Номер технической нитки |
р, МПа |
t, °с |
Концентрация насыщенного раствора метанола, % |
Растворимость метанола в конденсате, % |
3 |
6,9 |
_______ 5 |
75,05 |
0,980 |
3 |
7,0 |
.______ 7 |
78,60 |
1,240 |
2 |
6,8 |
_______ 4 |
78,20 |
0,926 |
2 |
6,8 |
_______ 5 |
79,00 |
1,160 |
4 |
6,8 |
—5 |
75,50 |
1,130 |
1 |
6,8 |
'О |
83,00 |
1,560 |
208
особенно в узлах сепарации, происходит растворение метанола в нем.
Конденсат из трехфазного сепаратора С-103 (см. рис. 59) содержит до 0,95 % метанола при средней концентрации контакти-руемого в нем водного раствора метанола 50 %, а конденсат из низкотемпературного сепаратора С-102 содержит в среднем 1,25 % метанола при концентрации контактируемого с ним раствора метанола 75 %. Часть метанола теряется при дросселировании конденсата газами выветривания, а часть — при его стабилизации.
Из табл. 89 видно, что с повышением концентрации контактируемого метанола его растворимость в конденсате увеличивается. Отсюда следует, что снижение концентрации раствора метанола может привести к сокращению его потерь.
Для обеспечения надежной работы систем сбора и обработки газа на промысловых УКПГ предусмотрены следующие технические решения:
а) параллельно шлейфам проложены трубопроводы для по
дачи комплексного ингибитора гидратообразования
и коррозии
(КИГиК) в скважину;
б) технология промысловой подготовки газа позволяет
полу
чить газ влажностью не более 60 %, что обеспечивает надежный
транспорт сероводородсодержащего газа до
ГПЗ;
в) шлейфы и все оборудование УКПГ выполнены из сталей,
стойких к сульфидному растрескиванию;
толщина стенок принята
с запасом на коррозию, а напряжения в
металле не превышают
0,3—0,4 предела текучести; все трубопроводы и сварные стыки
подвергались специальной термообработке
и по следующему
100 %-ному контролю физическими методами (гаммаграфии,
ультразвуком);
г) для защиты от коррозии промыслового оборудования
от
скважин до УКПГ включительно
применяют ингибиторную за
щиту; постоянную закачку в межтрубье скважины 0,25 %-ного
раствора ингибитора «Виско-904» в метаноле;
д) перед
рекуперативным теплообменником £-101 на установке
НТС в поток газа дополнительно вводят раствор
ингибитора кор
розии («Виско-904» в метаноле).
Коррозию оборудования и труб контролируют, определяя количество железа в ингибиторе коррозии в жидкой фазе, устанавливая водородные зонды и образцы на общую коррозию и под напряжением, а также ежегодно освидетельствуя их.
При избыточном давлении (меньше 2,5 МПа) установки НТС не будут обеспечивать получение газа с относительной влажностью 60 %• Подача такого газа от промыслов до Оренбургского ГПЗ может вызвать коррозию газопровода.
Во избежание этого предусматриваются такие мероприятия, как строительство установок для осушки газа или же разработка системы специальной ингибиторной защиты.
Возможен даже подогрев газа с целью приведения его в ненасыщенное состояние при подаче его в газопровод. При этом
14 Заказ № 335 209
иногда газ можно подогревать на дожимных компрессорных станциях при его сжатии в период, когда давление газа на входе в УКПГ будет ниже 7—8 МПа.
Подготовка к транспорту продукции Астраханского газокон-денсатного месторождения. При централизованной системе сбора и переработки сернистых газов на одной площадке размещаются установки НТС, стабилизации конденсата, очистки газа от сернистых соединений и другие основные объекты.
При таком расположении технологических установок цель промысловой обработки сернистых газов сводится к обеспечению бесперебойной подачи продукции месторождения в централизованные установки. Подготовку продукции к заводским установкам ведут на установках предварительной подготовки газа (УППГ).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.