RU42298U1 - Подогреватель нефтяной эмульсии - Google Patents
Подогреватель нефтяной эмульсии 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.
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.
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.
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.
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.
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
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.
Кроме того, в промысловых условиях имеет место неравномерность и прерывистость подачи топливного газа (попутного нефтяного газа), что осложняет его розжиг в газогорелочном устройстве подогревателя.
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.
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.
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.
Новым является также то, что жаровая труба выполнена восходящей с наклоном 17-22° относительно горизонтали.
На Фиг.1 изображена схема подогревателя нефтяной эмульсии
На Фиг.2 представлен вариант нагревателя нефтяной эмульсии с жаровой трубой выполненной с наклоном 17-22° относительно горизонтали.
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
теплоносителя 2 в емкости 1 (Фиг.1). Жаровая труба 7 (Фиг.2) может быть выполнена восходящей с наклоном 17-22° относительно горизонтали.
Устройство работает следующим образом.
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.
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.
Пример конкретного выполнения.
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
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.
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.
Таблица
| Температура,°С | Скорость коррозии | ||||
| Промежуточный теплоноситель | |||||
| Вода (прототип) | Дифенил | Масляная фракция | |||
| мм/год | мм/год | % к прототипу | мм/год | % к прототипу | |
| 95 (прототип) | 0,25 | - | - | - | - |
| 100 | - | 0,23 | 92 | 0,27 | 108 |
| 110 | - | 0,602 | 241 | 0,58 | 232 |
| 120 | - | 0,943 | 377 | 0,92 | 368 |
| 130 | - | 0,715 | 286 | 0,745 | 298 |
| 140 | - | 0.313 | 125 | 0,33 | 132 |
| 150 | - | 0,055 | 22 | 0,060 | 24 |
| 160 | - | 0,04 | 16 | 0,045 | 18 |
| 170 | - | 0,035 | 14 | 0,033 | 13 |
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.
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.
Claims (2)
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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004121553/22U RU42298U1 (ru) | 2004-07-16 | 2004-07-16 | Подогреватель нефтяной эмульсии |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004121553/22U RU42298U1 (ru) | 2004-07-16 | 2004-07-16 | Подогреватель нефтяной эмульсии |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU42298U1 true RU42298U1 (ru) | 2004-11-27 |
Family
ID=48238505
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004121553/22U RU42298U1 (ru) | 2004-07-16 | 2004-07-16 | Подогреватель нефтяной эмульсии |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU42298U1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694036C2 (ru) * | 2017-06-05 | 2019-07-08 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Теплоноситель |
| RU2696522C1 (ru) * | 2018-08-10 | 2019-08-02 | Акционерное общество "Ангарскнефтехимпроект" (АО "АНХП") | Топка для путевого подогревателя |
-
2004
- 2004-07-16 RU RU2004121553/22U patent/RU42298U1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694036C2 (ru) * | 2017-06-05 | 2019-07-08 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Теплоноситель |
| RU2696522C1 (ru) * | 2018-08-10 | 2019-08-02 | Акционерное общество "Ангарскнефтехимпроект" (АО "АНХП") | Топка для путевого подогревателя |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102243021B (zh) | 一种导热油烟气余热回收方法 | |
| CN102563857B (zh) | 采用蓄热式加热炉加热瓦斯气的工艺及装置 | |
| CN101358770A (zh) | 工业炉烟气低温热量利用方法 | |
| CN210973883U (zh) | 循环吹硫硫磺回收装置 | |
| CN201517894U (zh) | 适用于燃料油工况的工业炉窑燃烧烟气余热回收系统 | |
| RU42298U1 (ru) | Подогреватель нефтяной эмульсии | |
| CN102345997B (zh) | 用于烟气换热器的防露点腐蚀方法 | |
| RU2303049C2 (ru) | Способ, по меньшей мере, частичного удаления содержащих углерод осадков в теплообменнике | |
| Garg | Optimize fired heater operations to save money | |
| CN109681901B (zh) | 一种节能、清洁的水煤气燃烧管路结构 | |
| CN209689192U (zh) | 90kw电加热载体锅炉 | |
| Lee et al. | Improving furnace energy efficiency through adjustment of damper angle | |
| US4235325A (en) | Heater treater waste heat recovery system | |
| CN2911592Y (zh) | 用于加热炉上的水热媒空气预热器 | |
| CN210128364U (zh) | 一种节能、清洁的水煤气燃烧管路结构 | |
| CN2473537Y (zh) | 相变加热炉 | |
| CN109297312A (zh) | 一种分离式相变烟气换热系统 | |
| CN1053255A (zh) | 导热油熔化和加热管道防腐沥青方法及设备 | |
| CN211177890U (zh) | 一种立式圆筒形管式加热炉 | |
| Chi et al. | Oxy-oil combustion characteristics of an existing furnace | |
| CN101556078A (zh) | 油田集输管道专用热媒炉 | |
| CN1583615A (zh) | 一种新型玻璃板加热炉 | |
| RU2613008C2 (ru) | Устройство и способ работы путевого подогревателя нефти | |
| RU2786853C1 (ru) | Подогреватель нефти на попутном нефтяном газе с большим содержанием сероводорода | |
| KR100376926B1 (ko) | 고로열풍로용열교환설비의바이패스밸브제어방법 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20070717 |