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【摘要】大庆油田正处于油田生产的中后期，采出液含水高达90%以上，采出液特性和工艺技术都发生了很大的变化，造成油气集输设备的利用率低，脱水难度越来越大，放水含油超标，电脱水器经常出现“跳闸”现象，如何通过管理方式和技术方式提高脱水系统效率以及提升放水水质是目前亟待解决的问题。
【关键词】脱水系统 运行效率 能耗
1 影响脱水系统运行效率的原因
1.1 温度对脱水器运行状况的影响
电脱水器温度的高低决定着原油乳化液粘度的大小，其随温度的升高而降低，乳状液的稳定性随温度升高而下降，从而有利于集输和脱水。因此随着脱水温度的升高，油水混合液的粘度降低，流动性增加，有利于油水分离。但是虽然温度高提高脱水效果，但能耗也会相应的增大。另外，脱水温度过高也容易产生汽化、结焦、附件损坏等问题。
1.2 油品质量和来液稳定性
来液性质是影响脱水器效率的重要因素。主要包括，来液含水率、来液温度，来液杂质多以及来液稳定性等等。一段游离水脱除器的游水界面控制和沉降时间是影响一段脱后原油含水率和杂质含量的重要因素。
来液杂质多主要有两方面的原因：一是收油装置所收集的老化油含杂质多，这部分原油含有大量的FeS等导电性杂质成分，当老化油进入电脱水器后，由于导电性杂质的存在，在电极之前形成“絮状”导体，使电脱水器跳闸；二是随着聚合物及三元驱等工业化的推进，原油中杂质的不断复杂化，原油粘度不断增加，杂质不断增加。
来液平稳性对脱水器的平稳运行非常重要。当来液量波动大时，容易引起操作压力和脱水器内油水界面的波动，严重时导致油水界面破坏，出现水出口跑油的现象。来液量波动幅度大冲击油水界面还容易导致极板间发生瞬间电击，脱水器跳闸。
1.3 脱水界面控制
游离水脱除器的界面控制高度与平稳性关系到一段沉降时间和二段进液的平稳性；电脱水器界面也对原油脱水状况有很大联系，由于水是电的导体，当油水界面升高以后，势必造成电极短路，因此，无论是游离水岗还是电脱水岗，势必要控制好油水界面。
1.4 老化油对脱水系统的影响
老化油的回收主要通过沉降、过滤等手段进行预处理，然后回收至油系统。与大量新鲜原油混掺后进入电脱水器。在电场的作用下使水滴聚集，借助重力作用从油中分离出来。回掺过程中，易形成乳化程度较高的油水过渡层，对脱水系统造成以下危害：
（1）油水过渡层导电性强，电脱水装置容易跨电场，大大的缩短设备的使用寿命；
（2）大量油水过渡层占据了采出液处理设备的空间，降低了处理量；
（3）老化油的回掺加大了采出液的处理难度，导致脱水温度提升以及处理剂的用量的增加提高了成本。
2 解决对策
2.1 调整加热炉温度，设定最佳温度值
由于低温常温集输的影响，目前各个转油站来来油温度都较低。平均为33℃，聚驱温度较水驱略高，为35℃-38℃，对脱水系统的影响较大。油、水分子的动能减弱，小分子无法克服分离的阻力，导致游离水脱除器的处理效果变差，油出口含水较高，增加了脱水炉的加热负荷，如果脱水加热炉加热后的含水温度达不到电脱水器脱水的温度要求，就会影响电脱水器的脱水效果和平稳运行。
考虑到来液温度和能耗等方面的综合要求，确定合理的脱水温度，将水驱和聚驱加热炉分别设定不同的温度，实践证明脱水温度水驱确定在50℃，聚驱确定在55℃，效果较好。
2.2 加强对老化油的回收工作
针对油质不好这一问题，目前各个联合站相继建立了老化油单独处理工艺，其工艺原理为：各沉降罐所收集的老化油先经过加入老化油专用破乳剂破乳再经过相变高效加热炉将其加热到 70～75℃之间，然后进入热化学脱水器，杏十二联合站的热化学脱水器为原老式脱水器改装而成，里面并无电极板，只是作长时间的物理沉降作用，在保证外输原油含水不超标的前提下，将储罐上部的原油与电脱水器处理后的净化原油以一定比例相混合后外输，但存在问题是外输油含水经常超标。通过加密化验和及时排放缓冲罐底水解决这一问题。
2.3 适当调整游离水脱除器的油水界面
进入2012年4月，进入低温集输阶段转油站来液温度平均下降了5℃，压力平均升高0.1MPa。温度和压力的突然变化导致了一次沉降效果不好，油水分离的困难，影响脱水器平稳运行，通过积极探索，发现游离水的油水界面严格控制在3.0m-3.1m，电脱水器运行在38-45℃，既可以保证一段、二段放水水质，又可以避免电脱水器跳闸现象，在保证脱水质量的前提下，尽可能降低脱水温度，以达到节能降耗的目的。
2.4 合理制定加药比
破乳剂是一种表面活性物质，它能使乳化状的液体结构破坏，以达到乳化液中各相分离开来的目的。目前在油田得到广泛运用，原油破乳是指利用破乳剂的化学作用降低界面薄膜的机械强度，改变乳化液的类型，破坏乳化液的稳定性化状的油水混合液中油和水分离开来，使之达到原油脱水的目的，以保证原油外输含水标准。
在破乳剂不是加得越多越好，同种破乳剂，随着其浓度的增加，界面薄膜强度降低，当浓度超过某一值时，界面强度值基本不变。不仅没有取得效果，还会造成浪费，因此，合理制定加药比，对于平衡脱水成本和脱水效果关系有着重要意义。除此之外，破乳剂的型号、投放量和乳化液的匹配，也是保证脱水原油的水含量标准和污水中油含量的重要因素。
2.5 开罐清淤，保证沉降效果
水驱运行4台游离水脱除器内部夹网腐蚀严重，出现了填料将出口堵塞、流量变小、不走油等现象，每年低温常温集输阶段游离水出现憋压现象，最高达到0.55MPa，造成安全阀动作。通过看窗观测到放水水质不清晰，看到黑色悬浮絮状物，直接导致一段放水水质差。 2012年8月利用开罐清淤的时机，进罐检查发现内部筛板已经严重损坏，跑料严重，已经起不到净化水质的作用。
针对这种情况，我站对2#、3#、4#游离水脱除器利用水力射流冲洗进出口管线，将堵塞管线的杂质冲洗出来，减轻游离水憋压的现象，冲洗后游离水压力已由0.4MPa下降到0.3MPa。
3 效果分析
通过以上措施的实施，游离水岗水驱放水含油由原来的水驱平均350mg/L下降到270mg/L，聚驱放水含油由原来的410mg/L下降到330mg/L。脱水器的“跳闸”次数明显减少，提升了脱水系统的处理效率。
参考文献
[1] 李化民，主编.油田含油污水处理.石油工业出版社，1999
[2] 赵守明，李庆方 .老化油的处理工艺的探讨.石油规划设计，2013
[3] 侯桂华.集输系统效率提升的潜力分析，油气田地面工程，2008.2，2卷（2期）：46～47
【关键词】脱水系统 运行效率 能耗
1 影响脱水系统运行效率的原因
1.1 温度对脱水器运行状况的影响
电脱水器温度的高低决定着原油乳化液粘度的大小，其随温度的升高而降低，乳状液的稳定性随温度升高而下降，从而有利于集输和脱水。因此随着脱水温度的升高，油水混合液的粘度降低，流动性增加，有利于油水分离。但是虽然温度高提高脱水效果，但能耗也会相应的增大。另外，脱水温度过高也容易产生汽化、结焦、附件损坏等问题。
1.2 油品质量和来液稳定性
来液性质是影响脱水器效率的重要因素。主要包括，来液含水率、来液温度，来液杂质多以及来液稳定性等等。一段游离水脱除器的游水界面控制和沉降时间是影响一段脱后原油含水率和杂质含量的重要因素。
来液杂质多主要有两方面的原因：一是收油装置所收集的老化油含杂质多，这部分原油含有大量的FeS等导电性杂质成分，当老化油进入电脱水器后，由于导电性杂质的存在，在电极之前形成“絮状”导体，使电脱水器跳闸；二是随着聚合物及三元驱等工业化的推进，原油中杂质的不断复杂化，原油粘度不断增加，杂质不断增加。
来液平稳性对脱水器的平稳运行非常重要。当来液量波动大时，容易引起操作压力和脱水器内油水界面的波动，严重时导致油水界面破坏，出现水出口跑油的现象。来液量波动幅度大冲击油水界面还容易导致极板间发生瞬间电击，脱水器跳闸。
1.3 脱水界面控制
游离水脱除器的界面控制高度与平稳性关系到一段沉降时间和二段进液的平稳性；电脱水器界面也对原油脱水状况有很大联系，由于水是电的导体，当油水界面升高以后，势必造成电极短路，因此，无论是游离水岗还是电脱水岗，势必要控制好油水界面。
1.4 老化油对脱水系统的影响
老化油的回收主要通过沉降、过滤等手段进行预处理，然后回收至油系统。与大量新鲜原油混掺后进入电脱水器。在电场的作用下使水滴聚集，借助重力作用从油中分离出来。回掺过程中，易形成乳化程度较高的油水过渡层，对脱水系统造成以下危害：
（1）油水过渡层导电性强，电脱水装置容易跨电场，大大的缩短设备的使用寿命；
（2）大量油水过渡层占据了采出液处理设备的空间，降低了处理量；
（3）老化油的回掺加大了采出液的处理难度，导致脱水温度提升以及处理剂的用量的增加提高了成本。
2 解决对策
2.1 调整加热炉温度，设定最佳温度值
由于低温常温集输的影响，目前各个转油站来来油温度都较低。平均为33℃，聚驱温度较水驱略高，为35℃-38℃，对脱水系统的影响较大。油、水分子的动能减弱，小分子无法克服分离的阻力，导致游离水脱除器的处理效果变差，油出口含水较高，增加了脱水炉的加热负荷，如果脱水加热炉加热后的含水温度达不到电脱水器脱水的温度要求，就会影响电脱水器的脱水效果和平稳运行。
考虑到来液温度和能耗等方面的综合要求，确定合理的脱水温度，将水驱和聚驱加热炉分别设定不同的温度，实践证明脱水温度水驱确定在50℃，聚驱确定在55℃，效果较好。
2.2 加强对老化油的回收工作
针对油质不好这一问题，目前各个联合站相继建立了老化油单独处理工艺，其工艺原理为：各沉降罐所收集的老化油先经过加入老化油专用破乳剂破乳再经过相变高效加热炉将其加热到 70～75℃之间，然后进入热化学脱水器，杏十二联合站的热化学脱水器为原老式脱水器改装而成，里面并无电极板，只是作长时间的物理沉降作用，在保证外输原油含水不超标的前提下，将储罐上部的原油与电脱水器处理后的净化原油以一定比例相混合后外输，但存在问题是外输油含水经常超标。通过加密化验和及时排放缓冲罐底水解决这一问题。
2.3 适当调整游离水脱除器的油水界面
进入2012年4月，进入低温集输阶段转油站来液温度平均下降了5℃，压力平均升高0.1MPa。温度和压力的突然变化导致了一次沉降效果不好，油水分离的困难，影响脱水器平稳运行，通过积极探索，发现游离水的油水界面严格控制在3.0m-3.1m，电脱水器运行在38-45℃，既可以保证一段、二段放水水质，又可以避免电脱水器跳闸现象，在保证脱水质量的前提下，尽可能降低脱水温度，以达到节能降耗的目的。
2.4 合理制定加药比
破乳剂是一种表面活性物质，它能使乳化状的液体结构破坏，以达到乳化液中各相分离开来的目的。目前在油田得到广泛运用，原油破乳是指利用破乳剂的化学作用降低界面薄膜的机械强度，改变乳化液的类型，破坏乳化液的稳定性化状的油水混合液中油和水分离开来，使之达到原油脱水的目的，以保证原油外输含水标准。
在破乳剂不是加得越多越好，同种破乳剂，随着其浓度的增加，界面薄膜强度降低，当浓度超过某一值时，界面强度值基本不变。不仅没有取得效果，还会造成浪费，因此，合理制定加药比，对于平衡脱水成本和脱水效果关系有着重要意义。除此之外，破乳剂的型号、投放量和乳化液的匹配，也是保证脱水原油的水含量标准和污水中油含量的重要因素。
2.5 开罐清淤，保证沉降效果
水驱运行4台游离水脱除器内部夹网腐蚀严重，出现了填料将出口堵塞、流量变小、不走油等现象，每年低温常温集输阶段游离水出现憋压现象，最高达到0.55MPa，造成安全阀动作。通过看窗观测到放水水质不清晰，看到黑色悬浮絮状物，直接导致一段放水水质差。 2012年8月利用开罐清淤的时机，进罐检查发现内部筛板已经严重损坏，跑料严重，已经起不到净化水质的作用。
针对这种情况，我站对2#、3#、4#游离水脱除器利用水力射流冲洗进出口管线，将堵塞管线的杂质冲洗出来，减轻游离水憋压的现象，冲洗后游离水压力已由0.4MPa下降到0.3MPa。
3 效果分析
通过以上措施的实施，游离水岗水驱放水含油由原来的水驱平均350mg/L下降到270mg/L，聚驱放水含油由原来的410mg/L下降到330mg/L。脱水器的“跳闸”次数明显减少，提升了脱水系统的处理效率。
参考文献
[1] 李化民，主编.油田含油污水处理.石油工业出版社，1999
[2] 赵守明，李庆方 .老化油的处理工艺的探讨.石油规划设计，2013
[3] 侯桂华.集输系统效率提升的潜力分析，油气田地面工程，2008.2，2卷（2期）：46～47