鄭旭一

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300451

0 前言

原油換熱器在原油處理流程中起到溫度置換的作用[1-2],該設(shè)備在渤海某油田的生產(chǎn)處理流程中[3],本身兼具節(jié)能降耗的目的,自1999年投產(chǎn)以來,原油換熱器未經(jīng)過拆檢和清洗,生產(chǎn)物流因結(jié)蠟產(chǎn)生的聚合物等雜質(zhì)導(dǎo)致原油換熱效果欠佳[4-5]。2017年9月,渤海某油田利用外委施工作業(yè),將原油換熱器HE-103 A進(jìn)行拆檢和清洗,以HE-103 A的清洗情況為基礎(chǔ),現(xiàn)場展開對原油換熱器HE-103 B自主在線清洗的探索研究與實踐,試驗取得了較好的效果,節(jié)約大量人力和成本,在節(jié)能降耗的道路上再創(chuàng)佳績[6]。

1 原油換熱器簡介

1.1 主要設(shè)計參數(shù)

原油換熱器(HE-103 A/B)2臺,每臺負(fù)荷為420 kW,熱源來自電脫水器的熱油,冷的原油走殼程,熱的原油走管程,主要設(shè)計參數(shù)見表1。

表1 原油換熱器主要設(shè)計參數(shù)

流程操作溫度/℃操作壓力(a)/kPa設(shè)計溫度/℃設(shè)計壓力(a)/kPa殼程40～6035075700管程67～80500110850

1.2 原油換熱器使用狀況

渤海某油田原油換熱器HE-103 A/B,流程上處于油田一級分離器和原油換熱器HE-104 A/B/C之間,內(nèi)部采用管殼式結(jié)構(gòu),管程介質(zhì)為含水低于1%的合格原油,溫度75 ℃左右,殼程介質(zhì)為來自一級分離器的出口原油,溫度46 ℃左右,通過熱量置換,既起到加熱原油的作用,也達(dá)到降低入艙原油溫度的目的,為海水冷卻器HE-106 A/B減少負(fù)荷壓力,為流程內(nèi)即將進(jìn)入熱處理器V-103的原油提供溫度需求。鑒于原油換熱器HE-103 A/B未進(jìn)行過抽芯檢查和清洗作業(yè)[7],內(nèi)部結(jié)構(gòu)、腐蝕及淤泥堆積情況等不確定因素,致使換熱器換熱效果不佳,降低了設(shè)備使用效率。

原油換熱器HE-103 A/B生產(chǎn)流程見圖1[8]。

圖1 渤海某油田原油換熱器簡易生產(chǎn)流程圖

2 原油換熱器HE-103 A外委拆檢清洗

2017年9月,渤海某油田將原油換熱器HE-103 A抽芯清洗并拆檢的作業(yè)委托給天津某清洗公司進(jìn)行現(xiàn)場施工[9],清洗換熱器內(nèi)部積聚的油泥,摸清換熱器內(nèi)部結(jié)構(gòu)的現(xiàn)狀及腐蝕情況,從而提高換熱器的換熱效果。

2.1 前提投入和準(zhǔn)備工作

HE-103 A換熱器芯體重量11 815 kg,長約5 m,封頭處空間太小,封頭拆裝困難,頂部甲板上方無吊點(diǎn)[10],而且鋼板過薄無法焊接吊點(diǎn),封頭前無拉點(diǎn),需要對現(xiàn)場進(jìn)行改造,入艙調(diào)節(jié)閥變送器移位,換熱器頂部加工字梁焊接吊點(diǎn)及拉點(diǎn),操作臺周圍護(hù)欄切除,否則抽芯作業(yè)無法完成。

2.2 抽芯拆檢過程

通過現(xiàn)場流程的控制,將原油換熱器HE-103 A/B隔離泄放,清洗施工人員對原油換熱器HE-103 A進(jìn)行抽芯拆檢,作業(yè)持續(xù)時間10 d,施工人員8人。起重吊裝的整個過程中,從設(shè)備拆卸、吊裝、抽芯及固定,每一步難度之大、風(fēng)險之高,都給現(xiàn)場工作提出了很高的要求,整個作業(yè)過程現(xiàn)場監(jiān)督全程監(jiān)護(hù)[11-13]。由于渤海某油田采出液中含聚油泥較多,在長期運(yùn)行過程里,部分油泥聚合物粘在管殼內(nèi)[14],現(xiàn)場采取低壓水粗洗-柴油浸泡-高壓水精洗-無損檢測,每一步工序都嚴(yán)格按照相關(guān)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行和驗收。經(jīng)過清洗作業(yè),461根鋼管檢查無損壞情況,完成原油換熱器HE-103 A的拆檢工作。

2.3 HE-103 A投入使用情況

原油換熱器抽芯清洗前后運(yùn)行參數(shù)對比見表2,原油換熱器HE-103 A清洗前后,殼程出入口壓力變化最為明顯[15],說明殼程經(jīng)過開蓋清洗后,減少了油泥的阻力作用[16],同時原油換熱器殼程出口溫度也上漲2 ℃,換熱效率得到明顯提高。

表2 原油換熱器HE-103A抽芯清洗前后運(yùn)行參數(shù)對比

流程抽芯前參數(shù)抽芯后參數(shù)入口壓力/MPa出口壓力/MPa入口溫度/℃出口溫度/℃入口壓力/MPa出口壓力/MPa入口溫度/℃出口溫度/℃管程0.050.0475710.040.037571殼程0.140.13546590.130.124861

3 自主在線清洗的試驗和效果

2017年9月完成原油換熱器HE-103 A的抽芯檢查和清洗作業(yè)[17],發(fā)現(xiàn)內(nèi)部結(jié)構(gòu)基本完好,清出油泥0.5 t,內(nèi)部461根管束無腐蝕滲漏情況存在[18],抽芯拆檢作業(yè)的費(fèi)用較高。在摸清原油換熱器HE-103 A相關(guān)情況的基礎(chǔ)上,現(xiàn)場研究決定,開展原油換熱器HE-103 B的自主清洗作業(yè)?，F(xiàn)場利用輕質(zhì)油浸泡及低壓地?zé)崴疀_洗等措施,實現(xiàn)換熱器內(nèi)部油泥的溶解和沖洗,從而提高原油換熱器的換熱效率,達(dá)到降本增效,節(jié)能降耗的目的。

3.1 研究項目簡述

渤海某油田西區(qū)生產(chǎn)專業(yè)開展原油換熱器HE-103 B自主清洗作業(yè),根據(jù)前期原油換熱器HE-103 A的外委清洗作業(yè)效果,生產(chǎn)專業(yè)采用輕烴浸泡和地?zé)崴疀_洗拆檢[19],多步驟進(jìn)行,對原油換熱器HE-103 B進(jìn)行自主清洗作業(yè)。耗時3 d完成清洗,共節(jié)約外委施工人力8人,施工費(fèi)用18萬元,采用輕烴代替柴油,節(jié)約柴油費(fèi)用2萬元,整個自主清洗作業(yè)共計節(jié)約經(jīng)費(fèi)超過20萬元。

3.2 施工步驟描述

通過現(xiàn)場流程的預(yù)留甩頭,分別對原油換熱器管程和殼程進(jìn)行自主清洗作業(yè),圖2為原油換熱器HE-103 B的在線清洗流程。

圖2 原油換熱器在線清洗流程圖

3.2.1 管程清洗施工步驟

1)對原油換熱器HE-103 B管殼程隔離,通過閉排閥門對管殼程原油進(jìn)行放空。

2)通過公稱直徑DN 25耐壓軟管連接地?zé)崴虷E-103 B合格原油入口管線甩頭,并安裝控制閥門,控制地?zé)崴帕俊?/p>

3)在HE-103 B管程出口甩頭連接公稱直徑DN 25耐壓軟管,軟管出口對準(zhǔn)開排槽。

4)打開地?zé)崴刂崎y門[20],對管程管束進(jìn)行沖洗,通過耐壓軟管出口觀察地?zé)崴|(zhì)。

5)化驗員取樣分析地?zé)崴妥兓闆r。

6)根據(jù)含油具體情況,判斷管束沖洗效果,等待投用。

現(xiàn)場通過地?zé)崴疀_洗和浸泡,對管程進(jìn)行清洗,并在出口處取樣化驗水中含油情況,剛開始時,含油較多,沖洗兩個多小時后,水中含油基本為零,分析認(rèn)為管程中介質(zhì)為該油田經(jīng)過多級分離后含水低于1%的合格原油,對管程未造成明顯結(jié)垢情況。

3.2.2 殼程清洗施工步驟

1)HE-103 B為直徑4 m,長度6 m的臥式換熱器,減去換熱器內(nèi)管程管束體積,預(yù)計使用輕質(zhì)油2 m3左右;通過公稱直徑DN 25耐壓軟管連接地?zé)崴虷E-103 B合格原油入口管線甩頭,并安裝控制閥門,控制地?zé)崴帕俊?/p>

2)對HE-103 B管程、殼程的出入口進(jìn)行隔離,通過HE-103 B的閉式排放閥門對管殼程原油進(jìn)行放空,連接氮?dú)庀到y(tǒng)管線至殼程入口甩頭,對殼程系統(tǒng)進(jìn)行吹掃至閉排;打開地?zé)崴刂崎y門,對管程管束進(jìn)行沖洗,通過耐壓軟管出口觀察地?zé)崴|(zhì)。

3)關(guān)閉殼程安全閥出口,利用安全閥處甩頭作為注入點(diǎn)(殼程低點(diǎn)),對殼程進(jìn)行充液,通過壓力表處(殼程高點(diǎn))連接管線至地漏,作為排放點(diǎn),確認(rèn)殼程是否充滿液。

4)通過公稱直徑DN 25耐壓軟管連接液烴泵出口和殼程安全閥甩頭入口,將整個換熱器充滿液烴,進(jìn)行浸泡。

5)浸泡48 h后,將殼程通過排放管線放空,在放空過程中,取樣觀察油泥含量,判斷液烴浸泡效果。

6)通過公稱直徑DN 25耐壓軟管連接地?zé)崴虷E-103 B殼程安全閥出口管線甩頭,并安裝控制閥門,控制地?zé)崴帕俊?/p>

7)在HE-103 B殼程出口甩頭連接公稱直徑DN 25耐壓軟管,軟管出口對準(zhǔn)開排槽,打開地?zé)崴刂崎y門,對殼程進(jìn)行沖洗,通過耐壓軟管出口觀察地?zé)崴|(zhì)。

8)化驗員取樣分析地?zé)崴妥兓闆r,根據(jù)含油具體情況,判斷管束沖洗效果,等待投用。

現(xiàn)場通過輕質(zhì)油浸泡[21],對殼程進(jìn)行清洗,再通過地?zé)崴M(jìn)行沖洗,并在出口處取樣化驗水中含油情況,其中明顯含有絮狀物及浮油,是因為長期注聚導(dǎo)致產(chǎn)出液中含聚。隨后停止地?zé)崴疀_洗,再進(jìn)行幾次輕質(zhì)油浸泡,使殼程中結(jié)垢物能被輕質(zhì)油溶解,再通過地?zé)崴疀_洗,盡量降低出口處含油量。

3.3 效果評估

通過HE-103 A抽芯清洗作業(yè),換熱器內(nèi)部管束基本完好,殼程集聚較多油泥,一次外委清洗作業(yè)大概需要人員8人,費(fèi)用15萬元左右。本次生產(chǎn)專業(yè)自主開展HE-103 B清洗作業(yè),使用輕烴2 m3。

清洗完成后,將HE-103 B換熱器投用,記錄投用前后壓力、溫度等參數(shù),并進(jìn)行比對。

原油換熱器HE-103 B完成自主清洗作業(yè)后,換熱效率得到明顯提升[22],換熱器自主清洗前后運(yùn)行參數(shù)對比見表3,原油換熱器通過外委清洗和現(xiàn)場開展試驗在線清洗效果對比見表4。由表4可看出，原油換熱器HE-103 B在線清洗后，殼程出口壓力降低0.01 MPa,殼程出口溫度提升1～2 ℃。與前期原油換熱器HE-103 A外委抽芯檢查后投入使用的效果(殼程出口壓力降低0.02 MPa,殼程出口溫度提升1～2 ℃)進(jìn)行比較,兩種方式取得的效果基本一致,自主清洗作業(yè)取得預(yù)期效果。

表3 原油換熱器HE-103B自主清洗前后運(yùn)行參數(shù)對比

流程抽芯前參數(shù)抽芯后參數(shù)入口壓力/MPa出口壓力/MPa入口溫度/℃出口溫度/℃入口壓力/MPa出口壓力/MPa入口溫度/℃出口溫度/℃管程0.050.0475710.040.047571殼程0.130.1346590.120.124860

表4 原油換熱器通過外委清洗和現(xiàn)場開展試驗在線清洗效果對比

設(shè)備位號作業(yè)性質(zhì)作業(yè)費(fèi)用/萬元作業(yè)人員/人作業(yè)耗時/d作業(yè)風(fēng)險換熱效果管程殼程出口壓力/MPa出口溫度/℃HE-103 A外委拆檢清洗15810較高HE-103 B自主在線清洗073一般介質(zhì)為熱油,效果基本一致降低0.02提升1～2 降低0.01提升1～2

4 結(jié)論

前期開展外委拆檢清洗作業(yè),摸清原油換熱器HE-103 A的內(nèi)部結(jié)構(gòu)及腐蝕、堵塞情況,發(fā)現(xiàn)渤海某油田產(chǎn)出原油油品較好,雖產(chǎn)出液中有較多聚合物等形成的油泥,但是經(jīng)過前面兩級分離器的分離之后,進(jìn)入換熱器殼程的原油中所含聚合物未對殼程造成堵塞和腐蝕。在此基礎(chǔ)上,油田現(xiàn)場開展在線清洗后,做出使用效果比對,原油換熱器HE-103 B的清洗效果接近外委施工的作業(yè)效果,原油換熱器在線清洗的效果顯著。現(xiàn)場自主研究,開展原油換熱器在線清洗作業(yè),節(jié)約了大量的經(jīng)濟(jì)成本,為此類工作的開展提供有力的佐證。