Загорского месторождения-2

45

Трехфазный сепаратор С-501 представляет собой аппарат с разделительной камерой вихревого типа, из которой отделившаяся жидкость сливается в приемную емкость.

В трехфазном сепараторе С-501 контролируются следующие параметры:

- давление и температура датчиками поз. РТ-19а и поз. ТЕ-41а;

−по месту температура и давление поз. ТI-9, поз. РI-17;

−уровень жидкости, по визуальному прибору контроля уровня жидкости поз. LI-3;

−текущие значения уровня ШФЛУ по датчику поз. LT -20а (400÷700 мм) с выделением предельного уровня

жидкости Lmax пр =800 мм, Lmin пр =300 мм для предупредительной сигнализацией по этим показаниям;

-текущие значения уровня водометанольной смеси датчиком поз. LT-501 (200÷500 мм) с выделением

операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Водометанольная смесь из сепаратора С-501 отводится и регулируется через клапан-регулятор уровня поз. LCV501 от датчика уровня поз. LT-501 по трубопроводу в трехфазный сепаратор СК-1 или на БРГ.

ШФЛУ из сепаратора С-501 отводится и регулируется через клапан-регулятор уровня поз. LCV-4 от датчика уровня поз. LT-20а в общий коллектор, где объединяется с ШФЛУ из сепараторов ГС-1, ГС-2 и поступает в трубные пространства теплообменников Т-1/2.

Консорциум « Н е д р а »

46

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 через клапан-регулятор LCV-6104.

Давление, температура, перепад давления и температуры нефтяного попутного газа на входе и выходе из трубного пространста И-1 контролируются датчиками поз. РТ-530; поз. ТЕ-531 и поз. РТ-532; поз. ТЕ-533.

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

системе технологических компьютеров.

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

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. Температура газожидкостной смеси на входе в газовый сепаратор ГС-1 контролируются биметаллическим термометром по месту поз.

TI-20.

Вгазосепараторе ГС-1 контролируются следующие параметры:

-по месту давление поз. РI-33;

Консорциум « Н е д р а »

47

-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 »

48 - 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 »

49

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 »

50

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 »

52

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 »