Рыбкинского месторождения

36

колонны отделения углеводородов. Газ с кубовой части колонны поступает в среднюю часть колонны где контактирует с высококонцентрированным абсорбентом диэтиленгликолем (ДЭГ), поступающим с верха колонны. Проходя снизу вверх, газ барбортирует через слой (ДЭГ) на каждой тарелке, а вода, содержащаяся в газе в газообразной фазе насыщает ДЭГ.

Диэтиленликоль, насыщенный водой, собирается в одной из кубовых частей колонны К-102.

Нефтяной попутный газ из абсорбционной колонны К-102 с давлением не выше 62 кгс/см2 с температурой не выше 45оС, поступает на дальнейшее охлаждение до температуры не выше 25оС в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника «газ-газ» Т-4, за счет проходящего по трубному пространству сухого отбензиненного газа из газового сепаратора ГС-2 с давлением не выше 62 кгс/см2 и температурой не выше минус 5 оС.

При охлаждении нефтяной попутный газ проходящий по межтрубному пространству частично конденсируется,

конденсат отводится обратный клапан сепаратор С-501.

В нижней части межтрубного пространства теплообменника Т-4 предусмотрена ручная запорная арматура для обеспечения сброса жидкости в сепаратор С-501.

Нефтяной попутный газ из межтрубного пространства Т-4 поступает на дальнейшее охлаждение в межтрубное пространства рекуперативных теплообменников «газ - жидкость» Т-1/2, за счет проходящего по трубным пространствам холодного ШФЛУ из сепараторов С-501, ГС-1 и ГС-2.

Для предотвращения гидратообразования в трубных пространствах теплообменников Т-1/2, предусмотрена подача метанола от дозировочного насоса НД-1 блока химреагентов.

Консорциум « Н е д р а »

37

Из трубных пространств теплообменников Т-1/2 предусмотрена ручная запорная арматура для обеспечения сброса жидкости в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УПГ), соедененную со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №2.

Нефтяной попутный газ с температурой не выше 15оС контроль в точке ТЕ-33А из теплообменников Т-1/2

поступает в трехфазный сепаратор С-501, где происходит отделение из газа ШФЛУ и водометанольной смеси. Трехфазный сепаратор С-501 представляет собой аппарат с разделительной камерой вихревого типа, из которой

отделившаяся жидкость сливается в приемную емкость.

Водометанольная смесь из сепаратора С-501 отводится по трубопроводу в трехфазный сепаратор СК-1 или на БРГ. ШФЛУ из сепаратора С-501 отводится в общий коллектор, где объединяется с ШФЛУ из сепараторов ГС-1, ГС-2 и

поступает в трубные пространства теплообменников Т-1/2.

В нижней части трехфазного сепаратора С-501 предусмотрены ручные запорные арматуры для обеспечения сброса жидкости из камеры ШФЛУ и камеры водометанольной смеси, в подземную дренажную емкость ЕД -4,

соеденённую со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №1.

Нефтяной попутный газ с давлением до 62 кгс/см2 и температурой не выше 15оС из трехфазного сепаратора С-501В поступает для охлаждения до температуры не выше минус 5оС в трубное пространство испарителя И-1, где охлаждается за счет кипения жидкого пропана в межтрубном пространстве, поступившего из пропано-холодильной установки.

Для предотвращения гидратообразования в трубном пространстве испарителя И-1, предусмотрена подача метанола на вход газа от дозировочного насоса НД-1 блока химреагентов.

Консорциум « Н е д р а »

38

Газожидкостная смесь с давлением до 62 кгс/см2 и температурой не выше минус 5оС из трубного пространства испарителя И-1 поступает в газовый сепаратор ГС-1, где происходит отделение ШФЛУ от газа.

ШФЛУ из газового сепаратора ГС-1 отводится в общий коллектор, где объединяется с ШФЛУ из сепараторов С- 501В, ГС-2 и поступает в межтрубные пространства теплообменников Т-1/2.

В нижней части газового сепаратора ГС-1 предусмотрена ручная запорная арматура для обеспечения сброса жидкости в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УКПНГ), соедененную со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №1.

Отсепарированный газ в ГС-1 разделяется на два потока и подается:

-первый поток на III ступень сепарации в трехпоточную вихревую трубу (ТВТ);

-второй поток через расширительное устройство РС-1 на III ступень сепарации в трехпоточную вихревую трубу -1

(ТВТ-1);

В трехпоточной вихревой трубе (ТВТ) происходит вихревое энергетическое разделение – эффект температурного расслоения. Поток газа расширяясь, разделяется на сильно охлажденный (центральный) и более теплый (переферийный) потоки, после ТВТ объединяется и направляется в газосепаратор ГС-2.

Для многокомпонентной газоконденсатной смеси помимо температурного разделения потока имеет место и существенный эффект компонентного разделения. Это связано с тем, что тяжелые углеводороды и влага, сконденсировавшиеся в «холодном» потоке, отбрасываются к периферии трубы в «горячий поток». Конструктивно трехпоточная труба представляет собой цилиндрическую конструкцию, расположенную вертикально и имеющую следующие основные узлы и элементы:

Консорциум « Н е д р а »

39

-корпус с расположенным внутри регулирующим штоком;

-вихревую камеру (диффузор), размещенную в корпусе вихревой трубы;

-трубу горячего потока, расположенную внутри конденсатосборника;

-заглушку, позволяющую ТВТ работать в двухпоточном режиме;

-выход холодного потока.

По термодинамической эффективности вихревая труба занимает промежуточное положение между детандером и дросселем. В ТВТ давление снижается на 1-3 кгс/см2. Внутренний объём ТВТ составляет 0,156 м3.

Набор сконденсировавшихся в ТВТ тяжелых углеводородов и влаги производится в конденсатосборнике (КС).

Отвод жидкости из конденсатосборника ТВТ осуществляется по трубопроводу в общий коллектор, где объединяется с ШФЛУ из сепараторов С-501В, ГС-2, ГС-1 и поступает в трубные пространства теплообменников Т-1/2.

При недостаточном объеме нефтяного попутного газа, схемой предусмотрена подача газа из ГС-1 через расширительное устройство РС-1 в трехпоточную вихревую трубу ТВТ-1.

В трехпоточной вихревой трубе-1(ТВТ-1) давление газа снижается с 60 кгс/см2 до 15 кгс/см2.

Сильно охлажденный и теплый потоки газа объединяются на выходе из ТВТ-1 в поток рециклового газа, который поступает через отсекающий клапан 5БИС в общий поток нефтяного попутного газа после коммерческого замерного узла.

Для предотвращения гидратообразования в ТВТ-1, предусмотрена подача метанола на вход газа от дозировочного насоса НД-1 блока хим., реагентов.

Консорциум « Н е д р а »

40

Схемой предусмотрена осушка газа с использованием дросселя взамен ТВТ. Газ из ГС-1 подается на расширительное устройство РС-1 (ручной регулятор давления прямого действия «после себя»), на котором давление снижается с 60 кгс/см2 до 50 кгс/см2, а температура вследствие эффекта Джоуля – Томсона понижается с температуры до температуры минус 5 оС, с образованием углеводородного конденсата. После дроссельного устройства РС-1 газ со сконденсировавшейся жидкой фазой при давлении 50 кгс/см2 поступает с сепаратор ГС-2, в котором происходит III

ступень сепарации.

Сепаратор ГС-2 представляет собой аппарат с разделительной камерой вихревого типа, из которой отделившаяся жидкость сливается в приемную емкость.

ШФЛУ из газового сепаратора ГС-2 отводится в общий коллектор, где объединяется с ШФЛУ из сепараторов С-

501В, ГС-1 и поступает в трубные пространства теплообменников Т-1/2.

В нижней части газового сепаратора ГС-2 предусмотрена ручная запорная арматура для обеспечения сброса жидкости в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УКПНГ), соединенную со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №1.

Сухой отбензиненный газ (СОГ) из газосепаратора ГС-2 с давлением до 62 кгс/см2 и температурой не выше минус 5

оС по трубопроводу поступает в трубное пространство рекуперативного теплообменника «газ-газ» Т-4. В трубном пространстве теплообменника Т-4, сухой отбензиненный газ нагревается до температуры не выше 40 оС, за счет горячего нефтяного попутного газа, проходящего по межтрубному пространству после воздушных охладителей АВО-1

и АВО-2. После трубного пространства рекуперативного теплообменника Т-4, сухой отбензиненный газ с давлением до

62 кгс/см2 и температурой не выше 40 оС через коммерческий узел учета сухого отбензиненного газа (КУУСОГ),

Консорциум « Н е д р а »

41

подается по двум газопроводам Ду-300 мм Ру -63 кгс/см2 и Ду-200 мм Ру -63 кгс/см2 в магистральный газопровод «Оренбург-Самара».

Схемой предусмотрена подача сухого отбензиненного газа из газового сепаратора ГС-2 помимо рекуперативного теплообменника Т-4, через коммерческий узел учета сухого отбензиненного газа, по двум газопроводам Ду-300 мм Ру63 кгс/см2 и Ду-200 мм Ру -63 кгс/см2 в магистральный газопровод «Оренбург-Самара». Коммерческий узел учета сухого отбензиненного газа состоит из двух ниток – рабочей и резервной. Расходомерами «Метран -350» производится учет СОГ в н.м3. На выходном трубопроводе товарного газа из трубного пространства рекуперативного теплообменника Т-4

или из газового сепаратора ГС-2 предусмотрена пробоотборная точка для лабораторного контроля компонентного состава сухого отбензиненного газа. Сброс газа при отборе проб осуществляется на факел высокого давления.

Качество сухого отбензиненного газа, соответствует требованиям СТО Газпром 089-2010: точка росы газа по углеводородам не выше минус 2оС, точка росы газа по влаге не выше минус 10 оС.

ШФЛУ из газовых сепараторов С-501В, ГС-1, ГС-2, конденсатосборников ТВТ и ТВТ-1 через общий коллектор поступает с давлением 18-25 кгс/см2 и температурой не ниже минус 40 оС в трубные пространства теплообменников Т-

1/2, где производится охлаждение нефтяного попутного газа проходящего по межтрубным пространствам рекуперативных теплообменников Т-1/2.

Из трубных пространств теплообменников Т-1/2, предусмотрена ручная запорная арматура для обеспечения сброса давления в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УКПНГ), соединённую со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №1.

Консорциум « Н е д р а »

42

Из трубных пространств рекуперативных теплообменников Т-1/2, ШФЛУ с давлением 18-25 кгс/см2 поступает в трехфазный сепаратор СК-1.

Трехфазный сепаратор СК-1 предназначен для сепарации поступающего ШФЛУ из межтрубного пространства теплообменников Т-1/2, а также отделения обводненной гликолевой смеси. Номинальный объем газового сепаратора 25 м3.

В нижней части трехфазного сепаратора СК-1, предусмотрена ручная запорная арматура поз. 89.2 для обеспечения сброса жидкости в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УПГ), соедененную со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №1.

Насыщенный диэтиленгликоль из трехфазного сепаратора СК-1 подается на блок регенерации глиголя.

ШФЛУ из трехфазного сепаратора СК-1 отводится с давлением 23÷25 кгс/см2 и температурой до минус 5оС, и

поступает на газофракционирующую установку на вход в колонну деэтанизации К-100.

Для предотвращения гидратообразования предусмотрена подача метанола перед клапаном уровня поз. LCV-8

от дозировочного насоса НД-4 блока химреагентов.

На установке подготовки газа имеется закрытая система дренажа - подземная дренажная емкость ЕД-4 и подземная дренажная емкость ЕД-2.

Подземная дренажная емкость ЕД-2 подключается в работу только при промывке и пропарке оборудования, после этого она выводится из работы.

Подземная дренажная емкость ЕД-4 предназначена для сбора с аппаратов (ГС-1, ГС-2, ГС-3, ГС-4, С-501В, К-

102, СК-1, ТВТ, ТВТ-1, Т-1/2, И-1, Т-4) установки подготовки газа, сжииженного газа и водометанольной смеси, с

Консорциум « Н е д р а »

43

последующим передавливанием и утилизацией на установке подготовки нефти. Подземная дренажная емкость ЕД-4 рассчитана на рабочее давление 6 кгс/см2 с номинальным объемом 54 м3.

Подземная дренажная емкость ЕД-4 по жидкости соединена трубопроводом Ду-80 мм Ру-16 кгс/см2 с

аппаратом Е-1/1 установки подготовки нефти, а по сбросу газа выветривания - соединена через запорную арматуру трубопроводом Ду-100 мм Ру-16 кгс/см2 с коллектором факельной системы низкого давления №2 и через запорную арматуру, дыхательный клапан со свечей рассеивания.

На период пуска установки подготовки газа подземная дренажная емкость ЕД-4 используется для приема сжиженного газа и водометанольной смеси из аппаратов УПГ.

Неиспарившийся сжиженный газ и водометанольная смесь накапливается в подземной дренажной емкости ЕД-4.

На установке подготовки газа применяется осушка газа и низкотемпературные процессы, при первоначальном пуске возможно накопление гидратов. Гидраты образуются в низких участках трубопроводов, непосредственно после регулирующих клапанов, на поверхностях трубок теплообменников. Гидратные пробки ликвидируют путем впрыскивания метанола в эти участки.

Места подачи метанола:

1.входной трубопровод газа после ГС-4;

2.входной трубопровод газа в Т-4;

3.в трубный пучок Т-1/2;

4.на входе в ТВТ и ТВТ-1;

5.до РCV-3 на ГС-3;

Консорциум « Н е д р а »

44

6.входной трубопровод газа в ГС-3;

7.на вход в газовый эжектор Э-1;

8.на входе в клапанные сборки LCV-4 и LCV-8;

9.в межтрубное и трубное пространство И-1;

10.на входе в КП-1

11.на АВО-1

12.на К-102

13.входной трубопровод в дренажную емкость ЕД-4.

Системой управления процессом предусматривается автоматическая и дистанционная остановка УПГ.

Для бесперебойного энергообеспечения системы безопасности УКПНГ имеется 3-фазный АБП (система гарантированного бесперебойного питания) для безаварийной остановки и разгрузки технологического оборудования в течении 30 мин. Все приборы КИПиА и регулирующие клапана подключены к этому источнику. В течение этого времени необходимо выполнить мероприятия по освобождению установки подготовки газа: из операторной закрыть регулирующие клапана по жидкости и полностью открыть регулирующие клапана па газу.

На технологической площадке подготовки газа предусмотрена система обнаружения утечек углеводородного газа.

Приборы (датчики), регистрирующие концентрацию газа, установлены в непосредственной близости от оборудования.

Узел редуцирования

Консорциум « Н е д р а »