702 і служить для скидання тиску газу з ємностей (дегазатором) ДПС та технологічних викидів при зупинці компресорів газів вивітрювання. Для утилізації газу шляхом спалювання з установки промстоків і дренажної системи.
Дренажна система складається з дренажної ємності V - 625 і насосів Рм - 625 і Рм - 626.
Вузол підігріву теплоносія включає в себе котли підігріву R - 501-504, циркуляційні насоси Рм - 501-504, розширювальні ємності Е - 501-504, ємність зберігання Дега V - 505 з насосом Рм - 505.
Сховище хімреагентів служить для зберігання і приготування розчинів інгібіторів корозії, гідратоутворення та ін. хімреагентів.
На промислі газ обробляється до певної кондиції для забезпечення умов його транспортування, вилучення вуглеводневого конденсату та інших компонентів.
Низькотемпературний спосіб поділу газів дозволяє витягувати важкі вуглеводні і осушувати газ при транспортуванні однофазного компонента до необхідної точки роси по волозі і вуглеводням.
На Карачаганакське УКПГ - 3 застосований один з варіантів низькотемпературного способу обробки газу - низькотемпературна сепарація (НТС), при якій отримують відносно високий перепад температур, за рахунок використання енергії надлишкового пластового тиску (шляхом дроселювання газу), ефект Джоуля-Томпсона.
Основний недолік НТС - необхідність перебудови установки в процесі розробки і низька ступінь вилучення рідини.
Установка комплексної переробки газу (УКПГ - 3), призначена для комплексної підготовки газу і конденсату, а також транспортування його на Оренбурзький газопереробний завод (ОГПЗ). Вона включає в себе чотири установки-низькотемпературної сепарації (НТС) з 1 по 4 технологічні лінії, які і здійснюють поділ пластового флюїду на газ, газовий конденсат і водометанольний суміш (метанол впорскується насосами в теплообмінники «газ-газ» для запобігання утворення гідратів). У процесі НТС використовується енергія пласта, тобто для досягнення температури до мінус 10 ° С використовується ефект Джоуля Томпсона.
Від ефективності роботи сепараторів залежить кількість рідини уносимой потоком газу в газопровід, що в свою чергу тягне як втрату рідкої фракції для обсягу видобутку, так і до погіршення гідравлічного стану газопроводу транспортуючому газ на відстань більш ніж на 140 км , що має складний рельєф місцевості відносно горизонту. Конденсується в газопроводі волога уносимая потоком газу заповнює нижні ділянки трубопроводу, що призводить до зменшення його пропускної здатності. Це тягне за собою додаткові фінансові витрати та матеріальні ресурси на поршневаніе трубопроводу для видалення скопилася рідини і зростання тиску на початковій ділянці газопроводу. А також, та рідина (газовий конденсат), понесена в газопровід є «втраченої» для нас, так як вона оприбутковується на ОГПЗ по системах трубопроводів ОУЕСГ і не підлягає обліку (по неподтвенржденним даними, цей обсяг становив в деяких випадках до тисячі тонн). Зростання тиску на початковій ділянці газопроводу погіршує ситуацію, оскільки з цим зростанням підвищувалася температура сепарації на другому ступені УНТС, в наслідок скорочення перепаду тиску між першою і другою ступенями.
Зі збільшенням обсягів видобутку, ця проблема ставала більш гострою і вимагала її вирішення. Спроби вирішити її ефективно без проведення модифікацій установки НТС не вдавалися. Частка трубних пучків теплообмінників Е - 01А/В з допомогу випарювання парафіну, вимагала простою обладнання і була малоефективна, так як видаляла тільки парафін і «спікається» асфальтени, роблячи їх твердими, а також закупорювала частина трубок на трубному пучку теплообмінника. Введення в експлуатацію сателітів і підключення додатково нафтових свердловин до УКПГ - 3 вимагало прийняття ефективного рішення з існуючої проблеми. Пропонувалося декілька варіантів і підходів у вирішенні цього завдання, у тому числі і за допомогою хімічних реагентів сприяють розчинення парафіну як шляхом промивки теплообмінників «газ-газ», так і постійним уприскуванням в профілактичних, попереджувальних відкладення парафінів на стінках труб теплообмінників, цілях. Але в цілому все це було усуненням наслідків не ефективної роботи сепараторів першого ступеня і не вирішувало завдання кардинально. Вважалося, що в першого ступеня сепарації сепарується до 99% всієї рідини, але на практиці це було інакше. Насилу вдавалося витримувати температуру сепарації на другому ступені до мінус 5 ° С, внаслідок виносу крапельної рідини, а з нею і парафінів з сепараторів першого ступеня С - 01А/В в Е - 01А/В. Часто, до двох-трьох разів на добу УНТС виводилися на так званий «тепловий режим», коли температура на другому ступені сепарації набиралася до + 30 ° С, щоб розчинити парафіни і тим самим очистити теплообмінники. Але така практ...
