Методы определения состава углеводородных газов

Выше уже указывалось, что состав углеводородных газов может быть определен с помощью хроматографических методов, методов низкотемпературной ректификации и спектроскопических. [c.313]

Химический состав углеводородных газов легко определяется газовой хроматофафией. Так, имеются два метода определения состава газов С1-С4 по ГОСТ 14920-79 Газ сухой. Метод определения компонентного состава и ГОСТ 23781-83 Газы горючие природные. Хроматофафический метод определения компонентного состава . Состав узкой газовой фракции С3-С4 определяется по ГОСТ 10679-76 Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава . [c.74]

Как видно из табл. 21, природные горючие газы содержат в себе обычно четыре и больше газообразных углеводородов предельного ряда. Кроме того, в состав природных газовых смесей входят пары высших углеводородов, находящихся при комнатной температуре в жидком состоянии. Анализ такой сложной горючей смеси методами общего газового анализа совершенно невыполним. Поэтому для определения углеводородных газов применяют специальные методы анализа а) разделение сложной смеси газов на отдельные фракции, пользуясь различием в температурах кипения, а также в упругостях насыщения паров угле-" >одородов при низких температурах б) разгонка с помощью "высокопроизводительных ректификационных колонок в) разделение углеводородов методом хроматографии г) анализ с помощью масс-спектрометра. [c.259]

Вытеснение нефти обогащенным газом основано на закачке смеси углеводородных газов с определенным содержанием фракций 2-6 и 7+. Точка на тройной диаграмме, соответствующая составу нагнетаемого в пласт газа, располагается правее разделительной линии МЫ (см. рис. 5.72). В результате конденсации газа в пластовой нефти после нескольких этапов их контактирования на фронте вытеснения образуется смесь критического состава В, которая способна смешиваться в любых пропорциях с вытесняемой пластовой нефтью. Необходимо отметить, что если состав газа соответствует левой области диаграммы, формирование критического состава не достигается. По сравнению с методом закачки сухого газа вытеснение нефти с конденсацией обогащенного газа реализуется при меньших давлениях (10—20 МПа). Закачка обогащенного углеводородного газа более эффективна на месторождениях с плотностью нефти до 825 кг/м . При больших плотностях нефти расход газа для создания зон смешения резко возрастает. Особенность технической реализации закачки обогащенного газа состоит в необходимости обеспечения строгого контроля за составом закачиваемого газа. [c.312]

Существенное влияние оказывает состав используемого углеводородного газа, в частности доля компонентов Сг+ (этан + высшие). Возрастание доли тяжелых компонентов в вытесняемой среде интенсифицирует ее смешиваемость с нефтью и, следовательно, способствует повышению коэффициента вытеснения. Следует отметить, что обогащение закачиваемого газа фракцией Сг+ целесообразно лишь до определенного предела. Для установления этого предела при реализации метода на конкретном месторождении проводятся экспериментальные исследования вытеснения на модели пласта. Полученные опытные данные используют при технико-экономическом обосновании степени обогащения закачиваемого углеводородного газа. Немаловажную роль при этом играет уровень цен на нефть и углеводороды (этан, пропан, бутан и т. д.). [c.323]

В состав углеводородных газов с четырьмя атомами углерода входят следующие углеводороды изобутан, н. бутан, изобутилен, а-бутилен, цис- -бутилен, транс-уЗ-бутилен, дивинил. Вопрос анализа смесей этих углеводородов составляет одну из наиболее трудных задач газового анализа и может быть разрешен с той или иной степенью точности с помощью ректификации и химических методов. С наибольшими трудностями аналитик сталкивается при определении состава смеси н. бутиленов, так как эти углеводороды чрезвычайно близки по своим физическим и химическим свойствам. [c.177]

При определении ресурсов углеводородного сырья по месторождению необходимо знать не только количество газа, но него углеводородный состав, который изменяется в зависимости от давления разгазирования. Из общего анализа пластовых нефтей обычно бывает известен состав газа однократного разгазирования. Экс-пресс- метод определения содержания индивидуальных углеводородов в газе при различных давлениях разгазирования может [c.23]

Учет сжиженного газа ведется по весу как единственно постоянному параметру. При определении количества сжиженных газов используется объемный способ, для чего необходимо вводить поправки на температуру, на состав сжиженного газа, если он является переменным или неизвестным, как, например, углеводородные сжиженные газы. При учете газа путем замера уровня необходимо учитывать неточность этого метода. [c.151]

При рассмотрении углеводородного состава газов неизбежно встает вопрос о том, какими аналитическими методами этот состав определялся. Данные о составе газов, изложенные в первой части, определялись методом низкотемпературной ректификации в сочетании с химическим анализом. Данные анализов тех же газов, полученные хроматографическим методом, показывают, что разница в составе газов, определенном этими двумя методами, практически не превышает неизбежных расхождений при последующих анализах одного и того же образца газа одним и тем же методом. [c.4]

Определение суммарного содержания непредельных углеводородов. В состав газов термических и термокаталитических процессов углеводородного сырья входят непредельные (ненасыщенные) углеводороды. В газах крекинга обычно присутствуют этилен, пропилен, изобутилен, к-бутилены, амилены и дивинил. Эти углеводороды являются реакционноспособными соединениями. Для них наиболее характерны реакции присоединения. На этом свойстве основаны химические методы определения непредельных углеводородов в газах нефтепереработки. Наиболее легко вступают в реакцию углеводороды изостроения. Так, 64%-ная серная кислота поглощает как изобутилен, так и к-бутилен. Однако скорости поглощения у них разные. На этом основании разработан метод определения изобутилепа в четвертой фракции (смесь углеводородов С4). [c.118]

Существуют различные методы определения ресурсов нефтяного газа эмпирические и расчетные. Эмпирические методы основаны на экспериментальном нахождении рабочего газового фактора в лабораторных или промысловых условиях. При проектировании обустройства нефтяного месторождения можно определить рабочий газовый фактор и соответствующие ему ресурсы только в лабораторных условиях путем разгазирования глубинной пробы нефти на установках PVT при давлениях и температурах, соответствующих промысловым условиям ступенчатой сепарации. Для месторождений, находящих ся уже в эксплуатации, рабочий газовый фактор можно определять в промысловых условиях. Сущность промыслового способа определения рабочего газового фактора состоит в том, что все основные исходные данные для расчета ре- yp oiB нефтяного газа получают в результате промысловых замеров расхода газа и нефти на каждой ступени сепарации. Точность определения рабочего газового фактора в этом случае зависит от класса точности используемых приборов. В настоящее время разработаны Методы определения рабочего газового фактора путем сравнения углеводородного состава проб нефти и газа, отобранных непосредственно на промысле на выходе всех ступеней сепарации нефти. К расчетным относятся методы расчета фазового распределения углеводородов по коэффициентам распределения, когда известен компонентный состав исходной пластовой нефти. Эти методы широко применяют для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений. [c.10]

Методы хроматографического анализа в комбинации с методами теплопроводности, титрометрии и другими применяются для определения по компонентам всех углеводородов, а также других газов, входящих в состав углеводородных смесей. [c.10]

Состав углеводородной части газов, содержащих более 90% водорода, определяют 1) путем конденсации углеводородов и определения состава конденсата методом газо-жидкостной хроматографии или 2) путем ректификации большого (10—30 л) образца газа на микроколонке. Состав неконденсируемых газов определяют поглотительным методом и сжиганием или методом адсорбционной хроматографии. [c.324]

Анализ продуктов реакции. Газообразные продукты исследовались методом адсорбционной хроматографии, углекислый газ определялся в аппарате Орса. В катализатах содержание непредельных углеводородов состава С5 находилось различными методами определения бромных чисел [10, 11]. Детализированный углеводородный состав катализатов устанавливался при помощи, двух методик газо-н идкостной хроматографии [12, 13]. Количество кокса в катализаторе определялось на основании содержания Oj в газах регенерации. [c.396]

Одной из первых операций, связанных с определением фракционного состава нефти, является определение количества и состава растворенных в ней углеводородных газов. Для этого используется газохроматографический метод. Образец нефти, отобранный при атмосферном давлении и доставленный к месту анализа в герметичной таре, анализируется методом газовой хроматографии по ГОСТ 13379—82. По полученным хроматограммам определяется количество и состав низкокипящих газообразных углеводородов. Метод низкотемпературной ректификации, применявшийся ранее для этих целей, в настоящее время не используется. [c.57]

Для сокращения времени исследования газоконденсатных скважин, определения состава пластового газа в месторождениях с плохими фильтрационными свойствами, снижения трудоемкости и материальных затрат, связанных с определением состава пластового газа, предпринимаются настойчивые попытки разработки аналитических методов расчета, позволяющих при тех или иных допущениях определять состав пластового газа прямо у скважины, получая с помощью портативного хроматографа ХТ-8 состав газа сепарации, измеряя расход газа и углеводородного конденсата в сепараторе при двух значениях дебитов. [c.388]

Ранее был определен [1] индивидуальный углеводородный состав парафино-нафтеновой фракции 30—100 °С прямогонного бензина туймазинской нефти методом газо-жидкостной хроматографии. [c.18]

Углеводородный состав, определенный методом газо-жидкостной хроматографии, вес. % [c.37]

Углеводородные j i пЬ смеси 1 df Состав, определенный методом газо-жидкостной хроматографии, вес. % а--. X 3 о g [c.128]

Индивидуальный углеводородный состав полученных гексенов был определен методом газо-жидкостной хроматографии. В качестве неподвижной жидкой фазы взято вазелиновое масло в количестве 6—7% на кирпич. Газом-вытеснителем служил гелий. [c.56]

Состав смеси неуглеводородных газов методом тенлонровод-ности определяется с точностью 0,2—0,5%. Точность определения состава смесей углеводородных газов, в большей мере зависящая от качества прибора, при наличии чувствительной мостовой схемы может быть достаточно высокой. [c.297]

Выше уже ука.зывалось, что состав углеводородных газов может быть определен комбинированным методом, сочетающим ректификацию с химическим анализом. Однако к этому методу, именуемому в дальнейшем — полный анализ, следует прибегать лишь в тех случаях, когда требуется определить состав сложной смеси по компонентам. При определении более простых смесей или в тех случаях, когда знание состава по компонентам необязательно, а нужна лишь приближенная характеристика газа, применяют упрощенный или техшческий анализ. [c.195]

Дивинил не относится к числу компонентов, входящих в состав большинства углеводородных газов, поэтому определение его производят только в тех случаях, когда известно, что исследуемый газ содержит дивинил, или когда требуется проконтролировать неизвестный газ на присутствие дивинила. Дивинил, при содержании его в газе выше 1 %, определяют методом газо-жидкостной хроматографии, нри меньшем содержании — тетрабромидным методом. [c.319]

С по1Мощью ускоренного метода, включающего приемы микроанализа и основанного на широком применении хроматографии, в том числе газо-жидкостной, был изучен состав 59 нефтей промышленных месторождений Сахалина. Помимо этого масс-спектрометрическим методом исследован групповой химический состав 48 бензино-лигроиновых погонов этих же нефтей и с помощью спектров комбинационного рассеяния света определен индивидуальный углеводородный состав бензинов пяти нефтей. [c.5]

Предложенный Жуховицким и Туркельтаубом новый вид хроматографии — вакантохроматография — позволяет периодически определять состав газовой смеси в потоке без применения дорогостоящих (гелий) или взрывоопасных (водород) га-зов-посителей. Также выяснена возможность анализа сложной смеси углеводородов этим методом. Метод вакантохроматографии применен для анализа сероводорода в углеводородных газах и воздухе. Найдено, что хроматографическое определение сероводорода в этилене и в воздухе целесообразно проводить на трикрезилфосфате в качестве жидкой фазы, В этом случае через 6 мин после ввода анализируемой смеси наблюдается четкий пик сероводорода. Для анализа смеси методом вакантохроматографии применялась колонка длиной 2 м, диаметром 4 мм, заполненная инзен-ским кирпичом, пропитанным трикрезилфосфатом (40%). Опыты проводились на хроматографе типа ХЛ-3. Этилен или воздух,содержащий от 5 до 0,1% сероводорода, непрерывно пропускался через сравнительную камеру детектора, колонку и измерительную камеру. После установления адсорбционного равновесия (устойчивое положение нулевой линии хроматографа) вводился дозироваиный объем газа-дозатора. На хроматограмме возникал пик, соответствующий вакансии сероводорода. Высота пика вакансии была пропорциональна. концентрации сероводорода в анализируемой смеси, а также объему вводимой пробы газа-дозатора. Последнее позволило увеличить чувствительность метода. [c.627]

Бензин небитдагской пефти Центрального района из красноцветной толщи исследовался по несколько отличной методике [3, 4, 5, 6, 7]. Эта нефть из большого куба с колонкой в 20 теоретических тарелок разгонялась на следующие широкие фракции газ, н. к. — 50° 50—150° и 150— 175°. Состав растворенных углеводородных газов был определен фракционировкой на аппарате ЦИАТИМ-51. Погон до 50° непосредственно поступал на точную фракционировку (колонка в 100 теоретических тарелок). Погоны 50—150° и 150—175° предварительно освобождались от ароматических углеводородов хроматографированием на силикагеле марки КСМ. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фракции с т. кип. 50—175° по узким фракциям (отбор на колонке в 40 теоретических тарелок) 11сследовалось спектральным и рефрактометрическим методом. Нафтено-иарафиновая часть бензина нефти Центрального Небит-Дага (30—175°) подвергалась фракционировке на колонке. При этом выделялись узкие фракции, кипящие до 150°. Первые И фракций поступали непосредственно на спектральное исследование. Остальные фракции были исследованы спектрально три раза неносредственио после ректификации, после аналитического дегидрирования над платинированным углем с добавкой железа[2] и, частично, после деароматизации полученных катализатов. Аналитическому дегидрированию в этом случае подвергались узкие фракции. [c.237]

В многочисленных работах приводятся экспериментальные данные по критическим точкам углеводородных смесей, содержащих также простые молекулы (СОг, N2 и т. д.). Для других систем таких данных почти нет (особенно, для смесей, в состав которых входят полярные компоненты). Поэтому в настоящее время все методы определения критических параметров смесей разработаны только для углеводородных систем, а некоторые из этих методов — для смесей, содержащих еорганические газообразные вещества, обычно встречающиеся в природных газах. Часто хорошим приближением в расчете критических температур является правило Кэя [уравнение (VI. 30)], в то же время это правило дает грубо приближенные значения истинных критических давлений [уравнение (VI. 31)]. [c.387]

В таблицах 1—3 представлены физические свойства некоторых из исследовапных нами нефтяных фракций, выкипающих в интервале 60—95°, до и после однократной обработки тиомочевиной и углеводородный состав выделенных нафтеновых концентратов, Определенный методом газо-жидкостной хроматографии, о. Е. М. Бенашвили 33 [c.33]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология