Загорского месторождения

29

Впериод поршневания трубопровода для приёма поршня в камеру открывается задвижка В-100, В-102, а задвижка В-1 закрывается. При этом весь поток газа вместе с образовавшимся газовым конденсатом проходит через камеру приёма поршней и направляется на разделения фаз в сепаратор С-1.

Ваварийных ситуациях схемой предусмотрено сброс жидкости из сепаратора С-1 со сжиганием на горизонтальной факельной установке. Для этого необходимо: закрыть задвижку В-23 и открыть задвижку С-105.

Для предотвращения гидратообразований схемой предусмотрен блок подачи реагентов с расходом 40 литров в час. В качестве реагента используется метанол.

На период пуска установки подготовки газа и вывода установки на нормальный технологический режим предусмотрена электрозадвижка №3э для сброса части нефтяного попутного газа сепарации I ступени на факел низкого давления №2. Это необходимо для приема всего нефтяного попутного газа II ступени и рециклового газа.

После коммерческого замерного узла, нефтяной попутный газ через отсекающий клапан UV-02 по трубопроводу Ду-300, Ру-16 кгс/см2 объединяется с рецикловым газом выветривания углеводородного конденсата из газового сепаратора СК-1, газом деэтанизации с рефлюксной емкости РФ-1, входящей в состав ГФУ и поступает на вход основной камеры газового эжектора в качестве «активного газа».

Отсекатель UV02 - закрывается автоматически при аварийной ситуации – остановка компрессора, порыв коллектора товарного газа и по пожару. Предусмотрено закрытие отсекателя UV02 в ручном управлении на панели пульта управления в операторной.

Нефтяной попутный газ в основной камере газового эжектора производит работу по эжектированию газа второй ступени сепарации нефти «пассивный поток» с нагнетания компрессора «ТАКАТ».

Консорциум « Н е д р а »

30

Нефтяной попутный газ из газового эжектора поступает в газовый сепаратор ГС-3. Газовый сепаратор ГС-3

предназначен для очистки нефтяного попутного газа от механических примесей и капельной жидкости углеводородного конденсата, перед подачей в центробежные компрессора К-1, К-2 (ЭКА-50/8-60). Объем газового сепаратора 50 м3.

Сепаратор ГС-3 оборудован двумя предохранительными клапанами (СППК) с переключающими устройствами (система «интерлок»), для предотвращения разрушения оборудования. При срабатывании СППК аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы низкого давления №1.

В сепараторе ГС-3 контролируются следующие параметры:

1.давление по датчику поз. РТ-9а и местным показывающим прибором поз. РI-4;

2.температура датчиком поз. ТЕ-10а;

-текущие значения уровня жидкости по датчику поз. LT-8а.

-от датчика поз. LS-11а осуществляется предаварийная сигнализация в операторной при предельном верхнем значении уровня Lmax пр = 1000 мм с остановкой через 10 мин. центробежных компрессоров К-1, К-2 (ЭКА- 50/8-60) по блокировке ПАЗ;

-уровень жидкости, по визуальному прибору контроля уровня жидкости поз. LI-2;

-показания датчиков давления, температуры и уровня жидкости контролируются и регистрируются в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Отделившийся в ГС-3 углеводородный конденсат, выводится из сепаратора через клапан-регулятор уровня поз.

LCV-3 от датчика уровня поз. LT-8а, и направляется по трубопроводу Ду - 100 мм Ру -16 кгс/см2 в общий поток нефти в

теплообменник Т-3.

Консорциум « Н е д р а »

31

В нижней части сепаратора ГС-3 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 №2.

Нефтяной попутный газ из сепаратора ГС-3 через клапан-регулятор давления поз. PCV-3, регулирующий давление

10-14 кгс/см2 «после себя» от датчика давления поз. РТ-7а, поступает на всас компрессора:

1-е направление: через электрозадвижку ЗД-1 в фильтр Ф-01 для очистки от механических примесей. Тонкость очистки нефтяного попутного газа в фильтре Ф-01 составляет 15 мкм. Согласно условиям эксплуатации компрессоров К-1 и К-2 (ЭКА-50/8-60), содержание капельной жидкости на входе в компрессора не должно превышать 20 мг/м3,

массовая концентрация примесей твердых частиц размером не более 40 мкм должна составлять до 5 мг/м3.

В нижней части фильтра Ф-01 имеется запорная арматура, служащая для очистки корпуса фильтра от механических примесей и периодического дренажа жидкости, накопившихся в процессе эксплуатации, в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УПГ) соедененную со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №2. Перепад давления на фильтре Ф-01 контролируется манометрами по месту поз. PI-6, PI-6.1.

Нефтяной попутный газ из фильтра Ф-01 подается в центробежный компрессор К-1 (ЭКА-50/8-60). Расход нефтяного попутного газа в центробежный компрессор К-1 (ЭКА-50/8-60) замеряется расходомером «Метран -350».

Данные с расходомеров «Метран -350» поступают на SCADA систему технологических компьютеров в операторной.

При недостаточном объеме поступления нефтяного попутного газа на вход в центробежный компрессор К-1 (ЭКА- 50/8-60), схемой предусмотрена подача рециклового газа с нагнетания в линию всаса компрессора через задвижку КП-1.

Консорциум « Н е д р а »

32

Центробежный компрессор К-1 (ЭКА-50/8-60) является машиной, в которой сжатие газа (коэффициент сжатия 7,4)

происходит под воздействием центробежных сил, развивающихся при вращении рабочих колес, а также вследствие уменьшения скорости в каналах направляющего аппарата. Давление нефтяного попутного газа на выходе из компрессора составляет не более 62 кгс/см2 и температура газа не более 190 оС.

Агрегат (ЭКА-50/8-60) имеет единую замкнутую систему маслоснабжения, обеспечивающую маслом высокого давления и низкого давления узлы трения нагнетателя, редуктора, электродвигателя и используемого в системах КИП и А. Она характеризуется тем, что масло в ней циркулирует по замкнутому контуру: маслобак – агрегат – маслоохладитель (АВО-2) – маслобак. В соответствии с назначением имеется четыре маслопровода, размещенные на блоке «нагнетательредуктор»:

-маслопровод высокого давления;

-маслопровод низкого давления;

-маслопровод КИПиА высокого давления;

-маслопровод КИПиА низкого давления.

Всистеме маслоснабжения применяется масло марки ТП-22С по ТУ-38.101.821-83, ТП-22Б по ТУ-38.401-58-48-92

сизменениями 1 по 3 или КП-8С по ТУ 38.401-512-85.

Маслом высокого давления (≤60 кгс/см2) снабжаются концевые уплотнения. Маслом низкого давления (не менее

1,5 кгс/см2) снабжаются опорные подшипники нагнетателя, упорный вкладыш, редуктор винтового насоса, плавающее кольцо кожуха стыковой части, зубчатая муфта. Маслопроводы КИП и А высокого и низкого давления используются для подачи масла к элементам автоматики и передачи данных о давлениях на приборы КИП и А.

Консорциум « Н е д р а »

33

Охлаждение масла производится в аппарате воздушного охлаждения АВОМ-1 и АВОМ-2. Теплообменная секция изготовлена с применением монометаллической оребренной трубы, что повышает эффективность работы аппарата.

Число рядов труб и ходов по трубному пространству составляет 6. Для увеличения турбулентности потока масла, а

следовательно повышения эффективности теплообмена, в трубах установлены турбулизаторы, выполненные в виде спирали. Поверхность теплообмена каждого АВОМ-1 и АВОМ-2 составляет 1080 м2. На трубопроводе горячего масла в АВОМ-1 и АВОМ-2 контролируются текущие значения температуры термопреобразователем сопротивления поз. ТЕ-

003, с передачей показаний в операторную. Текущие значения давления масла на входе и выходе из АВО масла контролируются датчиками давления (3 кгс/см2) поз. РТ-505, поз. РТ-506 в К-1. На входе и выходе из АВОМ-1 и АВОМ-

2 предусмотрена предупредительная сигнализация по месту и в операторной при значении давления масла – 6 кгс/см2 и

аварийная защита (остановка нагнетателя) при значении давления – 8 кгс/см2 с звуковым и световым сигналом по месту и в операторной.

Температура масла на выходе из АВОМ-1 и АВОМ-2 контролируется датчиком температуры поз. ТЕ-004 и

поддерживается в автоматическом режиме путем перепуска части горячего масла через обводной клапан поз. TCV-3 при температуре масла на выходе из АВОМ-1 и АВОМ-2 менее 50 оС. По месту визуально контролируется температура охлажденного масла поз. TI-4. При температуре масла 55 оС и более в операторной и по месту срабатывает предупредительная сигнализация.

Нагнетатель ЭКА-50/8-60 оснащен следующими видами защит:

- защитой от помпажа, которая обеспечивается перепускным клапаном КП-1 в линию всасывания;

−защитой от обратного потока, осуществляемой установкой обратного клапана ОК-08 на линии нагнетания;

Консорциум « Н е д р а »

34

защитой от повышения давления газа на всасывании и нагнетании, осуществляемой установкой предохранительных

клапанов на линии всасывания ПК-15 и нагнетания КП-5 (входит в комплект компрессора).

Работа компрессорного агрегата ЭКА-50/8-60 осуществляется за счет АСУ (фирмы производителя TREI GMBH)

по следующим параметрам:

1.по температуре подшипников, вибрации подшипников компрессора и редуктора;

2.по осевому сдвигу вала компрессора;

3.по давлению масла в системе смазки и давлению масла в системе уплотнения нагнетателя;

2.по уровню масла в маслобаке;

3.по давлению газа на входе и на выходе;

по производительности нагнетателя и антипомпажная защита;

4.по температуре масла, воды и обмоток электродвигателя.

Непосредственно на входе во всасывающий патрубок центробежного компрессора К-1 (ЭКА-50/8-60) установлены

датчики давления поз. РТ-411, температуры поз. ТЕ-110, показывающий манометр PI-7 и предохранительный клапан ПК-15. Для поддержания давления технологического процесса установки подготовки газа на уровне 8-13 кгс/см2

предусмотрена предупредительная сигнализация в операторной: при давлении на входе в компрессор менее Рmin пр = 7,85 кгс/см2 и при значении давления более Рmax пр = 13,5 кгс/см2.

При срабатывании ПК-15 аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы низкого давления

№1.

Показания датчиков давления поз. РТ-411и температуры поз. ТЕ-110 контролируется и регистрируются в

операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Консорциум « Н е д р а »

35

На линии нагнетания центробежного компрессора К-1(ЭКА-50/8-60) установлены датчики давления поз. РТ-412,

температуры поз. ТЕ-115, показывающий манометр PI-20 и предохранительный клапан ПК-5. Для контроля давления и температуры технологического процесса установки подготовки газа на выходе из центробежного компрессора К-1

(ЭКА-50/8-60) предусмотрена предупредительная сигнализация в операторной: при давлении Рmax пр = 62 кгс/см2 и

температуре Тmax пр =170 оС.

При значении давления Рmax ав = 63 кгс/см2 нефтяного попутного газа на выходе из центробежного компрессора К-

1 (ЭКА-50/8-60), срабатывает аварийная сигнализация и производится аварийный останов компрессора.

При срабатывании ПК-5 на Рmax пр = 63 кгс/см2 аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы высокого давления.

Показания датчиков давления поз. РТ-412 и температуры поз. ТЕ-115 контролируется и регистрируются в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Нефтяной попутный газ после компрессора с давлением не более 62 кгс/см2 и температурой не более 190 оС по трубопроводу Ду -150 мм Ру -6,3 МПа поступает в воздушный холодильник АВО-1, где охлаждается до температуры не выше 45оС. В летнее время с целью снижения температуры, предусмотрена подача на АВО-1 воды через систему распыления в качестве орошения.

Аппарат воздушного охлаждения (АВО-1) состоит из шести трубных секций, составленных из биметаллических оребренных труб. Секции расположены в форме зигзага под острым углом друг к другу и к горизонтальной опорной площадке. Нефтяной попутный газ подается (и отводится) по шести трубопроводам Ду80 мм в каждую секцию аппарата, что позволяет при необходимости производить посекционный ремонт. На выходе из АВО-1 нефтяного

Консорциум « Н е д р а »

36

попутного газа по месту визуально контролируется температура прибором поз. TI-3 и давление датчиком поз. РТ-425, с

передачей показаний в операторную на SCADA системы технологических компьютеров.

Давление, температура, перепад давления и температуры нефтяного попутного газа на входе и выходе аппарата воздушного охлаждения (АВО-1) контролируются датчиками поз. РТ-412; поз. ТЕ-115 и поз. РТ-425;

поз. ТЕ-22а.

Показания датчиков давления и температуры контролируются и регистрируются в операторной на SCADA

системе технологических компьютеров.

После воздушного охладителя АВО-1 между линией нагнетания и входным коллектором в нагнетатель на перемычке (трубопроводе Ду -150, Ру 6,3 МПа) установлен антипомпажный клапан КП-1.

Нефтяной попутный газ после АВО-1 поступает через отсекающий клапан UV-01 на вход абсорбционной колонны К-102.

Отсекатель UV01 - закрывается автоматически при аварийной ситуации – остановка компрессора, порыв коллектора товарного газа и по пожару. Предусмотрено закрытие отсекателя UV01 в ручном управлении на панели пульта управления в операторной.

2-е направление: через электрозадвижку ЗД-2 в фильтр Ф-02 для очистки от механических примесей. Тонкость очистки нефтяного попутного газа в фильтре Ф-02 составляет 15 мкм. Согласно условиям эксплуатации компрессора К-

2 (ЭКА-60/8-60), содержание капельной жидкости на входе в компрессор не должно превышать 20 мг/м3, массовая концентрация примесей твердых частиц размером не более 40 мкм должна составлять до 5 мг/м3.

Консорциум « Н е д р а »

37

В нижней части фильтра Ф-02 имеется запорная арматура, служащая для очистки корпуса фильтра от механических примесей и периодического дренажа жидкости, накопившихся в процессе эксплуатации, в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УПГ) соедененную со сбросом газа в коллектор факельной системы низкого давления №2. Перепад давления на фильтре Ф-02 контролируется приборами поз. Pт 420G, Pт 411G.

Нефтяной попутный газ из фильтра Ф-02 подается в центробежный компрессор К-2 (ЭКА-60/8-60). Расход нефтяного попутного газа в центробежный компрессор К-2 (ЭКА-60/8-60) замеряется расходомером «Метран -350».

Данные с расходомера «Метран -350» поступают на SCADA систему технологических компьютеров в операторной.

При недостаточном объеме поступления нефтяного попутного газа на вход в центробежный компрессор К-2 (ЭКА- 60/8-60), схемой предусмотрена подача рециклового газа с нагнетания на линию всаса компрессора через задвижку КП- 2.

Центробежный компрессор К-2 (ЭКА-60/8-60) является машиной, в которой сжатие газа (коэффициент сжатия 7,4) происходит под воздействием центробежных сил, развивающихся при вращении рабочих колес, а также вследствие уменьшения скорости в каналах направляющего аппарата. Давление нефтяного попутного газа на выходе из компрессора составляет не более 62 кгс/см2 и температура газа не более 190 оС.

Агрегат (ЭКА-60/8-60) имеет единую замкнутую систему маслоснабжения, обеспечивающую маслом высокого давления и низкого давления узлы трения нагнетателя, редуктора, электродвигателя и используемого в системах КИП и А. Она характеризуется тем, что масло в ней циркулирует по замкнутому контуру: маслобак – агрегат –

Консорциум « Н е д р а »

38

маслоохладитель (АВО-2) – маслобак. В соответствии с назначением имеется четыре маслопровода, размещенные на блоке «нагнетатель - редуктор»:

-маслопровод высокого давления;

-маслопровод низкого давления;

-маслопровод КИПиА высокого давления;

-маслопровод КИПиА низкого давления.

В системе маслоснабжения применяется масло марки ТП-22С по ТУ-38.101.821-83, ТП-22Б по ТУ-38.401-58-48-92 с

изменениями 1 по 3 или КП-8С по ТУ 38.401-512-85.

Маслом высокого давления (≤60 кгс/см2) снабжаются концевые уплотнения. Маслом низкого давления (не менее 1,5

кгс/см2) снабжаются опорные подшипники нагнетателя, упорный вкладыш, редуктор винтового насоса, плавающее кольцо кожуха стыковой части, зубчатая муфта. Маслопроводы КИП и А высокого и низкого давления используются для подачи масла к элементам автоматики и передачи данных о давлениях на приборы КИП и А.

Охлаждение масла производится в аппарате воздушного охлаждения АВОМ-5 и АВОМ-6. Теплообменная секция изготовлена с применением монометаллической оребренной трубы, что повышает эффективность работы аппарата.

Число рядов труб и ходов по трубному пространству составляет 6. Для увеличения турбулентности потока масла, а

следовательно повышения эффективности теплообмена, в трубах установлены турбулизаторы, выполненные в виде спирали. Поверхность теплообмена каждого АВОМ-5 и АВОМ-6 составляет 1080 м2. На трубопроводе горячего масла в АВОМ-5 и АВОМ-6 контролируются текущие значения температуры термопреобразователем сопротивления поз. ТЕ003G, с передачей показаний в операторную. Текущие значения давления масла на входе и выходе из АВО масла

Консорциум « Н е д р а »