关于进入外销系统原油含水超标的原因

摘要：引起采油厂原油外输含水超标有诸多原因，由于原油外销系统没有电脱水设备，一旦含水超标原油进入外销系统，会严重干扰正常的原油运梢.油田原油外梢质量常从提高采油厂原油处理质量和外销系统的合理调控来实现。

关键词：原油含水;超标;原因;对策

中图分类号：TE144文献标识码： A

1油田采出水特性

采油污水是一种含有固体杂质、液体杂质、溶解气体和溶解盐类等较为复杂的多相体系，细小杂质大概可分为5大类：悬浮固体、胶体、分散油、乳化油及一些溶解物质。其中悬浮固体（颗粒直径1―100μm）主要包括：泥砂、各种腐蚀产物及垢、硫酸盐还原菌、腐生菌和重质油类等；胶体（1×10-3―1.0μm）主要由泥砂、腐蚀结垢产物和细菌有机物构成。采出水中一般含有1―5g/L的原油，其中90%左右为分散油（10―100μm）和浮上油（大于100μm），约有10%乳化油（1×10―10μm）。溶解物质主要包括溶解盐类（1×10-3μm以下，如Ca2+、Mg2+、Cl-）和溶解气体（3×10-4―5×10μm如溶解氧、硫化氢）。由于各油田地质条件、原油特性、集输及分离条件等的差异，各地油田采出水的水质不尽相同，但有共性，一般具有以下特点：含油量高、成分复杂、矿化度高、水温较高、具有放射性。

2采油厂原油外输含水超标的原因

2.1部分设施老化，设备带病运行，实际处理能力下降。目前油田开发进人特高含水期，正是由于原油含水高，导致设备腐蚀越来越严成，而集物系统的主要设备如分离器、油水幼、脱水设备等需常年运行，目.基本无备用设备，同时由于成本控制越来越严格，致使集抽系统改造资金缺口很大，导致实际处理能力相对滞后。例如，2008年6月份现河采油厂某时段原油夕瀚含水高达20%以上，究其原因是该厂郝现联合站唯一一台加热炉出现故障而停运引起。

2.2原油集输工艺不适应油水性质的变化。随着三次采油技术的推广，在原油总量中，三采原油所占比重越来越大，但现在的脱水及污水处理工艺不适应下采产出液的处理。另外，2008年油田稠油产量将达到350万吨，有12座原油处理站涉及到稠油问题，只有2座处理站涉及到稠油设计，大部分站都是利用处理稀油的工艺技术、装备处理调油，不适应性日益突出。

2.3于工艺流程方面的关联性，部分采油厂原油外输含水波动给相关联方的原油处理带来较大困难。最典型的关联例子就是桩西采油厂的原油交给海洋采油厂，海洋采油厂再交给孤岛采油厂，最后孤岛采油厂交给油气集输总厂，即进人原油外销系统。2007年冬季孤岛采油厂孤六联合站原油外箱出现长时间、持续性高含水，经调查是因为海洋采油厂进行破乳剂实验及该厂部分区块外输原油性质出现变化，使得该厂原油外输含水相对波动较大，而孤六联合站脱水参数的调整需要一段时间的摸索，甚至曾一度引起该站脱水电场瘫痪。

2.4原油集中上产期间，油井产液量及含油量发生变化，相关脱水参数未作相应调孩或调整滞后。采油厂大多在春秋两季气温适中期间搞原油上产会战，该期间产液量上升，受集输站库库容所限等因素的影响.会适当缩短原油沉降时间.而且相关药剂的调整也需要一段时间的摸索，因此也会引起原油外输含水的波动。

2.5部分乳化油的处理及集中配翰，增加了原油脱水难度。个别采油厂在一段时间内集中处理及配翰部分乳化油，使得油品性质发生变化.影响脱水效果，导致原油外输含水超标。如果采油厂原油外抽直接进外销系统，这种情况的影响只是暂时的、小最的，如果与其他采油厂相关联，则会对原油外输含水产生较大影响。

2.6原油处理化学药剂量或品牌的改变，在实验阶段出现脱水效果的不确定性。例如，更换药剂品牌后，由于药剂成分的不同。需要一段时间的实验才能获得合适的药剂量.同时也不可避免的会出现实验失败的可能性。

3含水超标原油的运销对策

上述原因出现的采油厂原油外翰含水超标现象的解决，除及时发现问题，督促有关单位迅速查明原因.采取应对措施，必要时限制其交油量外，应加大资金投人，实施流程再造;加大油水泵、分离器、加热炉等基础设施的改造力度.特别是加大注聚、热采等三次采油以油、水处理工艺的改造力度，淘汰落后装备和工艺技术.实现能力合理匹配，优化运行参数;加大防腐技术的研究及推厂；在进行化学药剂的实验时，应提前尽可能的降低原油库存，便于在进行实验时，有一定的缓冲库容和时间，尽可能的减少进人外销系统的含水超标原油量。在含水超标原油进人外销系统后，为保证外销原油质量，在实际的生产运行中采取了以下措施:①腾空一定的储罐专门接收含水超标原油特别是高含水原油，延长该储雄的原油沉降时间，强化底水的排放;②适当提高油温，增强原油沉降放水效果;③在外销站库库存紧难的情况下，通过与含水合格原油充分馄接，达到合格外翰标准;④在上述措施实施后，原油外销含水仍不理想，同时外销站库库存非常高的情况下.为保证外销站库的运行安全.与相关用户结合，集中配输部分含水超标原油。⑤探索采油队与油气集输泵站实现一体化.突破固有的集输工艺管理思路，探索采油队与油气集输泵站实现一体化，将原油脱水的控制由站内延伸至采油队井口。将原油采输过程的各节点参数，通过网络，建立数据共享平台，用工作流程将各节点串联起来，实现采油系统和油气集输泵站的数据共享，将调度行为建立在实时数据的基础之上，提高调度令的实时性及各生产管理部门之间协作力，提高生产运行效率。⑥探索最佳的原油脱水处理工艺。现有的原油脱水工艺不能满足携有泥浆、堵剂、压裂、酸化液等油井采出液的处理要求，需要相关业务部门和科研部门结合，探索最佳的工艺处理方式。⑦改进脱水原油加热系统。该站原油加热系统为蒸汽代油加热装置。原采用直掺式换热装置加热原油，即用蒸汽直接掺入原油中加热原油。采用该装置，每天有80余方、180℃的高温蒸汽也一同进入稳定系统和沉降罐中，不但造成稳定系统排污量增大，增加稳定排污系统的负荷，而且含高温蒸汽的含水油在罐中油水分离速度减慢。论证后，改用螺旋板式换热器，该换热器将原油与蒸汽分开，用蒸汽间接加热脱水原油。使用后，对原油加热和脱水效果较好，脱水温度达到90℃以上。

结束语

随着油田开发步入特高含水期，各种不同的工艺在开发生产中的应用，进站原油物性日趋复杂，给联合站原油脱水处理带来了很大困难。经过不断探索，采取对原油处理流程改造、原油加热设备改进及密切跟踪监督采油队特殊井等措施，将外输原油含水率控制在计划指标以内。

参考文献

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