联合站外输原油含水超高原因分析与处理
联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策
联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策原油外输中含水偏高是指在油田生产中将含有一定量水分的原油通过输油管道、油罐船等运输设施输送至目的地的过程中，因为各种原因导致原油中的含水量偏高，这将对原油的质量造成影响，同时也可能对运输设施和环境造成一定的危害。
对于联合站原油外输含水偏高的原因分析和处理对策是非常重要的。
一、原因分析1. 油田生产工艺问题原油含水量高的一个主要原因是油田生产工艺问题。
在油田开采过程中，因为地层含水的存在，部分含水油在开采过程中会被一同开采出来。
油藏开采过程中可能存在管柱下泄、热水注入等问题，都会导致原油中的含水量增加。
2. 输油管道和储存设施问题输油管道和储存设施是原油外输过程中的重要设施，但是这些设施存在老化、漏水和腐蚀等问题，可能导致在油品输送过程中掺杂了大量的水分。
3. 操作管理不当在原油外输过程中，操作管理不当也会导致原油中含水量偏高。
比如在输送过程中，操作人员未对原油进行适当的分离和处理，或者对管道和储存设施的检查和维护不够及时，都可能导致原油中含水量的增加。
4. 环境因素环境因素也可能导致原油外输中含水量偏高，比如在运输过程中受到降雨等天气因素的影响，使得原油中含水量增加。
二、处理对策为了避免原油中含水量偏高，需要加强油田生产过程中的管理和监控。
要严格控制油田地层中水的开采，采用合理的开采工艺减少含水油的开采量。
加强对管柱下泄、热水注入等问题的监测和防范，及时进行处理和修复，减少地层水进入原油中的可能。
保障输油管道和储存设施的完好性是降低原油中含水量的重要手段。
对于老化和腐蚀严重的输油管道和储存设施，需要进行及时的维护和更新，确保其密封性和抗腐蚀性。
加强对原油外输过程中的操作管理，制定严格的操作规程和标准，确保每一步操作都符合规定要求。
对于原油的分离和处理，需要按照相关标准和流程进行操作，确保原油中的含水量符合要求。
同时加强对输油管道和储存设施的定期检查和维护，确保其工作正常。
降低外输原油含水的分析及对策
降低外输原油含水的分析及对策随着石油开采技术的不断进步，原油含水问题逐渐成为炼油及输油领域需要面对的问题之一。
外输原油中的含水会影响炼油过程中的催化剂以及加工设备的寿命，同时也会增加输油过程中的阻力和能耗。
因此，在生产过程中降低外输原油的含水率，对于炼油及输油企业来说，是非常必要的。
首先，需要分析外输原油含水的主要原因。
原油中含有的水分主要来源于油井本身及储存过程中的天然湿度，同时也和输送设施的密封性密不可分。
目前，降低外输原油含水率的主要对策包括以下几点：1. 加强油田水利工作，控制原油含水率。
相信对于控制原油含水率的问题，石油开采企业是有一定经验的。
一方面需要做好油井的管理，及时抽排井口的附余水；另一方面也需要加强对于地下水资源的管理，不让地下水入侵油井，维持油井的正常产能。
2. 优化原油储存条件。
储存过程中，为了防止外界环境引入包括水分在内的其他成分，应该保证容器密封，并在容器内充入惰性气体，防止油罐内氧气的存在，从而避免油罐内发生水分析的化学反应。
3. 加强输油管道和管路设施的密封性。
输油管道和管路设施的泄漏是外输原油含水率较高的常见原因。
因此，必须做好密封工作，定期检查管道和设备的运行情况，及时排查泄漏点并及时维修。
4. 加强输油管道和设备的保养。
输油设备的频繁使用、地理位置所在的不同环境，在长时间的生产和储存过程中容易受到磨损，从而会对设备的外漏情况产生影响。
为了防止出现漏油的情况，需要加强设备的保养，定期检查其设备的状态，及时进行小修小补，避免加重损伤的程度，造成输油过程中油品丢失问题。
目前，降低外输原油含水率的相关技术已经在炼油厂的生产中逐渐成熟。
如果企业能够从源头上入手，加强管理，优化设备，专门开发降水技术，一定会大大减少外输原油的含水率，从而提高企业的经济效益。
外输原油含水超标的原因及处理
外输原油含水超标的原因及处理2、原油处理生产现状今年（1-10）月份，有三个月的月平均含水已经超过标杆指标（标杆外输含水指标﹤0.24%）。
而且上半年有4个月中均出现连续多天外输含水超过标杆含水指标，最高曾到过2.84%。
而且个别时段，电脱效果差，进出口含水差不多，严重影响到外输含水。
三、外输原油含水超标原因分析1、来液物性变化影响上半年采油井酸化、防砂和药剂处理等多种作业方法的应用，出现3队、5队、6队、13+16队原油物性复杂多变，使分离器分离效果差。
5队、6队来液粘度大，起泡严重，常造成分离器出油凡尔自动调节功能失控，出水含油超高，出油含水超标。
13+16队三月份、五月份来液量，气量不稳定，特别是气量忽大忽小，破坏分离器的稳定分离，另外3队五月份酸化作业井影响，分离器运行不稳定。
受来油物性的影响，分离器的难破乳，分离效果不好，造成后续沉降罐过渡带大，脱水器脱水效果不理想，使外输含水连续超标。
2、“问题”原油影响从污油池回掺的原油；脱水器放出的污水；小贮池回收的放空油、落地油，沉降罐溢流的老化油；净化油罐底部不合格的回掺原油；罐中存放过长的老化油等，这些原油油水不易分离，破乳困难，极易造成电脱不稳，被我们成为“问题”原油。
特别是5月下旬，在处理2#罐滞留时间约1个星期的这部分“问题原油”时，脱水异常困难，脱水器脱水效果差，进口22%，出口18%，一度造成外输含水严重连续超标。
3、脱水工艺中存在的问题（1）在处理问题原油时，加入适当的药剂、碱，有利于问题原油的破乳。
但是工艺流程中，没有这套流程。
我们只是人工提些药剂从罐口加入，不能有效发挥药剂的作用。
给问题原油处理造成困难。
（2）卸油台打油时，进入3#分离器的液量突增，分离器沉降时间短，造成出水含油、出油含水超标。
增加后续脱水负担，影响外输含水。
（3）由于（1-4）月份天然气量少，使加热炉运行效率低，加热温度有时达不到原油处理温度要求，造成破乳困难。
联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策
联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策1. 引言1.1 背景介绍背景介绍：联合站是一个重要的原油外输站，其主要功能是将产出的原油通过管道外输到其他地区。
然而最近发现，部分原油外输含水偏高，这给原油外输过程带来一定的困扰。
含水偏高可能会导致原油质量下降，影响原油的销售和利润，甚至会影响设备的正常运行。
对于含水偏高的原因分析和处理对策的研究变得尤为重要。
本文将对联合站原油外输含水偏高的原因进行深入分析，并提出相应的处理对策，以期解决这一问题，确保原油外输过程的顺利进行。
2. 正文2.1 原因分析1. 运输管道老化：长期使用和外部环境的影响导致管道内壁腐蚀，从而会使含水率升高。
2. 生产过程中的水分混入：在开采、加工和储存过程中，由于设备损坏或操作失误，水分可能会混入原油中，导致外输含水偏高。
3. 原油贮存条件不达标：原油在贮存过程中，如果未能保持适当的温度和压力，或者容器密封不严，就会导致空气中的水分渗入原油中。
4. 油田地质条件：油田地下水位较高或者地下水与油层相接触会导致原油含水率升高。
5. 操作管理不当：生产过程中人为因素引起的处理不当或监测不到位等问题也是原因之一。
6. 外部环境因素：例如降雨天气导致地表水流进管道中，或者管道被破坏时导致含水率升高。
外输含水偏高的原因是多方面的，需要从管道状况、生产操作、贮存条件、地质条件等多个方面进行综合分析和处理。
在制定处理对策时，需要针对各个可能的原因采取具体措施，确保原油外输含水率达标。
2.2 处理对策一、严格控制原油含水标准针对联合站原油外输含水偏高的问题，首先需要严格控制原油含水标准。
可以通过技术手段和管理制度相结合的方式，确保原油含水在规定范围内。
可以采用先进的水分测定技术，及时监测原油含水情况，确保质量稳定。
二、加强管道设施维护管理管道设施是原油外输的关键环节，为了降低原油含水偏高的风险，需要加强管道设施的维护管理。
定期进行管道设施的检修和维护，确保管道运行畅通无阻，减少原油泄漏和混合问题。
降低外输原油含水的分析及对策
降低外输原油含水的分析及对策1. 引言1.1 背景介绍外输原油含水是指原油中所含的水分含量，通常以百分比或ppm 来表示。
在石油生产和输送过程中，原油中含有水分是一个普遍存在的问题，如果外输的原油含水过高，不仅会影响原油的品质，还会增加运输成本，降低生产效率，甚至可能引发事故。
目前，我国的石油生产企业普遍存在外输原油含水过高的问题。
这一问题主要是由于油田管理不规范、生产工艺不完善、在线监测技术不够先进以及人员培训不足等原因导致的。
为了解决这一问题，降低外输原油含水已成为石油生产企业急需解决的重要任务。
本文旨在对外输原油含水的影响因素进行分析，并提出相应的对策，以期为相关企业降低外输原油含水提供参考。
通过加强油田管理、优化生产工艺、提高在线监测技术和加强人员培训等措施，可以有效降低外输原油含水，提升生产效益，保障生产安全，推动石油行业的可持续发展。
1.2 问题意识外输原油含水是指在采油作业中，原油中混有大量水分的情况。
过高的含水率不仅会影响原油的品质，还会增加生产成本，降低生产效率，甚至对管道系统和设备造成损坏。
降低外输原油含水已成为当前油田开发中亟待解决的问题。
问题意识方面，首先需要深入了解外输原油含水的具体影响及原因。
从技术层面来看，外输原油含水的增加可能是由于油田开发过程中水和油的难以分离，生产工艺不完善，监测技术不够精密，人员操作不规范等因素导致的。
管理层面上的问题也不可忽视，包括油田管理不当、人员不足、培训不足等均可能导致外输原油含水率居高不下。
针对外输原油含水问题，我们需要深入分析其影响因素，找出根本原因，并制定相应的对策和措施来降低外输原油含水，提高油田生产效率和经济效益。
【2000字内容到此结束】.1.3 研究目的研究目的是为了探讨降低外输原油含水的有效途径和方法，提高原油生产过程中的效率和质量，减少生产成本和资源浪费。
通过分析外输原油含水的影响因素和现有问题，制定合理的对策措施，为油田管理和生产工艺提供科学依据和指导，提升油田生产水平和竞争力。
降低外输原油含水的分析及对策
降低外输原油含水的分析及对策降低外输原油含水量是石油工业的重要任务之一。
原油中的水分含量过高会导致产品质量下降、加工工艺受限、设备损坏等问题，而且会增加石油运输成本。
分析外输原油含水量的原因，并采取相应的对策，对于提高石油工业的效益具有重要意义。
外输原油的含水量过高主要有以下几个原因：油田开采过程中存在水与油的共存。
油井中的地下水与原油共存，并随着原油一起抽出。
而开采设备无法完全分离水和油，导致外输原油含水量升高。
运输过程中可能因管道破裂、油罐泄漏等原因造成水进入原油中。
由于原油输送过程中可能经历高低温环境，原油中自身所含的水分会因为温度的变化而析出。
油罐中的沉积物也可导致外输原油含水量升高。
沉积物中含有一定量的水分，当油罐中的沉积物被搅动时，其中的水分可能会进一步溶解到原油中。
针对外输原油含水量过高的问题，可以采取以下对策：加强油田开采中的水与油的分离。
通过提高采油设备的分离效率，尽量减少水与油的共存现象，降低采出原油的含水量。
加强石油运输管道的维护。
定期检查输油管道的完整性，及时修复破裂和泄漏问题，避免外界水分进入原油中。
运输过程中可以采取保温措施，避免原油被低温影响，导致其中的水分析出。
可以在输油管道上加装保温层，减少温度变化的影响。
还可以加强油罐的清理和维护工作。
定期对油罐进行清理，清除其中的沉积物和水分，确保原油的质量。
采用适当的石油处理技术可以进一步降低外输原油中的含水量。
可以采用脱水剂将原油中的水分与油分离，从而降低含水量。
降低外输原油含水量需要从油田开采、运输管道、油罐维护和石油处理等方面进行综合对策。
只有加强管理和采取相应的措施，才能降低外输原油含水量，提高石油工业效益。
降低外输原油含水的分析及对策
降低外输原油含水的分析及对策1. 引言1.1 概述外输原油含水问题外输原油含水问题是指在原油的输送过程中，原油中所含的水分含量超过规定标准，可能对输油管道、输油设备和储油设施造成腐蚀损害，降低原油品质，增加处理成本，甚至对环境造成污染和安全隐患。
外输原油含水问题不仅存在于国内原油输送过程中，也在国际原油贸易中普遍存在，对石油行业的发展和原油质量管理产生了重大影响。
外输原油含水问题主要是由于原油开采、采集、储存和输送过程中无法避免地混入水分，导致原油中出现一定的水含量。
这些水分会对原油的物理和化学性质造成影响，降低其燃烧效率和产品质量，同时也会增加生产、运输和加工的成本。
降低外输原油含水是石油行业管理者和从业人员亟需解决的重要问题。
只有通过科学有效的措施和对策，才能保证原油的质量安全，为石油行业的可持续发展提供保障。
1.2 重要性及必要性外输原油含水问题在石油行业中是一个普遍存在且备受关注的问题。
原油中含水量过高会降低原油的质量，增加生产和运输成本，影响整个供应链的稳定性。
降低外输原油含水是一项重要且必要的任务。
降低外输原油含水可以提高原油的销售价值和市场竞争力。
具有低含水量的原油在市场上更受欢迎，能够获得更高的售价，增加企业的利润空间。
降低外输原油含水可以减少运输过程中的损耗和风险。
含水量高的原油在运输过程中易发生气液分离和腐蚀等问题，增加了运输风险，降低了原油的安全性和稳定性。
降低外输原油含水还可以提高生产效率和降低生产成本。
含水量高的原油需要经过更多的处理和分离过程，增加了生产的复杂度和成本。
通过降低外输原油含水，可以简化生产流程，提高生产效率，减少生产成本。
降低外输原油含水是一项重要且必要的任务，对于提高原油的市场竞争力，增加企业利润空间，降低运输风险和成本，提高生产效率具有重要意义。
为此，需要制定有效的对策和具体措施来降低外输原油含水，实现经济效益和生产效率的双赢局面。
2. 正文2.1 原因分析外输原油含水问题主要存在以下几个原因：1. 作业不当：在油田生产、采集、输送及处理的过程中，如果操作不规范，容易导致油水混合，使得外输原油中含水量增加。
降低外输原油含水的分析及对策
降低外输原油含水的分析及对策外输原油含水过高会导致原油质量下降，直接影响到石油炼制过程的效果和炼油厂的生产效率。
降低外输原油含水成为了一个重要的问题。
本文将针对降低外输原油含水的分析进行讨论，并提出相应的对策。
降低外输原油含水的分析主要可以从以下几个方面展开：1. 检测原油含水：首先需要对外输原油的含水进行准确的检测。
通过采用先进的含水检测技术，如波谱分析法、电容法、红外法等，能够准确、快速地得到原油中的含水含量。
通过对外输原油的含水进行实时监测，能够及时了解原油质量的变化情况，为后续改进工作提供数据支持。
2. 原油处理技术优化：原油处理是降低外输原油含水的关键环节。
可以通过优化原油脱水系统的运行参数和工艺流程，减少原油中的含水。
增加旋流器和分离器的数量，提高沉降速度和分离效果；调整原油处理温度和压力，改变相态平衡，促进水相的快速分离等。
可以考虑引入新的原油处理技术，如电场分离技术、超声波辅助分离技术等，来提高原油脱水的效果。
3. 加强油田水管理：加强油田水管理，减少进入原油中的含水量。
可以采取以下措施：加强油井封堵，防止水的进入；优化注水井的运营，减少油井周围的水平衡；提高油井生产液油比，降低产水含油率等。
还可以利用化学品或物理方法处理油田水，减少其中的悬浮物和溶解性物质，降低水油净分界面的粘附度，减少水的进入原油中的可能性。
4. 强化设备维护和管理：设备维护和管理是保证原油处理系统运行效果的重要环节。
应定期进行设备检修和维护，及时发现和修复设备中的故障，保证设备的正常运行。
还应加强设备运行监测，及时发现和解决设备运行异常问题。
加强设备的管理，建立完善的运行记录和设备档案，为设备状况评估和改进措施提供参考。
降低外输原油含水需要从多个方面进行分析和改进。
通过准确测量原油含水、优化原油处理技术、加强油田水管理和强化设备维护管理，可以有效降低外输原油含水，提高原油质量，提高炼油厂的生产效率。
需要相关部门和企业加强合作，共同努力实现降低外输原油含水的目标。
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联合站外输原油含水超高原因分析与处理
作者：历英
来源：《管理观察》2009年第35期
摘要:分析了硫化物黑色过渡层出现及其对油田生产的影响,总结出处理硫化物原油的操作方法。
结果表明,合理控制脱水的各项参数,不断提高员工思想素质和技术素质,增强责任心,增强处理和解决实际问题的能力,可保证脱水电场平稳运行。
关键词:硫化物脱水器含水超高停输原油产量
某联合站因硫化物问题造成频繁的外输原油含水超高,某联两座5000立事故罐分别有5米左右的硫化物原油无法回收,对油田安全生产构成威胁。
为此,通过加强管理、采取化学方法、物理方法等多种措施,合理控制各项生产参数,加强放水、精细操作,在配合破乳剂、油水分离剂相结合的使用,控制外输原油含水超高,保证外输油质量。
一、硫化物对原油生产系统的影响
富集在电脱水器油水界面层区域的硫化亚铁颗粒吸附在油水界面上阻止水滴间的聚并,容易造成油水夹层,在油水界面层区域内形成含水率很高的油水过渡层,导致脱水电流升高或波动,电脱水器处理能力下降,导致外输油含水超标。
污水沉降罐上部富集有硫化亚铁过渡层,在原油回收时造成某联合站电脱水器电流升高或波动。
但随着硫化物的不断产生,硫化物原油也随着的不断增多,对脱水电场的影响也越来越明显。
硫化物原油进入电脱水器后给生产管理带来了很大的压力,造成脱水能力下降,脱水效果降低,频繁造成外输含水超标。
二、控制原油含水超高,消除硫化物影响的措施
(1)控制好原油外输质量的关键因素。
压力(游离水压力、沉降段压力、脱水器压力);含水(沉降含水、脱后含水、外输含水);温度(一段温度、二段温度);加药量(小站加药量、站内加药量)。
在生产过程中脱水器必须控制好压力、水位、温度等各项参数,才能保证脱水系统平稳、高效运行。
(2)容器内油水界面的控制。
我们采取半自动化的控制方式,每天2次对游离水脱除器、压力沉降罐的低、中水位进行人工放水,判断容器界面的位置,用手动控制旁通阀门控制容器界面,进行监控,保证容器内油水界面的平稳。
目前游离水脱除器油水界面控制在65%,压力沉降罐控制在50%左右。
同时保证沉降罐出口含水低于8%,才能保证电脱水器运行平稳。
脱水器油水界面控制20%,但当脱水电场出现波动情况时,还要加强放水。
必要时,要采用手动放水的补救措施,保证电场平稳运行。
(3)容器压力的控制。
游离水压力(即转油站来油压力)控制在0.28 MPa,控制得过低,下一段得不到足够的驱动压力,易造成放水不及时,脱水器进口含水超高,电场波动,引起外输含水升高。
容器压力控制得高,能使放水及时,但易造成油水界面过低,引起频繁泄压,使原油外输量减少,同时气动调节阀动作比较缓慢,容易造成跑油事故。
(4)精细操作,增强责任心,保证输油平稳。
合理控制脱水泵的排量,保证电场的平稳。
脱水泵排量恒定时,脱水器内原油进出相对稳定,油水界面相对稳定,脱水器电场也形成一个相对稳定的过程。
①合理控制加药量保证电场平稳。
在原油的乳化液中加入破乳剂和油水分离剂,正常站内加药为100kg/d,一旦发现脱水电场有波动或发现电流有升高现象,应及时调整加药量,保证含水。
②脱水温度。
将脱水温度控制在55℃左右,不能太低,适当的脱水温度能够减小原油的粘度,降低油水界面薄膜的强度,提高沉降脱水效率。
③脱水器电场的控制。
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,一旦发现脱水电场出现波动时,应及时加强放水。
压力:脱水器压力控制在0.23MPa—0.26 MPa,保持一定的压力,有利于水滴的沉降。
电流:在生产中经过观察脱水器电流、电压的变化,及时调整脱水器的处理量,调整脱水泵排量,保证电场的平稳。
收老化油精心控制,合理控制好收油排量控制好液位,保证含水稳定。
回收3#罐老化油不能大排量长时间连续进行,否则便会引起含水超高,影响正常原油生产。
在收油过程中及时检查收油效果,检查收到的是油是水,并控制好收油泵排量,及时观察3#罐液位,控制液位在10.50m为宜。
收油期间,化验岗要及时取样,化验结果出来后,及时和脱水岗、沉降岗汇报含水情况,当发现脱水电流有波动,含水有升高的现象时,应立即停止收油,控制好压力,加强放水,保证好含水。
(5)加强放水,控制好脱水各段含水。
通过加强放水,精心操作,控制好脱水器进口含水(既沉降含水)控制在8%以下,脱后含水控制在0.3%以下。
并通过工艺改进在输油岗净化油缓冲罐底部安装了放水管线,连接到输油岗内污油缸内,并安装了伴热管线和放水看窗,即使在冬季也能保证连续放水和监控放水质量,使外输含水得到了很好的控制。
(6)加强化验监控,及时跟踪含水变化,掌握生产控制主动权。
某联合站在保证正常的每2小时的正常化验外输油样的同时,要求化验岗在每2小时取样,还要做脱水器脱后含水和沉降含水。
当发现含水有升高的趋势时,及时和脱水岗、沉降岗联系,及时控制,加强放水。
并在含水升高时及时作加密样和脱水器的单台样,保证及时监控、及时控制,把外输含水控制合格。
三、管理与建议
(1)针对硫化物黑色过渡层对生产影响,增加破乳剂投加量和试验硫化物驱除剂,保证脱水生产平稳运行。
(2)加强日常生产管理。
联合站沉降罐和污水站的污油回收是影响电脱水质量的重要因素之一。
在平时生产中回收污水沉降罐内污油时,尽量避免集中收油,避免老化油集中进入脱水器而增加处理难度,引起脱水器的电场波动。
容器及时清淤,释放有效空间,提高利用率和脱水质量。
(3)加强原油质量监督管理,防止不合格原油外输,化验岗积极做好联合站原油外输质量的监测工作,发现原油质量超标情况,应及时向有关部门汇报,及时控制,保证原油外输质量。
目前,由于硫酸盐还原菌的大量繁殖,硫化物黑色过渡层对生产的影响程度越来越严重。
因此,控制硫酸盐还原菌的大量繁殖,减少硫化物黑色过渡层对生产的影响仍是当务之急。
(4)改变现有生产运行参数,避开硫酸盐还原菌繁殖的最佳温度范围。
利用夏季天然气处理装置检修天然气富余的有利时机,加温集输处理,将脱水站二段炉提高温度上限;加大破乳剂用量,利用升温良好条件增强破乳效果。
尽快把现存的含有硫化物的老化油回收处理完毕。