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【摘 要】原油加热是油气集输泵站在处理原油过程中的一个重要环节，其决定着原油含水指标的完成和原油管道外输的安全平稳运行，在实际生产中由于加热炉油耗较高，换热效率较低，生产的正常运行受到影响。本文针对加热炉在实际生产中存在的不足进行了详细分析和论述，并在生产中采用直掺式换热器给原油加热，降低了吨油成本，提高了换热效率。
【关键词】超导炉；吨油成本；螺旋板换热器；直掺式换热器
0.概述
坨二站担负着6个采油队及四矿的来液处理任务，日处理液量2.6万立方米，日外输合格原油2700吨（原油含水率≤0.8%），日外输污水2.3万立方米，日外供天然气7万立方米，是胜采厂集油气分离、原油脱水、原油外输、污水处理等功能的规模最大的联合站。坨二站主要处理工艺为热化学沉降脱水法，井排来液经过加热炉加热后进入稳定塔，然后经过三级沉降进入净化油罐，最后外输。
在集输泵站原油处理过程中，原油加热是一个重要的环节，其决定着原油含水指标的完成和原油的外输管道输送，坨二站先前原油加热采用燃油加热炉，日耗油量每天约为5.6～7.8t，运行成本约为500多万元，原油加热成本每吨为10.3元。
1.因素分析及筛选
影响原油加热成本的主要因素有两个：一个是原油处理工艺，另一个是供热方式。
1.1原油处理工艺
坨二站处理的原油来液温度低，原油加热时需要的热量较多、燃料消耗多，经脱水泵输送的二级沉降罐的净化原油经加热炉加热后出口温度达到70～80℃左右，基本满足破乳剂的脱水温度，经过分析后认为原油处理工艺不是影响燃油费用的主要因素。
1.2供热方式
坨二站原油加热之前主要采用燃油超导炉，用于给经二级沉降罐的脱水原油提供热量，燃油超导加热炉以净化原油为燃料油，燃料油来自净化油外输管线。通过分析发现采用加热炉供热方式存在的问题是加热炉耗燃油量大，按年处理原油53.4万吨，加热自用油计1884t， 原油价格按每吨2274元折算，年燃油费用高达428.4万元，运行成本较高。因此供热方式是造成燃油费用高的主要因素。
2.制定措施及实施
2.1措施成本预算
针对供热方式不合理，导致燃油费用高的问题，我们采用了万达电厂的蒸汽代油技术，利用蒸汽换热器代替站内现有的燃油加热炉，并增加一套蒸汽换热器，利用蒸汽代替燃油超导加热炉给脱水原油加热。
2.2措施实施
根据生产需要在现场安装投产了螺旋板式换热器，代替燃油加热炉给脱水原油加热。蒸汽换热器投产运行后，我们对换热器的运行情况进行了数据统计与分析，结果发现：3～8月份蒸汽换热器运行良好，效率一直维持在75%以上，加热成本每吨在4.8元以下，加热成本低于燃油超导炉的加热成本每吨10.3元。自9月份开始换热效率急剧下降，效率仅60%左右，换热器出口温度最低在70℃以下，不能满足原油脱水的要求。
2.3技术分析改进
换热器出口温度降低，我们经过分析认为是换热器结焦。首先，坨二站污水中含碳酸氢根，在温度发生变化时易产生碳酸钙结垢，碳酸钙属微溶性盐，随温度的升高，其溶解度降低，结垢性增强；污水水垢中腐蚀产物较多，该水垢及腐蚀产物附着在换热表面，容易造成胶粘物质的聚集及附着。其次，坨二站热源蒸汽温度为180℃，采出液含聚而且含水为10～20%，聚合物在高温或富含Fe3+下会发生交联形成不溶于水的聚合物。
为解决换热器结焦的问题，我们经过分析决定从减低热源蒸汽温度着手，蒸汽进口增加一套减温减压装置，来自万达热电蒸汽由通常情况下进坨二站时的温度180℃，压力0.95MPa，经减温减压装置后降为0.1MPa，120℃的饱和蒸汽后，再进入站内螺旋板换热器与站内含水原油换热。但按照减温减压的设计参数（0.1MPa，120℃）运行一个多月后，脱水原油温度下降到80℃以下，换热效率降至60%以下，所以单纯降低进口蒸汽温度不能解决换热器结焦的问题，螺旋板换热器不能适应含聚原油的加热，为此，我们采用直掺式换热器代替螺旋板式换热器；针对螺旋板换热器结焦造成加热温度不足的问题，我们采用了直掺式换热器加热原油的方法，即在脱水原油管线增加一套直掺式换热装置，装置主要由一段比进口原油管线粗的直管和一个（在该直管中间位置）末端封堵、中间开无数小孔的蒸汽管组成，脱水原油从该直管经过，跟从无数小孔中喷出的高温蒸汽充分混合，吸收蒸汽热量，温度升高。控制进入直管的蒸汽量可以保证脱水原油达到所需要的加热温度，该换热器运行后效果良好，脱水原油温度可提高至90℃以上、換热效率在70%以上，且运行维护方便，操作简单，无污染。
直掺式换热器也存在着一定的问题，即原油含水较高时，由于蒸汽进入直掺式换热器与脱水原油混合不够均匀，产生强烈水击现象，造成蒸汽对管线阀门进行严重的撞击，使法兰渗油，地面开裂，产生噪声污染。为此，我们对直掺式换热器再次进行了改进，加大直喷装置的尺寸（改进前直径为DN300、长2m；改进后直径为DN600、长7m），并在直喷装置后增加了一套稳流装置，同时通过减压装置将蒸汽由0.9MPa减压至0.25MPa，之后再进入直喷式换热器。改造以后蒸汽与原油混合较为均匀，水击现象消失，噪音得到消除。
3.结果分析
3.1指标分析
采用直掺式换热器以后，我们对2012年4～7月份的原油加热运行情况进行了统计，从统计结果分析可知，直掺式换热器加热温度能够满足脱水原油要求，且换热效率在70%以上，加热原油成本平均为每吨5.3元，低于超导加热炉的原油加热成本每吨10.3元。
3.2效益分析
蒸汽代油改造的螺旋板式换热器、换热器清洗维护及后期直掺式换热器改造的成本，均由提供高温蒸汽的万达热电厂担负，坨二站仅按使用蒸汽的热量与其进行结算，无成本改造费用。坨二站使用燃油加热炉4个月的运行成本（包括：燃油费用、耗电费用、耗水、耗气费用）为182万元；2012年4～7月使用的直掺式换热器运行成本93万元，4个月节省加热成本为182-93=89万元。
【参考文献】
[1]刘涛，刘华等.原油换热器换热效果存在问题研究.中国化工贸易，2012，（5）.
[2]隋义勇，李少甫等.高黏原油稳定装置换热器防垢防堵.油气田地面工程，2012，（4）.
【关键词】超导炉；吨油成本；螺旋板换热器；直掺式换热器
0.概述
坨二站担负着6个采油队及四矿的来液处理任务，日处理液量2.6万立方米，日外输合格原油2700吨（原油含水率≤0.8%），日外输污水2.3万立方米，日外供天然气7万立方米，是胜采厂集油气分离、原油脱水、原油外输、污水处理等功能的规模最大的联合站。坨二站主要处理工艺为热化学沉降脱水法，井排来液经过加热炉加热后进入稳定塔，然后经过三级沉降进入净化油罐，最后外输。
在集输泵站原油处理过程中，原油加热是一个重要的环节，其决定着原油含水指标的完成和原油的外输管道输送，坨二站先前原油加热采用燃油加热炉，日耗油量每天约为5.6～7.8t，运行成本约为500多万元，原油加热成本每吨为10.3元。
1.因素分析及筛选
影响原油加热成本的主要因素有两个：一个是原油处理工艺，另一个是供热方式。
1.1原油处理工艺
坨二站处理的原油来液温度低，原油加热时需要的热量较多、燃料消耗多，经脱水泵输送的二级沉降罐的净化原油经加热炉加热后出口温度达到70～80℃左右，基本满足破乳剂的脱水温度，经过分析后认为原油处理工艺不是影响燃油费用的主要因素。
1.2供热方式
坨二站原油加热之前主要采用燃油超导炉，用于给经二级沉降罐的脱水原油提供热量，燃油超导加热炉以净化原油为燃料油，燃料油来自净化油外输管线。通过分析发现采用加热炉供热方式存在的问题是加热炉耗燃油量大，按年处理原油53.4万吨，加热自用油计1884t， 原油价格按每吨2274元折算，年燃油费用高达428.4万元，运行成本较高。因此供热方式是造成燃油费用高的主要因素。
2.制定措施及实施
2.1措施成本预算
针对供热方式不合理，导致燃油费用高的问题，我们采用了万达电厂的蒸汽代油技术，利用蒸汽换热器代替站内现有的燃油加热炉，并增加一套蒸汽换热器，利用蒸汽代替燃油超导加热炉给脱水原油加热。
2.2措施实施
根据生产需要在现场安装投产了螺旋板式换热器，代替燃油加热炉给脱水原油加热。蒸汽换热器投产运行后，我们对换热器的运行情况进行了数据统计与分析，结果发现：3～8月份蒸汽换热器运行良好，效率一直维持在75%以上，加热成本每吨在4.8元以下，加热成本低于燃油超导炉的加热成本每吨10.3元。自9月份开始换热效率急剧下降，效率仅60%左右，换热器出口温度最低在70℃以下，不能满足原油脱水的要求。
2.3技术分析改进
换热器出口温度降低，我们经过分析认为是换热器结焦。首先，坨二站污水中含碳酸氢根，在温度发生变化时易产生碳酸钙结垢，碳酸钙属微溶性盐，随温度的升高，其溶解度降低，结垢性增强；污水水垢中腐蚀产物较多，该水垢及腐蚀产物附着在换热表面，容易造成胶粘物质的聚集及附着。其次，坨二站热源蒸汽温度为180℃，采出液含聚而且含水为10～20%，聚合物在高温或富含Fe3+下会发生交联形成不溶于水的聚合物。
为解决换热器结焦的问题，我们经过分析决定从减低热源蒸汽温度着手，蒸汽进口增加一套减温减压装置，来自万达热电蒸汽由通常情况下进坨二站时的温度180℃，压力0.95MPa，经减温减压装置后降为0.1MPa，120℃的饱和蒸汽后，再进入站内螺旋板换热器与站内含水原油换热。但按照减温减压的设计参数（0.1MPa，120℃）运行一个多月后，脱水原油温度下降到80℃以下，换热效率降至60%以下，所以单纯降低进口蒸汽温度不能解决换热器结焦的问题，螺旋板换热器不能适应含聚原油的加热，为此，我们采用直掺式换热器代替螺旋板式换热器；针对螺旋板换热器结焦造成加热温度不足的问题，我们采用了直掺式换热器加热原油的方法，即在脱水原油管线增加一套直掺式换热装置，装置主要由一段比进口原油管线粗的直管和一个（在该直管中间位置）末端封堵、中间开无数小孔的蒸汽管组成，脱水原油从该直管经过，跟从无数小孔中喷出的高温蒸汽充分混合，吸收蒸汽热量，温度升高。控制进入直管的蒸汽量可以保证脱水原油达到所需要的加热温度，该换热器运行后效果良好，脱水原油温度可提高至90℃以上、換热效率在70%以上，且运行维护方便，操作简单，无污染。
直掺式换热器也存在着一定的问题，即原油含水较高时，由于蒸汽进入直掺式换热器与脱水原油混合不够均匀，产生强烈水击现象，造成蒸汽对管线阀门进行严重的撞击，使法兰渗油，地面开裂，产生噪声污染。为此，我们对直掺式换热器再次进行了改进，加大直喷装置的尺寸（改进前直径为DN300、长2m；改进后直径为DN600、长7m），并在直喷装置后增加了一套稳流装置，同时通过减压装置将蒸汽由0.9MPa减压至0.25MPa，之后再进入直喷式换热器。改造以后蒸汽与原油混合较为均匀，水击现象消失，噪音得到消除。
3.结果分析
3.1指标分析
采用直掺式换热器以后，我们对2012年4～7月份的原油加热运行情况进行了统计，从统计结果分析可知，直掺式换热器加热温度能够满足脱水原油要求，且换热效率在70%以上，加热原油成本平均为每吨5.3元，低于超导加热炉的原油加热成本每吨10.3元。
3.2效益分析
蒸汽代油改造的螺旋板式换热器、换热器清洗维护及后期直掺式换热器改造的成本，均由提供高温蒸汽的万达热电厂担负，坨二站仅按使用蒸汽的热量与其进行结算，无成本改造费用。坨二站使用燃油加热炉4个月的运行成本（包括：燃油费用、耗电费用、耗水、耗气费用）为182万元；2012年4～7月使用的直掺式换热器运行成本93万元，4个月节省加热成本为182-93=89万元。
【参考文献】
[1]刘涛，刘华等.原油换热器换热效果存在问题研究.中国化工贸易，2012，（5）.
[2]隋义勇，李少甫等.高黏原油稳定装置换热器防垢防堵.油气田地面工程，2012，（4）.