一、联合站工艺现状
某油气集输联合站(以下筒称联合站)原油脱水工艺主要包括1#站来油（含水1.8%，液量2600m3/d），2#站来油（含水0.8%，液量3100m3/d）进站后首先加入破乳剂，随后通过加热炉加热后进入好油罐，经过一段时间的静止沉降切底水后外输。
卸油、井排来液（液量4500-5000m3/d）由于含水较高，经过加热炉提温后先进入分水器预处理，分离出的原油和另一个油站来油（含水3.5%，液量600m3/d）一起再经过加温、稳定进入一次沉降罐，由沉降罐漂油至净化罐外输。
二、生产中存在的问题
1、预分水效果差
原油脱水处理主要分为预分水、加热、加药、静止沉降四部分。预分水环节的主要设备是分水器，由于来液情况多变，人工调节分水器的出油、出水存在极大滞后性，分水器出油含水极高（48%），影响后续的加热和沉降脱水。
2、高含水期间，温度提升慢
由于泡沫驱油剂（亲水表面活性剂）的使用以及进站稠油的增加，油品性质变差，来液突发性高含水频次逐渐增多，来液经过加热炉升温，由于水比热是原油比热2倍，高含水原油吸热量大，但温度变化不明显，来油得不到足够的温度提升，进罐沉降温度场建立困难，严重影响破乳剂药性发挥和油水分离效果。
3、大罐切底水含油量大，原油二次乳化严重
粗略推算站内循环量：站内循环液量提升设备为卸油泵，循环液量来源为大罐放水。净化油罐含水较低暂不考虑。沉降罐水量来源分别为外来单位卸油、井排来液。卸油泵日均日均输量为840m3。其中循环油量597.5m3，极易形成原油二次乳化。
4、稳定原油含气较多，扰动沉降罐沉降
联合站井排及外站来的原油经过加温后，均要经过稳定塔脱气，拔除原油中的轻组分，一旦脱气量不足，富裕气体混合在原油中进入沉降罐，稳定油含气量仍相当大（34%），会严重导致沉降罐液面波动，破坏油水分离。
5、来液波动监控不及时，对后端生产冲击大
该联合站日处理液量9300m3，井排来液量4000m3,占总处理液量的43%，井排来液进入分水器预处理，随后进入沉降罐脱水。
由于缺少必要的监控手段，不能实时监控井排来液情况，当来液量突增，分水器操作不能及时调节工况，极易对后端沉降罐脱水产生冲击，影响整个脱水系统稳定。
三、自动化控制解决的问题
1、提高预分水效果，降低分水器出油含水率
利用射频导纳仪测定油水界面，根据设定的水位自动控制排水量，使分水器内的水位稳定的控制在最佳的范围之内。用双法兰液位计根据设定的油室高度自动控制分水器排油量，来稳定气液界面。两个最佳的液面参数取得后，整个系统采用计算机运算处理，实时自动监控。采用自控后，分水器的出油含水得到有效下降（15%），有利于原油后续的加温、脱水效果提高。
2、加热炉温度控制稳定，原油沉降温度得到保障
该站通过相应的自控手段，实现加热炉远程监控，温度调节。使加热炉实际加热温度控制在稳定的目标范围内。通过远传控制，可以在值班室对加热炉工作情况进行监控和温度调节。 采用自控后，加热炉工况及时改变，原油温升迅速，1小时即达到了脱水温度需要，进罐沉降温度得到最大保障，利于沉降脱水。
3、界面仪表准确定位沉降罐层位，放水精度提高，减少了老化油产生
通过对沉降罐加装油水界面仪表，对放水情况进行必要的监测，在自动仪表的辅助下，沉降罐放水排放至污水池，减少油站水量循环，降低系统无功消耗。沉降罐水位控制在2.5-3.0m之间平稳运行，卸油泵按沉降罐水位情况启停，极大减少大罐切底水量，减少了原油二次乳化量。
4、实时监控稳定塔压力，提高脱气率，降低沉降罐气扰
通过对稳定塔安装压力变送仪表，实时监控稳定塔工况，指导压缩机运行，防止气体窜入沉降罐，影响脱水。调节压缩机频率，使塔顶压力降低，控制在-0.04MPa— -0.07MPa，减少了气体窜入沉降罐，含气量下降（12.2%），提高了脱水效果，沉降罐漂油日均含水：0.6%。
5、安装来液分队计量，实时监控液量变化，指导生产运行
分队计量安装后，可实时监控来液量变化，针对来液波动提前采取应对措施，保障后续沉降脱水平稳运行。
四、结语
通过对集输系统自动化控制技术的综合研究，形成对油气集输联合站的自动化控制方案，应用各项自动化技术，实现了联合站地面工程系统数字化、自动化管理，改善了脱水效果。提高了工作效率，降低了劳动强度，增强了现场管理的连续性、及时性、准确性、可靠性，达到了安全、高效、低耗、平稳运行的目的。
参考文献：周陆. 油气集输.北京：石油工业出版社，1987。
本文章是基于油田油气集输联合站生产时际而写的技术论文，仅供同仁交流参考。