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【摘 要】本文主要讲述了我站新建成了原油处理系统，并利用该处理系统回收了老化油2000余吨，产生了良好的效益。
【关键词】联合站；原油脱水
一、问题的提出
自投产以来，我站一直采用电——化学脱水的生产方式，即采用向系统中加入破乳剂的化学脱水和电脱水相结合的方式进行。投产初期十余年，除了每年检修2次脱水器外，生产系统运行很稳定。
但是随着收油点的投入运行之后，由于接收来液趋于复杂，系统负担加大，脱水器看窗有时发黑，严重时带油，沉降罐捞油高，为了不影响产量只能回收沉降罐中原油——即老化油，而这部分老化油进入系统后，又会影响电脱水器，造成看窗黑，捞油高，甚至电场垮。有时来油介质本身就不好，油中有黑渣子等，脱水器根本处理不了，这样就形成了恶性循环，对生产极为不利。
近两年来，我们对脱水器的检修越来越频繁，但是仍不能保证电脱水器的平稳运行，系统很脆弱，稍有变化，电场就垮，为了保证我站脱水系统的平稳运行，我们开始了采用新方法的尝试。
二、解决方法分析
经过讨论，我们认为，以往老化油之所以难收，主要原因在于：一是因为老化油回收以后进入脱水器的时间过短，由于在系统中处理时间过短，处理时间少，所以对脱水器影响过大，二是温度低影响了脱水效果。同时当来油介质不好时，脱水器根本处理不了，油和水分离不清，造成脱水器放水不清，沉降罐中清水层减少，沉降效果变差。
针对这种情况，我们决定在现有电-化学脱水处理系统的基础之上重新增加一套原油脱水处理系统，两套系统既可单独使用，又可同时使用，互为补充，这样就保证了我站脱水系统的平稳运行。
为了投入这套系统，我们需要做的工作主要如下：将油岗三台收油泵各增加一个出口阀，连接到一个汇管后再一直连到1#脱水炉进口，之后，再从1#脱水炉出口连接一管线到油泵房的事故罐进口管线，这样，我们可以将沉降罐中的老化油或杂质压入事故罐（为了方便将沉降罐的油压入事故罐，我们又在收油管线和事故罐进口管线之间加了个连通阀，即下图4中的阀门）再通过收油泵进入脱水炉加热，之后进入事故罐，如此循环，反复加热，这样既保证了原油温度又增加了反应时间，同时，为了增加脱水效果，可向沉降罐和事故罐加入破乳剂或老化油处理剂。当温度升到80-90度之后，停止加热，进行沉降。几天之后，油水层分开，抽底水化验合格之后，即可不经过电脱水器直接外输。
三、流程改造情况：
所用原料：3个80mm阀门，3个100mm阀门，6个100mm弯头，6个80mm弯头， 170米100mm管线，20米80mm管线。
新流程走向：收油泵出口——阀门（新加）——管线——阀门（新加）——1#脱水炉进口—— 1#脱水炉出口——阀门（新加）——管线——阀门（新加）——事故罐进口
如上图所示：图1中脱水炉进出口下的即为新加的阀门。
图2中的阀门为新加的水套炉去事故罐阀门。
图3中的蓝色阀门即为收油泵新加的用于循环加热阀门。
图4中的蓝色阀门即为沉降罐向事故罐压油的阀门
四、方案实施情况
新流程接好后，我们立即投入运行。11月9日，我们开始从沉降罐向事故罐压油，11月10日事故罐液位8.9米时停止，之后启收油泵打入1#脱水炉开始循环加热。11月12日事故罐进口88度，出口78度停止循环加热，停泵停炉，扫线。11月14日沉降2天之后，启收油泵抽罐底清水层1米，见油之后含水40%，沉降效果不好。于是我们开始第二次循环加热，重复上述过程后，抽事故罐含水达到0.8%，，初步达到了外输条件，（当时液位6.1米）。然后我们马上将事故罐打空，准备继续处理原油。
11月15日到11月20日我们又向事故罐压入老化油8.6米，到11月23日开始循环加热，当时液位7.85米，26日向事故罐加入老化油处理剂。11月30日，6米含水0.24%，所以停止循环加热，抽底水合格后直接外输，当时液位7米。
12月3日到6日，向事故罐压入老化油5.7米，12月7日开始循环加热，到12月22日，事故罐液位7.2米，6米含水0.06%，23日停止循环加热，抽底水合格后开始外输，当时液位5.9米。
至此，我站三次处理老化油共24.7米，处理出合格原油2000多吨。
五、成果应用效益
主要效益：1、新的脱水处理系统的投入，保证了电脱水器在来油介质不好时不受影响，仍能平稳运行，同时也减少了电场垮的次数和维修费用。2、减少了工人的劳动强度。3、回收以往不能处理的老化油2000吨，按每吨2000元计算，价值400万元。
到目前为止，我站新的脱水处理系统已经回收老化油2000余吨。目前生产情况保持稳定，外输原油含水合格。我们将继续总结经验，不断采取新的生产措施，以保证我站脱水系统的平稳运行，为我矿以至我厂的夺油上产付出最大的努力。
【关键词】联合站；原油脱水
一、问题的提出
自投产以来，我站一直采用电——化学脱水的生产方式，即采用向系统中加入破乳剂的化学脱水和电脱水相结合的方式进行。投产初期十余年，除了每年检修2次脱水器外，生产系统运行很稳定。
但是随着收油点的投入运行之后，由于接收来液趋于复杂，系统负担加大，脱水器看窗有时发黑，严重时带油，沉降罐捞油高，为了不影响产量只能回收沉降罐中原油——即老化油，而这部分老化油进入系统后，又会影响电脱水器，造成看窗黑，捞油高，甚至电场垮。有时来油介质本身就不好，油中有黑渣子等，脱水器根本处理不了，这样就形成了恶性循环，对生产极为不利。
近两年来，我们对脱水器的检修越来越频繁，但是仍不能保证电脱水器的平稳运行，系统很脆弱，稍有变化，电场就垮，为了保证我站脱水系统的平稳运行，我们开始了采用新方法的尝试。
二、解决方法分析
经过讨论，我们认为，以往老化油之所以难收，主要原因在于：一是因为老化油回收以后进入脱水器的时间过短，由于在系统中处理时间过短，处理时间少，所以对脱水器影响过大，二是温度低影响了脱水效果。同时当来油介质不好时，脱水器根本处理不了，油和水分离不清，造成脱水器放水不清，沉降罐中清水层减少，沉降效果变差。
针对这种情况，我们决定在现有电-化学脱水处理系统的基础之上重新增加一套原油脱水处理系统，两套系统既可单独使用，又可同时使用，互为补充，这样就保证了我站脱水系统的平稳运行。
为了投入这套系统，我们需要做的工作主要如下：将油岗三台收油泵各增加一个出口阀，连接到一个汇管后再一直连到1#脱水炉进口，之后，再从1#脱水炉出口连接一管线到油泵房的事故罐进口管线，这样，我们可以将沉降罐中的老化油或杂质压入事故罐（为了方便将沉降罐的油压入事故罐，我们又在收油管线和事故罐进口管线之间加了个连通阀，即下图4中的阀门）再通过收油泵进入脱水炉加热，之后进入事故罐，如此循环，反复加热，这样既保证了原油温度又增加了反应时间，同时，为了增加脱水效果，可向沉降罐和事故罐加入破乳剂或老化油处理剂。当温度升到80-90度之后，停止加热，进行沉降。几天之后，油水层分开，抽底水化验合格之后，即可不经过电脱水器直接外输。
三、流程改造情况：
所用原料：3个80mm阀门，3个100mm阀门，6个100mm弯头，6个80mm弯头， 170米100mm管线，20米80mm管线。
新流程走向：收油泵出口——阀门（新加）——管线——阀门（新加）——1#脱水炉进口—— 1#脱水炉出口——阀门（新加）——管线——阀门（新加）——事故罐进口
如上图所示：图1中脱水炉进出口下的即为新加的阀门。
图2中的阀门为新加的水套炉去事故罐阀门。
图3中的蓝色阀门即为收油泵新加的用于循环加热阀门。
图4中的蓝色阀门即为沉降罐向事故罐压油的阀门
四、方案实施情况
新流程接好后，我们立即投入运行。11月9日，我们开始从沉降罐向事故罐压油，11月10日事故罐液位8.9米时停止，之后启收油泵打入1#脱水炉开始循环加热。11月12日事故罐进口88度，出口78度停止循环加热，停泵停炉，扫线。11月14日沉降2天之后，启收油泵抽罐底清水层1米，见油之后含水40%，沉降效果不好。于是我们开始第二次循环加热，重复上述过程后，抽事故罐含水达到0.8%，，初步达到了外输条件，（当时液位6.1米）。然后我们马上将事故罐打空，准备继续处理原油。
11月15日到11月20日我们又向事故罐压入老化油8.6米，到11月23日开始循环加热，当时液位7.85米，26日向事故罐加入老化油处理剂。11月30日，6米含水0.24%，所以停止循环加热，抽底水合格后直接外输，当时液位7米。
12月3日到6日，向事故罐压入老化油5.7米，12月7日开始循环加热，到12月22日，事故罐液位7.2米，6米含水0.06%，23日停止循环加热，抽底水合格后开始外输，当时液位5.9米。
至此，我站三次处理老化油共24.7米，处理出合格原油2000多吨。
五、成果应用效益
主要效益：1、新的脱水处理系统的投入，保证了电脱水器在来油介质不好时不受影响，仍能平稳运行，同时也减少了电场垮的次数和维修费用。2、减少了工人的劳动强度。3、回收以往不能处理的老化油2000吨，按每吨2000元计算，价值400万元。
到目前为止，我站新的脱水处理系统已经回收老化油2000余吨。目前生产情况保持稳定，外输原油含水合格。我们将继续总结经验，不断采取新的生产措施，以保证我站脱水系统的平稳运行，为我矿以至我厂的夺油上产付出最大的努力。