Плотность углеводородных смесей

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]

Совершенствование сушествующих й внедрение новых методов разработки залежей нефти И газа требуют глубокого изучения механизма осуществляемых процессов. Жидкости и газы, насыщающие пористую среду нефтегазоносных пластов, представляют собой, многокомпонентную смесь углеводородов. Кроме углеводородных компонентов в пористой среде имеются также неуглеводородные компоненты, растворимые или практически нерастворимые в углеводородных смесях (например, вода) В результате отклонения системы от термодинамического равновесия, вызванного изменением пластовых условий, могут возникать сложные движения двух-трехфазных многокомпонентных систем в пористой среде, при которых скорости движения отдельных фаз, их плотность и вязкость меняются во времени и в пространстве. Эти движения характеризуются переходом отдельных компонентов из газовой фазы в жидкую, различием фазовых скоростей, диффузией компонентов, составляющих фазы и др. Такой характер фильтрационных течений возникает в пористой среде при движении газированной жидкости и ее вытеснении из пласта водой и газом, при фильтрации газоконденсатных систем, вытеснении нефти из пласта газом высокого давления или обогащенными газами, при взаиморастворимом вытеснении жидкостей и других процессах., [c.3]

Во время прохождения свежего растворителя через углеводородную смесь в резервуаре, он вымывает наиболее растворимые молекулы и переносит их в охлаждаемую секцию М. В секции М большая часть углеводородов выпадает из раствора в виде мелких капелек, которые благодаря меньшей плотности по сравнению с растворителем, поднимаются вверх по колену противотоком к стекающему вниз растворителю. Растворитель, с небольшим содержанием растворенных в нем углеводородов, проходит через колено Ь в кипятильник. Когда в кипятильнике накопится около [c.111]

Если истинная Продолжительность реакции выдерживается в оптимальных пределах, то величина объемного соотношения кислота углеводороды не оказывает решающего влияния на процесс. Однако, как было показано в главе III, этот параметр определяет свойства образующейся эмульсии, и при выборе его оптимального значения следует учитывать углеводородный состав перерабатываемого сырья, а также экономичность процесса эмульгирования смесь, содержащая большое количество кислоты, имеет большую вязкость и плотность, вследствие чего требуются большие затраты э нергии на ее перемешивание. От свойств же эмульсии зависят результаты реакции алкилирования. [c.95]

Мах НгО—С Нб и НзО— 0Н4 не возникают. Этим они отличаются от углеводородных систем, у которых содержание жидкого компонента в газовой фазе с ростом давления сначала уменьшается, проходит через минимум, а затем возрастает. Составы газовой и жидкой фаз в углеводородных системах с ростом давления сближаются и совпадают в критической точке. В системе этан — вода критические явления наблюдаются при 350°С и при этом имеются две критические точки жидкость — газ и газ —газ, которые совпадают в одной точке, называемой двойной гомогенной критической точкой. При температуре выше 350°С каждой температуре соответствуют две критические точки. Так, при 350°С имеется одна критическая точка при давлении 500 кгс/см , которая является обычной критической точкой газожидкостной системы, и вторая критическая точка при давлении 1200 кгс/см , связанная с расслоением газовых смесей [Циклис Д. С., 1969]. Это явление заключается в том, что гомогенная газовая смесь расслаивается при очень высоких давлениях на две фазы разной плотности. [c.53]

Для газов гидрогенизации определяют плотность и состав, пользуясь специальной аппаратурой и методикой, позволяющей разделять газовую смесь на углеводородные составляющие. [c.111]

Представляет также интерес изучение влияния сероводорода на эффективность ингибиторов, поскольку известно, что его присутствие опасно вследствие высокой агрессивности [2]. Через смесь из углеводородного и водного конденсатов непрерывно пропускали НаЗ (pH = 4- 4,5). Определяли плотность поляризующего тока, необходимую для получения разности потенциалов, равной 500 мв. Результаты исследований приведены в табл. 6. [c.109]

К нафте, применяемой для газификации, предъявляют определенные требования. По групповому углеводородному составу она должна представлять собой смесь низкокипящих парафинов с незначительным содержанием ненасыщенных углеводородов (не более 1%) плотность дистиллята должна находиться в пределах 0,645—0,730 г см конечная точка кипения не выше 220° С содержание серы не более 0,1% (1000 /оо) содержание инертной (нереактивной) серы не должно превышать 100°/оо. [c.53]

Таким образом, полученные данные подтверждают, что материал отложений представляет собой сложную смесь углеводородов преимущественно парафинового ряда. Важным методом исследования сложных углеводородных смесей является их разгонка дистилляция или ректификация) с получением зависимости температура кипения - выход продукта. В нашем случае мы подвергли образец отложений простой перегонке при атмосферном давлении с отбором фракций через каждые 50 С. Для каждой фракции определяли плотность, коэффициент преломления и температуру застывания. Результаты фракционной разгонки образца отложений и некоторые свойства полученных фракций приведены в таблице. Из них следует, что материал отложений нельзя рассматривать как отходы производства. Это ценное сырье, при перегонке которого в простейших условиях можно получить до 60 % светлого углеводородного продукта с низким содержанием ароматических соединений, соответствующего по температурным показателям дизельной фракции. [c.72]

Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ расположен в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество тяжелых углеводородов растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти незначительно, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии. [c.92]

На фиг. 7-4 показан прибор для применения растворите,ля с большей. плотностью, чем у подлежащей разделению углеводородной смеси. Для разделения иарафин-циклопарафиновой части керосиновой фракции эфиром муравьиной кислоты в качестве растворителя, процесс проводится следующим образом. Растворитель вводится через верхнее отверстие холодильника и прибор заполняется до дна резервуара Н. Затем в резервуар Н вводится около 1600 мл деароматизированной керосиновой фракции, почти однородной по размерам молекул. Затем подают воду (с температурой около 10° С) через рубашку I и холодильник В, а секцию М в нижней части прибора охлаждают примерно до —80° С с помощью сосуда Дьаюра, наполненного кашицей из сухого льда со смесью четыреххлористого углерода и хлороформа. После включения электрообогрева кипятильника В, растворитель перегоняется через насадочную часть С, проходит в холодильник В, где конденсируется в виде жидкости, проходит через смесь углеводородов в резервуаре Н. Циркуляция растворител я из кипятильника в холодильник В, через углеводородную смесь в резервуаре Н, вниз по колену I и вверх через колено Ъ обратно в кипятильник осуществляется с помощью энергии, подводимой в виде электричества к кипятильнику В. [c.111]

Детальный расчет реактора для получения фталевого ангидрида приводят Беранек, Сокол и Винтерштейн исходные данные несколько отличаются от приводимых фирмой Sherwin—Wiliams. Псевдоожиженный слой нашел самое широкое применение на установках каталитического крекинга широкой фракции. Схема такой установки приведена на рис. IV-47 . Установка состоит из двух основных частей — реактора и регенератора. Разложение тяжелых углеводородов на более легкие происходит в реакторе, работающем на алюмо-кремниевом катализаторе диаметром зерен 20—100 мкм. Поток, поднимающий частицы катализатора, создается углеводородными парами, вдуваемыми снизу. Прореагировавшие углеводородные иары проходят через циклоны, отделяющие унесенную пыль и возвращающие ее в реактор. В процессе крекинга катализатор покрывается пленкой кокса. Для восстановления его направляют в регенератор по V-образной трубе. Перед входом в регенератор в трубу вводится воздух на этом участке смесь катализатора с воздухом обладает меньшей плотностью, чем в колене, выходящем из реактора. Вследствие этой разности плотностей катализатор движется по У-образной трубе. В регенераторе пленка кокса выжигается, после чего частицы катализатора возвращаются в реактор по другой V-образной трубе. Каталитический крекинг происходит при температуре 460—510°С и небольшом давлении, не превышающем 1,8 ат. [c.358]

Метод 7. Вытеснение нефти обогащенным газом основано на закачке смеси углеводородных газов с содержанием фракций С2-6 и С7+ несколько десятое процентов. Точка О на тройной диаграмме, соответствующая составу нагнетаемого в пласт газа, располагается правее разделительной линии ММ (см. рис. 18). В результате конденсации газа в пластовой нефти после нескольких этапов их контактирования на фронте вытеснения образуется смесь критического состава В. По сравнению с методом закачки сухого газа вытеснение нефти с конденсацией обогащенного газа происходит при меньших давлениях (10,5— 21 МПа). Метод эффективен на месторождениях с плотностью менее 0,925 г/см , так как на залежах с тяжелыми нефтями увеличивается расход газа для создания зоны смешения достаточных размеров. При осуществлении этого метода необходимо обеспечение строгого контроля за составо.м закачиваемого газа. [c.57]

Углеводородный раствор ПАВ прокачивали до получения по-зстоянной проницаемости по модели нефти. В качестве модели нефти использовали смесь керосина и вазелинового масла с вязкостью 3 мПа с. Углеводородный раствор ПАВ был представлен битумным дистиллятом с содержанием эмультала 2 %. Исследования проводили на кернах диаметром 30 мм и длиной 40-50 мм, высверленных из песчаника горизонта Д, с проницаемостью 0,3-1,7 мкм . Через образец керна, насыщенный моделью нефти, прокачивали фильтрат бурового раствора, минерализованный хлористым кальцием плотностью 1180 кг/м , в количестве, равном одному-трем объемам порового пространства керна. После прокачивания одного объема фильтрата проницаемость снизилась до 40-20 % от начальной, дальнейшее увеличение объема прокачиваемого фильтрата не приводило к снижению проницаемости. Затем, для восстановления фазовой проницаемости, через керн прокачивали углеводородный раствор [c.139]

Уже неоднократно подчеркивалась важность использования незагрязняющих растворов при проведении пулевой перфорации. Прист и Морган, а также Прист и Аллен специально для этой операции разработали эмульсию, не содержащую твердой фазы. Обычно 40% углеводородной фазы эмульгировано в растворе хлорида натрия или кальция. Углеводородной фазой служит керосин, четыреххлористый углерод или их смесь в зависимости от требуемой плотности эмульсии. Максимальная плотность 1,5 г/см . Эмульсия достаточно устойчива, чтобы можно было регулировать фильтрацию в течение 24 ч. [c.434]

Крекинг-газ — побочный продукт крекинга жидкого топлива. Процесс крекинга сопровождается интенсивным расщеплением углеводородных молекул, входящих в состав этого топлива. В результате этого расщепления наряду с молекулами, образующими жидкие горючие с самыми различными плотностями (бензин, лигроин, керосин, масла), значительная часть молекул образует газовую смесь, состоящую из углеводородов и балластных газов. Количество таких газов в зависимости от технологического процесса переработки и свойств сырья лежит в пределах от 40 до 250 Л1 на тонну исходного топлива. Теплота сгорания крекинг-газа 60,0—80,0 Мдж1м . [c.20]

В сосуд с завинчивающейся крышкой, снаблсенной полиэтиленовой прокладкой, вносят анализируемую пробу, содержащую не более 0,08 ммоль третичного спирта, и разбавляют ее до 25 мл циклогексаном. При анализе водных смесей в сосуд отвешивают 100—200 мг пробы и прибавляют ее в 25 мл циклогексана. Затем прибавляют 3 мл иодистоводородной кислоты и смесь взбалтывают 3 мин. Содержимое сосуда переносят в делительную воронку, сосуд ополаскивают 10 мл воды и сливают воду в воронку. Смесь тщательно перемешивают, дают отстояться и водный слой отбрасывают. Прибавляют 10 мл 1 Л1 раствора гидроксида натрия и 3 капли пероксйда водорода и взбалтывают до исчезновения окраски иода. Часть углеводородного слоя переносят в кювету I см и измеряют оптическую плотность, сканируя от 300 до 240 нм и сравнивая с холостой пробой. Концентрацию третичного спирта определяют по калибровочной кривой. [c.68]

Другой пример. Исследователи [1981, измерив плотность капель структурно-модифицированной воды методом гидростатического взвешивания, установили, что капли двухкомпонентных систем — модифицированной воды и растворов солей — после приближения к отметке, отвечающей их плотности, в дальнейшем полностью не останавливались, а, резко уменьшив скорость, продолжали оседать. Такое явление авторы объясняют тем, что вследствие хотя и малой, но конечной (< 0,01 %) растворимости воды в заполнявших колонку жидкостях (смесь тетрахлорэтилена или СС14 с вазелиновым маслом) при оседании капель происходит экстракция из них воды углеводородной жидкостью. Это подтверждается и прямыми микроскопическими измерениями диаметров капель. [c.183]

Конденсат — природная смесь в основном легких углеводородных соединений, растворенных в газе при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразньгх УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различаются по групповому и фракционному составам. К основным параметрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечисленных вьппе, относятся также конденсатогазовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плотностью и вязкостью в стандартных условиях. [c.63]

Сборник 9 заполняют смесью, состоящей из 50% серной кислоты и 50% ацетона смесь готовят прибавлением ацетона к серной кислоте до тех пор, пока плотность смеси не станет равной 1,325 г/ jw при 15 °С. Температура смеси, прокачиваемой через систему, поддерживается в пределах 20 °С при помощи холодильной установки 1. Гидроперекись изопропилбензола из сборника 3 подают через холодильник 2 в реактор, представляющий собой центробежный насос 5, в которо.м смесь дополнительно может быть перемешана путем применения ультразвука. Насос имеет емкость около 5 л и вращается со скоростью 1400 об мин. За 1 ч через насос проходит 30 реакционной жидкости. Рекомендуемое объемное соотношение серной кислоты и гидроперекиси 14 1. Смесь из насоса 5 поступает в холодильник 4, где отводится тепло реакции. Охлажденная смесь поступает в сосуд 6, снабженный мешалкой и охлаждающим устройством. После дополнительного пepe feщивaния и охлаждения в сосуде 6 смесь направляют в первый разделитель 7, откуда отделившаяся серная кислота стекает через холодильник 8 в сборник 9. Углеводородный слой из сосуда 7 поступает во второй разделитель iO для окончательного отделения остатков серной кислоты. Свободный от кислоты углеводородный слой подают из сосуда 10 в нейтрализатор 11, а оттуда — на ректификацию для выделения целевых продуктов. Указывают, ч то по этому. методу получают с высокими выходами очень чистые фенолы и кетоны. В качестве иллюстрации приводится [c.134]

Идентификация и количественный анализе помощью равночувствительного, пламенно-ионизационного детекторов и газового плотномера. При использовании такой комбинации детекторов возможно, как и в предыдущем случае, определение концентраций веществ, составляющих анализируемую смесь, и их плотностей, а также определение углеводородного состава отдельных веществ. Здесь из-9 131 [c.131]

Пример 4.3. С верха основной нефтеперегонной колонны отводится смесь, состоящая из углеводородных паров (фракция 85—120°С, плотность р = 0,723) в количестве О = 118 000 кг/ч и водяного пара 2 = 10 000 кг/ч. Рассч тать конденсатор-холо-д льник для этих пзров, составив его из аппаратов воздушного оклам<дения типа АВЗ. Начальная температура паров Т = = 116°С, конечная температура конденсатов бе зина 1 юды 7к = 60°С. Давление наверху колонны р =5= 190 кПа. Место установки аппяпятй—район города Баку. [c.62]