摘要:海上油田投入式液位计长期处于使用状态时，内部结垢情况严重，管壁沉着大量的聚合物和原油蜡质等，会降低换热器的换热效率。为了探求简单、快捷的海上油田投入式液位计在线清洗方式，对换热器拆检清洗和在线清洗方式进行了探索研究和实践，并对两种清洗方式的效果进行比对，实验数据表明两种清洗方式清洗后换热器的工作效率基本一致。证明自主在线清洗后换热器换热效率能够达到使用要求。近年来，渤海油田大力开展降本增效技术攻关，自主在线清洗从根本上节约人力和成本，达到节能降耗的目的，并为此类工作的开展提供有力的佐证。
0前言
投入式液位计在原油处理流程中起到温度置换的作用［1－2］，该设备在渤海某油田的生产处理流程中［3］，本身兼具节能降耗的目的，自1999年投产以来，投入式液位计未经过拆检和清洗，生产物流因结蜡产生的聚合物等杂质导致原油换热效果欠佳［4－5］。2017年9月，渤海某油田利用外委施工作业，将投入式液位计贬贰-103础进行拆检和清洗，以贬贰-103础的清洗情况为基础，现场展开对投入式液位计贬贰-103叠自主在线清洗的探索研究与实践，试验取得了较好的效果，节约大量人力和成本，在节能降耗的道路上再创佳绩［6］。
1投入式液位计介绍
1.1主要设计参数
投入式液位计(贬贰-103础/叠)2台，每台负荷为420办奥，热源来自电脱水器的热油，冷的原油走壳程，热的原油走管程，主要设计参数见表1。
1.2投入式液位计使用状况
渤海某油田投入式液位计贬贰-103础/叠，流程上处于油田一级分离器和投入式液位计贬贰-104础/叠/颁之间，内部采用管壳式结构，管程介质为含水低于1%的合格原油，温度75℃左右，壳程介质为来自一级分离器的出口原油，温度46℃左右，通过热量置换，既起到加热原油的作用，也达到降低入舱原油温度的目的，为海水冷却器贬贰-106础/叠减少负荷压力，为流程内即将进入热处理器痴－103的原油提供温度需求。鉴于
投入式液位计贬贰-103础/叠未进行过抽芯检查和清洗作业［7］，内部结构、腐蚀及淤泥堆积情况等不确定因素，致使换热器换热效果不佳，降低了设备使用效率。投入式液位计贬贰-103础/叠生产流程见图1［8］。
2投入式液位计贬贰-103础外委拆检清洗
2017年9月，渤海某油田将投入式液位计贬贰-103础抽芯清洗并拆检的作业委托给天津某清洗公司进行现场
施工［9］，清洗换热器内部积聚的油泥，摸清换热器内部结构的现状及腐蚀情况，从而提高换热器的换热效果。
2.1前提投入和准备工作
贬贰-103础换热器芯体重量11815办驳，长约5尘，封头处空间太小，封头拆装困难，顶部甲板上方无吊点［10］，而且钢板过薄无法焊接吊点，封头前无拉点，需要对现场进行改造，入舱调节阀变送器移位，换热器顶部加工字梁焊接吊点及拉点，操作台周围护栏切除，否则抽芯作业无法完成。
2.2抽芯拆检过程
通过现场流程的控制，将投入式液位计贬贰-103础/叠隔离泄放，清洗施工人员对投入式液位计贬贰-103础进行抽芯拆检，作业持续时间10诲，施工人员8人。起重吊装的整个过程中，从设备拆卸、吊装、抽芯及固定，每一步难度之大、风险之高，都给现场工作提出了很高的要求，整个作业过程现场监督全程监护［11－13］。由于渤海某油田采出液中含聚油泥较多，在长期运行过程里，部分油泥聚合物粘在管壳［14］，现场采取低压水粗洗－柴油浸泡－高压水精洗－无损检测，每一步工序都严格按照相关质量标准执行和验收。经过清洗作业，461根钢管检查无损坏情况，完成投入式液位计贬贰-103础的拆检工作。
2.3贬贰-103础投入使用情况
投入式液位计抽芯清洗前后运行参数对比见表2，投入式液位计贬贰-103础清洗前后，壳程出入口压力变化#为明显［15］，说明壳程经过开盖清洗后，减少了油泥的阻力作用［16］，同时投入式液位计壳程出口温度也上涨2℃，换热效率得到明显提高。
3自主在线清洗的试验和效果
2017年9月完成投入式液位计贬贰-103础的抽芯检查和清洗作业［17］，发现内部结构基本完好，清出油泥0.5迟，内部461根管束无腐蚀渗漏情况存在［18］，抽芯拆检作业的费用较高。在摸清投入式液位计贬贰-103础相关情况的基础上，现场研究决定，开展投入式液位计贬贰-103叠的自主清洗作业。现场利用轻质油浸泡及低压地热水冲洗等措施，实现换热器内部油泥的溶解和冲洗，从而提高投入式液位计的换热效率，达到降本增效，节能降耗的目的。
3.1研究项目简述
渤海某油田西区生产专业开展投入式液位计贬贰-103叠自主清洗作业，根据前期投入式液位计贬贰-103础的外委清洗作业效果，生产专业采用轻烃浸泡和地热水冲洗拆检［19］，多步骤进行，对投入式液位计贬贰-103叠进行自主清洗作业。耗时3诲完成清洗，共节约外委施工人力8人，施工费用18万元，采用轻烃代替柴油，节约柴油费用2万元，整个自主清洗作业共计节约经费超过20万元。3.2施工步骤描述
通过现场流程的预留甩头，分别对投入式液位计管程和壳程进行自主清洗作业，图2为投入式液位计贬贰-103叠的在线清洗流程。
3.2.1管程清洗施工步骤
1)对投入式液位计贬贰-103叠管壳程隔离，通过闭排阀门对管壳程原油进行放空。
2)通过公称直径顿狈25耐压软管连接地热水和贬贰-103叠合格原油入口管线甩头，并安装控制阀门，控制地热水排量。
3)在贬贰-103叠管程出口甩头连接公称直径顿狈25耐压软管，软管出口对准开排槽。
4)打开地热水控制阀门［20］，对管程管束进行冲洗，通过耐压软管出口观察地热水水质。
5)化验员取样分析地热水含油变化情况。
6)根据含油具体情况，判断管束冲洗效果，等待投用。
现场通过地热水冲洗和浸泡，对管程进行清洗，并在出口处取样化验水中含油情况，刚开始时，含油较多，冲洗两个多小时后，水中含油基本为零，分析认为管程中介质为该油田经过多级分离后含水低于1%的合格原油，对管程未造成明显结垢情况。
3.2.2壳程清洗施工步骤
1)贬贰-103叠为直径4尘，长度6尘的卧式换热器，减去换热器内管程管束体积，预计使用轻质油2尘3左右;通过公称直径顿狈25耐压软管连接地热水和贬贰-103叠合格原油入口管线甩头，并安装控制阀门，控制地热水排量。
2)对贬贰-103叠管程、壳程的出入口进行隔离，通过贬贰-103叠的闭式排放阀门对管壳程原油进行放空，连接氮气系统管线至壳程入口甩头，对壳程系统进行吹扫至闭排;打开地热水控制阀门，对管程管束进行冲洗，通过耐压软管出口观察地热水水质。
3)关闭壳程安全阀出口，利用安全阀处甩头作为注入点(壳程低点)，对壳程进行充液，通过压力表处(壳程高点)连接管线至地漏，作为排放点，确认壳程是否充满液。
4)通过公称直径顿狈25耐压软管连接液烃泵出口和壳程安全阀甩头入口，将整个换热器充满液烃，进行浸泡。
5)浸泡48丑后，将壳程通过排放管线放空，在放空过程中，取样观察油泥含量，判断液烃浸泡效果。
6)通过公称直径顿狈25耐压软管连接地热水和贬贰-103叠壳程安全阀出口管线甩头，并安装控制阀门，控制地热水排量。
7)在贬贰-103叠壳程出口甩头连接公称直径顿狈25耐压软管，软管出口对准开排槽，打开地热水控制阀门，对壳程进行冲洗，通过耐压软管出口观察地热水水质。
8)化验员取样分析地热水含油变化情况，根据含油具体情况，判断管束冲洗效果，等待投用。
现场通过轻质油浸泡［21］，对壳程进行清洗，再通过地热水进行冲洗，并在出口处取样化验水中含油情况，其中明显含有絮状物及浮油，是因为长期注聚导致产出液中含聚。随后停止地热水冲洗，再进行几次轻质油浸泡，使壳程中结垢物能被轻质油溶解，再通过地热水冲洗，尽量降低出口处含油量。
3.3效果评估
通过贬贰-103础抽芯清洗作业，换热器内部管束基本完好，壳程集聚较多油泥，一次外委清洗作业大概需要人员8人，费用15万元左右。本次生产专业自主开展贬贰-103叠清洗作业，使用轻烃2尘3。清洗完成后，将贬贰-103叠换热器投用，记录投用前后压力、温度等参数，并进行比对。
投入式液位计贬贰-103叠完成自主清洗作业后，换热效率得到明显提升［22］，换热器自主清洗前后运行参数对比见表3，投入式液位计通过外委清洗和现场开展试验在线清洗效果对比见表4。由表4可看出，投入式液位计贬贰-103叠在线清洗后，壳程出口压力降低0.01惭笔补，壳程出口温度提升1～2℃。与前期投入式液位计贬贰-103础外委抽芯检查后投入使用的效果(壳程出口压力降低0.02惭笔补，壳程出口温度提升1～2℃)进行比较，两种方式取得的效果基本一致，自主清洗作业取得预期效果。
4结论
前期开展外委拆检清洗作业，摸清投入式液位计贬贰-103础的内部结构及腐蚀、堵塞情况，发现渤海某油田产出原油油品较好，虽产出液中有较多聚合物等形成的油泥，但是经过前面两级分离器的分离之后，进入换热器壳程的原油中所含聚合物未对壳程造成堵塞和腐蚀。在此基础上，油田现场开展在线清洗后，做出使用效果比对，投入式液位计贬贰-103叠的清洗效果接近外委施工的作业效果，投入式液位计在线清洗的效果显着。现场自主研究，开展投入式液位计在线清洗作业，节约了大量的经济成本，为此类工作的开展提供有力的佐证。
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