Углеводородные компоненты

Широкое использование природного газа в качестве топлива породило проблему компенсации пиковых нагрузок — суточных и сезонных. Высокая экономическая эффективность применения сжижепиого газа для этих целей вызвала рост их производства. Сжижению стали подвергаться природные газы разнообразного состава вплоть до метана. Это потребовало применения криогенных температур. Теперь термин сжиженный углеводородный газ стал неоднозначным для его конкретизации используются термины жидкий пропан , жидкий пропан-бутан , сжиженный метан , сжиженный природный газ (СПГ) . В состав СП Г могут входить углеводородные компоненты от метана до бутана, иногда до пентана включительно. Здесь следует заметить, что углеводороды тяжелее пропана затвердевают при температурах выше—160 °С, чт(J может вызвать осложнения в [ци -цессе сжижения. [c.203]

Константы равновесия углеводородных газов с повышением температуры увеличиваются и растворимость углеводородных компонентов снижается. Константа равновесия водорода, в отличие от других газов, с повышением температуры уменьшается, и соответ-. ственно увеличивается количество растворенною водорода (рис. 2). [c.21]

Значения табулированы и соответственно показаны на диаграммах (см. рис. 8—10). При анализе этого материала прежде всего ясно то, что показатель адиабаты К для условий реальных углеводородных компонентов (пластовых нефтегазовых систем) представляется величиной переменной и зависит прежде всего от температуры. При увеличении температуры коэффициент К заметно убывает вследствие повышения изохорной теплоемкости. При прочих равных условиях увеличение содержания газа в смеси закономерно приводит к уменьшению показателя адиабаты. [c.69]

Основные закономерности застывания и кристаллизации углеводородных компонентов сырья депарафинизации [c.249]

Получающиеся в результате расчетов по уравнениям (1.13) и (1.16) составы паровой и жидкой фаз относятся только к углеводородным компонентам, т. е. определяются без учета водяного пара или инертного компонента. [c.65]

Присутствие в газе углеводородных компонентов тяжелее бу тана требует более высоких температур регенерации адсорбента, сшгжает его поглотительную способность по воде и сокращает срок службы адсорбента. [c.151]

Значение х г чаще всего оказывается равным или очень близким к нулю, ибо принимается, что вода и углеводороды практически не смешиваются и поэтому А-факторы углеводородных компонентов определяются при температуре перегонки и давлении только углеводородной части паров Ре = Р — Рг = Р — у т). Поскольку в этих условиях всегда Ре< 1 значения Л-факторов оказываются больше, чем в отсутствие водяного пара, и летучие свойства компонентов углеводородной системы повышаются. Тем самым водяной пар способствует выкипанию углеводородов и, наоборот, затрудняет их конденсацию. [c.87]

В большей части нефтей, поступающих на установки первичной переработки, содержатся низкокипящие углеводородные компоненты этан (СаНб), пропан (СзНв), бутан (СШю). Поэтому в процессе хранения бензина в обычных емкостях под атмосферным давлением будут значительные потери от испарения. Испаряясь иа нефти, газовые компоненты узлекают с собой низкокипящие компоненты из фракции бензина. При этом качество бензина несколько ухудшается. Для выделения из легких бензиновых фракций газовых компонентов и придания товарным бензинам стабильности, обеспечивающей длительное хранение их при обычных условиях без потерь, бензиновые фракции стабилизируют. Для улавливания из газов низкокипящих компонентов требуется сооружение блока абсорбции. [c.149]

В качестве адсорбентов для извлечения углеводородных компонентов используют активированный уголь (не извлекает воду ), силикагель и молекулярные сита. [c.167]

Химический состав и распределение групповых углеводородных компонентов по фракциям нефти [c.60]

Наибольшим значением средней молекулярной поляризации характеризуются ароматические углеводороды, наименьшим — парафиновые, а нафтеновые занимают промежуточное положение. Вследствие этого ароматические углеводороды имеют самые низкие значения КТР в полярных растворителях, а парафиновые — самые высокие. По растворимости углеводородных компонентов масляных фракций в полярных растворителях установлены следующие зако — номерности [c.225]

Давленпя насыщенных паров Р п значения f -факторов углеводородных компонентов приведены в табл. II.5, в которой показан расчет по уравнению (11.64). [c.92]

Углеводородный компонент такого комплекса имеет высокий молекулярный вес (300 и больше) и на каждую молекулу около двух свободных валентностей, причем на каждую из них приходится по меньшей мере 2 моля хлористого алюминия. Этот комплекс способен растворить еще некоторое количество хлористого алюминия, что в присутствии хлористого водорода еще больше повышает активность катализатора. Во время изомеризации комплекс становится все более ненасыщенным. От углеводородов, связанных в комплексе, водород переходит к олефинам, образующимся в реакции. Тем самым хлористый алюминий в комплексе связывается все прочнее и прочнее, теряя постепенно свою активность. В результате катализатор медленно переходит в неактивное соединив и его необходимо удалять. [c.527]

Пусть текущее отношение чисел кмолей в жидкой фазе летучего а и нелетучего ио углеводородных компонентов системы обозна- [c.80]

При определении состава жидкой углеводородной фазы используют два различных подхода в зависимости от конкретных условий, в которых проводится процесс перегонки. Чаще всего углеводороды и вода считаются практически полностью нерастворимыми, но иногда допускается наличие незначительной растворимости воды в углеводородах, и Н2О приписывается определенное значение коэффициента распределения. Для сохранения общности искомого выражения парожидкостного равновесия обозначим мольную долю воды в жидкой углеводородной фазе через х г, по концентрации а ,, и самих углеводородов в остатке и отгоне перегонки по-прежнему будем определять для смеси одних углеводородов, т. е. каждый раз исключая Н2О. Тогда уравнение парожидкостного равновесия для произвольного углеводородного, компонента представится следующим образом [c.87]

Константы равновесия для нефти, газа, а также бинарных и тройных систем, составленных из углеводородных компонентов, более изучены, чем значения теплоемкостей, энтальпии и энтропии и термодинамических потенциалов для газонефтяных систем. [c.92]

Все это дало возможность впервые в нефтепромысловой практике как отечественной, так и зарубежной построить атлас термодинамических функций пластовой жидкости (нефти, газа и различных бинарных смесей, составленных из этих углеводородных компонентов) при широком диапазоне изменения изученных констант ( , s, Р [c.10]

О к с и д алюминия — самый дешевый из перечисленных абсорбентов, устойчив по отношению к капельной влаге, обеспечивает низкую точку росы (—60 °С) при высоком влагосо-держании осушаемого газа. Основной недостаток адсорбента — невысокая адсорбционная емкость, быстро уменьшающаяся в процессе эксплуатации из-за хорошей адсорбции углеводородных компонентов. Высокая температура регенерации, необходимая для десорбции углеводородов, вызывает спекание и перекристаллизацию оксида алюминия. Его рекомендуется использовать в качестве защитного слоя для других адсорбентов при осушке очень влажного газа. [c.148]

Значение Кр для газа и газонефтяных систем всегда больше, чем для нефти и жидких углеводородных компонентов. [c.109]

Вывод основных расчетных выражений, используемых для определения количеств и составов равновесных фаз процесса однократной перегонки углеводородных систем в присутствпп водяного пара, ведется обычным путем — совместным решением уравнения материального баланса (11.52) и обобщенного уравнения парожидкостного равновесия (11.54). Если решить эти два уравнения относительно или у. и просуммировать полученные выражения по всем п углеводородным компонентам системы, можно получить [c.88]

Переход газов от сухого (метанового) ряда к жирному (до Сб4-высшие) всегда сопровождается показом большей изменчивости и крайней чувствительности Кр в сторону убывания своего значения. Аналогичное развитие изменения равновесного соотношения отражается и при переходе системы от жирного ряда газов до жирного состояния углеводородных компонентов вплоть до нефти. [c.111]

ИЗВЛЕЧЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ ИЗ ПРИРОДНОГО ГАЗА [c.152]

В мировой практике для извлечения углеводородных компонентов из природных газов используются методы абсорбции, ад-152 ................ [c.152]

ИЗВЛЕЧЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ МЕТОДОМ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ КОНДЕНСАЦИИ (НТК) [c.156]

Углеводородные компоненты, входящие в состав сырья депа — рафинизации, по характеру их застывания можно подразделить на следующие две основные группы [c.250]

ИЗВЛЕЧЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ МЕТОДАМИ МАСЛЯНОЙ АБСОРБЦИИ [c.159]

В качестве абсорбционного масла для извлечения углеводородных компонентов в этом процессе применяют углеводород-шле жидкости с молекулярной массой 200—180. [c.160]

Все остальные компоненты пластового флюида относятся к товарообразующим и должны быть выделены при промысловой переработке либо как индивидуальные компоненты, либо в виде смеси компонентов, которые у потребителя могут использоваться в качестве топлива или сырья. При нетранспортабельно-сти некоторых компонентов, например H2S, они перерабатываются в легкотранспортируемые продукты. Извлечение из газов углеводородных компонентов Сз+ традиционно называется от-бензиниванием газа, извлечение кислых компонентов и сернистых соединений (H2S, СО2, RSH, OS, S2 и др.) —очисткой. [c.136]

В эту схему могут включаться дополнительные ректификационные колонны для получения индивидуальных углеводородных компонентов, таких, как этан, пропан, бутан, пронан-бута-новая фракция и т. д. [c.162]

Какие углеводородные компоненты подлежат извлечению из пласто-пого флюида и как их можно использовать [c.168]

Чем отличается организация процессов регенерации адсорбента при (-сушке газа и при извлечении углеводородных компонентов [c.168]

Так как в NMP, как во всяком физическом растворителе, при высоком давлении процесса растворяются сравнительно большие количества углеводородных компонентов, в схему должна быть включена ступень выветривания насыщенного абсорбента. [c.182]

При содержании в кислом газе НгЗ более 50% и углеводородных компонентов менее 2% рекомендуется применять одпо-поточный процесс. Прп содержании Н28 30—50% н углеводородов менее 2%—однопоточный процесс с предварительным нагревом кислого газа и воздуха. При содержании НгЗ больше 15°о, но меньше 30% и (или) при содержании углеводородов от [c.187]

Процесс представляет собой одну из разновидностей процесса экст[>акции — экстрактивную кристаллизацию и основан на разной растиоримости углеводородных компонентов масел в некоторых растиорителях при низких температурах. [c.249]

Абсорбционно-десорбционные процессы применяются в переработке природного газа для извлечения воды (осушка газа), углеводородных компонентов (отбеизинивание газа), кислых компонентов и сероорганики (очистка газа). [c.86]

КИСЛЫХ компонентов — цеоли-ты для извлечения из газа углеводородных компонентов— активированные угли, силикагели и цеолиты. [c.89]

ИЗВЛ ЕЧЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ ИЗ ПРИРОДНОГО ГЛЗЛ МЕТОДОМ АДСОРБЦИИ [c.166]

Обозначим мольную долю воды в углеводородной жидкой фазе х , по концентрации Хг и у самих углеводородов в остатке и отгоне перегонки будем по-прежнему оп1)еделять для смеси только углеводородов, исключая каждый раз Н2О. Тогда уравнение нарожидкого равновесия произвольного углеводородного компонента представится следующим образом [c.111]

В литературе имеются сведения о количественной оценке величины /(р для газонефтяных систем с весьма большим набором и сочетанием углеводородных компонентов, составляющих в одиом случае — газовую или жидкостную систему, в другом — газожидкостную, т. е. бинарную, а в третьем — сложную многокомпонентную систему из нефтегазовой смеси [18, 21, 29, 32, 45, 50, 51, 53—59, 74, 82, 89]. [c.92]

Максимальное содержание углеводородов в кислом газе — до 5%, по уже и оно увеличивает размеры оборудования и эне[)-гетические затраты. Установлено, что наличие 5% иасыщетпз1Х углеводородов увеличивают потребление воздуха на 35%, а общий объем перерабатываемого газа возрастает при этом на 27%. В зоне высоких температур реакционной камеры углеводороды образуют углерод, который снижает качество серы и ухудшает ее цвет за счет реакций углеводородных компонентов с ПаЗ образуются S2 и OS. Эти соединения не подвергаются воздействию обычно применяемых в процессе Клауса катализаторов, попадают в хвостовые газы, вызывая необходимость их очистки и уменьшая выход серы. Объемное содержание углеводородов в кислом газе до 2% практически не оказывает влияния на степень конверсии серы. При объемном содержании углеводородных компонентов более 2% обычно рекомендуется углеадсорбционная очистка кислых газов. [c.186]

К целевым углеводородным компонентам, извлекаемым из при-род1Юго газа, относятся этап, пропан, буганы, пептапы, стабильный конденсат. [c.152]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология