Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 [ 13 ] 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

выход стабильной жидкости при атмосферном давлении (кривая 2); Как видно, объем извлечения стабильной жидкости не увеличивается при температуре ниже -10°С. Если основная задача поставлена по извлечению максимального объема стабильной жидкости, предпочтительно поддерживать температуру в пределах -1 -10 °С. Необходимо также указать, что при температурах менее +10°С содержание пентана и гек-

-20 -10 О 10 20 30 0 50

Рис. 6.4-9. Зависимость дж ilq от температуры при р=2,8 МПа (Кэмпбелл, 1955)

Рис. 6.4-10. Зависимость qmlq от температуры при р = 2,8 МПа (Кэмпбелл, 1955)

сана в стабильном продукте будет увеличиваться, что вызовет уменьшение его плотности. Если основная задача заключается в увеличении выхода общей жидкости вместо получения из газа возможно большего объема пропана и бутана, то предпочтительнее понижать температуру до -26°С и даже ниже. Однако процесс низкотемпературной сепарации требует применения некоторого вида специального оборудования, для обеспечения окупаемости которого требуется значительная производительность. Как правило, не рекомендуется повышать температуру сепарации выше 30 °С.

в) Состав продукции скважин

На рис. 6.4-11 представлены кривые зависимости количества извлекаемой стабильной товарной нефти в зависимости от температуры при двух различных давлениях сепарации для каждой из трех продукций скважин, составы которых приведены в табл. 6.4-7. Как видно из рисунка, все три кривые вьшолаживаются по мере снижения температуры ниже -8°С и практически в этой области не зависят ни от температуры, ни от давления. Ниже температуры -7 °С выход стабильной товарной нефти в большей степени зависит от состава продукции. Наибольшее влияние па выход стабильной нефти оказывает молярная доля компонентов С5 + . В табл. 6.4-7 помимо составов трех потоков, обозна-

ченных буквами А, В и С, приведены абсолютные значения 2з+ и 25 + и отношения этих величин к выходу этих компонентов в потоке А. Относительные выходы стабильной жидкости трех потоков приведены на рис. 6.4-11. В табл. 6.4-7 приведены эти значения ири -7°С, (на рисунке штриховая линия). Отношения выходов к выходу жидкости потока А хорошо согласуются с относительными значениями 25+. Также

°. гоо

800 -

750 -

S00-

-20 -10

10 20

Рис, 6.4-11. Влияние состава системы на выход жидкости (Кэмпбелл, 1955)

Рис.

J,,0 ВР 8,0 10,0 12,0 р, МПа

6.4-12. Зависимость р,к от с 1(Кэмибелл, 1955)

очевидно, что Сз+ не является представительным для всего объема выхода стабильной жидкости.

Ожидаемый выход стабильной жидкости при сепарации при температуре ниже -7°С можно рассчитать по формуле

= 816025 - 20.

(6.4-13)

Значения, полученные по этой формуле для трех потоков А, В ц С, приведены в последней строчке табл. 6.4-7. Имеется хорошая сходимость значений qm/q с приведенными на рис. 6.4-11. Более сложны расчеты, определяющие выход при температурах свыше -7°С. На рис. 6.4-12 приведены полученные эмпирическим путем кривые зависимости извлечения максимального объема общей жидкости при соответствующем давлении сепарации в зависимости от плотности продукции для интервала температуры 21-27°С.

г) Ступенчатая сепарация

В разделах (а), (б) и (в) рассмотрено влияние температуры, давления и состава продукции на выход компонентов. При этом первая ступень сепарации происходит в сепараторе, а вторая -в товарном резервуаре. Если число ступеней сепарации более двух, это улучшает получение стабильной резервуарной нефти, но уменьшает общий объем извлекаемой жидкости.

Отсюда в открытых резервуарах потери нефти в результате испарения будут меньше при ступенчатой сепарации. Увеличение числа ступеней сепарации с двух до трех приводит к значительному улучшению процесса сепарации. По данным анализа стабильной резервуарной нефти, полученным по 13 скважинам, объем последней в среднем повышается на 8% (с отклонениями от 3 до 22%). При увеличении числа ступеней сепарации с трех до четырех выход нефти увеличивается не-

0.5 О.В

Рис. 6.4-13. Получание стабильной нефти в резервуаре при трехступенчатой сепарации (Кэмпбелл, 1955)

0,5-

0,95 0.80 OJSO 0,50 0,0

0.S 1,0 1,5 2,0 2.5 3,0

Рис. 6.4-14. Изменение коэффициента А в зависимости от AfojH (Кэмпбелл, 1958)

значительно. Поэтому применение четырехступенчатой сепарации обычно неэкономично. На рис. 6.4-13 показан объем жидкости (в %) после первой ступени сепарации (состав продукции приведен в табл. 6.4-8), накапливаемый в виде стабильной нефти в резервуаре ((/жз) в зависимости от давления второй ступени с учетом того, что давление на первой ступени составляло 2,76 МПа, а на третьей ступени 0,101 МПа. Потоки А и В, пройдя первую ступень сепарации, поступают на вторую ступень, но при этом температура на первой ступени для потока А была 17,8 °С, для потока В 26,7 °С, что привело к уменьшению содержания С5+ в потоке А. Данные рис. 6.4-13 и табл. 6.4-8 еще раз подтверждают, что выход стабильной резервуарной нефти тем больше, чем больше содержание Cs+ в потоке, поступающем на вторую ступень сепарации. Из рис. 6.4-13 также видно, что для всех трех потоков максимальное извлечение стабильной резервуарной нефти получено при давлении на второй