RU42298U1 - OIL EMULSION HEATER - Google Patents
OIL EMULSION HEATER Download PDFInfo
- Publication number
- RU42298U1 RU42298U1 RU2004121553/22U RU2004121553U RU42298U1 RU 42298 U1 RU42298 U1 RU 42298U1 RU 2004121553/22 U RU2004121553/22 U RU 2004121553/22U RU 2004121553 U RU2004121553 U RU 2004121553U RU 42298 U1 RU42298 U1 RU 42298U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- emulsion
- heater
- coolant
- fuel gas
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 13
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 9
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 9
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 235000010290 biphenyl Nutrition 0.000 description 5
- 239000004305 biphenyl Substances 0.000 description 5
- 125000006267 biphenyl group Chemical group 0.000 description 5
- ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N phenylbenzene Natural products C1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical group O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DMBHHRLKUKUOEG-UHFFFAOYSA-N diphenylamine Chemical compound C=1C=CC=CC=1NC1=CC=CC=C1 DMBHHRLKUKUOEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Inorganic materials O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N diphenyl ether Chemical compound C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
Abstract
1. Подогреватель нефтяной эмульсии, включающий емкость, заполненную теплоносителем, трубопроводный змеевик с регулятором расхода нагреваемой эмульсии, газогорелочное устройство с регулятором расхода топливного газа, жаровую трубу, отличающийся тем, что в емкости на конечном участке жаровой трубы установлен датчик температуры, функционально связанный с регулятором расхода топливного газа и/или нагреваемой эмульсии, при этом температура кипения теплоносителя не менее 200°С.2. Подогреватель нефтяной эмульсии по п.1, отличающийся тем, что жаровая труба выполнена восходящей с наклоном 17-22°С относительно горизонтали.1. A heater for an oil emulsion, including a tank filled with a coolant, a pipe coil with a regulator of the flow rate of the heated emulsion, a gas burner with a regulator of fuel gas flow, a heat pipe, characterized in that a temperature sensor is installed in the tank at the end of the heat pipe, functionally connected to the controller fuel gas flow rate and / or heated emulsion, while the boiling point of the coolant is at least 200 ° C. 2. The oil emulsion heater according to claim 1, characterized in that the flame tube is made ascending with a slope of 17-22 ° C relative to the horizontal.
Description
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к сбору и промысловой подготовке нефти и газа, где для нагрева нефти, водонефтяной эмульсии и других промысловых жидкостей в печи используют попутный нефтяной газ.The proposal relates to the oil and gas industry, namely, to the collection and field preparation of oil and gas, where associated petroleum gas is used in the furnace to heat oil, oil-water emulsion and other field liquids.
Известно устройство нагрева жидкости в печах типа БН-3000 (см. книгу: Антипов А.И. «Тепловой расчет технологических линий и теплотехнического оборудования объектов промысловой подготовки нефти» - Казань.: Фэн, 2002. - С. 165-166). Данный блок нагрева представляет собой батарею из теплообменных аппаратов типа «труба в трубе», где греющим теплоносителем служат продукты сгорания топлива, а нагреваемым - различные нефтяные жидкости. В межтрубном пространстве движется нагреваемый продукт, в трубном -топливо, где оно, сгорая, излучает тепло, поглощаемое теплообменными поверхностями. Нагрев нефтяной жидкости осуществляется путем непосредственного контакта с теплообменными поверхностями.A device is known for heating liquids in furnaces of the BN-3000 type (see the book: A. Antipov, “Thermal Calculation of Technological Lines and Thermotechnical Equipment for Oil Field Processing Facilities” - Kazan: Feng, 2002. - pp. 165-166). This heating unit is a battery of heat exchangers of the pipe-in-pipe type, where the products of fuel combustion serve as the heating medium, and various oil liquids are used as the heated medium. The heated product moves in the annular space, and the fuel moves in the pipe space, where it, when burning, emits heat absorbed by the heat-exchange surfaces. The heating of the oil fluid is carried out by direct contact with the heat exchange surfaces.
Недостатком этого способа является то, что на поверхности жаровой трубы происходит коксование нагреваемой нефти, что приводит к ухудшению теплообмена между продуктами сгорания топливного газа и нагреваемой жидкостью. Что, в свою очередь, приводит к быстрому прогару жаровой трубы и пожароопасному контакту продуктов сгорания с нефтью.The disadvantage of this method is that coking of the heated oil occurs on the surface of the flame tube, which leads to a deterioration in the heat exchange between the combustion products of the fuel gas and the heated liquid. Which, in turn, leads to rapid burnout of the flame tube and fire hazardous contact of the combustion products with oil.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является подогреватель нефти с промежуточньм носителем для нагрева нефти, водонефтяной эмульсии или других промысловых жидкостей (см. рекламный проспект, 2000 г. Краткое техническое описание подогревателя нефти ППТ-0,63), включающий емкость, заполненную теплоносителем, трубопроводный змеевик с регулятором расхода топливного газа, жаровую трубу.The closest in technical essence to the proposed one is an oil heater with an intermediate carrier for heating oil, oil-water emulsion or other field liquids (see brochure, 2000. Brief technical description of the oil heater PPT-0.63), including a tank filled with coolant, pipe coil with fuel gas flow regulator, flame tube.
Недостатком является то, что при сжигании сероводородсо держащего газа происходит окисление сероводорода до сернистого газа SO2 и, частично, до серного ангидрида SO3. Серный ангидрид в присутствии водяных паров образует серную кислоту H2SO4. Серная кислота имеет высокую температуру кипения и, соответственно, низкое давление насыщенных паров. Парциальное давление паров серной кислоты, которое устанавливается в дымовых газах при сжигании сероводородсодержащего газа, может превысить над холодными участками теплообменных поверхностей величину давления насыщения, так как температура промежуточного теплоносителя не превышает 100°С и 110°С для воды и The disadvantage is that when hydrogen sulfide-containing gas is burned, hydrogen sulfide is oxidized to sulfur dioxide SO 2 and, partially, to sulfuric anhydride SO 3 . Sulfuric anhydride in the presence of water vapor forms sulfuric acid H 2 SO 4 . Sulfuric acid has a high boiling point and, accordingly, a low saturated vapor pressure. The partial vapor pressure of sulfuric acid, which is established in the flue gases during the combustion of hydrogen sulfide-containing gas, can exceed the saturation pressure above the cold sections of the heat exchange surfaces, since the temperature of the intermediate heat carrier does not exceed 100 ° C and 110 ° C for water and
растворов антифризов соответственно.. Вследствие этого при определенных температурах теплообменных поверхностей создаются условия для конденсации на них серной кислоты. Происходит сернокислотная коррозия материала теплообменной поверхности и прогар жаровой трубы, приводящие к аварийному останову подогревателя и дорогостоящему ремонту, то есть к снижению надежности.solutions of antifreeze, respectively .. As a result, at certain temperatures of the heat exchange surfaces, conditions are created for condensation of sulfuric acid on them. Sulfuric acid corrosion of the material of the heat exchange surface and burnout of the flame tube occur, leading to an emergency stop of the heater and costly repair, that is, to a decrease in reliability.
Кроме того, в промысловых условиях имеет место неравномерность и прерывистость подачи топливного газа (попутного нефтяного газа), что осложняет его розжиг в газогорелочном устройстве подогревателя.In addition, in field conditions there is an uneven and intermittent supply of fuel gas (associated petroleum gas), which complicates its ignition in the gas burner device of the heater.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является расширение функциональных возможностей устройства, которые позволяют использовать попутный нефтяной сероводородсодержащий газ для нагревания нефти без снижения надежности, при этом повысить работоспособность при прерывистой подаче топливного газа водонефтяной эмульсии и других промысловых жидкостей в печах, что обеспечивает сокращение эксплуатационных затрат и продление срока службы.The technical objective of the proposed utility model is to expand the functionality of the device, which allows the use of associated petroleum hydrogen sulfide-containing gas to heat the oil without compromising reliability, while increasing efficiency with intermittent supply of fuel gas of oil-water emulsion and other field fluids in furnaces, which reduces operating costs and prolongs service life.
Поставленная задача решается предлагаемым подогревателем нефтяной эмульсии, включающим емкость, заполненную теплоносителем, трубопроводный змеевик с регулятором расхода нагреваемой эмульсии, газогорелочное устройство с регулятором расхода топливного газа, жаровую трубу.The problem is solved by the proposed oil emulsion heater, including a tank filled with a coolant, a pipe coil with a regulator of the flow rate of the heated emulsion, a gas burner device with a regulator of the flow of fuel gas, a flame tube.
Новым является то, что в емкости на конечном участке жаровой трубы установлен датчик температуры, функционально связанный с регулятором расхода топливного газа и/или нагреваемой эмульсии, при этом температура кипения теплоносителя не менее 200°С.What is new is that a temperature sensor is installed in the tank at the final section of the flame tube, which is functionally connected to the regulator of the fuel gas flow rate and / or the heated emulsion, while the boiling point of the coolant is at least 200 ° C.
Новым является также то, что жаровая труба выполнена восходящей с наклоном 17-22° относительно горизонтали.Also new is that the flame tube is made ascending with a slope of 17-22 ° relative to the horizontal.
На Фиг.1 изображена схема подогревателя нефтяной эмульсииFigure 1 shows a diagram of a heater for oil emulsion
На Фиг.2 представлен вариант нагревателя нефтяной эмульсии с жаровой трубой выполненной с наклоном 17-22° относительно горизонтали.Figure 2 presents a variant of the oil emulsion heater with a flame tube made with a slope of 17-22 ° relative to the horizontal.
Подогреватель нефтяной эмульсии представляет собой емкость 1, заполненную промежуточным теплоносителем 2 с температурой кипения не менее 200°С, снабженную трубопроводным змеевиком 3 с регулятором расхода 4 нагреваемой эмульсии, газогорелочное устройство 5 с регулятором расхода 6 топливного газа, жаровую трубу 7 с установленным на конечном ее участке датчиком температуры 8 промежуточного теплоносителя, который функционально связан через устройство управления 9 с регуляторами расхода эмульсии 4 и топливного газа 6, дымовую трубу 10 для отвода продуктов сгорания топливного газа, расширительный бак 11 для контроля уровня жидкости промежуточного The oil emulsion heater is a tank 1 filled with an intermediate coolant 2 with a boiling point of at least 200 ° C, equipped with a pipe coil 3 with a flow regulator 4 of the heated emulsion, a gas burner device 5 with a flow regulator 6 of fuel gas, a heat pipe 7 with it installed on its final plot temperature sensor 8 of the intermediate coolant, which is functionally connected through a control device 9 with the flow control emulsion 4 and fuel gas 6, the chimney 10 for removal fuel gas combustion products, expansion tank 11 for controlling the level of intermediate liquid
теплоносителя 2 в емкости 1 (Фиг.1). Жаровая труба 7 (Фиг.2) может быть выполнена восходящей с наклоном 17-22° относительно горизонтали.coolant 2 in the tank 1 (Figure 1). The flame tube 7 (Figure 2) can be made ascending with a slope of 17-22 ° relative to the horizontal.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
В подогреватель 1 через регулятор расхода 4 подают водонефтяную эмульсию, которая, проходя через змеевик 3, нагревается и выводится из подогревателя 1 (Фиг.1). Топливный газ подают через регулятор расхода 6 и сжигают в зоне горения 5. Тепло продуктов сгорания через стенку жаровой трубы 7 передается промежуточному теплоносителю 2 и от него нагреваемой эмульсии. Продукты сгорания через дымовую трубу 10 выводят наружу. Температуру кипения промежуточного теплоносителя 2 контролируют датчиком контроля температуры 8, установленным на конечном участке жаровой трубы 7 и снабженным функциональной связью через устройство управления 9 с регуляторами расхода водонефтяной эмульсии 4 и топливного газа 6, при помощи которых изменяют режим подачи топливного газа и/или нагреваемой эмульсии, поддерживая температуру теплоносителя 150...170°С.In the heater 1 through the flow regulator 4 serves water-oil emulsion, which, passing through the coil 3, is heated and removed from the heater 1 (Figure 1). Fuel gas is supplied through a flow regulator 6 and burned in the combustion zone 5. The heat of the combustion products through the wall of the flame tube 7 is transferred to the intermediate heat carrier 2 and from it the heated emulsion. The combustion products through the chimney 10 lead out. The boiling temperature of the intermediate coolant 2 is controlled by a temperature control sensor 8 installed on the end portion of the flame tube 7 and provided with functional communication through a control device 9 with flow regulators of the oil-water emulsion 4 and fuel gas 6, by means of which the mode of supply of fuel gas and / or heated emulsion is changed while maintaining the temperature of the coolant 150 ... 170 ° C.
При выполнении жаровой трубы 7 нагревателя нефтяной эмульсии с наклоном 17-22° относительно горизонтали (Фиг.2) увеличивается поверхность теплообмена с промежуточным теплоносителем 2 без изменения размеров емкости подогревателя 1, улучшается отвод продуктов сгорания в дымовую трубу 10 и упрощается очистка жаровой трубы от твердых компонентов продуктов сгорания.When performing the flame tube 7 of the oil emulsion heater with a slope of 17-22 ° relative to the horizontal (FIG. 2), the heat exchange surface with the intermediate heat transfer medium 2 increases without changing the dimensions of the capacity of the heater 1, the removal of combustion products into the chimney 10 is improved, and the cleaning of the flame tube from solid components of combustion products.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
В путевой подогреватель 1 с производительностью 620 т/сут подавали водонефтяную эмульсию, которая, проходя через змеевик 3, нагревалась и выводилась из подогревателя 1. Температура эмульсии на входе в подогреватель составляла 15°С, на выходе 37°С. В качестве промежуточного теплоносителя 2 в первом случае был использован дифенил, во втором - масляная фракция углеводородов (масляный дистиллят), температура кипения которых не менее 200°С. Температуру поверхности жаровой трубы и теплоносителя поддерживают на уровне 150...170°С. При такой температуре промежуточного теплоносителя даже при высокой концентрации сероводорода в сжигаемом газе вблизи теплообменных поверхностей парциальное давление паров серной кислоты в дымовых газах остается ниже давления насыщенных паров. Таким образом, отсутствуют условия для конденсации паров серной кислоты. Скорость коррозии материала теплообменных поверхностей минимальна. В качестве промежуточного теплоносителя используются высокотемпературные органические теплоносители (дифенил, дифенилоксид, дифениламин, их смеси, масляные фракции углеводородов и др.). При этом при высоких концентрациях сероводорода в сжигаемом газе не происходит конденсации паров, содержащихся в дымовых газах, на A water-oil emulsion was supplied to the track heater 1 with a capacity of 620 t / day, which, passing through the coil 3, was heated and removed from the heater 1. The temperature of the emulsion at the inlet to the heater was 15 ° С, at the outlet 37 ° С. In the first case, diphenyl was used as an intermediate coolant 2, in the second case, the oil fraction of hydrocarbons (oil distillate), the boiling point of which is not less than 200 ° С. The temperature of the surface of the flame tube and coolant is maintained at a level of 150 ... 170 ° C. At this temperature of the intermediate coolant, even with a high concentration of hydrogen sulfide in the combusted gas near the heat exchange surfaces, the partial vapor pressure of sulfuric acid in the flue gas remains below the saturated vapor pressure. Thus, there are no conditions for the condensation of sulfuric acid vapor. The corrosion rate of the material of the heat exchange surfaces is minimal. High temperature organic coolants (diphenyl, diphenyl oxide, diphenylamine, mixtures thereof, oil fractions of hydrocarbons, etc.) are used as an intermediate heat carrier. At the same time, at high concentrations of hydrogen sulfide in the combusted gas, there is no condensation of the vapor contained in the flue gas,
теплообменных поверхностях. Концентрация сероводорода в сжигаемом топливном газе составляла 5,1%(об.). Газ с расходом 58 м /час сжигали в зоне горения 5. Тепло продуктов сгорания через стенку жаровой трубы 7 передавалось промежуточному теплоносителю 2 и от него нагреваемой жидкости 2. Продукты сгорания через дымовую трубу 10 выводились наружу. Температуру кипения промежуточного теплоносителя 2 контролируют датчиком контроля температуры 8, установленным на конечном участке жаровой трубы 7 и снабженным функциональной связью через устройство управления 9 с регуляторами расхода водонефтяной эмульсии 4 и топливного газа 6, при помощи которого изменяют режим подачи топливного газа и/или нагреваемой эмульсии, поддерживая температуру теплоносителя в пределах 150...170°С.heat exchange surfaces. The hydrogen sulfide concentration in the combusted fuel gas was 5.1% (vol.). Gas with a flow rate of 58 m / h was burned in the combustion zone 5. The heat of the combustion products through the wall of the flame tube 7 was transferred to the intermediate heat carrier 2 and from it the heated liquid 2. The combustion products through the chimney 10 were removed to the outside. The boiling temperature of the intermediate coolant 2 is controlled by a temperature control sensor 8 installed on the final section of the flame tube 7 and provided with functional connection via a control device 9 with flow regulators of the oil-water emulsion 4 and fuel gas 6, by means of which the mode of supply of fuel gas and / or heated emulsion is changed while maintaining the temperature of the coolant in the range of 150 ... 170 ° C.
Испытуемые образцы, изготовленные из стали (Ст. 3), были помещены в специально подготовленную в стенке теплообменной трубы камеру, температура в которой поддерживалась на уровне температуры промежуточного теплоносителя. Газовая среда поступала в камеру непрерывным потоком. Коррозионные испытания при каждой температуре продолжались 15 дней. Оценивалась интенсивность процесса коррозии в зависимости от температуры нагрева различных теплоносителей. При сохранении этих же условий провели испытания, когда в качестве промежуточного теплоносителя выступала вода (прототип), температура ее поддерживалась близкой к 100°С. Результаты испытаний приведены в таблице.Test samples made of steel (Art. 3) were placed in a chamber specially prepared in the wall of the heat exchange tube, the temperature of which was maintained at the temperature level of the intermediate heat carrier. The gaseous medium entered the chamber in a continuous stream. Corrosion tests at each temperature lasted 15 days. The intensity of the corrosion process was estimated depending on the heating temperature of various coolants. While maintaining the same conditions, tests were carried out when water (prototype) acted as an intermediate heat carrier, its temperature was maintained close to 100 ° C. The test results are shown in the table.
ТаблицаTable
Из приведенных в таблице данных видно, что при температуре теплоносителей 150...170°С скорость коррозии значительно снижается и является допустимой величиной, способствует длительной эксплуатации оборудования. Так, если при температуре 95°С и 100°С для воды и промежуточных теплоносителей соответственно скорости коррозии сопоставимы, то при 150°С скорость коррозии снижается более чем в 4 раза (в случае с дифенилом в 4,5 раза, а в случае с масляной фракцией в 4,15 раза), при 170°С скорость коррозии снижается более чем в 7 раз (в случае с дифенилом в 7,14 раза и в 7,69 раза в случае с масляной фракцией). Верхний предел датчика температуры устанавливают на уровне 170°С. При снижении температуры увеличивают расход топливного газа с помощью регулятора 6. В случае недостаточного поступления газа ограничивают расход поступающей в подогреватель нефтяной эмульсии с помощью регулятора 4.From the data given in the table it can be seen that at a coolant temperature of 150 ... 170 ° C, the corrosion rate is significantly reduced and is an acceptable value, contributes to the long-term operation of the equipment. So, if at a temperature of 95 ° С and 100 ° С corrosion rates are comparable for water and intermediate heat carriers, then at 150 ° С the corrosion rate decreases by more than 4 times (in the case of diphenyl by 4.5 times, and in the case of the oil fraction by 4.15 times), at 170 ° C the corrosion rate decreases by more than 7 times (in the case of diphenyl by 7.14 times and 7.69 times in the case of the oil fraction). The upper limit of the temperature sensor is set at 170 ° C. When the temperature decreases, the fuel gas flow rate is increased using the regulator 6. In case of insufficient gas supply, the flow rate of the oil emulsion entering the heater is controlled by the regulator 4.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого подогревателя нефти достигается за счет исключения дополнительных затрат на очистку сероводородсодержащего топливного газа от сероводорода, сокращения затрат на ремонт и замену жаровой трубы, а также на ее очистку, повышения работоспособности при прерывистом характере подачи попутного нефтяного топливного газа.The technical and economic efficiency of the proposed oil heater is achieved by eliminating the additional costs of cleaning hydrogen sulfide-containing fuel gas from hydrogen sulfide, reducing the cost of repairing and replacing the flame tube, as well as cleaning it, and increasing operability in case of intermittent flow of associated petroleum gas fuel.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004121553/22U RU42298U1 (en) | 2004-07-16 | 2004-07-16 | OIL EMULSION HEATER |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004121553/22U RU42298U1 (en) | 2004-07-16 | 2004-07-16 | OIL EMULSION HEATER |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU42298U1 true RU42298U1 (en) | 2004-11-27 |
Family
ID=48238505
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004121553/22U RU42298U1 (en) | 2004-07-16 | 2004-07-16 | OIL EMULSION HEATER |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU42298U1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694036C2 (en) * | 2017-06-05 | 2019-07-08 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Heat carrier |
| RU2696522C1 (en) * | 2018-08-10 | 2019-08-02 | Акционерное общество "Ангарскнефтехимпроект" (АО "АНХП") | Heater for track heater |
-
2004
- 2004-07-16 RU RU2004121553/22U patent/RU42298U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694036C2 (en) * | 2017-06-05 | 2019-07-08 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Heat carrier |
| RU2696522C1 (en) * | 2018-08-10 | 2019-08-02 | Акционерное общество "Ангарскнефтехимпроект" (АО "АНХП") | Heater for track heater |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102243021B (en) | A method for recovering waste heat from heat conduction oil flue gas | |
| CN102563857B (en) | Process and device for heating gas by using a heat accumulation type heating furnace | |
| CN101358770A (en) | Method for utilizing flue gas low-temperature heat quantity for industrial furnace | |
| CN210973883U (en) | Sulfur recovery device is blown in circulation | |
| CN201517894U (en) | Industrial furnace combustion smoke waste heat recycling system suitable for fuel oil work conditions | |
| RU42298U1 (en) | OIL EMULSION HEATER | |
| CN102345997B (en) | Dew point corrosion resistant method for flue gas heat exchanger | |
| RU2303049C2 (en) | Method of at least the partial removal 0f the carbon-containing sediments in the heat exchanger | |
| Garg | Optimize fired heater operations to save money | |
| CN109681901B (en) | Energy-saving and clean water gas combustion pipeline structure | |
| CN209689192U (en) | 90KW electric heating medium boiler | |
| Lee et al. | Improving furnace energy efficiency through adjustment of damper angle | |
| US4235325A (en) | Heater treater waste heat recovery system | |
| CN2911592Y (en) | Water heat medium air preheater for heating furnace | |
| CN210128364U (en) | Energy-saving and clean water gas combustion pipeline structure | |
| CN2473537Y (en) | Phase change heating furnace | |
| CN109297312A (en) | A separate phase change flue gas heat exchange system | |
| CN1053255A (en) | Thermal oil fusing and water back anti-corrosion asphalt method and apparatus | |
| CN211177890U (en) | Vertical cylindrical tube type heating furnace | |
| Chi et al. | Oxy-oil combustion characteristics of an existing furnace | |
| CN101556078A (en) | Special heating medium furnace for oil field gathering and transportation pipeline | |
| CN1583615A (en) | Glass sheet heating furnaces | |
| RU2613008C2 (en) | Device and method for operating line oil heater | |
| RU2786853C1 (en) | Oil heater using associated petroleum gas with a high content of hydrogen sulfide | |
| KR100376926B1 (en) | Control method of bypass valve in heat exchange facility for blast furnace |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20070717 |