聯合站原油外輸含水偏高的原因分析與處理對策

肖龍

【摘 要】造成聯合站原油外輸含水超標有諸多原因。隨著油井增產措施的不斷增多，油井來液性質不斷變化，造成聯合站的原油脫水越來越困難，致使外輸原油含水經常超標。本文分析了聯合站原油外輸含水超標的原因，闡述了原油外輸含水偏高的原因分析與處理對策

【關鍵詞】原油；外輸含水；原因分析；處理對策

隨著油井增產措施的不斷增多，油井來液性質不斷變化，造成聯合站的原油脫水越來越困難，致使外輸原油含水偏高，外輸原油含水超標。針對這種情況，在原有沉降脫水工藝的基礎上優化調整，可有效解決外輸原油含水超標的問題，保證聯合站生產的平穩運行。

一、聯合站原油外輸含水超標的原因

1.部分設施老化，設備帶病運行，實際處理能力下降

目前油田開發進人特高含水期，正是由于原油含水高，導致設備腐蝕越來越嚴成，而集物系統的主要設備如分離器、油水幼、脫水設備等需常年運行，目.基本無備用設備，同時由于成本控制越來越嚴格，致使集抽系統改造資金缺口很大，導致實際處理能力相對滯后。

2.原油集輸工藝不適應油水性質的變化

隨著三次采油技術的推廣，在原油總量中，三采原油所占比重越來越大，但現在的脫水及污水處理工藝不適應下采產出液的處理。另外，2018年油田稠油產量將達到350萬噸，有12座原油處理站涉及到稠油問題，只有2座處理站涉及到稠油設計，大部分站都是利用處理稀油的工藝技術、裝備處理調油，不適應性日益突出。

3.外輸排量小，罐存下降

浮頂罐的橡膠密封刮板老化，與罐壁之間會出現一定程度的間隙，夏季過量的雨水通過這些間隙流入罐內并逐漸沉降，引起外輸原油含水率超標。三級拱頂沉降罐或來自電脫水器的原油含水率超標，致使大量不合格的原油進入正在輸油的儲罐內。浮頂罐內的采暖管線發生泄漏，致使部分采暖水直接進入罐內，造成外輸含水超標。

4.外輸排量大，罐存上升

浮頂罐出入口閥門開關不科學。大開或大關，會導致原油的層流狀態被破壞，罐底水層被擾動后出現了短時間的外輸含水率超標的現象；或大開大關后，罐位差造成平罐，擾動了罐底水。電脫水器長時間未建立起電場，無脫水效果，大量不合格原油直接進入罐內，引起外輸含水率超標；或電場建立后脫水量突然加大，擾動了罐底水層，致使部分不合格原油攪動起來，未及沉降就直接外輸，從而引起含水率超標。在長時間的沉降過程中，罐內原油因油水的密度差不同，密度大的水滴會逐漸沉降至罐底部，當罐底水超過一定高度時，含水率必然會超高。

5.部分乳化油的處理及集中配翰，增加了原油脫水難度

個別采油廠在一段時間內集中處理及配翰部分乳化油，使得油品性質發生變化.影響脫水效果，導致原油外輸含水超標。如果采油廠原油外抽直接進外銷系統，這種情況的影響只是暫時的、小最的，如果與其他采油廠相關聯，則會對原油外輸含水產生較大影響。

6.硫化物對原油生產系統的影響

富集在電脫水器油水界面層區域的硫化亞鐵顆粒吸附在油水界面上阻止水滴間的聚并，容易造成油水夾層，在油水界面層區域內形成含水率很高的油水過渡層，導致脫水電流升高或波動，電脫水器處理能力下降，導致外輸油含水超標。但隨著硫化物的不斷產生，硫化物原油也隨著的不斷增多，對脫水電場的影響也越來越明顯。硫化物原油進入電脫水器后給生產管理帶來了很大的壓力，造成脫水能力下降，脫水效果降低，頻繁造成外輸含水超標。

二、聯合站原油外輸含水偏高的處理對策

1.優化處理工藝

兩個萬方儲罐同時運行的工況下，電脫水器的脫出量應逐步增減5方/每次以內，每次間隔時間根據脫出量適量增加。調控罐溫時，罐出入口閥門要緩開，緩關，開關幅度切忌過大，以保證原油的穩定狀態。在產能下降的后期，儲罐最好采用單進單輸的方式進行交替輸油，這樣不但有利于判斷事故罐，還能有針對性的處理事故罐。及時更換老化的刮板。在罐存天天上升時要及時倒罐底水。當罐底樣含水率小于1.0%時，就可以停止倒液。在最短時間內建立電場。根據電脫水器出口和入口的原油化驗含水率的結果合理調控，平穩控制脫出量。脫水溫度過高雖然降低了原油粘度，但不利于水滴的沉降。如果關閉采暖后原油外輸含水率立即發生變化，即可判斷為采暖系統原因。在儲罐罐存增加時，定期倒罐底水，日倒水量應為日脫出量的0.5%。當外輸含水率超標時，由于油水的比熱不同，外輸溫度在相同的生產條件下，外輸溫度是會突然下降的。外輸取樣一般要根據不同的排量，合理計算時間取樣。不能剛采取處理措施后，管線中的原油還沒有替換出去，就去取滯留在管線中的原油進行化驗，以避免不準確的含水率造成運行上的誤判。

2.探索最佳的原油脫水處理工藝

現有的原油脫水工藝不能滿足攜有泥漿、堵劑、壓裂、酸化液等油井采出液的處理要求，需要相關業務部門和科研部門結合，探索最佳的工藝處理方式。⑦改進脫水原油加熱系統。該站原油加熱系統為蒸汽代油加熱裝置。原采用直摻式換熱裝置加熱原油，即用蒸汽直接摻入原油中加熱原油。

3.消除硫化物影響的措施

（1）控制好原油外輸質量的關鍵因素。壓力（游離水壓力、沉降段壓力、脫水器壓力）；含水（沉降含水、脫后含水、外輸含水）；溫度（一段溫度、二段溫度）；加藥量（小站加藥量、站內加藥量）。在生產過程中脫水器必須控制好壓力、水位、溫度等各項參數，才能保證脫水系統平穩、高效運行。

（2）容器內油水界面的控制。我們采取半自動化的控制方式，每天2次對游離水脫除器、壓力沉降罐的低、中水位進行人工放水，判斷容器界面的位置，用手動控制旁通閥門控制容器界面，進行監控，保證容器內油水界面的平穩。目前游離水脫除器油水界面控制在65%，壓力沉降罐控制在50%左右。同時保證沉降罐出口含水低于8%，才能保證電脫水器運行平穩。脫水器油水界面控制20%。

（3）容器壓力的控制。游離水壓力（即轉油站來油壓力）控制在0.28 MPa，控制得過低，下一段得不到足夠的驅動壓力，易造成放水不及時，脫水器進口含水超高，電場波動，引起外輸含水升高。容器壓力控制得高，能使放水及時，但易造成油水界面過低，引起頻繁泄壓，使原油外輸量減少，同時氣動調節閥動作比較緩慢，容易造成跑油事故。

4.定期倒罐底水

在儲罐罐存增加時，定期倒罐底水，日倒水量應為日脫出量的0.5%。根據計算，一個季度倒一次底水即可。罐存減少時不用倒底水。但在雨后，特別在雨后的第二天，要比對近幾日的原油外輸含水率，如果其值高于晴天時的實測值，就要倒罐底水。另外，當外輸含水率超標時，由于油水的比熱不同，外輸溫度在相同的生產條件下（入爐原油溫度相同，排量相同，燃燒相同），外輸溫度是會突然下降的。外輸取樣一般要根據不同的排量，合理計算時間取樣。不能剛采取處理措施后，管線中的原油還沒有替換出去，就去取滯留在管線中的原油進行化驗，以避免不準確的含水率造成運行上的誤判。

三、結語

隨著油田開發步入特高含水期，各種不同的工藝在開發生產中的應用，進站原油物性日趨復雜，給聯合站原油脫水處理帶來了很大困難。外輸原油含水率超標，最直接的原因是罐內原油含水率超標，而罐內含水率超標的原因主要為入罐的凈化原油含水率超標和外來水直接進入罐內。經過不斷探索，采取對原油處理流程改造、原油加熱設備改進及密切跟蹤監督采油隊特殊井等措施，將外輸原油含水率控制在計劃指標以內。

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