中国石油集团油气田企业加热炉提效工作回眸

 

提到加热炉，油田一线员工对它再熟悉不过，特别是“三北”地区油田和全国的稠油油田，加热炉更是应用普遍的重要热工设备。数量多、年头久、作用大，奠定了其油田“老炮儿”的地位，但很少有人知道，“牛哄哄”的加热炉单项能耗就占到集团公司能耗总量的1/4，是不折不扣的耗能大户。

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“十二五”期间，集团公司将加热炉提效工作摆在油气田企业节能降耗工作的重要位置，通过3年集中攻关治理，2015年年底加热炉平均效率由不足80%提高到85.3%，各油气田节能总量达到27.3万吨标煤，减少二氧化碳排放50.6万吨。当前，在集团公司应对低油价挑战的关键时期，昔日耗能“老炮儿”更是成为集团公司上游业务开源节流降本增效工作的一匹“黑马”。

量多质低，降本提效迫在眉睫

原油采出地面后，由于温度、环境的变化容易凝固。为保证原油流动，在油井井口、转油站、联合站、外输等环节设置加热炉成为原油开采工艺的重要环节。由于其“地位”重要，加热炉热效率的高低长期以来没有得到充分的关注。

据统计，2012年中国石油油气田在用加热炉数量已达2万台，其中仅井口炉就达9400余台，但这些加热炉热效率普遍低于80%，远低于炼化企业和国外同类加热炉指标。

在主要生产稠油的辽河油田，加热炉更是生产中必不可少的重要装置。仅这个油田的加热炉总数就超过1万台，且多为小型井口炉，分布零散。

由于使用年限长，大多数油田的加热炉不同程度地存在设备老化、炉内腐蚀结垢等问题，严重影响了换热效率及安全运行。特别是一些设备自动化水平低、空气系数高、排烟热损失大。

因此，加热炉的运行状况和换热效率的高低，不仅直接影响原油生产成本中能耗费用的份额，还关系到原油集输生产的安全，影响着油田的生产效率和经济效益。

抓住主要矛盾，进而改进和提高，必能事半功倍。

2012年，集团公司将加热炉提效工作提上重要日程，在各油气田成立了加热炉提效工作领导小组，并安排部署节能节水专项、老油田改造、设备更新、隐患治理和其他五类提效资金渠道，共计10亿元用于实施加热炉提效工程，一场节能专项大改造行动就此展开。

四措并举，全面完成节能目标

安全环保与节能部提供的数据显示，集团公司油田用加热炉每年能耗总量达400多万吨标煤，提效潜力巨大。自2013年以来，集团公司通过实施优化核减、设备更新、技术改造、运行管理四大提效措施近2万台次，如期实现“十二五”末油气田加热炉平均效率提高5个百分点的工作目标，形成经济效益3.3亿元。

根据原油特质对开采输送工艺进行优化，减少加热炉使用环节是提效工作的重要内容。随着油田的开发，采出液含水上升，黏度大幅度下降，温度变化对液体黏度影响降低，在部分单井和计量站可采用常温输送技术。新疆油田在原油含水上升超过转相点约20%左右时，实施不加热常温输送工艺，停用部分井口加热炉和计量站水套炉共计1000余台；华北油田利用余热及地热替代加热炉，着力实施油井冷输，改三管伴热为掺水工艺，核减加热炉20余台。

通过摸排盘查，各油田对使用年限长、腐蚀严重或热疲劳严重的、局部改造后仍无法提高热效率的加热炉进行整体更新。辽河油田对相邻站场的加热炉进行合并，更新老旧的井口加热炉和站场炉400余台，更新后热效率达到86%以上；长庆油田按照高效低耗、安全可靠、技术实用、自动控制的原则，推广使用高效冷凝炉126台，与同类加热炉相比，热效率提高了约8%。