采油班组油井掺水工艺及改善措施

郭瑞卿

【摘 要】 油井掺水是油田稠油开发中的一项重要工作，油井原油黏度大，温度低，含水低，生产困难，为降低稠油采出液的黏度，必须对油井实施掺水技术。文中分析了目前油井掺水工艺中存在的问题，提出相应的改善措施，以利于原油的更好开采和集输。

【关键词】 掺水量 掺水方式

1掺水工艺

目前，掺水共有3种形式：地面掺水、泵下掺水和空心杆掺水。

地面掺水，掺水量最优时井口回压最小，掺水量过大，井口回压升高，影响油井产量，掺水量过小时，管线会堵;泵下掺水是最难控制的掺水形式，掺水量小起不到作用，掺水量过大容易堵塞油层，破坏油层供液能力;空心杆掺水主要分单空心杆和双空心杆两种，单空心杆是地面热水通过空心杆下行至泵上，从周围的孔流入油管内，加热油管内液体，提升含水，降低黏度;双空心杆则是将地面热水通过内空心杆下行至泵上，从空心杆外层空间返回地面，进行循环加热，优点是掺水不进入油井产出液。

2存在问题

2.1温度升高

油井需要掺水的原因主要是原油黏度大，温度低，含水低，生产困难，从原油物性变化规律可知，原油黏度随着温度的变化会有明显变化，而稠油井掺水有两个目的，第一是掺水伴热，提高产出液温度;第二是增压，提高液体在管线中的流速，减少油水混合液在输送途中的热量损失，改善生产状况。

2.2水嘴耗损

2010年研制出恒量掺水水嘴，2011年投入大量使用，但是由于水嘴过水孔径小，容易堵塞，需要经常清洗;水嘴的材质为陶瓷，操作不当易引起水嘴损坏。前期投入使用100余套，目前在用的井数不足20口。

2.3掺水量

掺水量是随着温度变化而调整的，因此，需要職工经常进行优化，但是，现场因工作量的繁多，职工多数优化较少。

2.4水质

掺水只要是来自联合站经过脱油处理的井下产出液，处理后水质含有大量的药剂、泥质等物质，冬季油井黏度增加，掺水量也相应较大，掺水管线中流速快，不易形成污垢，而夏季部分井停掺，掺水管线中的油泥、药剂等停止运移，在掺水管线中沉积，形成顽固污垢，阻塞掺水管线，等到再次掺水时，掺水压力升高，掺水量也较停掺前降低;对于常年掺水的油井也存在因夏季掺水量降低，流速减慢而造成的管线结垢堵塞现象。管线内主要结垢物是油泥，应该定期对掺水管线进行高温高压水清洗管线，保证管线畅通。

2.5单井管线

管线长度较大也是掺水管理困难的一个重要原因，掺水从掺水干线到井口距离越长，掺水间压力就越高。

3改善措施

3.1掺水升温

根据稠油井原油的黏温曲线，原油温度在低于60℃时随着温度的上升，黏度下降明显;高于60℃时，黏度基本处于不变状态。因此只有在掺水后油井温度保持在60℃以上时，原油的生产外输困难才能降低，进而起到节能降耗保障生产的作用。为了降低原油黏度、减少掺水量，应对掺水进行升温。在一些掺水井较集中的地方加装掺水加热炉，尽量将掺水温度提升至80℃以上，这样既可实现升温降黏，也可以减少掺水量。

3.2全面安装掺水水嘴

各计量站的掺水井必须安装掺水水嘴，并且严格按照要求，定期对水嘴进行清洗，保证掺水计量准确性，同时制定操作规程，严格按照规程操作，保证不损坏水嘴。

3.3优化掺水量

掺水优化一要保持混合液温度达到要求的原则，应高于单井产液温度;二要根据油井的日常生产数据即综合含水、日产液量、日产油量、动液面以及不同油水比例的稠油混合液的黏度—温度曲线等计算掺水量，建议低含水稠油井掺水量要达到采出液综合含水的80%。结合现场优化实施效果，切实降低掺水量，控制掺水成本，做到精细化管理。同时不定期对各站进行掺水检查，考核各站掺水管理工作。

3.4定期清理相关设施

对低压掺水水质和管线污垢进行化验分析，弄清楚水和污垢中含有的易结垢成分，使用相应的阻垢剂、除垢剂，在掺水干线进行加注药剂，防止管线结垢，延长掺水管线的使用时间;定期对掺水管线进行高温水清洗，将管壁沉积物及时清除出掺水管线，以确保管线畅通。

对有掺水过滤装置的掺水间，要求定期清洗过滤装置，并做好清洗记录，对清洗效果进行统计对比，确定合理的清洗间隔，既保证清洗效果，又不至于职工的劳动强度过大。同时对掺水表进行定期清洗，做好清洗记录，在掺水井作业期间，对掺水表进行分离器标定，提高掺水计量准确度。

4结束语

掺水是油田稠油开发中的一项重要工作，在油井掺水时，尽量将掺水温度升至80℃以上，实现升温降黏，以减少掺水量;在各计量站的掺水井中全面安装掺水水嘴，并定期清洗;优化掺水量，控制掺水成本;定期清洗掺水管线和过滤装置，确保管线畅通，提高掺水计量准确度。保证掺水的水质、水温、水量，保证生产困难井能掺上水、掺足水、掺好水是日常管理工作的重要要求，因此做好稠油井掺水工作十分关键。