Тяжелый конденсат
Cтраница 3
Нефтепродукты условно разделяются на две основные категории - светлые и темные. К светлым относятся автобензин, автокеросин, дизельное топливо, бензол, толуол, метилтетрабутиловый эфир, газовый бензин. К темным нефтепродуктам относятся мазут, сырая нефть, тяжелые конденсаты, гудрон, вакуумные дистилляты. [31]
 |
Кривые фракционной разгонки дебутанизированного конденсата при различных режимах работы скважины ( скв. 5, Западио-Ровенское месторождение. [32] |
Они иллюстрируют указанную закономерность изменения свойств ДБК. Четкое различие кривых разгонки подтверждает, что при более высоком забойном давлении из добываемого газа получают более тяжелый конденсат. Из рисунка видно, что при длительной работе скважины на одном режиме ( в течение 600 ч) не наблюдается существенного изменения состава конденсата, полученного из добываемого газа. Это указывает на начало стационарной двухфазной фильтрации пластовой смеси в призабойной зоне скважины. [33]
Применяется & виде 30 - 352 ( вес. В присутствии воздуха вызывает коррозию металла. При использовании хлористого кальция в качестье ингибитора необходимо снижать в его растворе содержание кислорода подогревом, продувкой газа и хранением зго под защитным слоем тяжелого конденсата, нефти или дизельного топлива, толщиной не менее 3 см. Хиирис-ТОЙ кальции как ингибитор гидратообразования наиболее широко применяется npjj освоении газовых сквааян. [34]
В работе [15] сообщалось, что имеется значительное различие в групповом углеводородном составе конденсатов и нефтей. В конденсатах же ароматические углеводороды достигают максимума во фракции 140 - 180 С, а во фракции выше 200 С их содержание резко снижается. В залежах на глубинах около 5000 м наблюдается сглаживание составов конденсатов и нефтей, в том числе и группового углеводородного состава, что хорошо видно на рис. 1.12. Содержание ароматических углеводородов достигает максимума уже не во фракции 140 - 180 С, а выше 200 С и может оказаться, что существенного различия между легкими нефтями и тяжелыми конденсатами в групповом углеводородном составе наблюдаться не будет. [35]
Для анализа конденсатов используется менее сложный комплекс определений, чем для анализа нефтей. В этом случае обязательно определение фракционного состава и плотности. Из более сложных необходимо провести анализ группового углеводородного состава анилиновым методом и индивидуального состава легких УВ методом капиллярной ГЖХ. В случае тяжелых конденсатов необходимо определять групповой и структурно-групповой состав средних фракций. [36]
С целью повышения извлечения конденсата технология низкотемпературной подготовки газа была дополнена абсорбцией в потоке. В качестве абсорбента был использован тяжелый конденсат I ступени сепарации. Это дало возможность дополнительно извлечь 10 - 17 г / м3 конденсата из газа, закачиваемого в пласт. [37]
По оценке зарубежной печати, использование тяжелого нефтяного сырья для производства этилена зависит от степени использования многочисленных побочных продуктов: бензина, ароматических углеводородов, сжиженного нефтяного газа, пропилена и бутиленов. Эссо - пока единствен - ная фирма в США, использующая этот процесс. Получаемый этилен применяется главным образом для производства этилового спирта и хлористого этила. В зарубежной печати указывается, что при пиролизе сырой нефти или тяжелого конденсата может потребоваться предварительное фракционирование сырья для удаления неиспаряющихся тяжелых фракций. [38]
Газы газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты С8 - С5, которые должны быть отделены потому, что при повышении давления в магистральном газопроводе они выпадают в виде конденсата и могут привести к уменьшению эффективного диаметра трубопровода. Тяжелые углеводороды и влага выделяются сепарацией. В сепараторах поддерживается температура в верхней части - 5 0 С, в нижней части 25 - 30 С. Это обеспечивает разложение гидратов в нижней части и увеличение количества выделяющихся тяжелых углеводородов и влаги в верхней части. Схема современной установки НТС показана на рис. 6.3. Газ в теплообменниках ТО-1 и ТО-2 охлаждается обратными потоками. В сепараторах С-1 и С-2 выделяется тяжелый конденсат, а в сепараторе С-3 - легкий. Затем гликоле-вым насосом НГ впрыскивается этиленгликоль в газ. Этиленгли-коль регенерируется ( восстанавливается) в колонне РГ. Тепло конденсата передается потоку газа высокого давления в теплообменнике ТО-3. Стабилизированный конденсат собирается в резервуарах, а газ высокого давления подается в магистральный газопровод. [39]
Страницы: 1 2 3