Регламент на установке по сепарации пластового газа

     3.3.6 Уровень пластовой воды контролируется датчиком 76LT129-1, который управляет клапаном-регулятором уровня 76LV129-1 и поддерживает уровень воды в аппарате от 1300 мм- 40% до 1940мм - 100%. От прибора 76LT129-1 задействованы сигнализации высокого 76LАН129-1 - 90% и низкого 76LАL129-1 - 10% уровней пластовой воды. При достижении минимального уровня 300мм срабатывает блокировка 76LSL131, которая закрывает клапан-отсекатель МК-2 76LCV131 установленный на линии 80.1.Пл.171.02.00.GB02. На этом же трубопроводе установлен прибор расхода пластовой воды 76FT130. Максимальный расход соответствует 20м³/час.

     3.3.7 Трубопровод подачи пластовой воды с ГПУ 89.Впл.171.К02.01.GЮ.34 оснащен регулирующим клапаном 76FV009С и обратным клапаном 3”600#, исключающим попадание пластовой воды в аппарат 171В06.

     3.3.8 Для приема углеводородного конденсата из подземных емкостей ГПУ смонтирован дополнительный трубопровод л.3”Впл.171.к03.GSS.34, соединяющий шаровые краны 2”1500# на коллекторах вывода углеводородного конденсата с  
У-171 на У-121 и трубопровод пластовой воды с ГПУ л.89.Впл.171.К02.01.GЮ34. Трубопровод л.3”Впл.171.к03.GSS.34. оборудован шаровым краном и обратным клапаном. Расходомер 76FT006 оснащен двумя съемными диафрагмами, рассчитанными на подсчет определенной среды. Диафрагма 76FE1286 рассчитана на подсчет углеводородного конденсата, 76FE1287 - пластовой воды.

     Регулирующий клапан 76FV009С задействован от прибора расхода 76FT006 и поддерживает расход подаваемой в аппарат 171В07 пластовой воды или углеводородного конденсата на У-121 равный 5 м³/час.

     3.3.9 Отделившийся в 171В07 углеводородный конденсат через штуцер, приподнятый от низа аппарата на высоту 1200мм, по линии 50.30Н.171.01.00.GB02, направляется на вход в аппарат 171В06, далее насосами 71Р03А/В подается в линии вывода УВК из В02-В32 на У121/У221. Уровень УВК контролируется прибором 76LТ129-2, который управляет клапаном-регулятором уровня 76LV129-2. В процессе работы уровень УВК может колебаться в пределах 2325мм - 0% до 3500мм - 100%, от прибора 76LТ129-2 задействованы сигнализации высокого 76LAH129-2 - 75% и низкого 76LAL129-2 - 10% уровней углеводородного конденсата. При достижении максимально высокого уровня УВК, равного 3340мм - 80% срабатывает блокировка 76LAH130, которая закрывает отсекатели 71UV010 на всех технологических линиях У-171. Визуально уровень пластовой воды и УВК контролируется по месту по 3-м уровнемерным стеклам 76LG129, LG129-1, LG129-2.

     3.3.10 Для определения компонентного состава пластовой воды и УВК сепаратор 171В07 оборудован пробоотборными точками 76SC01 и 76SC02.

     3.3.11 Трубопроводы кислого газа (линия 80.Ова.171.01.00.GB02) и УВК (линия 50.30Н.171.01.00.GB02) оснащены обратными клапанами, исключающими попадание продукта из 171В06 в 171В07.

     3.3.12 Регулирующие клапана 76LV129-1, 76LV129-2, 76PV128 оборудованы байпасными линиями и линиями RP.

     3.3.13 Для продувки и опрессовки 171В07 и трубопроводов обвязки в линию подачи пластовой воды в 171В07 подведена линия товарного газа 50.Ост.171.01.00.LB01, оборудованная клиновидными задвижками, обратным клапаном и линией сброса товарного газа на факел “HF” 25.Ост.171.01.01., к аппарату 171В07 подведены трубопроводы азота, технической воды. 

     3.4 Емкость рекуперативных продувок 171В03 

     3.4.1 Рекуперативные продувки “RР” с аппаратов, трубопроводов и КИП всех технологических ниток собираются в общую заглубленную емкость 171В03. 

     3.4.2 Емкость оборудована паровым змеевиком для подогрева и дегазации продувок на факел HF.

     3.4.3 По мере накопления жидкость, состоящая в основном из углеводородного конденсата и пластовой воды, откачивается погружным насосом 171Р01 на установку стабилизации конденсата У121. На эстакаде №6 коллекторе HF  
(л. 36”HF.82.007) смонтирован пробкоуловитель, оборудованный сигнализатором уровня 76LAH105. При срабатывании сигнализации необходимо открыть ручную задвижку, установленную на 171В03.

      Пробкоуловитель соединен с емкостью рекуперации 171В03 трубопроводом 150.45Д.182.01.00.

     3.4.4 К емкости подведена линия подачи пара низкого давления VU для пропарки при остановах на осмотр и ремонт.

     3.4.5 К насосу 171Р01 подведена линия азота для создания газового затвора в сальниковом узле. 

     3.5 Емкость сбора пароконденсата 171В05 

     3.5.1 Емкость предназначена для сбора пароконденсата “СС”, поступающего от подогревателей 171Е02-Е32, пароконденсатных гребенок системы теплоспутников, образующегося при использовании пара низкого давления VU .

     3.5.2 Емкость оборудована выносными водяными холодильниками 171Е01/11, предназначенными для конденсации выделяющегося из 171В05 пара. По пару теплообменники соединены последовательно, параллельно - по охлаждающей воде ЕR. Образовавшийся пароконденсат самотеком стекает в емкость 171В05. Не сконденсированная часть пара сбрасывается в атмосферу через свечу.

     3.5.3 Откачка пароконденсата из 171В05 в межцеховую сеть “СС” ведется насосами 171Р02А/В - один рабочий, второй находится в резерве. Резервный насос включается автоматически от сигнализатора давления 76РSL017, установленного на линии откачки.

     Уровень в 171В05 контролируется регулятором уровня 76LIC006, клапан которого 76LV006 находится на линии откачки. Высокий 76LAH005 и низкий 76LAL010 уровни сигнализируют на экране монитора.

     3.5.4 Расход пара “VB” замеряется на входе на установку диафрагмами 76FT009. Расход пароконденсата на У160 замеряется диафрагмой 76FT012А.

     3.5.5 К сборнику 171В05 подведена линия деминерализованной воды “ЕD” для захолаживания пара. В зимний период времени в целях экономии и снижения выбросов пара через свечу пароконденсат из 171В05 насосом 171Р02А/В подается на калориферы, находящиеся в венткамере. Охлажденный пароконденсат возвращается в 171В05. Уровень в 171В05 поддерживается клапаном 76LV006.

          

     3.6 Метанольный узел  

     3.6.1 Метанол предназначен для предотвращения образования гидратов в технологических трубопроводах, аппаратах, приборах, а также для разрушения

образовавшихся гидратных пробок.

     3.6.2 Метанол из хим. реагентного хозяйства завода поступает в расходную емкость 71Т02. Уровень в 71Т02 контролируется прибором 76LТ002 с выводом сигнала на экран дисплея поз.76L002, а также по месту по стеклу. От прибора поз.76L002 задействована сигнализация высокого поз.76LАН004 - 80% и низкого поз.76LАL004 - 20% уровней метанола. Из расходной емкости 71Т02 метанол насосами 71Р05А/В подается по трем потокам с расходом 4 м³/ч:

     Первый поток:

- в трубопровод вывода нестабильного конденсата из 71В02-В42.

     Второй поток:

- в трубопровод пластового газа (ГЖС) в 71В01-В41,

- в трубопровод нестабильного конденсата из 71В01-В41 («жидкостной мост» в районе В31),

- в трубопровод входа газа в 71В06.

     Третий поток:

- в трубопровод отсепарированного газа в районе «манифольда».

      3.6.3 Для защиты напорного трубопровода метанола от высокого давления предусмотрен СППКМ, Р_уст=89 кгс/см²

    3.6.4 Для опорожнения трубопроводов, метанольных насосов, расходной емкости предусмотрена дренажная система метанола с заглубленной емкостью 71Т03. Дренажная емкость оборудована погружным насосом 71Р06, трубопровод нагнетания которого соединен емкостью 71Т02.

     Уровень в 71Т03 контролируется прибором 76LТ003, от которого задействованы сигнализации низкого 76LAL006 - 20% и высокого 76LAH006 - 80% уровней метанола. Емкости 71Т02 и 71Т03 снабжены дыхательными клапанами. 

     3.7 Узел ингибитора коррозия  

     На установке предусмотрен впрыск ингибитора коррозии, который предназначен для защиты внутренней поверхности аппаратов и трубопроводов от коррозии. Узел состоит из:

- 171Т01 - бак хранения ингибитора коррозии,

- 171Р04А - насос подачи ингибитора коррозия на 1L,

- 171Р04В - резервный насос подачи ингибитора коррозии на 1L- 4L,

- 171Р14 - насос подачи ингибитора коррозии на 2L,

- 171Р24 - насос подачи ингибитора коррозии на 3L,

- 171Р34 - насос подачи ингибитора коррозии на 4L,

     Емкость ингибитора коррозии 171Т01 (объем 0,5 м³) заполняется ингибитором коррозии, подаваемым из бочек ручным насосом.

     Контроль за уровнем в 171Т01 осуществляется по месту по стеклу 76LG013. Сигнализация по низкому уровню в 171Т01 выведена на экран дисплея поз.76LAL014. Из 171Т01 ингибитор коррозии плунжерными дозирующими насосами с давлением 67,5 кгс/см² подается на каждую технологическую нитку по линии 1”ZC.71.101 в трубопровод 10”Р.71.103 подачи жидкостной фазы из аппарата 171В01 в 171В02. Пуск и останов насосов 71Р04-Р34 возможен с экрана дисплея. 

     3.8 Подсобные  средства 

     3.8.1 Пар низкого давления “VB“ подается в межтрубное пространство подогревателей  сырого газа 171Е02-Е32. Расход пара контролируется диафрагмой 76FT019, давление манометром по месту - 76РI009.

     3.8.2 Пар низкого давления подсобных средств “VU“ предназначен для обогрева трубопроводов и аппаратов. Расход пара контролируется диафрагмой 76FT008, давление манометром по месту - 76РI018.

     3.8.3 Деминерализованная вода “ЕD“ подается в аппарат 171В05 для захолаживания пароконденсата, давление контролируется по манометру 76РI020.

     3.8.4 Воздух КИП  “AI”  предназначен для работы аппаратуры и КИП. Давление контролируется по месту  манометром 76РI023.

     3.8.5 Технический воздух “AS”  предназначен для продувки трубопроводов и аппаратов после ремонта, а также на другие нужды. Давление контролируется по месту манометром 76РI021.

     3.8.6 Азот “GA” предназначен для вытеснения кислорода воздуха из технологических аппаратов и трубопроводов перед пуском установки в работу, а также для создания газового затвора в сальниковом узле насоса 171Р01. Давление контролируется по месту манометром 76РI022.

     3.8.7 Оборотная вода “ER” подается в трубные пучки теплообменников 171Е01/Е11 для охлаждения пара, а также, подается в рубашку охлаждения насосов 171Р02А/В. Количество потребляемой воды контролируется в операторной прибором 76FIC011, давление - по месту манометрами:

     - 76РI028 - вход воды на установку;

     - 76РI037 - выход воды с установки.