ПОДОГРЕВАТЕЛЬ НЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ

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.
2
3
2
4
Недостатком является то, что при сжигании сероводородсо держащего газа происходит окисление сероводорода до сернистого газа SO и, частично, до серного ангидрида SO. Серный ангидрид в присутствии водяных паров образует серную кислоту HSO. 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.