Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

По результатам химических анализов, выполненных на месторождении, определены основные гидрохимические показатели пластовых вод средне-каменноугольно-артинских отложений. Данные приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11.

Показатели	Единицы измерения	Среднее значение	Пределы значений
K+	мг/л	1836	1406-2266
Na+	мг/л	71804	60535-83073
Ca2+	мг/л	12625	8559-16691
Mg2+	мг/л	2726	1361-4091
Ce-	мг/л	143553	133453-153653
SO42-	мг/л	866	645-1087
HCO3+ CO3	мг/л	300	104-496
Общая минерализация	мг/л	232	218-246
Плотность	г/см3	1,156	1,146-1,166

1.14 Режим залежи

Режим эксплуатации газового месторождения это проявление движущих сил в пласте, обуславливающих приток газа к забоям скважин. В настоящее время выделяют два режима эксплуатации газового месторождения: газовый, водонапорный.

При газовом режиме эксплуатации газового месторождения приток газа к забоям скважин обеспечивается упругой энергией сжатого газа. При этом контурная и подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь (или же она отсутствует). Главный признак газового режима эксплуатации месторождения - неизменность газонасыщенного порового объема залежи.

При водонапорном режиме по мере отбора газа в газовую залежь поступает контурная и подошвенная вода. Это приводит к уменьшению газонасыщеного порового пространства залежи. Приток газа к скважине обуславливается как энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в залежь контурной и подошвенной воды. Продвижение воды в залежь приводит к замедлению темпов падения пластового давления.

На Оренбургском месторождении за время разработки в залежь внедрилась не более 70-80 млн. м. воды, что составляет 2-3 % от порового объема и соизмеримо с объемом трещин в продуктивном пласте. На сегодняшний день в основном обводнены не матрицы пластов, а призабойные зоны скважин.

Анализ разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения показал, что режим разработки основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения - газовой, что подтверждается рядом факторов, характерных для газового режима:

- в процессе разработки ГВК занимает неизменное положение (-1663 м);

- пластовое давление в залежи снижается равномерно и зависимость Р/Z-f (Qдоб.) (рис.4) имеет прямолинейный характер.

В начале разработки геологическое строение основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения описывалось массивной моделью с повсеместно распространенной подстилающей нефтяной оторочкой, надежно экранирующей газоконденсатную залежь от водонапорного бассейна.

В соответствии с принятой моделью основной являлась открытая конструкция эксплуатационных скважин, где весь этаж газоносности вскрывался открытым стволом. Для исключения осложнений, на глубину КЗ -15м выше пробуренного забоя спускался хвостовик. До 1981 года включительно было пробурено 284 таких скважин. Впоследствии, уточнение геологической модели (была принята модель массивно-пластового типа) привело к выделению трех эксплуатационных объектов артинского, сакмаро-ассельского и карбона, с соответствующими разделами которые, не являли газогидродинамическими экранами.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Общая характеристика производства

Анализ системы сбора проведен на примере УКПГ-12, поскольку на других УКПГ она аналогична.

УКПГ-12 расположено в центральной части основной залежи Иховского нефтегазоконденсатного месторождения. С западной стороны расположено УКПГ-14 (введена в эксплуатацию в декабре 1978г.), с восточной стороны находится УКПГ-7 (введена в эксплуатацию в апреле 1974г.), а с юной стороны - УКПГ-2 (введена в эксплуатацию в декабре 1974г.).

УКПГ-12 введена в эксплуатацию в августе 1978года. В пределах УКПГ-12 газонасыщенными являются все отложения продуктивные толщи Иховского нефтегазоконденсатного месторождения. Запасы газа, определенные объемным методом, составляют 94,6 млрд.м3. Максимальный уровень отбора газа составил в 1984 году - 33,8 млрд.м3. Пластовое давление на конец 1998 года по скважинам УКПГ-12 изменяются в пределах 5,5 до 9,6 МПа, а средневзвешенные по дренируемому объему составляют 7,4 МПа.

Эксплуатационный фонд на 01.01.98г. состоит из 40 скважин. Средний дебит составляет 285 тыс. м3/сут. В 24-х скважинах с продукции поступает пластовая вода. Среднесуточный дебит воды по УКПГ-12 составляет 913,0 м3 .

В декабре 1994 года УКПГ-12 подключена к дожимная компрессорная станция-2. это позволяет обеспечить длительную устойчивую эксплуатацию обводненных скважин. Для этого на УКПГ-12 проведены работы по созданию системы сбора и подготовки обводненной продукции на отдельной технологической линии.

Установка комплексной подготовки газа № 12 (УКПГ-12) состоит из 4-х технологических линий и предназначена для первичной подготовки газа и конденсата к транспорту на Оренбургский газоперерабатывающий завод.

Схема четвертой технологической линии приведены на рисунке.

Сырьем для установки служит природный газ, поступающий из скважин Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Подготовка добываемой продукции осуществляется по схеме двухступенчатой сепарации методом низко-температурной сепарации на четырех идентичных технологических линиях, с начальной производительностью каждой линии по газу при давлении во II ступени сепарации 6,8 МПа - 165тыс.м3/час.

Каждая технологическая линия состоит из аппарата контроля коррозии С-04, сепаратора I ступени, теплообменника «газ-газ» Е-01,сепаратора II ступени С-02Г, котла подогрева гликоля Д -02 с циркуляционными насосами.

Общее оборудование для всех технологических линий УКПГ:

Контрольный сепаратор С-501;

Сепаратор факельного газа С-503;

Факел высокого давления G -503;

Факел низкого давления G -502;

Дренажные емкости С-801, С-803;

и т.д.

Для предотвращения коррозии оборудования применяется комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии (КИГ и К). Для предотвращения гидратообразований применяется метанол.

2.2 Требования, предъявляемые к газу

2.2.1 Характеристика изготавливаемой продукции исходного сырья

А. Исходное сырье

Сырьем является природный газ, который подается на установку из скважин. Поток сырого газа содержит углеводородный конденсат, пластовую воду, водометанольную смесь, ингибитор коррозии, соли.

Температура газа поступающего на установку - +5 - +15С

Максимальное давление в шлейфах - 14,0 МПа

Фактическое давление в шлейфах составляет - 8,0 -9,5 МПа

Состав природного газа в % объемных.

С1 - 84,51 С6 - 0,31

С2 - 3,9 С7 - 0,22

С3 - 1,69 С8 - 0,24

iС4 - 0,28 N2 - 5,57

n С4 - 0,59 СО2 - 0,56

iС5 - 0,25 H2S - 1,53

n С5 - 0,24 RSH -0,05

He - 0,06 С5+в - 1,26

Молекулярная масса -19,458

Плотность газа при 20 0С, 760 мм рт.с. -0,809 кг/м3

Б.Характеристика хим.реагентов.

Диэтиленгликоль

Хим. Формула - CH2OH-O- CH2OH

Молекулярный вес - 106,2

Плотность при 20 0С -1,118 г/см3

Температура кипения -245 0С

Температура начала разложения -164 0С

Температура замерзания - -8 0С

Абсолютная вязкость при 20 0С - 35,7МПа *с

Концентрация -98 % вес

ДЭГ применяется в качестве теплоносителя в замкнутой системе обогрева технологических аппаратов. Имеет меньшие токсичные свойства по сравнению с метанолом. Смешивается с водой в любых частях, растворяет ароматические углеводороды.

Метанол, /метиловый спирт/ CH3OH/.

Плотность не более - 0,818 г/см3

Содержание воды не более - 2% вес

Содержание органической части, не менее - 98,0

Среда PH, не менее - 7,0

Температура кипения - 64,7 0С

Метанол на УКПГ применяется для борьбы с гидратообразованием в газовых скважинах, трубопроводах и аппаратах. Метанол является токсичным веществом. Прием 30г приводит к смерти. Внешний вид поставляемого метанола - бесцветная жидкость, без механических примесей. Смешивается с водой в неограниченном количестве.

Ингибитор И-25-Д.

Плотность при 20 0С - 0,901 г/см3

Вязкость при 20 0С - 6,35 МПа *с

Температура застывания - -60 0С

Ингибитор для защиты промыслового оборудования от коррозии. Внешний вид темно-коричневая легко - подвижная жидкость, хорошо растворяется в этиловом, метиловом спиртах, ароматических углеводородах. Представляет собой сложную смесь азотосодержащих органических соединений.

НТФ/ нитрилотриметилфосфоновая кислота/

Содержание основного вещества не менее - 96%

Содержание примеси хлорид иона не более - 3%

Температура плавления /с разложением / - 2100 С

Температура самовоспламенения аэровзвеси - 3700 С

аэрогеля - 3200 С

Ингибитор солеотложения. Внешний вид - белый кристаллический порошок, хорошо растворим в воде, кислотах, щелочах, не растворим в органических растворителях. Обладает свойствами сильной кислоты. Технический продукт содержит небольшое количество хлористого водорода.

В. Характеристика товарной продукции.

Продукцией УКПГ -12 является газ и углеводородный конденсат.

Осушенный газ

Состав осушенного газа в % объемных.

C1 - 85,63 nC5 - 0,13 H2S - 1,49

C2 - 3,83 C6 - 0,09 RSH - 0,03

C3 - 1,58 C7 - 0,02 He - 0,06

iC4 - 0,25 N2 - 5,67 C5+в - 0,4

nC4 - 0,49 CO2 - 0,57

Молекулярная масса-18,672

Плотность при температуре 200 С760мм рт.ст.-0,777 кг/м3

Г.Технические требования на газ природный, отсепарированный, подаваемый в соединительный газопровод УПКГ-ОГПЗ.

Рабочее давление:

На выходе УКПГ-12 не более 6,6МПа

температура на выходе УКПГ 263-283 0 К

Компонентный состав:

содержание С1-С6+в,N2,CO2, объемная доля не нормируется, определение обязательно;

содержание тяжелых углеводородов, объемная доля не более-0,5%

содержание сероводорода , объемная доля не нормируется,

определение обязательно;

содержание метанола не более-500мг/м3

плотность газа при 200 С и 760 мм рт.ст. г/л - не нормируется,

определение обязательно;

содержание капельной жидкости не более- 3 мг/м3

в том числе:

содержание мех.примесей не более 3мг/м3

фактических смол и ингибиторов коррозии не более 5мг/м3

Д. Технические требования

На нестабильный конденсат Иховского газоконденсатного месторождения (с незначительным присутствием нефти), подаваемый в соединительный газопровод УКПГ-ОГПЗ

Рабочее давление:

На выходе УКПГ-12 не более 6,4 МПа

температура на выходе УКПГ 263-283К

Компонентный состав :

содержание С5+в, массовая доля % не менее - 65%;

содержание СО2, N2.H2S,меркаптановой серы, массовая доля в % не нормируется , определение обязательно;

содержание воды, массовая доля не более - 0,5%;

содержание метанола, массовая доля не более - 0,5%;

содержание хлористых солей не более 200мг/л;

содержание фактических смол по Бударову массовая доля % не нормируется, определение обязательно;

содержание мех.примесей массовая доля % не более - 0,05%;

плотность нестабильного конденсата в присутствии нефти г/см3 не нормируется, определение обязательно.

2.3 Характеристика оборудования

Характеристика технологического оборудования УКПГ-12.

Таблица 2.1.

Наименование аппарата	Индекс по схеме	Технологическая характеристика	Давление Р, 10 МПа	Температура
		Материал	Диаметр,мм	Объём, л	Расчёт ное	Рабо чее	Расчёт ное град С	Рабочее градС
Сепаратор 1 ступени	С-01	Ст20ю4	1500	8100	137	130	-42-+50	-10-+15
Сепаратор 1 ступени	С-401	Ст20ю4	1500	9750	132,6	132,6	-40	+10
Сепаратор 2 ступени	С-02В	Ст20ю4	1400	6200	77,2	69,5	+20	-20-+15
Трёхфазный сепар-ор	С-03В	Ст20ю4	1800	14000	79,2	71,2	+20	-20-+15
Трёхфазный сепар-ор	С-403	Ст20ю4	1800	7500	71,4	71,4	-40	+10
Контрольный сепар.	С-501	Ст20ю4	990	1830	137	130	-42-+50	-10-+15
Теплообменник	Е-01	Ст20ю4	900	1615	Трубное пространство 137 130 -42	+50
Теплообменник	Е-01	Ст20ю4	900	2878	Межтрубное пространство 72 70 + 50	+15

2.4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОЦЕССА ПРОИЗВОДСТВА

2.4.1 Устья скважин и шлейфы

Устья газовых скважин оборудованы фонтанной арматурой фирм «FMC», «Cameron», « Hubner Vamag», «Marubenia-IKS», «IKF», «Энергоинвест», «АФК6В-100х210К2».

Фонтанная арматура служит для пуска и остановки скважин, обеспечивает возможность их исследования и ремонта.

Отбор газа осуществляется только по насосно-компрессорным трубам спускаемым на забой скважины. Затрубное пространство отделено НКТ пакером.

Для остановки скважины могут быть использованы центральная или боковые задвижки. Закрытие коренной задвижки допускается только в аварийных ситуациях, при необходимости замены фонтанной арматуры или остановке скважины на капитальный ремонт.

На амбарной линии должна быть постоянно установлена заглушка, снимать которую разрешается только при необходимости продувки скважины и сжигания газа в амбаре. Использовать амбар для продувки скважин разрешается только во время освоения скважины и проведения других технологических операций, требующих обязательного сжигания газа.

Для предупреждения процессов гидратообразования, коррозии и отложения солей в скважины непрерывно подается комплексный ингибитор (ГИКи К), включающий в себя метанол (95-99%), ингибитор коррозии ИК - 36 - 90 (0,75%) и ингибитор солеотложений НТФ (в расчете по 15-20 г на 1м3 выносимой пластовой воды).

КИГ и К подается затрубное пространство скважины (через циркуляционный или ингибиторный клапаны). В обвязке устья скважины предусмотрена возможность подачи КИГ и К в насосно компрессорные трубы и в шлейф.

Газоконденсатная смесь транспортируется на УКПГ по трубопроводам - шлейфам диаметрами 168мм и 219 мм. Шлейфы значительной части скважин спарена, так что по одному шлейфу газоконденсатная смесь поступает на блок входных ниток УКПГ, как правило, от двух и более скважин. Подача КИГ и К в скважины, работающие в один шлейф, таке производится по одному метанолопроводу диаметром 57 мм. В этом случае для регулирования подачи метанола в каждую из скважин на метанолопроводах устанавливаются специальные регуляторы расхода. Наряду с использованием лучевой схемы подключения скважин, используется коллекторная схема сбора сборнораспределительными гребенками, которая позволяет распределить метанол в каждую скважину от метанольной гребенке, переключить скважину в контрольный коллектор и транспортировать газоконденсатную смесь по рабочему коллектору на УКПГ.

В соответствии с протоколом технологического совещания по автоматизации устью газовых скважин Иховского газоконденсатного месторождения от 30.03.87г., утвержденного Вяхиревым Р.И., для скважин, которые расположены в затапливаемой зоне принята схема автоматического закрытия при понижении давления в шлейфе и дистанционного закрытия пневмоприводной задвижки фонтанной арматуры с использованием метанолопровода в качестве каналов подачи сигнала на закрытие боковых задвижек фонтанной арматуры. Закрытие боковой задвижки обеспечивается стравливанием давления в метанолопроводе. Кроме того закрытие боковых пневмозадвижек обеспечивается путем подачи сигнала с воздушных баллонов, установленных на 5 м высоте и трубопровода очищенного газа:

Пилот установленный на метанолопроводе, срабатывает при снижении давления в метанолопроводе до 10 г/см2 и воздействует на центральную или боковую задвижки. Управление пилотом дистанционное, из технологической насосной путем стравливания давления в метанолопроводе и утилизации метанола в дренажную емкость С -803.

Пилот низкого давления, установленный на шлейфе управляет также центральной или боковой задвижками. Для управление автоматикой используется очищенный газ, с давлением в системе автоматике не более 8-10 г/см2. Перед пуском автоматики перед работой пилоты настраивают. Автоматическое срабатывание пилота низкого давления на шлейфе происходит при Р < 0,8 Р дин.раб. скважины (согласование ГИП ЮНГГ Яковлевым Н.С. 10.04.90г.).

При давлении Р >0,8 дин.раб. пилот взведен, очищенный газ проходит через пилот и удерживает в открытом состоянии пневмозадвижку. В аварийном случае при давлении Р < 0,8 Р дин.раб., пилот срабатывает и сбрасывает давление пневмозадвижки в атмосферу и задвижка закрывает скважину.

Кроме того установка скважин осуществляется путем закрытия крана UV -503, расположенного в конце шлейфа на блоке входных ниток. В случае порыва шлейфа с целью снижения отрицательных последствий аварий его отключение со стороны установки производится обратным клапаном UС -4, установленным на БВН, и далее закрытием крана UV -503 на БВН.

Рабочее давление на устье скважин -6,8 -8,0 МПа.

2.4.2 Установка низкотемпературной сепарации

Сырой газ по шлейфам подходит к манифольдам ВТ -501, ВТ-502 блока входных ниток (БВН) с давлением 6,3-7,0 МПа. Манифольд предназначен для сбора продукции скважин, поступающей по шлейфам, и ее распределение по технологическим линиям.

Манифольды состоят из 15 линий со стороны шлейфов и 4 линии со стороны установки, позволяющими подключать шлейф к одной из технологических линий, пускать скважину на контрольный сепаратор, при необходимости производить продувку скважины на факел, в том числе:

4 линии на подготовку газа;

1 линия на контрольный сепаратор С -501;

1 линия на факельную сеть;

1 линия перепуска меду манифольдами и на подготовку газа.

Со стороны скважины на каждой из 15 линий имеются следующте устройства:

изолирующий фланец J -12;

сапло для впрыска КИГИК Q -505;

пневмоприводной отсекатель UV -503;

обратный клапан UC -4;

клапан регулирующий давление на выходе в манифольд RV -50.

Существующей схемой манифольда предусмотрено подключение шлейфов от сильнообводненных и обводняющихся скважин к отдельным коллекторам, имеющим выход на IV технологическую линию.

Для контроля за давлением на входе в манифольд после изолирующей прокладки установлен электроконтактный манометр. Аварийный сигнал со шлейфа выведен на контрольный шит диспетчера. Для аварийного отключения скважин с пульта диспетчера установлены пневмоприводные отсекатели UV -503 -1/15. кроме того существует автоматическая блокировка UV -503 - при повышении или понижении давления в шлейфе UV -503 -1/15 закрывается.

С целью исключения образования гидратов в обратном клапане предусмотрен в впрыск КИГ и К через сапло Q -505 на БВН.

Подготовка газа осуществляется на четырех технологических линиях.

Подготовка газа на 1-3 технологических линиях осуществляется переключением к ним «сухих» скважин. К четвертой технологической линии подключены обводненные скважины.

В начале рассмотрим подготовку газа на примере первой технологической линии. Ниже рассмотрим подготовку газа на четвертой технологической линии.

Сырой газ с давлением 6,3 -7,0 МПа с блоков входных ниток направляется в технологические линии.

Для отключение первой технологической линии установлен пневмоприводной отсекатель UV -101, имеющий три режима управления:

местное с изменением положения UV -101 непосредственно на пневмокране;

дистанционное, ручное с пульта диспетчера;

автоматическое, при повышении давления выше рабочего или понижение его в сепараторах 1,2 ступени, в газопроводе на выходе из УКПГ, в конденсатопроводе UV -101, через 10-60 сек., закрываются пневмокраны UV -102, UV-501 и UV -502. В исходное положение пневмокраны - отсекатели устанавливаются ключами управления только после снятия блокировки.

Положение отсекателей «открыто - закрыто» выведено на светлое табло на щите диспетчера.

Кроме того, согласно «Положения объект аварийной остановке промысла» утверждено 08.10.1993г., предусмотрено аварийная остановка УКПГ-12 с пульта управления в диспетчерской кнопкой «Аварийная остановка промысла». При этом происходит закрытие входных UV -101 и с выдержкой времени, выходных кранов UV -102 на всех технологических линиях.

Перед сепаратором первой ступени С -101 установлен регулирующий клапан. Он используется для регулирования давления в технологической линии вовремя при выводе линии на режим.

Для контроля за давлением в технологической линии после регулирующего клапана установлен электроконтактный манометр с выводом на сигнализацию верхнего и нижнего предела давления на щит диспетчера и на блокировку UV -101.

После регулирующего клапана установлен аппарат контроля коррозии С -104. Он представляет аппарат типа «труба в трубе», который изготовлен из того же материала, что и оборудование, но с толщиной стенки внутренней трубы меньше, чем у оборудования.

В случае коррозионного разрушении внутренней полости зонда, газ проникает в наружную полость, где давление контролируется электроконтактным манометром, сигнализация которого выведена на щит диспетчера по высокому давлению.

Пройдя аппарат С -104, сырой газ поступает в сепаратор I ступени С -101, где осуществляется предварительное разделение газа и жидкости (конденсат, вода, метанол, ингибитор).

Сепаратор представляет собой аппарат горизонтального типа с встроенным вертикальным отделением. Вход газожидкостной смеси в отделитель тангенциальный. Под действием центробежных сил жидкость отбрасывается к стенкам отделителя, и стекает в нижнюю часть сепаратора.

Газ, свободный от жидкости, устремляется по оси отделителя в верхнюю часть сепаратора.

Для интенсивного разгазирования жидкости сепаратор С -101 имеет обогрев.

На входе в сепаратор С -101 замеряется температура газожидкостного потока с регистрацией показаний на щите диспетчера.

Для контроля давления в С -101 по месту установлен технический манометр с регистрацией давления на щите диспетчера.

Уровень жидкости регулируется клапаном LV с индикацией по месту, с сигнализацией предельных уровней звуковым сигналом на пульту диспетчера и регистрацией показаний.

На линии выхода жидкости из С -101, установлен пневмокран UV - 103, имеющий два режима управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое.

Отсепарированный газ после С -101 поступает в теплообменник типа «газ - газ», а жидкость по уровню сбрасывается в трехфазный сепаратор С -103 В.

Техфазный сепаратор С -103 В (I - III -ей технологических линий) представляет собой горизонтальный гравитационный аппарат, для определения газа от жидкости с последующим разделении жидкости на углеводородный конденсат и водометанольную смесь. Для лучшего разделения жидкости в нижней части предусмотрен кольцевой змеевик. Сбор углеводородного конденсата и ВМС раздельный, через переливную перегородку. В сепараторе верхней части смонтирован трубопровод с форсунками для нанесения ингибиторной пленки на поверхность газовой части аппарата.

Давление в трехфазном сепараторе контролируется электроконтактным манометром с выводом предельных параметров на щит диспетчера для сигнализации и блокировки пневмокранов UV - 101 на данной технологической линии и UV - 504 на контрольной линии. Предусмотрено также регистрация давления на щите диспетчера.

По месту уровни конденсата и ВМС в трехфазном сепараторе контролируется по уровнемерным стеклам.

Углеводородный конденсат из С -103 В сбрасывается в общий коллектор. На линии вывода конденсата установлен клапан регулирования уровня LV с местным и дистанционным регуляторами уровня сигнализации на щите определенных значениях уровня. Имеется местная индикация уровня и регистрация уровня на щите диспетчера.

Кроме того на линии вывода конденсата из С -103В установлен пневмокран UV - 105 со следующим режимом работы:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое.

Водометанольная смесь из С -103В сбрасывается в коллектор ВМС по уровню через клапан LV с местным и дистанционным регуляторами уровня. На щит выведена сигнализация предельных значений уровня и регистрация уровня. Имеется местная индикация уровня. Из коллектора ВМС направляется в поглощающую скважину N - 12000 или 12021.

В случае необходимости предусмотрен коллектор для утилизации ВМС с высокими концентрациями метанола на установку регенерации метанола УКПГ -7 или УКПГ -3.

Газы, разгазирования из сепаратора С -103В поподает на вход сепаратора второй ступени С -102В.

Для защиты сепаратора С -103В от превышения давления на корпусе аппарата установлены предохранительные клапана ( СППК, один рабочий, другой резервный). В случае срабатывания предохранительного клапана газ сбрасывается в факельную линию высокого давления.

Факельные линии от трехфазных сепараторов выполнены из труб диаметром 2 и ниже подачи в них ингибитора через форсунку затруднена. В этой связи ингибирование факельных линий от СППК на аппаратах С-103 не предусмотрено (протокол технического совещания по вопросу ингибирования факельных линий от СППК сепараторов С -103 от 20.02.92г.)

Замену вышеуказанных линий следует производить помере отбраковки в результате технического освидетельствования.

Предварительно отсепарированный газ из С-101 поступает в теплообменник Е-102 типа «газ-газ».

Теплообменник Е-101 предназначен для предварительного охлаждения пластового газа, поступающего на дросселирование холодным отсепарированным газом. На I-III -ей технологических линиях теплообменник Е-101 двух секционный.

Пластовый газ проходит по трубному пространству, холодный по межтрубному. Для поддержания заданной температуры сепарации предусмотрен перепуск холодного газа через теплообменник с помощью регулирующего клапана TCV .

Для предупреждения гидратообразования в теплообменнике, в линию отсепарированного газа перед Е-101 попадается на впрыск КИГИК в количестве, согласно «Норм технологического режима» подается насосами J-101, установленные на котлах регенерации гликоля:

на I технологическую линию подает насос J-101А, В(один резервный);

на II технологическую линию подает насос J-201А, В(один резервный);

на III технологическую линию подает насос J-301А, В(один резервный);

на IV технологическую линию подает насос J-301C.

Охлажденный газ из теплообменника проходит через регулирующий клапан FV-101 и дросселируется до давления 3,1 МПа, дросселирование сопровождается понижением температуры газа, при этом из него дополнительно выделяется некоторое количество конденсата.

Управление клапаном FV-101 предусматривает два режима работы:

местное регулирование;

дистанционное регулирование.

Контроль за давлением по месту осуществляется техническим манометром.

На регулятор FV-101 отбор давления осуществляется с выхода С-102 В. Регулятор FV-101, установленный на клапане, дает пневмосигнал на КИП исполнительного механизма FV-101.

Дросселированный газ направляется в сепаратор С-102В. На газопроводе между клапаном PCV -104 и сепаратором С-102В установлены предохранительные клапаны - один рабочий, другой- резервный.

Факельная линия от СППК на аппаратах С-102В ингибируется путем подачи реагента через форсунку с последующей продувкой очищенным газом.

Сепаратор II ступени С-102В представляет собой вертикальный аппарат, снабженный коагулятором на входе и центробежными элементами перед входом газа.

Отделение капельной жидкости от газа осуществляется за счет инерционных сил, возникающих при резком изменении направления движения газа в сепараторе. Разделение жидкости - углеводородного конденсата и водометанольной смеси - в С-102В осуществляется по плотности.

Предусмотрена возможность обогрева жидкости горячим ДЭГом через змеевик ( для предотвращения образования гидратов и замерзания жидкости в зимнее время).

Давление в сепараторе С-102В по месту контролируется техническим монометром и электроконтактным монометром с выводом предельных параметров на щит диспетчера для сигнализации и блокировки пневмокранов UV -101 на данной технологической линии и UV -504 на контрольной линии.

Дистанционно контроль за давлением в С -102В осуществляется через датчик давления с регистрацией давления вторичным прибором на щите диспетчера.

Отсепарированный газ из С -102В направляется в теплообменник либо мимо него ( в зависимости от положения заслонки TCV) и далее поступает в замерный узел.

Уровни конденсата и ВМС в С -102В контролируется по уровнемерными стеклами.

Регулирование уровня конденсата осуществляется регулирующим клапаном LV. Предусмотрена сигнализация предельных параметров. Текущее значение уровня конденсата регистрируется прибором на щите диспетчера.

Водометанольная смесь из сепаратора С -102В через клапан LV сбрасывается в коллектор и затем подается на регенерацию УКПГ -2 или на закачку в поглощающие скважины N 12000, 12021.

Текущее значение уровня ВМС регистрируется прибором на щите диспетчера. Регулятор уровня местной. На щит диспетчера выведена сигнализация предельных параметров уровня ВМС. Температура в сепараторе С -102В поддерживается в пределах плюс 10 минус 5 0С, давление поддерживается в пределах 30-35 кг /см2.

Конденсат из сепаратора С -102В направляется в линию сброса конденсата из трехфазного сепаратора перед пневмокраном UV -105 и на узел замера конденсата и далее конденсатопровод УКПГ -12 - ДКС -2. Защиту конденсатопровода от попадания газа из С -102В осуществляет пневмокран UV -105 блокировка по низкому уровню.

Замер конденсата производится хозрасчетным счетчиком типа «Норд -80». Высокое газосодержание измеряемого потока резко снижает точность замера расхода, поэтому для получения удовлетворительной точности перепад давления между сепаратором С -102В и выходом счетчика не должен превышать 0,3-0,4 МПа. Перепад давления регулируется клапаном PV -505 с местным и дистанционным управлением. Клапан регулирует давление «до себя», сигнал на клапан подается с датчика давления. Расход конденсата регистрируется на щите диспетчера.

Для измерения температуры и давления конденсата по месту установлены термометр и манометр.

После замера конденсата направляется в конденсатопровод и далее на ДКС - 2. На конденсатопроводе, на выходе с УКПГ -12 установлен пневмокран UV -502, имеющий три режима управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое (блокировка).

Для контроля давления в конденсатопроводе установлен электроконтактный манометр с сигнализацией предельных значений на щите в диспетчерской и датчик давления с выводом регистрации параметров на щит. На конденсатопроводе установлен обратный клапан и изолирующий фланец для защиты от статического электричества.

Замер количества ВМС, направляемой на закачку в поглощающую скважину проводится счетчиком « Норд» с записью показания на щите.

Для контроля давления в линии поглощающей скважины установлен датчик с записью давления на щите диспетчера с сигнализацией высокого давления на щите диспетчера.

Га з из сепаратора С -102В направляется на узел замера газа. В зале счетчиков установлена диафрагма и датчик расхода. Значение расхода регистрируются на щите диспетчера.

Замер давления на выходе из технологической линии производится датчиком с регистрацией на щите диспетчера вторичным прибором.

Замер температуры на выходе из технологической линии производится датчиком с регистрацией на щите диспетчера вторичным прибором.

Для подключению I -ой технологической линии, на газопроводе технологической линии после зала счетчиков установлен пневмокран UV -102, имеющий три режима управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое (блокировка)

затем газ поступает в общий коллектор и далее газопровод УКПГ -12, ДКС- 2.

Для отключения УКПГ -12 на газопроводе установлен пневмокран UV -501, имеющий три режима управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое (блокировка).

Для контроля давления газа в газопроводе установлен электроконтактный манометр с сигнализацией предельных значений на щите диспетчера и датчик давления с выводом регистрации параметра на щит диспетчера.

На выходе газопровода с УКПГ установлен обратный клапан, а также изолирующий фланец для защиты от статического электричества.

2.4.3 Контрольный сепаратор С -501

Для контроля работы отдельных скважин параллельно технологическим линиям установлен контрольный сепаратор С -501 при помощи манифольда к контрольному сепаратору можно подключить любую скважину.

На выходе газа с БВМ на контрольной линии установлен пневмокран UV - 504 , работающий в трех режимах управления:

местное (ручное);

дистанционное;

автоматическое (блокировка)

для регулирования давления газа в контрольном сепараторе, (а, следовательно, и расхода газа) предусмотрен клапан. За клапаном установлен элетроконтактный манометр, с выводом сигнализация в предельных давлений на щит диспетчера.

Далее газ проходит аппарат контроля коррозии и поступает непосредственно в контрольный сепаратор С-501.

На аппарате контроля коррозии установлен электроконтактный манометр с выводом сигнализации по высокому давлению на щит диспетчера.

Контрольный сепаратор С-501 работает также, как сепаратор I -ой ступени С-101. Он позволяет отделить от газа капельную жидкость и разделить ее на конденсат и водометанольную смесь. Газ, выходящий из контрольного сепаратора, направляется в I, II-ю и III -ю технологические линии перед теплообменником Е-101. Расход газа замеряется с помощью диафрагмы с регистрацией показаний на щите диспетчера.

На контрольном сепараторе для замера давления установлен технический манометр.

Конденсат отводится через клапан LV, с сигнализацией на щите диспетчера по низкому и высокому уровню.

Насыщенный метанол автоматически выводится через клапан LV в сепаратор С-103В II-ей и III -ей технологических линий. Сигнализация по высокому и низкому уровню выведена на щит диспетчера. Показания уровня конденсата и водометанольной смеси выведена на щит диспетчера. Контроль по месту за уровнями в С-501 производится по уровнемерным стеклам. Для более интенсивного разгазирования жидкости предусмотрен змеевик. Подогрев происходит горячим ДЭГ-ом t=600C.

2.4.4 Установа подогрева диэтиленгликоля -Д - 02

Все аппараты и трубопроводы, содержимое которых может замерзнуть, покрыты теплоизоляцией и обогреваются змеевиком с горячим ДЭГом смеси с водой.

Установка подогрева ДЭГом представлено котлами подогрева Д -202, Д -302 с системой циркуляции и предназначено для подогрева водометанольной смеси:

сепараторов первой ступени;

сепараторов второй ступени;

трехфазных сепараторов;

контрольного сепаратора С -501;

факельного сепаратора С -503;

камер УБП на всех аппаратах по ВМС;

дренажной емкости С -801.

В системе подогрева применяется 60% раствора ДЭГа, имеющий наиболее низкую температуру замерзания (до -60 0С).

Свежий ДЭГ из емкости Е-504 насосом подается в котлы подогрева и подогревается до температуры не более 80 0С и подается центробежным насосом J-02 в змеевики аппаратов. Остывший гликоль возвращается на подогрев.

Уровень гликоля в Д- 02 визуально наблюдается по зеркальному уровнемеру LG -02.

Визуальная наблюдение за температурой ведется электроконтактным термометром с подачей сигнала о понижении и повышении температуры на щит диспетчера.

Для визуального контроля за давлением на выкиде насоса J -102 устоановлен технический монометр.

Подогрев гликоля ведется открытым пламенем. Отчищенный с замерного узла под Р = 4,5-5,5 МПа направляется на подогрев в котлы подогрева Д - 02 затем на узел редуцирования УНТС. После редуцирования с давлением 2,5-3,0 кг /см2 очищенный газ подается на форсунку котла Д -02. для понижения давления газа до 0,05 -0,08 МПа нужного для питания форсунки котла, установлен регулирующий клапан PV с регулятором. Для визуального наблюдением за давлением после клапана установлен технический монометр.

Для поддержания температуры в котле подогрева Д -02 установлен датчик температуры, который выдает пневмосигнал на регулирующий клапан TV. Клапан TV, регулируя отдачу газа, поддерживая заданную температуру в котле подогрева.

2.4.5 Система дренирования аппаратов

Система дренирования аппарата является закрытой системой и состоит из дренажных трубопроводов и дренажных емкостей С -801 и С -803.

В процессе работы установки НТС УКПГ-12 дренаж со всех технологических аппаратов, трубопроводов, зеркальных уровнемеров, приборов КИП площадки НТС осуществляется по мере надобности в дренажную емкость С -801. слив метанола с оборудования технологической насосной осуществляется в дренажную емкость С -803.

Газ из С -801 поступает на факел низкого давления G -502, жидкая фаза при помощи погружного насоса J -801 откачивается в факельный сепаратор С -503 или амбар где сжигается. Откачка жидкости из С -803 производится в расходную емкость Е -205.

Давление на выкиде насоса J -801 контролируется манометром. Контроль за давлением в С - 801 осуществляется при помощи электроконтактного манометра с выводом на щит диспетчера сигнализации по высокому и низкому давления.

Контроль за давлением в С -803 осуществляется при помощи электроконтактного манометра с выводом на щит диспетчера сигнализации по высокому и низкому PAL давления.

Откачка метанола из С -803 производится насосом J -803 аналогичной емкости С -801.

Контроль за уровнем жидкости осуществляется с помощью электроконтактного манометра с выводом на щит диспетчера сигнализации по высокому и низкому уровней. Контроль температуры в С-803 осуществляется с помощью электроконтактного манометра с выводом на щит диспетчера сигнализации по высокому и низкому уровней.

В случае вывода дренажной емкости С-801 или С-803 в ремонт, дренирования осуществляется в амбар (кочегарная яма) со сжиганием продукта.

2.4.6 Склад метанола и установка приготовления КИГ и К

Узел предназначен для хранения метанола, ингибитора коррозии и приготовления комплексного ингибитора коррозии, гидрата образования и солеотложения. Для защиты оборудования применяются различные ингибиторы коррозии.

На УКПГ -12 в качестве ингибитора коррозии применяется ингибитор ИК - 36-90. нормируемое содержание ингибитора ИК - 36-90 в КИГ и К 0,75% вес. Содержание ингибитора в КИГ и К контролируется лабораторией коррозии и сварки по результатам коррозионного контроля, и доводится до исполнителя.

В качестве ингибитора солеотложений применяется НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота. Норма подачи НТФ 15-20 г на 1 м3 выносимой пластовой воды.

Для приготовления и хранения КИГ и Ка, ингибитора коррозии и метанола используется емкости Е-402, Е-403, Е-503.

Метанол с базисного склада подается по метанолопроводу в емкость Е-403 и Е-402. Количество метанола, принимаемого с БСМ, контролируется по уровнемерным стеклам.

Ингибитор коррозии ИК -36-90 завозится агрегатом «Азинмаш-30», который подбивается к узлу отпуска метанола на сторону и ингибитор по схеме перекачивается в емкости Е-405А, В или Е-503.

Для приготовления КИГ и К метанол из емкости Е-402 или Е-403 откачивается центробежным насосом Н-402А или Н-402В. Одновременно в выкидную линию насосов дозировочным насосом НД подается ингибитор коррозии. Приготовленный таким образом КИГ и К, подается в расходную емкость Е-205.

Приготовление высококонцентрированного раствора НТФ производится в технологической насосной емкости Е-1.

В целях предотвращения солеотложения в соединительных коммуникациях ВМС между УКПГ с каждой установки производится периодическая подача химреагентов (растворителей) согласно графика, утвержденного главным инженером. Технология, объемы и типы закачиваемых химреагентов в каждом конкретном случае определяется составом откладывающихся солей.

2.4.7 Технологическая насосная

Технологическая насосная включает в себя блоки насосов марки ДКМ фирмы «Секстюплекс» - J -712, J-711А,В, J-706A,B,C, J-704A,B.

Насосы осуществляют закачку комплексного ингибитора в гидратообразования и коррозии в следующие места УКПГ-12:

- на скважины;

- на технологические линии ( БВН и перед Е-01).

Для интенсивной прокачки КИГ и К отдельных объектов УКПГ-12 имеется насос J-704A,B с производительность Q =2,5 м3/ч, для подачи КИГ и К в технологические линии перед Е-01 предназначены насосы J-01.

Для контроля за давлением метанолопроводе, на выкидной линии насосов установлены электроконтактный манометр с выводом сигнализации по низкому давлению на щит диспетчера.

Для защиты от высоких давлений насосы марки ДКМ имеют предохранительные клапаны с давлением срабатывания Р = 19,0 МПа.

Насосы технологической насосной всасывают КИГ и К из емкости Е-205 . В технологической насосной установлена емкость Е -1, объемом 2м3 для приготовления высококонцентрированого раствора НТФ. Раствор НТФ готовится на воде и затем насос J-704A подается в емкость Е-205 и перемешивается насосом Н-4. Норма подачи определяется количеством выносимой из скважин пластовой воды и составляет 15-20 г на 1 м3 пластовой воды.

При остановке на ремонт оборудование технологической насосной освобождается от метанола в дренажную емкость С -803.

месторождение газ сепарация конденсат

2.4.8 Компрессорная воздуха КИП

Назначение компрессорной - обеспечение средств КИПиА сжатым осушенным воздухом.

Воздух из атмосферы засасывается компрессором К -901А или К -901В ( первая ступень) через фильтра. Сжатие происходит в две ступени. На первой ступени воздух сжимается до 0,3 МПа, затем проходит воздушный охладитель, сепаратор влажности, где происходит охлаждение горячего воздуха и сепарация от влаги и масла.

Га 2-ой ступени К-901А, К-901В воздух сжимается до 1,2 МПА и подается в воздушный охладитель, где температура снижается до 56 0С с выводом на щит в компрессорную сигнализации по высокой температуре. В работе находится только один компрессор К-901А, К-901В. Переключение с одного компрессора на другой происходит автоматически электроклапаном. Для контроля давления воздуха на выходе из компрессоров установленных манометры 1,2 ступени.

После второй ступени и охлаждения воздух поступает на установку сушки, где проходит последовательно маслоотделитель Е, адсорбер - S1 или S2 и фильтр F. Осушка адсорбента (глинозем, силикагель, цеолит) происходит в двух регенерируемых колоннах S1 или S2, переключаемых с осушки на регенерацию автоматически клапанами, через реле времени. Регенерация адсорбента осуществляется частичным отбором осушенного воздуха. На линии выхода воздуха с установки осушки установлен электроконтактный манометр с сигнализацией по низкому давлению на щите диспетчера.

После осушки воздух поступает в резервуары - ресиверы воздуха Р-1 или Р-2. для контроля давления установлены манометры на каждом ресивере. В случае остановки на планово - предупредительный ремонт установки осушки воздуха в летнее время, подача воздуха в ресивере производится по байпасу.

Охлаждение компрессоров - водяное. Вода с температурой 20-30 0С из резервуара ( при первоначальном пуске) циркуляционным насосом J -503 подается в систему на выходе из охладителя трубопровод разделяется на две системы: одна подведена к рубашкам цилиндра НД, а другая к рубашкам цилиндра ВД. Клапана установленные на трубопроводе позволяют регулировать расход. При отсутствии циркуляции воды происходит остановка компрессора. Вода в рубашках нагревается до 35-50 0С, собирается в коллектор и поступает в воздушный охладитель, где охлаждается воздухом до 20-30 0С, и поступает на охлаждение компрессора, цикл повторяется. В процессе постоянной работы компрессоров происходит постоянная циркуляция одного объема воды с периодической подпиткой.

2.4.8.1 Контролируемые параметры компрессоров

Рабочее давление воздуха после первой ступени Рраб=0,4 МПа и II-й ступени Рраб=1,2 МПа;

Рабочее давление воздуха на выходе с установки осушки, сигнализация по низкому давлению на щите в компрессорной и на пульте диспетчера Рмин=0,4 МПа и блокировка компрессоров. При Р > 1,0 МПа компрессор автоматически переводится на режим холостого хода;

Температура воздуха на выходе первой ступени компрессора Рраб=120 град С, на выходе второй ступени Рраб=200 град С;

Температура воздуха на выходе из воздушного охладителя - 56 град С;

Рабочее давление масла в системе смазки 0,12-0,5МПа, сигнализация по низкому давлению К-901А,В на щите в компрессорной и на пульте диспетчера, Рмин<0,12 МПа и блокировка компрессора;

Температура масла - не выше 70 град С;

Температура воды на выходе из цилиндров норм +50 град С, макс 70 град С - сигнализация высокой температуры на щите в компрессорной и на пульте диспетчера, и блокировка компрессора;

Наличие циркуляции воды - сигнализация о снижении циркуляции на щите в компрессорной и на пульте диспетчера и блокировка компрессора.

Сигнализация на щит диспетчера выведена под индексом К-901.

Для защиты от превышения давления, на компрессорах установлен предохранительный клапан на 1,2 ступени К-901А,В.

Осушенный воздух должен иметь относительную влажность в пределах 60-70%, что соответствует точке росы летом от 0 до +10 град С, осенью и весной от -10 до -5 град С, зимой от -30 до -40 град С.

2.4.9 Узел редуцирования очищенного газа

Узел предназначен для снабжения собственных нужд УКПГ очищенным газом, подаваемым с ОГПЗ.

На УКПГ очищенный газ используется для газоснабжения объектов:

Пневмоприводных задвижек на устье скважин;

Котельной;

Панели зажигания факелов ВД, НД и амбара;

Котлов подогрева ДЭГа;

Для продувки после гидравлического испытания на прочность технологических линий после ППР;

Для распыления реагента при ингибировании факельных линий.

В соответствии с протоколом технического совещания ГПУ от 12.02.85г, рабочее давление в газопроводе очищенного газа установлено давление Р=5,0 МПа.

Газ под этим давлением поступает на УКПГ на узел замера и редуцирования. На узле редуцирования предусмотрено две линии регулирования: рабочая и резервная.

На каждой линии установлен фильтр механической очистки. Газ после фильтра проходит датчик давления и температуры, счётчик расхода FE-0,1 с выводом показаний на щит диспетчера.

Далее газовый поток разделяется : на котельную, на скважины и на узел регулирования УНТС.

Очищенный газ для котельной редуцируется с помощью клапана и датчика с Р=0,5 МПа до давления Р =0,2 -0,4 МПа. Для защиты, после регулирующего клапана установлены предохранительные клапана на Р =0,68 МПа с выбросом газа на свечу рассеивания.

давление в трубопроводе очищенного газа на скважины поддерживается отключающей задвижкой N-17 в пределах Рраб=2,5 МПа. Максимальное рабочее давление трубопровода Рраб.мах.=4,0 МПа. Для защиты трубопровода установлен СППК на Р =4,5 МПа, со сбросом газа на свечу рассеивания. В виду кратковременного и периодического использования очищенного газа пилотами низкого давления, рабочее состояние задвижки N -17 закрытое.

Для контроля за давлением в трубопроводе очищенного газа, после задвижки установлен электроконтактный манометр с выводом на сигнализацию на щит диспетчера нижнего и верхнего предела. При давлении ниже 1,5 МПа срабатывает сигнализация, необходимо открыть задвижку N -17для набора давления до Рраб..=2,5 МПа.

3. очищенный газ с узла замера под давлением Р =5,0 МПа

направляется на подогрев в котлы подогрева Д- 02 и далее

редуцирования УНТС, затем к котлам подогрева Д- 02 и к

панелям зажигания факелов ВД, НД и амбара.

Предусмотрено использование очищенного газа для продувки и испытания технологических линий ППР, для распыления реагента при ингибировании факельных лини. При отключении подачи очищенного газа с ОГПЗ схема предусматривает возможность временной подачи собственного отсепарированного газа с УНТС на узел редуцирования для питания пульта зажигания факелов , котлов подогрева ДЭГа. При этом основные коммуникации очищенного газа - в котельную, на управление скважинами, систему продувки, должны быть отглушены.

Факельное хозяйство.

Факельное хозяйство состоит из:

Факельного сепаратора С-503;

Факел высокого давления G-503 (ФВД);

Факелы низкого давления G-502 (ФВД);

Пульт зажигания G-501 факелов высокого, низкого давления и амбара;

Факельных трубопроводов;

Амбара G-506 (кочегарная яма);

Факельный сепаратор С-503 предназначен для отделения жидкости от газа, направляемого на факел высокого давления для сжигания, с целью исключения ее попадания в тело факела.

Факел высокого давления G-503 предназначен для сжигания газа при освобождении шлейфов скважин, аппаратов УНТС, а также газа, сбрасываемого при срабатывании предохранительных клапанов на УНТС.

С целью понижения давления ручной сброс газа со шлейфов скважин и с аппаратов УНТС в коллектор ФВД осуществляется через угловой штуцер, запорной частью которого является игла.

Факел низкого давления G-502 служит для сжигания газов выветривания из дренажной емкости С-801.

Амбар G-506 предназначен для сжигания конденсата, накапливающегося в основании факелов. Кроме того в аварийных случаях в амбаре допускается сжигание жидкости при опорожнении дренажной емкости С-801.

Амбар используется также для сжигания твердых токсичных отходов при чистке аппаратов УКПГ, а также временного накопления продуктов и сжигания (шлама). Нейтрализация токсичных отходов производится путем сжигания газа в амбаре сразу после поступления отходов. Накапливающийся со временем в амбаре шлам по мере необходимости вывозится на полигон захоронения твердых отходов в районе скважины 211 УКПГ -7.

Работы, связанные с необходимостью сжигания газа и конденсата проводятся по разрешению ЛООС ГПУ согласно «Положения по организации работы по вопросам охраны окружающей среды в ОГПУ».

В процессе эксплуатации УНТС в факельных коллекторах происходит скопление жидкости. Необходимо периодически- 1 раз в смену осуществлять сброс жидкости в дренаж-в дренажную емкость С-801.

2.4.10.1 Факельный сепаратор

Газ входит в факельный сепаратор по трубопроводу диаметром 10.

Контроль за давлением в факельном сепараторе осуществляется при помощи технического манометра.

На входном трубопроводе установлены предохранительные клапаны PSV -504А,В,С, защищающие факельный сепаратор от высокого давления. В случае их срабатывания сброс газа на факел высокого давления производится на прямую, минуя факельный сепаратор, по отдельному трубопроводу.

Поток газа с предохранительных клапанов сепараторов второй ступени подключен к линии ППК факельного сепаратора PSV -504.

Газ с предохранительных клапанов узла редуцирования (питающего очищенным газом пульт зажигания факелов) также попадает на ФВД, минуя факельный сепаратор, поскольку их выхлоп подключен к линии выхода газа из факельного сепаратора.

В процессе работы в факельном сепараторе С-503 накапливается жидкость (конденсат), которая периодически откачивается.

Для лучшего разгазирования жидкости факельный сепаратор имеет обогрев.

Визуальное наблюдение за уровнем жидкости в факельном сепараторе по месту осуществляется по уровнемерному стеклу.

Дистанционный контроль за уровнем осуществляется при помощи электроконтактного прибора с выводом на щит диспетчера сигнализации о достижении предельных значений уровня жидкости.

Откачка жидкости из факельного сепаратора С-503 осуществляется следующим образом.

При повышении уровня до верхнего предельного значения и срабатывания сигнализации открывается клапан UV-507, и включается один из насосов J -502 (А или В), откачивающий жидкость из факельного сепаратора в линию сброса жидкости с сепаратора первой ступени С-01 на одной из работающих технологических линий.

При понижении уровня жидкости до нижнего предельного значения происходят обратные действия. Одновременно со срабатыванием сигнализации выключается насос J -502, и закрывается клапан UV-507. сигнализация о состоянии насосов J-502 (А,В) «включен/выключен» на щит диспетчера.

2.4.10.2 Обвязка факелов высокого, низкого давления и амбара

Обвязка факелов и амбаров включает пилоты постоянного горения , пилоты зажигания, единый пульт зажигания, узел подготовки и транспортировки смеси на горелки пилотов. Конструкция пилотов зажигания и пилотов постоянного горения на ФНД, ФВД и амбаре аналогична, однако для более надежного функционирования факела высокого давления G -503 на нем установлены сразу три пилота зажигания и три пилота постоянного горения.

На линиях подвода газа к пилотам постоянного горения факелов и амбара имеются эжекторы, подсасывающие в поток газа воздух для получения смеси, характеризующейся более устойчивым горением.

Для предотвращения попадания воздуха в факелы в тот период, когда нет сбросов газа, предусмотрен ввод небольших количеств очищенного газа в основание каждого факела.