摘要:海上油田投入式液位計長期處于使用狀態時，內部結垢情況嚴重，管壁沉著大量的聚合物和原油蠟質等，會降低換熱器的換熱效率。為了探求簡單、快捷的海上油田投入式液位計在線清洗方式，對換熱器拆檢清洗和在線清洗方式進行了探索研究和實踐，并對兩種清洗方式的效果進行比對，實驗數據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到使用要求。近年來，渤海油田大力開展降本增效技術攻關，自主在線清洗從根本上節約人力和成本，達到節能降耗的目的，并為此類工作的開展提供有力的佐證。
0前言
投入式液位計在原油處理流程中起到溫度置換的作用［1－2］，該設備在渤海某油田的生產處理流程中［3］，本身兼具節能降耗的目的，自1999年投產以來，投入式液位計未經過拆檢和清洗，生產物流因結蠟產生的聚合物等雜質導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，將投入式液位計HE-103A進行拆檢和清洗，以HE-103A的清洗情況為基礎，現場展開對投入式液位計HE-103B自主在線清洗的探索研究與實踐，試驗取得了較好的效果，節約大量人力和成本，在節能降耗的道路上再創佳績［6］。
1投入式液位計簡介
1.1主要設計參數
投入式液位計(HE-103A/B)2臺，每臺負荷為420kW，熱源來自電脫水器的熱油，冷的原油走殼程，熱的原油走管程，主要設計參數見表1。
1.2投入式液位計使用狀況
渤海某油田投入式液位計HE-103A/B，流程上處于油田一級分離器和投入式液位計HE-104A/B/C之間，內部采用管殼式結構，管程介質為含水低于1%的合格原油，溫度75℃左右，殼程介質為來自一級分離器的出口原油，溫度46℃左右，通過熱量置換，既起到加熱原油的作用，也達到降低入艙原油溫度的目的，為海水冷卻器HE-106A/B減少負荷壓力，為流程內即將進入熱處理器V－103的原油提供溫度需求。鑒于
投入式液位計HE-103A/B未進行過抽芯檢查和清洗作業［7］，內部結構、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，降低了設備使用效率。投入式液位計HE-103A/B生產流程見圖1［8］。
2投入式液位計HE-103A外委拆檢清洗
2017年9月，渤海某油田將投入式液位計HE-103A抽芯清洗并拆檢的作業委托給天津某清洗公司進行現場
施工［9］，清洗換熱器內部積聚的油泥，摸清換熱器內部結構的現狀及腐蝕情況，從而提高換熱器的換熱效果。
2.1前提投入和準備工作
HE-103A換熱器芯體重量11815kg，長約5m，封頭處空間太小，封頭拆裝困難，頂部甲板上方無吊點［10］，而且鋼板過薄無法焊接吊點，封頭前無拉點，需要對現場進行改造，入艙調節閥變送器移位，換熱器頂部加工字梁焊接吊點及拉點，操作臺周圍護欄切除，否則抽芯作業無法完成。
2.2抽芯拆檢過程
通過現場流程的控制，將投入式液位計HE-103A/B隔離泄放，清洗施工人員對投入式液位計HE-103A進行抽芯拆檢，作業持續時間10d，施工人員8人。起重吊裝的整個過程中，從設備拆卸、吊裝、抽芯及固定，每一步難度之大、風險之高，都給現場工作提出了很高的要求，整個作業過程現場監督全程監護［11－13］。由于渤海某油田采出液中含聚油泥較多，在長期運行過程里，部分油泥聚合物粘在管殼［14］，現場采取低壓水粗洗－柴油浸泡－高壓水精洗－無損檢測，每一步工序都嚴格按照相關質量標準執行和驗收。經過清洗作業，461根鋼管檢查無損壞情況，完成投入式液位計HE-103A的拆檢工作。
2.3HE-103A投入使用情況
投入式液位計抽芯清洗前后運行參數對比見表2，投入式液位計HE-103A清洗前后，殼程出入口壓力變化#為明顯［15］，說明殼程經過開蓋清洗后，減少了油泥的阻力作用［16］，同時投入式液位計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和效果
2017年9月完成投入式液位計HE-103A的抽芯檢查和清洗作業［17］，發現內部結構基本完好，清出油泥0.5t，內部461根管束無腐蝕滲漏情況存在［18］，抽芯拆檢作業的費用較高。在摸清投入式液位計HE-103A相關情況的基礎上，現場研究決定，開展投入式液位計HE-103B的自主清洗作業�，F場利用輕質油浸泡及低壓地熱水沖洗等措施，實現換熱器內部油泥的溶解和沖洗，從而提高投入式液位計的換熱效率，達到降本增效，節能降耗的目的。
3.1研究項目簡述
渤海某油田西區生產專業開展投入式液位計HE-103B自主清洗作業，根據前期投入式液位計HE-103A的外委清洗作業效果，生產專業采用輕烴浸泡和地熱水沖洗拆檢［19］，多步驟進行，對投入式液位計HE-103B進行自主清洗作業。耗時3d完成清洗，共節約外委施工人力8人，施工費用18萬元，采用輕烴代替柴油，節約柴油費用2萬元，整個自主清洗作業共計節約經費超過20萬元。3.2施工步驟描述
通過現場流程的預留甩頭，分別對投入式液位計管程和殼程進行自主清洗作業，圖2為投入式液位計HE-103B的在線清洗流程。
3.2.1管程清洗施工步驟
1)對投入式液位計HE-103B管殼程隔離，通過閉排閥門對管殼程原油進行放空。
2)通過公稱直徑DN25耐壓軟管連接地熱水和HE-103B合格原油入口管線甩頭，并安裝控制閥門，控制地熱水排量。
3)在HE-103B管程出口甩頭連接公稱直徑DN25耐壓軟管，軟管出口對準開排槽。
4)打開地熱水控制閥門［20］，對管程管束進行沖洗，通過耐壓軟管出口觀察地熱水水質。
5)化驗員取樣分析地熱水含油變化情況。
6)根據含油具體情況，判斷管束沖洗效果，等待投用。
現場通過地熱水沖洗和浸泡，對管程進行清洗，并在出口處取樣化驗水中含油情況，剛開始時，含油較多，沖洗兩個多小時后，水中含油基本為零，分析認為管程中介質為該油田經過多級分離后含水低于1%的合格原油，對管程未造成明顯結垢情況。
3.2.2殼程清洗施工步驟
1)HE-103B為直徑4m，長度6m的臥式換熱器，減去換熱器內管程管束體積，預計使用輕質油2m3左右;通過公稱直徑DN25耐壓軟管連接地熱水和HE-103B合格原油入口管線甩頭，并安裝控制閥門，控制地熱水排量。
2)對HE-103B管程、殼程的出入口進行隔離，通過HE-103B的閉式排放閥門對管殼程原油進行放空，連接氮氣系統管線至殼程入口甩頭，對殼程系統進行吹掃至閉排;打開地熱水控制閥門，對管程管束進行沖洗，通過耐壓軟管出口觀察地熱水水質。
3)關閉殼程安全閥出口，利用安全閥處甩頭作為注入點(殼程低點)，對殼程進行充液，通過壓力表處(殼程高點)連接管線至地漏，作為排放點，確認殼程是否充滿液。
4)通過公稱直徑DN25耐壓軟管連接液烴泵出口和殼程安全閥甩頭入口，將整個換熱器充滿液烴，進行浸泡。
5)浸泡48h后，將殼程通過排放管線放空，在放空過程中，取樣觀察油泥含量，判斷液烴浸泡效果。
6)通過公稱直徑DN25耐壓軟管連接地熱水和HE-103B殼程安全閥出口管線甩頭，并安裝控制閥門，控制地熱水排量。
7)在HE-103B殼程出口甩頭連接公稱直徑DN25耐壓軟管，軟管出口對準開排槽，打開地熱水控制閥門，對殼程進行沖洗，通過耐壓軟管出口觀察地熱水水質。
8)化驗員取樣分析地熱水含油變化情況，根據含油具體情況，判斷管束沖洗效果，等待投用。
現場通過輕質油浸泡［21］，對殼程進行清洗，再通過地熱水進行沖洗，并在出口處取樣化驗水中含油情況，其中明顯含有絮狀物及浮油，是因為長期注聚導致產出液中含聚。隨后停止地熱水沖洗，再進行幾次輕質油浸泡，使殼程中結垢物能被輕質油溶解，再通過地熱水沖洗，盡量降低出口處含油量。
3.3效果評估
通過HE-103A抽芯清洗作業，換熱器內部管束基本完好，殼程集聚較多油泥，一次外委清洗作業大概需要人員8人，費用15萬元左右。本次生產專業自主開展HE-103B清洗作業，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，并進行比對。
投入式液位計HE-103B完成自主清洗作業后，換熱效率得到明顯提升［22］，換熱器自主清洗前后運行參數對比見表3，投入式液位計通過外委清洗和現場開展試驗在線清洗效果對比見表4。由表4可看出，投入式液位計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℃)進行比較，兩種方式取得的效果基本一致，自主清洗作業取得預期效果。
4結論
前期開展外委拆檢清洗作業，摸清投入式液位計HE-103A的內部結構及腐蝕、堵塞情況，發現渤海某油田產出原油油品較好，雖產出液中有較多聚合物等形成的油泥，但是經過前面兩級分離器的分離之后，進入換熱器殼程的原油中所含聚合物未對殼程造成堵塞和腐蝕。在此基礎上，油田現場開展在線清洗后，做出使用效果比對，投入式液位計HE-103B的清洗效果接近外委施工的作業效果，投入式液位計在線清洗的效果顯著�，F場自主研究，開展投入式液位計在線清洗作業，節約了大量的經濟成本，為此類工作的開展提供有力的佐證。
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