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[摘 要]外输压力的平稳是转油站正常运行的前提条件，压力越低，外输阻力越小，管线破损频率越低，安全风险也随之降低，设备使用周期大大延长。
本文从西峰油田董志转油站生产实际出发，分析措施前外输压力运行情况，剖析影响外输压力的各种因素，重点介绍采取的降压对策及跟踪措施实施后的效果，并分析了措施后的经济效果，供其他油田生产参考。
[关键词]转油站；外输压力；影响因素；对策研究
中图分类号：TE832 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）20-0059-01
1.董志转油站生产运行情况
西峰油田董志转油站承担着董志区36口油井的来油计量和外输任务，平均每天进液量70m3，综合含水进液后的原油输向下站—西峰联合站，外输管线全长4.5公里，管径φ80mm，站内主要管理设备有两台外输螺杆泵，额定压力1.2Mpa，有自动集成加药装置一套，总机关一具，常压加热炉2台，缓冲罐一具，气液分离器一台，2012年冬季运行过程中，出现外输压力高的现象，最高3.5Mpa，为了保持站内生产，进行热洗管线作业，热洗管线频次1次/3天，造成成本和人力资源的超支，也增加了安全环保分险。图1是2012年冬季外输压力和规定压力运行情况。
2.影响转油站外输压力的因素
转油站外输压力主要受外输油品温度，外输管线埋深，原油破乳剂投加浓度，外输泵停泵时间等因素的影响。
原油外输温度低，原油粘度增高，油流阻力增大，油品中的蜡质会析出沉积在管壁内，造成局部管线通径变小，外输压力升高，从正常生产来看，加热炉保持在80度以上，外输油品温度保持在40度以上，董志转油站的外输压力会在1.2Mpa以下运行。所以说提高外输油品温度可以有效降低外输管线压力。
外输管线埋深直接影响油品外输时的管线温损，由董志转油站外输管线压力和油品温度现场试验数据得出当管线在埋深1m以上时，测得管线温损在0.5度/100m左右。
管线埋深越深，管线温损越小，油品的外输压力越低。
为了降低原油外输压力，采用管线连续投加破乳剂的方法，投加破乳剂后原油在管线中得到一定程度的破乳，油水有效分离，降低了表面张力，油品不容易附着在管线上，从现场生产试验看保持破乳剂投加浓度在100ppm时，可以有效降低外输压力。
受原油进液量限制，外输泵停泵时间也受到相应限制，外输泵停泵时间越长管线油品温度下降越多，外输压力上升也越快，所以在生产实际中，要保持一定的进液量，从而保证输油间歇时间，降低外输管线压力。从现场试验看出，进液量越大，输油间歇时间越短，原油外输温度降低越少，外输压力上升越慢。
3.董志转油站采取的降低外输压力对策及效果
影响外输管线压力的因素主要有外输油品温度，外输管线埋深，原油破乳剂投加浓度，外输泵停泵时间等。所以从影响因素入手，我们逐一排查了董志转油站存在的问题，并对问题进行了逐一解决。
1）、外输油品温度：在我们日常生产过程中，发现转油站加热炉夜间温度比白天低（白天平均80度，夜间71度），不能保证外输油品温度在40度以上，主要原因是加热炉用原油伴生气加热，夜间有部分伴生气输向另一个注水站造成站内气压低，不能保证加热炉温度。随后联系注水站加热炉改烧煤，减少夜间伴生气外输，采取措施后，夜间加热炉温度提高到80度以上，保证外输油品出站温度在40度。
2）、外输管线埋深，在巡查管线过程中发现有三处管线埋深不够，达不到1m以上，造成了管线局部温损，随后组织人员对管线埋深不够的地方实施夯填加深，保证管线整体埋深在1m以上。
3）、原油破乳剂投加浓度：从现场试验看出，保证原油破乳剂投加浓度在100ppm时，外输管线压力有明显降低，但是从生产实际看，总机关压力高（平均0.6Mpa）导致回流油屡次损坏加药泵隔膜组件（2012年冬季更换10次），造成加药系统瘫痪，更换隔膜组件需要厂家人员，周期长，成本高（每次更换成本1500元），经过分析研究，决定在加药泵出口处安装一个单流阀，防止总机关压力高致使回流油损坏隔膜组件，安装后，一年时间内没有出现加药系统因为回流油损坏隔膜组件的事件发生，从而保证了不间断固定浓度投加破乳剂的措施落实。
4、）、外输泵停泵时间：外输泵停泵时间主要受进液量的影响，进液量越大，输油间歇时间越长，经过讨论研究决定从注水阀组向单井来油管线内补充水增加站内实收液量的方式增加进液量，但是此措施的经济效益低，所以补充水越少越好，从董志转油站生产实际看，保证进液量在85方以上时，外输泵输油时间0.6小时，能保证外输压力在规定范围内，所以每天补水为15方。
经过以上措施落实后，从表4可以看出董志转油站的外输压力控制在1.2Mpa以内，有效降低了生产成本，降低了安全环保风险，保证了转油站的平稳生产，从成本分析，与以往对比，大大减少了扫线次数，（2012年冬季每3天扫线一次），目前30天扫线一次。每月节约费用2万余元。（扫线平均每次2千元）。经济效益显著。
4.结论及认识
转油站外输压力的平稳运行直接影响站内平稳生产，压力越低，生产成本越低，安全风险低，所以在有条件的情况下尽量保持外输压力在最低水平运行。
外输压力的影响因素有很多，各个站的生产情况也不尽相同，应从实际情况出发，找出影响因素然后逐一解决，问题解决后应该跟踪效果，以便提出下一步的改进措施。
从董志转油站采取措施降低外输压力和效果可以看出，外输温度、破乳剂投加浓度、管线埋深、站内进液量是影响外输压力平稳运行的主要因素，将这些因素逐一解决后，站内外输压力可以降低到额定水平以下。
本文从西峰油田董志转油站生产实际出发，分析措施前外输压力运行情况，剖析影响外输压力的各种因素，重点介绍采取的降压对策及跟踪措施实施后的效果，并分析了措施后的经济效果，供其他油田生产参考。
[关键词]转油站；外输压力；影响因素；对策研究
中图分类号：TE832 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）20-0059-01
1.董志转油站生产运行情况
西峰油田董志转油站承担着董志区36口油井的来油计量和外输任务，平均每天进液量70m3，综合含水进液后的原油输向下站—西峰联合站，外输管线全长4.5公里，管径φ80mm，站内主要管理设备有两台外输螺杆泵，额定压力1.2Mpa，有自动集成加药装置一套，总机关一具，常压加热炉2台，缓冲罐一具，气液分离器一台，2012年冬季运行过程中，出现外输压力高的现象，最高3.5Mpa，为了保持站内生产，进行热洗管线作业，热洗管线频次1次/3天，造成成本和人力资源的超支，也增加了安全环保分险。图1是2012年冬季外输压力和规定压力运行情况。
2.影响转油站外输压力的因素
转油站外输压力主要受外输油品温度，外输管线埋深，原油破乳剂投加浓度，外输泵停泵时间等因素的影响。
原油外输温度低，原油粘度增高，油流阻力增大，油品中的蜡质会析出沉积在管壁内，造成局部管线通径变小，外输压力升高，从正常生产来看，加热炉保持在80度以上，外输油品温度保持在40度以上，董志转油站的外输压力会在1.2Mpa以下运行。所以说提高外输油品温度可以有效降低外输管线压力。
外输管线埋深直接影响油品外输时的管线温损，由董志转油站外输管线压力和油品温度现场试验数据得出当管线在埋深1m以上时，测得管线温损在0.5度/100m左右。
管线埋深越深，管线温损越小，油品的外输压力越低。
为了降低原油外输压力，采用管线连续投加破乳剂的方法，投加破乳剂后原油在管线中得到一定程度的破乳，油水有效分离，降低了表面张力，油品不容易附着在管线上，从现场生产试验看保持破乳剂投加浓度在100ppm时，可以有效降低外输压力。
受原油进液量限制，外输泵停泵时间也受到相应限制，外输泵停泵时间越长管线油品温度下降越多，外输压力上升也越快，所以在生产实际中，要保持一定的进液量，从而保证输油间歇时间，降低外输管线压力。从现场试验看出，进液量越大，输油间歇时间越短，原油外输温度降低越少，外输压力上升越慢。
3.董志转油站采取的降低外输压力对策及效果
影响外输管线压力的因素主要有外输油品温度，外输管线埋深，原油破乳剂投加浓度，外输泵停泵时间等。所以从影响因素入手，我们逐一排查了董志转油站存在的问题，并对问题进行了逐一解决。
1）、外输油品温度：在我们日常生产过程中，发现转油站加热炉夜间温度比白天低（白天平均80度，夜间71度），不能保证外输油品温度在40度以上，主要原因是加热炉用原油伴生气加热，夜间有部分伴生气输向另一个注水站造成站内气压低，不能保证加热炉温度。随后联系注水站加热炉改烧煤，减少夜间伴生气外输，采取措施后，夜间加热炉温度提高到80度以上，保证外输油品出站温度在40度。
2）、外输管线埋深，在巡查管线过程中发现有三处管线埋深不够，达不到1m以上，造成了管线局部温损，随后组织人员对管线埋深不够的地方实施夯填加深，保证管线整体埋深在1m以上。
3）、原油破乳剂投加浓度：从现场试验看出，保证原油破乳剂投加浓度在100ppm时，外输管线压力有明显降低，但是从生产实际看，总机关压力高（平均0.6Mpa）导致回流油屡次损坏加药泵隔膜组件（2012年冬季更换10次），造成加药系统瘫痪，更换隔膜组件需要厂家人员，周期长，成本高（每次更换成本1500元），经过分析研究，决定在加药泵出口处安装一个单流阀，防止总机关压力高致使回流油损坏隔膜组件，安装后，一年时间内没有出现加药系统因为回流油损坏隔膜组件的事件发生，从而保证了不间断固定浓度投加破乳剂的措施落实。
4、）、外输泵停泵时间：外输泵停泵时间主要受进液量的影响，进液量越大，输油间歇时间越长，经过讨论研究决定从注水阀组向单井来油管线内补充水增加站内实收液量的方式增加进液量，但是此措施的经济效益低，所以补充水越少越好，从董志转油站生产实际看，保证进液量在85方以上时，外输泵输油时间0.6小时，能保证外输压力在规定范围内，所以每天补水为15方。
经过以上措施落实后，从表4可以看出董志转油站的外输压力控制在1.2Mpa以内，有效降低了生产成本，降低了安全环保风险，保证了转油站的平稳生产，从成本分析，与以往对比，大大减少了扫线次数，（2012年冬季每3天扫线一次），目前30天扫线一次。每月节约费用2万余元。（扫线平均每次2千元）。经济效益显著。
4.结论及认识
转油站外输压力的平稳运行直接影响站内平稳生产，压力越低，生产成本越低，安全风险低，所以在有条件的情况下尽量保持外输压力在最低水平运行。
外输压力的影响因素有很多，各个站的生产情况也不尽相同，应从实际情况出发，找出影响因素然后逐一解决，问题解决后应该跟踪效果，以便提出下一步的改进措施。
从董志转油站采取措施降低外输压力和效果可以看出，外输温度、破乳剂投加浓度、管线埋深、站内进液量是影响外输压力平稳运行的主要因素，将这些因素逐一解决后，站内外输压力可以降低到额定水平以下。