宋正聪 高珊珊 徐雅萍

1中石化西北油田分公司2中国石油大学（北京）

塔河油田B 区块1997 年投入开发，主力产层为古生界奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏，井深在5 500～6 500 m。目前区块日产液量2 455 m3，综合含水率84%，地层水总矿化度为17.5×104～26.3×104mg/L，为CaCI2水型，pH 值6.5～6.8，日注水量在800～1 500 m3左右。

随着油田开发的不断深入，区块的原油产量逐渐下降，油井的含水率不断上升，原油乳化问题日益严重[1]。另一方面，为了保证油井产油量，需不断加大采液强度和注水替油力度，造成油井产液量和注水量逐年升高。

该区块地面集输处理系统于2004 年建设使用，针对油田中、低含水期设计，虽多次进行部分改建，但与区块开发需求的矛盾仍不断凸显。目前主要存在以下问题[2]：①污水往返输送能耗高，B区块的油井产液输送至联合站进行处理后，再返输至B 区各注水井，平均往返输送距离为11.4 km，增加电耗；②联合站及输送管线负荷高，B区块所有油井产液均输送至联合站进行脱水处理，进站管线运行压力高，刺漏风险大，随着油井提液量不断加大，造成联合站处理负荷增加，有时站库超负荷运行；③大量污水在联合站无效加热，污水进联合站温度为45 ℃，采用天然气加热后升温至70 ℃，增加热能损耗；④计转站外输泵不满足外输需求，B区块计转站外输泵主要为螺杆泵，随着综合含水率的上升，螺杆泵泵效下降；⑤对现有的站库进行改扩建工程量较大，投入费用过大，另外部分集输设施改造困难或无法改造。

为此，塔河油田引进就地分水工艺，该工艺集成预分水和污水净化功能，可实现产出液在计转站就地分水、就地污水处理、就地回注[3]，在塔河油田B-3计转站成功应用，经济效益显著。……