河南油田分公司第一采油厂江河联合站掺水主管线大多数管网腐蚀穿孔严重已停用，目前掺水来源于高压注水系统，在计量站内截流降压后掺水，不但运行费用高，还存在极大的安全隐患。因此，开展计量站脱水回掺技术研究，即是将产液量高、含水高、温度高的油井产出液在计量站引进油水分离装置就地分离，把分离出的水经过掺水泵升压进入掺水管汇，再回掺到需要掺水的油井(管线)中，实现高温高液井热能利用，节能降本、操作简单安全，现场应用取得了比较理想的效果。
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。