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[摘 要] 随着油田进入开发后期，资源品质不断变差，采出液含水上升以及各种增油措施的不断实施，现有脱水工艺及设施越来越不适应，造成老油田外输含水波动。本文介绍了吉林油田外输含水超标原因分析，并针对问题采取了一系列措施，取得了显著的效果，该研究结果对高含水开发阶段的油田原油脱水系统平稳运行具有一定的指导意义。
[关键词] 乳状液；热化学沉降；破乳剂；中间层；脱水
1 外输含水波动原因分析
近几年，吉林木头油田，一直受外输含水超标问题困扰，虽然通过日常精细管理，优选破乳剂及加强管理等措施曾几度控制外输含水合格，但很不稳定，根据多年来对外输含水波动原因的认识，逐渐清晰波动原因。
1.1油品性质差
介电常数：正常原油的介电常数为2.5左右，木头新鲜油介电常数2.81（扶余2.41）；老化油介电常数5.45（扶余3.5），说明木头油田的原油很难脱水（介电常数高，是电脱水器电极总击穿的原因）。
原油密度：原油密度越大，与水的密度越接近，原油越难脱水，木头油田新鲜原油密度0.875 t/m3（扶余0.872 t/m3），老化油密度0.908t/m3（扶余0.881 t/m3），原油密度相对较高。
原油粘度：原油粘度越大越不容易脱水，新鲜原油为120 mpa.s（扶余48 mpa.s），老化油140 mpa.s（扶余56mpa.s），原油粘度较大。
胶质、沥青质含量影响：木头油田新鲜原油胶质含量16.3%，沥青质含量8.1%，据大庆设计院专家介绍，此含量较大庆原油要高很多，说明木头油田原油很难脱水。
1.2运行方面问题很多
一是油田生产过程中产生的杂质炭黑不可避免。由于区块复杂，油井产液就已经很复杂，各别区块产液杂质炭黑含量非常高，各别区块原油难脱水。并且合资合作单位来液杂质及炭黑含量无法时时监测。
二是因为站外没有溢流坑，在几十口水井同时泄压进系统期间，水井反吐回来的油水中间层物质含量非常高，对脱水系统造成的影响很难控制和消除。加上酸化、压裂、调剖等措施产液携带的杂质炭黑等推波助澜，外输含水控制就更困难。
三是系统没有应急空间。由于很长时间以来，脱水系统来液变化大，外输含水超标半年之久，造成了系统目前没有应急空间的局面。第一，三座万方罐装满了不合的老化原油。1#、2#万方罐原油含水2%左右，3#万方罐含水10-15%。第二，站外应急环保池和污泥干化池已经排满，大部分是系统排出的中间层物质，含有一定的原油。
四是热化学沉降罐内中间层物质积累情况不能在线监测。无法准确掌握热化学沉降罐内中间层物质积累情况，需能时时检测各节点中间层物质含量的在线检测设备。
1.3破乳剂不适应
一是主脱水系统破乳剂适应性差。随着油品性质的不断变差，主脱水系统破乳剂适应性越来越差，站外来液稍有变化，脱水就非常困难，二级、三级热化学沉降罐内很容易出现1-2%的含水脱不出的现象。而且油品性质差的时候，各种破乳剂都不脱水。
二是老化油处理药剂脱水效果差。目前处理老化油的药剂是界面消除剂加正常破乳剂配合使用，但是处理效果不理想，一般处理后含水在10-15%左右，需要在外输含水非常低时向外掺输。
2 控制外输含水波动的对策
2.1 精细日常管理
一是跟踪各基层队外输液及含水平稳控制情况，连续输油及大罐边进边输情况，严禁基层长期存油，防止基层老化油集中进脱水系统，影响脱水。每月各队平稳输油情况进行评价考核。
二是脱水处理量平稳控制，利用好1#1000m3罐缓冲白天因小油田输卸油造成的站外来液不平稳。每小时处理量控制在70-80m3。
三是调整好加热炉运行状态，保证脱水温度平稳不波动，脱水温度控制在68-72℃，特殊情况及时上报及时处理。
四是严格按照规定加药量平稳均匀加药，对每批药剂按规定进行抽检。
五是根据实际情况，按照热化学沉降罐操作规程，向前端游离水沉降罐回抽热化学沉降罐底部老化油，杜绝集中回抽，造成节点含水波动。
2.2加强节点含水跟踪分析
一是严格按照取样、化验制度对脱水系统各节点进行取样化验，保证数据真实准确。
二是关键节点含水超出以下规定范围，及时加密取样，分析变化原因，采取对策。
2.3加强油品性质跟踪监测
一是每半年进行一次分线油品性质全分析，包括本厂各队、合资合作单位。
二是油气处理站负责不定期对本油田捞油、回收落地油、各队分线进行杂质及炭黑含量及原油密度进行测定，测定时间工艺所通知，测定结果报上级领导。
三是基层单位队干部每天监督取小油田油样，罐车卸油的每罐都取，送到油气处理站与油气处理站领导交接，油气处理站对小油田油样进行杂质及炭黑含量测定，结果报厂上级机关备案。
四是厂机关部门对油井酸化前后进行取样、调剖前后对相关计量间取样，送到油气处理站进行杂质、炭黑含量测定和原油脱水试验，测定两小时脱水率和24小时净化油含水，测定结果报上级机关备案。
五是厂机关部门跟踪好水井作业泄压和钻井泄压水质变化情况，取样时间分别为开始泄压、泄压12小时、24小时、36小时、48小时，观察泄压水质变化，确定水井泄压需要外排量，建议厂里有条件情况下，对水井泄压初期水用罐车接走，不直接进系统。
2.4提高系统应急能力
一是脱水系统运行正常后，将1#5000m3罐倒空，用以接收处理老化油及中间层物质，提高老化油和特殊原油的处理能力。并将两座万方罐保持低罐存运行，留有一定的应急缓冲空间。
二是站外应急污水池及污泥干化池保持使用空间，以便在大面积水井泄压、集中酸化压裂时，可以随时外排热化学沉降罐内中间层物质。
2.5防止污染新鲜原油
一是对脱水系统关键节点杂质、悬浮物监测，结合本厂分线杂质测定和合资合作单位杂质监测结果，分析热化学沉降罐内中间层物质及炭黑积累程度，及时排放或者加药处理后排放。
二是热化学沉降罐内中间层物质浓缩排放后，将原油和中间层物质间含中间层物质较多的污染原油回收到老化油罐进行处理。
2.6研究提高老化油处理速度和处理效果
污油构成：脱水系统回收的中间层物质，污水系统回收的污油，系统清罐清出的污油，回收的落地油，钻井泄压水井吐出的污油、措施井排液产生的污油等。
一是提高老化油处理速度。研究恢复老化油处理系统使用，规范并督促联合站处理污油和脱水中间层物质，最大限度回收污油。
二是研究高效处理药剂。与药剂生产厂家协作，研究处理污油及中间层物质的高效药剂。目前的界面消除剂只能将特殊原油的含水将到10%左右，然后随着外输好油掺输出去。研究高效药剂，提高老化油处理速度和效果。
2.7完善脱水系统工艺流程
目前油气处理站2008年所建的老化油处理流程与主脱水系统流程部分共用，运行上经常发生冲突，严重影响老化油的处理速度和效果，近两年研究对联合站脱水系统进行改造，将老化油处理系统独立起来，提高老化油处理速度。
3 结论及下步设想
3.1 结论
通过采取以上措施，以及日常干部员工的精心呵护，目前吉林木头油田的外输含水基本稳定，为了使系统运行更加平稳，下一步还需要在药剂和工艺技术上开展研究，但是精细管理解决了困扰新木多年的外输含水超标问题，工作思路及方法值得相关油田借鉴。
3.2 下步设想
1、控制站外来液性质稳定，压裂酸化返排后进系统，水井泄压不进系统，控制捞油、落地油质量，从而控制油田外输含水 ，保证系统平稳、高效、安全运行。
2、与上级公司和科研院校配合，研究消除特殊原油对脱水影响，继续寻找适合吉林木头油田油品性质的破乳剂。
[关键词] 乳状液；热化学沉降；破乳剂；中间层；脱水
1 外输含水波动原因分析
近几年，吉林木头油田，一直受外输含水超标问题困扰，虽然通过日常精细管理，优选破乳剂及加强管理等措施曾几度控制外输含水合格，但很不稳定，根据多年来对外输含水波动原因的认识，逐渐清晰波动原因。
1.1油品性质差
介电常数：正常原油的介电常数为2.5左右，木头新鲜油介电常数2.81（扶余2.41）；老化油介电常数5.45（扶余3.5），说明木头油田的原油很难脱水（介电常数高，是电脱水器电极总击穿的原因）。
原油密度：原油密度越大，与水的密度越接近，原油越难脱水，木头油田新鲜原油密度0.875 t/m3（扶余0.872 t/m3），老化油密度0.908t/m3（扶余0.881 t/m3），原油密度相对较高。
原油粘度：原油粘度越大越不容易脱水，新鲜原油为120 mpa.s（扶余48 mpa.s），老化油140 mpa.s（扶余56mpa.s），原油粘度较大。
胶质、沥青质含量影响：木头油田新鲜原油胶质含量16.3%，沥青质含量8.1%，据大庆设计院专家介绍，此含量较大庆原油要高很多，说明木头油田原油很难脱水。
1.2运行方面问题很多
一是油田生产过程中产生的杂质炭黑不可避免。由于区块复杂，油井产液就已经很复杂，各别区块产液杂质炭黑含量非常高，各别区块原油难脱水。并且合资合作单位来液杂质及炭黑含量无法时时监测。
二是因为站外没有溢流坑，在几十口水井同时泄压进系统期间，水井反吐回来的油水中间层物质含量非常高，对脱水系统造成的影响很难控制和消除。加上酸化、压裂、调剖等措施产液携带的杂质炭黑等推波助澜，外输含水控制就更困难。
三是系统没有应急空间。由于很长时间以来，脱水系统来液变化大，外输含水超标半年之久，造成了系统目前没有应急空间的局面。第一，三座万方罐装满了不合的老化原油。1#、2#万方罐原油含水2%左右，3#万方罐含水10-15%。第二，站外应急环保池和污泥干化池已经排满，大部分是系统排出的中间层物质，含有一定的原油。
四是热化学沉降罐内中间层物质积累情况不能在线监测。无法准确掌握热化学沉降罐内中间层物质积累情况，需能时时检测各节点中间层物质含量的在线检测设备。
1.3破乳剂不适应
一是主脱水系统破乳剂适应性差。随着油品性质的不断变差，主脱水系统破乳剂适应性越来越差，站外来液稍有变化，脱水就非常困难，二级、三级热化学沉降罐内很容易出现1-2%的含水脱不出的现象。而且油品性质差的时候，各种破乳剂都不脱水。
二是老化油处理药剂脱水效果差。目前处理老化油的药剂是界面消除剂加正常破乳剂配合使用，但是处理效果不理想，一般处理后含水在10-15%左右，需要在外输含水非常低时向外掺输。
2 控制外输含水波动的对策
2.1 精细日常管理
一是跟踪各基层队外输液及含水平稳控制情况，连续输油及大罐边进边输情况，严禁基层长期存油，防止基层老化油集中进脱水系统，影响脱水。每月各队平稳输油情况进行评价考核。
二是脱水处理量平稳控制，利用好1#1000m3罐缓冲白天因小油田输卸油造成的站外来液不平稳。每小时处理量控制在70-80m3。
三是调整好加热炉运行状态，保证脱水温度平稳不波动，脱水温度控制在68-72℃，特殊情况及时上报及时处理。
四是严格按照规定加药量平稳均匀加药，对每批药剂按规定进行抽检。
五是根据实际情况，按照热化学沉降罐操作规程，向前端游离水沉降罐回抽热化学沉降罐底部老化油，杜绝集中回抽，造成节点含水波动。
2.2加强节点含水跟踪分析
一是严格按照取样、化验制度对脱水系统各节点进行取样化验，保证数据真实准确。
二是关键节点含水超出以下规定范围，及时加密取样，分析变化原因，采取对策。
2.3加强油品性质跟踪监测
一是每半年进行一次分线油品性质全分析，包括本厂各队、合资合作单位。
二是油气处理站负责不定期对本油田捞油、回收落地油、各队分线进行杂质及炭黑含量及原油密度进行测定，测定时间工艺所通知，测定结果报上级领导。
三是基层单位队干部每天监督取小油田油样，罐车卸油的每罐都取，送到油气处理站与油气处理站领导交接，油气处理站对小油田油样进行杂质及炭黑含量测定，结果报厂上级机关备案。
四是厂机关部门对油井酸化前后进行取样、调剖前后对相关计量间取样，送到油气处理站进行杂质、炭黑含量测定和原油脱水试验，测定两小时脱水率和24小时净化油含水，测定结果报上级机关备案。
五是厂机关部门跟踪好水井作业泄压和钻井泄压水质变化情况，取样时间分别为开始泄压、泄压12小时、24小时、36小时、48小时，观察泄压水质变化，确定水井泄压需要外排量，建议厂里有条件情况下，对水井泄压初期水用罐车接走，不直接进系统。
2.4提高系统应急能力
一是脱水系统运行正常后，将1#5000m3罐倒空，用以接收处理老化油及中间层物质，提高老化油和特殊原油的处理能力。并将两座万方罐保持低罐存运行，留有一定的应急缓冲空间。
二是站外应急污水池及污泥干化池保持使用空间，以便在大面积水井泄压、集中酸化压裂时，可以随时外排热化学沉降罐内中间层物质。
2.5防止污染新鲜原油
一是对脱水系统关键节点杂质、悬浮物监测，结合本厂分线杂质测定和合资合作单位杂质监测结果，分析热化学沉降罐内中间层物质及炭黑积累程度，及时排放或者加药处理后排放。
二是热化学沉降罐内中间层物质浓缩排放后，将原油和中间层物质间含中间层物质较多的污染原油回收到老化油罐进行处理。
2.6研究提高老化油处理速度和处理效果
污油构成：脱水系统回收的中间层物质，污水系统回收的污油，系统清罐清出的污油，回收的落地油，钻井泄压水井吐出的污油、措施井排液产生的污油等。
一是提高老化油处理速度。研究恢复老化油处理系统使用，规范并督促联合站处理污油和脱水中间层物质，最大限度回收污油。
二是研究高效处理药剂。与药剂生产厂家协作，研究处理污油及中间层物质的高效药剂。目前的界面消除剂只能将特殊原油的含水将到10%左右，然后随着外输好油掺输出去。研究高效药剂，提高老化油处理速度和效果。
2.7完善脱水系统工艺流程
目前油气处理站2008年所建的老化油处理流程与主脱水系统流程部分共用，运行上经常发生冲突，严重影响老化油的处理速度和效果，近两年研究对联合站脱水系统进行改造，将老化油处理系统独立起来，提高老化油处理速度。
3 结论及下步设想
3.1 结论
通过采取以上措施，以及日常干部员工的精心呵护，目前吉林木头油田的外输含水基本稳定，为了使系统运行更加平稳，下一步还需要在药剂和工艺技术上开展研究，但是精细管理解决了困扰新木多年的外输含水超标问题，工作思路及方法值得相关油田借鉴。
3.2 下步设想
1、控制站外来液性质稳定，压裂酸化返排后进系统，水井泄压不进系统，控制捞油、落地油质量，从而控制油田外输含水 ，保证系统平稳、高效、安全运行。
2、与上级公司和科研院校配合，研究消除特殊原油对脱水影响，继续寻找适合吉林木头油田油品性质的破乳剂。