油田集输系统用热优化研究及应用

韩方勇韩姝语



油田集输系统用热优化研究及应用

韩方勇1韩姝语2

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院）

油田开发中后期，油气集输加热系统面临着用热点多、量大、负荷率及效率双低等问题。根据油田开发实际，对油气集输系统进行工艺优化调整、生产参数优化、老旧加热设备更新改造、加强运行管理等措施，减少低效加热炉数量、提高在用加热炉效率、降低系统耗热量，有效提高油田生产用热效率，达到节能降耗的目的。

油田地面工程；油气集输；加热炉；用热优化

为满足油田油气集输、原油脱水及净化油外输的需要，油田生产中一般需要对油气介质进行加热。初步统计表明，中国石油各油气田油气集输系统加热炉年能耗达到数百万吨标煤，能耗高。

随着大部分老油田逐步进入高含水、特高含水开发期，油井产液量增加，将更多的井下热量带到地面，为不加热集油创造了有利的条件。近几年，在不断实施老油田地面工程优化简化的基础上，各油田针对生产实际情况，开展以消减、合并、更新和改造低效加热炉、提高加热炉效率的应用研究［1］，2013—2015年已取得了消减合并1000多台加热炉、平均炉效提高5%的效果，对提高油气集输系统用热效率、降低生产能耗起到了良好的效果。

1　油田集输系统用热现状

1.1加热炉数量多、地点分散、被加热介质复杂

统计表明，截至2013年底，油田在用加热炉达2万多台，分布在数百个油气生产区块的1万多个井、站上（图1）。从加热炉安装地点来看，有井场、计量站、接转站、联合站等，安装地点分散，管理难度大；从加热介质来看，井口炉加热的是油气水混合物（部分含少量的砂等杂质）、掺水炉加热的是含油污水或清水，脱水炉加热的是未处理的油水混合液，外输炉加热的是脱水或稳定后的净化原油，被加热的介质复杂多样。

图1　加热炉安装站点统计

1.2大量加热炉使用年限长、炉效偏低

油田加热炉设计使用寿命一般为10～15年。统计表明（图2），目前油气集输系统在用的加热炉超过15年的达到了17.9%，大量加热炉超期服役。限于当时的设计及制造水平，老旧加热炉设计效率相对较低，且随着使用年限的延长，传热效果变差，实际炉效低。

图2　加热炉使用年限统计

1.3单台加热炉容量小、设备结构简单，效率低

同炼油、化工等处理厂内的大容量加热炉相比，油田集输系统的加热炉一般容量较小。据统计，0.4 MW以下的小型加热炉占总数的62.7%。大量井场加热炉容量仅有20～80 kW，站内较大容量的脱水加热炉一般也不超过2.5 MW。这些加热炉，特别是安装在野外的井口加热炉，一般是简易的管式炉，结构简单，且以井口湿气为燃料生产工况波动较大，燃烧及加热效率低。

1.4加热炉负荷率变化大，利用率低

在地面工程设计时，油田站场加热炉负荷的设计按较高加热需求选择，而油田生产高产期一般较短，造成油田加热炉在大部分时间内在低负荷状态下工作；同时，地面工程设计依据的油田开发预测数据由于各种原因，有时同实际生产数据也有较大的偏差，实际生产能力达不到设计指标，实际生产时加热炉的负荷率偏低；另外，由于冬季采暖、季节性热能需求差距大的原因，冬夏季加热炉的负荷率差距很大。

1.5部分老油田存在着高耗热的集输工艺

油田集油方式直接影响着集输用热量的多少和用热水平的高低。目前，油田单井集油方式主要有单管集油、双管集油、三管集油等方式。通过近几年老油田地面工程优化简化，单管不加热集油逐步得到了推广应用，单管不加热集油和双管集油井数达到了总井数的83%，大大降低了油气集输系统生产能耗，但仍有3%的油井采用能耗较高的三管集油工艺，还需要进一步优化简化（图3）。

图3　股份公司单井集油工艺分布

2　工艺优化调整改造

2.1系统综合优化调整

对负荷率较低，集输能耗高的区块，根据开发预测，结合系统腐蚀老化程度进行系统优化调整，降低集输耗气。2014年，大庆油田针对某油区块进行了系统优化调整，通过水驱、聚驱处理系统优化合并，取消了负荷率低、老化严重的3座水驱转油放水站，将负荷转移至设备状况较新的临近聚驱转油站，核减了6台已运行20多年的老旧加热炉。

2.2平台井集中加热工艺改造

辽河油田滩海地区的油田开发大多采用丛式井平台，早期采用的是单井加热炉加热、计量间集中计量的集油工艺；每口井都配套建设了1台加热炉，整个油区建设了大量的单井小容量井口加热炉，炉效低，管理不便。针对平台井集中布置的特点，近几年，开展了调整改造，将现有流程调整为平台轮换计量、集中加热的集油工艺，根据平台井数量多少，每个平台仅保留1～2台，将平台井采出液集中加热，不仅消减了大量低负荷、简易管式井口炉，提高了加热炉负荷率，而且多口平台井集中外输，输量相对稳定，避免了单井采出液波动造成了流动困难，改善了外输管道的水利热力条件，保障了安全生产。

2.3三管伴热集油工艺改造

华北油田某油区还存在早期建设的三管伴热集油流程，建设时间长，加热炉老化严重、能耗较高。2015年，以站内高温污水为热源，结合井位布局，将三管伴热集油工艺改造为环状掺水集油工艺，更新和取消了部分加热炉，区块加热炉热效率由原来的不到60%提高到85%。

3　生产参数优化

3.1集油系统运行参数

新疆油田某区块开发初期采用的井口、计量站、接转站三级加热、三级布站的集油工艺，随着含水率的升高和集输管道水力条件的改善，在现场试验的基础上，近80%的油井实现了不加热集油，停用井口加热炉500多台。

3.2二段脱水运行参数

新疆油田某联合站采用二段热化学脱水工艺，二段脱水设计来液含水率为30%。在实际生产中，由于总液量偏低，充分利用一段沉降脱水的富余能力，提高一段脱水效果，将一段脱后油中含水降低到5%左右，二段脱水加热需求降低到原来的62%，直接停用1台2.5 MW加热炉。

3.3高含水期预脱水

大港油田某联合站采用一段大罐沉降、二段热化学压力沉降的脱水工艺。由于一段脱水前需要对来液加热，随着采出液含水率的升高，大量热量被污水带走，用热效率低。为此，对站内脱水工艺进行改造，将现有进站气液两相分离器改造成为三相分离器，对高含水来液进行预脱水，停用了2台4 MW脱水加热炉。

3.4根据负荷变化调整加热炉运行台数

根据季节变化，油田生产用热需求不同。大庆油田某油区对掺水温度进行优化，冬季掺水温度为60℃，夏季为45℃，夏季运行时可停用2台掺水加热炉中的1台，减少了燃料气消耗；某联合站外输管道，夏季温降较低，经核算并运行测试，实现了夏季停运外输加热炉。

4　加热炉更新、改造及运行

4.1老旧加热炉更新

对使用年限长、腐蚀老化严重、运行效率低、经检测不符合安全运行要求的加热炉，结合用热需求变化，进行设备更新。更新均采用高效加热炉，更新后，加热炉容量普遍有所降低，加热炉效率也由原来的65%～75%提高到87%以上。

4.2加热炉内部改造

对运行热效率低、承压件可正常使用的加热炉，进行更换进出液管线、更换封头、更换盘管、保留炉体更改炉型等的内部结构改造，改善换热效果，提高加热炉效率。大庆油田某采油厂对站内3台总负荷为11 MW的加热炉进行内部改造，改造后平均效率由75.6%提高到85.2%。

4.3加热炉自动控制技术改造

对手动调节的加热炉进行自动控制技术改造，采用高效燃烧器，加热炉可根据生产需要自动调整燃气量和空气量，降低过剩空气系数，减少了手动控制调节不及时导致的无效加热。实测结果表明，改造后一般可提高加热炉效率4%～5%。

4.4烟气余热回收

利用换热器或热管吸收烟气中的余热，对助燃空气进行预热，提高助燃空气的温度，减少了燃烧过程中对空气的加热，可提高加热炉效率4%左右。

采用半冷凝式烟气余热回收技术，可将烟排温度降至90℃以下，不仅能回收烟气中的显热，还能回收部分潜热，回收的余热可直接用于预热需要加热的介质，可大大提高加热炉效率；现场测试结果表明，加热炉效率可提高9%左右。

4.5涂刷高效换热涂料

在加热炉炉管涂刷远红外耐高温辐射涂料或耐高温强化吸收涂料，可改善炉内热交换效果，使燃料燃烧更充分，提高加热炉热效率，并可减少受热面灰垢，降低结焦强度，延长炉体内衬使用年限，平均炉效可提高1%～2%。

4.6加强加热炉运行管理

为提高加热炉运行效率，还需要加强加热炉的运行管理。如针对加热炉换热面介质侧淤积严重，制定合理的清淤周期；定期进行加热炉防腐保温的检查，对保温层损坏严重的加热炉及时进行修补；定期对炉膛吹扫，减少换热面结灰；加强运行加热炉的炉效监测，及时发现炉效低的加热炉，并采取相应的措施尽快整改。

5　结论

充分利用油田高含水开发期油井采出液含水率升高、输送条件变好的有利条件，通过集油工艺优化调整、运行参数优化、设备更新改造及强化运行管理，可有效减少低效加热设备，降低油气集输系统用热量，进一步降低生产运行费用，提高油田开发效益。

［1］赵亚菲.集输系统加热炉节能技术探讨［J］.工业，2015：10（20）：96.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.09.004

2016-04-28

（编辑巩亚清）

韩方勇，高级工程师，1990年毕业于石油大学（华东）（石油储运专业），从事石油天然气地面工程的科研、设计和规划工作，E-mail:：hanfangyong@petrochina.com.cn，地址：北京市海淀区志新西路3号，100083。