Метан содержание в конденсате

Основными компонентами природного (горючего) газа являются углеводороды от метана до бутана включительно, отмечаются также следы С5-С8. Природные газы также содержат и неуглеводородные компоненты углекислый газ, азот, сероводород, инертные газы. Главным компонентом природных горючих газов является метан. Природный газ считается сухим, если он состоит главным образом из метана (более 85%), с низким содержанием этана (менее 10%), практическим отсутствием пропана и бутана, с содержанием менее 10 см /м способных конденсироваться жидкостей. Тощий газ — пластовый газ метанового состава с низким содержанием этана, пропана и бутана. Количество конденсата в нем составляет 10—30 см /м . Газ жирный, если содержание конденсата колеблется от 30 до 90 см /м . В геохимии широко используется показатель коэффициент сухости (СН4 / С2+в1.1сш)- [c.44]

Характеристики катализаторов конверсии углеводородов во многом зависят от качества исходного сырья. В Советском Союзе для получения синтез-газов и водорода преимущественно используется природный газ, содержащий метан с примесью гомологов до С5 (табл, 11,5). В газе, поступающем из магистрального газопровода, может содержаться 50—200 г/м газового конденсата ( Сз) с точкой росы при давлении до 3,5 МПа порядка (—20)—(—23) С. После местной очистки содержание конденсата не должно превышать 15—60 г/м (в зависимости от сезона). В большинстве случаев в [c.62]

Нефть под землей находится под очень большим давлением. Поэтому тяжелые углеводороды растворены в ней в количестве от 10 до 50% от веса добываемой нефти, а легкие (метан и этан) находятся над нефтью в виде так называемой газовой шапки . При добыче нефти эта газовая фракция улавливается. Причем наиболее легкие компоненты отделяются от нефти при снижении давления и улавливаются в сепараторах или нефтяных трапах, в которые нефть поступает из скважины, в мерниках или колонках. Попутным называют природный газ, добываемый вместе с нефтью. В отличие от попутных газов, называемых также нефтяными или жирными , и газов, добываемых из газоконденсатных месторождений с примесью конденсатов (состоящих из сжиженных газов пропана и бутана, а также лигроина, бензина и др.), природные газы, получаемые из скважин чисто газовых месторождений без нефти и конденсатов, называют сухими или тощими . Они и газы газоконденсатных месторождений отличаются постоянством химического состава, высоким содержанием метана (75—98%) и небольшим содержанием тяжелых углеводородов. [c.30]

Синтез-газ (от процесса получения ацетилена) и метан, предварительно увлажненные в сатурационной башне, орошаемой горячей водой, подогреваются до 450° С, смешиваются с кислородом в соотношении 1,5 1 и поступают в конвертор метана, где происходит конверсия метана с кислородом и паром на никелевом катализаторе при 1100° С и давлении 0,6—0,7 ат. Содержание метана по выходе из конвертора не должно превышать 0,3—0,5%. Конвертированный газ увлажняется впрыскиванием конденсата и добавлением пара до соотношения пар газ—0,68 1, охлаждается свежим синтез-газом до 400°С и подается в конвертор окиси углерода, где при 500° С взаимодействует с паром на железо-хромовом катализаторе до содержания окиси углерода в конвертированном газе около-4%. Затем охлажденный до 30°С газ очищается от двуокиси углерода абсорбцией водным раствором моноэтаноламина в насадочных скрубберах в две ступени при давлении 0,15 и 30 ат. [c.335]

За последние годы в США построено большое число коммерческих заводов для производства заменителей природного газа как по методу каталитического богатого газа , так и по методу богатого метаном газа . Распространению этой технологии мешают неблагоприятные экономические условия, диктуемые регулируемыми ценами на природный газ и высокой стоимостью импорта его, что вынуждает потребителей использовать дистилляты или газовый конденсат. Однако по мере того как местная добыча природного газа будет падать, а запасы нефти сокращаться, экономика энергоснабжения может быстро измениться в сторону, благоприятную для производства синтетических видов топлива. СНГ может потребляться в больших количествах как сырье для производства заменителей природного газа. Современный типовой завод рассчитан на производство около 14 млн. м /сут заменителей природного газа с содержанием до 98 % метана. В этом случае ежесуточная потребность в СНГ как сырье составляет около 12 тыс. т. Это значит, что ежегодно при к.п.д. процесса 70 % потребуется около 3 млн. т СНГ. Однако эта цифра может быть ниже, если завод будет производить заменители природного газа только для покрытия пиковой неравномерности потребления. [c.243]

Конденсат, выделяемый на установках низкотемпературной конденсации, содержит большое количество этана, а также метан. Для стабилизации конденсат направляют в деэтанизатор, в котором получают нижний продукт с минимальным содержанием этана. [c.175]

Основной компонент природного газа - метан. В газе отдельных месторождений его содержание достигает 96%. Кроме метана в природном и попутном газе содержатся этан, пропан, бутан, углекислый газ, азот, гелий, сероводород, сероорганические соединения (в основном меркаптаны) и высококипящие углеводороды ( газовый конденсат ). Вместе с газом из пласта выносится пластовая вода, соляная кислота, ингибиторы коррозии, частицы породы и бурового раствора и т.д. [c.8]

Иногда при анализе газов наибольший интерес представляет суммарное содержание только тяжелых углеводородов, начиная с этана. В этих случаях задача может решаться путем конденсации газа при температуре жидкого воздуха с предварительным удалением из газа углекислоты и паров воды. Метан при температуре жидкого воздуха откачивается, а тяжелые углеводороды могут быть определены после удаления жидкого воздуха путем откачки и измерения конденсата. [c.142]

В нижней части колонны 14 при 60 °С из насыщенного абсорбента отпаривается метан. Тепло, необходимое для десорбции метана, сообщается через подогреватель 8. Насыщенный абсорбент из куба колонны 14 и конденсат из сепаратора 15 направляются в колонну 16, в которой этан-этиленовая фракция выделяется при —50°С и 3 МПа. Этан-этиленовая фракция в -колонне 20 разделяется на этановую и этиленовую фракции. Температура верха колонны —21 °С, низа —2°С, давление 2,3 МПа. Этиленовая фракция с содержанием 98— 99 объемн. % этилена направляется далее на переработку. Жидкая этановая фракция, выходящая с куба колонны 20, используется ва установке в качестве хладоагента, а затем возвращается на пиролиз. [c.79]

Несколько иная схема используется в процессе деметанизации при низком давлении. Сжатый до 3 МПа газ пиролиза после очистки от СО2 и НгЗ и осушки предварительно охлаждают в теплообменнике холодными продуктами, получающимися при разделении, а затем кипящим аммиаком или пропиленом. При этом из газа конденсируются углеводороды Сз и выше их направляют в деэтанизатор для отбора метан-этан-этиленовой фракции. Несконденсировавшийся в результате первичного охлаждения газ подают в систему теплообменников-конденсаторов для дополнительного охлаждения в результате из газа конденсируются углеводороды С и Сг. Этот конденсат в смеси с метан-этан-этиленовой фракцией, отбираемой из деэтанизатора, поступает в деметанизатор, работающий при 0,11—0,15 МПа. Путем орошения метаном, получаемым в холодильном цикле, в верхней части колонны поддерживают температуру минус 150 °С, а в нижней минус 83 °С. При разделении при низком давлении можно получить чистый метан и этиленовую фракцию с минимальным содержанием метана при этом число требуемых тарелок намного меньше, чем при других схемах разделения. Вследствие наличия каскадного холодильного цикла и применения низких температур для охлаждения газа пиролиза расход электроэнергии несколько больше (35—45 кВт-ч на 100 м газа), чем при разделении, осуществляемом при высоком переднем давлении. [c.76]

В холодильнике третьей ступени собирается метан в смеси с некоторым количеством окиси углерода и азота. Конденсат из холодильника второй ступени по содержанию этилена сходен с газом высокотемпературного крекинга следовательно, этот конденсат является удобным источником получения этилена. [c.110]

По второму варианту (рис. VII.6, б) гелий извлекают следующим образом. Предварительно очищенный и осушенный природный газ поступает на установку с давлением 3,2 МПа. Газ охлаждается в двух сырьевых теплообменниках 1 и 2 ло температуры —104 °С обратными потоками газа и конденсата и испаряющимся пропаном при температуре —40 °С с промежуточной сепарацией жидкости в сепараторе 4. После теплообменника 2 газожидкостная смесь дросселируется и подается на разделение в ректификационную колонну 8, с верха которой уходит смесь гелия с азотом, а с низа — сухой газ, состоящий в основном из метана. Ректификационная колонна работает с тепловым насосом на верхнем и нижнем продуктах. В качестве рабочего тела в тепловом насосе используют жидкий метан. Температуру сырьевой смеси после дросселя на входе в колонну 8 поддерживают —153°С, а температуру парциальной конденсации смеси в верху колонны —минус 191 °С. Смесь гелия с азотом из сепаратора 9 поступает в теплообменник 11, где она охлаждается обратным потоком жидкого азота и далее подвергается двухступенчатой сепарации. С верху сепараторов 13 и 14 уходит гелиевый концентрат с содержанием гелия до 85%, а с низа уходит азот чистотой 99,5%, который после детандера 15 и систем теплообменников /2, 2 и 1 выбрасывается в атмосферу. [c.175]

В газах устанавливали плотность (по воздуху) пикнометрическим методом, содержание сероводорода (поглощением уксуснокислым кадмием у места выхода газа) и углекислого газа углеводородный состав (метан, этан, пропан, бутаны, иногда изобутан, сумма пента-нов и высших) — низкотемпературной ректификацией, азот и инертные — по разности после сжигания углеводородов, гелий и аргон — на аппарате Хлопина. При интерпретации геохимического материала нефти, газы и конденсаты рассматривали как единый углеводородный комплекс. [c.6]

Краткое описание. При больших расстояниях от промыслов до газоперерабатывающего завода, а 1 акже при сравнительно невысоком содержании конденсата в исходном сырье (0,003 - 0,01 кг/мЬ транспортирование получаемого конденсата по кснденсатопроводу экономически мало эффективно. В этих случаях целесообразно превращать вь деляемый конденсат непосредственно на промысле в метан, который затем присоединяется к га у, транспортируемому по магистральному трубопроводу. При этом, из основного оборудования Д.Л я промысловой обработки исключается конден-сагное хозяйство, что влечет за собой снижение ка питальных затрат на обустройство месторожде-ний и сокращение сроков ввода их в эксплуата-цк ю. [c.35]

Растворимость нефти зависит от состава и природы газа - растворяющая способность газов растет в последовательности метан-этан-этилен-пропан. Метан в смеси с этими газами повышает их растворяющую способность. Во всех опытах с увеличением отношения объемов газа и нефти содержание конденсата в газовой фазе уменьшается. При этом с увеличением Уг1Ун конденсат обогащается легкими фракциями и понижается его молекулярная масса. [c.138]

В холодильнике третьей ступени собирается метан в смеси с некоторым количеством окиси углерода и азота. Конденсат из холодильника второй ступени по содержанию этилена сходен с газом высокотемпературного крекинга, а следовательно, этот конденсат является удобным источником получения этилена. Процесс разделения коксового газа проводят с целью получения чистого водорода, причем этиленовый концентрат является отходом производственных операций. Поэтому стоимость чистого этилена складывается из стоимости этилена, присутствующего в коксовом газе, с небольшой надбавкой и из стоимости его выделения в чистом виде из фракции, сконденсированной во втором холодильнике. Очевидно, такой метод получения этилена можно реализовать на заводах, на которых перерабатывают большие количества коксового газа с целью производства чистого водорода. Этот путь в течение многих лет используют континентальные европей- [c.124]

Природные газы, содержащие в основном метан и имеющие очень незначительное содержание гомологов 5 и выше, относят ксухим и бедным газам. К сухим относится подавляющее большинс ро газов, добываемых из газовых залежей. Газ газоконденсатных залежей отличается меньшим содержанием метана и повышенным содержанием его гомологов. Такие газы называются жирными или богатыми. В газах газоконденсатных залежей, помимо легких углеводородов, содержатся и высококипящие гомологи, которые при снижении давления выделяются в жидком виде (конденсат). В зависимости от глубины скважины и давления на забое в газообразном состоянии могут находиться углеводороды, кипящие до 300—400° С. [c.148]

Исследованиями А. С. Гаджи-Касумова было показано, что при одинаковых давлении и температуре растворимость в метане парафиновых УВ заметно выше растворимости ароматических УВ той же фракции. Установлено также, что для ароматических УВ (бензола и толуола) в системе с метаном переход к следующему гомологу связан с заметным повышением критического давления. Таким образом, с возникновением ретроградных явлений из газа будут переходить в жидкую фазу в первую очередь высокомолекулярные нафтеновые и ароматические УВ, в результате чего в конденсате в процессе разработки будет увеличиваться содержание низкомолекулярных парафиновых УВ. [c.277]

Как известно, природный газ содержит некоторое количество парафинов Со—С4. Результаты исследований, выполненных с добавками к метану этана, пропана и изобутана показывают, что все добавки инициируют процесс, но наиболее заметное влияние оказь вает дооавка пропана. Так, введение 10% фопа-иа приводит к увеличению конверсии толуола от 36 до 45%, й основном за счет увеличения образования этилбензола и стирола. Содержание этих комнонентов в конденсате возрастает с 12,0 до 16,5%. Особенно заметно инициирующее воздействие Пропана в области более низких температур (650—690 С). При проведении процесса окислительного метилирования с участием только метана в этом интервале температур реакция практически Нч -. идет конверсия толуола не превышает 5%, а содержание бензола и этилбензола в конденсате составляет 1—2%. При добавке 10% пропана к метану конверсия толуола при температуре 690 °С увеличивается на порядок и составляет 30—35%. Добавки изобутана оказывают инициирующий эффект, аналогичный пропану этан также ускоряет процесс, но особенно сильно проявляется его деалкилирующее действие на толуол, в результате чего выход бензола увеличивается в два раза. [c.316]

В зависимости от состава продукции, получаемой из газовых скважин, газовые месторождения разделяют на две группы чисто газовые месторождения и газоконденсатные месторождения. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (именуемый в дальнейшем природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода — метана (94—98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примерами чисто газовых месторождений являются Северо-С"ивропольское, Уренгойское и Медвежье (в сеноманских отложениях) В состав газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда, метан, но и более тяжелые углеводороды этого ряда (от пентана и далее). При этом содержание метана в газе снижается до 70—90 % по объему. Более тяжелые, чем метан, углеводороды при изменении пластового давления переходят в жидкое состояние (конденсируются), образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (например. Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газы называются кислыми. Кроме того, на ряде местор( ждений вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном гелия). . щ. [c.68]

Из рис. 66, где показано, как меняется растворимость СО2 в жидком метане с изменением температуры, видно, что с понижением температуры она резко уменьшается кроме того, при низких температурах и высоких давлениях растворы, содержащие СО2, весьма существенно отличаются от идеальных. В связи с тем что в области низких температур, характерных для колонны низкого давления б (ниже 118 К), растворимость СО2 довольно мала и при этих температурах мала летучесть СО2, даже при незначительном содержании СО2 в промывном метане возникает опасность образования твердой СО2 в испарителе колонны низкого давления. Отсутствие СО2 в метане, идущем на промывку, достигается промывкой паров, поднимающихся по колонне среднего давления, с помощью жидкости, свободной от двуокиси углерода. Эту жидкость получают в колонне выделения СО2 3 за счет разделения в колонне от одной трети до половины природного газа, отбираемого из теплообменника 2 при температуре 193 К. Процесс разделения в колонне 3 осуществляется при давлении 4,12 МПа, т. е. вблизи критического давления смеси N2 СО2 — СН, что требует сильной рециркуляции, достигающей 1/7 0,55. Пары, очищенные от СО2, частично конденсируются в нижней секции теплообменника 2 за счет испарения фракции среднего давления, и после дополнительного охлаждения и конденсации в теплообменниках 4, 11 и аппаратах 9 и 10 конденсат подается в колонну среднего давления 5. Жидкость, собирающаяся в кубе колонны 3, содфжит до 2% СО2. После фильтрации этого потока перед колонной среднего давления 5 он дросселируется в нижнюю часть [c.189]

Представляет интерес выявление влияния содержания воды в углеводородном сырье на процесс образования АСПО. В работе [2] отмечено, что присутствие воды в добываемой продукции обусловливает проявление факторов, влияющих на формирование отложений. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти, конденсате газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а также относительное содержание высокомолекулярных компонентов. В табл. 2 приведены температурные характеристики углеводородного конденсата Карачаганакского НГКМ в зависимости от содержания воды. [c.18]

Вначале состав образовавшихся газов определяли методом газового анализа, при котором углеводородную смесь сжигали с кислородом и определяли средний молекулярный вес углеводородов. Позднее при помощи низкотемпературной разгонки были получены более точные результаты. Предварительно газ освобождали от углекислоты и влаги пропусканием через колонки с натронной известью и хлористым кальцием и после этого вводили в эвакуированный приемник, охлаждаемый жидким воздухом. Содержание углекислоты определялось на другой пробе газа. Неконденси-рующиеся газы собирали в газгольдере, а конденсат разгоняли в вакууме. Метан и другие газообразные продукты, получившиеся при разгонке, присоединяли к неконденсирующимся газам в газгольдере. Суммарное количество замерялось и анализировалось. Дестиллат сжижали во втором сосуде, охлаждаемом жидким воздухом, и из него дестилляцией при —90° отделяли и анализировали газоль (углеводороды С3 и С ). Насыщенные и ненасыщенные газообразные углеводороды определялись совместно, посредством сжигания с кислородом над платинированным асбестом. Бензиновую фракцию (Сд и выше) испаряли, смешивали с азотом и анализировали в аппарате для газового анализа. В других случаях ее подвергали конденсации в маленькой и-образной трубке, снабженной двумя кранами, и взвешивали. [c.97]

В газовой смеси, прошедшей через нагретую зону, были обнаружены, кроме азота и дивинила, еще водород, метан, этилен, пропилен, этан и следы ацетилена. Кроме газа, получается некоторое количество конденсата с преобладающим, повидимому, содержанием димера дивинила. Слободин и Рачинский [22] показали, что дивинил над флоридином при температурах порядка 300—400° полимеризуется с образованием низкополимерных форм от димеров до пентамера включительно. Образование димеров идет с перескоком водородных атомов в цепи и последующей циклизацией. [c.113]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология