辽河油田加热炉提效技术应用*

马强 （辽河油田公司质量节能管理部）

辽河油田加热炉提效技术应用*

马强 （辽河油田公司质量节能管理部）

辽河油田是我国最大的稠油、高凝油生产基地，各生产环节用热负荷较大，加热炉数量较多，导致能源消耗量大。由于油气田加热炉分布零散、工作环境恶劣、运行负荷多变，以及运行时间长、设备老化、自动化水平低等原因，加热炉热效率普遍偏低。辽河油田通过开展优化核减、设备更新、技术改造、运行管理等工作，实现加热炉提效5%，平均热效率达到85.5%，实现节能量2.38×104t标煤，圆满完成了加热炉提效工作目标。

油气田；加热炉；热效率

1 加热炉运行现状

辽河油田共有加热炉10 452台（表1），其中井口加热炉7511台，站场加热炉2941台。

表1 加热炉现状统计

加热炉燃料为天然气，年折合总能耗为43.07×104t标煤。2012年监测加热炉600台，平均热效率为80.5%（表2）。

表2 600台加热炉监测数据

2 存在的问题

辽河油田以加热炉为核心的供热系统主要存在的问题为：安装数量较大、装机容量偏小；设备老化，新度系数低；运行负荷率低；空气系数高、排烟损失大；配套不完备，自控水平低；运行指标较差，现场参数调整及运行管理欠缺等。

2.1 使用年限较长，设备老化严重

由于辽河油田开发年限较长，现场加热炉普遍存在老化现象，炉体表面腐蚀严重，保温效果差；由于多数位于井口，结垢严重，换热效率低；同时加热炉燃烧器约五成以上为普通燃烧器，燃烧效果极差（图1）。此外，老式加热炉的点火方式均采用人工点火，存在回火、爆燃、伤人等安全隐患[1]。

图1 加热炉老化

2.2 油田递减严重，运行负荷偏低

随着油田产量的不断递减，目前产能水平无法达到投产初期的设计规模，虽然部分井站实施了“关、停、并、转、减”，但工艺流程仍较落后。同时由于气候变化等原因，部分设备还存在“大马拉小车”现象，加热炉运行负荷差异很大，导致加热

炉运行热效率偏低[2]。

2.3 现场工艺复杂，综合性能较差

辽河油田是一个集稠油、超稠油、高凝油、稀油等多种油品性质的老油田，油品性质差异大，油气集输及处理工艺复杂多样，加热负荷变化较大。但由于加热炉综合性能较差，不能应对复杂多样的油品性质和负荷变化（图2），个别加热炉是多通道加热炉（最多是4路，输油、掺水，采暖、拉油伴热），加热炉运行随季节变化很大，加热炉运行负荷差异很大[3]。

图2 加热炉工艺流程现场

2.4 安装区域分散，管理难度增加

由于油田生产性质，大量的加热炉都分散在野外，地处环境复杂，工作区域条件恶劣，日常管理和维护难度较大，加热炉运行达不到实时调整，不能长期实现高效运行。同时，在加热炉运行过程中由于现场缺乏必要的氧含量测试仪，现场人员不能及时按烟气中氧含量的变化，合理地调节燃烧器的进风量和燃料量的配比[4]。

3 提效措施

3.1 强化日常管理维护，保证加热炉高效运行

加强日常管理与维护，使加热炉处于最佳运行状态，是加热炉提高热效率最为直接的方法和手段。辽河油田以“精细化管理”活动为契机，强化加热炉日常管理与维护，从落实各项规章制度、加强技术培训、优化系统运行和严格执行巡回检查等方面入手，科学调整加热炉运行状态，制定加热炉除垢运行计划等措施，保持加热炉高效率运转。同时深入推进加热炉能效对标工程，以加热炉热效率为主要指标，建立对标指标体系，与国内外同行业最优指标广泛开展横向对标，进一步保证了加热炉高效运行。共建立管理制度3项，修订操作规程3项，开展技术培训10余次。累计实施运行管理1463台次，实现节能量0.44×104t标煤。

3.2 改造落后生产工艺，实现热炉优化核减

随着油田开发进入全面递减阶段，早期的三级布站、三管伴热等集输工艺，日益凸显出低负荷、高能耗的不足，优化简化集输流程，实施“关停并转减”，引进平台输油、小环集输、数字化油田等先进的油气集输理念与技术，适时开展冷输技术应用，扩大冷输技术实施规模。合理利用稠油、超稠油注汽开采的余热资源，提高热能综合利用率，提高加热系统运行负荷、提升加热系统热效率。打造“稠油、高凝油加热系统提效示范工程”。实施了“沈阳油田高凝油区块综合节能示范区工程”、“曙光稀油区块三管伴热集输工艺改造”等生产工艺优化类项目6项，优化核减加热炉125台，核减总容量27.37 MW，实现节能量0.45×104t标煤[5]。

3.3 推广应用成熟技术，优化加热炉运行状态

近年来，辽河油田成功实施了加热炉提效技术，主要包括加热炉自控技术、节能燃烧器技术、新型保温技术、加热炉清洗除垢技术及余热利用技术。这些技术的应用，提高了加热炉的自动化管理水平，提高了燃料的燃尽率，降低了排烟温度和炉体热损失，极大地减轻了操作强度。累计实施加热炉措施改造342台次，实现节能量0.41×104t标煤。

3.4 开展设备更新淘汰，提高加热炉新度系数

针对油田开发建设初期安装的老式加热炉运行年限长（20年以上）、设备老化严重，与生产运行参数不匹配，运行负荷差等原因，实施老旧加热炉合力减容更新淘汰，确保加热炉安全高效运行[6]。累计更新淘汰加热炉407台，核减加热炉容量16.98 MW，实现节能量1.0×104t标煤，加热炉新度系数由0.29提高到0.38。

3.5 开展提效技术研究，全面提升加热炉效率

根据加热炉提效工作的总体安排，积极开展了《油气田加热炉及热力系统提效技术研究与应用》中课题一《新型高效加热炉研制》及课题四《加热炉与注汽锅炉监测及评价技术研究》的研究课题。在合理减小设计余量，提高运行负荷的前提下，最大限度地提高加热炉设计热效率和制造加工质量，匹配生产工艺，研究加热炉运行负荷率与热效率的数学模型，研发反烧式井场加热炉，保证在负荷变化时仍能高效运行。为加热炉提效工程的顺利开展提供了技术支持。通过课题的研究，形成了行业标准《稠油热采湿蒸汽发生器监测规范》和企业标准《油气田用加热炉监测规范》，获得发明专利2项、软件著作权1项。新研制的反烧式井场加热炉设计热效率达到87%，运行效率达到80%以上。

3.6 启动加热炉技术筛选，实施加热炉准入管理

为了从源头实施加热炉质量控制，依据

GB24848—2010《石油工业用加热炉能效限定值及能效等级》要求，辽河油田节能主管部门会同生产管理、采油管理、物资采购、安全环保、工程设计等部门，联合对加热炉生产单位的设计制造资质、生产及检验能力、主要产品技术先进性、服务业绩等方面进行综合评审，形成严格的加热炉准入技术界限，为今后加热炉的选用和保证加热炉效率奠定了基础。

4 实施效果

2013—2015年辽河油田加热炉提效工作，主要通过实施优化核减、设备更新、技术改造、运行管理等4项措施的实施，实施工作量2337台次，使加热炉热效率提高到85.5%（表3），累积投入资金8 592.08万元，实现节能量2.38×104t标准煤，创经济效益3 574.3万元（表4）。

表3 加热炉平均热效率对比

表4 加热炉提效整体实施效果汇总

5 结论

1）辽河油田通过开展优化核减、设备更新、技术改造、运行管理等工作，实现加热炉提效5%，平均热效率达到85.5%，实现节能量2.38× 104t标煤。

2）形成了一系列加热炉标准、规范及相关知识产权，填补了加热炉制造、监测、运行及管理等方面的历史空白。

3）通过建立加热炉管理长效机制，进一步提高加热炉运行效率，保障加热炉能够长期高效运行。

[1]王洪杰.真空相变原油加热炉技术在油田联合站的应用[J].石油石化节能，2014，4（4）：16-19.

[2]马强，娄银环.相变加热式水蒸气导入技术在矿场油气集输系统的应用[J].节能，2013，32（5）：55-57.

[3]王东.相变加热炉在矿场油气集输系统的低碳化应用[J].石油石化节能，2013，3（10）：19-20.

[4]高峰.自力式井口加热炉[J].中国石油和化工标准与质量，2013（6）：80.

[5]马强.基于节能率的节能量计算方法研究[J].石油石化节能，2015，5（3）：50-51.

[6]李秀敏.COH原油加热炉在油田节能系统中的综合应用[J].石油和化工节能，2014（3）：21-24.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.11.010

2016-07-20

（编辑 巩亚清）

马强，高级工程师，2012年毕业于东北石油大学（石油与天然气工程专业），从事节能管理工作，E-mail：starmq@163. com，地址：辽宁省盘锦市兴隆台区惠宾街91号辽河油田质量节能管理部节能技术科，124010。

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“低碳关键技术研究”，项目编号：2011E24。