魏联原油外输管道含水控制探讨

魏联原油外输管道含水控制探讨

秦凌霄

中石化河南油田河南南阳473132

摘要：魏岗联合站原油外输系统是河南油田原油外输交油质量的关口，属咽喉要道，安全平稳交油，确保交油含水不超标是站上外输储运工作的目标。随着油井增产措施的不断增多,油井来液性质不断变化,致使井楼（采油一厂、二厂输送点）来油含水经常超标。针对这种情况,我站在原有沉降脱水工艺的基础上进行了外输优化,解决了来油含水超标的问题,保证了联合站外输含水达标。

关键词：外输含水工艺切换倒罐边进边输

目前，河南油田已经处于开采后期——特高含水期,三次采油技术全面展开,伴随着频繁的油水井作业,大量的化工料进入地层,造成原油物性日益复杂多变，导致原油沉降脱水困难，生产运行效率低，不仅增加了蒸汽的使用量和原油的呼吸损耗，而且增加了职工的操作劳动强度。本文主要针对魏岗联合站的工艺现状及外输原油管道含水控制优化操作见效果方面进行深讨。

储运工艺现状：

魏岗联合站从1977年投产以来，外输储运系统工艺就没有多大的变化，有5000m³储罐四座（1#、2#、3#、4#），2000m³储罐两座（5#、6#），担负着将整个河南油田双江原油进站、沉降、放水、外输工作。另还有魏岗区原油脱水、沉降、放水、外输工作。双江来油使用1#、2#、3#、4#罐，魏岗储运用5#、6#罐。输油工艺分别为：来油含水合格状态下，油罐实行边进边输或直输工艺；来油含水不正常状态下，实行单进单输（一个罐进油，一个罐输油，两个罐沉降放水）。魏岗油实行边进边输（一个罐对收捞油沉降放水，一个罐输油）。由于上游来油及输出量均有时候出现不稳定性，所以罐存储运原油是个变量，稳定在最佳罐存量和输油进输量的时间不持续，这样要保证交油含水指标就是一个很多因素影响的问题。

外输含水控制工艺的依据：

原油外输含水控制工艺流程的切换，放水等工作是依据上游来油量及含水的变量，依据井楼的稀、混油的含水值和输油量的大小，计算出油头到达进站的时间。魏联在油头到达前一个小时，将高含水改进入备用储罐，同时安排化验室加密化验油样，改变工艺输油，即单进单输或边进边输。

双江来油外输含水的控制

双江来油是根据来油的含水高低，在本站分别采取了不同的输油控制含水的工艺。

边进边输工艺

边进边输工艺是双江来油直接进罐后再输出，采用这个工艺输油前提条件是必须双江来油：稀油再1.2%以下，稠油在1.0以下，此时输出含水才能保证在1.0%以下的标准。例如今年的4月份上旬，来油含水平均稀油0.74%，混油0.64%，魏联接油含水平均0.70%，输出含水0.413%，含水比下降40.69%。

根据近三年来的统计，一年内原油含水稳定在160天左右，边进边输工艺占44.4%。为了使输油工艺更为优化，在含水稳定期内，一是每天上午对在用油罐放水一次，放水现场观察，见油就关掉并扫线。二是每天循环倒罐一次，轮流进输油。这样有两个好处，一是在春秋、冬季不再活动管线（由于原油管线天冷易结冻，需结合天气气温活动管线）。二是优化使用蒸汽量，在进输油罐停止使用蒸汽，静止罐加热。单进单输罐结合天气优化使用蒸汽量，外输罐区优化使用蒸汽方案已经实施多年，效果很好。

单进单输工艺

由于双江来油含水高出1.5%以上，站上不可能在边进边输，只能改为单进单输、（一个罐进油，一个罐输油，一个罐静止放水）。由于上游来油的含水的不稳定和超标，使得魏联在保证含水不超标1.0%的工作难度很大。因为来油稀油和稠油混合比为1：2。根据多年来实际运行经验得出稀油井楼交油含水在1.2%以下，混油含水在1.0%以下，经后期管线混合到魏联，含水在1.1%—1.2%，进罐后沉降放水，输出在0.85%—1.0%，是能保证含水不超1.0%的标准。在混油含水高于1.0%以上，稀油含水在1.2%以上，不能再边进边输了，只有改为单进单输，如混油含水高1.5%以上，稀油含水在低都不能边进边输，只能单进单输。为此，为了保证外输管道含水控制在1.0%以下，全年基本上要倒罐500次以上，油罐放水1100次以上，特别时间一个罐每天就要放水5—6次，同时还要增加化验油样次数。在单进单输过程中，油罐的罐存储量是一个最重要的量值，魏联在用1#、2#、3#、4#座5000m³储罐，最高储油量9.5米，最低1.5米。以此计量单进单输最佳储运量在8000吨左右，即一个满罐（沉降放水），一个输油罐，一个进油罐。如罐存低于6000吨左右，单进单输要按正常计划交油量3000—3500吨计算。减去4个罐的底油6米即2200吨，剩下的油只能最多输10—12个小时，进油罐根本没有沉降放水的时间。如果含水持续高，站上放水只有边进边放。由此分析出，最佳罐存储量是减少持续来油含水不稳定、降低输出含水超标的最佳实际操作办法。调整好最佳罐存量，需上下游的来油量及交油量的协调工作。经统计一年最佳罐存量能保证在300天以上最好。

来油直输工艺

直输工艺操作就比较简单，即将稳定合格的原油，直输出去。直输工艺分两种，一是来油不进站，即直接从站内分油阀组改为直接进入外标站管线，经计量后分输给管道首站和炼油厂。另一工艺来油直接进站外输泵进口管线，进口另一头与站内某一座罐出口连通，形成连通状态，多进少补工艺直输。该直输工艺适应于站内外输管线及油罐大修停产状态下进行，也适应于来油含水稳定，罐区不需要活动管线。

混输工艺

混输工艺一般在上游挖罐存情况时使用，主要是双江来油含水持续高，罐内水又放不出来，属老化油。将后期来的合格好油和罐存的老化油掺着输，掺合比为：输100吨好油，掺老化油3—5吨，这样掺和使外输含水平均在1.0%。工艺操作方法就是将存有老化油的储罐出口打开一扣，观察液位计，用出口阀门调节，先计算好混合含水比，一小时下降5—10吨，即2—3cm/h。经过试验，含水也合格，效果很好。此项工艺只能应用于油品质量好坏混输的情况。

存在问题及整改建议：

目前4#罐内有2组卧式加热盘管2#罐内有1组卧式加热盘管经验证已经穿孔，无法加热保温原油，使原油加热脱水成问题。该罐又不能超24小时存油，温度无法保证，建议利用来油含水平稳期间停罐检修。

结束语:

从1#、3#、4#罐的实际运行来分析，这三个罐均是低进高出工艺，低进在0.3米，高出在1.0米处。含水正常情况下能使原油缓冲沉降减少10—15%的含水值，效果非常好，如果单进单输效果更为明显。问题是在用2#罐为低进低出，均在0.3米的平面上，建议大修时，能改为低进高出。

参考文献:

1.乳化降粘技术及其在集输中应用的研究王小兵大庆石油学院2006-03-14

2.稠油三管伴热集输系统生产运行方案优化王文秀大庆石油学院2006-03-01