Извините, коллеги-дизайнеры, на чем основывается задание давления в первичных и вторичных сепараторах нефти, газа и воды на месторождении?

Thread Content

У меня есть такая идея: при определении рабочего давления во втором сепараторе (где на выходе имеется насос для откачки продукта) учитывается давление насыщенного пара легких углеводородов, в первую очередь пропана. Рабочее давление во втором сепараторе должно быть ниже давления насыщенного пара пропана при температуре его работы, чтобы можно было удалить как можно больше пропана. Это позволит сделать сырую нефть, хранящуюся после вторичной сепарации, более стабильной. Неизвестно, учитывается ли при выборе значения давления во втором сепараторе именно этот фактор. Поскольку на выходе из сепаратора имеется насос, давление там не должно быть слишком высоким. Я хотел бы услышать мнения всех относительно оснований для установки значения давления в операционной части сепаратора. Ещё у меня есть вопрос: происходит ли дегазация в основном в первом сепараторе? Подавляющая часть растворённого газа может быть удалена в первом сепараторе; второй сепаратор выполняет преимущественно функцию стабилизации. У нас давление в первом сепараторе составляет 400 кПа, а во втором — 30 кПа по проекту, но на самом деле оно равно 70 кПа. Прошу всех помочь мне разобраться: я считаю, что при снижении давления с 400 до 70 или 30 кПа удаляется не так уж много метана; в основном удаляется пропан. Не знаю, верно ли это мнение?