Установки подготовки нефти УППН-М (В)
Блочная автоматизированная установка подготовки нефти УППН-М предназначена для эффективного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий и подготовки товарной нефти.
Установка УППН-М (В) с дополнительной секцией обессоливания по своим характеристикам и функциональности полностью заменяет аналоги ведущих иностранных производителей.
Установка УППН-М (В) может быть изготовлена как со встроенным блоком нагрева, так с вынесенным отдельно, на что указывает индекс «В» в её обозначении. В качестве вынесенного отдельно блока нагрева могут быть использованы подогреватели типа ПП-0,63, ПП-1,6 и др. в зависимости от производительности УППН-М (В).
Высокие технико-экономические показатели УППН-М (В) обеспечивается за счет:
• применения топочных устройств специальной конструкции с антикоррозионным покрытием, расположенных в нефтяной среде – для интенсификации процесса нагрева эмульсии, повышения надежности и долговечности их работы;
• применения распределительных насадок подачи пресной воды и желобов в секции обессоливания – для повышения качества промывки поступающей нефти от минеральных солей;
• применения специальных гидродинамических коалесценторов – для повышения эффективности разрушения и разделения продукции скважин;
• оснащения установки современной АСУ ТП, обеспечивающей контроль и управление технологическим процессом, повышение надежности и безопасной эксплуатации оборудования, комфортность работы персонала, повышение достоверности и оперативности сбора информации, снижение трудоемкости работ по сбору, обработке и передаче информации. Это достигается за счет использования современных технических и программных средств управления, а также применения более точных и надежных датчиков и исполнительных механизмов;
• упрощения технологической схемы подготовки нефти;
• экономии энергоресурсов;
• снижения затрат на обустройство объекта (меньшие размеры промплощадки и т.д.);
• приобретения и монтаж всего одного многофункционального аппарата;
• сокращения количества обслуживающего персонала;
• снижения трудоемкости работ по сбору, обработке и передаче информации о ходе технологического процесса.
Суммарные затраты на приобретение и эксплуатацию УППН-М (В) являются минимальными по сравнению с комплексом оборудования или установкой типа «Heatertreater».
Выше обозначенные показатели УППН-М (В) актуальны для небольших нефтяных месторождений.
Технические характеристики
|
НАИМЕНОВАНИЕ ПАРАМЕТРА |
УППН-250М (В) |
УППН-500М (В) |
УППН-1000М (В) |
УППН-3000М (В) |
|
|
Производительность по нефтяной эмульсии, кг/с (т/сут) в пределах |
1,4-2,89 (125-250) |
2,8-5,78 (250-500) |
5,6-11,56 (500-1000) |
11,57-34,7 (1000-3000) |
|
|
Тепловая мощность топок, МВт, не более |
0,3 |
0,63 |
1,25 |
3,75 |
|
|
Давление нефтяной эмульсии, МПа, не более |
0,6 |
||||
|
Содержание воды в нефтяной эмульсии,% масс., не более |
20 |
||||
|
Вязкость нефти при 20 °С, м2 /с (сСт), не более |
50х10-6 (50) |
||||
|
Температура нагрева нефтяной эмульсии,°С, не более |
80 |
||||
|
Массовая доля воды на выходе из установки, %, не более |
0,5 |
||||
|
Концентрация хлористых солей на выходе установки, мг/дм3, не более |
100 |
||||
|
Топливо |
Природный или попутный осушенный газ с содержанием сероводорода, не более, 0,002% масс |
||||
|
Давление топливного газа на входе в установку, МПа, в пределах |
0,3-0,6 |
||||
|
Вид топлива |
природный или нефтяной попутный газ, жидкое топливо (нефть, мазут, дизтопливо) |
||||
|
Характеристика топливного газа: - теплота сгорания, МДж/м3 (кКал/нм3), в пределах - содержание сероводорода, объемная доля, %, не более Расход топливного газа, м3/ч |
35…60 (8365…14340)
0,02 700 |
||||
|
Давление топливного газа, МПа (кгс/см2), в пределах: - на входе в печь (после ГРП) - перед камерой сгорания - перед запальной горелкой |
0,15-0,3 (1,5-3) 0,005-0,05 (0,05-0,5) 0,05-0,15 (0,5-1,5) |
||||
|
Характеристики топливной нефти: - теплота сгорания, МДж/м², в пределах - плотность, кг/м³, не более - вязкость, м²/с (сСт) - сероводород H2S, % моль, не более - двуокись углерода СО2, % моль, не более - температура эксплуатационная, К (°С), не более - давление на входе в подогреватель, МПа (кгс/см²), в пределах - давление перед горелкой, МПа (кгс/см²), не более |
40-42 887 20 10 (20) 0,01 1,0 323 (50) 4,0…6,2 (40…62)
3,5 (35)
|
||||
|
Расход топливной нефти, кг/ч, в пределах |
10 |
50 |
100 |
470 |
|
|
Коэффициент полезного действия, %, не ниже |
80 |
||||
|
Расход газа (при теплоте сгорания газа 33500Дж/нм3) нм³/ч, не более |
45 |
85 |
170 |
510 |
|
|
КПД установки (тепловой), %, не менее |
80 |
||||
|
Масса установки, т, не более |
12 |
20 |
35 |
50 |
|
|
Показатели надежности: - средний ресурс до капитального ремонта, лет - средний срок службы, лет |
3,5 10,0 |
||||
Устройство и работа УППН-М (В) и ее составных частей:
УППН-М (В) выполнена единым модулем горизонтальной компоновки и включает блоки: технологический, регулирования, подготовки топлива, а также средства автоматизации, которые повышают эффективность управления технологическими процессами и обеспечивают контроль их основных параметров;
• Технологический блок состоит из секции нагрева и коалесценции, секции обессоливания, и секции окончательной коалесценции и отбора нефти. Внутренняя поверхность сосуда защищена от коррозии специальным антикоррозийным покрытием, обеспечивающим долговечную и надежную работоспособность установки. Поступающий поток нефти движется в установке горизонтально, что является оптимальным вариантом применительно к обработке нефти. Подобный подход облегчает каплеобразование и отделение воды по всей длине установки;
• Секция нагрева и коалесценции представляет собой либо одну жаровую трубу, расположенную горизонтально, либо две жаровые трубы, расположенные вертикально, в зависимости от объема установки. Жаровые трубы находятся в эмульсионной среде и имеют специально разработанную U-образную форму с расчетной поверхностью нагрева. К одному из концов жаровых труб присоединена горелка, оснащенная пламегасителем. Розжиг горелки производится кнопкой «Розжиг», при этом включается блок искрового розжига (БИР); после включения БИР через 5–10 секунд открывается клапан-отсекатель на линии входа топливного газа к горелке с отображением наличия пламени на графическом дисплее шкафа управления. После появления пламени поступает команда на открытие регулирующего клапана на линии входа топливного газа к горелке. В качестве топлива используется попутный газ, который поступает из установки. Пройдя через регулирующий клапан и расходомер, газ направляется в газосепаратор, где отделяется свободная вода, и далее – в нагревательный змеевик, расположенный в секции нагрева. Нагрев газа предотвращает конденсирование жидкости в трубопроводе системы горения. Для предотвращения прогара жаровых труб на их стенках расположены термопары, которые предупреждают повышение температуры стенки выше нормы, автоматически закрывая клапан входа топливного газа к основной горелке;
• Нефтяная эмульсия поступает через входной штуцер и дроссельный клапан, с помощью которого регулируется расход жидкости. Поток направляется вокруг жаровых труб в нижнюю секцию установки. Тепло передается через стенки жаровых труб и нагревает нефтяную эмульсию, а продукты сгорания выводятся вверх через другой конец жаровой трубы. Температура нагрева эмульсии контролируется специальным датчиком, сигнал с которого также подается на регулирующий клапан входа топливного газа. Нагревом достигаются две цели: разность плотностей нефти и воды увеличивается, а вязкость нефти уменьшается. Оба эти фактора в соответствии с формулой закона Стокса увеличивают скорость, с которой водные частицы, содержащиеся в нефти, оседают. Нефть, обладая более низкой плотностью, поднимается на поверхность водяной фазы. Уровень нефти, а также уровень раздела фаз «вода–нефть» автоматически регулируются и измеряются посредством датчиков уровня, подающих сигнал соответственно на входной клапан и на клапан сброса воды. В ходе процесса происходит также отделение газа, который направляется непосредственно вверх в газовую секцию;
• Пройдя секцию жаровых труб, нефть, очищенная от большей части воды, поступает в секцию коалесценции. Секция коалесценции состоит из нескольких коалесцентных блоков, каждый из которых представляет собой сетки с определенной расчетной площадью, выполненные из нержавеющей проволоки. Расчет этих блоков-секций, их количество и размеры зависят от рабочих условий рассматриваемой установки и физико-химической композиции обрабатываемой нефти. Отверстия сеток, через которые проходит нефть, повышают число Рейнольдса, что способствует слиянию мельчайших частиц воды в более крупные капли. На самих сетках также осаждаются мелкие частицы воды, сливающиеся в крупные капли и затем выпадающие из нефти. Применяемые коалесцентные сетки такого типа чрезвычайно практичны и эффективны в эксплуатации, препятствуют загрязнению нефти песком, осадками и асфальтенами. После коалесценции нефть переливается через разделительную перегородку в секцию обессоливания;
• Секция обессоливания состоит из специальных желобов и водораспределительной системы, состоящей из коллектора подачи воды и отходящих от него трубок с распределительными насадками. Нефть стекает по желобам вниз; пресная вода, пройдя через нагревательный змеевик, расположенный в секции нагрева, подается в коллектор и через трубки с распределительными насадками впрыскивается в нефть и смешивается с ней. Уровень нефти и уровень раздела фаз «нефть–вода» в этой части установки измеряется и регулируется с помощью датчиков уровня, подающих сигнал на соответствующие клапаны. Поверхность раздела фаз «нефть–вода» располагается ниже распределительных труб, ведущих в заключительную секцию – секцию окончательной коалесценции и отбора нефти;
•Нефть и остаточная часть обессоливающей воды поступают через распределительные трубы снизу вверх в секцию окончательной коалесценции и отбора нефти благодаря давлению в сосуде и насосам, откачивающим нефть. Нефть направляется вверх, проходя через специальный блок коалесценции, и далее через нефтеотборник на выход из сосуда. Блок коалесценции, имеющий специальную конструкцию, отделяет оставшуюся воду от нефти перед ее выходом. Уровень нефти регулируется и измеряется датчиком уровня. При повышении определенного уровня нефти в секции автоматически включаются насосы откачки нефти. Расход нефти на выходе измеряется расходомером. На выходной части установки предусмотрены пробоотборники для извлечения образцов жидкости с различных уровней с целью определения чистоты выходящих продуктов;
• Система очистки от песка и механических примесей. При подготовке нефти в сосуде осаждается значительное количество песка и других механических примесей. Система предусматривает ручную периодическую очистку от примесей без прекращения процесса. Вода под высоким давлением выпускается из ряда инжекционных насадок в трубах, расположенных по длине аппарата. Струя воды подсекает отложения песка и удерживает его в суспензии, которая при открытии дренажных клапанов поступает в специальные накопители песка, расположенные по длине сосуда в нижней его части, откуда идет на сброс из установки;
•Блок регулирования. Работа блока заключается в измерении и регулировании расхода поступающей нефтяной эмульсии. Блок регулирования представляет собой утепленное помещение, расположенное на утепленном основании.
Нефтяная эмульсия поступает через входной штуцер и дроссельный клапан, с помощью которого регулируется расход жидкости. Поток В помещении блока расположены: трубопровод входа нефтяной эмульсии, трубопровод выхода нефти, трубопровод выхода воды, емкость пробоотборников, вентилятор, обогреватель электрический, извещатели пожарные, датчики-сигнализаторы загазованности и дренажный трубопровод выносных сосудов;
• Блок подготовки топлива. Блок подготовки топлива выполнен в виде утепленного шкафа, имеющего двери и штуцера входа газа из технологического блока, входа газа от постороннего источника, выхода газа с установок, выхода газа к основным и запальным горелкам, выхода газа на свечу. В блок подготовки топливный газ поступает из технологического блока или постороннего источника, проходит очистку в фильтре, регулирование давления регулятором, регулирование расхода в зависимости от значения температуры нефтяной эмульсии в технологическом блоке регулирующим клапаном. К горелкам топливный газ подается через последовательно установленные электромагнитные клапаны и два клапана.
Комплекс средств автоматизации.
Установка подготовки нефти оснащена системой автоматизированного управления, которая позволяет производить дистанционный и местный контроль и изменение технологических параметров, их автоматическое регулирование и функции противоаварийной защиты.
Автоматизированная система управления технологическим процессом обеспечивает:
• Автоматическое регулирование технологических параметров, включающих:
– измерение и регулирование температуры жидкости в секции нагрева;
– измерение и регулирование давления в аппарате;
– измерение и регулирование расхода жидкости (продукта скважин) на входе установки;
– измерение и регулирование уровня нефти в емкости;
– измерение и регулирование уровня раздела фаз «вода – нефть» в секции предварительного сброса воды (секция нагрева);
– измерение и регулирование уровня раздела фаз «вода – нефть» в секции обессоливания нефти;
– регулирование давления топливного газа на общей линии входа газа к горелкам (до основного отсекателя);
– регулирование давления топливного газа к запальной горелке.
• Контроль и измерение технологических параметров:
– расхода нефти на выходе установки;
– расхода газа на выходе установки;
– расхода пластовой воды на выходе установки;
– расхода пресной воды на установку для обессоливания нефти;
– температуры газа на выходе установки;
– положение регулирующих органов клапанов;
– давления топливного газа на входе основной горелки;
– давления топливного газа на входе запальной горелки;
– давления топливного газа в газосепараторе;
– давления жидкости на входе установки.
• Автоматическое ведение журнала событий и аварийных сообщений.
• Противоаварийную защиту установки подготовки нефти.
• Предупредительную и аварийную сигнализацию при отклонениях технологических параметров от предельных значений.
Система автоматизации УППН-М (В) обеспечивает:
• местный визуальный контроль основных параметров технологического процесса;
• автоматический вывод установки на заданный рабочий режим (продувка, контроль загазованности в топках, розжиг запальных горелок и основных горелок, вывод на режим);
• автоматическое поддержание заданного технологического режима работы установки;
• плановую автоматическую остановку установки;
• аварийную автоматическую остановку и блокировку программы пуска установки с подачей звуковой и световой сигнализации при отклонении от установленных значений основных технологических параметров:
• связь с машиной верхнего уровня по интерфейсу RS-232/485 с использованием стандартных промышленных протоколов, что позволяет легко интегрировать оборудование в АСУ ТП участка, а также организовать удаленный мониторинг и управление его параметрами.
