石油中有一些高熔点而在常温下为固态的烃类(蜡质)，它们通常在油藏处于溶解状态，在原油采出地面输送过程中，由于温度、压力的降低以及轻烃逸出，如果温度降低到析蜡温度时，溶解在原油中的蜡会以晶体形式析出并吸附在单井管线上，导致管径缩小，油流不畅，引起回压上升，甚至堵塞管线，影响生产，这就需要我们在日常生产中，对高含蜡、高凝点、高粘度的油井进行配水配热。
配水配热需要联合站耗费大量电能增压提供动力、需要耗费大量燃料提高温度，还要增加后续油水分离处理费用，为了节能降耗，需要在保证生产正常运行的前提下，尽可能降低联合站内的掺水压力、温度以及掺水量。
1.问题的提出
河南油田分公司第一采油厂江河油田是河南油田的主力油田，集输系统采用两级布站方式，现有联合站1座，计量站18座，稀油井266口，江河油田日产液量约1.12×104m3/d，产油量约618t/d，综合含水94.5%。夏季需要掺水井15口，冬季需要掺水井45口，单井设计采用双管掺水流程，夏季掺水量230m3/d，冬季掺水量700m3/d，由于联合站掺水主管线已运行近30年，大多数管网腐蚀穿孔严重已停用，目前掺水水源主要来自16MPa高压注水系统，在计量站内从注水流程取水，截流降压后掺水。高压掺水不但费用高，同时存在极大的安全隐患，是目前生产中急需解决问题。
河南油田地处豫南盆地，联合站和集油站的可再利用空间都不大，且脱水采用的是高效三相分离器，因此在改造中把原来的设备拆除，再加新设备是不现实的，也必将大幅度增加改造费用。若把游离水分离放到计量站，分出的水直接加压回掺，不但可以减少联合站的处理负荷，也可降低回掺污水因长距离输送的增压费用，因此在计量站设脱水分离器，在我油田特高含水期改造中有其优势。
2.计量站脱水回掺工艺技术研究
2.1研究依据
江河油田18#计量站，通过计量站内场地调查后，其位置和工艺条件可以满足脱水建设要求，配电设备也可满足改造要求。
目前江河油田18#计量站有掺水井2口，采用高压系统掺水，日掺水46方，掺水温度43度，随着开发的进行，油井含水增加，掺水量会随之减少，因此目前的掺水量，可认为是该站的最大可需掺水量。所以设计规模确定为油井进液量约100t/d，温度≥50℃，分水50%左右(约50m3)作为掺水。
2.2脱水原理
高温产出液脱水回掺油水分离器采用“3方立式沉降罐"，如图1所示。由于油水两种液体密度不同、且含水较高(90%以上)、温度较高，从而使两种液体分离开来。该技术油水分离处理工艺简单，具有设备体积小、重量轻、结构紧凑、除油效率高和造价低的特点。
2.3主要技术经济指标
实现脱水后，脱出污水含油≤200mg/L。
2.4计量站脱水系统改造方案
18#计量站目前产液量480t/d，产出液温度53度，找几口产液量较高、温度较高的油井，在单井管线和总管汇合处取液，经分离器脱水分离后，脱出污水去掺水泵，其余油水混合物靠自压进总管汇下游。具体实施情况如下：
在18#计量站选取4口产液温度大于50℃的油井作为水源井(见表1)，通过流程改造引进分离器(运行2口，备用2口)，油井产出液经过分离器油水分离后(油在上面，水在下面)，混合液返回到油干线，脱出水经过掺水泵提压到2MPa进入掺水管汇，对T12-15、T11-13进行掺水生产，如图2所示。
3.应用效果
3.1应用现状
2008年12月江河油田18#计量站脱水回掺系统投入使用，使用后掺水工艺技术参数：掺水压力2.0MPa，排量2.1方/小时，掺水温度54℃，脱出污水含油145mg/L，掺水井T12-15、T11-13生产运行平稳(表2)。
3.2效益评价
1)18#高压掺水费用较高9.68元/方，每年高压掺水用量为1.6万方，江河联合站污水处理费用为1.51元/方，每年投资费用：(9.68+1.51)×1.6=18(万元)；目前掺水消耗仅为电费，每年2.7万元。年净效益为15.3万元。
2)计量站脱水回掺系统利用本站高温油井产出液，热损失较少，有效地降低了掺水井回压。
3)计量站脱水回掺系统操作简单，消除了高压掺水安全隐患。
4.结论
(1)计量站脱水回掺技术适用于高产液量、高温、高含水油田。
(2)计量站脱水回掺系统工艺简单，方便生产管理。
(3)计量站脱水回掺技术，打破了常规掺水集输模式，降低原油脱水、污水的处理量和掺水加热的能耗。
(4)解决了边远井站因掺水温度低、压力低、管线长而造成的掺水困难。
(5)缓解了开发后期掺水维护成本费用高的问题，对老油田边远井站的掺水节能优化有一定的借鉴作用。
