Загорского месторождения-2

36

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 »

37

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 »

38

контролируются датчиками давления (3 кгс/см2) поз. РТ-505G, поз. РТ-506G в К-2. На входе и выходе из АВО масла 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-5 и АВОМ-6 контролируется датчиком температуры поз. ТЕ-004G. По месту визуально контролируется температура охлажденного масла поз. TI-4.1. При температуре масла 55 оС и более в операторной и по месту срабатывает предупредительная сигнализация.

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

- защитой от помпажа, которая обеспечивается перепускным клапаном КП-2 в линию всасывания;

−защитой от обратного потока, осуществляемой установкой обратного клапана ОК-08.1 на линии нагнетания;

−защитой от повышения давления газа на всасывании и нагнетании, осуществляемой установкой предохранительных клапанов на линии всасывания ПК-15.1 и нагнетания КП-5.1 (входит в комплект компрессора).

Работа компрессорного агрегата ЭКА-60/8-60 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;

4.по уровню масла в маслобаке;

5.по давлению газа на входе и на выходе;

6.по производительности нагнетателя и антипомпажная защита;

Консорциум « Н е д р а »

39

7. по температуре масла, воды и обмоток электродвигателя.

Непосредственно на входе во всасывающий патрубок центробежного компрессора К-2 (ЭКА-60/8-60) установлены датчики давления поз. РТ-411G, температуры поз. ТЕ-110G, показывающий манометр PI-7.1 и предохранительный клапан ПК-15.1. 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-15.1 аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы низкого давления

№1.

Показания датчиков давления поз. РТ-411G и температуры поз. ТЕ-110G контролируется и регистрируются в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

На линии нагнетания центробежного компрессора К-2 (ЭКА-60/8-60) установлены датчики давления поз. РТ-412G,

температуры поз. ТЕ-115G, показывающий манометр PI-20.1 и предохранительный клапан ПК-5.1. Для поддержания давления и температуры технологического процесса установки подготовки газа на выходе из центробежного компрессора К-2 (ЭКА-60/8-60) предусмотрена предупредительная сигнализация в операторной: при давлении Рmax пр = 62 кгс/см2 и температуре Тmax пр =190 оС.

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

2 (ЭКА-60/8-60), срабатывает аварийная сигнализация и производится аварийная остановка компрессора.

При срабатывании ПК-5.1 на Рmax пр = 63 кгс/см2 аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы высокого давления.

Консорциум « Н е д р а »

40

Показания датчиков давления поз. РТ-412G и температуры поз. ТЕ-115G 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-2, где охлаждается до температуры не выше 45 оС. В летнее время с целью снижения температуры, предусмотрена подача на АВО-2 воды через систему распыления в качестве орошения.

Аппарат воздушного охлаждения (АВО-2) 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-2 нефтяного попутного газа по месту визуально контролируется температура прибором поз. TI-3.1.

После воздушного охладителя АВО-2 между линией нагнетания и входным коллектором в нагнетатель на перемычке (трубопроводе Ду -150, Ру 6,3 МПа) установлен антипомпажный клапан КП-2.

Нефтяной попутный газ после АВО-1 и АВО-2 с нагнетания компрессоров К-1 и К-2 объединяется и поступает на вход в абсорбционную колонну К-102.

Абсорбционная колонна К-102 предназначена для осушки газа от влаги и доведения его до точки росы не выше минус 100С, за счет подачи в качестве абсорбента диэтиленгликоля. Аппарат рассчитан на давление 69 кгс/см2.

Осушка газа обеспечивает непрерывную эксплуатацию оборудования и газопроводов, предотвращая образова ние ледяных и гидратных пробок. На блоке осушке применен метод абсорбции, при котором осушаемый газ направляется

Консорциум « Н е д р а »

41

в нижнюю часть колонны К-102, а навстречу ему с верха колонны стекает раствор поглотителя (осушителя) –

диэтиленгликоля. Массообмен между газом и поглотителем осуществляется на контактных устройствах – тарелках,

где газ барботирует через поглотитель. Движущая сила процесса – разность парциальных давлений водяного пара в газовой и жидкой фазах. Абсорбционная колонна К-102 представляет собой аппарат с 5 ситчатыми тарелкам и встроенным в верхней части аппарата - сетчатым каплеуловитлем. Кубовая часть отпарного аппарата К-102 выполнена с встроенной перегородкой и выполняет функцию трехфазного сепаратора.

Газ с выхода компрессоров после АВО со 100% влажностью, содержащий капельную жидкость, поступает через задвижку 28.1 в кубовую часть колонны К-102. При входе в колонну происходит снижение скорости потока газа и отделение капельной жидкости, состоящей из воды, углеводородного конденсата и компрессорного масла, которая переливается в отсек колонны отделения углеводородов. Уровень жидкости в колонне контролируется и регистрируется прибором LТ-1022, клапан-регулятор которого LCV-1022 расположен на трубопроводе выхода жидкости из колонны в сепаратор разделитель С-501. 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. Уровень гликоля в колонне контролируется и регистрируется прибором LТ-1021, клапан-регулятор которого LCV-1021 расположен на трубопроводе выхода диэтиленгликоля из колонны в сепаратор В-470, расположенный на блоке регенерации гликоля.

Консорциум « Н е д р а »

42

Показания датчиков уровня LТ-1021, LТ-1022 контролируются и регистрируются в операторной на SCADA в системе технологических компьютеров.

На линии после клапана LСV–1021 установлен датчик давления РТ-1028, который дает сигнал на закрытие отсечного клапана РСV-1028 при превышении давления более 6 кгс/см². Показания датчика давления и РТ-1028

контролируются и регистрируются в операторной на SCADA в системе технологических компьютеров.

Абсорбционная колонна К-102 оборудована двумя предохранительными клапанами (СППК) с переключающими устройствами (система «интерлок»), для предотвращения разрушения оборудования. При срабатывании СППК на Рmax пр

=63 кгс/см2 аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы высокого давления.

Вабсорбционной колонне К-102 контролируются следующие параметры:

- давление и температура датчиками поз. РТ-1026 и поз. ТЕ-1023; - перепад давления между 1 и 5 ситчатой тарелкой датчиками поз. РТ-1025 и поз. РТ-1026;

- перепад температуры между 1 и 5 ситчатой тарелкой датчиками поз. ТЕ-1023 и поз. ТЕ-1024;

- аварийная сигнализация максимального значения давления газа Рmax ав = 6,3МПа, показывающим ЭКМ поз. РIS-

1027 и остановкой центробежного компрессора К-1 (ЭКА-50/8-60) по блокировке ПАЗ ;

-текущие значения уровня ШФЛУ по датчику поз. LT -1021;

-текущие значения уровня водометанольной смеси датчиком поз. LT-1022 (250÷700 мм) с выделением предельного значения уровня жидкости Lmax пр = 750мм, Lmin пр =200 мм для предупредительной сигнализацией по этим показаниям;

Консорциум « Н е д р а »

43 - аварийная сигнализация низкого уровня ШФЛУ Lmin ав =150 мм по датчику поз. LS-1029. В случае

срабатывания сигнализации происходит автоматическое закрытие клапана-регулятора уровня поз. LCV-1021;

−аварийная сигнализация низкого уровня водометанольной смеси Lmin ав =150 мм по датчику поз. LS-1028. В случае срабатывания сигнализации происходит автоматическое закрытие клапана-регулятора уровня поз. LCV-1022. Дежурный оператор за пультом управления обязан проконтролировать автоматическое закрытие клапана-регулятора уровня поз. LCV-1022. В случае отказа автоматического закрытия клапана-регулятора уровня, поз. LCV-1022, оператор обязан в течение 10 минут обеспечить ручное закрытие клапана-регулятора уровня поз. LCV-1022;

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

Нефтяной попутный газ из абсорбционной колонны К-102 с давлением не выше 62 кгс/см2 контроль в точке РТ-

23А и с температурой не выше 45оС, контроль в точке ТЕ-22А поступает на дальнейшее охлаждение до температуры не выше 25оС контроль в точке ТЕ-116 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 контроль в точке РТ-109А и температурой не выше минус 5 оС контроль в точке ТЕ-108А.

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

конденсат отводится через задвижку обратный клапан сепаратор С-501.

Показания датчиков давления РТ-23А, РТ-109Аи температуры ТЕ-22А, ТЕ108А, ТЕ-116 контролируются и регистрируются в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

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

Консорциум « Н е д р а »

44

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.

Температура и давление нефтяного попутного газа на входном трубопроводе в трубные пространства Т-1/2

контролируется приборами по месту поз. TI-15, поз. PI-22 и контролируются в операторной от датчиков поз. РТ-103а, поз. ТЕ-102а.

Давление, температура, перепад давления и температуры нефтяного попутного газа на входе и выходе из трубных пространств Т-1/2 контролируются датчиками поз. РТ-103а, поз. ТЕ-102а, поз. РТ-36а, поз. ТЕ-33а и показывающими по месту приборами поз. TI-15, поз. PI-22, поз. PI-23 поз. TI-16.

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

системе технологических компьютеров.

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

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.

Консорциум « Н е д р а »