Двухступенчатая сепарация
Cтраница 2
На показатели технологии двухступенчатой сепарации нефти с рециркуляцией газа оказывает влияние количество рециркулируемого газа, что связано с изменением состава газонефтяной смеси, поступающей в сепараторы первой ступени. [16]
Технологией обработки газа предусматривается двухступенчатая сепарация газоконденсатной смеси с рекуперацией теплоты в газовом теплообменнике, получаемого за счет расширения добываемого сырья. [17]
Гидроочищенная широная фракция после двухступенчатой сепарации, пройдя печь П-2, направляется на разделение в основную ректификационную колонну К-3, где разделяется на гидроочищенные бенаин, керосин, дизельное топливо и газойль или другие фракции в зависимости от задания. [18]
 |
Технологическая схема малой термостатируемой сепарационной установки. [19] |
Для проведения исследования методом двухступенчатой сепарации необходимо следующее. [20]
Если разгазирование конденсата при двухступенчатой сепарации ведется до 1 кгс / см2, то для определения процента извлечения С5 из добываемого газа следует пользоваться зависимостью, приведенной на рис. VII.9. Здесь процент извлечения С8 дан в зависимости от весового соотношения С5 и газовых углеводородов в пластовом газе. Эта зависимость построена как на основе расчета материального баланса конденсата для Вуктыльского и Оренбургского месторождений, так и на основе промысловых данных по различным газоконденсатным месторождениям при температуре сепарации на второй ступени минус 10 - минус 15 С. [22]
Исследования газоконденсатных характеристик при двухступенчатой сепарации обычно используют, когда в исследуемой продукции содержится значительное количество воды и механических примесей. [23]
Исходные данные для расчета двухступенчатой сепарации следующие. [24]
Система промыслового нефтесбора включает двухступенчатую сепарацию на двух сепарационных установках. [25]
На месторождениях объединения Татнефть предусмотрена двухступенчатая сепарация с размещением сепараторов первой ступени на ДНС или в товарных парках и второй - перед технологическими резервуарами УПН. На выходе нефти с ТХУ устанавливают аппараты горячей сепарации. Абсолютное давление в сепараторах второй ступени и аппаратах горячей сепарации по проектам составляло 0 101 - 0 102 МПа, фактическое поддерживалось на уровне 0 11 - 0 13 МПа. Основные показатели процесса сепарации приведены в таблице 6.6. Из нее видно, что пластовый газовый фактор по девонским залежам объединения Татнефть на 20 - 25 % превышает этот параметр при двухступенчатой сепарации. При очередном перемешивании нефти, неизбежном при ее перекачке по нефтепроводам, заполнении и опорожнении резервуаров, сопровождающемся нарушением метаста-бильности, интенсивно выделяется значительное количество легких фракций. Массовая доля их потерь достигает 1 23 % при подготовке нефти на ТХУ и 0 87 % при подготовке на УКПН. [26]
В табл. III.8 приведены результаты двухступенчатой сепарации без подогрева при t 15 С и одноступенчатой с подогревом до 65 С. [27]
Ввиду того, что при двухступенчатой сепарации в газовую фазу переходит большое количество тяжелых углеводородов, представляющих собой ценное сырье, рационально направлять их в этом случае на газофракционную установку ( ГФУ) или на газоперерабатывающий завод для получения из этих газов жидких углеводородов и, в частности, пропан-бутанов и газового бензина. [28]
Для лучшей очистки газа иногда применяется двухступенчатая сепарация, при которой газ пропускается через два включенных последовательно или параллельно сепаратора. [29]
Приведенные данные показывают, что при двухступенчатой сепарации такие газообразные углеводороды, как пропан и бутаны, в жидкой фазе задерживаются в значительных количествах и что эта мера не может заметно влиять на получение более или менее стабильной нефти. [30]
Страницы: 1 2 3 4 5