Назначение и область применения.

Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом (НГВРП)

Принцип работы ПП-1,6-1.

Принцип работы ПП-1,6.

При сгорании топливного газа в топке происходит нагревание теплоносителя до температуры 90 - 95°С.

Теплоноситель передает тепло нефти, проходящей через змеевик. Нефть нагревается на 25°С.

Газ на запальную горелку подается из баллона.

Нефть на подогреватель отбирается из системы топлива или из промысловой сети, которая после очистки подается на форсунку, сжигается в топке подогревателя, отдавая тепло промежуточному теплоносителю.

Охлажденные продукты сгорания при помощи дымовой трубы выводятся из топки подогревателя в атмосферу.

Нефть из промысловой сети поступает в продуктовый змеевик подогревателя, нагревается от промежуточного теплоносителя, после чего выводится из подогревателя.

Совмещение процессов нагрева, сепарации, обезвоживания нефти и очистки воды в одном технологическом аппарате повышает эффективность предварительного сброса воды из нефти. Для этой цели разработан нефтегазоразделитель с прямым нагревом (НГВРП), представленный на рис. 2.15.

Рис. 2.15. Общий вид аппарата

Таблица 2.6

Технические характеристики путевых подогревателей

Наименование		ПП-1,6	ПП-1,6-1
Номинальная тепловая мощность топочного устройства, не более	МВт (Гкал/ч)	1,86 (1,6)	1,86 (1,6)
Производительность по нефтяной эмульсии при нагреве на 25°С, обводненностью 30%, не более	т/сут.
Давление в продуктовом змеевике, не более	МПа (кгс/см^2)	6,3 (63)	6,3 (63)
Перепад давления в змеевике, не более	МПа (кгс/см^2)	0,55 (5,5)	0,55 (5,5)
Температура:
нагрева продукта, не более	°С
нагрева промежуточного теплоносителя (пресная вода), не более	°С
Объем теплоносителя (пресная вода)	м^3
Нагреваемая среда (нефть, нефтяная эмульсия, пластовая вода) с содержанием кислых газов:
сероводород (Н2S), не более	% мол.	0,01	0,01
двуокись углерода (СО2), не более	% мол.	1,0	1,0
Топливо с параметрами:		природный или попутный нефтяной газ	нефть, нефтяная эмульсия
теплота сгорания в пределах	МДж/нм^3	35–60	39,8
содержание сероводорода, не более	% мол.	0,002	0,01
давление на входе в подогреватель	МПа (кгс/см^2)	0,3 (3) – 0,6 (6)	3,5–4,4 (35–44)
давление перед горелкой, в пределах	МПа (кгс/см^2)	0,07 (0,7) – 0,15 (1,5)	3,5 (35)
Номинальный расход топлива:
на одну горелку, не более	м^3/ч	90*
общий, не более	м^3/ч (кг/ч)	180*	100–200
Питание приборов системы контроля, сигнализации, защиты от сети переменного тока:
напряжением	В
частотой	Гц
Габаритные размеры печи (длина х ширина х высота), не более	м	18,36 х 4,78 х 7,4	16,0 х 4,78 х 7,4
Масса, не более:
сухого	т	39,8	39,8
заполненного водой	т	125,2	125,2
Климатическое исполнение подогревателя	«У», категория 1 по ГОСТ 15150­69

Основным назначением нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом (НГВРП) является сепарация продукции скважин, предварительное обезвоживание нефти и очистка отделившейся воды.

НГВРП может эксплуатироваться в условиях холодного макроклиматического региона с абсолютной температурой до минус 60 °С.

Климатическое исполнение УХЛ1 по ГОСТ 15150-69. Допустимая сейсмичность района установки аппарата не более 6 баллов по СНиП 11-7-81.

Район территории по скоростным напорам ветра не регламентируется. Блок устанавливается на открытой площадке.

НГВРП представляет собой горизонтальный аппарат объемом V = 110м³ с эллиптическими днищами, с внутренними устройствами, нагревателем с двумя горелками, установленными в двух жаровых трубах, с двумя дымовыми трубами, с трубопроводной обвязкой, запорно-регулирующей арматурой и средствами К и А, большая часть которых размещена в боксе арматурного блока с системой полного жизнеобеспечения. Аппарат устанавливается на две седловые опоры.

Технологически обоснованная температура нефти и время пребывания фаз в аппарате зависят от физико-химических свойств разделяемых сред. В первом приближении главным параметром является плотность нефти.

В состав НГВРП входит программно-технический комплекс, включающий шкаф управления и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора. Программно-технический комплекс размещается в операторной.

Техническая характеристики НГВРП представлены в табл. 2.7.

На цилиндрической части корпуса и днищах расположены технологические штуцера, штуцера для установки средств К и А и люки.

На левом днище (со стороны входа смеси) предусмотрено фланцевое соединение жаровых труб нагревателя с корпусом. В жаровых трубах установлены газовые горелки с системой автоматического розжига.

На правом днище расположены штуцера выхода газа, нефти и воды, для установки средств К и А.

Справа на торце аппарата установлен бокс арматурного блока для размещения трубопроводных систем с установкой запорно-регулирующей арматуры и первичных приборов КиА, средств регулирования и подачи топливного газа.

Бокс оборудуется инженерными системами отопления и вентиляции, электроосвещения, заземления, пожаротушения, автоматической пожарной сигнализацией.

Бокс состоит из основания, каркаса, ограждающих конструкций. Конструкция его обеспечивает возможность транспортировки, проведения грузоподъемных операций и ремонта.

Таблица 2.7

Техническая характеристика НГВРП

Показатели	Ед. измерения	Обводненность, % масс.
70%	90%
Производительность по водонефтяной эмульсии	т/сут,
Обводненность нефти на выходе, максимально	% вес	5,0*	5,0*
Газосодержание нефти на входе	нм^3/т	до 100	До 100
Газосодержание нефти на выходе	нм^3/т	не более 5,0	не более 5,0
Содержание нефти в воде на выходе	% вес	не более 0,06*	не более 0,06*
Давление рабочее	МПа	не более 0,7	не более 0,7
Разность рабочей температуры	^оС	21,5
Температура минимальная: - рабочей среды на входе - нефти на выходе	°С	31,5
Внутренний объем (вместимость)	м^3
Площадь поверхности нагрева	м^2	33 * 2 = 66
Расчетный срок службы	лет
Масса пустого аппарата с арматурным блоком	кг	не более 51500

* - Показатели уточняются в ходе приемочных промысловых испытаний. Для каждого конкретного случая они уточняются в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин, условий эксплуатации и назначения (предварительный сброс воды, трехфазная сепарация и обезвоживание нефти на УПН).

Снаружи аппарат покрыт тепловой изоляцией.

Для обслуживания технологических штуцеров, предохранительного клапана и КИП предусмотрены площадки обслуживания, устанавливаемые на месте монтажа (рис. 2.17).

Дата добавления: 2014-01-05