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一、概况
水平油田原油靠自身输油泵站外输至11公里外的埕东联合站，输油泵站投产于1991年4月，拥有DY25型输油离心泵2台，800千瓦和250千瓦大卡炉各一台，60方卧式缓冲灌一座，400方油水分离应急罐一座，∮1200油气分离器2座，HJY药剂泵一台，7.5千瓦热水循环泵2台，担负着水平油田日产近400方液量的外输任务。20多年来，外输干线已腐蚀严重，站内部分设备老化，给系统平稳运行带来隐患。
二、影响输油系统稳定性原因分析
2012年影响输油系统运行的31次379h可以归纳为四类，如下表
从表中可以看出，泵的故障是影响系统稳定的主要原因，我们就着手解决怎样延长修泵周期。
分析认为，影响输油系统稳定性的外部因素有：高压电网、变频器等其它设备是否完好、外输干线是否畅通。内部因素有：外输泵及其附件如配套电机轴承的保养、泵进口处滤网是否畅通、泵基础、泵房内流程是否稳固等；其中输油泵的附件因素肉眼能看到或是严格按照操作规程操作就可以，没有持续改进的空间，但是输油泵的参数只有不断调节、试验、优化，才能得出最优参数。研究目的就是要深挖细找各项参数的潜力，实现泵运行平稳，噪音低，免修期延长。
三、采取的具体措施
通过对2012年泵修次数分析，得出导致输油泵不稳定的主要因素共5项，即泵压低，泵压高，温度（或药剂对泵的影响），来液不稳，管理制度不健全，其中的管理好比是“弹钢琴”。
1、针对 “非正常泵压低”
非正常泵压（干压）低，除了外输干线穿孔外，一般是泵抽空未能及时发现，又分运行时抽空和开泵时抽空。开泵时抽空是放空不彻底，导致泵压低；运行时抽空是升温不够，气体分离不彻底和泵进口过滤器泥砂垢质太多。
2012年11月12，泵抽空，经分析是泵进口管线高部位没有装放空闸门（仅从泵体上方放空），当即打“在泵房内动火的报告”，次日在两台泵的进口上方焊接4分高压放空头，装上0.6MPa耐震压力表，进泵口和泵体同时放空，改变仅从泵体放空的方式，彻底解决了开泵时抽空的弊端。
泵进口过滤器按标准1500h清洗一次，这和温度、药剂有关，后来拿掉了内衬滤网，清洗周期才长点
2、针对 “非正常泵压高”
非正常泵压高（干压），使泵负荷增大。原因往往是来液量高，流量计不畅，出站升温低。由于外输干线使用时间长，干压高，还易穿孔污染棉花地，每年因穿孔换段补漏，使用的的设备费用十余万元，赔付的青赔费在30万元以上，在我们反复坚持下，今年五月份干线已换。
夏季和冬季排液量和干压关系表
结论：要降低干压必须降低井站来液（或同时加药剂）
发现“流量计不畅”时，采取办法：按标准720h清洗一次。及时清理流量计过滤器，减小前后压差，运行时流量计前后压差小于0.3MPA为合格，使泵外输原油更省力。
针对“出站升温低”，我们积极向上级反映，2012年3月打报告要求更换加热炉，经上级部门取垢样化验、论证，批复了报告，并于2013年3月，将外输加热炉由250千瓦更换成800千瓦。更换后，出站温度由50度，提高到了60度，冬天65度，可保外输干压1.6兆帕以下。
3、针对“进泵升温太高”
根据对原油物性的化验结果，65℃时结垢较快，因此，规定泵进口油温不得超过60℃（尤其在外输卡炉更换800千瓦后，完全有能力保证外输温度）。
4、针对“来液不稳（或气压低）”
来液不稳，如是来液高，上面已有论述；如是来液低，一般伴随气压低，冬季最明显，冬季由于环境温度低，原油中分离出的气少，曾因有口井换电机，气压降至0.05兆帕。技术小组立即召开分析会，又找出了四口套气高的井，并于次日实施油套连接，从而彻底保证了有足够的气源升温。同时发现：适当增加泵入口压力（即缓冲罐气压），及时清理泵入口过滤网（使进油更顺畅），还能节省电能。
5、管理上采取的措施。
主要靠制度管理，落实岗位责任制，加大考核力度
（1）严格交接班制度。
（2）落实设备承包制。
（3）落实两小时巡回节点检控制。
（4）坚持经济核算制，每班抄电表读数，冬季用钢尺计量加药高度，算好当班电量（吨液耗电）和加药量。
（5）落实好安全累进奖制度，杜绝违章。
（6）每年增加电网检修和变频器检修次数各1次。
通过以上局部设备更换、技术改造和加强管理，泵坏次数明显降低，从2012年的310h，降为2013年的168h，系统稳定性相应的从95.7﹪上升到97.4﹪，稳定性大大提高，同时取得了比较好的经济效益和社会效益。
四、下步设想
1、通过优化参数，提高了系统稳定性，但目前找出的参数是不是最合适？下步准备请厂家化验，找出最适合的药剂，最适合的温度
2、将总结出的泵站特别管理规定，包括温度、气压、外输干压、启停泵操作规程等，严格执行、严格考核。
1）、温度：进站加温卡炉出口温度保持55度至60度，出站卡炉出口油温保持60度至65度，冬天由于外输干线长，需根据气温和外输干压调节加药量的大小。
2）、气压：缓冲罐气压0.15兆帕至0.25兆帕之间最合适。
3）、外输干压：不得超过1.8兆帕，如果超过，需启动应急预案（限制液量、加大药剂量等）。
4）、启停泵操作规程：停泵前必须先控制出口闸门，待快要全关上时，按停止按钮；开泵时，根据泵压不小于2.0兆帕的原则，緩慢打开出口闸门至正常值。
3、节电效果需继续挖潜。
水平油田原油靠自身输油泵站外输至11公里外的埕东联合站，输油泵站投产于1991年4月，拥有DY25型输油离心泵2台，800千瓦和250千瓦大卡炉各一台，60方卧式缓冲灌一座，400方油水分离应急罐一座，∮1200油气分离器2座，HJY药剂泵一台，7.5千瓦热水循环泵2台，担负着水平油田日产近400方液量的外输任务。20多年来，外输干线已腐蚀严重，站内部分设备老化，给系统平稳运行带来隐患。
二、影响输油系统稳定性原因分析
2012年影响输油系统运行的31次379h可以归纳为四类，如下表
从表中可以看出，泵的故障是影响系统稳定的主要原因，我们就着手解决怎样延长修泵周期。
分析认为，影响输油系统稳定性的外部因素有：高压电网、变频器等其它设备是否完好、外输干线是否畅通。内部因素有：外输泵及其附件如配套电机轴承的保养、泵进口处滤网是否畅通、泵基础、泵房内流程是否稳固等；其中输油泵的附件因素肉眼能看到或是严格按照操作规程操作就可以，没有持续改进的空间，但是输油泵的参数只有不断调节、试验、优化，才能得出最优参数。研究目的就是要深挖细找各项参数的潜力，实现泵运行平稳，噪音低，免修期延长。
三、采取的具体措施
通过对2012年泵修次数分析，得出导致输油泵不稳定的主要因素共5项，即泵压低，泵压高，温度（或药剂对泵的影响），来液不稳，管理制度不健全，其中的管理好比是“弹钢琴”。
1、针对 “非正常泵压低”
非正常泵压（干压）低，除了外输干线穿孔外，一般是泵抽空未能及时发现，又分运行时抽空和开泵时抽空。开泵时抽空是放空不彻底，导致泵压低；运行时抽空是升温不够，气体分离不彻底和泵进口过滤器泥砂垢质太多。
2012年11月12，泵抽空，经分析是泵进口管线高部位没有装放空闸门（仅从泵体上方放空），当即打“在泵房内动火的报告”，次日在两台泵的进口上方焊接4分高压放空头，装上0.6MPa耐震压力表，进泵口和泵体同时放空，改变仅从泵体放空的方式，彻底解决了开泵时抽空的弊端。
泵进口过滤器按标准1500h清洗一次，这和温度、药剂有关，后来拿掉了内衬滤网，清洗周期才长点
2、针对 “非正常泵压高”
非正常泵压高（干压），使泵负荷增大。原因往往是来液量高，流量计不畅，出站升温低。由于外输干线使用时间长，干压高，还易穿孔污染棉花地，每年因穿孔换段补漏，使用的的设备费用十余万元，赔付的青赔费在30万元以上，在我们反复坚持下，今年五月份干线已换。
夏季和冬季排液量和干压关系表
结论：要降低干压必须降低井站来液（或同时加药剂）
发现“流量计不畅”时，采取办法：按标准720h清洗一次。及时清理流量计过滤器，减小前后压差，运行时流量计前后压差小于0.3MPA为合格，使泵外输原油更省力。
针对“出站升温低”，我们积极向上级反映，2012年3月打报告要求更换加热炉，经上级部门取垢样化验、论证，批复了报告，并于2013年3月，将外输加热炉由250千瓦更换成800千瓦。更换后，出站温度由50度，提高到了60度，冬天65度，可保外输干压1.6兆帕以下。
3、针对“进泵升温太高”
根据对原油物性的化验结果，65℃时结垢较快，因此，规定泵进口油温不得超过60℃（尤其在外输卡炉更换800千瓦后，完全有能力保证外输温度）。
4、针对“来液不稳（或气压低）”
来液不稳，如是来液高，上面已有论述；如是来液低，一般伴随气压低，冬季最明显，冬季由于环境温度低，原油中分离出的气少，曾因有口井换电机，气压降至0.05兆帕。技术小组立即召开分析会，又找出了四口套气高的井，并于次日实施油套连接，从而彻底保证了有足够的气源升温。同时发现：适当增加泵入口压力（即缓冲罐气压），及时清理泵入口过滤网（使进油更顺畅），还能节省电能。
5、管理上采取的措施。
主要靠制度管理，落实岗位责任制，加大考核力度
（1）严格交接班制度。
（2）落实设备承包制。
（3）落实两小时巡回节点检控制。
（4）坚持经济核算制，每班抄电表读数，冬季用钢尺计量加药高度，算好当班电量（吨液耗电）和加药量。
（5）落实好安全累进奖制度，杜绝违章。
（6）每年增加电网检修和变频器检修次数各1次。
通过以上局部设备更换、技术改造和加强管理，泵坏次数明显降低，从2012年的310h，降为2013年的168h，系统稳定性相应的从95.7﹪上升到97.4﹪，稳定性大大提高，同时取得了比较好的经济效益和社会效益。
四、下步设想
1、通过优化参数，提高了系统稳定性，但目前找出的参数是不是最合适？下步准备请厂家化验，找出最适合的药剂，最适合的温度
2、将总结出的泵站特别管理规定，包括温度、气压、外输干压、启停泵操作规程等，严格执行、严格考核。
1）、温度：进站加温卡炉出口温度保持55度至60度，出站卡炉出口油温保持60度至65度，冬天由于外输干线长，需根据气温和外输干压调节加药量的大小。
2）、气压：缓冲罐气压0.15兆帕至0.25兆帕之间最合适。
3）、外输干压：不得超过1.8兆帕，如果超过，需启动应急预案（限制液量、加大药剂量等）。
4）、启停泵操作规程：停泵前必须先控制出口闸门，待快要全关上时，按停止按钮；开泵时，根据泵压不小于2.0兆帕的原则，緩慢打开出口闸门至正常值。
3、节电效果需继续挖潜。