蒸汽过热炉（共7篇）
蒸汽过热炉 篇1
摘要：根据苯乙烯脱氢单元蒸汽过热炉的使用环境, 制定合理的炉管检修方案与焊接工艺。更换过程中, 保证炉管的安装组对质量和焊接质量。
关键词：炉管,更换,安装组对,焊接
一、前言
公司承担苯乙烯脱氢单元蒸汽过热炉的检修, 该炉为单排立管双面辐射双室箱式炉, 炉内由2个辐射室、1个对流室及引风机和烟囱组成, 整体结构如图1。这次检修主要是针对辐射室A室进行, A室辐射炉管为离心浇铸合金炉管, 材料为MANXM, 规格为Φ84 mm×8 mm (MSW) , 每根管长9250 mm, 有效加热长8585 mm, 总共18根, 炉管通过上管接接头与上集合管焊接, 上管接接头材料为HK40。因辐射室炉管工作温度高, 故对炉管的安装组对和焊接质量要求高。
二、辐射段A室炉管的检查更换
1.炉管更换标准
在役炉管和急弯弯头, 经外观、测厚或金相检查后, 有几种情况必须进行更换: (1) 炉管鼓包严重, 有裂纹或网状裂纹; (2) 炉管弯曲度大于管径2倍; (3) 炉管由于严重腐蚀、爆皮, 管壁厚度小于计算允许值; (4) 外径增大5%, 即外径应≤88.2 mm; (5) 金相组织中有晶界氧化、严重球化及晶界裂纹等缺陷。经过检查, A室有6根炉管达到更换标准, 必须进行更换。
2.炉管更换方案
经过现场实际勘察, 考虑到检修施工的操作和不破坏炉底保温层等因素, 确定了炉管更换方案。炉管拆除时用切割机切割两道切口, 第一道切口在上管接接头与炉管的焊缝处, 第二道切口为距炉底保温砖400 mm处, 这样炉管更换安装时只有上下两道焊缝, 更有利于保证检修质量。
3.炉管安装组对
旧炉管按要求拆除后将对新炉管进行安装组对, 新炉管进场前应检查质量证明书, 按规范进行外观检查, 并逐根进行水压试验, 炉管的切割用切割机进行。炉管组对时同一公称长度相邻炉管间的长度偏差<3mm, 任意相邻炉管间的中心距偏差±3, 任意两根炉管之间的中心距偏差±10 mm, 不得强行组装, 由于同轴度偏差二引起的对口错变量不得超过壁厚的10%, 且≤1 mm。
三、炉管的焊接
更换炉管时, 新、旧炉管对接接头和新炉管与上集合管管接头的焊接质量是修复的关键。MAN XM、HK40都属于奥氏体钢, 其热膨胀系数较高, 导热率较低, 在焊接中出现的缺陷主要是焊接热裂纹。另外, 由于处在高温渗碳及氧化性环境, 长时间运行后炉管出现明显渗碳层, 碳原子的渗入使旧炉管的可焊性下降, 故在炉管焊接时还必须考虑旧炉管的渗碳, 保证焊接接头在高温环境下的强度不低于母材的抗拉强度。而且正确选择焊接材料、焊接工艺参数相互匹配合理也是非常必要的。
1.化学成分分析
MAN.XM炉管属于奥氏体型耐热钢, 新、旧材料的化学成分见表1。从表1中可以看出, 旧炉管的化学成分中除C元素的质量分数增加较多外, 其他元素的质量分数变化不大。选用焊材时, 应首先要保证焊缝致密, 无裂纹和气孔等缺陷, 同时使焊接金属的热强性基本与母材一致。故焊丝采用高温炉管焊丝ERNi Cr-3, 规格为Φ2.4 mm×1000 mm, 抗拉强度580 MPa, 屈服强度305 MPa, 延伸率36%, 化学成分见表2。
2.焊接方法
多年来, 公司都承担石油化工装置中各种工业炉管的检修, 对炉管的焊接较成熟的焊接方法有全TIG气体保护焊和TIG气体保护焊打底手工焊条电弧焊盖面。手工焊条电弧焊接设备简单, 但焊接时飞溅多。TIG气体保护焊焊接时不产生飞溅, 焊缝表面不存在熔渣, 在Ar气的保护下, 合金元素烧损少, 电弧平稳, 熔池金面表面张力较大, 表面成型良好, 能获得单面焊双面成型的焊缝, 其焊接接头力学性能较好。经过实践, 合金炉管检修现场焊接时, 受各种因素的影响较多。选用全TIG气体保护焊更能保证焊接质量, 并最好选用高频引弧技术进行焊接。
根据炉管的规格, 坡口形式采用V形坡口。用角磨机打磨坡口到规定角度, 见图2。着色检查, 表面不得有裂纹、裂缝等缺陷, 当发现微裂纹时必须用角磨机打磨干净。在保证焊透和方便焊接的前提下, 采用小角度坡口, 可以减小焊缝横截面积、减小焊后变形和焊接应力。
3.焊接工艺要求
(1) 焊丝表面和坡口要进行清洁 (丙酮清洗) , 并且保持干燥。 (2) 保护气体氩气的纯度≥99.95%。 (3) 组对前将坡口及坡口两侧30 mm范围内的油污、氧化物等对焊接质量不利的物质清理干净。 (4) 组对时对口间隙为2.5~3 mm, 不能太小, 以防未焊透。 (5) 定位焊前应先通氩气置换, 定位焊与正式焊接采用相同的焊接系数, 不得有焊接缺陷。
4.焊接
焊接分为打底焊、中间层和盖面层焊接。打底层焊接顺序 (图3) 。以180°为起点, 沿着焊缝分别完成180°→270°和180°→90°方向的焊接, 再完成从90°→0°和270°→0°方向的焊接, 焊枪做横向月牙形摆动, 一道完成。中间层和盖面层都不做横向摆动, 采用小线能量多层多道焊接, 每层焊道的接头应错开30 mm, 每层焊接完后应清除焊道表面熔渣及焊接缺陷。焊接层间温度控制在100℃以下, 这样可以减少热输入, 降低焊缝接头的高温停滞时间, 防止有害元素引起晶间腐蚀, 提高焊缝的抗裂性。
5.焊缝质量合格标准
焊接完毕后, 焊缝应圆滑过渡到母材, 焊缝表面不允许未熔合、裂纹、夹渣、咬肉、凹陷等缺陷, 焊缝余高≤1.5 mm, 焊缝做100%RT检测, Ⅱ级合格。
四、结论
通过对苯乙烯蒸汽过热炉炉管的检查和更换工作, 制定了炉管安装组对和焊接工艺, 在施工过程中严格按工艺要求进行作业, 保证了炉管安装和焊接的质量, 使得本次检修开车一次成功。
蒸汽过热炉 篇2
关键词：烧嘴改造,提高废气利用率,降低消耗
科学实践摘要:通过对蒸汽过热炉A-BA701废气烧嘴进行改造, 提高A-BA701的废气利用率, 减少天然气使用量, 降低天然气消耗关键词:烧嘴改造提高废气利用率降低消耗1概述某化工厂合成氨装置蒸汽过热炉A-BA701是将气化单元废热锅炉A-EC101A/B产生的10.5Mpa、314℃的饱和蒸汽, 经过A-BA701过热到10.5Mpa、485~505℃, 送入SX管网使用。原设计加热介质为渣油、废油和废气, 2001年合成氨装置油改气后加热介质改为天然气、废气, 天然气由天然气压缩机入口提供, 废气由液氮洗单元提供。过热炉设有6套燃料枪系统, 每套系统分别有长明灯枪、天然气枪、废气枪构成, 在每套燃料枪系统的火盆周围都设有配风系统, 通过鼓风机出口分配风量后作为助燃介质使用。正常操作时先点燃长明灯枪后投用天然气枪, 天然气枪投用正常后根据炉膛温度再投用废气枪。废气供给压力为45KPa~55KPa之间, 多余的废气进入火炬系统燃烧。工艺流程简图如下:2运行现状及改进理由原设计将气化废锅产生的78t/h的饱和蒸汽加热至过热蒸汽所需的天然气量为1037Nm3/h、废气量为1959Nm3/h, 在实际运行中所需的天然气量为950Nm3/h左右, 废气量为900Nm3/h左右。都低于设计值, 但是废气没有充分利用。液氮洗岗位实际提供的废气量为2500Nm3/h左右, 该气体成份如下表所示:H2N2Ar CO CO2CH4含量 (V/V%) 8.620.715.944010.8名称据上表可以看出, 废气中惰性气体N2和Ar所占含量为36.6%, 剩余的63.4%都是有效气体可以回收利用的, 所以通过增加废气的燃烧量可以降低天然气的投用量, 起到降低天然气消耗的作用。在A-BA701正常运行期间, 对废气的投用量进行了调整, 废气的最大投用量一直在900Nm3/h左右, 经过现场调整分析和查找资料, 发现废气加不起来的原因为废气枪流量通道尺寸太小, 因此对废气枪的流量通道进行改造对降低天然气消耗十分有利。3实施过程原设计废气烧嘴每只枪有5个φ4.2的通道, 废气枪结构如图1:5-φ4.2φ19.7φ12.860°30°60°35.24541.1φ25±0.0512.81641.170°40°45°φ11.2φ6图1改造前的废气烧嘴结构2008年8月依托设计在大检修期间, 对A-BA701的废气枪系统行了改造, 将每只废气枪的流量通道有原来蒸汽过热炉提高废气利用率, 降低天然气消耗张旭燕 (兰州石化职业技术学院)
的5个增加为8个, 并相应增大了流量通道的尺寸, 改造后的废气枪结构如图2:35.24541.1φ25±0.0512.81641.170°40°45°φ11.2φ6φ3060°30°60°φ24φ12图2改造后的废气烧嘴结构4实施后的效果2008年8月对改造后的废气枪进行了投用, 效果明显, 极大地提高了废气的利用率, 降低了天然气的投入量。在废气量增大的运行中, 炉膛温度和炉膛负压等各种参数较改造前没有太大的变化, 运行稳定, 下表为改造前和改造后A-BA701相关参数的对比:名称项目改造前改造后废气量 (Nm3/h) 9001560天然气量 (Nm3/h) 890514炉膛负压 (mmh2o) -3.82-3.64炉膛温度 (℃) 740736蒸汽出口温度 (℃) 480480烟道气温度 (℃) 196197从上表可以看出, 改造后废气量的增加没有影响到过热炉其他安全参数大的变化, 说明改造是可行的和成功的。改造后废气量的增加极大地降低了天然气的消耗, 经济效益明显。而且通过废气枪的改造, 同时也相应的降低了炉膛总的燃烧气量, 对炉膛的长周期安全运行提供了保障。5遗留问题及打算5.1空气过剩系数偏大的问题由于A-BA701是微负压炉, 炉膛内的氧含量分析仪坏了之后, 其备件一直没有解决, 炉膛内空气量一直过剩。期望通过技术手段改造氧分析仪, 使其投用后能够及时通过氧含量调整炉膛风量, 改善燃烧环境, 提升炉膛热效率。5.2废气量没有利用完全由于受天然气烧嘴最小流量的限制, 不能将天然气减至最低, 废气投用量太大会造成炉膛温度超标, 因此废气没有利用完全。期望通过技术手段降低天然气使用量, 来增大废气的投用量, 争取将废气利用完全。参考文献:[1]兰州石化合成氨装置操作规程2009版.[2]李仰泉, 李俊成.蒸汽过热炉爆管原因及改造.2006年10月第五期.[3]李伟, 谢文发.降低天然气消耗实践[J].河北冶金, 2013 (05) .作者简介:张旭燕 (1983-) , 女, 甘肃甘谷人, 副主任、讲师, 研究方向:机械电子工程。 (上接第308页)
参考文献
[1]兰州石化合成氨装置操作规程2009版.
[2]李仰泉, 李俊成.蒸汽过热炉爆管原因及改造.2006年10月第五期.
丙烯过热蒸汽冷凝器设计 篇3
1 设计工艺参数
2 工艺设计计算
2.1 工艺结构尺寸
2.1.1 初算换热器传热面积
1) 传热计算 (热负荷计算) 。
热负荷:
2) 有效平均温差△tm的计算。选取逆流流向, 这是因为逆流比并流的传热效率高。
3) 初算出所需的传热面积。由于壳程气体的压力较高, 故可选取较大的K值。
2.1.2 换热管参数计算
管径和管内流速:
选用φ25×2.5mm较高级冷拔传热管 (Q245) , 取管内流速为ui=1.3m/s。
管程数和传热管数:
可依据传热管内径和流速确定单程传热管数:
需传热管总所长度为:L=14.1
式中:
qv———管程内介质的体积流量;
di———传热管内径;
d0———传热管外径;
S———传热面积。
根据换热器长度标准, 现取传热管长l=9m, 则管程数传热管总跟数n=488。
平均传热温差校正及壳程数。
平均传热温差校正系数如下:
由P和R查得:φ△t=0.93
传热管排列和分程方法:
采用三角形排列法, 即每程内均按三角形排列, 隔板两侧采用三角形排列。
取管心距:P=32mm, 隔板中心到离其最近的一排传热管中心距离, 各程相邻管心距为44mm。
2.1.3 壳体直径
取管板利用率η=0.75, 按卷制壳体的进级档, 取D=900mm。
本次设计为浮头式换热器, 该换热器结构紧凑、传热效率高、能承受高温、高压且运行安全可靠。浮头式换热器以其高度的可靠性和广泛的适应性, 在长期使用过程中积累了丰富的经验。尽管受到不断涌现的新型换热器的挑战, 但反过来也不断促进了自身的发展。故迄今为止在各种换热器中仍占主导地位。
2.2 换热器壳体壁厚设计计算
壳体、管箱壳体和封头共同组成换热器外壳, 管壳式换热器的壳体通常是由管材或者板材卷制而成。当直径大于400mm时, 采用板材卷制壳体和管箱壳体。
设计温度为100℃, 设计压力为1.83MPa, 选碳钢钢板Q245卷制, 在100℃下, 材料在100℃时的许用应力[σ]t=147Mpa, 取焊缝系数φ=0.85, 腐蚀裕度C2=2mm。
壁厚计算:
根据材料Q245, C1取0.6, C2取2。
3 结论
换热器的基本要求是安全性和经济性。安全是核心问题, 在充分保证安全的前提下尽可能做到经济。保证安全, 不是盲目地增加壁厚、提高材料品质, 而应从合理的结构设计、精确的强度计算、合理的材料选用以及正确的技术要求等方面着手。
参考文献
[1]姚玉英等编.化工原理.天津:天津大学出版社, 1999.
[2]青岛化工学院等编.化学化工物性数据手册.北京:化学工业出版社, 2002.
[3]王松汉主编.石油化工设计手册.北京:化学工业出版社, 2002.
[4]贾绍义等主编.化工原理课程设计.天津:天津大学出版社, 2002.
过热蒸汽管线疏水器选型方法 篇4
关键词：过热蒸汽,疏水器,选型
疏水器是用于蒸汽供热设备和蒸汽管道上的自动阀门,它能自动排除冷凝水、空气及其他不可凝结的气体,并能防止蒸汽泄漏。基于密度差、温度差和相变“识别”蒸汽的疏水器分别称为机械型、热静力型及热动力型疏水器。2010年11月15日至2011年3月24日对大庆石化公司全部在用疏水器进行了能效监测,完好率仅为81.85%,疏水器损坏主要是由于选型不当及容量计算与实际生产要求不符造成的。粗略估算由疏水器故障造成的经济损失每年将达到1.72亿元。过热蒸汽管线的疏水器选型往往被忽视,甚至部分过热蒸汽管线上没有安装疏水器,疏水器选型的错误及忽略安装造成每年大量过热蒸汽的浪费,同时对生产造成安全隐患。正确认识过热蒸汽及疏水器选型是大庆石化生产节约能源及维护生产安全的重中之重。
1 过热蒸汽简介
在一定压力下,水达到饱和温度时就成为饱和水,并开始蒸发,直到成为干饱和蒸汽,温度一定保持在饱和温度范围。然而,当再进一步对干饱和蒸汽加热时,温度则升高,这种比干饱和蒸汽温度高的蒸汽称为过热蒸汽。过热蒸汽的温度与该压力下饱和蒸汽温度的差称为过热度[1]。
过热开始的瞬间所增加的热量不但提高了蒸汽的温度,而且体积也增大。因此,当压力相等,过热蒸汽的过热度越高,蒸汽具有的热量,即热焓也就越大,所带来的效益也越显著。一般说来,过热蒸汽和饱和蒸汽相比,有以下优点:
1)在蒸汽输送管线及蒸汽原动机(如汽轮机)内,即使因热量损失使蒸汽温度下降,也不会使蒸汽凝结产生凝结水,蒸汽损失少,所以可防止凝结水(水滴)产生的水击作用。
2)由于不容易产生凝结水,蒸汽原动机内的摩擦阻力难以增加,使蒸汽在设备内流通平稳通畅,同时也可减轻凝结水对设备内部的腐蚀。
3)过热蒸汽因其具有热量多、体积大的特点,即使用少量的蒸汽也可以做很大的功,因而蒸汽消费量少,可节省燃料。
过热蒸汽也存在以下一些缺点:
1)生产过热蒸汽需要增加设置与锅炉配套的过热器,一般需增加设备费用15%~20%,并且使用方法复杂,使蒸汽生产成本增高。
2)当饱和蒸汽继续加热成为过热蒸汽后,蒸汽提高的温度(即过热度)与其热量不是成比例地增大,所以作为加热源使用的价值不大。
原则上,过热蒸汽只适用于蒸汽轮机或蒸汽发动机等蒸汽原动机作为动力源(这种场合,由于蒸汽的膨胀力产生动力,使热能转换成功),一般不作为加热源来使用。
2 过热蒸汽系统疏水原因
过热蒸汽系统疏水的主要原因是启动负荷。由于负责输送过热蒸汽的蒸汽总管的尺寸很大,启动时会产生大量凝结水。设备启动时,由于有时间开、关阀门,一般使用监督启动法,即使用手动阀排除凝结水,所以疏水器安装往往被忽略。
监督启动法的缺点在于使用时要浪费大量人力,由于对设备启动时间只能进行粗略估算,难免会因为错误估计时间浪费大量蒸汽。当出现紧急状况时,如失去过热器或过热器旁路,这时可能需要用饱和蒸汽运行。这些事故中,没有手动开启阀门的时间;因此,过热蒸汽管线需要安装疏水器,而且必须正确选型。
3 过热蒸汽管线疏水器选型
过热蒸汽管线因要输送过热蒸汽,选择的疏水器必须具备短时间内能够排除大量凝结水、不泄漏蒸汽、不受管道内压力变化影响的特点。
3.1 双金属片型疏水器
双金属片型疏水器的热敏元件为两种不同膨胀率的金属通过特殊工艺压铸在一起的金属片,双层金属片在受热后膨胀,由于不同的膨胀率使其产生弯曲。利用这种特性制作成疏水器的热敏元件起到开关作用。在已有压力下,只要疏水器内有蒸汽,不管蒸汽温度的高低,疏水器保持关闭;蒸汽温度升高时,双金属元件的拉力变大,为阀门提供更大的密封力;过热蒸汽能更好地密封阀门。双金属型疏水器还能胜任大的启动负荷。由于这些原因,该疏水器是过热蒸汽疏水的正确选择。
在过热运行中,双金属片型疏水器内的凝结水必须冷却到低于饱和温度,疏水器才能开启。值得注意的是,如果疏水器之前的凝结水集水管的直径和长度不够大,凝结水回流到管路中,可能损坏管路、阀门和设备。阿姆斯壮公司生产的双金属片SH-300、SH-900、SH-1500系列,北京疏水阀门厂生产的双金属片BK、TB系列均能满足过热蒸汽管线排除凝结水的需求。
3.2 倒置桶型疏水器
倒置桶型疏水器室利用凝结水和蒸汽密度差的工作原理,内部结构是由杠杆联接倒吊桶,克服蒸汽压力,开关疏水器阀门。疏水器内的水封可以防止过热蒸汽接近疏水器的排放孔,保证不损失新鲜蒸汽并延长使用寿命。排放孔位于疏水器顶部,使污物不易沉积并允许排除空气。倒置桶型疏水器既能胜任大的启动负荷,又适用于小的启动负荷。
在过热系统中应用倒置桶型疏水器存在的主要问题是保持疏水器内部的水封,过热蒸汽易与疏水器内存留的凝结水混合产生闪蒸蒸汽,使疏水器在低于管道工作压力的范围内开阀泄漏蒸汽,因此在过热蒸汽管线上使用倒置桶型疏水器时应注意加装止回阀。
随着倒置桶型疏水器工作原理的改进,出现一种独特的带有集水仓的倒置桶型疏水器,集水仓内存集足够的凝结水,保证在整个排放周期内都能够保持水封。阿姆斯壮公司生产的倒置桶型疏水器401-SH、501-SH系列,北京疏水阀门厂生产的倒置桶型疏水器WDVS系列均带有集水仓,可克服过热蒸汽管线的过热、高压等不利因素。
4 结语
正确选择过热蒸汽管线疏水器类型可减少过热蒸汽损失,节约燃料,减小生产成本;同时避免过热蒸汽与凝结水混合导致闪蒸蒸汽,形成输送蒸汽压力不稳定,维护生产正常运行。
参考文献
蒸汽过热炉 篇5
稠油油藏过热蒸汽技术已应用于矿场试验并取得了明显的开发效果[1]。过热蒸汽是指特定压力下蒸汽温度高于饱和温度的水蒸汽。与常规湿蒸汽相比,过热蒸汽具有过热、高干度、高温度、低压力的特点,使其开发稠油油藏的机理与常规湿蒸汽具有明显差异[1,2]。大量室内实验研究表明,过热蒸汽不仅是高热量的载体,同时过热蒸汽与储层矿物及流体相互接触,使得油藏物性发生复杂的物理化学变化。不仅仅降低了原油的黏度,而且改善储层的渗流能力。本文在过热蒸汽开发稠油油藏提高采收率机理分析基础上,利用数值模拟技术对薄层稠油油藏过热蒸汽吞吐技术的优势及开发规律进行了对比和分析。
1 过热蒸汽开采机理
过热蒸汽是水的一种特殊状态,其采油机理与常规注蒸汽采油既有相同之处,又有其自身的特点。
(1)高温降黏作用。
稠油的黏度对温度变化非常敏感,高温降黏大大降低了原油的渗流阻力,是稠油热采的最重要机理。
(2)蒸汽蒸馏作用。
过热蒸汽具有高温、低压的作用,过热蒸汽可以大幅度提高原油的蒸汽蒸馏率,且对较重的原油尤为明显[3,4,5]。
(3)热膨胀作用。
过热蒸汽具有更高的温度和热量,原油的热膨胀作用更加明显。
(4)水热裂解作用。
稠油在高温水蒸汽作用下易于发生脱硫、脱氮、加氢、开环等一系列的水热裂解化学反应,反应后稠油的黏度大幅度降低,硫、氧、氮等杂原子的含量降低,原油质量提高[6,7]。
(5)解堵作用。
高速蒸汽对岩石的高温冲刷作用有效解除井筒附近钻井液等造成的污染,加热油层使原油黏度大幅度降低;开井回采时,油、蒸汽及凝结水高速流入井筒,将堵塞物排出,改善近井地带渗流条件。
(6)乳化驱作用。
原油的蒸馏馏分在蒸汽前缘凝析形成水包油乳状液或者凝析水乳化到油中形成油包水乳状液。形成水包油乳状液的黏度要比水大,形成油包水乳状液的黏度要比油大,增加驱动压差,将会降低蒸汽的指进,改善蒸汽波及状况。
2 开发特征分析
根据河南油田浅薄层稠油油藏的地质特征,选取油藏顶面深度220 m,有效厚度分别为1.8 m、4.2 m和6 m。储层渗透率为1 250×10-3 μm2,孔隙度为31%,原始含油饱和度为65%,初始地层温度为26 ℃等参数进行数值模拟研究。为模拟原油的蒸馏效应,原油组分设置为轻质原油组分、中质原油组分和重质原油组分(见表1)。模型过程中,第1轮次为普通湿蒸汽吞吐,而后变化蒸汽物性继续吞吐,从而对比不同物性蒸汽对吞吐效果的影响,其中湿饱和蒸汽井底干度取0.54,对应井底温度260 ℃;干度0.80对应井底温度300 ℃的湿蒸汽;300 ℃过热蒸汽过热度分别选择0.0、20.0和50.0 ℃。
2.1 增油能力分析
根据油藏有效厚度范围,将薄层稠油油藏分为1—3 m油藏、3—5 m油藏和5 m以上油藏三种情况,通过对比注入相同体积不同过热度的过热蒸汽和不同物性湿饱和蒸汽的累积产油量,分析不同物性蒸汽对增油能力的影响。如图1所示,对于不同厚度范围的薄油层稠油油藏而言,实施过热蒸汽吞吐的累积产油量明显高于湿饱和蒸汽吞吐;随着过热度和蒸汽干度的增加累积产油量逐渐增加;累积产油量随蒸汽过热度的增加基本呈直线上升,过热度超过20 ℃后稍微变得平缓。有不同厚度油藏的增油幅度曲线可知,随着过热蒸汽过热度的增加,过热蒸汽的增油能力增强,油藏厚度越小增油幅度越大,说明过热蒸汽开发薄层稠油油藏具有一定优势。其原因为过热蒸汽具有更高的温度和干度,使得过热蒸汽吞吐的油藏温度要高于湿饱和蒸汽,且这种差别随吞吐轮次的增加会越来越明显;同时,过热蒸汽吞吐的蒸汽腔体积要大于湿饱和蒸汽,说明过热蒸汽的波及范围更大[8]。
2.2 节约汽量分析
以260 ℃、干度为54%的普通湿蒸汽吞吐效果为基础,研究不同物性蒸汽吞吐达到相同产油量时所需的注入蒸汽量,通过对比所需蒸汽量的大小分析过热蒸汽吞吐的优势。如图2所示,对于1—3油藏而言,若以260 ℃普通湿蒸汽为基准,干度80%300 ℃蒸汽用量是湿蒸汽的89%,干饱和蒸汽用量为81%,过热度20 ℃过热蒸汽用量为78%,过热度50 ℃过热蒸汽用量为75%。对于3—5 m油藏而言,若以260 ℃普通湿饱和蒸汽吞吐作为基准,那么干度80%的300 ℃蒸汽用量是85%,干饱和蒸汽用量为77.5%,过热度20 ℃过热蒸汽的用量为74.5%,过热度50 ℃过热蒸汽的用量为71.5%。对于5 m以上油藏,若以260 ℃普通湿饱和蒸汽吞吐作为基准,那么干度80%的300 ℃蒸汽的用量是85%,干蒸汽的蒸汽用量为75%,过热度20 ℃过热蒸汽用量为71%,过热度50 ℃过热蒸汽用量为69%。可见,相同产油量时,湿饱和蒸汽吞吐的累积注汽量远大于过热蒸汽吞吐所需的蒸汽注入量,随蒸汽干度的增加相同产油量所需的蒸汽注入量越低,随过热度的增加相同产油量时所需的蒸汽注入量逐渐降低。由蒸汽用量百分数曲线可知看出,达到相同的产油量所需注入的过热蒸汽量远低于普通湿饱和蒸汽量,随着高温蒸汽干度或过热度的增加所需过热蒸汽量逐渐降低;同时,随油藏厚度的增加蒸汽用量百分数降低,说明油藏厚度越大蒸汽的利用率越高。
2.3 油藏物性分析
图3和图4为不同物性蒸汽吞吐后油藏温度分布和含油饱和度分布对比图。由图3可知,相同注入轮次结束时,过热蒸汽吞吐的加热范围明显大于湿饱和蒸汽吞吐;对于过热蒸汽吞吐而言,随着过热度的增加,干饱和蒸汽吞吐的加热范围略低于具有一定过热度的过热蒸汽吞吐;而当过热度超过20 ℃后,过热蒸汽吞吐的加热范围无明显增大,这也是过热度超过20 ℃后过热蒸汽开发效果无明显增加的原因。
由图4可以看出,相同轮次注汽结束时,过热蒸汽吞吐的低含油范围明显大于湿饱和蒸汽,干蒸汽低含油范围略小于具有一定过热度的过热蒸汽。因此,过热蒸汽一方面具有较大的比容而使得波及体积增大;另外一方面过热蒸汽具有较强的蒸馏效应而增加了洗油效率,使得过热蒸汽吞吐可大幅度改善稠油油藏的开发效果[9]。
3 应用实例
河南油田高浅3区于2005年2月份高浅3井首先投产,同年开始进行大规模蒸汽吞吐开发,至2010年2月份已累积实施饱和湿蒸汽吞吐261井次,平均单井吞吐7.85井次,累积注汽20.446 4×104 t,累积产油7.774 2×104 t,综合含水72.63%,油汽比0.32,回采水率100.89%,采注比1.39。2009年8月份该区块开始实施过热蒸汽吞吐,其吞吐生产分为两种情况,一是在老层位湿饱和蒸汽吞吐基础上实施过热蒸汽吞吐,另外一种情况是在新层位中直接进行过热蒸汽吞吐。目前,高浅3区过热蒸汽吞吐达到52井次,其中老层位过热蒸汽吞吐37井次,新层位过热蒸汽吞吐15井次。老层位过热蒸汽的平均单井吞吐轮次为2.06井次。不考虑吞吐轮次未结束的生产井,高浅3区过热蒸汽吞吐的累积注汽量为3.317 8×104 t,累积产油1.266 1×104 t,综合含水率达到69.52%,累积油汽比为0.38,回采水率高达87.03%,采注比达到1.25,与转周前的湿饱和蒸汽吞吐相比,取得了明显的开发效果,油汽比由0.30增加至0.38,含水率由82.12%降至69.52%;其中老层位过热蒸汽吞吐开发效果相对较差,累积油汽比为0.35,比湿饱和蒸汽吞吐高出0.05,而新层位过热蒸汽吞吐的开发效果较好,其累积油汽比达到0.52,具体统计结果见表2。
4 结论
(1) 过热蒸汽提高稠油油藏开发效果的机理主要包括:过热蒸汽的蒸馏效应是增产的主要机理;
高温高热量降低原油黏度的作用;原油的热膨胀特性;过热蒸汽大比容提高热波及范围,改善波及系数,较强的蒸馏效应提高洗油效率。
(2) 相同蒸汽注入量时,过热蒸汽吞吐的累积产油量明显高于湿饱和蒸汽吞吐;随过热度的增加累积产油量增加,而当过热度超过20 ℃后,增油幅度变缓;过热蒸汽的加热范围及蒸汽腔体积高于饱和蒸汽,同时过热蒸汽蒸馏效应明显,增油效果显著。相同吞吐产油量时,过热蒸汽吞吐比湿饱和蒸汽节约大量蒸汽,过热蒸汽携热量大,比容高,能有效萃取稠油中的轻质组分,有效扩大波及体积。
参考文献
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蒸汽过热炉 篇6
哈萨克斯坦肯基亚克盐上油田是一个有着40年开发历史的老油田, 前苏联时期即落实有地质储量1.1×108 t, 在此期间, 稠油油藏曾经进行过湿饱和蒸汽吞吐、湿饱和蒸汽驱及热水驱、聚合物驱等几种强化采油工艺分别进行试采, 每一种工艺方法都有其局限性, 对提高产出液和提高采油速度的效果均不明显, 直到2003年采出程度还不足10%。
为改善肯基亚克盐上稠油油藏的开发效果, 提高其单井产油量, 2004年3月中国石油集团原副总经理吴耀文提出采用过热蒸汽吞吐的开发方案。根据方案的要求, 中国石油集团工程设计有限责任公司科技开发中心 (CPE) 与中国石油勘探开发公司 (CNODC) 联合形成本课题组, 开展稠油过热蒸汽开采装置专项研究。通过两年时间的刻苦攻关, 研制出国内外首套采用普通锅炉软化水生产过热蒸汽的过热蒸汽装置, 并于2005年1月总装出厂。装置设计热效率达到73%, 实际平均运行热效率≮78%;排烟温度 (280～320) ℃;过量空气系数≤1.2;管程压降≤0.4 MPa。
该装置自2005年10月在哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油油田正式投入现场试验, 到2009年3月18日为止, 已相继有7套过热蒸汽装置在该油田投入应用, 累计试验井数达到54口。试验效果表明:注过热蒸汽较普通热采的驱油效率提高6%～12%以上, 单井稠油产量相对第一轮常规湿饱和蒸汽吞吐平均日增油量达1～8 t, 并且普遍延长了注过热蒸汽井的生产周期。
该装置制造成本与目前常用的国外进口油气田管式加热炉的成本相比, 造价降低40%左右。
该装置已申报国家专利3项, 其中发明专利一项, 2006年底顺利通过中国石油天然气集团公司组织的验收, 被与会专家认定为“重大技术突破”, 2007年被国家六部委评为国家级重点新产品, 2008年荣获北京市中关村颁发的高科技新产品证书, 并荣获2008年中国石油集团科技进步奖贰等奖。
2 技术创新点
(1) 首次将使用普通锅炉软化水产生的湿饱和蒸汽直接过热, 用于稠油油田的注过热蒸汽吞吐开采, 此方法国内外前所未有, 是一次技术性突破。
(2) 该过热蒸汽装置在传统管式加热炉结构的基础上, 进行多项原创性开发, 形成具有自主知识产权的专有技术, 成功解决了该装置炉管结晶体沉积、过热爆管等关键技术难题, 是对常规技术的大胆创新。
(3) 过热蒸汽装置采用分级加热, 汽水分离器多级分离结构的脱盐工艺, 实现高温高压工况下低密度差的汽液分离问题。该环节同样是该装置关键的创新技术之一。
(4) 该技术的独特之处是采用无罐无泵的射流混合技术, 在保证额定过热度的前提下, 将高压汽水分离器脱出的高含盐盐水按比例馈送到井下, 实现稠油热采过热蒸汽生产过程高含盐水的零排放, 相对于以往汽水分离提高注汽干度而言节约大量宝贵的锅炉软化水, 避免外排污水造成的热损失及环境污染。因此, 该技术的形成是稠油热采节能降耗重要的技术举措。
(5) 过热蒸汽装置关注关键环节, 采用超常规的跟踪自控技术, 实现装置在线自动检测与实时控制, 确保装置安全。因此, 该自控技术是装置连续稳定运行的必备手段。
(6) 通过向稠油油藏注过热蒸汽, 因此改变储层岩石润湿性, 使原油发生水热裂解, 改善了油藏内的渗流环境, 扩大了加热半径, 提高了波及体积, 因此提高了驱油效率和单井产量, 为稠油油田高效开发提供了新途径。
(7) 通过对试验区冷采、饱和蒸汽吞吐和过热蒸汽吞吐开发效果综合评价, 形成了一套稠油油藏注过热蒸汽开发效果评价方法, 中油 (国际) 阿克纠宾油气股份公司已将过热蒸汽吞吐作为肯基亚克盐上稠油油田的开采方式, 由此形成的注过热蒸汽吞吐热采技术, 是一次典型的应用范例。
3 应用效果与前景
目前根据过热蒸汽吞吐热采的实际需要, 已研制出额定过热蒸汽流量为23 t/h, 11.5 t/h及9.2 t/h三种规格的过热蒸汽发生装置投入现场应用, 并制订编写出有关的技术标准与规程;其设计压力分别为18 MPa, 9 MPa, 6.3 MPa;装置出口过热蒸汽温度可以根据热采工艺的需要从 (320～400) ℃;过热度从 (30～100) ℃;适应的湿饱和蒸汽干度从50%～70%;既可以燃油、燃气, 也可以油气两用。自控系统以高可靠性、高安全性为主旨, 设置完善的自动检测与报警停炉功能, 并可以配备带远传的RTU, 也可就地与远传结合, 适应用户的不同要求。该装置既可以橇装、组装, 也可以车载移动。该装置可以根据用户需要安装在单井井口, 也可以安装在配汽站或注汽站。
该装置至今已经有7套在肯基亚克盐上稠油油田投入使用, 累计对54口井进行注过热蒸汽试验, 第1口投入生产的试验井61043井自2005年11月13日到2009年3月18日共1205天累计生产原油9 882 t, 比采用湿饱和蒸汽吞吐多生产原油近7 500 t, 其他已开抽的注过热蒸汽试验井也都呈现出良好的采油效果, 54口试验井到2009年3月18日累计生产原油80 112.2 t, 占生产井总数只有10%的注过热蒸汽试验井, 其日采油量占盐上稠油生产井日产油量的20%左右, 原油含水由初期的86%最低曾下降至28%, 目前仍保持在50%左右。
通过对试验区冷采、饱和蒸汽吞吐和过热蒸汽吞吐开发效果综合评价, 形成一套稠油油藏注过热蒸汽开发效果评价方法, 中油 (国际) 阿克纠宾油气股份公司已将过热蒸汽吞吐作为盐上稠油油田的开采方式。
继哈国肯基亚克盐上注过热蒸汽试验之后, 国内相关稠油油田的注过热蒸汽试验也已进入实施阶段, 2008年7月到2008年11月在新疆油田重油公司所开展的注过热蒸汽试验, 试验达6井次, 其中有2口见到显著效果, 2009年将扩大试验范围及规模。辽河油田的现场试验也在进行中, 试验效果正在进一步跟踪中。稠油热采过热蒸汽装置技术的价值及作用正为更多的油田领导及专家所认可。
目前哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油油田有稠油生产井数百口, 有捞油作业队在进行捞油作业的稠油井数百口左右, 油层厚度5～15 m, 2006年～2007年两年新增加稠油生产井近200口, 如按目前安装在配汽计量间的方式, 平均每16口井配置1套过热蒸汽装置计算, 需要50套左右, 国内四大稠油油田 (新疆、辽河、胜利、河南) 有数万口左右的稠油油井, 至少需要数百套这样的蒸汽再加热装置, 若每年有20%的稠油井采用该装置, 则装置销售产值超过数十亿元, 增产稠油即使按保守估计每天每口井增产1 t计, 每年增产的原油也可达到1 500万t左右, 价值超过800亿元人民, 相当于新增加一个辽河油田, 市场前景很好。从环保方面而言, 可以避免排污水的外排所造成的环境污染, 环境效益也是很好的, 并有效延长注汽锅炉的使用寿命。
4 结论
过热蒸汽装置技术首次将普通锅炉软化水产生的湿饱和蒸汽直接过热, 根据稠油热采工艺需要生产出蒸汽温度320～400℃, 过热度30～100℃的过热蒸汽, 用于稠油油田注过热蒸汽吞吐开采, 为稠油油田高效开发提供了新途径。哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油实验区现场试验表明:注过热蒸汽较普通热采的驱油效率提高6%～12%以上, 单井稠油产量相对第一轮常规湿饱和蒸汽吞吐平均日增油量达1～8 t。54口试验井截至2009年3月18日累计生产原油80 112.2 t, 占肯基亚克盐上生产井数只有不到10%的注过热蒸汽吞吐试验井, 其日采油量占肯基亚克盐上稠油井日产油量的20%左右, 效果显著。此外, 由于该过热蒸汽装置采用独特的工艺及结构设计, 使它相对于以往采用高压汽水分离器提高注汽干度的方法而言, 可以在满足注汽工艺要求的蒸汽过热度的情况下实现高温高压高含盐饱和水的零排放, 按注汽总量25%计, 则7套装置截至2009年3月18日共减少高温高压高含盐饱和水排放26 350 t, 减少热损失折合燃气94×104 m3, 并可有效地避免高温高压高含盐饱和水排放对环境造成的热污染, 经济、环境与社会效益良好。过热蒸汽装置技术对实现稠油热采领域节能降耗具有重要意义。
参考文献
(1) 朱新立.制备过热蒸汽的方法和蒸汽加热炉 (稠油热采) (P) .ZL2004 1 0091496.4.
(2) 朱新立.过热蒸汽炉 (稠油热采) (P) .ZL2004 20115258.8.
蒸汽过热炉 篇7
关键词：煤气锅炉,过热蒸汽,温度偏低,处理
0 引言
从上世纪80年代以来, 我国的煤气锅炉多数基于纯烧高炉煤气来进行设计。随着社会的发展, 科技的进步, 我国相继建成和投运了C6—3.43/1.27抽凝式汽轮发电机组, 原先过热蒸汽的温度因多数因低于400 ℃而达不到汽轮机对进汽参数的高要求, 对汽轮机的安全稳定运行造成极大的不利影响;基于此, 以下结合150 t/h煤气锅炉的原始设计数据及主要技术经济指标, 就煤气锅炉过热蒸汽温度偏低原因及相应的处理措施进行一些探讨。
1 关于150 t/h煤气锅炉的介绍
锅炉的相关指标:额定蒸发量150 t/h, 过热蒸汽出口压力8.82 MPa, 过热出口温度540 ℃, 给水温度130 ℃。
锅炉煤气特性:CO (一氧化碳) 23.5%, CO2 (二氧化碳) 17.5%, CH4 (甲烷) 0.3%, W (水分) 56.43 g/m3, H2 (氢气) 1.8%, N2 (氮气) 56.93%, 低位发热量3.558 kJ/m3, 含尘量10～20 mg/m2
有关锅炉额定负荷下主要技术经济指标:设计效率85.3%, 锅炉煤气耗量28.661 m3/h, 排烟温度150 ℃, 炉膛容积热负荷2.213 105 kJ/m3.h, 炉膛截面热负荷6.579 106 kJ/m3.h。
2 煤气锅炉过热、蒸汽温度偏低的原因分析
进行高炉煤气的纯烧, 这是锅炉的最开始设计, 而高炉以及转炉混合煤气, 这是锅炉在实际运行过程中所采用的燃料, 因而燃料性质出现了完全的改变。有关转炉混合煤气与高炉这二者的比值为1∶2, 通过实践可知, 其低位发热量大致等于7.512 Kj/m3。由于大大减少了煤气的消耗量, 因而大大提高了其发热量, 致使炉膛里的煤气在着火燃烧方面更为容易, 故诸如出现煤气断火等不利于燃烧的现象就不易在煤气着火燃烧过程中出现, 其燃烧状况极为稳定, 具有提升速度比较快的热负荷。这种混合煤气, 主要是经过加压机加压后的煤气, 故具有比较稳定的压力, 以及比较容易控制的热负荷变化速度。所以, 在负荷条件相同情况下, 转炉或高转混合煤气消耗量要比煤气低得多, 改造炉为高转混合煤气以后, 每立方米煤气的发热量要比高炉煤气高得多, 根据相关计算可知, 前者的发热量约为后者的两倍多。
把高炉以及在不同配比下的混合煤气热力学的相关计算结果进行对比, 把锅炉改成燃烧混合煤气以后, 从各个受热面来看, 不管是煤气温度, 还是煤气速度或者传热量, 很明显都出现了极大的改变;尤其是在对高焦炉煤气配比进行改变后, 煤气温度、煤气速度及传热量等参数都出现了极为明显的变化。把锅炉从高炉煤气向烧混合煤气改变以后, 大大提高了各受热面烟气的出口温度, 虽然把煤气速度降低下来, 但却极大地增大了各受热面的热交换数量, 却大为降低了排烟温度, 从而达到了提高锅炉热效率的效果。对于这种混合气体 (2∶1) , 通过理论计算, 可以发现其过热蒸汽的温度可以高达540 ℃, 但在实际运行过程中, 可以发现其过的蒸汽温度往往比400 ℃这个温度来得低;通过相关试验、分析, 并根据锅炉具体运作状况, 可以得出主要是由以下这几个原因造成的:
1) 因为锅炉的设计标准是基于纯烧高炉煤气来进行操作的, 这种煤气成分就使得它的炉膛不仅要具有比较大的容积, 而且还要具有比较高的相对高度;改成以燃烧混合煤气以后, 由于相对延长了高温煤气在炉膛的停留时间, 以理论计算出来的数值就要比炉膛的受热面 (水冷壁吸热量) 来得低, 这就在一定程度上提高了蒸发量, 但从理论上计算出来的数值都要比过热器处烟温、过热器胃部其他受热面烟温以及炉膛出口烟温来得高, 故不管是尾部各个受热面吸热量, 还是炉膛出口的吸热量, 都大为降低, 因而也就降低了过热蒸汽的温度。
2) 因锅炉气体具有比较高的可燃成分, 故在从炉膛进入以后非常容易出现着火并快速燃烧起来, 但不管是炉膛出口的烟温, 还是炉膛火焰中心的温度, 相对来说都要降低, 因而也就降低了过热蒸汽的温度。
3 处理措施
1) 敷设围燃带。
这个围燃带敷设于火焰中心区域内的炉膛水冷壁管上, 其高度约为2.5 m左右;敷设围燃带, 可促使水冷壁的吸热量大为减少, 促使炉膛出口温度的提高, 从而实现了过热器吸热量的增加, 最终实现了促使过热蒸汽温度提高的效果。
2) 增设蓄热稳燃器。
这个稳燃器的增设是在基于炉膛结构改变的基础上实施的;把水冷壁下联箱 (位于锅炉后侧) 由前侧向后侧移动, 再把后侧水冷壁下联箱垂直向上与后侧水冷壁进行直接相连;进行这样改造, 可产生一定温度场来保障低热值煤气的燃烧温度, 不仅可加快其燃烧速度, 还可缩短其燃尽时间, 再加上一部分煤气碰到蓄热稳燃器能迅速燃烧, 促使热效率的提高, 从而最终实现了过热蒸汽温度的提高。
4 结语
综上, 锅炉主蒸汽温度偏低是个不争的事实, 它的存在对汽轮机的安全运行产生了极大不利影响;在实际生产中, 深入研究气锅炉过热蒸汽温度偏低的原因, 并采取相应措施加以处理, 这对于确保汽轮机的稳定运行及使用寿命的延长均具有重要的作用。
参考文献
[1]宗仰伟.电厂锅炉高炉煤气燃烧器改进实验研究[J].冶金能源, 2009 (2) .