，，

a(長慶油田分公司 a.第五采油廠； b.設備管理處， 陜西 西安 710000)

油氣混輸一體化裝置優(yōu)化改造與應用

閆懷榮a，賀建國b，趙蘭坤

a(長慶油田分公司 a.第五采油廠； b.設備管理處， 陜西 西安 710000)

油氣混輸一體化裝置是長慶油田分公司數(shù)字化標志性設備之一，具備油氣混合物的過濾、加熱、分離、緩沖和增壓等功能，可滿足現(xiàn)場多種工藝流程需求。第五采油五廠地層水礦化度普遍較高，導致在用油氣混輸一體化裝置結(jié)垢嚴重，影響正常生產(chǎn)運行。采用將加熱爐盤管改為可抽式并進行HS-128防腐防垢涂層處理、加熱爐回燃室加裝清灰人孔、加大加熱爐煙管尺寸、減少加熱爐煙管數(shù)量、加熱爐頂部加設膨脹水箱、加裝操作平臺、更換緩沖罐液位計以及更換已結(jié)垢工藝管線等措施對結(jié)垢嚴重的油氣混輸一體化裝置姬60站點增壓橇進行了優(yōu)化改造。改造后增壓橇生產(chǎn)運行平穩(wěn)，壓力正常，原油加溫理想，完全滿足安全生產(chǎn)需求。

油氣混輸一體化裝置； 結(jié)垢； 優(yōu)化改造

長慶油田屬多層系開發(fā)，下屬姬塬油田的采出水礦化度較高，如第五采油廠采出水礦化度高達110 g/L，尤其在長2、長4+5、長6、長8地層水中普遍含有高濃度Ba2+、Sr2+，結(jié)垢較為嚴重。目前第五采油廠在用油氣混輸一體化裝置32座，其中結(jié)垢站點23座，占總裝置數(shù)的69.6%。

由于結(jié)垢等原因，導致第五采油廠油氣混輸一體化裝置運行一段時間后，加熱爐盤管、緩沖罐及工藝管線堵塞，電動閥、手動閥垢死，出現(xiàn)原油加溫效果差、輸油泵不上量及自控系統(tǒng)失靈等現(xiàn)象，裝置無法正常運行。為此，筆者依據(jù)Q/SYCQ 3488.3—2014《加熱爐技術規(guī)范 第3部分：常壓臥式水套加熱爐》、SY/T 5262—2009《火筒加熱爐技術規(guī)范》、TSG R0004—2009《固定式壓力容器安全技術規(guī)程》以及SY 0031—2012《石油工業(yè)用加熱爐安全規(guī)程》等規(guī)范的相關要求[1-10]，采用多項技術對結(jié)垢嚴重的油氣混輸一體裝置進行了優(yōu)化改造，改造后效果良好。

1 油氣混輸一體化裝置優(yōu)化改造

1.1加熱爐盤管改造

1.1.1改為可抽式盤管

目前正在運行的油氣混輸一體化裝置加熱爐為常壓臥式水套加熱爐，加溫介質(zhì)為含水原油，加熱爐盤管結(jié)垢嚴重。而油氣混輸一體化裝置為一體化設計，每次更換盤管及維修作業(yè)都較為困難。依據(jù)文獻[1]規(guī)定，加熱爐盤管采用蛇形盤管，盤管用花板支撐，其厚度不小于8 mm，盤管設計成可抽式盤管，見圖1。

圖1 可抽式盤管

1.1.2HS-128防腐防垢涂層處理[11，12]

姬塬油田采出水礦化度高，導致加熱爐盤管過流部分腐蝕、結(jié)垢現(xiàn)象嚴重，且垢型大部分為鋇鍶垢。加熱爐盤管的少量結(jié)垢會影響導熱、增加能耗，結(jié)垢嚴重會導致加熱爐盤管等設備部件報廢。為實現(xiàn)作業(yè)簡單化和防腐、防垢，對加熱爐盤管進行了HS-128防腐防垢涂層處理。現(xiàn)場運行情況表明，HS-128防腐防垢涂層對加熱爐盤管過流部分具有較好的防腐、防垢作用，可明顯提高加熱爐盤管使用壽命和熱效率。

HS-128防腐防垢涂層具有物理阻垢與化學阻垢的雙重優(yōu)勢，其阻垢機理如下：①屏蔽腐蝕介質(zhì)。腐蝕物本身就是結(jié)垢的組成部分，而且腐蝕物粗化了加熱盤管內(nèi)壁，增加了管壁表面積，粗化的表面不但是結(jié)垢晶核的催化劑，而且極易附著結(jié)垢晶核。HS-128防腐防垢涂層可以阻止Fe2O3、Fe3O4等腐蝕物的生成，使此類結(jié)垢過程緩解。②表面光滑，客觀上加快了涂層表面介質(zhì)的滾動速度。③親油憎水。涂層中加入了親油疏水的添加劑，使最外側(cè)涂層具有親油疏水的特性，水油混合液流經(jīng)盤管內(nèi)壁時立即形成油膜，使油水混合液中的水與涂層隔離。

HS-128防腐防垢涂層體系基于以上阻垢機理，具有物理或化學單一阻垢法所不具備的特性與阻垢效果，其物理阻垢與化學阻垢同步、防腐與防垢同步。與其它防垢法相比，HS-128防腐防垢涂層不耗能、無污染，在易用性、普適性、免維護、提高熱效率等方面優(yōu)勢明顯。HS-128防腐防垢涂層技術與其它防垢措施不沖突，可同步進行，也可單獨使用，均可取得良好效果。

1.2加熱爐回燃室加裝清灰人孔

油氣混輸一體化裝置的加熱爐燃料為緩沖罐分離出的伴生氣，未進行過濾干燥處理，含有較多的凝析油，在燃燒過程中燃燒不夠充分，使得爐膛及煙管積灰嚴重，清理較困難。為了便于清理爐膛及煙管內(nèi)的積灰，在加熱爐回燃室加裝了?600 mm的清灰人孔。

1.3加熱爐煙管尺寸及數(shù)量

燃料氣在燃燒過程中燃燒不夠充分，使得原?32 mm×3.5 mm煙管積灰嚴重，不利于加熱爐燃燒。為此，將煙管直徑擴大，改用?60 mm×3.5 mm無縫鋼管，并且將煙管的數(shù)量由原來的37根減少為24根。經(jīng)過相關計算，改造之前煙管橫截面積為0.018 m2，改造之后煙管橫截面積為0.053 m2。改造之后煙氣通過橫截面積是改造前的3倍，有利于加熱爐通風，使燃燒更充分。煙管橫截面積增大，煙氣流速降低，煙管傳熱系數(shù)降低，會影響加熱爐熱量的二次吸收。但換熱面積由改造前的7.71 m2增加到10.6 m2，可以抵消煙氣流速降低對熱量二次吸收的影響。

1.4加熱爐頂部加設膨脹水箱

原油氣混輸一體化裝置加熱爐頂部未加裝膨脹水箱，加熱爐水位過高時容易溢罐。依據(jù)文獻[1]中8.1.2和8.2.6條規(guī)定，在加熱爐殼體頂部設置了膨脹水箱，膨脹水箱的體積應大于殼體內(nèi)的水由于升溫產(chǎn)生的膨脹量。膨脹水箱與加熱爐殼體接管之間不應裝設閥門，應有必要的防凍措施。同時將液位計移至膨脹水箱中部，液位計最低水位必須高出盤管至少25 mm。液位計使用厚壁玻璃管液位計，并配備液位計沖洗閥門。

1.5加裝操作平臺

原油氣混輸一體化裝置頂部未設計操作平臺，進行檢修作業(yè)時存在安全隱患。依據(jù)文獻[1]規(guī)定，在油氣混輸一體化裝置中加裝了操作平臺、扶梯及護欄，更改了出煙口位置(將原出煙口上移150 mm)并增設了防爆門護欄，平臺、扶梯及護欄的制造、安裝應符合GB 50205—2001《鋼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范》[13]的要求。

1.6更換緩沖罐液位計

由于氣候條件原因，磁翻轉(zhuǎn)液位計經(jīng)常凍堵，出現(xiàn)假液位、溢罐或空罐等現(xiàn)象。根據(jù)現(xiàn)場氣候特點及實際生產(chǎn)要求，將緩沖罐的液位計由原磁翻板液位計改為數(shù)字顯示的防爆型差壓式變送器，防爆型差壓式變送器較磁翻板液位計在寒冷天氣下不會發(fā)生凍堵現(xiàn)象。

1.7更換已結(jié)垢工藝管線

若工藝管線結(jié)垢，清垢作業(yè)時必須有焊工配合。根據(jù)生產(chǎn)現(xiàn)場實際需求，將已結(jié)垢工藝管線進行更換，同時在必要處(如緩沖罐進出口)加裝法蘭，在罐體上的進出口加裝法蘭短管替換原焊接管線，將閥門的保溫盒改為鎖扣連接。改造后若工藝管線結(jié)垢，作業(yè)區(qū)可自行拆卸清垢，避免動火作業(yè)，消減了安全隱患。

2 油氣混輸一體化裝置改造后運行效果

2014-08對長慶油田分公司第五采油廠姬60站點增壓橇進行了優(yōu)化改造試驗。姬60站點增壓橇進液層位為長6，投產(chǎn)初期該站點的日進液為85.4 m3，含水63.6%；改造后該站點日進液90 m3左右，含水63%～65%。該站點的采油層位、日進液量、含水等參數(shù)均未發(fā)生突變。

改造前增壓橇工藝管線、設備結(jié)垢嚴重，結(jié)垢周期約75 d。2012-11—2014-07，投產(chǎn)初期增壓橇可以對來液進行加溫、氣液分離、增壓外輸，但隨著系統(tǒng)壓力的不斷升高，增壓橇運行故障增多，主要集中在輸油壓力增大、加熱爐盤管結(jié)垢、緩沖罐分離不徹底等。來油匯管壓力從0.2 MPa升至1.0 MPa，外輸溫度從38 ℃降至20 ℃，對來油匯管及工藝管線先后進行了7次清垢和管線更換作業(yè)，嚴重影響裝置的正常運行，見表1。

表1 姬60站點增壓橇優(yōu)化改造前運行情況

2014-08-26增壓橇改造成功到2015-06，整個站點生產(chǎn)運行平穩(wěn)，壓力正常，原油加溫理想，完全滿足該站點安全生產(chǎn)、平穩(wěn)運行的需求。姬60站點增壓橇優(yōu)化改造后運行參數(shù)見表2，增壓橇運行時間與系統(tǒng)壓力曲線見圖2，運行時間與外輸油溫曲線見圖3。

表2 姬60站點增壓橇優(yōu)化改造后運行參數(shù)

圖2 姬60站點增壓橇運行時間與系統(tǒng)壓力曲線

圖3 姬60站點增壓橇運行時間與外輸油溫曲線

3 結(jié)語

采用文中所述優(yōu)化技術對油氣混輸一體化裝置——姬60站點增壓橇進行改造，現(xiàn)場運行驗證改造后的增壓橇數(shù)字化功能發(fā)揮良好、運行更加平穩(wěn)高效、安全風險降低、設備運行安全性得到提高、員工勞動強度大幅降低，完全滿足長慶油田分公司節(jié)能降耗和提質(zhì)增效的要求。

[1] Q/SYCQ 3488.3—2014，加熱爐技術規(guī)范 第3部分：常壓臥式水套加熱爐[S].

(Q/SYCQ 3488.3—2014，Heating Furnace Technical Specification Part 3：Atmospheric Horizontal Water Jacket Furnace[S].)

[2] SY/T 5262—2009，火筒式加熱爐規(guī)范[S].

(SY/T 5262—2009，Specification for Fire Tube Type Heater[S].)

[3] TSG R0004—2009，固定式壓力容器安全技術規(guī)程[S].

(TSG R0004—2009，Supervision Regulation on Safety Technology for Stationary Pressure Vessel [S].)

[4] SY 0031—2012，石油工業(yè)用加熱爐安全規(guī)程[S].

(SY 0031—2012，Oil Industrial Furnace Safety Procedures[S].)

[5] GB 50183—2004，石油天然氣工程設計防火規(guī)范[S].

(GB 50183—2004，Code for Fire Protection Design of Petroleum and Natural Gas Engineering[S].)

[6] SY 5262—2000，火筒式加熱爐規(guī)范[S].

(SY 5262—2000，Specification for Fire Tube Heater[S].)

[7] GB 3087—2008，低中壓鍋爐無縫鋼管[S].

(GB 3087—2008，Seamless Steel Tubes for Low and Medium Pressure Boiler[S].)

[8] GB 713—2008，鍋爐和壓力容器用鋼板[S].

(GB 713—2008，Steel Plates for Boilers and Pressure Vessels[S].)

[9] GB 50236—98，現(xiàn)場設備、工藝管道焊接工程施工及驗收規(guī)范[S].

(GB 50236—98，F(xiàn)ield Devices，Process Piping Welding Engineering Construction and Acceptance Specification[S].)

[10] TSG G0001—2012，鍋爐安全技術監(jiān)察規(guī)程[S].

(TSG G0001—2012，Boiler Safety Technical Supervision Administration Regulation[S].)

[11] 馬漢平，喬玉龍，陳健，等.水套式加熱爐腐蝕分析與防護措施研究[J].石油化工應用，2008，27(3)：19-21.

(MA Han-ping，QIAO Yu-long，CHEN Jian，et al. Corrosion and Anti-corrosion of Water Jacket Furnace[J].Petrochemical Industry Application，2008，27(3)：19-21.)

[12] 汪勇，景萬德，周世德，等.真空加熱爐盤管腐蝕原因分析[J].中國設備工程，2012(1)：56-58.

(WANG Yong，JING Wan-de，ZHOU Shi-de，et al.Corrosion Analysis of Vacuum Heating Boiler Coil[J]. China Plant Engineering，2012(1)：56-58.)

[13] GB 50205—2001，鋼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范[S].

(GB 50205—2001，Code for Acceptance of Construction Quality of Steel Structure[S].)

(張編)

TechnicalApplicationofOptimizingtheIntegratedOil-gasMixtureDevice

YANHuai-ronga，HEJian-guob，ZHAOLan-kuna

(a.Production Plant No.5； b.Equipment Management Department， Changqing Oilfield Company， Xi’an 710000， China)

Oil and gas integration device is one of the iconic digital equipment in PCOC，with the mixture of oil and gas heating，filtration，separation，buffer and booster function，which can satisfy the process demand of the scene. The fifth oil production plant of Changqing Oilfield water salinity is generally high，resulting in the integration device scaling seriously，and affects the normal production and operation. Measures are taken，such as increasing the size of heating furnace smoke tube，reducing the number of heating furnace tube，adding operation platform and changing scaling pipeline，to optimize the oil and gas integration device. After the transformation of the device production running smoothly，normal pressure，oil heating ideal， fully meet the safety requirements.

oil and gas integration device； scaling； transformation

TQ050； TE97

B

10.3969/j.issn.1000-7466.2017.03.010

1000-7466(2017)03-0047-0①

2016-11-28

閆懷榮(1972-)，男，陜西西安人，工程師，從事采油技術工作。