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[摘 要]胜利采油厂一矿集输系统负担着胜利采油厂一区及T82区块的采出液处理任务。近年来，随着伴随着老区块进入开发后期，产能逐年下降，以及稠油所占比重的增大，造成了胜采一矿外输原油含水波动频繁，直接而影响到全厂外输含水的平稳；同时由于稠油及注聚区采出液处理难度大，造成一矿原油处理能耗消耗大，成本较高。因此，通过调整一矿集输工艺运行结构，优化原油脱水工艺，是解决目前一矿原油处理方面矛盾的主要手段。本文对2011年一矿为降低含水及能耗采取的措施进行了分析评价，并对后续的平稳生产运行提出了建议。
[关键词]产能下降 稠油 含水波动 能耗
中图分类号：TE39 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）08-274-01
1 胜采一矿原油处理工艺现状
胜采一矿下辖坨一与宁海两座联合站，负担着一区及宁海油田的采出液处理任务，每天处理液量16000m?，油量920t，其中包括热采管理区稠油300余吨，运行模式为坨一与宁海两站分别处理，宁海站原油外输至坨一站，两站原油混合后外输至交接室。具体流程如图1所示。
2011年1-10月份胜采一矿外输含水平均1.46%，超出采油厂下达指标（1.2%）0.26%。
1-11月一矿蒸汽换热用量80387GJ，比去年同期109788GJ减少29401GJ，减少26.7%。
2.主要矛盾分析
2.1 总体产量递减，交油期间站内正常生产运行无法保证
伴随着老区块进入开发后期，产能逐年下降，目前胜采一矿日产量920t，其中进入坨一站处理420t，进入宁海站处理500t。保证两站正常日常生产运行的库存值为3800t，其中坨一站四级沉降需保证库存1800t；宁海站三级沉降需保证库存2000t。由于产量的降低，为保证全矿交油量，月底强行交油，造成交油期间两站库存极低，无法满足正常生产时应达到的最低要求，两站处理系统紊乱，含水波动极大，造成超标扣油现象，加剧了产量压力。
2.2 处理原油物性差，处理难度增加
（1）注聚原油影响。坨一站处理的全部是注聚原油，聚合物能够在乳状液的内相颗粒界面形成较厚的粘性和弹性较高的凝胶状界面膜，机械强度很高，再加上注聚采出液中粘土、沙粒及高熔点石蜡等固体乳化剂，构成的界面膜的强度很高，使形成的乳状液稳定性很高，破乳难度很大。导致沉降时间加长，原油处理难度增大。（2）稠油影响。由于这部分稠油密度大、粘度高，胶质、沥青质含量较高，从而造成宁海站混和原油物性复杂，油品性质差，稠油的高粘度、高密度导致宁海站原油脱水困难。
2.3 工艺流程不完善
（1）由于一区天然气暂无下游接收单位，宁海站高效分离器虽已投产，但气压不稳导致分离器分离效果不好。（2）新建单盘管换热器因减温减压装置未到位影响施工进度，导致直掺换热器不能给分离器出油汇管加热。（3）宁海站原油储罐因清罐、维修及新罐流程防腐、保温等工作，未能及时投产。站内只能运行三级沉降，运行模式无法调整。
2.4 原油处理能耗高
目前进站原油经两站单独处理后由坨一站混合外输，由于产量低，实际处理量远低于设计值，两站处于低负荷运行状态，产生了大量的能耗损耗，造成处理能耗居高不下，影响了全厂原油处理能耗指标。（1）热能使用情況。坨一站在调稀油进宁海站之前运行四级沉降，并且由于原料油含水居高不下，一般在38%左右，造成原油脱水加热耗能过多。宁海站运行三级沉降，采取原料油经由换热器、稳定塔后返回二级沉降罐的循环加热运行方式，为保证罐内温度满足脱水需求，需要不断的大排量的进行循环加热，且原料油含水较高，造成了大量的热量损失。（2）电能使用情况。2011年1-10月份一矿原油处理系统共计耗电164.28万kW.h，平均吨油耗电3.89 kWh/t。目前两站原油处理主要耗电设备为泵，由于处理量远远达不到设计要求，泵均低负载运行，出现“大马拉小车”现象，造成设备处于低效区运行，造成了电能的浪费；此外，两站设备使用时间较长，坨一站调稀泵使用13年，运行效率均出现不同程度的下降，增加了电能的损耗。
3.采取应对措施
3.1 完善工艺流程
（1）宁海站投产新分离器。宁海站于6月15日投产新分离器，经过一周的调试，分离器正常运行，分水效果显著提高，使得一级罐12m溢流含水下降，从前端降低了后续环节的处理压力。（2）宁海站新建5#罐投产。宁海站新建5#罐于11月1日投入运行，宁海站内运行流程也由三级沉降改为四级沉降，原料油经过加热后进入三级沉降罐静止沉降，原油脱水效果优于原先馆内循环加热。
3.2 进行调稀油工程
（1）依据斯托克斯公式水滴沉降速度 与原油粘度 成反比，当原油动力粘度降低时，水滴的沉降速度增加。为通过掺稀降粘解决原油脱水问题的方法提供了充分的理论支持。（2）调稀实验.宁海站12米溢流含水显著降低，由调稀前的平均含水54%降至调稀期间的平均含水39%，由于前端的含水降低，以及稠稀比的减小，降低了宁海站原油脱水压力，原料油含水由调稀前的24.9%降至调稀期间平均的18.7%。随着宁海站高效分离器及油罐建成投产，2011年11月，坨一站停运稳定系统并且改为三级沉降工艺，调入含水1.5%左右的稀油进宁海站，掺入点选择在宁海站高效分离器出口汇管处，效果比较理想。宁海站前端掺稀降粘，解决稠油热化学沉降脱水不彻底这一难题，使得原料油含水大幅下降，从25%降至15%左右，处理后外输原油含水控制在1.5%以内。
3.3 优化生产参数
（1）坨一站停运稳定装置。坨一站通过单盘管换热器对原料油进行加热，运行稳定装置时，夏季进出口温差33℃，每月平均用热3100GJ，经过稳定装置后平均温降8.4℃，热损789GJ/月，年多耗热量9469GJ；冬季进出口温差比夏季增加6-7℃，多增加376GJ/月，冬季共4个月，增加耗热1504GJ，共计每年因稳定装置损失热量10973GJ，折合费用85.6万元。稳定装置停运后，加热后的原油直接回到二级沉降罐，在保证脱水温度的前提下，减少了沿程热损、降低出口温度，达到了节能降耗的目的。（2）宁海站降低调稀后脱水温度。
由于调稀降低了原油粘度，利于脱水，宁海站根据生产实际合理降低了脱水温度，即降低了加热出口温度，使耗热量能耗大大下降，以4月份调稀为例进行数据统计分析，统计表如下：
4 体会及下步措施
原油含水得到有效控制，趋于稳定达标。原油处理能耗降低。通过调稀油性质由调低含水油实验过渡到调原料油，进一步降低处理能耗。在全厂产能下降、各站处理量减少的大环境下，借鉴一矿此种集中进行处理的方法。
[关键词]产能下降 稠油 含水波动 能耗
中图分类号：TE39 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）08-274-01
1 胜采一矿原油处理工艺现状
胜采一矿下辖坨一与宁海两座联合站，负担着一区及宁海油田的采出液处理任务，每天处理液量16000m?，油量920t，其中包括热采管理区稠油300余吨，运行模式为坨一与宁海两站分别处理，宁海站原油外输至坨一站，两站原油混合后外输至交接室。具体流程如图1所示。
2011年1-10月份胜采一矿外输含水平均1.46%，超出采油厂下达指标（1.2%）0.26%。
1-11月一矿蒸汽换热用量80387GJ，比去年同期109788GJ减少29401GJ，减少26.7%。
2.主要矛盾分析
2.1 总体产量递减，交油期间站内正常生产运行无法保证
伴随着老区块进入开发后期，产能逐年下降，目前胜采一矿日产量920t，其中进入坨一站处理420t，进入宁海站处理500t。保证两站正常日常生产运行的库存值为3800t，其中坨一站四级沉降需保证库存1800t；宁海站三级沉降需保证库存2000t。由于产量的降低，为保证全矿交油量，月底强行交油，造成交油期间两站库存极低，无法满足正常生产时应达到的最低要求，两站处理系统紊乱，含水波动极大，造成超标扣油现象，加剧了产量压力。
2.2 处理原油物性差，处理难度增加
（1）注聚原油影响。坨一站处理的全部是注聚原油，聚合物能够在乳状液的内相颗粒界面形成较厚的粘性和弹性较高的凝胶状界面膜，机械强度很高，再加上注聚采出液中粘土、沙粒及高熔点石蜡等固体乳化剂，构成的界面膜的强度很高，使形成的乳状液稳定性很高，破乳难度很大。导致沉降时间加长，原油处理难度增大。（2）稠油影响。由于这部分稠油密度大、粘度高，胶质、沥青质含量较高，从而造成宁海站混和原油物性复杂，油品性质差，稠油的高粘度、高密度导致宁海站原油脱水困难。
2.3 工艺流程不完善
（1）由于一区天然气暂无下游接收单位，宁海站高效分离器虽已投产，但气压不稳导致分离器分离效果不好。（2）新建单盘管换热器因减温减压装置未到位影响施工进度，导致直掺换热器不能给分离器出油汇管加热。（3）宁海站原油储罐因清罐、维修及新罐流程防腐、保温等工作，未能及时投产。站内只能运行三级沉降，运行模式无法调整。
2.4 原油处理能耗高
目前进站原油经两站单独处理后由坨一站混合外输，由于产量低，实际处理量远低于设计值，两站处于低负荷运行状态，产生了大量的能耗损耗，造成处理能耗居高不下，影响了全厂原油处理能耗指标。（1）热能使用情況。坨一站在调稀油进宁海站之前运行四级沉降，并且由于原料油含水居高不下，一般在38%左右，造成原油脱水加热耗能过多。宁海站运行三级沉降，采取原料油经由换热器、稳定塔后返回二级沉降罐的循环加热运行方式，为保证罐内温度满足脱水需求，需要不断的大排量的进行循环加热，且原料油含水较高，造成了大量的热量损失。（2）电能使用情况。2011年1-10月份一矿原油处理系统共计耗电164.28万kW.h，平均吨油耗电3.89 kWh/t。目前两站原油处理主要耗电设备为泵，由于处理量远远达不到设计要求，泵均低负载运行，出现“大马拉小车”现象，造成设备处于低效区运行，造成了电能的浪费；此外，两站设备使用时间较长，坨一站调稀泵使用13年，运行效率均出现不同程度的下降，增加了电能的损耗。
3.采取应对措施
3.1 完善工艺流程
（1）宁海站投产新分离器。宁海站于6月15日投产新分离器，经过一周的调试，分离器正常运行，分水效果显著提高，使得一级罐12m溢流含水下降，从前端降低了后续环节的处理压力。（2）宁海站新建5#罐投产。宁海站新建5#罐于11月1日投入运行，宁海站内运行流程也由三级沉降改为四级沉降，原料油经过加热后进入三级沉降罐静止沉降，原油脱水效果优于原先馆内循环加热。
3.2 进行调稀油工程
（1）依据斯托克斯公式水滴沉降速度 与原油粘度 成反比，当原油动力粘度降低时，水滴的沉降速度增加。为通过掺稀降粘解决原油脱水问题的方法提供了充分的理论支持。（2）调稀实验.宁海站12米溢流含水显著降低，由调稀前的平均含水54%降至调稀期间的平均含水39%，由于前端的含水降低，以及稠稀比的减小，降低了宁海站原油脱水压力，原料油含水由调稀前的24.9%降至调稀期间平均的18.7%。随着宁海站高效分离器及油罐建成投产，2011年11月，坨一站停运稳定系统并且改为三级沉降工艺，调入含水1.5%左右的稀油进宁海站，掺入点选择在宁海站高效分离器出口汇管处，效果比较理想。宁海站前端掺稀降粘，解决稠油热化学沉降脱水不彻底这一难题，使得原料油含水大幅下降，从25%降至15%左右，处理后外输原油含水控制在1.5%以内。
3.3 优化生产参数
（1）坨一站停运稳定装置。坨一站通过单盘管换热器对原料油进行加热，运行稳定装置时，夏季进出口温差33℃，每月平均用热3100GJ，经过稳定装置后平均温降8.4℃，热损789GJ/月，年多耗热量9469GJ；冬季进出口温差比夏季增加6-7℃，多增加376GJ/月，冬季共4个月，增加耗热1504GJ，共计每年因稳定装置损失热量10973GJ，折合费用85.6万元。稳定装置停运后，加热后的原油直接回到二级沉降罐，在保证脱水温度的前提下，减少了沿程热损、降低出口温度，达到了节能降耗的目的。（2）宁海站降低调稀后脱水温度。
由于调稀降低了原油粘度，利于脱水，宁海站根据生产实际合理降低了脱水温度，即降低了加热出口温度，使耗热量能耗大大下降，以4月份调稀为例进行数据统计分析，统计表如下：
4 体会及下步措施
原油含水得到有效控制，趋于稳定达标。原油处理能耗降低。通过调稀油性质由调低含水油实验过渡到调原料油，进一步降低处理能耗。在全厂产能下降、各站处理量减少的大环境下，借鉴一矿此种集中进行处理的方法。