工业加热炉天然气改造
杨爱华
[摘 要]郝现联合站原油稳定装置主要担负着上游三个管理区的原油稳定任务，其中加热炉负责稳定原油的加热，日稳定原油1200吨，设计原油稳定能力75×104t/a。加热炉热负荷为2700KW，燃料气用量4000m3/d。在当前低油价的新形势下，随着降本增效工作的深入推进，在保證安全生产和原油指标达标的前提下，进一步降低加热炉炉燃气量，是降本增效工作的关键点之一。
中图分类号：TE89 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）30-0265-01
一、选题理由
理由：加热炉能耗较高给我站的成本控制带来困难，其中燃气量大是影响加热炉运行能耗的重点。由2015年生产成本可知，郝现联电耗、药耗、吨油成本等均在指标内，只有燃气单耗超出指标2个百分点。因此燃气单耗过高成为制约我站成本控制的根本。2015年加热炉燃气量为1525627m3，占总燃气量的84.2%。根据采油厂节能指标要求：加热炉年燃气量≤120×104m3/a的生产运行指标。我们QC小组选定《降低加热炉燃气量》为活动课题。
二、现状调查
郝现联加热炉全年运行，担负着三个管理区原油稳定、外输原油加热的任务。油田生产井口伴生气随井口来液进入分离器分离，干燥处理后一部分经轻烃站深度处理后用作为加热炉燃料供应生产，余下部分外输至首站完成采油一矿年度交气量指标。加热炉燃气单耗的高低，直接影响着天然气的产量，同时也是节能的重要考核指标。
2015年加热炉燃气量月平均为4168m3/d，冬季生产1-3月及10-12月加热炉平均燃气量4494m3/d，而其他月份用量平均为3868m3/d，加热炉燃气量过高减少了外输气量，同时增加了原油生产单耗，超过了采油厂下达的年度燃气指标，因此如何降低加热炉燃气量是本次课题主攻点。
我站加热炉效率>78%。郝现联原油稳定温度控制在110～120℃间，正常生产时温度变化不大。脱水原油经加热后，温度达到外输温度，夏季外输温度约65℃，冬季气温降低约55℃，正常生产时均可满足外输温度要求。
结合实际生产情况，对2015年10月脱水原油含水与加热炉燃气量对应关系进行了统计，加热炉平均燃气量4168m3/d，平均含水为0.42%，由于9月中旬几天原油含水升高，加热炉燃气量增大，原油含水降低，燃气量下降。可以看出含水最高时对应燃气量最大。
根据2001年中国石油天然气华东勘探设计研究院设计的《郝现联原油稳定改造工程》中的设计要求：45℃原油进换热器换热至98℃，再进入原油加热炉。但现场情况与设计数据存在较大偏差。目前换热器出口温度仅为85℃，与设计要求相差13℃的温差，不能将经加热后的原油的温度充分的传递给未经加热的原油，达不到设计要求。
通过上述分析，2016年5月小组成员就2015年燃气量与2014年燃气量作了对比，对2015年各因素影响的加热炉燃气量进行了统计分析，脱水原油含水升高和换热器效率低导致加热炉燃气量增加分别为131690.13m3和99006.44m3，占总气量的40%和30%，根据各因素对加热炉燃气量影响情况统计情况作出柱状图（如图1）。
从柱状图中可以看出，脱水原油含水升高和换热器效率低对加热炉燃气量影响最大。
综上所述，找出了加热炉燃气量高的关键因素，因此通过控制脱水原油含水及提升换热效率可有效降低加热炉的燃气量。
三、制定目标
根据郝现联考核指标：加热炉燃气量制定目标由152×104m3/a降至120×104m3/a。
四、要因验证
要因验证一处理史南来液分离器效果差
4#分离器接收采油一矿史南站来液处理，液面调节波动、药剂投加量不合理，均会造成油路含水升高。当油水界面出现波动时，会造成分离器跑气，继而使沉降罐油水界面不清，混油带增加导致原油溢流及脱水泵出口含水升高。严重影响后续沉降脱水，造成溢流含水、脱水泵出口含水升高，势必会造成加热炉燃气量增大。
因此该因素为要因。
要因验证二换热器内部结垢
根据原油比热容曲线图，取45℃原油比热容为2.174KJ/（Kg·K），取120℃的原油比热容为2.244KJ/（Kg·K），进稳定装置原油流量为72t/h，出稳定装置原油流量为70t/h。
Qm1C1（T热进-T热出）=Qm2C2（T冷出-T冷进）
70/3600×2.244（125-75）=72/3600×2.174（T冷出-45）
T冷出=96℃
由公式可知，根据设计要求当热油出口温度在75℃时，冷油在换热器的出口（即加热炉进口）可达96℃基本与设计要求的98℃吻合。而目前换热器出口温度仅为85℃，与设计要求相差13℃的温差，不能将经加热后的原油的温度充分的传递给未经加热的原油，达不到设计要求。
换热器进口温度为45℃，由于换热效率差导致进加热炉前出口温度只有85℃，通过计算可知，当加热炉进口温度提高1℃，加热炉热负荷（Q）将降低38×105kJ/d，根据天然气的低位发热值表查得天然气的低位发热值为9310kcal/m3=9310×4.186KJ/m3=38×103kJ/m3，及加热炉进口温度提高1℃，加热炉燃气量降低约为100m3/d。
因此该因素为要因。
五、制定对策和对策实施
对策（一）调节油水界面、优化加药量
通过调整4#分离器油水界面，使油水界面由1.5m，下降至1.3米，增加油水沉降的时间，增大油珠上浮所需时间。由斯托克斯公式可知：
式中：
u-颗粒的浮升速度，m/s；
ρw、ρo-分别表示颗粒及水的密度，kg/m3；
g-重力加速度，m/s2；
μ-污水的粘度，Pa﹒s；
d-颗粒的粒径，m。
调整油水界面的同时，对该分离器增大加药量，由20kg/d提升至30kg/d。连续一个月后，对4#出口含水进行监测，调整后小组成员对2016年7月加热炉燃气量与脱水原油含水情况作了调查。结果表明，平均含水由0.41%降为0.23%，加热炉平均燃气量由4480m3/d降低为3068m3/d。
对策（二）对换热器进行开罐清洗
利用稳定检修，对换热器进行开罐清理，并重新完善换热器保温层。清理后的换热器换热效率将大大增加，使冷油出口温度由85℃提升至95℃。由前面计算公式可知，加热炉进口每提高1℃，燃气量将减少100m3/d。因此通过该措施，燃气量将减少1000m3/d。
实施后，小组成员对2013.05-2013.08加热炉燃气量进行统计，经过活动后加热炉燃气量大大降低，仅为1087410m3/a，年节省燃气量438217m3，低于设定目标值，实现了活动目标。
