内容发布更新时间 : 2024/5/18 13:23:47星期一 下面是文章的全部内容请认真阅读。

外输原油含水超标原因分析及处理 1、 前言

XXX站担负着4个采油队的产出液处理任务，目前我站日处理液量10900m3左右，综合含水为88%，是一座集油气水处理的集输油泵站。随着采油井酸化、压裂、防砂和降粘剂、防蜡剂等多种作业方法的广泛应用，原油物性日益复杂多变，造成原油脱水困难，生产运行效率低，不仅增加了职工的操作劳动强度。而且增加了泵的能耗、加热炉燃料消耗耗和药剂耗量。本文主要针对外输含水超标原因及处理进行深入分析，对于今后提高集输系统的生产运行效率和降低原油处理成本，提升我站标杆管理水平具有重要意义。 2、 原油处理生产现状 今年（1-10）月份，有三个月的月平均含水已经超过标杆指标（标杆外输含水指标﹤0.24%）。而且上半年有4个月中均出现连续多天外输含水超过标杆含水指标，最高曾到过2.84%。而且个别时段，电脱效果差，进出口含水差不多，严重影响到外输含水。 三、外输原油含水超标原因分析 1、来液物性变化影响 上半年采油井酸化、防砂和药剂处理等多种作业方法的应用，出现3队、5队、6队、13+16队原油物性复杂多变，使分离器分离效果差。5队、6队来液粘度大，起泡严重，常造成分离器出油凡尔自动调节功能失控，出水含油超高，出油含水超标。13+16队三月份、五月份来液量，气量不稳定，特别是气量忽大忽小，破坏分离器的稳定分离，另外3队五月份酸化作业井影响，分离器运行不稳定。受来油物性的影响，分离器的难破乳，分离效果不好，造成后续沉降罐过渡带大，脱水器脱水效果不理想，使外输含水连续超标。 2、问题原油影响

从污油池回掺的原油；脱水器放出的污水；小贮池回收的放空油、落地油，沉降罐溢流的老化油；净化油罐底部不合格的回掺原油；罐中存放过长的老化油等，这些原油油水不易分离，破乳困难，极易造成电脱不稳，被我们成为问题原油。特别是5月下旬，在处理2#罐滞留时间约1个星期的这部分问题原油时，脱水异常困难，脱水器脱水效果差，进口22%，出口18%，一度造成外输含水严重连续超标。 3、脱水工艺中存在的问题

（1）在处理问题原油时，加入适当的药剂、碱，有利于问题原油的破乳。但是工艺流程中，没有这套流程。我们只是人工提些药剂从罐口加入，不能有效发挥药剂的作用。给问题原油处理造成困难。

（2）卸油台打油时，进入3#分离器的液量突增，分离器沉降时间短，造成出水含油、出油含水超标。增加后续脱水负担，影响外输含水。

（3）由于（1-4）月份天然气量少，使加热炉运行效率低，加热温度有时达不到原油处理温度要求，造成破乳困难。 4、人员操作不稳影响

岗位人员在原油脱水各环节中对分离器、脱水器、加热炉、外输泵等设备的调节不够精细，存在大起大落现象，造成脱水器电场波动、沉降罐沉降效果不好、原油升温不及时等异常现象，以及在原油化验中也存在取样分析误差，都会造成外输含水指标的波动。 四、采取的措施

为降低外输原油含水超标的几率，我们根据不同的影响因素，制定了相应的对策和措施。 1、优化工艺设备运行，提高其运行质量

为保证每个脱水环节的脱水质量，对工艺设备进行了一系列调整。一是三相分离器按照因队施策制定的调节措施，调节好每台分离器，提高其原油分离效果，为后续脱水减轻负担。二是脱水器按照三勤、五平稳的原则操作，控制好油水界面，根据水位看窗，合理放底水，

建立合适的水位，增加脱水效果。三是对加热炉按照六步排查法，及时做好故障诊断处理工作，提高运行效率，为原油加热提供稳定合理的温度。 2、控制问题原油，消除负面影响

一是尽量减少问题原油的产生，加强对分离器、电脱水器参数优化，降低分离器污水含油量，及电脱水器的污水回掺量。

二是对溢流到低含水油罐的原油，要进行及时处理，避免长时间存放增加乳化程度，难处理。

三是对大罐放底水、回收的化验油、放空油、落地油等原油要及时启泵送回沉降罐处理，而且启泵时，控制好排量，均衡平稳输送。

四是对已经形成的难处理问题原油，要采取隔离闭环处理措施，小排量与5#罐低含水油混掺处理。

3、顺势而变，择优工艺流程

在生产运行中，难免会出现管线穿孔补漏、清罐、清分离器等临时性工作，需要倒换设备或者流程，会使生产出现阶段性的波动。在此情况下，我们应当顺势而变，不仅要紧急切换流程，而且要优化工艺流程，使变化后的流程，能较好的适应系统的平衡，避免含水出现加大幅度的波动，确保外输含水的稳定。

4、优化破乳剂配方，调整加药量与投放点，实现最佳破乳效果

与破乳剂厂家密切合作，定期取样化验来液性质，及时调整药剂配方，同时根据来液的物理性质及其各环节的处理效果的变化，制定合理的破乳剂加入量。在出现脱水异常情况下，可将药剂分散加入沉降罐、低含水油罐，充分发挥破乳剂的药效。 5、控制沉降罐的油水界面，确保溢流含水稳定

溢流含水随油水界面的升高而上升，但油水界面的过分降低，也会影响放水水质。通过不断摸索，将油水界面控制在0.8m～1.5m之间，溢流含水基本稳定在20％～30％。同时也减少了2#低含水油罐的放底水回掺量。 6、加强现场管理，强化节点控制

制定和完善了《生产运行管理办法及考核措施》、《外输含水指标考核细则》等一系列管理制度。同时，加大职工培训力度，提高职工的技术水平，控制好原油脱水各节点的生产参数，减少了人为因素的影响。建立了防止生产紊乱的预警体系，根据实际情况对阵发性高含水情况制定《外输原油高含水事件应急预案》，明确相应的责任人，落实到位，确保含水指标达标。

五、效果及存在不足 通过实施一系列措施，有效控制了高含水次数的发生，即使在某个环节中出现异常波动，也能够及时调整，超前防范，将外输含水始终控制在0.24％以下。虽然效果比较明显，但在运行中仍然暴露出一些问题，有待于进一步的改进。主要表现在以下几方面;

1．自动化程度低，岗位职工工作量大。脱水器放水、沉降罐油层的控制，都是人工手动操作，存在着监控不到位，调节滞后的弊端。

2．在处理问题原油中时，使用的闭环加热循环流程中，无自动加药功能，需要职工提药倒入罐中，影响药剂效果，增加职工工作量。建议这套流程设立加药点。