Определение компонентов природного газа

Рис. И-4. Номограмма Уинна для определения констант фазового равновесия в зависимости от температуры и давления в системе и нормальной температуры кипения соединения (вещества, компонента) а — номограмма Уинна для определения констант фазового равновесия при пониженных температурах б — график для определения корректирующего множителя к значению константы фазового равновесия, найденному по рнс. П-4, а / — метан в природном газе 2 —этилен Л — метан в

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА [c.20]

Определение компонентов природного газа [c.88]

В работе [2 ] излагается методика определения истинных критических значений из псевдокритических. Она оправдывает себя при определении параметров очищенных углеводородных жидкостей. При определении параметров смесей компонентов природного газа ею следует пользоваться осторожно. В этом случае наиболее подходит метод молекулярной рефракции. [c.30]

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ СОРБЦИОННОЙ АКТИВНОСТИ КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА [c.16]

Таблица 1.7. Константы равновесия компонентов природного газа, определенные различными методами ( =0,5 МПа, —30 °С)

С целью расширения возможностей в определении относительной сорбционной активности компонентов природного газа и количества газа, сорбированного породой, нами предлагается прием, основанный на анализе состава газа, взятого до и после прохождения его через сорбент. Ниже приводится названный прием на примере результатов экспериментальных исследований [2]. [c.17]

Определение относительной сорбционной активности компонентов природного газа. Бережной Н. И., Садых-Заде Э. С. Сб. Физикохимия и разработка нефтяных и газовых пластов . Уфа, 1977, стр. 16—20. [c.114]

Данные о составе и свойствах природных газов могут быть использованы для определения товарной характеристики газов, укрупненных расчетов, планирования и оценки ресурсов отдельных компонентов природных газов по районам и в целом по стране. [c.4]

В настоящее время применяют ряд способов хроматографического определения гелия и аргона. Однако применяемые способы детектирования мало чувствительны для измерения малых концентраций и недостаточны для определения концентраций гелия и аргона в природных углеводородных газах с требуемой точностью 10 4 объем. %. В связи с этим гелий и аргон в природных газах определяют известным классическим методом, основанным на поглощении всех компонентов природных газов, кроме гелия, неона, аргона и других редких гааов металлическим кальцием при температуре 750—800° С с последующим разделением гелия — неона и аргона — криптона — ксенона адсорбцией на активированном угле при температуре жидкого азота. Этот анализ позволяет определять содержание гелия в природных углеводородных газах с точностью не менее 0,001% при объеме пробы 20 мл, [c.33]

Для очистки газообразных выбросов применяют сухие и мокрые методы. Сухие методы основаны на удалении твердых частиц с помощью фильтров различных конструкций и циклонов — специальных аппаратов. Вредные газы в сухих методах очистки удаляют посредством специальных адсорбентов (активных углей, других синтетических и природных материалов). Адсорбент избирательно поглощает определенные компоненты газовой смеси. Поглощенное вещество десорбирует с поверхности адсорбента. Таким путем происходит [c.511]

Нефтяные и природные газы наряду с углеводородами могут содержать кислые газы — диоксид углерода (СО ) и сероводород (Н jS), а также сероорганические соединения — серооксид углерода ( OS), сероуглерод ( Sj), меркаптаны (RSH), тиофены и другие примеси, которые осложняют при определенных условиях транспортирование и использование газов. При наличии диоксида углерода, сероводорода и меркаптанов создаются условия для возникновения коррозии металлов, эти соединения снижают эффективность каталитических процессов и отравляют катализаторы. Сероводород, меркаптаны, серооксид углерода — высокотоксичные вещества. Повыщенное содержание в газах диоксида углерода нежелательно, а иногда недопустимо еще и потому, что в этом случае уменьшается теплота сгорания газообразного топлива снижается эффективность использования магистральных газопроводов из-за повышенного содержания в газе балласта. Если рассматривать этот вопрос с указанных позиций, то серо- и кислородсодержащие соединения можно отнести к разряду нежелательных компонентов. Однако такая постановка вопроса не исчерпывает всей полноты проблемы, так как кислые газы являются в частности высокоэффективным сырьем для производства серы и серной кислоты. Поэтому при выборе процессов очистки газов учитывают возможности достижения заданной глубины извлечения нежелательных компонентов и использования их для производства соответствующих товарных продуктов. В Канаде, например, сера в зависимости от содержания в газе сероводорода рассматривается как основной, сопутствующий или побочный продукт, и в зависимости от этого распределяются затраты на очистку газа и производство серы, а также регламентируются условия разработки и эксплуатации некоторых месторождений [22]. Известны случаи, когда сероводородсодержащий природный таз добывают с целью производства серы, очищенный газ после извлечения сероводорода закачивают обратно в пласт для поддержания пластового давления. В ряде стран мира (США, Канаде, Франции) открытие крупных месторождений природного сероводородсодержащего газа положило начало широкому развитию в 50-х годах добычи и очистки такого газа и производству серы из этого сырья. В Канаде из сероводородсодержащего газа получено около 5,3 млн. т серы (по состоянию на начало 1978 г. доказанные запасы серы составляли 105 млн. т) [23]. [c.135]

Силикагель, являясь активным адсорбентом воды из газовой фазы, при определенных термодинамических условиях способен поглощать и тяжелые углеводороды - компоненты природного газа. Одновременная сорбция воды и тяжелых углеводородов приводит к уменьшению динамической емкости силикагеля по воде за счет отработки части активной поверхности сорбента по тяжелым углеводородам. Но с ростом увлажненности газа динамическая емкость силикагеля по углеводородам снижается, так как идет процесс вытеснительной десорбции (табл.4). Сначала в слое сорбента происходит сорбция как воды, так и углеводородов, но затем углеводороды вытесняются водой и сорбируются в последующих слоях адсорбента, в результате в дальнейшем происходит проскок части углеводородов с осушенным газом. Однако наиболее тяжелые углеводороды, особенно ароматические, водой не вытесняются. [c.8]

Компоненты природного газа, смешиваясь в определенном соотношении с воздухом, дают взрывоопасные смеси. Предел взрываемости в смеси с воздухом (в %) метана —5—15, этана — 3,2—12,5 пропана — 2,1—9,5 н-бутана — 1,5—8,5. [c.265]

Температура и давление, при которых протекает процесс образования метанола, зависят от типа используемого катализатора, состава синтез-газа. Главным источником синтез-таза является конверсия природного газа. Состав конвертируемого газа должен характеризоваться определенным соотношением компонентов (Н2+СО2) (СО+СО2). Для синтеза метанола в промышленных условиях это соотношение должно находиться в пределах 2,15—2,25. Катализаторы для синтеза метанола подразделяются на две группы цинкхромовые и медьсодержащие. Синтез на цинкхромовом катализаторе ведется при температуре 350—400 С и давлении 3-10 Па. Крайне важен контроль за параметрами процесса, чтобы подавить побочные реакции. [c.261]

Для определения состава природного газа некоторыми лабораториями газовой промышленности внедряется хроматографический метод анализа. В Советском Союзе серийно выпускаются хроматографы типа ХЛ-4, Цвет 1-64, Цвет 3-66, ХТ-63, ЛХМ-8М, ЛХМ-7А, УХ-2 и другие, имеющие детектор по теплопроводности и аналогичные параметры чувствительность, точность, время анализа. С помощью этих приборов определяют углеводородные и неуглеводород-пые компоненты природного газа. [c.15]

С точки зрения воздействия на пластовую систему выделяют закачку сухого газа, состоящего главным образом из метана (природного газа), обогащенного газа, содержащего помимо метана определенное количество этана, пропана и других более тяжелых компонентов, углеводородных растворителей (в основном пропан и бутан). Получаемая в пластовой системе смесь (рис. 5.71) может находиться в жидком или газообразном состоянии в зависимости от состава и свойств смешиваемых нефти и рабочего агента и термодинамических условий контактирования (давление и температура). [c.307]

Для определения коэффициента сверхсжимаемости г компонента природного газа из уравнения Редлиха-Квонга его преобразуют к виду [c.249]

Результат определения теплоты сгорания газа вычисляют с погрешностью не более 4 кДж/м (1 ккал/м ). Окончательный результат округляют до 40 кДж/м (10 ккал/м ). В табл. 3 приведены значения удельной теплоты сгорания для некоторых компонентов природного газа при нормальных и стандартных условиях. [c.11]

Адсорбенты при пропускании через них газовой или жидкой смеси способны задерживать определенные компоненты и таким образом очищать ог них газы или жидкости, или разделять смеси на несколько компонентов. Однако для получения очень чистых и сверхчистых веществ только адсорбентов недостаточно. Для этой цели разработаны новые способы разделения, основанные на применении так называемых молекулярных сит — природных или синтетических цеолитов. Цеолиты обладают особыми адсорбционными свойствами. Известно, что на угле, силикагеле, глинах и некоторых других адсорбентах более тяжелые газы адсорбируются гораздо лучше, чем легкие газы, молекулы которых пмеют меньшую массу и меньшие размеры. [c.100]

Вязкость нефтяных фракций зависит от давления, повышаясь с его увеличением. При очень высоких давлениях масла приобретают пластичные свойства [62]. Сведения о вязкости газообразных углеводородов при различных значениях температуры и давления приведены в [63], вязкость компонентов природных газов можно вычислить по модифицированому уравнению Бачинского [64], сырой нефти — по уравнению, приведенному в [65], реактивных топлив в [44]. Вязкость смеси нефтяных фракций не является аддитивной величиной. Для определения вязкости смесей существуют методы АЗТМ и Молина — Гурвича. Были проанализированы результаты расчета вязкости смесей дистиллятов различной химической природы и дистиллятов с нефтяными остатками [63]. [c.21]

На рис. 1 показаны почти все направления переработки природных газов. Они охватывают практически все применяемые схемы, хотя не все показанные элементы присутствуют в данный момент или в перспективе в данной системе. На рис. 2 показана типовая схема обработки нефти на заморских территориях. Особенность ее — танкерный транспорт нефти. Каждый прямоугольник на рис. 1 и 2 является расчетным модулем, с которым связана система уравнений и практических данных, позволяющих его рассчитать, т. е. определить границы данного модуля. Главные модули имеют определенное число подмодулей, которые представляют собой компоненты модуля, состоящие из отдельных единиц оборудования или процессов. Например, модуль извлечения конденсирующихся углеводородов можно разделить на подмодули, представленные на рис. 3. Показанная на этом рисунке схема — простейший процесс промысловой переработки газа с применением холода. [c.9]

На рис. 20 изображен один из распространенных приборов для поглотительного объемного анализа — аппарат Орса. В нем удобно сблокированы системы поглотительных газовых пипеток на одном штативе. Сущест-вует очень много видоизменений приборов подобного типа (приборы ВТИ, ВТИ-2 и др.). Рассмотрим более подробно определение отдельных компонентов природного и нефтяного газов. [c.154]

Как видно из результатов расчета, для того чтобы обеспечить определение з = 0,1%, порог чувствительности по горючим компонентам при сжигании природного газа должен находиться в пределах 0,0()6— 0,015% об. Однако нри этом погрешность измерения будет соизмерима с самой величиной потерь тепла с химическим недожогом. Поэтому, чтобы снизить погреш-70 [c.70]

Уже упоминалось, что в некоторых случаях компоненты образца разлагаются в системе ввода. Разложение может происходить не только при контакте с разогретым металлом испарителя, но также из-за вторичных эффектов. Последние связаны с наличием на внутренней поверхности инжекционного блока перегретых участков либо с каталитическим действием твердых обуглившихся частиц, отложившихся на стенках испарителя. Твердые частицы могут аккумулироваться в зоне испарения в результате разных причин. Природные образцы часто содержат во взвешенном состоянии следы нелетучих веществ или высококипящие примеси, не испаряющиеся при температуре испарителя. В некоторых методиках анализа предусмотрено испарение лишь части введенной жидкой пробы, как, например, при определении содержания растворенных газов в биологических жидкостях. Наконец, при прокалывании иглой шприца мембрана выкрашивается, и кусочки силиконовой резины также собираются в горячей зоне испарителя. Все это указывает на то, что при конструировании систем ввода необходимо предусмотреть возможность их периодической чистки. Эта операция облегчается при использовании в стальных испарителях стеклянного вкладыша, который также исключает контакт испаряющегося образца с разогретой поверхностью металла. [c.138]

Поглощение кислорода раствором пирогаллола А из газа, предварительно освобожденного от кислотных компонентов определение количества поглощенного кислорода Определение производится на газоанализаторе типа ГХЛ определяются сумма кислотных газов (СО,, 50о, НгЗидр.) сумма непредельных углеводородов О2 СО Нз сумма предельных углеводородов и На Хроматографическое разделение компонентов природного газа сочетанием парожидкостной и газо-адсор бционной хроматографии и газохроматографического детектирования разделенных компонентов смеси определяется содержание Н,, Не, N2, О,, СО,, СН , СзНв, зНв, изо-С Нщ, Н-С4НЮ, 30-СдН 2> [c.60]

Для определения констант равновесия компонентов природных газов существует несколько десятков способов. В газовой промышленности наиболее широкое применение нашли методы Пенга — Робинсона (ЛР), Редлиха — Квонга (РК), Бенедикта — Вебба— Рубина ( БВР), Редлиха — Квонга с поправками С. Барсука (РКБ), Чао — Сидера, МОРА и др. Области применения этих методов подробно рассмотрены в специальной литературе. [c.23]

Описано определение OS в природном газе в концентрациях менее 2,5-10 % [49]. Для анализа использовали медную колонку длиной 3,6 м и наружным диаметром 6 мм, наполненную твердым носителем хроматом FB с 30% Ы,Ы-дибутилацетамида в качестве жидкой фазы. Разделение проводили при 28 °С и скорости газа-носителя (гелия) 50 мл/мин. Поскольку для детектирования использовался катарометр, чувствительность определения была невысокой. В колонку вводили пробы газа объемом 5 мл. В некоторых случаях для ввода пробы применяли газовый кран-дозатор. Единственным компонентом природного газа, до некоторой степени мешавшим определению, был пропилен. Результаты анализа хорошо согласовались с данными масс-спектрометрии. [c.123]

Рассмотренные в I главе методы газохроматографического определения углеводородов СгСб+, азота и диоксида углерода в природном газе, как правило, характеризуются относительной простотой аппаратурного оформления и процедуры выполнения анализа, хорошей точностью и экспрессностью. Эти методы могут быть использованы для последующего расчёта физико-химических показателей газа, однако область применения таких методов имеет ограничения. Во-первых, они не позволяют определять примесный кислород. Во-вторых, они применимы к анализу только в тех случаях, когда содержания таких компонентов природного газа, как гелий, аргон и водород незначительны и неизменны. Аналогичная ситуация складывается с анализом газов, близких по составу к природному газу (например, газом комммунально-бьггового назначения), которые могут содержать примеси оксида углерода и низших олефинов. [c.55]

При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) при взаимодействии с водой способны образовывать твердые кристаллические вещества, называемые гидратами. Каждая молекула перечисленных компонентов способна связать 6—7 молекул воды, например СН4-6Н20, С2Нб 7Н20 и т. д. [c.186]

Кратко остановимся на вопросе расчета состава газовой и жидкой фаз смесей углеводородов с надкритическими газовыми компонентами, такими как метан и его гомологи, яри высоких давлениях. Такие смеси в виде газоконденсатных и газонефтяных залегают на разных глубинах осадочной толщи земли. Из-за отсутствия теоретических методов расчета фазового равновесия таких смесей при высоких давлениях определение состава их равновесных фаз ведут по константам фазового равновесия углеводородов К ). Величина углеводорода I представляет собой отношение его мольных долей в равновесных газовой и жидкой фазах системы. Величина К зависит не только от температуры и давления системы и от природы углеводорода 1, но и от природы и концентрации всех других компонентов системы. Константы фазового равновесия углеводородов определяются по атласу констант, периодически публикуемому Американской ассоциацией для снабжения и переработки природного газа. Методы расчета состава фаз в углеводородных системах с помощью констант фазового равновесия подробно описаны в ряде работ [Е11ег1 С. К-, 1957 г. Степанова Г. С., 1974 и Намиот А. Ю., 1976 и др.]. [c.14]

Цель большинства процессов переработки природных газов — извлечение определенных компонентов из газовых потоков. Любой процесс переработки осуществляется при постоянном контроле давления, температуры и соотношения между паровой и жидкой углеводородными фазами. При проектировании установок переработки газа или составлении спецификаций необходимо учитывать условия начала кипения и температуру конденсации продуктов, а такж поведение системы пар—жидкость в любой точке внутри фазовой оболочки. Расчеты обычно основываются на допущении равновесного состояния между фазами, т. е. такого состояния, при котором состав жидкости и пара, находящихся в контакте между собой, с течением времени не изменяется. В тех случаях, когда время контакта фаз недостаточно для установления равновесия, применяются различного рода коэффициенты, которые учитывают зависимость процесса от времени. Понятие равновесия не применимо для статических систем, так как скорости испарения и конденсации молекул в таких системах одинаковы и состав фаз практически не изменяется. [c.43]

Природные газы сернистых месторождег.ий в наибольших количествах содержат сероводород. Когда возникает вопрос о сероочистке газа, то имеется в виду извлечение из него именно сероводорода. Однако такие серосодержащие соединения, как карбонилсульфид ( OS), карбор днс лк ид ( S,) и меркаптаны, даже если они содержатся в газе в виде следов, имеют iie менее важное, чем сероводород, значение для выбора процесса сероочистки. Решающую роль в выборе схемы и способа сероочистки имеет правильное определение состава кислых компонентов газа. Очень часто неумение в ходе анализа обнаружить эти соединения приводило к ошибочным и, как оказывалось, дорогим выводам о том, что газ не содержит этих компонентов. [c.267]

Ввиду сложности и чрезвычайной важности последного критерия приемлемости газа-замеиителя вопросу взаимозаменяемости газов, т. е. определению параметров горения, обеспечивающих замену одного газа другим без изменения эксплуатационных характеристик топочного оборудования, посвящена отдельная глава (гл. 3). В настоящей главе рассматриваются и сравниваются другие физические и химические свойства природных газов и их компонентов, которые играют немаловажную роль при решении вопроса о возможности их замены. [c.22]

Однако уже в 30-х годах текущего столетия в связи с получением бензина из природных газов и пропан-бутановых смесей возникла необходимость определения в составе газа индивидуальных компонентов — метана, этана, пропана и других. Метод общего анализа не мог этого дать. Д. Беррелем, М. Шефердом и Ф. Портером (США) в 1922—1923 гг. был разработан метод низкотемпературной фракционировки газа. [c.222]

Для удаления легколетучих компонентов пробы нефти в течение 5-6 ч термостатируют при температуре 50-60° С. Часть нефти, подготовленной к эксперименту, отбирают для анализа и определения плотности, вязкости, содержания асфальтенов, смол и парафинов по методике [55]. На фотоэлектрокалориметре (ФЭК) по методике [27] определяют коэффициент светопоглошения нефти. Для насыщения модели пласта используют разга-зированную при термостатировании безводную нефть и модель нефти, приготовленную по ОСТ-39-070-78. При проведении экспериментов при повышенных давлениях используют рекомбинированные пробы нефти, которая готовится путем растворения природного газа в нефти. [c.126]

Ниже кратко описана унифииррованная методика определения состава и основных физических свойств природных газов, оценки их товарных и технологических характеристик, определения содержания сопутствующих целевых продуктов, токсических и агрессивных компонентов, для получения данных, необходимых при проектных проработках, укрупненных расчетах при планировании и инженерных расчетах. [c.25]

На практике к. п. д. тарелок в абсорбере оказываются ниже то, по-видимому, в значительной мере объясняется методами расчета абсорбции. Так, по сообщению Кеннеди [56] при определении числа теоретических тарелок абсорбера по методу К1гкЬг1(1е, Вег1е11 и Еп(1ш181ег к. п. д. их изменяется в зависимости от числа практических тарелок и летучести извлекаемых компонентов. На природном газе при увеличении числа практических тарелок с 20 до 40 к. п. д. тарелок абсорбера упал с 24 до 16%, считая на извлеченные бутаны. С увеличением относительной летучести к. п. д. также уменьшается если для С4 он равен 24%, то для пропана 22%, а для этана и метана соответственно 6 и 4%. [c.183]

Гриднева К. И., Хроматографический метод определения содержания горючих компонентов продуктов сгорания природного газа на хроматографе типа ГСТЛ-3, Труды Всесоюзного института испол-озования laaa в народном хозяйстве, подземного хранения нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов , вып. 4, 1069. [c.252]

Система обратной продувки шестиходовый кран-дозатор и четырехходовый кран, — включает обратную продувку колонки для быстрого элюирования суммы тяжелых компонентов, в частности, при определении природного газа С1 С5 и ХСб. [c.268]

Были описаны различные специальные типы низкотемпературных колонок. Кистяковский и соавторы [36] и Лукас и Диллом [35] сконструировали приборы, особо пригодные для разделения и очистки значительных количеств веществ, кипящих около 0°. Бут и сотрудники [17, 19, 57] разработали прибор для очистки, обратив особое внимание на приспособления, необходимые для измерения плотности и давления пара. Босчарт [58] рекомендует обратную-разгонку для определения углеводородов в образцах природного газа. Пределы рабочих температур этой колонки от - -200° до —170°. Компоненты собираются в виде жидкости в кубе, начиная с наиболее высококипящего. Аске-вольт и Эграсс [59] применили дополнительную колонку для выделения небольших количеств газообразных веществ из нефти. Колонка засыпалась лепешками едкого натра. Это позволяло удалять воду и сероводород, когда летучие части из образца перегонялись через дополнительную колонку в куб обычной низкотемпературной колонки. Подбильняк [60] описал прибор и способ работы, па которому образец приводят к равновесию в колонке при полном орошении, беря столь малое количество смеси, что в кубе практически не остается какого-либо вещества. Анализ был основан на измерении температуры вдоль колонки. [c.376]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология