加热炉分离装置的优化改进与应用分析

李鑫坤 曹小龙 许德胜 刘吉祥 李海军

摘要：石油，作为目前主要能源之一，是一种粘稠的液体，被称为“工业的血液”。主要是碳氢化合物，各种烃类、沥青质、石蜡的混合物，还存在一些硫元素，水和其他的杂质，通过各种化学反应提纯之后提取各种轻油、中油、和重油，还有一些石蜡和沥青之类的。也是许多化学工业产品，如溶液、化肥、杀虫剂和塑料等的原料，因此，石油又称为“原油”。

关键词：加热炉;分离装置;优化改进;应用分析

一、原油分类：

（1）按原油的密度分类 轻质原油密度小于0.878g∕cm3;中质原油密度介于0.878～0.884g∕cm3之间;重质原油密度大于0.884g∕cm3。

（2）按组成分类：石蜡基原油、环烷基原油和中间基原油。

（3）按原油粘度可以分为低粘度油、中粘度油和高粘度油，原油粘度的高低表明原油流动的难易，粘度愈大，流动阻力愈大，越难流动。

一般来说，粘度大的密度也较大，含蜡量也相对增大。石蜡在地下以胶体状溶于石油中，当压力和温度降低时，可从石油中析出。地层原油中的石蜡开始结晶析出的温度叫析蜡温度，含蜡量越高，析蜡温度越高，油井越容易结蜡，对油井生产管理不利。

原油具有一定的黏性，尤其是当输油管线内温度较低，低于原油析蜡温度时，会有大量石蜡析出。石蜡会吸附在输油管壁上，使管线直径变小俗称“缩径”、“凝管”。造成单井管线压力升高，严重时会造成管线蜡堵，影响油井的开井时率。所以在生产中含蜡量高、析蜡温度高的单井，原油输送至计量站时，必须对管线内原油进行加热至40～50℃，目的是提高管线内原油温度使其高于析蜡温度，从而减少或者避免石蜡的析出、降低原油粘度、提高原油流动性、降低输油管线压力。计量站原油向集中联合处理站输送时，会经过大型水浴炉进行二次加热，使出口原油温度达到40～50℃，以利于后期原油处理。

二、生产现状

目前采油生产现场稀油加热的方式主要分为两种：盘管炉加热和电加热器加热。盘管炉加热是目前采用比较普遍的一种原油加热方式，优点是成本低廉、利用本井伴生气作燃料加热。缺点是管理难度大、不易控制温度;而电加热器加热，具有管理方便、操作简单加热效率高的特点，缺点是必须有电网、加热原件易损坏，使用与维护成本高。

三、存在问题

石西油田，作为全国首个百万吨级整装数字化大油田。地处沙漠腹地，已经开采23年，开发方式为注水开发。目前，仍然35口井依靠天然能量在自喷生产。由于开发时间长，单井加热炉设备存在检验不合格，超期服役的状况。由于开发方式的原因，自喷井监控是利用光伏发电，没有架设电网，目前大部分能冷输的油井都改为直通流程生产，生产中定期对单井管线进行热洗融蜡。但是由于原油性质的问题，部分井还需要进行加热降粘。但是，目前所有盘管加热炉由于分气包存在超期服役或者无压力容器检验合格证而停用。用热洗方式定期对管线融蜡，有很大的效果，但无形中会额外增加一道工序，增加工作量与费用。热洗管线会每口井会有占产时间在2.5小时/井次，这大大影响了自喷油井的生产时率。在最近两年，定期热洗的井也出现了凝管蜡堵管线的情况，严重影响了油井的开井时率，增加了一大笔维修解堵费用。

四、改进思路

压力容器界定是必须同时具备以下三个条件：

（1）最高工作压力大于等于0.1MPa。

（2）容器直径大于等于0.15m，且容积大于等于0.025m3

（3）盛装介质为气体液化气体或最高工作温度高于等于标准沸点液体。

单井加热炉的流程方式与工作原理：生产井流程同时存在两种模式，一种是原油不经过加热，直接输往计量站的直通流程;另一种是对原油加热的旁通流程。加热流程是在井口安装盘管炉或者水浴炉、分气包、利用本井伴生气作为燃料对本井来油进行加热。加热炉检验不合格，主要是因为起分离作用的分气包不合格。分氣包作为压力容器，需要定期检测，而且有规定的使用年限。它是加热炉一个重要组成部分，起到至关重要的作用。经过分气包的气液分离，一部分伴生气，作为燃料供加热炉点火使用，对原油进行加热。大部分伴生气都经过输油管线，输送至计量站、联合处理站。由于目前设备使用年限，已经接近报费年限，如大批量更换，会增加巨额成本。

石油中的溶解气，在生产过程中随着压力不断降低而分离出来，我们利用气液比重不同的原理，改变以往分气包的循环方式，可以将出口管线管径加大，但又小于压力容器的直径。在管径扩大部分的上部分会储存一部分气体。所以，我们利用DN132×6mm无缝中压钢管，制作一个同时具有保温与气体分离作用的设备，安装在盘管加热炉的进口处，使其在输送原油同时具备油气分离的功能，产生一种新型油气分离设备，既可以分离油气，又不属于压力容器范畴。

五、效果验证：

经过现场安装，通过对比分析，取得了非常理想效果，该设备有效进行原油输送兼油气分离，可满足原油加热时供气需求，降低管线原油的粘度保证了管线的畅通。由于是安装在加热炉的进口，所以对进入加热炉的油流进行预热，这样保证了气量大的自喷井开井时拉断管线的风险。在气量不低于200m³/d的油井分离效果非常好。由于该设备不属于压力容器范畴，所以后期生产中不需要进行压力容器检验，减少了相应的检验费用。

六、经济效益

效益评价：以目前计划改造10口井计算每年的经济效益。

制作成本：

（1）电焊车一部*8小时=640元。

（2）人工4*15*8=480元。

（3）材料费用中压DN132无缝钢管1.5米、中压DN50无缝钢管1.8米、DN50弯头*2=1500元。

（4）改造10口井合计：480+640+1500*10=2.62万元。

更换分气包成本：10000*10=10万元。

改造节约成本：10-2.62=7.38万元。

定期热洗成本：热洗井数*热洗液量*热洗金额/m³*4次=10*20*80*4=6.4万元。

热洗节约成本：6.4-2.62=3.78万元。

七、社会效益

综上所述，该装置适用于利用加热炉加热的油井，充分利用了伴生气价格低廉，减少了相关的费用与现场工作量，消除了生产中的隐患，所以油田生产中有很广阔的应用前景与推广价值。

参考文献：

[1]王敬东;循环氢加热炉炉管结焦原因分析及对策[J];炼油技术与工程;2013年11期

[2]湛小琳;刘智勇;杜翠薇;梅鹏程;李晓刚;加氢反应加热炉管道泄漏失效的分析[J];材料保护;2013年02期

[3]成文峰;李顺;原油直接式加热炉炉管失效的机理分析[J];装备制造技术;2011年10期

[4]张良;董保胜;杨来平;徐琳;加热炉炉管爆裂原因分析[J];热加工工艺;2011年17期

[5]戴长清;田富强;轩福贞;超超临界锅炉管道用T92/P92钢蠕变性能[J];压力容器;2010年03期

[6]鲍俊涛;李越胜;李树学;邱燕飞;电站锅炉RBI技术的发展现状及建议[J];电力安全技术;2009年02期

[7]马小明;张桢;炼油厂减粘装置加热炉辐射段炉管失效分析[J];腐蚀与防护;2008年04期

[8]杨振林;RBI技术在特种设备检验中的应用[J];中国质量技术监督;2007年12期

[9]王德瑞;张铁峰;刘宝君;加氢装置加热炉易爆管部位的分析[J];炼油技术与工程;2007年09期