Газы - сепарация
Cтраница 1
 |
Характеристика сепараторов, дегазаторов и емкостей орошений УСК-1. [1] |
Газы сепарации объединяются с газами дегазации. [2]
 |
Степень отпарки тяжелых компонентов при стабилизации конденсата по вариантам схем, согласно и.| Принципиальная технологическая схема УСК с рециркуляцией газов дегазации. [3] |
Во всех вариантах газы сепарации разных ступеней содержат много легких компонентов и не отвечают требованиям, предъявляемым к сжиженным газам ГОСТ. [4]
Переход части пентанов и гексана группы GS в газы сепарации и дегазации отражается на изменении выхода фракций при фракционной разгонке ДБК. При построении кривой на рис. 8 выделенным фракциям условно присвоили наименование нормальных парафиновых углеводородов, температура кипения которых лежит в температурном интервале выделенных фракций. [5]
 |
Схематическое представление ступенчатого уменьшения давления в рабочей камере рКГ - установкн при моделировании процесса дифференциальной конденсации. Усл. обозн. [6] |
Первая фракция моделирует смесь компонентов группы С5, перешедших в газы сепарации, дегазации и дебутанизации. Остальные 10 фракций описывают свойства дебутанизированного конденсата. [7]
Для определения содержания компонентов в пластовом газе в среднем по залежи были использованы газы сепарации и дегазации скв. [8]
Выделим в отдельную фракцию ту часть углеводородов группы С5 пластовой смеси, которая перешла в газы сепарации, дегазации и дебутанизации. [9]
Очевидно, что для правильного определения содержания фракции ДБК в пластовой смеси и ее состава необходимо знать, какая часть группы GS переходит в газы сепарации, дегазации, дебутанизации и ДБК. [10]
Поскольку при определении состава группы С5 высшие в пластовой смеси фракции ДБК, выкипающие до 373 К, суммируют с фракциями этой группы, перешедшими в газы сепарации и дегазации, то свойства этих фракций ДБК нельзя отождествлять со свойствами соответствующих фракций группы Cs выс-шие. Свойства фракций этой группы, выкипающих до 373 К, в пластовой смеси определяют следующим образом. [11]
 |
Пределы кипения, средние температуры кипения, плотности и молекулярные массы фракций группы О, высшие. [12] |
Исследования по изучению особенностей фазового состояния пластовых смесей 59 отечественных газоконденсатных месторождений, проведенные во ВНИПИгаздобыче, показали, что из углеводородов, входящих в группу Cs4 - высшие исходных пластовых смесей, в газы сепарации переходят в основном пентаны группы Cs высшие, а в газы дегазации и дебутанизации - пен-таны, гексаны и иногда гептаны. Остальные углеводороды этой группы, в том числе часть пентанов и гексанов, переходят в ДБК. [13]
Во втором варианте насыщенный селексол забирается насосом с низа абсорбера, проходит рекуперативные теплообменники и подогреватель и подается в сепаратор, работающий при более высоком давлении, чем абсорбер. Газы сепарации возвращаются в абсорбер без применения компрессора. Благодаря высокой температуре газа сепарации ( до 155 С) в абсорбере обеспечивается предварительная отпарка части поглощенного СО2 из абсорбента, и, тем самым, повышается избирательность абсорбента по сероводороду. В результате 90 1 % СО2 от его исходного содержания в сырьевом газе остается в газе, отводимом с верха абсорбера. Следовательно, повышается содержание H2S в кислом газе, подаваемом на установку производства серы. [14]
Во втором варианте насыщенный селексол забирается насосом с низа абсорбера, проходит рекуперативные теплообменники и подогреватель и подается в сепаратор, работающий при более высоком давлении, чем абсорбер. Газы сепарации возвращаются в абсорбер без применения компрессора. Благодаря высокой температуре газа сепарации ( до, 155 С) в абсорбере обеспечивается предварительная отпарка части поглощенного СО2 из абсорбента, и, тем самым, повышается избират тельность абсорбента по сероводороду. В результате 90 1 % СО2 от его исходного содержания в сырьевом газе остается в газе, отводимом с верха абсорбера. Следовательно, повышается содержание H2S в кислом газе, подаваемом на установку производства серы. [15]
Страницы: 1 2