Принцип разделения углеводородов и

Методы масляной абсорбции.

  Выделение фракции углеводородов Сз—С5 из попутных газов. При переработке попутных газов из них вначале выделяют более тяжелые углеводороды Сз—С5. Для этой цели возможно применение различных методов (конденсация, адсорбция, абсорбция), которые при выделении индивидуальных углеводородов обязательно комбинируют с последующей ректификацией.

В нефтяной и  газовой промышленности широкое распространение при обработке приводных и попутных газов получили процессы осушки и очистки газа, процессы газоразделения методами низкотемпературной абсорбции, низкотемпературной конденсации и ректификации, а также стабилизации конденсата. При этом, если в недалеком прошлом подготовка газа на промыслах ограничивалась осушкой и выделением конденсата, то в последние годы в связи с открытием и вводом в эксплуатацию крупных месторождений газа, в составе которого наряду с легкими углеводородами могут содержаться в большом количестве тяжелые углеводороды, сероводород, диокись углерода, меркаптаны и тяжелые парафиновые углеводороды, промысловая подготовка газа по своим функциям и процессам стала приближаться к технологии, на которой базируются очистка и переработка газов  на газо- и нефтеперерабатывающих завода. На   современных заводах по переработке попутных газов методом абсорбции можно уловить 70—80% пропана, около 95% бутана и 100%более тяжелых углеводородов, при этом из газа может быть извлечено не более 25—30% этана. Абсорбционный метод в сочетании с умеренным охлаждением является экономичным для переработки жирных  газов при давлении 17—20 ат., их газов при давлении около 35—40 ат.
В современных схемах переработки природных и нефтезаводских газов метод абсорбции широко используется для выделения метано-этановой фракции, для очистки газов  от примесей сероводорода, двуокиси углерода, влаги и т.д.

    Масляная абсорбция. Это наиболее распространенный в Россииабсорбционный метод переработки газа. Более 70% жидких углеводородовполучают этим методом.

Абсорбционный (маслопоглотителъный) метод основан на способности масел (например, солярового) в холодном виде избирательно растворять в себе (абсорбировать) тяжелые углеводороды, а при нагревании выделять их обратно.

Очищенный попутный нефтяной газ (рис. 1.5) поступает в нижнюю часть абсорбера 1, представляющего собой колонну с тарельчатыми насадками, в которой снизу вверх движется газ, а противотоком сверху вниз стекает по тарелкам масло. Конструкция тарелок обеспечивает хороший контакт газа с маслом, в результате чего масло растворяет основную массу тяжелых углеводородов. Легкие углеводороды поступают в верхнюю часть абсорбера и по газопроводу отбензиненного газа направляются к потребителю. Скапливающееся в нижней части абсорбера масло, насыщенное углеводородами, подается в подогреватель 2, затем десорбер 3. Выделяющиеся из нагретого масла тяжелые углеводороды поступают в компрессор 4, где сжимаются до 17—20 кгс/см2. Охлаждаются они в две стадии — в конденсаторах 5 и 7. После первой стадии в сепараторе 6 сырого бензина накапливается жидкий пентан, а в сепараторе 8 — сжиженная пропан-бутановая фракция. Освободившееся от углеводородов нагретое масло из нижней части десорбера 3 насосом 9 перекачивается через холодильник 10 в верхнюю часть абсорбера 1 для повторения цикла.

3. Определить плотность паров бутана при нормальных условиях (0⁰С и 760 мм.р.ст.)

р = 2,703 кг/м3

Какова специфика эксплуатации газовых

Месторождений?

Факторы и условия, определяющие степень сложности разработки мес­торождения, под влиянием которых формируется комплекс контролируемых параметров, условно можно разделить на две группы:

- геологические и гидрогеологические;

- технологические.

К первой группе следует отнести размеры залежи и ее начальные па­раметры (глубина залегания продуктивного пласта, пластовые давление и температура, запасы газа и конденсата), геологическое строение продуктив­ного горизонта (многопластовость, неоднородность коллекторских свойств, разрывные нарушения и пр.), тип залежи (пластовая, массивная, водоплава­ющая), физико-химические свойства пластовых флюидов и т.д. Эта же груп­па включает характер контакта залежи с окружающим водонапорным бассей­ном. Особенности этого бассейна - протяженность, проницаемость, гидроста­тические напоры.

Во вторую группу входят: способ разработки залежи (с поддержанием давления, на истощение, с консервацией газовой части залежи или нефтяной оторочки и т.д.); стадия разработки (начальная, основная и др.); темп отбора углеводородов из залежи и дебиты отдельных скважин, их рабочие давления и текущее состояние; система вскрытия продуктивного горизонта и размещение скважин на структуре; наличие межпластовых или внутрипластовыхперетоков газа и пр.

Система контроля за разработкой тем сложнее, чем больше упомянутых факторов и условий характерно для данного месторождения, чем больше осо­бенностей и осложнений в его разработке. Особое внимание на всех стадиях разработки газового месторождения следует уделять внедрению подошвенной и законтурной воды в случае водо­напорного режима работы пласта Обычно сначала наблюдаются признаки только газонапорного режима. По мере снижения давления отмечается все более активное внедрение воды. На завершающей стадии разработки, когда образуются обширные зоны обводнения с защем­ленным и обойденным газом, темп внедрения воды вновь замедляется из-за возросших фильтрационных сопротивлений. Если в ходе эксплуатации газоконденсатной залежи к забоям добываю­щих скважин подступает подошвенная или законтурная вода, то возникает проблема поддержания работоспособности скважин, в продукции которых со­держится значительное количество жидкости (углеводородного конденсата и воды).