Загорского месторождения

48

-давление датчиком поз. РТ-45а;

-уровень жидкости, по визуальному прибору контроля уровня жидкости поз. LI-4;

-текущие значения уровня ШФЛУ по датчику поз. LT -44а (1000÷600 мм) с выделением предельного уровня

жидкости Lmax пр =1050 мм, Lmin пр =520 мм для предупредительной сигнализацией по этим показаниям;

ШФЛУ из газового сепаратора ГС-1 отводится и регулируется через клапан-регулятор уровня поз. LCV- 6

установленного на трубопроводе вывода ШФЛУ из ГС-1 от датчика уровня поз. LT-46а 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.

Газовый сепаратор ГС-1 оборудован двумя предохранительными клапанами (СППК) с переключающими устройствами (система «интерлок»), для предотвращения разрушения оборудования. При срабатывании СППК на аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы высокого давления.

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

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

Консорциум « Н е д р а »

49 - 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:

-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.

Регулирование пропускной способности вихревой установки обеспечивается вручную специальным устройством,

имеющимся в ТВТ. Соотношение потоков ТВТ устанавливается ручным регулятором FC-2.

Консорциум « Н е д р а »

50

На трубопроводе холодного газа (70 % от всего количества газа) установлены приборы, контролирующие температуру и давление потока по месту поз. ТI-23, поз. РI-28. Датчиками температуры и давления поз. ТЕ-50а, поз. РТ-

49а передаются показания с регистрирацией в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Температура горячего потока контролируется показывающим прибором по месту поз. ТI-24.

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

Контроль уровня тяжелых углеводородов и влаги производится по датчику контроля уровня поз. LT-801 с

регистрирацией в операторной на SCADA системе технологических компьютеров максимальных и минимальных значений уровня Lmax пр = 95%, L min пр = 0%. 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.

Регулирование пропускной способности вихревой установки обеспечивается вручную специальным устройством,

имеющимся в ТВТ-1.

Консорциум « Н е д р а »

51

На трубопроводе выхода газа из ТВТ-1 установлены приборы температуры поз. ТЕ-305 и датчик давления поз РТ-

304 с регистрирацией в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Набор сконденсировавшихся в ТВТ-1 тяжелых углеводородов и влаги производится в конденсатосборнике (КС).

Контроль уровня тяжелых углеводородов и влаги производится по датчику контроля уровня поз. LT802 с

регистрирацией в операторной на SCADA системе технологических компьютеров максимальных и минимальных

значений уровня Lmax пр = 95%, L min пр = 0%. Отвод жидкости из конденсатосборника ТВТ-1 осуществляется через

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.

В газосепараторе ГС-2 контролируются следующие параметры:

Консорциум « Н е д р а »

−от датчика поз. LТ-76а осуществляется предаварийная сигнализация в операторной при предельном верхнем

значении уровня Lmax пр = 600 мм с остановкой центробежного компрессора К-1(ЭКА-50/8-60) по блокировке ПАЗ;

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

ШФЛУ из газового сепаратора ГС-2 отводится и регулируется через клапан-регулятор уровня поз. LCV- 5 от датчика уровня поз. LT-77а 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.

Газовый сепаратор ГС-2 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 высокого давления.

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

Консорциум « Н е д р а »

53

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),

подается по двум газопроводам Ду-300 мм Ру -63 кгс/см2 и Ду-200 мм Ру -63 кгс/см2 в магистральный газопровод

«Оренбург-Самара».

Температура и давление сухого отбензиненного газа поступившего из газового сепаратора ГС-2 на вход трубного пространства рекуперативного теплообменника Т-4, контролируется приборами по месту поз. TI-12, поз. PI-31 и

датчиками поз. РТ-109а, поз. ТЕ-108а с регистрирацией в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Температура и давление сухого отбензиненного газа поступившего из трубного пространства рекуперативного теплообменника Т-4 на коммерческий узел учета сухого отбензиненного газа контролируется приборами по месту поз.

TI-13, поз. PI-20 и датчиками поз. РТ-106а, поз. ТЕ-107а с регистрацией в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

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

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

54

СОГ в н.м3. Данные с расходомеров «Метран -350» поступают на SCADA систему технологических компьютеров в операторной.

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.

После коммерческого узла учета сухого отбензиненного газа, предусмотрена пробоотборная точка, где производится контроль точки росы по углеводородам и по влаге в осушенном отбензиненном газе прибором

«CHANDLER». Сброс газа при отборе проб осуществляется на факел.

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. При превышении этих показателей необходимо вручную открыть электрозадвижку поз.5э, а электрозадвижки поз.4э/1 и поз.4э/2 на выходном коллекторе с установки подготовки газа закрыть. После выполнения мероприятий по устранению сбоя режима и выводу установки на режим (получение осушенного газа), из операторной производится переключение установки подготовки газа на подачу газа в магистральный газопровод. Электрозадвижки на трубопроводах подачи газа в магистральный газопровод поз. 4э/1

и поз.4э/2 открывают, а электрозадвижку поз. 5э на трубопроводе сброса газа на факел высокого давления закрывают.

На выходе осушенного газа с установки подготовки газа контролируется давление показывающим прибором по месту поз. PI-38. Температура и давление сухого отбензиненного газа контролируется датчиками поз. ТЕ-84а и поз. РТ-

83а, с регистрирацией в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Консорциум « Н е д р а »

55

На коллекторе товарного газа установлен обратный клапан ОК-03 для защиты от обратного потока газа и отключающая арматура – электрозадвижки поз.4э/1 и поз.4э/2. Защита установки подготовки газа по падению давления в трубопроводе до 30 кгс/см2 после отключающей арматуры (поз.4э/1 и поз.4э/2 ) (порыв трубопровода осушенного газа)

обеспечивается автоматическим открытием электрозадвижки поз.5э на факел высокого давления и закрытием аварийной электрозадвижки поз.4э/1 и поз.4э/2. Автоматическое переключение происходит от сигнала электроконтактного манометра поз. PIS-91а и PIS-91.1 с одновременным срабатыванием ПАЗ и сигнализации в операторной на SCADA

системе технологических компьютеров.

По падению давления товарного газа в автоматическом режиме закрываются UV-01, UV-02 и производится аварийная остановка центробежных компрессоров К-1 и К-2(ЭКА-50/8-60).

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.

Давление, температура, перепад давления и температуры ШФЛУ на входе и выходе из межтрубных пространств Т-1/2 контролируются датчиками поз. РТ-42а, поз. ТЕ-43а, поз. РТ-35а, поз. ТЕ-34а и показывающими по месту приборами поз. TI-18, поз. PI-24, поз. PI-27 поз. TI-17.

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

системе технологических компьютеров.

Консорциум « Н е д р а »

56

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.

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

Непосредственно на входе в трехфазный сепаратор СК-1, до коренной запорной арматуры № 91, контролируется температура датчиком поз. ТЕ-61а с регистрирацией в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

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.

Газ сепарации из трехфазного сепаратора СК-1 через клапан-регулятор давления поз. PCV-4, регулирующий давление до 15 кгс/см2 «после себя» от датчика давления поз. РТ-63а и обратный клапан ОК-21, поступает по трубопроводу в объединенный поток нефтяного попутного газа, после коммерческого узла учета сырого газа, на вход основной камеры газового эжектора или через запорную арматуру в камеру смешения газового эжектора. При превышении давления в коллекторе более Рmax пр = 15,5 кгс/см2 и при снижении давления менее Рmin пр = 7,85

кгс/см2 в операторной срабатывает предупредительная сигнализация.

Показания датчика давления поз. РТ-63а контролируется и регистрируются в операторной на SCADA

системе технологических компьютеров.

Консорциум « Н е д р а »