一、引言

稠油首站担负着滨南采油厂二、三、四矿原油的处理任务，是采油厂最大的一座原油脱水处理站。原油脱水采用掺稀油降粘、热化学沉降脱水工艺。原油进站温度55℃，日处理液量16000m³/d，其中原油3300 m³/d（稠油约占55%），脱出污水12700m³/d。原油进站综合含水79.38%。其中滨南三矿的稠油经近20年的开采，几个主要产油区块稠油粘度约在6000～10000mＰa·s，属于典型的稠油、超稠油类型，稠油处理能耗在稠油首站整体能耗中占据着很大的比重。由于原油黏度较高，必须将原油加热至88℃以上进行热沉降脱水。加热炉需要的热负荷高，燃料油耗量大。

二．稠油首站原油脱水现状

站内脱水采用两段热化学脱水工艺，一段脱水流程为：分离器油路出口原油在汇管加入破乳剂，然后进入加热炉将原油加热至72℃以上，进入一次沉降罐进行沉降脱水，然后高含水油经溢流进入二次沉降罐进行二次沉降。二段脱水工艺为：二次沉降罐出来的原料油在脱水泵前端加入破乳剂后，进入加热炉进行加热，然后经脱水器后进入三次沉降罐热沉降，最后进入净化油罐，合格原油经外输泵外输至稠油末站。

三．原因分析及措施

1.生产运行中存在的问题

主要存在的问题是：一次沉降罐及二次沉降罐内原油沉降脱水效果不理想，原料油含水偏高，平均含水在35%左右。由于原油粘度较高，为了降低原油粘度，保证外输含水，必须使第二段脱水温度保持在90℃左右。为了保证脱水温度，现使用6#、7#、8#水套炉给一段脱水来油加热，2#、4#、5#三台水套炉给二段脱水原料油加热，造成加热炉燃料油耗量较高。原油处理过程中含水对加热炉负荷影响较为明显，由于水的比热为4.18KJ/Kg℃，油的比热为1.96KJ/Kg℃，在液量及温度相同的情况下，含水的降低势必减少加热炉的热负荷，节约燃料油的耗量，所以降低原料油含水显得尤为重要。

2.原因分析

原料油含水较高的原因，经过调查认为主要是由一段脱水加药方式不合理造成的。加药泵出口管线为DN20，直接与分离器油路汇管相连，破乳剂进入油路汇管以后，无法与原油充分混合，只能与一少部分原油接触，直接随油流进入一次沉降罐。致使破乳剂没有充分作用发挥，破乳效果不理想。从而造成一次沉降罐沉降效果不理想，二次沉降罐原料油含水偏高。

3.采取的措施：

针对这种情况，建议，改变分离器油路汇管的加药点的位置，将油路汇管上的流量计去掉，安装了管道混合器。管道混合器的结构：管道混合器由两段U型管组成，分别在两个进口和两个接口上焊接安装了一组旋流板，前端有加药口，破乳剂经加药口进入管道混合器，与流经管道混合器的原油混合。原理：破乳剂经加药口进入管道混合器后，与原油混合，然后流经混合器前后旋流板，通过旋流板的旋流作用，使破乳剂与原油充分混合。提高化学破乳效果，达到降低脱水温度的目的。

管道混合器的安装位置：将

原有分离器油路流程改造，去掉原有的油路汇管上的流量计，在此位置上连接安装管道混合器。

四、管道混合器的现场运行情况

管道混合器由2011年6月1日改造完毕，现正式投入使用。使用一周，替换出站内原有的存油后，对运行参数进行了跟踪测试。并将使用前后各项参数进行对比：数据进行比较可以看出，使用管道混合器后，原料油含水降低了8%～10%，在脱水温度保持不变的情况下，可以降低加热炉的热负荷，减少燃料油的用量。按平均外输纯油3300m³,原料油含水降低10%，脱水加热炉进口温度72℃，出口温度90℃计算（燃料油发热值查表得43545kＪ/kg，加热炉热效率查设备运行资料得70%）

G_氺=3300×10%/24=13.75m³/h=13750(kg/h)

T=(t₂-t₁)/2=(90-72)/2=9(℃)

_水=_水（1.68×3.39×10^-3×T）