论文部分内容阅读
摘要：2012年，昌吉油田建设集中拉油注水站，单井实施掺热水循环，提高原油输送效率，选择相变加热炉对原油及掺水进行加热。相变加热炉是将液态水变成气态水蒸气给稠油加热，具有传热强度大、效率高、体积小、承压高及安全性强等优点。
关键词：昌吉油田；相变加热炉；加热炉
引言
昌吉油田的原油属于稠油，粘度大、凝固点高的特点，目前采用加热使原油温度升高，防止原油在输送过程中凝结，增加输送效率。2012年，昌吉油田建设集中拉油注水站，对单井实施掺热水循环，选择了相变加热炉对原油及掺水进行加热。相变加热炉是将液态水变成气态水蒸气给稠油加热，具有传热强度大、效率高、体积小、承压高及安全性强等优点。
昌吉油田集中拉油注水站选择了天津中油现代石油设备有限公司生產的相变加热炉，型号为FTX2000-H/0.6-Q（Y），额定功率2000KW，出口温度60-70℃，设计热效率90%。
一、基本原理和基本结构
1.基本原理：以相变换热方式工作。在一个密闭容器中加入水吸收燃料燃烧产生的热量后汽化成气态并进入气相空间，在气相空间将汽化潜热传递给冷凝换热器盘管内的工质（如水、原油等）后，冷凝成液体回落到液相空间，再次被加热蒸发，从而形成动态热平衡。
2.基本结构：可分为蒸汽发生系统、燃气系统、燃烧受热系统、安全保障系统、平台扶梯和操作间六部分。设置低（高）液位报警，液位与燃烧器联锁，程控燃烧器设置点火程序、熄火保护装置和燃气检漏装置等。
二、运行情况
1、工艺流程
涉及到相变加热炉的工艺流程为：单井来液汇集，经过相变加热炉加热进入储油罐，油水分离后，将底水由泵打至水罐，水再由掺水泵加压经过相变加热炉加热，作为单井掺水与原油混合后成为单井来液，再次汇集，如此往复。
2、运行中的一些问题及解决情况
经过一段时间的生产，出现了一些问题，导致设备不能正常运行。
（1）相变加热炉液位计高、低液位报警，但是实际液位符合要求。经过分析，主要原因为液位计失效，在增加液位计抗压能力和抗温性能后恢复正常。
（2）相变加热炉运行时启停频繁。经过分析，主要原因为燃烧器风力和燃气调整不合适。冬天由于来液温度较低，应适当增加气量、风力，提高保护温度设定值，夏天由于来液温度较高，应适当减小气量、风力，降低保护温度设定值。
（3）燃烧器故障，比如燃烧器始终无法自动检测，不能启动、燃气压力报警、报警不能复位。经过多次逐个拆卸燃烧器组件，发现问题集中在点火电极、检漏开关、双重电磁阀、程控器和继电器等设备上，而处理问题可以根据控制柜启动后问题出现的具体时间、设备状态及报警状态来逐项判断问题原因。
3、设备优点
设备的日常运行及操作存在以下几个主要优点：
（1）相变热传导技术以水蒸气作为传热介质，换热效率高，燃料能够充分利用。
（2）应用了自动化控制，既可以全自动运行，也可以手动操作，简单方便。
（3）应用了数据监测技术，控制柜上的显示屏、中控室内的电脑均可直观的显示运行状态和运行参数。
三、主要问题
1、燃气成本较高：相变炉清理维修比较复杂，对燃气纯度的要求较高，进气口按照流程顺序有1个调压阀、1个过滤器和1个稳压阀，若使用的燃气纯度较低，含有较高水、油及固体杂质，容易损坏调压阀，堵塞过滤器，严重时会损坏燃烧器等燃烧系统。
2、掺水出液温度较低：相变加热炉燃烧器温度设定为控制油温，运行时，油温升高快，掺水温度升高慢，当油温升高到设定温度时，燃烧器停止运行，此时掺水温度低于70℃；掺水出站沿管线损失消耗了一部分热能，使掺水温度达不到井口所需温度，因此需要提高掺水量，但是，提高掺水量，系统运行负荷增大。
3、设备耐寒能力较低：昌吉油田冬季气温较低，夏天气温较高，最冷时可以达到-40℃，最热时室外可以达到40℃，室内可达到60℃，由初期阶段运行情况来看，冬季问题量明显大于夏季问题量，如冬季大部分外露仪表、设备冻堵，点火、运行失败，因此设备本身的耐寒耐热可靠性，尤其是耐寒性，还需进一步提高。
4、设备结垢和腐蚀未知：单井掺水的水源是储油罐的底水，内中含有掺加了用于加速油水分离和沉淀的破乳剂、吉7井区注水所加的防膨剂以及单井生产中所含有的Cl- 、CO32-等化学成分，这些破乳剂、防膨剂及其它化学成分对管线及换热器内壁产生结垢和腐蚀，及其程度，暂无相关实验，可能产生的生产和安全隐患，暂时无法确定。
四、意见和建议
1、燃气改为自产伴生气以自给自足，节省成本；加强伴生气净化，提高伴生气的纯净度；对伴生气做气体成分检测，确定伴生气具体成分，采取相应措施降低可能产生的设备损坏。
2、改造相变炉，提高相变炉出口温度；
3、增加相变炉冬季保温能力，对相变炉室外所有设备均进行保温处理；对控制室做密封处理，减少控制室内的风流，保证操作间的温度；在控制室内安装可燃气体报警装置，防止可燃气体安全隐患。
4、联系厂家、相关单位进行掺水化验，做相关设备结垢和腐蚀实验，确定结垢和腐蚀情况。
关键词：昌吉油田；相变加热炉；加热炉
引言
昌吉油田的原油属于稠油，粘度大、凝固点高的特点，目前采用加热使原油温度升高，防止原油在输送过程中凝结，增加输送效率。2012年，昌吉油田建设集中拉油注水站，对单井实施掺热水循环，选择了相变加热炉对原油及掺水进行加热。相变加热炉是将液态水变成气态水蒸气给稠油加热，具有传热强度大、效率高、体积小、承压高及安全性强等优点。
昌吉油田集中拉油注水站选择了天津中油现代石油设备有限公司生產的相变加热炉，型号为FTX2000-H/0.6-Q（Y），额定功率2000KW，出口温度60-70℃，设计热效率90%。
一、基本原理和基本结构
1.基本原理：以相变换热方式工作。在一个密闭容器中加入水吸收燃料燃烧产生的热量后汽化成气态并进入气相空间，在气相空间将汽化潜热传递给冷凝换热器盘管内的工质（如水、原油等）后，冷凝成液体回落到液相空间，再次被加热蒸发，从而形成动态热平衡。
2.基本结构：可分为蒸汽发生系统、燃气系统、燃烧受热系统、安全保障系统、平台扶梯和操作间六部分。设置低（高）液位报警，液位与燃烧器联锁，程控燃烧器设置点火程序、熄火保护装置和燃气检漏装置等。
二、运行情况
1、工艺流程
涉及到相变加热炉的工艺流程为：单井来液汇集，经过相变加热炉加热进入储油罐，油水分离后，将底水由泵打至水罐，水再由掺水泵加压经过相变加热炉加热，作为单井掺水与原油混合后成为单井来液，再次汇集，如此往复。
2、运行中的一些问题及解决情况
经过一段时间的生产，出现了一些问题，导致设备不能正常运行。
（1）相变加热炉液位计高、低液位报警，但是实际液位符合要求。经过分析，主要原因为液位计失效，在增加液位计抗压能力和抗温性能后恢复正常。
（2）相变加热炉运行时启停频繁。经过分析，主要原因为燃烧器风力和燃气调整不合适。冬天由于来液温度较低，应适当增加气量、风力，提高保护温度设定值，夏天由于来液温度较高，应适当减小气量、风力，降低保护温度设定值。
（3）燃烧器故障，比如燃烧器始终无法自动检测，不能启动、燃气压力报警、报警不能复位。经过多次逐个拆卸燃烧器组件，发现问题集中在点火电极、检漏开关、双重电磁阀、程控器和继电器等设备上，而处理问题可以根据控制柜启动后问题出现的具体时间、设备状态及报警状态来逐项判断问题原因。
3、设备优点
设备的日常运行及操作存在以下几个主要优点：
（1）相变热传导技术以水蒸气作为传热介质，换热效率高，燃料能够充分利用。
（2）应用了自动化控制，既可以全自动运行，也可以手动操作，简单方便。
（3）应用了数据监测技术，控制柜上的显示屏、中控室内的电脑均可直观的显示运行状态和运行参数。
三、主要问题
1、燃气成本较高：相变炉清理维修比较复杂，对燃气纯度的要求较高，进气口按照流程顺序有1个调压阀、1个过滤器和1个稳压阀，若使用的燃气纯度较低，含有较高水、油及固体杂质，容易损坏调压阀，堵塞过滤器，严重时会损坏燃烧器等燃烧系统。
2、掺水出液温度较低：相变加热炉燃烧器温度设定为控制油温，运行时，油温升高快，掺水温度升高慢，当油温升高到设定温度时，燃烧器停止运行，此时掺水温度低于70℃；掺水出站沿管线损失消耗了一部分热能，使掺水温度达不到井口所需温度，因此需要提高掺水量，但是，提高掺水量，系统运行负荷增大。
3、设备耐寒能力较低：昌吉油田冬季气温较低，夏天气温较高，最冷时可以达到-40℃，最热时室外可以达到40℃，室内可达到60℃，由初期阶段运行情况来看，冬季问题量明显大于夏季问题量，如冬季大部分外露仪表、设备冻堵，点火、运行失败，因此设备本身的耐寒耐热可靠性，尤其是耐寒性，还需进一步提高。
4、设备结垢和腐蚀未知：单井掺水的水源是储油罐的底水，内中含有掺加了用于加速油水分离和沉淀的破乳剂、吉7井区注水所加的防膨剂以及单井生产中所含有的Cl- 、CO32-等化学成分，这些破乳剂、防膨剂及其它化学成分对管线及换热器内壁产生结垢和腐蚀，及其程度，暂无相关实验，可能产生的生产和安全隐患，暂时无法确定。
四、意见和建议
1、燃气改为自产伴生气以自给自足，节省成本；加强伴生气净化，提高伴生气的纯净度；对伴生气做气体成分检测，确定伴生气具体成分，采取相应措施降低可能产生的设备损坏。
2、改造相变炉，提高相变炉出口温度；
3、增加相变炉冬季保温能力，对相变炉室外所有设备均进行保温处理；对控制室做密封处理，减少控制室内的风流，保证操作间的温度；在控制室内安装可燃气体报警装置，防止可燃气体安全隐患。
4、联系厂家、相关单位进行掺水化验，做相关设备结垢和腐蚀实验，确定结垢和腐蚀情况。