油氣田加熱爐提效技術研究與實踐

魏江東 惠熙祥 顧利民 解紅軍 林冉 呂亳龍

（中國石油規劃總院）

中國石油勘探與生產分公司是中國石油集團公司的耗能大戶，能耗總量約占集團公司的43%，而加熱爐是油氣田生產的重要耗能設備，主要分布在油氣井口、計量站、接轉站、聯合站以及天然氣處理廠[1]，總數量達到2萬余臺，年耗能量達到400×104t標準煤。由于油氣生產的特點，加熱爐工作環境惡劣，被加熱介質復雜，運行負荷多變，管理難度大，并且存在設備老化、自動化水平低等問題，導致加熱爐熱效率平均效率僅有80%左右[2]。

1 加熱爐存在問題分析

爐總數量的46%。這些加熱爐結構簡單，運行熱效率僅為40%～60%，影響了加熱爐整體平均效率[3]。并且，由于油氣田生產用熱需求具有顯著的季節性，即冬季高、春秋低，夏季部分加熱爐停運，運行負荷季節性波動較大，且加熱爐建設安裝時一般按最大負荷設計。隨著區域性產量遞減以及采出液含水率上升，用熱負荷降低，導致加熱爐“負荷不足”問題凸顯，加熱爐熱效率下降。從油氣田加熱爐普測結果（圖1）看出，加熱爐運行負荷率控制在50%～90%時較為合理，而加熱爐平均運行負荷率僅為41.5%。

1.1 設備老化嚴重，新度系數低

油氣田在用加熱爐使用時間超過20年的占9%，使用時間10～20年的加熱爐占29%。在油氣田上大量使用的水套爐和火筒爐新度系數僅有0.45，相變加熱爐新度系數也只有0.61。這些老舊加熱爐多存在換熱面結垢嚴重、保溫層脫落、承壓件和煙筒腐蝕等問題，不但運行熱效率遠低于新加熱爐，還容易發生鼓包、穿孔等安全事故。

1.2 單機功率小，運行負荷率低

油氣田加熱爐分布點多、面廣、單機容量小，加熱爐裝機容量小于0.4 MW的占總數的74.0%，其中井口加熱爐平均功率在150 kW左右，卻占加熱

圖1 油氣田加熱爐監測熱效率與運行負荷率關系

1.3 自控水平低，排煙熱損失大

老式的水套爐、火筒爐以負壓燃燒方式為主，為滿足空氣抽力要求，煙囪設計較高，導致煙箱出口處排煙溫度高且煙筒熱損失大；同時，由于加熱爐煙氣換熱系統結構簡單、內部積灰結焦和換熱面介質側結垢等原因，導致煙氣熱量不能充分換熱，排煙溫度偏高。根據現場監測和計算，加熱爐排煙溫度每升高20℃，爐效就要降低1%；并且，這些加熱爐使用自然吸氣簡易燃燒器，主要以人工手動調節閥門的方式控制火焰大小，從技術上無法根據負荷變化精細調節配風，導致加熱爐空氣系數高，大量空氣被無效加熱，進一步加大了排煙熱損失[4]。根據現場監測和計算，空氣系數每增加0.1，加熱爐熱效率降低0.56%。

1.4 運行參數調整及運行管理欠缺

由于油氣田加熱爐安裝區域分散，工作條件惡劣，管理難度較大，且存在一定程度上的粗放管理，導致加熱爐運行參數沒有隨著負荷量、氣候及燃燒情況進行及時和動態調整，設備不能始終在經濟高效工作區運行；出現問題未能及時維修、維護，也一定影響了加熱爐效率[5]。

2 加熱爐提效技術研究

2.1 研發新型加熱爐

1）“殼程長效相變加熱爐”。對被加熱介質走殼程的加熱爐，采用分體式結構，換熱殼內設置在線機械清淤除垢機構（刮板毛刷），對換熱面介質側進行在線清淤，可用于替代泵前加熱爐或低壓力等級加熱爐。

2）“高效盤管式相變加熱爐”。對被加熱介質走管程的加熱爐，采用單體臥式結構，在換熱盤管內應用在線周期性通球方法除去換熱盤管內壁的垢質和淤積物，可用于替代泵后加熱爐以及高壓力等級加熱爐。這兩種加熱爐設計效率超過90%，在大慶油田安裝應用并運行一段時間后進行測試，熱效率可長期保持在85%以上，尤其適用于聚合物驅、三元復合驅等化學驅開發方式的區塊。

3）“冷凝式加熱爐”。在加熱爐煙道中設置煙氣冷凝換熱器，吸收煙氣余熱中的顯熱和汽化潛熱，預熱被加熱介質并降低排煙溫度，關鍵部件采用不銹鋼材質，解決了低溫腐蝕問題。加熱爐設計效率為93%，在冀東油田進行應用，運行熱效率超過90%，排煙溫度可降低到50℃，適合在各油氣站場使用。

4）“反燒式一體化井口加熱爐”。改變了原有井口加熱爐簡單化設計，采用立式結構，設置主、副火筒，副火筒采用煙管結構，煙氣到達火筒頂部后經副火筒向下流動，到達底部后經煙筒排出。這種結構設計增強了煙氣與被加熱介質的換熱，大大提高了井口加熱爐效率，可應用于區塊優化、平臺集中加熱輸油、偏遠井單管熱輸等工藝。

2.2 優化用熱負荷，消減井口加熱爐

開發了油氣集輸系統用熱優化軟件，開展了不同工況和原油物性下不加熱集油邊界條件試驗研究。根據研究，對含水率較高的油井直接停用井口加熱爐；對三管伴熱等高耗能工藝流程進行改造，推廣單管不加熱集油工藝；合并計量站、接轉站等小站的低負荷加熱爐；聯合站內提高一段脫水效果，高含水期實施加熱前預脫水，降低整體用熱需求[6]。

2.3 實施加熱爐設備提效技術改造

篩選加熱爐提效技術，開展技術評價和集成技術研究，并在各油田推廣實施。針對空氣系數高的加熱爐，應用全自動燃燒器，并配置比例調節控制器；較大功率的加熱爐配套安裝煙氣在線監測系統，及時調節空燃比；負壓燃燒的加熱爐選用自動配風的燃燒器。針對排煙溫度高的加熱爐，及時采取清除垢和除灰措施，涂刷遠紅外涂料，提高傳熱效率；較大功率的加熱爐尾部配置余熱回收系統；對于結垢特別頻繁的加熱爐，應用機械式自動除垢裝置或可抽式煙火管技術。

2.4 制定加熱爐標準、規范和管理規定

完善油氣田用加熱爐能耗測試和評價標準，制定加熱爐經濟運行規范、操作規程、設計選型指南，油氣集輸系統用熱技術導則和油氣田加熱爐提效技術應用指南等標準、規范和指導性文件，開發加熱爐和注汽鍋爐熱效率在線監測技術。根據生產工況和季節變化，及時調整加熱爐運行參數，定期清淤、清垢、除灰，配備能源計量儀表，實現加熱爐的精細化管理。

3 加熱爐提效工程實施

按照“摸清現狀、確定目標、指標分解、科研攻關、工程實施、監測評價”的總體工作思路，在各油氣田進行了“優化核減、設備更新、技術改造和運行管理”四大提效工程。通過用熱負荷優化，消減加熱爐1500余臺，對老舊加熱爐實施整體更換1000余臺，對自動化水平低、排煙溫度高的加熱爐實施提效技術改造3000余臺，采取調參、維修、維護等管理提效措施1.4萬臺次。工程實施后油氣田加熱爐平均排煙溫度下降了6.5℃，空氣系數下降了0.6，負荷率提高了8.3個百分點，加熱爐整體熱效率提高了5.3個百分點。

4 結論

通過技術應用和工程實施，各油氣田合計實現節能27×104t標準煤，減少CO2排放51×104t，創經濟效益3.3×108元，保障了油氣田企業實現持續、綠色發展，有力支撐了集團公司節能目標的實現。下一步將加快科技成果轉化應用，在設備采購過程中強化源頭控制，持續優化和降低用熱負荷，加強集輸系統余熱利用，促進油氣田熱力系統效率整體不斷提升。