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摘要：阐述了常温集输过程中电脱水器各项主要参数的平稳控制方法，并制定了常温集输过程中具体可行的生产措施，既提高了脱水效率，又提高了系统稳定性。应用表明，平稳控制流量、压力、温度、水位和合理优化加药量，是常温集输期间保证电脱水器平稳运行的重要措施。
关键词：交直流复合电脱水器；生产措施；平稳控制；常温集输
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
中转站实施常温不加热输送技术，使得联合站来油温度降低，给系统带来一定的运行负荷，脱水难度增加【1】。生产实际中，在油田进入超高含水期后向地层注入各种化学药剂，新的注采措施聚合物、三元复合驱油技术开始推广使用，油田实施常温集输来降低能耗，都给脱水器的平稳控制增加了一定的难度。为此，在常温集输期间保证电脱水器平稳运行的措施，可保证脱水器平稳运行，脱后质量达标。
1脱水器脱水效果分析
2.1 原油物性的变化
中转站采用常温集输，中转站来油进联合站游离水脱除器的温度由37-42℃下降到32-39℃，原油的粘度发生改变，由含蜡原油的粘温曲线观察，见图1。由μ=f ( t )可知，粘度是温度的单值函数，服从牛顿内摩擦定律，粘度随温度的变化lgμ=A-BT。ad段斜率平缓，粘度随温度变化不明显，ba段斜度较大，粘度随温度变化较大，由图1可知，原油粘度随着温度的升高而降低，但温度到达一定程度，粘度变化则减缓。
1.2 脱水效果分析
从实际生产看，低温使油变得粘稠，电脱水器负荷加重，脱水效果不好，但仍能保证电脱水器的正常稳定，油水分离效果还不错，外输含水合格。因此认为，保证生产稳定的油温必然有一个范围，以前的油温是保证脱水效果好，现在要维持正常生产的温度是脱水效果好的边界点温度，即能维持正常生产，见表1。
表1常温集输初期脱水器运行情况
2台脱水器运行正常
由表1可知，当沉降后含水小于10%时，电场开始运行平稳，无异常；当含水大于10%时，脱水器电流连续增大，电场开始波动，直至脱水器跳闸，且电场恢复的时间延长，由原来的6-24小时延长到48-96小时，甚至更长；月平均一次沉降含水由4.6%上升到7.1%。而未实施常温集输之前，未发现上述情况。因此一次沉降出口含水大于10%，油温低，油质不好的时候，脱水器脱水效果不好，油的粘性变大，使得原油的导电性发生改变，电场相间短路，造成电流增大，电场波动。
2保证电脱水器平稳运行的措施
2.1 控制一次沉降含水
（1）根据游离水沉降看窗水确定放水水质的好坏，如果看窗水分离不清，通知化验岗位做沉降含水，调整油水界面，控制沉降放水；
（2）发挥自控仪表的作用，根据经验总结出，游离水脱除器油水界面设定为中水位，大约控制在75%左右，脱水效果好，出口含水在10%左右。
2.2 控制脱水器来液量，减小波动
脱水器来液量波动较小时，容器内原油进出相对稳定，油水界面相对稳定，脱水器电场也相对稳定。当突然增大脱水器的来液量时，大量的原油进入脱水器，造成脱水器内部相对稳定的油水界面紊乱。特别容易形成夹层，不利于放水，给生产操作带来困难，而且由于相对稳定的电场被打乱，电场出现波动甚至破坏。经过一段时间后，电场的动态平衡才能重新形成，这就要求在生产过程中根据中转站来液量的多少，缓慢均匀的调整游离水脱除器出口。
2.3 适当加大破乳剂用量
常温集输期间，由于来液温度低，油流动性不好，脱水效果不好，脱水器电压经常出现波动，运行单台加热炉，负荷过大，温度只能烧到45-52℃，在这种情况下，将加药量由原来的17.1kg/天增加到34.2kg/天，加药比变为1.71ppm，脱水效果明显好转，看窗放水变清，脱水器平稳运行。说明在低温情况，加药比提高，比较适应生产要求。破乳剂随着投加时间的延长和剂量的增加，破乳效果越好，以前我们站每日投放量17.1kg，加药比为0.855ppm 。
2.4加强脱水器放水，保持低水位。
根据脱水器看窗水质的好坏决定油品的质量，如果分离不清，通知化验岗做脱后含水，调整仪表油水界面控制放水，现在脱水器运行在沉降区的30%左右。在中水位时，电场易波动，经过大量的实验，将水位定在1/3处，当脱水电场出现波动时，就要加强放水，必要时采用手动放水的补救措施，保证电场的平稳运行。经化验一段脱后含水由原来的15%降到6%，同时严格控制脱水器的油水界面，使油水界面始终保持在30%以下，这样有效预防了水淹电极的现象发生，保持了脱水器的平稳运行。
2.5发挥自控仪表作用，同时手动自动相结合。
某联油系统是一套微机自动化控制系统，但由于投产时间长，仪表显示不够准确，只具有参考价值，所以在生产中采取手动自动相结合的方法控制，依据仪表显示液位和看窗放水情况来判断并调整油水界面，这样为脱水器的平稳运行提供了保障。
2.6 根据压力和电压、电流情况及时调整脱水器。
在控制过程中，我们发现脱水器的电压、电流、压力波动幅度比以往大，压力开始波动、电流开始升高的时候，就是脱水器跳闸的前兆，同时压力的波动也会造成脱水效果差，因此检测好电压、电流、压力是保证脱水器平稳运行的又一重要因素。
2.7针对油质情况，調整药剂成分
在研究脱水器运行情况时发现，经常出现油水界面不高，温度在规定温度内，而脱水器放水水质很差，出现浑浊的黑水情况，看窗观察放水发现水中含有粒状杂物，出现这种情况时，脱水器电场很不稳定。针对这种情况我们与药剂厂家联系合作，对联合站的油质情况进行了化验和检测，发现电脱水器内油水过渡层加厚，导致脱水电流过高，电场频繁破坏。在电场破坏时脱出的污水呈黑色，表明ＦｅＳ颗粒沉积在油水界面。研究了油水过渡层加厚的原因，针对某站的油质情况调整了药剂成分，更换了有效的防止这一现象出现的原油破乳剂。
2.8针对放水管线冻堵的问题的改进措施
（1）放水管线投产年限久，管线结物已经比较厚。
（2）自动化投用效果差，脱水器不稳，为了让脱水器正常运行，必需将脱水器内部的油渣、油泥等物质通过放水管线放到沉降罐，这样造成放水管线结物，走水不畅通。针对这个问题，我们采取了如下处理方法：要求加装清扫阀；水管线进行蒸汽、压力风清扫。
3结论及建议
（1）平稳控制流量。应该控制好启动泵与停运泵的出口阀门，做到压力波动不超过0.05Mpa，流量波动不超过10m3/h时，或者及时汇报调度了解中转站流量变化的原因。脱水器在水位不正常需要调整放水量时，也要对出油阀门进行控制，避免脱水排量、压力变化过大。
（2）平稳控制压力。脱水器正常运行时要求控制压力0.18～0.24Mpa。控制脱水器的压力不仅避免了油、气在脱水器内的对流现象，而且由于轻质馏分的保存，增强了对石蜡、胶质的溶解能力，降低了原油乳化液的稳定性。
（3）平稳控制温度。中转站来油含水已达到85%以上，因此原油粘度已经极大降低；通过正交实验法，我们可以发现温度如果在45℃以上，则温度对脱水效果的影响不大，而夏季中转站来油温度平均在37－41℃之间，故停运中转站加热炉，采用常温集输是可行的，即使在冬季温度较低的情况下，只要保证进脱水器的温度在45℃以上，脱水器的电场运行就会比较平稳。
（4）合理优化加药量。由于油田采出油中含FeS含量的增加，导致脱水器的电场时常发生波动，因此对脱水器进口管线加入一定量的油溶破乳剂可使脱水器电场平稳。
（5）平稳控制水位。在老流程中，油田脱水器的油、水界面是不能直接看到的，主要是靠安装在中部的三个液面管检查水位的波动范围，在人工操作的条件下，要想做到水位控制平稳，必须掌握脱水器处理量与放水的关系，放水量与放水阀控制开度的关系，一般认为水位控制在进油喷头以下50～100毫米为宜。
参考文献：
[1] 梁忠德.矿场原油脱水装置与操作[M].石油工业出版社.
关键词：交直流复合电脱水器；生产措施；平稳控制；常温集输
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
中转站实施常温不加热输送技术，使得联合站来油温度降低，给系统带来一定的运行负荷，脱水难度增加【1】。生产实际中，在油田进入超高含水期后向地层注入各种化学药剂，新的注采措施聚合物、三元复合驱油技术开始推广使用，油田实施常温集输来降低能耗，都给脱水器的平稳控制增加了一定的难度。为此，在常温集输期间保证电脱水器平稳运行的措施，可保证脱水器平稳运行，脱后质量达标。
1脱水器脱水效果分析
2.1 原油物性的变化
中转站采用常温集输，中转站来油进联合站游离水脱除器的温度由37-42℃下降到32-39℃，原油的粘度发生改变，由含蜡原油的粘温曲线观察，见图1。由μ=f ( t )可知，粘度是温度的单值函数，服从牛顿内摩擦定律，粘度随温度的变化lgμ=A-BT。ad段斜率平缓，粘度随温度变化不明显，ba段斜度较大，粘度随温度变化较大，由图1可知，原油粘度随着温度的升高而降低，但温度到达一定程度，粘度变化则减缓。
1.2 脱水效果分析
从实际生产看，低温使油变得粘稠，电脱水器负荷加重，脱水效果不好，但仍能保证电脱水器的正常稳定，油水分离效果还不错，外输含水合格。因此认为，保证生产稳定的油温必然有一个范围，以前的油温是保证脱水效果好，现在要维持正常生产的温度是脱水效果好的边界点温度，即能维持正常生产，见表1。
表1常温集输初期脱水器运行情况
2台脱水器运行正常
由表1可知，当沉降后含水小于10%时，电场开始运行平稳，无异常；当含水大于10%时，脱水器电流连续增大，电场开始波动，直至脱水器跳闸，且电场恢复的时间延长，由原来的6-24小时延长到48-96小时，甚至更长；月平均一次沉降含水由4.6%上升到7.1%。而未实施常温集输之前，未发现上述情况。因此一次沉降出口含水大于10%，油温低，油质不好的时候，脱水器脱水效果不好，油的粘性变大，使得原油的导电性发生改变，电场相间短路，造成电流增大，电场波动。
2保证电脱水器平稳运行的措施
2.1 控制一次沉降含水
（1）根据游离水沉降看窗水确定放水水质的好坏，如果看窗水分离不清，通知化验岗位做沉降含水，调整油水界面，控制沉降放水；
（2）发挥自控仪表的作用，根据经验总结出，游离水脱除器油水界面设定为中水位，大约控制在75%左右，脱水效果好，出口含水在10%左右。
2.2 控制脱水器来液量，减小波动
脱水器来液量波动较小时，容器内原油进出相对稳定，油水界面相对稳定，脱水器电场也相对稳定。当突然增大脱水器的来液量时，大量的原油进入脱水器，造成脱水器内部相对稳定的油水界面紊乱。特别容易形成夹层，不利于放水，给生产操作带来困难，而且由于相对稳定的电场被打乱，电场出现波动甚至破坏。经过一段时间后，电场的动态平衡才能重新形成，这就要求在生产过程中根据中转站来液量的多少，缓慢均匀的调整游离水脱除器出口。
2.3 适当加大破乳剂用量
常温集输期间，由于来液温度低，油流动性不好，脱水效果不好，脱水器电压经常出现波动，运行单台加热炉，负荷过大，温度只能烧到45-52℃，在这种情况下，将加药量由原来的17.1kg/天增加到34.2kg/天，加药比变为1.71ppm，脱水效果明显好转，看窗放水变清，脱水器平稳运行。说明在低温情况，加药比提高，比较适应生产要求。破乳剂随着投加时间的延长和剂量的增加，破乳效果越好，以前我们站每日投放量17.1kg，加药比为0.855ppm 。
2.4加强脱水器放水，保持低水位。
根据脱水器看窗水质的好坏决定油品的质量，如果分离不清，通知化验岗做脱后含水，调整仪表油水界面控制放水，现在脱水器运行在沉降区的30%左右。在中水位时，电场易波动，经过大量的实验，将水位定在1/3处，当脱水电场出现波动时，就要加强放水，必要时采用手动放水的补救措施，保证电场的平稳运行。经化验一段脱后含水由原来的15%降到6%，同时严格控制脱水器的油水界面，使油水界面始终保持在30%以下，这样有效预防了水淹电极的现象发生，保持了脱水器的平稳运行。
2.5发挥自控仪表作用，同时手动自动相结合。
某联油系统是一套微机自动化控制系统，但由于投产时间长，仪表显示不够准确，只具有参考价值，所以在生产中采取手动自动相结合的方法控制，依据仪表显示液位和看窗放水情况来判断并调整油水界面，这样为脱水器的平稳运行提供了保障。
2.6 根据压力和电压、电流情况及时调整脱水器。
在控制过程中，我们发现脱水器的电压、电流、压力波动幅度比以往大，压力开始波动、电流开始升高的时候，就是脱水器跳闸的前兆，同时压力的波动也会造成脱水效果差，因此检测好电压、电流、压力是保证脱水器平稳运行的又一重要因素。
2.7针对油质情况，調整药剂成分
在研究脱水器运行情况时发现，经常出现油水界面不高，温度在规定温度内，而脱水器放水水质很差，出现浑浊的黑水情况，看窗观察放水发现水中含有粒状杂物，出现这种情况时，脱水器电场很不稳定。针对这种情况我们与药剂厂家联系合作，对联合站的油质情况进行了化验和检测，发现电脱水器内油水过渡层加厚，导致脱水电流过高，电场频繁破坏。在电场破坏时脱出的污水呈黑色，表明ＦｅＳ颗粒沉积在油水界面。研究了油水过渡层加厚的原因，针对某站的油质情况调整了药剂成分，更换了有效的防止这一现象出现的原油破乳剂。
2.8针对放水管线冻堵的问题的改进措施
（1）放水管线投产年限久，管线结物已经比较厚。
（2）自动化投用效果差，脱水器不稳，为了让脱水器正常运行，必需将脱水器内部的油渣、油泥等物质通过放水管线放到沉降罐，这样造成放水管线结物，走水不畅通。针对这个问题，我们采取了如下处理方法：要求加装清扫阀；水管线进行蒸汽、压力风清扫。
3结论及建议
（1）平稳控制流量。应该控制好启动泵与停运泵的出口阀门，做到压力波动不超过0.05Mpa，流量波动不超过10m3/h时，或者及时汇报调度了解中转站流量变化的原因。脱水器在水位不正常需要调整放水量时，也要对出油阀门进行控制，避免脱水排量、压力变化过大。
（2）平稳控制压力。脱水器正常运行时要求控制压力0.18～0.24Mpa。控制脱水器的压力不仅避免了油、气在脱水器内的对流现象，而且由于轻质馏分的保存，增强了对石蜡、胶质的溶解能力，降低了原油乳化液的稳定性。
（3）平稳控制温度。中转站来油含水已达到85%以上，因此原油粘度已经极大降低；通过正交实验法，我们可以发现温度如果在45℃以上，则温度对脱水效果的影响不大，而夏季中转站来油温度平均在37－41℃之间，故停运中转站加热炉，采用常温集输是可行的，即使在冬季温度较低的情况下，只要保证进脱水器的温度在45℃以上，脱水器的电场运行就会比较平稳。
（4）合理优化加药量。由于油田采出油中含FeS含量的增加，导致脱水器的电场时常发生波动，因此对脱水器进口管线加入一定量的油溶破乳剂可使脱水器电场平稳。
（5）平稳控制水位。在老流程中，油田脱水器的油、水界面是不能直接看到的，主要是靠安装在中部的三个液面管检查水位的波动范围，在人工操作的条件下，要想做到水位控制平稳，必须掌握脱水器处理量与放水的关系，放水量与放水阀控制开度的关系，一般认为水位控制在进油喷头以下50～100毫米为宜。
参考文献：
[1] 梁忠德.矿场原油脱水装置与操作[M].石油工业出版社.