固点高、产出液含水低而H.距离远的井，十线堵塞情况很少（这也可以说明掺水的总量是充足的，冇优化的空间）。因此主要从这些井入手，具体分为三种方案。3.1.-些距离较远的井站，一般管线较新，耐压强度高，主要采取加大掺水压力，提高掺水量。这样不仅提高了流速，而且温度损失降低，如1号站。3.2.对于管线老化严重，承压强度低的井站，采収对单井调整不同的压力和水量，并增加热洗清游次数，通过热洗清蜡油井管柱，经常清洗地面

6、管线内的结蜡，从而减低回压，增加掺水量，提高产出液温度。3.3.对于那些含水极低，但产蜃较高的重点井，则在尽可能加人掺水压力的基础上，结合热洗清蜡、套管加防蜡剂的方法。在上述方案的基础上，实行冬夏不同的运行参数来保证整个生产系统的安全平稳。4实施情况及效果首先根据井站的距离、管线的承压程度及汕井的产最、含水、温度，在掺水泵分流阀组进行首次优化,对那些需要较高掺水最的站按预先经估算的参数进行调整，使该站的管压达到需求。第二步就是在计最站计量间分水阀组进一步调整，这一步较为关键。有些井含水较高（高于70%）、回压低，不需很多掺水量，对于这样的井，

7、我们一般控制掺水量一般控制在与产出液量为0.5〜1：1；这样多余的水就可以掺入那些含水低、油量较高的大头井，产水量-•般控制在与产出液量为1.5〜2：1。下面举一个例子。如由柴庄屮转站提供掺水的6号站,其优化前（夏季）的情况如下表:表三6号站部分油井产量及掺水情况（优化前）项目泌162柴1柴2柴35柴11柴13柴28柴32柴36产液最（T）&49.213.531.615.53.121.20.96.5含水％6623195.1987276.84743产出液温度°C303030353131313130掺水压力MPa1.451.451.451.451

8、.451.451.451.451.45井rW温度。c625656626261576156由于掺水压力一样，油井距离不同，导致实际掺水量的差別；同时原油物性存在差別，