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摘要：中集站是一座原油集中处理站库，承担着岭南、岭北来油的处理和原油外输任务。然而，在多年的外输原油交接过程中，总是在倒罐泵倒罐完成，化验结果达标后，外输原油时含水却严重超标。其现象是含水超过协议规定的0.5上限，其次是超过协议规定的15分钟以上。外输油品交接由于含水超标、超时被扣油造成很大的亏损。外输队经过多次现场取样检验和分析探讨，确定了造成倒罐后外输原油高含水的原因，即储油罐工艺设计缺陷所致，并通过实践改造解决了这一难题，为原油交接挽回了极大损失。
关键词：含水超标;扣罚亏损;工艺缺陷;工艺改造
一、外输交接油品时存在的现状
在20多年的外输过程中，我们发现一个共同的问题。就是在输油开始的前30分钟内，甚至更长时间内原油含水居高不下，远远超过了0.05的含水率。根据外交协议，含水在15分钟内小于0.05按班质量含水加时段含水量计算，超过0.05按1.5倍计算含水量，超过2.0按2 倍含水超标持续时间段内平均含水率的含水计算。因此，在每次交接油品的过程中都存在很大的争议和无奈。外输队经过多次探讨和查询外输含水高的原因，都不能够给出最终肯定的结论。
2017年，外输队改变倒罐转油方法，采用倒罐泵倒罐完成后，再利用外输线转油倒罐，测试含水合格后再外输的办法，仍然达不到理想的原油交接含水率。
2017年2月4日7号罐倒罐泵倒罐含水合格后进行外输，长达5个小时含水才达到交接合格率，导致时段扣水量分别为0.733t;0.805t;0.790t;0.903t;0.790t. 按照协议的1.5倍扣罚，加班际平均含水率0.602%扣水量。当班扣水量高达9.646吨。
6号罐外输启泵后时段含水超标，扣水量为：2.480t;2.365t;加班际平均含水率0.314%。该班扣水量为6.615吨。
二、对含水居高不下的分析
针对转油倒罐后含水居高不下的原因分析有以下几个方面：
1、 各储油罐之间连接阀门关闭不严造成的窜水。
2、 倒罐转油时间短，转出量少，罐底水层和乳化层厚度超过标准。
3、 手工取样误差。
4、 沉降罐溢流含水不合格。
5、 含水分析仪误差。
通过检查和试验，各罐阀门密闭性完好，排除了阀门窜水的可能。倒罐转油后，通过多次对外输罐0.6米以下每0.1米处取样检测，0.6米以下含水超标，0.6米以上含水合格，外输线底部在罐壁的高度为0.6米，外输应该不会出现高含水。同时标定了含水分析仪，检查了手工取样检测，均无问题。
通过以上分析原因，我队逐条排查，仔细比对，全部排除了倒罐转油含水合格后造成高含水的直接原因。但是也把目标锁定在了罐底水层、乳化层的厚度，也就是储油罐设计缺陷：倒罐线和外输线位差缺陷。
三、原因确定及改造过程
2017年6月底至9月初，集输大队对中集站7号罐进行了清罐维护作业，在维护过程中将这一问题提上了议程，并确定了分析结论与实际结果一致。见（图一）
即：外输管线存在向下的弯头距罐底部200mm，低于倒罐线底部457mm，倒罐完成后，倒罐线底部以下657mm均为含水乳化油，外输时高含水长时间居高不下，造成很大亏损。
针对这个重要原因，集输大队对7号储油罐进行工艺改造。将罐内的外输线弯头去掉，给倒罐线出口加装弯头，。经过改造，外输线高度在原基础上提高了400mm，转油线在原基础上降低了400mm。从理论上分析，利用倒罐线倒罐含水合格后，外输含水不会超过协议规定的0.05。见（图二）
四、改造后运行数据分析
7号罐管线位差改造后，对倒罐后外输油品含水经过监测分析，均无出现高含水现象，实现了平稳交接。
7号储油罐管线位差改造3个月后，对倒罐后外交原油含水数据进行了对比，外输原油含水从启泵后没有出现高含水现象。
经过一年的运行和验证，外输原油在规定时段内达到了外交协议规定的含水率0.05以下，完全達到了交接的标准。减小了外交原油由于含水率居高不下造成的损失。据此，对7号储油罐出口管线位差的工艺改造是一次成功的案列。
五、推广应用
2018年该站在8号罐维护过程中也检查出了外输线与倒罐线之间的管线高低位差缺陷，依据7号储油罐的改造经验对8号罐也实施了改造。
2019年，在维护6#储油罐时，查出了另一种缺陷的存在方式。见（图三）
由于倒罐线为Ф159管线，外输线为Ф273管线，在同一水平中轴线时，倒罐线底部高于外输线底部约57mm。因此，倒罐时，罐底的含水乳化油倒出不彻底，外输线下方57mm仍为乳化油，造成用外输泵外输时出现高含水。
依据7、8号储油罐的工艺改造经验，2019年对6号储油罐也进行了工艺改造。
六、工艺改造产生的效益
经过2017年7号储油罐改造成功后，按改造以前每月交接外输罐3次计算，一年交接36次以上，平均每次扣罚6吨，每年被扣罚原油216吨。等于每年为采油二厂节约产量216吨以上。挽回经济损失约86万余元。
七、结论
通过储油罐管线工艺缺陷的改造，外输原油完全达到了外交协议规定的原油含水率0.05以下，减小了外交原油由于含水率居高不下造成的扣罚损失。为以后转油倒罐后含水超标找出了问题的关键，减小了外输原油交接造成的损失，也为今后储油罐的改造开创了先河。
关键词：含水超标;扣罚亏损;工艺缺陷;工艺改造
一、外输交接油品时存在的现状
在20多年的外输过程中，我们发现一个共同的问题。就是在输油开始的前30分钟内，甚至更长时间内原油含水居高不下，远远超过了0.05的含水率。根据外交协议，含水在15分钟内小于0.05按班质量含水加时段含水量计算，超过0.05按1.5倍计算含水量，超过2.0按2 倍含水超标持续时间段内平均含水率的含水计算。因此，在每次交接油品的过程中都存在很大的争议和无奈。外输队经过多次探讨和查询外输含水高的原因，都不能够给出最终肯定的结论。
2017年，外输队改变倒罐转油方法，采用倒罐泵倒罐完成后，再利用外输线转油倒罐，测试含水合格后再外输的办法，仍然达不到理想的原油交接含水率。
2017年2月4日7号罐倒罐泵倒罐含水合格后进行外输，长达5个小时含水才达到交接合格率，导致时段扣水量分别为0.733t;0.805t;0.790t;0.903t;0.790t. 按照协议的1.5倍扣罚，加班际平均含水率0.602%扣水量。当班扣水量高达9.646吨。
6号罐外输启泵后时段含水超标，扣水量为：2.480t;2.365t;加班际平均含水率0.314%。该班扣水量为6.615吨。
二、对含水居高不下的分析
针对转油倒罐后含水居高不下的原因分析有以下几个方面：
1、 各储油罐之间连接阀门关闭不严造成的窜水。
2、 倒罐转油时间短，转出量少，罐底水层和乳化层厚度超过标准。
3、 手工取样误差。
4、 沉降罐溢流含水不合格。
5、 含水分析仪误差。
通过检查和试验，各罐阀门密闭性完好，排除了阀门窜水的可能。倒罐转油后，通过多次对外输罐0.6米以下每0.1米处取样检测，0.6米以下含水超标，0.6米以上含水合格，外输线底部在罐壁的高度为0.6米，外输应该不会出现高含水。同时标定了含水分析仪，检查了手工取样检测，均无问题。
通过以上分析原因，我队逐条排查，仔细比对，全部排除了倒罐转油含水合格后造成高含水的直接原因。但是也把目标锁定在了罐底水层、乳化层的厚度，也就是储油罐设计缺陷：倒罐线和外输线位差缺陷。
三、原因确定及改造过程
2017年6月底至9月初，集输大队对中集站7号罐进行了清罐维护作业，在维护过程中将这一问题提上了议程，并确定了分析结论与实际结果一致。见（图一）
即：外输管线存在向下的弯头距罐底部200mm，低于倒罐线底部457mm，倒罐完成后，倒罐线底部以下657mm均为含水乳化油，外输时高含水长时间居高不下，造成很大亏损。
针对这个重要原因，集输大队对7号储油罐进行工艺改造。将罐内的外输线弯头去掉，给倒罐线出口加装弯头，。经过改造，外输线高度在原基础上提高了400mm，转油线在原基础上降低了400mm。从理论上分析，利用倒罐线倒罐含水合格后，外输含水不会超过协议规定的0.05。见（图二）
四、改造后运行数据分析
7号罐管线位差改造后，对倒罐后外输油品含水经过监测分析，均无出现高含水现象，实现了平稳交接。
7号储油罐管线位差改造3个月后，对倒罐后外交原油含水数据进行了对比，外输原油含水从启泵后没有出现高含水现象。
经过一年的运行和验证，外输原油在规定时段内达到了外交协议规定的含水率0.05以下，完全達到了交接的标准。减小了外交原油由于含水率居高不下造成的损失。据此，对7号储油罐出口管线位差的工艺改造是一次成功的案列。
五、推广应用
2018年该站在8号罐维护过程中也检查出了外输线与倒罐线之间的管线高低位差缺陷，依据7号储油罐的改造经验对8号罐也实施了改造。
2019年，在维护6#储油罐时，查出了另一种缺陷的存在方式。见（图三）
由于倒罐线为Ф159管线，外输线为Ф273管线，在同一水平中轴线时，倒罐线底部高于外输线底部约57mm。因此，倒罐时，罐底的含水乳化油倒出不彻底，外输线下方57mm仍为乳化油，造成用外输泵外输时出现高含水。
依据7、8号储油罐的工艺改造经验，2019年对6号储油罐也进行了工艺改造。
六、工艺改造产生的效益
经过2017年7号储油罐改造成功后，按改造以前每月交接外输罐3次计算，一年交接36次以上，平均每次扣罚6吨，每年被扣罚原油216吨。等于每年为采油二厂节约产量216吨以上。挽回经济损失约86万余元。
七、结论
通过储油罐管线工艺缺陷的改造，外输原油完全达到了外交协议规定的原油含水率0.05以下，减小了外交原油由于含水率居高不下造成的扣罚损失。为以后转油倒罐后含水超标找出了问题的关键，减小了外输原油交接造成的损失，也为今后储油罐的改造开创了先河。