朱益飞

中国石化胜利油田分公司孤东采油厂 （山东 东营 257237）

油田稠油掺水降黏生产工艺是目前各油田普遍采用的稠油冷采主要工艺，其原理是利用高温掺水降低稠油黏度，在井筒及地面管线中与低液低含水稠油混合伴输，达到降低油井回压，保证油井正常生产的目的[1-2]。当前掺水量调节主要以调节阀配合小排量计量水表共同使用，其特点是掺水量调节操作简单，已在各油田得到广泛采用。但由于受计量仪表准确度低、灵敏度低、稳定性差、水量波动大等诸多因素的制约，稠油掺水准确计量问题成为油田稠油开发区块提高油田开发质量和效益的一道障碍。随着油田精细化管理的需要，提高稠油油井掺水量计量准确度，降低稠油井原油计量误差，提高稠油井开发经济效益，减少油井掺水量的波动和油井开发成本，已成为各油田一项重要的研究课题[3-4]。为此，在调查研究的基础上，提出了“稠油井掺水计量稳控措施的改进与应用”这一技术改进课题。

1 稠油井掺水计量工艺现状

图1为稠油井掺水计量工艺流程图。

图1 掺水井计量工艺流程图

从图1可以看出，来水经油嘴套、调节阀，再经水表、阀门后出水。该掺水计量工艺流程中的油嘴套中并没有喷嘴设计，其流量调节主要通过调节阀来调节和控制。现场应用实践证明，该掺水计量工艺系统主要存在以下几个问题:一是计量误差大，由于受掺水压力波动、调控阀门及水表计量准确度等综合因素影响，造成油井掺水量计量误差大，掺水修正系数波动大，无法准确核实油井产量，给油井生产管理和措施制定带来难度；二是管理工作量大、采油时率低，现场每天对掺水量调整2次，每月对掺水系数计量标定1次，由于计量系统不一致，标定掺水系数时，需2人配合，油井停抽后，将掺水倒入分离器，稳定20～30min后，分别记录掺水表流量及分离器计量掺水量，进行比对后，即为掺水系数，一般停井50min左右；三是水量波动大，水量调控困难，影响水井的正常注入，掺水井来水多从配水间或水井单井接入，掺水量波动后影响配水间泵压或水井的注入压力，影响水井的正常注水。因此，对传统的稠油井掺水量稳控系统进行改造，稳定油井掺水量，提高油井原油计量准确度，减少计量误差，具有十分重要的意义[5]。

2 掺水计量稳控系统的工作原理

图2为改造后油嘴套结构原理图。其工作原理是利用喷嘴稳压稳流的原理，实现掺水量的相对稳定。调节配水间出口阀门，保持油嘴套进口压力为稳定值（6MPa），来水经过滤网、喷嘴后给油井掺水，由于喷嘴前后压差一定，则水量基本为定值，达到稳定掺水量的目的。调整水量时，只需取下油嘴套上的阀芯，更换喷嘴即可。改造后的稳控系统不仅将掺水井掺水量稳定在一稳定数值，而且在满足油井正常生产的同时，提高油井计量的准确程度及采油时率，降低工人的劳动强度。

图2 油嘴套结构原理图

图3为改进后的掺水量稳控系统工艺流程图。来水经阀门、油嘴套、水表、阀门后出水。为方便更换喷嘴，加装了旁通流程，当需要调整掺水量时，打开旁通阀门，关闭工艺流程中油嘴套前阀门和水表后阀门，更换油嘴套中的喷嘴即可完成水量调整功能。

3 稠油井掺水计量稳控系统的功能与特点

3.1 主要功能

1）具有良好的掺水量调节功能。不同大小的喷嘴具有不同的流量，每一个喷嘴对应一定的流量，当一口掺水井需要调整水量时，操作十分方便，只需取下阀芯更换喷嘴，实现掺水量的调节功能。

2）具有良好的掺水量稳定控制功能。该系统最大的优点就是每一个喷嘴具有稳定的排水量，且水量控制效果非常好，也为提高水表计量准确度提供了有效的支持作用。

图3 改造后的掺水量稳控系统流程工艺图

3.2 主要特点

1）工艺流程简单。该系统工艺流程简单，改造方便，适应油田生产现场推广应用。

2）水量稳控效果好。由于喷嘴前后压差一定，水量稳定控制效果好，计量准确度高。

3）调节水量方便。根据不同生产油井所需掺水量，只要选择不同大小的喷嘴，更换后即可实现水量的调整。

4）省时省力。应用掺水量稳控系统技术，不仅可以提升掺水油井掺水量的计量准确度，保证掺水井的准确计量，而且可以减轻现场采油工人的调节难度，避免每月频繁停井标定油井掺水系数工作等问题。

5）提高油井生产时率。应用掺水量稳控系统技术，有效地解决了掺水井计量不准的难题，避免每月的停井标定掺水系数工作，减少产量损失，提高油井采油时率。

4 现场应用情况

该系统技术改造完成后，于2013年6月在中国石化胜利油田分公司孤东采油厂投入现场试验应用。利用掺水量稳控系统推广应用30口掺水油井上使用，经过现场多次试验对比,对掺水系数波动均控制在1.5%以内，提高了掺水井的计量准确度，减轻了现场操作人员的劳动强度，已连续正常使用6个月，达到使用效果。改造前后掺水系数对比见表1。

从表1可以看出，同一口油井改造前油井计量标定掺水计量修正系数变化较大，最大的为3.6%，最小的1.4%，而改造后，油井计量标定掺水计量修正系数多次现场标定非常稳定。

表1 改造前后掺水系数对比表

5 应用过程中应注意的问题

1）掺水量稳控装置耐压性能必须达到产品现场掺水油井使用质量要求。

2）现场使用时，必须完全打开掺水调控装置前后控制阀门。

3）掺水量的确定。利用喷嘴将水量稳定在一固定值的特点，连续标定3次水量取平均值，即为掺水井水量。

4）掺水量标定。调整掺水量时只需更换喷嘴利用油井计量分离器计量工艺流程对喷嘴流量进行重新标定水量即可。

6 综合效益分析

1）提高掺水量计量准确度。从表1中可以看出，掺水井掺水计量修正波动系数由原来最高的3.6%下降到1.5%左右，而且每次现场标定其修正值相当稳定，说明稳控效果明显，不仅提高了掺水量计量准确度，解决了稠油掺水井计量不准的难题，而且起到了油井掺水量稳控效果。

2）提高了油井采油时率。有效解决了掺水井计量不准的难题，避免了每月的停井标定掺水系数工作，减少了产量损失，提高油井采油时率，由此带来了可观的产量效益。

3）提高了油井产能。掺水稳定后，反映了油井的生产情况，制定与实施有针对性措施，提高了油井产能。

4）应用掺水量稳控技术，减轻了工人的日常调节难度及每月的停井标定工作量，降低了职工的劳动强度，提高了工作效率，具有良好的社会效益。

7 结束语

随着稠油开发技术的不断发展，国内各油田稠油开发占油田开发比例比重逐年提升，作为稠油开发重要生产方式的掺水计量开发工艺，提高稠油掺水量稳控效果，降低计量误差，具有十分重要的意义。实践证明，该项稠油井掺水计量稳控技术，掺水量稳控效果好，计量准确度高，能有效降低油田稠油油井计量误差，可为同行提供借鉴。

[1]王壮举.稠油掺水油井精确计量方式探讨[J].江汉石油职工大学学报，2009，22(6):33-36.

[2]刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京:石油工业出版社，1995.

[3]霍广荣，李献民，张广卿，等.胜利油区稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版社，1999.

[4]朱益飞.孤东油田稠油开采节能技术现状及分析[J].石油工业技术监督，2010，26(7):56-58.

[5]朱益飞，潘道兰.变压油井控制装置在孤东油田的应用[J].中国计量，2004，9（8）:45-47.