摘要:海上油田投入式液位計(jì)長(zhǎng)期處于使用狀態(tài)時(shí)，內(nèi)部結(jié)垢情況嚴(yán)重，管壁沉著大量的聚合物和原油蠟質(zhì)等，會(huì)降低換熱器的換熱效率。為了探求簡(jiǎn)單、快捷的海上油田投入式液位計(jì)在線清洗方式，對(duì)換熱器拆檢清洗和在線清洗方式進(jìn)行了探索研究和實(shí)踐，并對(duì)兩種清洗方式的效果進(jìn)行比對(duì)，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)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(dá)到使用要求。近年來(lái)，渤海油田大力開(kāi)展降本增效技術(shù)攻關(guān)，自主在線清洗從根本上節(jié)約人力和成本，達(dá)到節(jié)能降耗的目的，并為此類(lèi)工作的開(kāi)展提供有力的佐證。
0前言
投入式液位計(jì)在原油處理流程中起到溫度置換的作用［1－2］，該設(shè)備在渤海某油田的生產(chǎn)處理流程中［3］，本身兼具節(jié)能降耗的目的，自1999年投產(chǎn)以來(lái)，投入式液位計(jì)未經(jīng)過(guò)拆檢和清洗，生產(chǎn)物流因結(jié)蠟產(chǎn)生的聚合物等雜質(zhì)導(dǎo)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(jì)HE-103A進(jìn)行拆檢和清洗，以HE-103A的清洗情況為基礎(chǔ)，現(xiàn)場(chǎng)展開(kāi)對(duì)投入式液位計(jì)HE-103B自主在線清洗的探索研究與實(shí)踐，試驗(yàn)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(jī)［6］。
1投入式液位計(jì)簡(jiǎn)介
1.1主要設(shè)計(jì)參數(shù)
投入式液位計(jì)(HE-103A/B)2臺(tái)，每臺(tái)負(fù)荷為420kW，熱源來(lái)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(shè)計(jì)參數(shù)見(jiàn)表1。
1.2投入式液位計(jì)使用狀況
渤海某油田投入式液位計(jì)HE-103A/B，流程上處于油田一級(jí)分離器和投入式液位計(jì)HE-104A/B/C之間，內(nèi)部采用管殼式結(jié)構(gòu)，管程介質(zhì)為含水低于1%的合格原油，溫度75℃左右，殼程介質(zhì)為來(lái)自一級(jí)分離器的出口原油，溫度46℃左右，通過(guò)熱量置換，既起到加熱原油的作用，也達(dá)到降低入艙原油溫度的目的，為海水冷卻器HE-106A/B減少負(fù)荷壓力，為流程內(nèi)即將進(jìn)入熱處理器V－103的原油提供溫度需求。鑒于
投入式液位計(jì)HE-103A/B未進(jìn)行過(guò)抽芯檢查和清洗作業(yè)［7］，內(nèi)部結(jié)構(gòu)、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(shè)備使用效率。投入式液位計(jì)HE-103A/B生產(chǎn)流程見(jiàn)圖1［8］。
2投入式液位計(jì)HE-103A外委拆檢清洗
2017年9月，渤海某油田將投入式液位計(jì)HE-103A抽芯清洗并拆檢的作業(yè)委托給天津某清洗公司進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)
施工［9］，清洗換熱器內(nèi)部積聚的油泥，摸清換熱器內(nèi)部結(jié)構(gòu)的現(xiàn)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(zhǔn)備工作
HE-103A換熱器芯體重量11815kg，長(zhǎng)約5m，封頭處空間太小，封頭拆裝困難，頂部甲板上方無(wú)吊點(diǎn)［10］，而且鋼板過(guò)薄無(wú)法焊接吊點(diǎn)，封頭前無(wú)拉點(diǎn)，需要對(duì)現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行改造，入艙調(diào)節(jié)閥變送器移位，換熱器頂部加工字梁焊接吊點(diǎn)及拉點(diǎn)，操作臺(tái)周?chē)o(hù)欄切除，否則抽芯作業(yè)無(wú)法完成。
2.2抽芯拆檢過(guò)程
通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)流程的控制，將投入式液位計(jì)HE-103A/B隔離泄放，清洗施工人員對(duì)投入式液位計(jì)HE-103A進(jìn)行抽芯拆檢，作業(yè)持續(xù)時(shí)間10d，施工人員8人。起重吊裝的整個(gè)過(guò)程中，從設(shè)備拆卸、吊裝、抽芯及固定，每一步難度之大、風(fēng)險(xiǎn)之高，都給現(xiàn)場(chǎng)工作提出了很高的要求，整個(gè)作業(yè)過(guò)程現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)督全程監(jiān)護(hù)［11－13］。由于渤海某油田采出液中含聚油泥較多，在長(zhǎng)期運(yùn)行過(guò)程里，部分油泥聚合物粘在管殼［14］，現(xiàn)場(chǎng)采取低壓水粗洗－柴油浸泡－高壓水精洗－無(wú)損檢測(cè)，每一步工序都嚴(yán)格按照相關(guān)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行和驗(yàn)收。經(jīng)過(guò)清洗作業(yè)，461根鋼管檢查無(wú)損壞情況，完成投入式液位計(jì)HE-103A的拆檢工作。
2.3HE-103A投入使用情況
投入式液位計(jì)抽芯清洗前后運(yùn)行參數(shù)對(duì)比見(jiàn)表2，投入式液位計(jì)HE-103A清洗前后，殼程出入口壓力變化#為明顯［15］，說(shuō)明殼程經(jīng)過(guò)開(kāi)蓋清洗后，減少了油泥的阻力作用［16］，同時(shí)投入式液位計(jì)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(yàn)和效果
2017年9月完成投入式液位計(jì)HE-103A的抽芯檢查和清洗作業(yè)［17］，發(fā)現(xiàn)內(nèi)部結(jié)構(gòu)基本完好，清出油泥0.5t，內(nèi)部461根管束無(wú)腐蝕滲漏情況存在［18］，抽芯拆檢作業(yè)的費(fèi)用較高。在摸清投入式液位計(jì)HE-103A相關(guān)情況的基礎(chǔ)上，現(xiàn)場(chǎng)研究決定，開(kāi)展投入式液位計(jì)HE-103B的自主清洗作業(yè)�，F(xiàn)場(chǎng)利用輕質(zhì)油浸泡及低壓地?zé)崴疀_洗等措施，實(shí)現(xiàn)換熱器內(nèi)部油泥的溶解和沖洗，從而提高投入式液位計(jì)的換熱效率，達(dá)到降本增效，節(jié)能降耗的目的。
3.1研究項(xiàng)目簡(jiǎn)述
渤海某油田西區(qū)生產(chǎn)專(zhuān)業(yè)開(kāi)展投入式液位計(jì)HE-103B自主清洗作業(yè)，根據(jù)前期投入式液位計(jì)HE-103A的外委清洗作業(yè)效果，生產(chǎn)專(zhuān)業(yè)采用輕烴浸泡和地?zé)崴疀_洗拆檢［19］，多步驟進(jìn)行，對(duì)投入式液位計(jì)HE-103B進(jìn)行自主清洗作業(yè)。耗時(shí)3d完成清洗，共節(jié)約外委施工人力8人，施工費(fèi)用18萬(wàn)元，采用輕烴代替柴油，節(jié)約柴油費(fèi)用2萬(wàn)元，整個(gè)自主清洗作業(yè)共計(jì)節(jié)約經(jīng)費(fèi)超過(guò)20萬(wàn)元。3.2施工步驟描述
通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)流程的預(yù)留甩頭，分別對(duì)投入式液位計(jì)管程和殼程進(jìn)行自主清洗作業(yè)，圖2為投入式液位計(jì)HE-103B的在線清洗流程。
3.2.1管程清洗施工步驟
1)對(duì)投入式液位計(jì)HE-103B管殼程隔離，通過(guò)閉排閥門(mén)對(duì)管殼程原油進(jìn)行放空。
2)通過(guò)公稱(chēng)直徑DN25耐壓軟管連接地?zé)崴虷E-103B合格原油入口管線甩頭，并安裝控制閥門(mén)，控制地?zé)崴帕俊?/div>
3)在HE-103B管程出口甩頭連接公稱(chēng)直徑DN25耐壓軟管，軟管出口對(duì)準(zhǔn)開(kāi)排槽。
4)打開(kāi)地?zé)崴刂崎y門(mén)［20］，對(duì)管程管束進(jìn)行沖洗，通過(guò)耐壓軟管出口觀察地?zé)崴|(zhì)。
5)化驗(yàn)員取樣分析地?zé)崴妥兓闆r。
6)根據(jù)含油具體情況，判斷管束沖洗效果，等待投用。
現(xiàn)場(chǎng)通過(guò)地?zé)崴疀_洗和浸泡，對(duì)管程進(jìn)行清洗，并在出口處取樣化驗(yàn)水中含油情況，剛開(kāi)始時(shí)，含油較多，沖洗兩個(gè)多小時(shí)后，水中含油基本為零，分析認(rèn)為管程中介質(zhì)為該油田經(jīng)過(guò)多級(jí)分離后含水低于1%的合格原油，對(duì)管程未造成明顯結(jié)垢情況。
3.2.2殼程清洗施工步驟
1)HE-103B為直徑4m，長(zhǎng)度6m的臥式換熱器，減去換熱器內(nèi)管程管束體積，預(yù)計(jì)使用輕質(zhì)油2m3左右;通過(guò)公稱(chēng)直徑DN25耐壓軟管連接地?zé)崴虷E-103B合格原油入口管線甩頭，并安裝控制閥門(mén)，控制地?zé)崴帕俊?/div>
2)對(duì)HE-103B管程、殼程的出入口進(jìn)行隔離，通過(guò)HE-103B的閉式排放閥門(mén)對(duì)管殼程原油進(jìn)行放空，連接氮?dú)庀到y(tǒng)管線至殼程入口甩頭，對(duì)殼程系統(tǒng)進(jìn)行吹掃至閉排;打開(kāi)地?zé)崴刂崎y門(mén)，對(duì)管程管束進(jìn)行沖洗，通過(guò)耐壓軟管出口觀察地?zé)崴|(zhì)。
3)關(guān)閉殼程安全閥出口，利用安全閥處甩頭作為注入點(diǎn)(殼程低點(diǎn))，對(duì)殼程進(jìn)行充液，通過(guò)壓力表處(殼程高點(diǎn))連接管線至地漏，作為排放點(diǎn)，確認(rèn)殼程是否充滿液。
4)通過(guò)公稱(chēng)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(gè)換熱器充滿液烴，進(jìn)行浸泡。
5)浸泡48h后，將殼程通過(guò)排放管線放空，在放空過(guò)程中，取樣觀察油泥含量，判斷液烴浸泡效果。
6)通過(guò)公稱(chēng)直徑DN25耐壓軟管連接地?zé)崴虷E-103B殼程安全閥出口管線甩頭，并安裝控制閥門(mén)，控制地?zé)崴帕俊?/div>
7)在HE-103B殼程出口甩頭連接公稱(chēng)直徑DN25耐壓軟管，軟管出口對(duì)準(zhǔn)開(kāi)排槽，打開(kāi)地?zé)崴刂崎y門(mén)，對(duì)殼程進(jìn)行沖洗，通過(guò)耐壓軟管出口觀察地?zé)崴|(zhì)。
8)化驗(yàn)員取樣分析地?zé)崴妥兓闆r，根據(jù)含油具體情況，判斷管束沖洗效果，等待投用。
現(xiàn)場(chǎng)通過(guò)輕質(zhì)油浸泡［21］，對(duì)殼程進(jìn)行清洗，再通過(guò)地?zé)崴M(jìn)行沖洗，并在出口處取樣化驗(yàn)水中含油情況，其中明顯含有絮狀物及浮油，是因?yàn)殚L(zhǎng)期注聚導(dǎo)致產(chǎn)出液中含聚。隨后停止地?zé)崴疀_洗，再進(jìn)行幾次輕質(zhì)油浸泡，使殼程中結(jié)垢物能被輕質(zhì)油溶解，再通過(guò)地?zé)崴疀_洗，盡量降低出口處含油量。
3.3效果評(píng)估
通過(guò)HE-103A抽芯清洗作業(yè)，換熱器內(nèi)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(fèi)用15萬(wàn)元左右。本次生產(chǎn)專(zhuān)業(yè)自主開(kāi)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(shù)，并進(jìn)行比對(duì)。
投入式液位計(jì)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(yùn)行參數(shù)對(duì)比見(jiàn)表3，投入式液位計(jì)通過(guò)外委清洗和現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)展試驗(yàn)在線清洗效果對(duì)比見(jiàn)表4。由表4可看出，投入式液位計(jì)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(jì)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(jìn)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(yù)期效果。
4結(jié)論
前期開(kāi)展外委拆檢清洗作業(yè)，摸清投入式液位計(jì)HE-103A的內(nèi)部結(jié)構(gòu)及腐蝕、堵塞情況，發(fā)現(xiàn)渤海某油田產(chǎn)出原油油品較好，雖產(chǎn)出液中有較多聚合物等形成的油泥，但是經(jīng)過(guò)前面兩級(jí)分離器的分離之后，進(jìn)入換熱器殼程的原油中所含聚合物未對(duì)殼程造成堵塞和腐蝕。在此基礎(chǔ)上，油田現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)展在線清洗后，做出使用效果比對(duì)，投入式液位計(jì)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(jì)在線清洗的效果顯著�，F(xiàn)場(chǎng)自主研究，開(kāi)展投入式液位計(jì)在線清洗作業(yè)，節(jié)約了大量的經(jīng)濟(jì)成本，為此類(lèi)工作的開(kāi)展提供有力的佐證。
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