Системы автоматики УППН. Уппн расшифровка нефть


Системы автоматики УППН, Добыча нефти, Решения по направлениям, Инжиниринг, Компания ЭлеСи: промышленная автоматизация технологических процессов

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки подготовки и перекачки нефти (УППН)

Назначение:

АСУ ТП УППН предназначена для автоматизации технологических процессов УППН, автоматизации деятельности специалистов по контролю и управлению технологическими процессами и производством, а также для оперативного информационного контроля технологического режима работы установки, высокоэффективного и безопасного управления технологическими процессами предварительной подготовки и перекачки нефти.

Технологически УППН может состоять из следующих основных блоков:

  • Технологический - состоит из секции нагрева, секции обессоливания, и секции отбора нефти.
  • Блок регулирования - работа блока заключается в измерении и регулировании расхода поступающей нефтяной эмульсии.
  • Блок подготовки топлива - работа блока заключается в очистке топливного газа от механических примесей, капельной жидкости, осушке, редуцировании и поддержке давления газа на заданном уровне на выходе для подачи газа к основным и запальным горелкам и на свечу.

Система выполняет следующий объем функций:

  • автоматический контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;
  • автоматическую защиту УППН по аварийным и предельным значениям контролируемых параметров и при отказах систем обеспечения;
  • поддержание режимов работы УППН в пределах нормативных условий эксплуатации;
  • управление запорной арматурой на технологических трубопроводах;
  • программное управление и защиту насосных агрегатов;
  • регулирование технологических параметров;
  • обнаружение отказов оборудования при его работе и переключениях по результатам контроля выполнения команд;
  • отображение и регистрацию на мониторах операторов контролируемых технологических параметров и параметров состояния оборудования как в процессе работы, так и при проведении ремонтных и пусконаладочных работ;
  • составление отчетов и сводок;
  • документирование информации (архивацию событий нижнего уровня и действий оператора).

Комплексная система АСУ ТП УППН построена по централизованному принципу на базе ПЛК с функцией горячего резервированием центрального процессора. Для обеспечения связи между элементами системы применены резервированные сети передачи данных.

Особенности:

При необходимости система может быть доукомплектована соответствующими модулями, позволяющими решать те или иные задачи по автоматизации УППН.

  • надежность и гарантированное качество

Высокая степень надежности АСУ ТП УППН «ЭлеСи» достигается за счет использования промышленных программируемых контроллеров обладающих высокими показателями надежности, элементной базы лучших мировых производителей, устройств резервирования связи, питания, программного резервирования информации.

  • функциональность

Входящие в состав АСУ ТП УППН «ЭлеСи» устройства позволяют реализовать дополнительные режимы функционирования оборудования (имитация, тестирование, маскирование), защитить систему от несанкционированного доступа, осуществить контроль действия персонала по журналу событий.

  • совместимость

АСУ ТП УППН «ЭлеСи» может быть выполнена на базе любых промышленных контроллеров по требованию заказчика, что позволяет эксплуатирующей организации сократить номенклатуру ЗИП, уменьшить затраты на освоение и обслуживание системы.

Структурная схема:

elesy.ru

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ УППН-1000М, УППН-500М, УППН-250М

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ УППН-1000М, УППН-500М, УППН-250М

Сертификат соответствия ТС N№ ТС RU C-RU.HO05.B.00008

Общий вид УППН-250М.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Установка предназначена для эффективного нагрева, обезвожи­вания и обессоливания нефтяных эмульсий при их промысловой подготовке и подготовки товарной нефти.

особенности

Условия эксплуатации  должны соответствовать исполнению У, ХЛ по ГОСТ 15150-69.

Категория размещения 1 по ГОСТ15150-69.

Повышенные технико-экономические показатели по сравнению с зарубежными аналогами благодаря следующим техническим и технологическим решениям:

 - упрощение технологической схемы подготовки нефти;

 - снижение потребления энергоресурсов;

 - повышение многофункциональности одной установкой;

 - использование топок с антикоррозионным покрытием;

 - повышение качества промывки промысловой нефти от минеральных солей;

 - повышение эффективности разделения продуктов из скважин;

 - снижение затрат на обустройство объекта;   

 - снижение количества обслуживающего персонала;

 - оптимальный вариант для небольших нефтяных месторождений.

Основные технические данные

№ п/п

Параметр

Значение

УППН-1000М

УППН-500М

УППН-250М

1

 Номинальная тепловая мощность, МВт

1,25

0,63

0,3

2

 Производительность по нефтяной эмульсии, при обводненности 20% масс, т/сут (кг/с)

1000

(9,3)

250…500

(2,8…5,78)

125…250

(1,4…2,89)

3

  Температура нагрева нефтяной эмульсии, °С:

 - при входе в установку, не более

- нагрева продукта, не более

+5

+70

4

 КПД, %, не более

80

5

 Давление, МПа (кгс/см2):

 - рабочее, не более

 - расчетное

 - пробное гидравлическое

0,6(6,0)

0,6(6,0)

0,8(8,0)

6

Параметры топлива:

- наименование

- теплота сгорания МДж/нм3

- содержание сероводорода (h3S), % масс. не более

- давление газа на входе в установку, МПа(кгс/см2), в пределах

- давление перед горелкой, МПа (кгс/см2), в пределах

Природный / попутный нефтяной газ

35…60

0,002

0,2…0,6(2,0…6,0)

0,07…0,15(0,7…1,5)

- расход топлива, м3/ч

180

90

50

7

 Параметры нагреваемой среды:

 - наименование

 - вязкость при 20°С,м2/с (сСт), не более

 - вода на выходе из установки, масс.доля %, не более

 - концентрация хлористых солей на входе из установки, мг/дм3, не более

 - концентрация хлористых солей на выходе из установки, мг/дм3, не более

 - расход пресной воды на обессоливание, т/ч, в пределах

 - превышение давления пресной воды над рабочим давлением в

установке, МПа (кгс/см2) 

Нефтяная эмульсия

50*10-6(50)

0,5

10000

100

0,5…1,0

0,01(0,1)

8

 Масса, кг, не более:

 - установки (в нерабочем состоянии)

35000

20000

12000

9

 Срок службы, лет, не менее

10

10

 Средний ресурс до капитального до капитального ремонта, лет

3,5

Габаритный чертеж УППН-1000М.

Габаритный чертеж УППН-500М.

Габаритный чертеж УППН-250М.

www.dznm.ru

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ УППН-250М

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ УППН-250М

Сертификат соответствия ТС N№ ТС RU C-RU.HO05.B.00008 Рис.88 Общий вид УППН-250М.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ Установка предназначена для эффективного нагрева, обезвоживания и обессолива- ния нефтяных эмульсий при их промысловой подготовке и подготовки товарной нефти.

ИСПОЛНЕНИЯ ИЗДЕЛИЯ УППН-250М изготавливается в одном исполнении.

ОСОБЕННОСТИ «УППН-250М» Условия эксплуатации должны соответствовать исполнению У по ГОСТ 15150-69. Категория размещения 1 по ГОСТ15150-69. Повышенные технико-экономические показатели по сравнению с зарубежными ана- логами благодаря следующим техническим и технологическим решениям: - упрощение технологической схемы подготовки нефти; - снижение потребления энергоресурсов; - повышение многофункциональности одной установкой; - использование топок с антикоррозионным покрытием; - повышение качества промывки промысловой нефти от минеральных солей; - повышение эффективности разделения продуктов из скважин; - снижение затрат на обустройство объекта; - снижение количества обслуживающего персонала; - оптимальный вариант для небольших нефтяных месторождений.

ОСНОВНЫЕ ТЕхНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

N№ п/п Параметр Значение
1 Номинальная тепловая мощность, МВт 0,3
2 Производительность по нефтяной эмульсии, при обводненности 20% масс, т/сут (кг/с), в пределах. 125…250 (1,4…2,89)
3 Температура нагрева нефтяной эмульсии, °С: - при входе в установку, не более. +5
4 КПД, %, не более 80
5 Давление нефтяной эмульсии, МПа (кгс/см2) : - рабочее, не более. 0,6(6,0)
6 Параметры топлива: - наименование; - теплота сгорания МДж/нм3; - содержание сероводорода (h3S), % масс. не более; - давление газа на входе в установку, МПа (кгс/см2), в пределах; - расход топлива, нм3/ч. Природный / попутный нефтяной газ 33,5 0,002 0,3…0,6(3,0…6,0) 85
7 Параметры нагреваемой среды: - наименование; - вязкость при 20°С,м2/с( сСт), не более; - вода на выходе из установки, масс.доля %,не более; - концентрация хлористых солей на выходе из установки, мг/дм3,не более; Нефтяная эмульсия 50*10-6(50) 0,5 100
8 Масса, кг, не более: - установки (в нерабочем состоянии) 20000
9 Срок службы, лет, не менее 10
Рис.89 Габаритный чертеж УППН-250М.

www.dznm.ru

Установка подготовки и перекачки нефти (УППН) «Куеда»

Установка подготовки и перекачки нефти (УППН) «Куеда» расположена в Куединском районе, в южной части Пермского края на границе с Башкирией.

УППН «Куеда» ЦДНГ № 2 предназначена для обработки нефтяной эмульсии и подготовки нефти по 1 группе качества.

На УППН «Куеда» осуществляется подготовка нефти Красноярско-Куединского, Степановского, Гондыревского месторождений ЦДНГ-2 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», месторождений  ООО «Урал-Ойл» и ЗАО «Институт РОСТЭК». На УППН «Куеда» осуществляется также подготовка нефти 2 группы, поступающей с УППН «Гожан» ЦДНГ-3 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

УППН «Куеда» обеспечивает: сепарацию, глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, подготовку и утилизацию сточных вод, учет нефти и газа, подготовку ловушечной нефти, утилизацию газа, откачку нефти через узел учета СИКН № 270 на ПСП «Чернушка».

Мощность установки к 2011 году составляла - 2,3 млн. тонн по товарной нефти.

Обводненность нефтяной эмульсии, поступающей на установку - до 80 % масс.

Объем резервуарного парка составляет 60 тыс. м3.

Установка построена по проекту НИИ «ГИПРОВОСТОКнефть» и введена в эксплуатацию в 1976 году. Проектная производительность УППН «Куеда» по нефти составляла 3,5 млн.т/год.

 

  • В 1980 году проведена реконструкция установки согласно проекту, выполненному институтом «ПермНИПИнефть».
  • В 1997 году построена и введена в эксплуатацию система азототушения печей для нагрева нефти ПТБ-10.
  • В 1998 году на УППН построена установка по переработке промежуточных слоев.
  • В 2001 году выполнена реконструкция 1 ступени сепарации с предварительным сбросом пластовой воды и построена установка улавливания легких фракций.
  • В 2003 году построена и введена в эксплуатацию система нагрева и подачи промывочной воды на обессоливание нефти.
  • В 2004 году построена блочная трубчатая печь БТП-10.
  • В 2009 году построен ОУУН «Гожан».
  • В 2010 году построены:
    • печь ПТ-1,5 для подготовки промежуточных слоев и ловушечной нефти;
    • газосепаратор ГС № 2 для осушки газа, поступающего на печь ПТ-1,5;
    • подпорная насосная станция для подачи пластовой воды на КНС-0201,0202;
    • газосепаратор ГС№ 3 для осушки газа, поступающего на печи ПТБ № 1, 2, 3, БТП № 3.
  • В 2011 году построена установка переработки ловушечной нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На УППН «Куеда» поступает нефтяная эмульсия с Краснояро-Куединского, Степановского, Гондыревского месторождений ЦДНГ-2, ООО «Урал-Ойл», ЗАО «Институт РОСТЭК», УППН «Гожан» ЦДНГ-3.

 

 

www.oilpro.ru

Без лишней воды. «Юганскнефтегаз» вводит новые принципы освоения месторождений | Ханты-Мансийский автономный округ

ПТВО успешно зарекомендовали себя на ряде объектов ООО «РН-Юганскнефтегаз»

ООО «РН-Юганскнефтегаз» готовится к вводу в эксплуатацию в Приобском регионе путевого трубного водоотделителя (ПТВО). Новый энергоэффективный объект позволит снизить обводненность нефти, поступающей в цех подготовки и перекачки нефти № 7 управления подготовки и перекачки нефти. В настоящее время на ПТВО-1БИС ведутся пусконаладочные работы. Подробности – в материале «ФедералПресс».

Объект ПТВО-1БИС, возводимый вблизи седьмого цеха подготовки и перекачки нефти, стал первым путевым трубным водоотделителем на Приобском месторождении. И специалисты «РН-Юганскнефтегаз», работающие на территории левобережья, возлагают на него большие надежды: нефть, поступающая в этот цех, имея высокое содержание воды (50–60 %), нуждается в предварительном обезвоживании.

Как рассказал исполняющий обязанности заместителя начальника управления подготовки и перекачки нефти (УППН) ООО «РН-Юганскнефтегаз» Андрей Бутов, обезвоживание в ПТВО происходит за счет гравитационных сил: «Отделившаяся вода скапливается в нижней части наклонного цилиндрического аппарата, где проходит через коалесцирующие кассеты, в которых очищается от остаточных нефтепродуктов и из нижней части цилиндров через узел учета воды попадает на кустовую насосную станцию (КНС). А частично обезвоженная нефть (с содержанием воды не более 10 %) направляется на дожимную насосную станцию (ДНС) для дальнейшей перекачки в ЦППН-7».

До тех пор пока ПТВО не начнет свою работу, подготовка нефти будет, как и прежде, происходить в самом цехе. В сутки через ЦППН-7 проходит более 58,5 тысячи кубометров жидкости, более чем наполовину состоящей из воды. Это довольно серьезный объем, справиться с которым непросто.

Общая площадь ПТВО-1БИС в Приобском регионе составляет 11 тысяч квадратных метров, дополнительно также строятся внешнеплощадочные сети общей протяженностью около 2,6 км. Ввод в эксплуатацию нового объекта поможет цеху значительно улучшить производственные показатели за счет сокращения затрат на балластную перекачку и на нагрев обводненной продукции скважин и за счет высвобождения мощностей цеха под прием дополнительного объема нефтегазоводяной смеси с вновь вводимых скважин. Кстати, на каждую входящую тонну обводненной нефти требуется всего 25 грамм деэмульгатора, при помощи которого добытая нефть отделяется от воды.

Таким образом, путевой трубный водоотделитель позволит сократить балластную перекачку воды на ЦППН-7 и разгрузить нефтесборный коллектор и цеховое оборудование за счет сброса воды непосредственно на КНС. При этом ПТВО достаточно прост в эксплуатации, функционирует в автоматическом режиме и не требует постоянного присутствия персонала.

«Если на УПСВ работники находятся круглосуточно, по четыре человека в смену, то на территории объекта ПТВО (имеющей ограждение и находящейся под видеонаблюдением) обслуживающий персонал может появляться лишь для проведения плановых работ по техническому обслуживанию и отбору проб. Оператор технологических установок будет, в частности, проверять работоспособность оборудования КИПиА (такие проверки особенно актуальны для зимнего периода), осматривать блок реагентного хозяйства, – рассказал начальник установки ЦППН-7 Валерий Ковырзин. – В основном контроль за ходом технологического процесса будет вестись дистанционно: вся информация по объекту станет поступать на автоматизированное рабочее место ответственного за ПТВО оператора. При необходимости, для поддержания требуемых параметров в заданных пределах, работник сможет изменить задание на исполнительных механизмах».

Данные с объекта будут выводиться также на центральный пункт управления цеха, что позволит начальникам смен следить дополнительно за рабочим процессом на ПТВО в круглосуточном режиме. Введение в строй нового объекта также позволит снизить энергопотребление цеха при подготовке нефти. Потребление электроэнергии значительно ниже по сравнению, к примеру, с установками предварительного сброса воды (УПСВ), оснащенными довольно энергозатратными водяными насосами. Специально для увеличения срока службы ПТВО на внутреннюю поверхность труб нанесено усиленное антикоррозийное покрытие.

«В состав энергоэффективного ПТВО входят лишь насосы для подачи реагента-деэмульгатора, ингибитора солеотложения, откачки промышленных стоков и клапаны-регуляторы, потребляющие минимум электроэнергии по сравнению с насосами откачки подтоварной воды в систему ППД (устанавливаемые на объектах типа УПСВ)», – отметил заместитель начальника ЦППН-7 Вячеслав Кабанов.

В настоящее время ЦППН-7 перегружен по жидкости почти на 20%. Ввод ПТВО снизит объемы ее поступления – загрузка цеха станет соответствовать проектным значениям. Кроме того, после запуска путевого трубного водоотделителя планируется проведение эксперимента по остановке дожимной насосной станции ДНС-1 Приобского месторождения с переводом потока нефти с ПТВО на прием ЦППН-7 минуя ДНС.

В случае успеха (при отсутствии снижения дебита добывающего фонда скважин по причине роста давления на кустовых площадках) дожимная насосная станция будет выведена в консервацию, а персонал объекта перераспределен на объекты Общества. Это дополнительно позволит снизить затраты на содержание объекта и себестоимость подготовки нефти по ЦППН-7.

Добавим, что подготовку ПТВО-1БИС к запуску ведет слесарная бригада седьмого цеха. Как рассказал слесарь по ремонту технологических установок (РТУ) пятого разряда Игорь Энглинский, в настоящее время на объекте производятся глушение дренажей, проверка герметичности фланцевых соединений и затяжки резьбовых соединений, осуществляется ревизия запорной арматуры, набивка сальников, проверка насосов дренажных емкостей и БРХ.

На сегодняшний день ПТВО уже внедрены на ряде объектов ООО «РН-Юганскнефтегаз», имеющих больший срок эксплуатации (в Юганском и Правдинском регионах), и доказали свою эффективность. Так, например, на путевой трубный водоотделитель в районе 126-го куста Правдинского месторождения поступает около 8 тысяч кубических метров жидкости в сутки. Сброс воды составляет почти 6,5 тысяч кубометров. В «РН-Юганскнефтегаз» отметили, что планируется строительство и ввод ПТВО сразу на нескольких месторождениях.

Справка «ФедералПресс»:

Путевой трубный водоотделитель представляет собой группу наклонных цилиндрических аппаратов, состоящих (в зависимости от мощности) из двух или четырех наклонных секций. Благодаря наклонному расположению цилиндров площадь разделения продукции на нефть и воду в ПТВО максимально большая. Такого результата невозможно достичь в аппаратах емкостного типа.

fedpress.ru