Таблица 1
Технологические показатели КС по попутному нефтяному газу
| Производительность КС по газу, млн. нм³/сут. | Давление газа на входе (абс.), кгс/см2 | Температура газа на входе, ºС | Давление газа на выходе (абс.), кгс/см2 | Температура газа на выходе, ºС |
| 1,441 | 4…5 | 4…20 | Не выше 30 |
Газ месторождения не содержит вредных примесей. Компонентный состав газа представлен в таблице 2.
Таблица 2
Состав компримируемого газа
| Компонент | Содержание, % мольн. |
| СH4 | 77,3…79,2 |
| С2H6 | 5,9 |
| С3H8 | 7,9…5,9 |
| i-С4H10 | 1,9 |
| n-С4H10 | 2,7…2,4 |
| i-С5H12 | 0,5…0,7 |
| n-C5H12 | 0,5…0,6 |
| С6H14+ | Следы…0,7 |
| N2 | 1,8…1,9 |
| CO2 | 1,3…0,6 |
| H2O | 0,20 |
| Мол.масса | 22,16…21,95 |
| Плотность при ст.усл.,кг/м3 | 0,922…0,913 |
2.2. Описание технологической схемы КС
Попутный нефтяной газ от УПН по трубопроводу Ду 500 с давлением (4…5) кгс/см2 поступает на площадку КС через узел подключения. В узле подключения осуществляется редуцирование давления газа регуляторами РД1.1, РД1.2 (один рабочий с пневмоприводом, один резервный с ручным приводом) в случае увеличения давления свыше 5 кгс/см2.
Далее газ направляется на площадку фильтр-сепараторов ФС1, ФС2 (один рабочий, один резервный), где производится улавливание возможных жидкостных пробок, поступающих с газом, очистка газа от капельной жидкости и механических примесей.
После очистки в фильтр-сепараторе газ через входной коллектор поступает на вход компрессорных установок КУ1…КУ3 (две рабочие, одна резервная). На входном трубопроводе каждой КУ устанавливаются ручные отключающие краны с байпасом.
Поступая в блок КУ по трубопроводу Ду 500, газ через отключающий кран Кр1 с пневмоприводом направляется во входной сепаратор С1, где происходит окончательное отделение капельной влаги и возможных механических примесей. Далее газ подаётся во всасывающий трубопровод компрессора.
После первой ступени компримирования К1 газ поступает в аппарат воздушного охлаждения (АВО) ВХ1, где охлаждается потоком воздуха. Затем охлаждённый газ подаётся во входной сепаратор второй ступени компримирования С2 для отделения влаги, выделившейся после охлаждения в ВХ1.
Далее газ поступает на вторую ступень компримирования К2, после которой проходит АВО газа ВХ2 и входной сепаратор третьей ступени компримирования С3.
Затем газ проходит третью ступень компримирования К3, охлаждается в ВХ3 до температуры 30 °С и подаётся в концевой сепаратор С4, после чего через обратный клапан и отключающий кран с пневмоприводом Кр2, установленные внутри блока КУ, с давлением 99 кгс/см2 по трубопроводу Ду 100 направляется в общий выходной коллектор.
На входе и выходе цилиндров компрессора каждой ступени компримирования предусматриваются депульсаторы Д1.1, Д1.2, Д2.1, Д2.2, Д3.1, Д3.2, предназначенные для сглаживания пульсаций газа во входных и выходных трубопроводах компрессора в процессе компримирования газа.
На выходном трубопроводе каждой КУ установлено замерное устройство (ЗУ1.1…ЗУ1.3) для технологического замера расхода газа через каждую КУ, имеющее отключающие и байпасный кран с ручным приводом
Скомпримированный газ от КУ по общему коллектору Ду 150 поступает в блок замера и далее в межпромысловый газопровод Ду 250 для транспорта на УКПГ Мыльджинского ГКМ.
Жидкость, выделившаяся в фильтр-сепараторах ФС1, ФС2, а также во входных сепараторах С1 компрессорных установок, представляющая собой пластовую воду с примесями углеводородов, через регулирующие клапаны самотёком поступает в дренажную ёмкость Е1. Из ёмкости Е1 жидкость полупогружным насосным агрегатом откачивается и подаётся через узел подключения по внеплощадочному трубопроводу Ду 80 на УПН в отстойник нефти. В узле подключения предусмотрен замер подаваемой на УПН жидкости. Возможна откачка жидкости из Е1 в автоцистерну.
Жидкость, выделившаяся в сепараторах С2, С3 и С4 КУ после первой, второй и третьей ступеней компримирования, через регулирующие клапаны с давлением (6…12) кгс/см2 поступает в разделитель жидкости Р.
В разделителе Р происходит разделение отсепарированной жидкости на широкую фракцию лёгких углеводородов (ШФЛУ) и пластовую воду.
ШФЛУ через регулятор уровня отводится в буферную ёмкость БЕ, где также поддерживается давление (6…12) кгс/см2.
Вода пластовая из разделителя Р через регулятор уровня отводится в дренажную ёмкость Е1.
Из буферной ёмкости ШФЛУ подаётся в блок-бокс насосной, после которого с давлением 99 кгс/см2 направляется в трубопровод скомпримированного газа для транспортировки совместно с газом на УКПГ Мыльджинского ГКМ. Предусматривается две точки подачи ШФЛУ в газопровод через форсунки – до узла замера и после него.
На период проведения ремонтных работ предусматривается подача ШФЛУ на УПН в отстойник нефти, минуя разделитель. При проведении ремонтных работ опорожнение фильтр-сепараторов, сепараторов КУ, разделителя Р и буферной ёмкости БЕ производится в дренажную ёмкость Е1.
Сброс газа из внеплощадочных трубопроводов и трубопроводов КС осуществляется через краны Кр17.1, Кр17.2, Кр18.1, Кр40 с пневматическими приводами в факельный сепаратор СФ, и далее на существующую факельную установку УПН. Сбросы газа от аппаратов и оборудования КС направляются также на факел. После факельного сепаратора на факельном коллекторе предусмотрен замер газа, сбрасываемого на факел (ЗУ3).
Сбросы газа от предохранительных клапанов разделителя Р и ёмкости накопительной БЕ объединяются и далее направляются по отдельному трубопроводу до факельного сепаратора, где они объединяются с трубопроводом сброса газа от предохранительных клапанов установки подготовки топливного газа и КУ.
Сбросные трубопроводы от предохранительных клапанов компрессорной установки и трубопровод сброса газа из обвязки компрессорного агрегата объединены внутри блока КУ. Предохранительные клапаны установлены после каждой ступени сжатия. Опорожнение компрессорного агрегата от газа осуществляется через кран Кр5 с пневмоприводом, установленный на выходном
трубопроводе газа перед концевым сепаратором С4. На входном трубопроводе топливного газа в КУ также установлен предохранительный клапан, от которого предусматривается отдельный трубопровод сброса газа. Газ из обвязки и от предохранительных клапанов КУ также подаётся для сжигания на факел УПН.
Перед факельным сепаратором трубопроводы газа от всех предохранительных клапанов КС объединяются в общий коллектор.Жидкость, выделившаяся в факельном сепараторе, поступает в дренажную ёмкость факельной системы ЕФ. Факельный сепаратор работает с «сухим» дном. Из ёмкости ЕФ жидкость полупогружным насосным агрегатом откачивается в ёмкость дренажную Е1. Возможна откачка жидкости из ЕФ в автоцистерну.
Схема подключения компрессорных агрегатов – параллельная, коллекторная, каждый агрегат имеет отключающую арматуру, расположенную внутри укрытия КУ.
Для нормальной работы компрессорных агрегатов к ним подводятся:
− топливный газ от установки подготовки топливного газа (УПТГ);
− сжатый воздух от ресивера.
Для ремонтных нужд предусматривается подача азота от ресивера азота.
Подача газа на установку подготовки топливного газа осуществляется из нескольких источников. Основным источником является скомпримированный газ после компрессорных установок, до подачи в него ШФЛУ. На первый пуск КС газ отбирается из межпромыслового трубопровода, который заполняется со стороны УКПГ Мыльждинского ГКМ осушенным газом. Для пуска КС после остановки используется скомпримированный попутный нефтяной газ из межпромыслового трубопровода.
В начало факельного коллектора КС предусмотрена подача продувочного газа, в качестве которого используется нефтяной попутный газ из входного коллектора КУ. Регулирование и замер продувочного газа осуществляется в блоке замера, непосредственно перед подачей его в факельный коллектор
В случае прекращения поступления продувочного газа предусматривается автоматическая подача азота в начало факельного коллектора.
Для обеспечения вывода КС на режим, а также для предотвращения образования гидратов при транспорте газа на УКПГ Мыльджинского ГКМ, предусматривается подача метанола от насосной метанола в технологические трубопроводы газа в нескольких точках: перед АВО газа после каждой ступени компримирования; до и после блока замера газа. Метанол подаётся через блоки подачи метанола (БПМ), которые обеспечивают замер и регулирование расхода метанола, а также оснащены запорным и обратным клапанами.
Основные технологические решения КС
В состав основных технологических сооружений КС входят следующие сооружения и системы:
− узел подключения;
− площадка фильтр-сепараторов;
− компрессорные установки;
− площадка емкостей;
− блок-бокс насосной;
− блок замера;
− установка подготовки топливного газа;
− дренажная система;
− факельная система;
− внутриплощадочные и внеплощадочные сети.
2.2.1. Узел подключения
Узел подключения КС предназначен для отключения компрессорной станции от УПН при плановых остановках, при аварийной ситуации, длярегулирования давления газа, поступающего на вход КС, а также для замера жидкости, перекачиваемой на УПН. Предусмотрен автоматический сброс газа из трубопроводов КС и из входного трубопровода газа на факел в аварийной ситуации. Узел подключения размещается в неотапливаемом укрытии для защиты от атмосферных осадков.
2.2.2. Площадка фильтр-сепараторов
Фильтр-сепараторы ФС1, ФС2 (один рабочий, один резервный) предназначены для очистки нефтяного попутного газа, поступающего от УПН, от капельной жидкости и мехпримесей, а также для улавливания жидкостных пробок.
Фильтр-сепараторы располагаются на открытой площадке, расположенной в бетонном каре.
Фильтр-сепараторы поставляются в комплекте с опорами, площадками обслуживания, заводской теплоизоляцией и защитным покрытием, поворотными заглушками на всех штуцерах, кроме штуцеров уровнемеров, приборами КИПиА. Аппараты оснащены электрообогревом накопительной части.
Проектом предусматривается оснащение фильтр-сепараторов обвязкой сброса жидкости и газа, выполняющей следующие функции:
− автоматический контроль уровня жидкости в аппарате и автоматическое отведение её в дренажную ёмкость Е1;
− сброс газа из сепаратора в аварийной ситуации на факел;
− сброс жидкости из сепаратора в аварийной ситуации в дренажную ёмкость Е1.
Для проведения ремонтных работ и обслуживания аппаратов на площадку подводится трубопровод азота.
Характеристика фильтр-сепараторов приведена в таблице3.
Таблица 3
Технические характеристики фильтр-сепараторов
| Обозна-чение | Наименование | Кол-во | Характеристика | ГОСТ, обозначение чертежа |
| ФС1, ФС2 | Блок технологический фильтр-сепаратора | V = 10 м3 Qг = (25,85…64,00) тыс. ст. м3/ч Ррасч. = 1,6 МПа Рраб. = (4…5) кгс/см2 | 2-Т54.00.00.000 ТУ 3647-045-00158758-2000 |
2.2.3. Компрессорные установки
На КС предусматривается установка компрессорных агрегатов с поршневым компрессором Ariel JGZ/6 с газопоршневым двигателем Caterpillar G3616.
Характеристики рассматриваемых в проекте компрессорных установок представлены в таблице 4.
В состав компрессорной установки входят следующие основные блоки и оборудование:
− поршневой компрессор Ariel JGZ/4 с буферными емкостями (депульсаторами) всасывания и нагнетания;
− газопоршневой двигатель Caterpillar G3616 TALE с пневматическим стартером, с системой смазки, включающей масляные насосы, подогреватель масла, фильтры и холодильники, индикатор уровня масла в картере компрессора;
− входные сепараторы на каждую ступень сжатия, концевой сепаратор, оснащённые системой автоматического контроля уровня жидкости, пневматическим сбросным клапаном, выключателем по превышению предельного уровня жидкости;
− аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа (межступенчатые и концевой) и АВО охлаждающей жидкости газового двигателя;
− система управления и мониторинга;
− запорная и регулирующая арматура с пневматическим и ручным приводами: отключающие краны на входе и выходе КУ, предохранительные клапаны на нагнетательной линии после каждой ступени сжатия, автоматический байпасный пусковой клапан, продувочный клапан, обратный клапан на линии нагнетания;
− быстровозводимое здание ангарного типа с системами отопления, вентиляции, контроля загазованности, пожарообнаружения, грузоподъёмнымустройств
Таблица 4
Характеристики компрессорной установки
| Наименование | Характеристика |
| Характеристики компрессора | |
| Тип компрессора | Ariel JGZ/6, горизонтальный, оппозитный, поршневой |
| Номинальная производительность, н.м3/ч: - при температуре газа на входе 4 °С - при температуре газа на входе 20 °С | 29 762 29 134 |
| Номинальное давление входа/выхода газа, кгс/см2 (абс.) | 4…5 / 99 |
| Количество ступеней сжатия | |
| Количество цилиндров компрессора | |
| Расход масла на компрессор, в среднем, л/сут.: - база - цилиндры, уплотнения | 2,43 40,15 |
| Объём системы смазки компрессора, л | |
| Характеристики двигателя | |
| Тип двигателя | Сaterpillar G3616, газовый поршневой |
| Номинальная мощность, кВт | |
| Частота вращения номинальная, об/мин. | |
| Количество цилиндров двигателя | |
| Расход масла на двигатель, в среднем, л/сут. | 45,5…50,1 |
| Объём системы смазки двигателя, л | |
| Ёмкость системы охлаждения, л: - двигатель - АВО охлаждения рубашки двигателя - АВО вспомогательных систем - расширительный бак | |
| Тип охлаждающей жидкости | Смесь воды 40 % и этиленгликоля 60 % с присадками |
| Расход топливного газа при 100 % нагрузке и теплотворной способности топливного газа 41 МДж/нм3, нм³/ч | |
| Тип стартера | Пневматический (рабочее тело - воздух) |
| Характеристики АВО | |
| Габариты АВО1, м | 15,6 х 3,2 х 3,3 |
| Масса АВО1, т | 19,232 |
| Габариты АВО2, м | 15,6 х 3,1 х 3,3 |
| Масса АВО2, т | 17,668 |
| Характеристики установки | |
| Габаритные размеры укрытия, м | 20 х 12 х 9,7 |
| Масса установки, т: - компрессорный агрегат - укрытие |
Габаритные размеры и масса КУ, приведённые в таблице 1.4, будут уточнены поставщиком на стадии выполнения рабочей документации.
Всё технологическое оборудование компрессорной установки, включая запорную арматуру входа/выхода газа, кроме АВО, монтируется на раме-маслобаке, которая устанавливается в здании.
Аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа (межступенчатые и концевой) и АВО охлаждающей жидкости газового двигателя устанавливаются на отдельном фундаменте за пределами укрытия, рядом с компрессорным агрегатом. АВО газа первой и второй ступеней сжатия объединены в один общий блок АВО1, АВО газа третьей ступени сжатия и АВО охлаждающей жидкости двигателя объединены в общий блок АВО2.
Регулирование производительности КУ от 75 до 100 % осуществляется следующими способами:
− частотой вращения двигателя;
− уменьшением «мёртвого» пространства цилиндров компрессора.
2.2.4. Площадка емкостей
На площадке емкостей располагается разделитель жидкости Р и ёмкость накопительная ШФЛУ (буферная ёмкость) БЕ.
Разделитель Р предназначен для разделения жидкости, поступающей от сепараторов КУ, на широкую фракцию лёгких углеводородов и пластовую воду. В разделителе поддерживается давление (6…12) кгс/см2. Буферная ёмкость предназначена для накопления ШФЛУ перед подачей её на вход насосов ШФЛУ, размещаемых в блок-боксе насосной. Давление в буферной ёмкости поддерживается также в пределах (6…12) кгс/см2
Площадка емкостей предусматривается в виде открытой площадки, расположенной в бетонном каре.
Разделитель и буферная ёмкость поставляются в комплекте с опорами, площадками обслуживания, заводской теплоизоляцией и защитным покрытием, поворотными заглушками на всех штуцерах, кроме штуцеров уровнемеров, приборами КИПиА. Аппараты оснащены электрообогревом.
Проектом предусматривается оснащение разделителя обвязкой сброса жидкости и газа, выполняющей следующие функции:
− автоматический контроль уровня жидкости в аппарате и автоматическое отведение пластовой воды в дренажную ёмкость Е1, а ШФЛУ – в буферную ёмкость БЕ;
− автоматическое поддержание давления газа в разделителе в заданных пределах;
− сброс газа из аппарата в аварийной ситуации на факел;
− сброс жидкости из аппарата в аварийной ситуации в дренажную ёмкость Е1.
Обвязкой сброса жидкости и газа буферной ёмкости предусматривается выполнение следующих функций:
− автоматический контроль уровня жидкости в аппарате;
− автоматическое поддержание давления газа в ёмкости в заданных пределах;
− сброс газа из аппарата в аварийной ситуации на факел;
− сброс жидкости из аппарата в аварийной ситуации в дренажную ёмкость Е1.
Характеристика разделителя и ёмкости накопительной ШФЛУ приведена в таблице 5.
Таблица 5
Технические характеристики оборудования площадки емкостей
| Обозна-чение | Наименование | Кол-во | Характеристика | ГОСТ, обозначение чертежа |
| Р | Блок технологический разделителя | V = 3 м3 Qг = до 100 м3/ч при раб.усл. Qж = до 10 м3/ч Ррасч. = 1,6 МПа Рраб. = (6…12) кгс/см2 | 3-Т54.00.00.000 ТУ 3647-045-00158758-2000 | |
| БЕ | Ёмкость накопительная ШФЛУ | V = 25 м3 Ррасч. = 1,6 МПа Рраб. = (6…12) кгс/см2 | 9-Т54.00.00.000 ТУ 3647-045-00158758-2000 |
На разделителе и буферной ёмкости также предусматривается установка блоков предохранительных клапанов с переключающими устройствами. Предусматривается электрообогрев блоков клапанов.
Для проведения ремонтных работ и обслуживания аппаратов на площадку подводится трубопровод азота.
2.2.5. Блок-бокс насосной
Блок-бокс насосной предназначен для откачки ШФЛУ из ёмкости накопительной БЕ в межпромысловый газопровод.
Блок-бокс представляет собой изделие полной заводской готовности, с установленным в нём технологическим оборудованием, трубопроводами, системами вентиляции, отопления, газо- и пожарообнаружения, пожаротушения.
В блок-боксе располагаются три мембранных дозировочных насоса (два рабочих, один резервный), производительностью 1 м3/ч каждый, с давлением нагнетания 10,0 МПа. Насосы подключены к общему коллектору параллельно друг другу.
Перед насосами установлены фильтры (один рабочий, один резервный), после насосов установлены депульсаторы, предохранительные, обратные клапаны и счётчики жидкости (один рабочий, один резервный).
Для вывода насосных агрегатов на режим на выходе каждого из них предусматривается линия сброса жидкости в буферную ёмкость БЕ с установленными на линии регулятором давления и запорной арматурой.
Для проведения ремонтных работ и обслуживания насосов в блок-бокс подводится трубопровод азота, на входе и выходе каждого электронасосного агрегата предусматриваются поворотные заглушки.
Характеристики блок-бокса насосной представлены в таблице 6.
Таблица 6
Характеристики блок-бокса насосной ШФЛУ
| Обозна-чение | Наименование | Кол-во | Характеристика | ГОСТ, обозначение чертежа |
| – Н9.1…Н9.3 | Блок-бокс технологический насосной ШФЛУ в составе: Установка электронасосная дозировочная УНД1М1000/100Д1В-31-УХЛ4 | Qж = 1 м3/ч Ррасч. = 10 МПа Рвх. = (6…12) кгс/см2 Рвых. = 99 кгс/см2 N = 5,5 кВт | 4-Т54.00.00.000 ТУ 3647-045-00158758-2000 |
2.2.6. Блок замера
Блок замера предназначен для технологического замера скомпримированного газа перед подачей его в межпромысловый газопровод. Также в блоке замера производится регулирование расхода и замер продувочного газа и азота, подаваемых в начало факельного коллектора.
Блок замера размещается в блок-боксе, который представляет собой изделие полной заводской готовности, с установленным в нём технологическим
оборудованием, трубопроводами, системами вентиляции, отопления, газо- и пожарообнаружения.
На выходе блока предусматривается пробоотборное устройство для лабораторного контроля качества газа, подаваемого в межпромысловый газопровод.
Технические характеристики блока замера представлены в таблице 7.
Таблица 7
Технические характеристики блока замера
| Обозна-чение | Наименование | Кол-во | Характеристика | ГОСТ, обозначение чертежа |
| – | Блок-бокс технологический замера газа | Qг = (25,8…64,0) тыс.ст.м3/ч Ррасч. = 10 МПа | 5-Т54.00.00.000 ТУ 3647-045-00158758-2000 |
2.2.7. Установка подготовки топливного газа
Установка подготовки топливного газа (УПТГ) предназначена для очистки и подготовки топливного газа перед подачей его в двигатели компрессорных установок.
УПТГ размещается в блок-боксе, который представляет собой изделие полной заводской готовности, с установленным в нём технологическим оборудованием, трубопроводами, системами вентиляции, отопления, газо- и пожарообнаружения, грузоподъёмными устройствами.
На вход УПТГ газ подаётся из двух источников:
− из коллектора скомпримированного газа после компрессорных установок, до подачи в него ШФЛУ;
− из межпромыслового трубопровода.
Основным источником является скомпримированный газ после КУ. На первый пуск КС газ отбирается из межпромыслового трубопровода, который заполняется со стороны УКПГ Мыльждинского ГКМ осушенным газом.
На входе УПТГ предусматривается фильтр, предназначенный главным образом для очистки газа из межпромыслового трубопровода при первом пуске КС.
В УПТГ предусмотрен 100 % резерв основного технологического оборудования, автоматическое переключение рабочей и резервной линий, защита от превышения требуемого давления. После подготовки топливный газ замеряется.
Для подготовки топливного газа в УПТГ предусматривается подача метанола.
Качество топливного газа для газопоршневого привода должно удовлетворять требованиям производителя двигателя. Общая рекомендация для подготовки газа:
− теплотворная способность не более 41 МДж/нм3;
− метановое число, рассчитанное по программе Caterpillar GERP, не менее 60.
Для проведения ремонтных работ и обслуживания оборудования в блок-бокс УПТГ подводится трубопровод азота, на штуцерах сепарационного оборудования предусматриваются поворотные заглушки.
Технические характеристики УПТГ представлены в таблице 8.
Таблица 8
Технические характеристики УПТГ
| Обозна-чение | Наименование | Кол-во | Характеристика | ГОСТ, обозначение чертежа |
| УПТГ | Блок-бокс технологический подготовки топливного газа | Qт.г. = (700…3000) ст.м3/ч Рвх. = (30…99) кгс/см2 Рвых. = (6…10) кгс/см2 Твх. = (минус 4… плюс 30) °С Твых. = (10…60) °С | 1-Т54.00.00.000 ТУ 3647-045-00158758-2000 |
Подогрев топливного газа предусматривается в теплообменнике жидкость-газ. В качестве теплоносителя используется горячая вода от котельной УПН. На случай отключения котельной в УПТГ предусматривается индукционный нагрев теплоносителя.
На выходе УПТГ производится замер подготовленного топливного газа.
2.2.8. Дренажная система
Дренажная система предназначена для планового и аварийного опорожнения технологических аппаратов, емкостей, оборудования, а также для приёма жидкости от фильтр-сепараторов, разделителя Р, входных сепараторов первой ступени компримирования компрессорных установок и ёмкости дренажной факельной системы в нормальном режиме. Дренажная система КС состоит из подземной ёмкости Е1 с полупогружным центробежным насосным агрегатом.
Ёмкость Е1 предназначена для приёма стоков и слива жидкости из аппаратов, а также для приёма пластовой воды от фильтр-сепараторов ФС, входных сепараторов КУ и разделителя Р при нормальной работе. В ёмкости установлен подогреватель для поддержания температуры жидкости не ниже +5 °С. В качестве теплоносителя для обогрева ёмкости используется горячая вода от котельной УПН.
Ёмкость Е1 поставляется в комплекте с опорами, заводской теплоизоляцией, приборами КИПиА, обогревающим устройством и насосным агрегатом. Предусматривается поставка также запасного электронасосного агрегата.
В ёмкости всегда поддерживается свободный объём не меньше, чем необходимо для приёма жидкости от аппаратов в аварийной ситуации. Откачка
жидкости из ёмкости производится на первую ступень сепарации УПН. Возможна откачка жидкости в передвижную автоцистерну.
Над ёмкостью устанавливается неотапливаемое укрытие для двигателя насосного агрегата и арматуры.
Технические характеристики оборудования дренажной системы указаны в таблице 9.
Таблица 9
Технические характеристики оборудования дренажной системы
| Обозна-чение | Наименование | Кол-во | Характеристика | ГОСТ, обозначение чертежа |
| Е1 | Ёмкость подземная дренажная с подогревателем в комплекте с полупогружным насосным агрегатом НВ-Е-50/50-3,0-В-55-УХЛ1 | V = 25 м3 Рраб. = 0,07 МПа Траб.= 30 °С Q = 50 м3/ч Н = 50 мвод.ст. N = 18,5 кВт | ЕПП‑25/Н ТУ 3647-045-00158758-2000 |
2.2.9. Факельная система
Факельная система предназначена для сжигания сбросов газа при аварийных ситуациях и плановых остановках оборудования КС. В состав факельной системы КС входят:
− площадка факельного сепаратора;
− ёмкость дренажная факельной системы;
− факельные трубопроводы.
Для сжигания сбросов газа предусматривается использование существующей факельной установки высокого давления УПН, на которой в настоящее время производится сжигание попутного нефтяного газа.
Площадка факельного сепаратора представляет собой открытую обордюренную площадку с установленным на ней факельным сепаратором СФ.
Сепаратор факельный поставляется в комплекте с опорами, заводской теплоизоляцией и защитным покрытием, поворотными заглушками на всех штуцерах, кроме штуцеров уровнемеров, приборами КИПиА. Аппарат оснащён электрообогревом.
Для проведения ремонтных работ и обслуживания аппарата на площадку подводится трубопровод азота.
СФ работает «с сухим дном» и вся жидкость, выделяющаяся при сбросе газа на факел, сразу поступает в дренажную ёмкость факельной системы ЕФ.
Ёмкость ЕФ предназначена для приёма жидкости от факельного сепаратора и рассчитана на давление факельного сепаратора 0,6 МПа. В ёмкости установлен подогреватель для поддержания температуры жидкости не ниже +5 °С. В качестве теплоносителя для обогрева ёмкости используется горячая вода от котельной УПН.
ЕФ поставляется в комплекте с опорами, заводской теплоизоляцией, приборами КИПиА, обогревающим устройством и насосным агрегатом.
Откачка жидкости из ёмкости производится в дренажную ёмкость Е1. Возможна откачка жидкости в передвижную автоцистерну.
Над ёмкостью устанавливается неотапливаемое укрытие для двигателя насосного агрегата и арматуры.
Для замера количества сбрасываемого на сжигание газа после факельного сепаратора предусматривается узел замера газа.
Трубопроводы сброса газа от оборудования с высоким давлением (99 кгс/см2) объединяются перед факельным сепаратором в общий трубопровод, на котором предусматривается дроссельная шайба для снижения давления газа перед факельным сепаратором и для предотвращения передавливания сбросов от аппаратов с меньшим давлением.
В начало факельного коллектора предусматривается постоянная подача продувочного газа, в качестве которого используется нефтяной попутный газ из
входного коллектора КУ. Продувочный газ в факельный коллектор подаётся в узле замера.
При прекращении поступления продувочного газа в факельную систему предусмотрена автоматическая подача азота от ресивера азота.
Трубопроводы сброса газа от предохранительных клапанов разделителя Р, ёмкости накопительной ШФЛУ БЕ, установки подготовки топливного газа объединяются в общий коллектор перед факельным трубопроводом. Предусматривается электообогрев и теплоизоляция данных трубопроводов.
Трубопроводы сброса газа от предохранительных клапанов КУ и сброса газа КУ объединены внутри укрытия КУ.
Трубопроводы сброса газа на факел подлежат теплоизоляции до и после факельного сепаратора.
Технические характеристики оборудования факельной системы представлены в таблице 10.
Таблица 10
Характеристики оборудования факельной системы
| Обозна-чение | Наименование | Кол-во | Характеристика | ГОСТ, обозначение чертежа |
| СФ | Сепаратор факельный | Qг = 30830 ст.м3/ч Рраб. = 0,6 МПа Траб. = (30…80) °С | СФ-13 ТУ 3647-045-00158758-2000 | |
| ЕФ | Ёмкость подземная дренажная с подогревателем в комплекте с полупогружным насосным агрегатом ГДМП 5 | Рраб. = 0,6 МПа V = 8 м3 Траб. = 30 °С Q = 31,5 м3/ч Н = 63м.вод.ст. N = 18,5 кВт | ЕПП-8/0,6 ТУ 3647-045-00158758-2000 |
2.2.10. Внутриплощадочные сети
Прокладка внутриплощадочных сетей предусматривается надземно на эстакадах.
Основные площадки и технологические блоки имеют пневмоприводную арматуру, отключающую оборудование дистанционно и в автоматическом режиме в случае возникновения аварийных ситуаций.
В случае аварийной остановки КС предусматривается опорожнение внутриплощадочных трубопроводов КС через пневмоприводные краны на факел.
Для перспективного подключения установки подготовки газа без остановки производства на трубопроводе скомпримированного газа перед блоком замера предусматривается устройство ответвлений с установкой на них двух кранов со свечой между ними и дренажным патрубком.
В качестве запорных органов на основных технологических линиях предусматриваются шаровые краны производства ОАО «Тяжпромарматура» с ручным приводом и с пневмоприводом. На трубопроводах жидкости – задвижки фланцевые с ручным приводом и краны ОАО «Тяжпромарматура» с пневмоприводом.
В качестве приводов запорной и регулирующей арматуры на компрессорной станции применяются пневмоприводы, работающие на воздухе с давлением 1,0 МПа, который подаётся по системе трубопроводов воздуха от воздухосборников станции воздушно-азотной.
Для подачи метанола в технологические трубопроводы предусматривается использование блоков подачи метанола (БПМ), располагаемых в непосредственной близости от точки подачи. БПМ поставляются в обогреваемых шкафах. Технические характеристики БПМ представлены в таблице 11.
Таблица 11
Характеристики блока подачи метанола
| Обозна-чение | Наименование | Кол-во | Характеристика | ГОСТ, обозначение чертежа |
| БПМ | Блок подачи метанола с тремя узлами ввода метанола | Q = (15…400)л/ч Ру = 16 МПа Рраб. = 12,5 МПа Траб. = (минус 41…плюс 37) °С Размеры 1×0,345×1,5 м Масса 97 кг Nобогрева = 0,75 кВт | БПМ 05.10.0000.00.0 УВМ 10.250.0600.02.0 |
Все технологические трубопроводы КС подлежат теплоизоляции, за исключением трубопроводов метанола, воздуха и азота.
Предусматривается электрообогрев трубопроводов жидкости после сепараторов, пластовой воды, дренажа, масла, трубопроводов газа от предохранительных клапанов до сепаратора факельного.
Предусматривается электрообогрев запорной и регулирующей арматуры, предохранительных клапанов, расположенных на открытых площадках, вне блок-боксов.
Дренажный трубопровод масла прокладывается подземно в теплоизоляции с электрообогревом.
Тепловая изоляция надземных трубопроводов предусмотрена матами прошивными теплоизоляционными из базальтового холста МПБ-50/СТ2 в обкладке из ткани стеклянной толщиной (50-80) мм, покровный слой тепловой изоляции предусмотрен из стали оцинкованной ОБЦ-ПН-НО ГОСТ 19904-90/ОН-Кр-2 ГОСТ 14918-80* толщиной 0,5 мм.
Измерительные точки в теплоизоляции (лючки) на надземных технологических трубопроводах устанавливаются на отводах, прямолинейных участках трубопроводов, тройниках, в местах установки опор. На прямолинейных участках трубопроводов и тройниках лючки устанавливаются
в вертикальном и поперечном направлениях к оси трубы, а в местах установки опор – в вертикальной точке трубы и на нижней образующей трубы вдоль оси на расстоянии (150…200) мм от границы ложемента в обе стороны от опоры и на ширину ложемента.
Тепловая изоляция подземных участков дренажных трубопроводов предусматривается полуцилиндрами и сегментами из материала «ПЕНОПЛЭКС» по ТУ 5767-001-01297858-02, покровный слой – лента полиэтиленовая «Полилен-МВ» по ТУ 51-00158623-34-95 в два слоя.
2.2.11. Внеплощадочные сети
Прокладка внеплощадочных сетей предусматривается надземно на эстакадах. Внеплощадочные сети прокладываются между территорией КС и УПН и включают в себя трубопроводы попутного нефтяного газа от УПН, газа на факел и дренажа от КС.
В случае аварийной остановки КС предусматривается опорожнение внеплощадочных трубопроводов КС через пневмоприводные краны на факел.
Трубопроводы попутного нефтяного газа и дренажа подлежат теплоизоляции. Предусматривается электрообогрев трубопровода дренажа.
Тепловая изоляция надземных трубопроводов предусмотрена матами прошивными теплоизоляционными из базальтового холста МПБ-50/СТ2 в обкладке из ткани стеклянной толщиной (50-80) мм, покровный слой тепловой изоляции предусмотрен из стали оцинкованной ОБЦ-ПН-НО ГОСТ 19904-90/ОН-Кр-2 ГОСТ 14918-80* толщиной 0,5 мм.
На территории УПН предусматривается автоматическое переключение электроприводных кранов Кр101, Кр102 с целью подачи газа на факел и отключения подачи газа на КС при аварийной остановке КС.
2.3. Обоснование количества и типов вспомогательного оборудования
2.3.1. Станция воздушно-азотная
Для обеспечения сжатым воздухом и газообразным азотом потребителей КС предусматривается строительство станции воздушно-азотной, в состав которой входят:
− блочная воздушно-азотная станция БА;
− ёмкость для азота В1.1;
− воздухосборники В2.1…В2.3.
Станция воздушно-азотная в блочном исполнении полной заводской готовности предназначена для производства сжатого воздуха и производства газообразного азота из атмосферного воздуха на основе мембранных газоразделительных модулей.
В комплект блочной воздушно-азотной станции входят:
− блок-контейнер;
− винтовой компрессор (один рабочий, один резервный);
− мембранный газоразделительный блок;