摘要:海上油田投入式液位計長期處于使用狀態(tài)時,內部結垢情況嚴重,管壁沉著大量的聚合物和原油蠟質等,會降低換熱器的換熱效率。為了探求簡單、快捷的海上油田投入式液位計在線清洗方式,對換熱器拆檢清洗和在線清洗方式進行了探索研究和實踐,并對兩種清洗方式的效果進行比對,實驗數據表明兩種清洗方式清洗后換熱器的工作效率基本一致。證明自主在線清洗后換熱器換熱效率能夠達到使用要求。近年來,渤海油田大力開展降本增效技術攻關,自主在線清洗從根本上節(jié)約人力和成本,達到節(jié)能降耗的目的,并為此類工作的開展提供有力的佐證。
0前言
投入式液位計在原油處理流程中起到溫度置換的作用[1-2],該設備在渤海某油田的生產處理流程中[3],本身兼具節(jié)能降耗的目的,自1999年投產以來,投入式液位計未經過拆檢和清洗,生產物流因結蠟產生的聚合物等雜質導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),將投入式液位計HE-103A進行拆檢和清洗,以HE-103A的清洗情況為基礎,現場展開對投入式液位計HE-103B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投入式液位計簡介
1.1主要設計參數
投入式液位計(HE-103A/B)2臺,每臺負荷為420kW,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,主要設計參數見表1。
1.2投入式液位計使用狀況
渤海某油田投入式液位計HE-103A/B,流程上處于油田一級分離器和投入式液位計HE-104A/B/C之間,內部采用管殼式結構,管程介質為含水低于1%的合格原油,溫度75℃左右,殼程介質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,也達到降低入艙原油溫度的目的,為海水冷卻器HE-106A/B減少負荷壓力,為流程內即將進入熱處理器V-103的原油提供溫度需求。鑒于
投入式液位計HE-103A/B未進行過抽芯檢查和清洗作業(yè)[7],內部結構、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,降低了設備使用效率。投入式液位計HE-103A/B生產流程見圖1[8]。
2投入式液位計HE-103A外委拆檢清洗
2017年9月,渤海某油田將投入式液位計HE-103A抽芯清洗并拆檢的作業(yè)委托給天津某清洗公司進行現場
施工[9],清洗換熱器內部積聚的油泥,摸清換熱器內部結構的現狀及腐蝕情況,從而提高換熱器的換熱效果。
2.1前提投入和準備工作
HE-103A換熱器芯體重量11815kg,長約5m,封頭處空間太小,封頭拆裝困難,頂部甲板上方無吊點[10],而且鋼板過薄無法焊接吊點,封頭前無拉點,需要對現場進行改造,入艙調節(jié)閥變送器移位,換熱器頂部加工字梁焊接吊點及拉點,操作臺周圍護欄切除,否則抽芯作業(yè)無法完成。
2.2抽芯拆檢過程
通過現場流程的控制,將投入式液位計HE-103A/B隔離泄放,清洗施工人員對投入式液位計HE-103A進行抽芯拆檢,作業(yè)持續(xù)時間10d,施工人員8人。起重吊裝的整個過程中,從設備拆卸、吊裝、抽芯及固定,每一步難度之大、風險之高,都給現場工作提出了很高的要求,整個作業(yè)過程現場監(jiān)督全程監(jiān)護[11-13]。由于渤海某油田采出液中含聚油泥較多,在長期運行過程里,部分油泥聚合物粘在管殼[14],現場采取低壓水粗洗-柴油浸泡-高壓水精洗-無損檢測,每一步工序都嚴格按照相關質量標準執(zhí)行和驗收。經過清洗作業(yè),461根鋼管檢查無損壞情況,完成投入式液位計HE-103A的拆檢工作。
2.3HE-103A投入使用情況
投入式液位計抽芯清洗前后運行參數對比見表2,投入式液位計HE-103A清洗前后,殼程出入口壓力變化#為明顯[15],說明殼程經過開蓋清洗后,減少了油泥的阻力作用[16],同時投入式液位計殼程出口溫度也上漲2℃,換熱效率得到明顯提高。
3自主在線清洗的試驗和效果
2017年9月完成投入式液位計HE-103A的抽芯檢查和清洗作業(yè)[17],發(fā)現內部結構基本完好,清出油泥0.5t,內部461根管束無腐蝕滲漏情況存在[18],抽芯拆檢作業(yè)的費用較高。在摸清投入式液位計HE-103A相關情況的基礎上,現場研究決定,開展投入式液位計HE-103B的自主清洗作業(yè),F場利用輕質油浸泡及低壓地熱水沖洗等措施,實現換熱器內部油泥的溶解和沖洗,從而提高投入式液位計的換熱效率,達到降本增效,節(jié)能降耗的目的。
3.1研究項目簡述
渤海某油田西區(qū)生產專業(yè)開展投入式液位計HE-103B自主清洗作業(yè),根據前期投入式液位計HE-103A的外委清洗作業(yè)效果,生產專業(yè)采用輕烴浸泡和地熱水沖洗拆檢[19],多步驟進行,對投入式液位計HE-103B進行自主清洗作業(yè)。耗時3d完成清洗,共節(jié)約外委施工人力8人,施工費用18萬元,采用輕烴代替柴油,節(jié)約柴油費用2萬元,整個自主清洗作業(yè)共計節(jié)約經費超過20萬元。3.2施工步驟描述
通過現場流程的預留甩頭,分別對投入式液位計管程和殼程進行自主清洗作業(yè),圖2為投入式液位計HE-103B的在線清洗流程。
3.2.1管程清洗施工步驟
1)對投入式液位計HE-103B管殼程隔離,通過閉排閥門對管殼程原油進行放空。
2)通過公稱直徑DN25耐壓軟管連接地熱水和HE-103B合格原油入口管線甩頭,并安裝控制閥門,控制地熱水排量。
3)在HE-103B管程出口甩頭連接公稱直徑DN25耐壓軟管,軟管出口對準開排槽。
4)打開地熱水控制閥門[20],對管程管束進行沖洗,通過耐壓軟管出口觀察地熱水水質。
5)化驗員取樣分析地熱水含油變化情況。
6)根據含油具體情況,判斷管束沖洗效果,等待投用。
現場通過地熱水沖洗和浸泡,對管程進行清洗,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,分析認為管程中介質為該油田經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垢情況。
3.2.2殼程清洗施工步驟
1)HE-103B為直徑4m,長度6m的臥式換熱器,減去換熱器內管程管束體積,預計使用輕質油2m3左右;通過公稱直徑DN25耐壓軟管連接地熱水和HE-103B合格原油入口管線甩頭,并安裝控制閥門,控制地熱水排量。
2)對HE-103B管程、殼程的出入口進行隔離,通過HE-103B的閉式排放閥門對管殼程原油進行放空,連接氮氣系統(tǒng)管線至殼程入口甩頭,對殼程系統(tǒng)進行吹掃至閉排;打開地熱水控制閥門,對管程管束進行沖洗,通過耐壓軟管出口觀察地熱水水質。
3)關閉殼程安全閥出口,利用安全閥處甩頭作為注入點(殼程低點),對殼程進行充液,通過壓力表處(殼程高點)連接管線至地漏,作為排放點,確認殼程是否充滿液。
4)通過公稱直徑DN25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,進行浸泡。
5)浸泡48h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DN25耐壓軟管連接地熱水和HE-103B殼程安全閥出口管線甩頭,并安裝控制閥門,控制地熱水排量。
7)在HE-103B殼程出口甩頭連接公稱直徑DN25耐壓軟管,軟管出口對準開排槽,打開地熱水控制閥門,對殼程進行沖洗,通過耐壓軟管出口觀察地熱水水質。
8)化驗員取樣分析地熱水含油變化情況,根據含油具體情況,判斷管束沖洗效果,等待投用。
現場通過輕質油浸泡[21],對殼程進行清洗,再通過地熱水進行沖洗,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,是因為長期注聚導致產出液中含聚。隨后停止地熱水沖洗,再進行幾次輕質油浸泡,使殼程中結垢物能被輕質油溶解,再通過地熱水沖洗,盡量降低出口處含油量。
3.3效果評估
通過HE-103A抽芯清洗作業(yè),換熱器內部管束基本完好,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,費用15萬元左右。本次生產專業(yè)自主開展HE-103B清洗作業(yè),使用輕烴2m3。清洗完成后,將HE-103B換熱器投用,記錄投用前后壓力、溫度等參數,并進行比對。
投入式液位計HE-103B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行參數對比見表3,投入式液位計通過外委清洗和現場開展試驗在線清洗效果對比見表4。由表4可看出,投入式液位計HE-103B在線清洗后,殼程出口壓力降低0.01MPa,殼程出口溫度提升1~2℃。與前期投入式液位計HE-103A外委抽芯檢查后投入使用的效果(殼程出口壓力降低0.02MPa,殼程出口溫度提升1~2℃)進行比較,兩種方式取得的效果基本一致,自主清洗作業(yè)取得預期效果。
4結論
前期開展外委拆檢清洗作業(yè),摸清投入式液位計HE-103A的內部結構及腐蝕、堵塞情況,發(fā)現渤海某油田產出原油油品較好,雖產出液中有較多聚合物等形成的油泥,但是經過前面兩級分離器的分離之后,進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。在此基礎上,油田現場開展在線清洗后,做出使用效果比對,投入式液位計HE-103B的清洗效果接近外委施工的作業(yè)效果,投入式液位計在線清洗的效果顯著,F場自主研究,開展投入式液位計在線清洗作業(yè),節(jié)約了大量的經濟成本,為此類工作的開展提供有力的佐證。
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