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摘要：分析了老化油“四单一混”热化学处理工艺存在问题。针对该工艺在运行中出现下游污水站来水含油增高、站内老化油外掺量降低等状况，对老化油回收工艺与运行方式进行优化，优化后应用效果明显。
关键词：老化油；工艺；优化
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：
油田上原油集输、污水处理过程中由于原油中所含的天然乳化剂及原油输送过程中机械运动、管道及容器中停留时间等原因造成老化油的形成，这种老化油进入处理系统会导致脱水器的瘫痪，回注入地层又会形成“乳化塞段”，堵塞油层孔隙通道，因此老化油的处理一直是集输系统的难题。联合站目前实行的“四单一混”热化学处理工艺，在保证脱水站平稳运行上起到很好的作用，但由于工艺、设备原因导致的外掺量小、污水站来水含油增高的弊端逐渐暴露出来。为此，分析其原因，采取针对措施，对站内老化油处理工艺进行了优化，可减少污油池的污油对外输污水的影响。
1原因分析
某联合站从2006年开始实行老化油“四单一混”热化学处理工艺，见图1。脱水器平稳运行得到保障，但外掺量很小，大部分老化油重复排放至沉降罐致使沉降罐油层高达2m，外输污水含油355mg/L，外站接到的污水含油905mg/L，最高时达到5000 mg/L。
图1老化油“四单一混”流程 图2原污水输送流程
（1）污水输送工艺不合理。由图2可见，尽管该联合站外输污水355mg/L，但外站接到的污水含油905mg/L，最高時达到5000 mg/L，主要原因是400m3污油池这部分污油进入外输污水系统造成的。
（2）站内收油设施及工艺无法连续收油。该联合站站内老化油回收设备主要是1台螺杆泵和1台摆动式转子泵，螺杆泵排量小，运行振动大，经常造成收油管线振裂，转子泵经常损坏，上述原因造成老化油无法连续收油。
（3）外站工艺造成老化油含水过高，影响处理效果。外站聚A1、A2老化油输送管线没有伴热，老化油粘度较高管线经常凝堵，因此该管线采用掺水伴热输送，含水量达到60%以上，处理难度较大。由于上述原因造成站内老化油处理效果不好。
2老化油工艺的优化
2.1 400m3污水线流程的优化
将400m3污水管线由原来进入外输污水系统改线为进入污水沉降罐进行处理。见图3和图4。通过这种优化避免了400m3污油池的污油对外输污水的影响，同时保证了该污油池中的原油有效回收。
图3400m3污水线改造设计图图4400m3污水线改造示意图
2.2 站内工艺及设施优化
（1）收油泵工艺流程优化。收油管线的振动问题主要原因是收油泵的进出口管线不匹配，进口管线φ114，出口管线φ48，憋压严重，造成机泵振动过大，管线振裂原因分析是由于收油泵出口管线过长，直角弯过多，流体在管道中变向过频，管道所受应力大，薄弱部位就会出现穿孔，针对这种情况将收油泵出口管线进行了优化。通过收油流程优化，机泵振动大问题得到解决。
（2）收油设备优化。原收油泵采用2台泵，1台转子泵排量为30m3/h，另1台螺杆泵排量为10m3/h，在运行过程中转子泵故障频繁，无法启运，螺杆泵排量过小，影响老化油回收，因此将转子泵优化为单螺杆泵，排量为30m3/h。
2.3 外站收油工艺优化
由于外站采用老化油与掺水混合进入站内，导致处理老化油含水过高，设计将外站老化油进入沉降罐进行简单的脱水处理，将处理后的老化油由站内收油泵进行回收。
（1）工艺优化。见图5和图6。
图5外站收油原流程 图6优化后外站收油流程
（2）老化油处理含水和药剂使用量变化。外站收油工艺优化后，老化油含水量有所变化，老化油的有效处理量得到加强，老化油处理剂作用的针对性更强，加药量由原来的40kg/d降低为25kg/d，加药浓度由原来的48ppm提高到65ppm，老化油日外掺量由由优化前的65 m3提高到优化后96 m3，老化油外输含水优化前的2.8%降低到优化后2.2%，作用效果有所提高。
3运行方式的优化
3.1 老化油回收根据季节进行优化
夏季，特别是在6-8月，外界气温较高，老化油回收的黄金季节。这时，各种污水罐、注水罐上部浮油全部处于液态状态，便于回收。抓住良好时机外站采用最大排量将老化油回收至站内。老化油放至沉降罐经过重力沉降，将老化油含水由70%左右降至25%，通过溢流，将大部分老化油溢流至2#事故罐。然后，用收油泵将2#事故罐的老化油回收，我们又考虑聚A1距本站较近，该站破乳剂与本站老化油破乳剂性质接近，本站老化油采用小排量收油后同聚A1来油一同进入系统，利用聚A1油品中的药剂进行破乳。从4月下旬开始进行试验，中间出现多次波动，但为保证水质，我们采用间歇处理，7月基本将回收的老化油全部处理完毕，7月末沉降罐油层降至0.45m，虽然回收老化油量较大，但水质影响不大.1#脱水器进口含水由优化前的65%降低到优化后25%，1#脱水器出口含水优化前的2.8%降低到优化后2.2%，达到了预期目标。
3.2 老化油控制方法的优化
减少老化油的影响最有效的措施是加大老化油的外掺量。但老化油的外掺还受其他脱水器压力的影响。原来站内老化油脱水器的控制压力为0.18MPa，在工作中发现该脱水器油出口无法连续出油。分析原因，其他脱水器的控制压力0.18-0.22MPa，本身1#油出口打开非常小，水出口打开较大，在其他脱水器压力增高1#脱水器内液体大部分从压力低的水出口流走，同时由于老化油加热温度较高，脱水器内液体部分气化，油出口位于脱水器的顶部，气体进一步将其封堵住，大大减少了老化油的外掺量。针对这种情况，适当提高1#脱水器的控制压力，由原来的0.16-0.18MPa上提到0.20-0.25MPa，在实际生产中，上提压力后，出口“气堵”现象大大减少，保证了老化油的连续外掺。
3.3 老化油药剂使用过程的优化
（1）更换加药泵。根据以往药泵使用情况，我们同药剂厂家协商，将柱塞泵更换为GM0050TR1MNN型的隔膜泵，保证了药剂连续足量的加入。
（2）储罐加装液位计，实现在线标定。由于储罐没有液位显示，因此加药泵药量使用“飘移”无法及时发现，我们研究，根据连通器原理，在储罐底部出口处用三通安装一个玻璃管，实现药剂储罐液位可视化。在玻璃管外壁标出刻度。储药罐液位实现可视化，药剂使用计量操作简单、计量准确，加药泵实现时时在线标定。更换药泵，加装储罐液位显示装置后，确保了药剂连续加入，药剂计量更加准确，便于实施药剂的调整。根据实际总结出便于员工计算的药剂计算公式：
根据m=ρAh，因为该储罐只能使用一种药剂，我们将该公式简单为：m=1.9h，
式中：m—每班药剂使用质量，kg/班；h—每班玻璃管高度差，cm。
4应用效果
（1）老化油得到有效处理。2011年1-8月共外掺老化油1.96×104t。
（2）下游污水站来水含油降低。从2011年3月开始进行老化油回收工艺与运行方式的优化，下游污水站来水含油明显降低。
（3）药剂使用降低。老化油处理剂日加药量降低15kg，年节约药剂5475kg。药剂年使用节约费用：6×5.475=33万元
5结束语
老化油的有效处理是保证脱水系统平稳运行、污水系统指标完成的重要工作，针对老化油的处理，集输系统的各个环节要通力配合，源头减少老化油的产生，末端要加强老化油的回收，作为联合站要创新思维，保证老化油的处理，才能保证集输系统安全、高效地运行。
参考文献：
[1] 冯叔初，郭揆常，王学敏.油气集输[M].中国石油大学出版社，1988.
关键词：老化油；工艺；优化
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：
油田上原油集输、污水处理过程中由于原油中所含的天然乳化剂及原油输送过程中机械运动、管道及容器中停留时间等原因造成老化油的形成，这种老化油进入处理系统会导致脱水器的瘫痪，回注入地层又会形成“乳化塞段”，堵塞油层孔隙通道，因此老化油的处理一直是集输系统的难题。联合站目前实行的“四单一混”热化学处理工艺，在保证脱水站平稳运行上起到很好的作用，但由于工艺、设备原因导致的外掺量小、污水站来水含油增高的弊端逐渐暴露出来。为此，分析其原因，采取针对措施，对站内老化油处理工艺进行了优化，可减少污油池的污油对外输污水的影响。
1原因分析
某联合站从2006年开始实行老化油“四单一混”热化学处理工艺，见图1。脱水器平稳运行得到保障，但外掺量很小，大部分老化油重复排放至沉降罐致使沉降罐油层高达2m，外输污水含油355mg/L，外站接到的污水含油905mg/L，最高时达到5000 mg/L。
图1老化油“四单一混”流程 图2原污水输送流程
（1）污水输送工艺不合理。由图2可见，尽管该联合站外输污水355mg/L，但外站接到的污水含油905mg/L，最高時达到5000 mg/L，主要原因是400m3污油池这部分污油进入外输污水系统造成的。
（2）站内收油设施及工艺无法连续收油。该联合站站内老化油回收设备主要是1台螺杆泵和1台摆动式转子泵，螺杆泵排量小，运行振动大，经常造成收油管线振裂，转子泵经常损坏，上述原因造成老化油无法连续收油。
（3）外站工艺造成老化油含水过高，影响处理效果。外站聚A1、A2老化油输送管线没有伴热，老化油粘度较高管线经常凝堵，因此该管线采用掺水伴热输送，含水量达到60%以上，处理难度较大。由于上述原因造成站内老化油处理效果不好。
2老化油工艺的优化
2.1 400m3污水线流程的优化
将400m3污水管线由原来进入外输污水系统改线为进入污水沉降罐进行处理。见图3和图4。通过这种优化避免了400m3污油池的污油对外输污水的影响，同时保证了该污油池中的原油有效回收。
图3400m3污水线改造设计图图4400m3污水线改造示意图
2.2 站内工艺及设施优化
（1）收油泵工艺流程优化。收油管线的振动问题主要原因是收油泵的进出口管线不匹配，进口管线φ114，出口管线φ48，憋压严重，造成机泵振动过大，管线振裂原因分析是由于收油泵出口管线过长，直角弯过多，流体在管道中变向过频，管道所受应力大，薄弱部位就会出现穿孔，针对这种情况将收油泵出口管线进行了优化。通过收油流程优化，机泵振动大问题得到解决。
（2）收油设备优化。原收油泵采用2台泵，1台转子泵排量为30m3/h，另1台螺杆泵排量为10m3/h，在运行过程中转子泵故障频繁，无法启运，螺杆泵排量过小，影响老化油回收，因此将转子泵优化为单螺杆泵，排量为30m3/h。
2.3 外站收油工艺优化
由于外站采用老化油与掺水混合进入站内，导致处理老化油含水过高，设计将外站老化油进入沉降罐进行简单的脱水处理，将处理后的老化油由站内收油泵进行回收。
（1）工艺优化。见图5和图6。
图5外站收油原流程 图6优化后外站收油流程
（2）老化油处理含水和药剂使用量变化。外站收油工艺优化后，老化油含水量有所变化，老化油的有效处理量得到加强，老化油处理剂作用的针对性更强，加药量由原来的40kg/d降低为25kg/d，加药浓度由原来的48ppm提高到65ppm，老化油日外掺量由由优化前的65 m3提高到优化后96 m3，老化油外输含水优化前的2.8%降低到优化后2.2%，作用效果有所提高。
3运行方式的优化
3.1 老化油回收根据季节进行优化
夏季，特别是在6-8月，外界气温较高，老化油回收的黄金季节。这时，各种污水罐、注水罐上部浮油全部处于液态状态，便于回收。抓住良好时机外站采用最大排量将老化油回收至站内。老化油放至沉降罐经过重力沉降，将老化油含水由70%左右降至25%，通过溢流，将大部分老化油溢流至2#事故罐。然后，用收油泵将2#事故罐的老化油回收，我们又考虑聚A1距本站较近，该站破乳剂与本站老化油破乳剂性质接近，本站老化油采用小排量收油后同聚A1来油一同进入系统，利用聚A1油品中的药剂进行破乳。从4月下旬开始进行试验，中间出现多次波动，但为保证水质，我们采用间歇处理，7月基本将回收的老化油全部处理完毕，7月末沉降罐油层降至0.45m，虽然回收老化油量较大，但水质影响不大.1#脱水器进口含水由优化前的65%降低到优化后25%，1#脱水器出口含水优化前的2.8%降低到优化后2.2%，达到了预期目标。
3.2 老化油控制方法的优化
减少老化油的影响最有效的措施是加大老化油的外掺量。但老化油的外掺还受其他脱水器压力的影响。原来站内老化油脱水器的控制压力为0.18MPa，在工作中发现该脱水器油出口无法连续出油。分析原因，其他脱水器的控制压力0.18-0.22MPa，本身1#油出口打开非常小，水出口打开较大，在其他脱水器压力增高1#脱水器内液体大部分从压力低的水出口流走，同时由于老化油加热温度较高，脱水器内液体部分气化，油出口位于脱水器的顶部，气体进一步将其封堵住，大大减少了老化油的外掺量。针对这种情况，适当提高1#脱水器的控制压力，由原来的0.16-0.18MPa上提到0.20-0.25MPa，在实际生产中，上提压力后，出口“气堵”现象大大减少，保证了老化油的连续外掺。
3.3 老化油药剂使用过程的优化
（1）更换加药泵。根据以往药泵使用情况，我们同药剂厂家协商，将柱塞泵更换为GM0050TR1MNN型的隔膜泵，保证了药剂连续足量的加入。
（2）储罐加装液位计，实现在线标定。由于储罐没有液位显示，因此加药泵药量使用“飘移”无法及时发现，我们研究，根据连通器原理，在储罐底部出口处用三通安装一个玻璃管，实现药剂储罐液位可视化。在玻璃管外壁标出刻度。储药罐液位实现可视化，药剂使用计量操作简单、计量准确，加药泵实现时时在线标定。更换药泵，加装储罐液位显示装置后，确保了药剂连续加入，药剂计量更加准确，便于实施药剂的调整。根据实际总结出便于员工计算的药剂计算公式：
根据m=ρAh，因为该储罐只能使用一种药剂，我们将该公式简单为：m=1.9h，
式中：m—每班药剂使用质量，kg/班；h—每班玻璃管高度差，cm。
4应用效果
（1）老化油得到有效处理。2011年1-8月共外掺老化油1.96×104t。
（2）下游污水站来水含油降低。从2011年3月开始进行老化油回收工艺与运行方式的优化，下游污水站来水含油明显降低。
（3）药剂使用降低。老化油处理剂日加药量降低15kg，年节约药剂5475kg。药剂年使用节约费用：6×5.475=33万元
5结束语
老化油的有效处理是保证脱水系统平稳运行、污水系统指标完成的重要工作，针对老化油的处理，集输系统的各个环节要通力配合，源头减少老化油的产生，末端要加强老化油的回收，作为联合站要创新思维，保证老化油的处理，才能保证集输系统安全、高效地运行。
参考文献：
[1] 冯叔初，郭揆常，王学敏.油气集输[M].中国石油大学出版社，1988.