Пар, содержание в газах

Комбинированная установка первичной перегонки со вторичными процессами типа ЛК-6у рассчитана на переработку 6 млн. т/год самотлорской нефти, отличающейся большим содержанием газов и низкокипящих фракций. В состав комбинированной установки входят следующие блоки ЭЛОУ и АТ мощностью 6 млн. т/год, каталитический риформинг широкой бензиновой фракции 62—180 С мощностью 1 млн. т/год, гидроочистка дизельного топлива фракции 230—350 °С мощностью 2 млн. т/год, гидроочистка керосина фракции 120—230 X мощностью 0,6 млн. т/год, газофракционирование вырабатываемых на всех частях установки предельных газов и головных фракций мощностью 0,6 млн. т/год. Строительство комбинированной установки ЛК-6у намечено на ряде нефтеперерабатывающих предприятий в текущей пятилетке. [c.146]

Следующим шагом технологического усовершенствования было создание комбинированной установки ЭЛОУ — АВТ по схеме однократного испарения производительностью 3 млн. т/год нестабильной сернистой нефти. На этой установке в качестве сырья принята нефть Ромашкинского месторождения с содержанием газа около 2 вес. % на нефть. Установка работает по топливной схеме (рис. 46). В установку включены следующие технологические узлы электрообессоливание, атмосферная перегонка нефти, вакуумная перегонка мазута, абсорбция жирных газов, стабилизация и выщелачивание компонентов светлых нефтепродуктов. [c.109]

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]

В последующие годы в аппаратуру и оборудование установки были внесены следующие изменения. В предварительном испарителе удалили две нижних желобчатых тарелки, а пять каскадных тарелок смонтировали на 1,2 м выше, чем в первоначальном проекте. В связи с увеличением содержания газа в нефти стабилизатор диаметром 1,8 м перегружался примерно на 40% в верхней и на 70% в нижней части. Поэтому он был заменен на аппарат большего размера (2,2/3,4 м). Дооборудование установки узлом электрообессоливания привело к необходимости заменить ряд теплообменников с давлением 16 кгс/см на теплообменники с давлением 25 кгс/см2, имеющие большую поверхность. Для доохлаждения мазута со 100 до 90 °С дополнительно было установлено два холодильника площадью до 900 м . В связи с изменением состава получаемых узких бензиновых фракций в схему блока вторичной перегонки был внесен ряд изменений. Многие насосы и электродвигатели были заменены другими, новой конструкции. Технологический режим основных аппаратов установки характеризуется следующими данными [c.79]

Теплоемкость органической (природной) жидкости, какой является пластовая жидкость (нефть, газ и нефтегазовая смесь), при различных значениях давления и температуры, т. е. при условиях, близких к натурным, почти не изучена, если не считать несколько работ, выполненных за рубежом для газонефтяной смеси с весовым содержанием газа в потоке более 11% (при газовом факторе больше, чем 114 м 1м ) и не более 17% (при газовом факторе меньше, чем 203 м /м ) [10, 40—42, 47, 93, 94]. [c.37]

Экспериментальное определение величины Ср было проведено как для пластовой (однофазной) нефти с растворенным в ней газом, так и для нефтегазовой смеси с весовым содержанием газа в потоке от 20 до 100%, т. е. до чистого пластового газа. Отметим, что в условиях месторождения Песчаный — море нефтегазовая смесь с 10%-ным содерл<анием газа в ней соответствует однофазному потоку нефти, так как пластовый газовый фактор при этом (так же как и на поверхности) равен 105—120 м 1м . Поэтому нефтегазовая смесь рассматривается нами как двухфазная только тогда, когда содержание газа в общей смеси потока равно 20% и более, при этом не наблюдается равенства между значениями пластового и устьевого газовых факторов. [c.46]

Рассчитанные коэффициенты для различного состояния нефти, газа и нефтегазовой смеси (см. рис. 14—16) позволяют графически выявить зависимость коэффициента А от изменения значений / и р. С увеличением значений t и р коэффициент А в значительной степени уменьшается. То же самое можно наблюдать и с ростом содержания газа в общей смеси потока с увеличением п коэффициент А уменьшается, что соответствует тому физико-химическому процессу, который происходит с комплексом А (11.10) при различных значениях и р. Зная номинальное значение коэффициента А при определенном состоянии нефти, газа и нефтегазовой смеси, можно без предварительных трудоемких [c.68]

Диаграммы 0 — о—Кр иллюстрируются на 20 листах для бинарных потоков с весовым содержанием газа от 10 до 100% (см. рис. 26). В такой графической интерпретации зависимость От—к—/Ср рассматривается впервые и потому, будучи помещенной в атлас, содержит в себе большой познавательный элемент, который может использоваться для представления о тех термогидравлических процессах, которые не всегда явно проявляются при исследовании нефтегазовой залежи. Поэтому предлагается на эти диаграммы обращать особое внимание, так как они имеют большое практическое значение. [c.130]

Значение комплекса для пластовых нефтей (с различным весовым содержанием газа в нефтегазовом потоке) и газа [c.158]

Весовое содержание газа в пластовой нефти, % [c.158]

Для аварийной остановки забирающих газ машин, при минимальном положении колокола газгольдер должен быть оборудован сигнализацией (световой и звуковой), а также телефонной связью и пожарной сигнализацией. Для дистанционного контроля в диспетчерских пунктах технологических производств, выдающих и принимающих газ, должны быть установлены приборы, непрерывно показывающие объем газа, находящегося в газгольдере, и должна быть предусмотрена ступенчатая световая и звуковая сигнализация положения колокола газгольдера, извещающая цехи-потребители об уменьшении или увеличении содержания газа в газгольдере. Отсутствие или неисправность блокирующих устройств, сигнализации и связи между цехами-производителями и потребителями газа могут привести к аварии. [c.220]

Для предотвращения образования взрывоопасной смеси в воздуховодах расчетом устанавливают необходимый объем воздуха (пара) для разбавления смеси газов. Чтобы контролировать содержание газов и паров, отсасываемых из оборудования, устанавливают автоматические газоанализаторы, оповещающие производственный персонал о содержании взрывоопасных газов и паров выще допустимых пределов. Технологическую вентиляцию блокируют с работающим оборудованием. При отключении технологической вентиляции немедленно прекращается работа оборудования и подача материалов. Чтобы предотвратить попадание конденсата из линий в адсорберы, что может привести к аварии, на линиях монтируют специальные дренажные устройства. Кроме того, линии периодически продувают паром или инертным газом. [c.231]

Этими данными можно воспользоваться для суждения о порядке критических температур систем газ — нефть с различным содержанием газа. Что касается критического давления, то оно, как правило, намного превышает критические давления любого из компонентов смеси. [c.40]

Содержание газа в помещении с учетом погрещности датчика СВК-ЗМ-1 погрешность СВК-ЗМ-1 равна - -5% от шкалы измерений [c.269]

Наряду со стандартными методами анализа, по соответствующим инструкциям производится определение содержания газа, растворенного в нефти, обезвоживание и обессоливание нефтей, определение содержания нафтеновых кислот и фенолов, определение группового и углеводородного состава. [c.188]

Нормальной точкой кипения называется температура, при которой в бензине, не содержанием газа, начинают при атмосферном давлении появляться пузырьки. При этой температуре лишь небольшая часть паров находится в равновесии с жидким топливом, в то время как при точке росы, наоборот, небольшая часть жидкости находится в равновесии с парообразным топливом. Температура появления первого пузырька в жидкости играет важную [c.395]

Таким образом, неважно, какая из фаз (дискретная или непрерывная) анализируется на содержание газа-трасера, поскольку относительная концентрация газа в дискретной и непрерывной фазах получается одинаковой. [c.271]

Геологи США считают, что наиболее обширная площадь с вероятными залежами нефти и газа на глубинах свыше 4570 м находится в прибрежной части акватории Мексиканского залива. На этой площади объем перспективных на газонефтеносность осадочных пород, залегающих на глубине свыше 4570 лг, на 70% больше, чем в районе Персидского залива, и составляет, даже с вычетом осадочных пород, находящихся на глубинах свыше 9140 л<, 25% от всего объема осадочных толщ земного шара, залегающих на глубине свыше 4570 м. По оценке нефтяников США, этот район является единственным местом на Земле, где имеет смысл бурить скважины на нефть и газ глубиной свыше 7600 м. По мнению этих же специалистов, пет никаких оснований считать, что на глубинах свыше 9000 м не будут обнаружены запасы более легкой нефти с высоким содержанием газа. [c.92]

Изменение содержания газов по слоям в колонках современных отложений, конечно, можно объяснить и иначе, а именно, более интенсивной генерацией УВГ в нижних слоях, что, вероятно, связано с развитием в верхней части осадков интенсивного сероводородного заражения (рис. 14,15). [c.40]

Содержание газов в воде, м /м [c.83]

В табл. 21 приведены критические температуры в системе нефть — газ с различным содержанием газа. [c.39]

Содержание гааа я системе, вес. % Критическая температура, С Содержание газа в системе, вес. % Критическая температура, С [c.40]

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1—2 до 4% (масс.). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хра- [c.24]

Газовая смесь состоит из N0 и СОг- Вычислить объемное содержание газов в смеси (в %), если нх гарциЗгаьные давления равны соответственно 36,3 и [c.15]

Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием pa TBopeiHJbix газов применяют одноколонные установки. Двухколонные установки используют для стабилизации нефтей с высоким содержанием газов (более 1,5 % масс.), где вторая колоЕ1на служит для стабилизации газового бензина. [c.144]

Атмосферная перегонка нефти (см. рис. 45). Учитывая значи-гельное содержание газа в нефти, на установке принята схема 1вухкратного испарения. В первой ректификационной колонне 6 отгоняются легкие бензиновые фракции н. к. — 85 °С и свободные азы, содержащиеся в нефти в основной ректификационной колонке /О —остальные бензиновые компоненты. Кроме того, из колон-яы 10 выводятся боковые флегмовые фракции — компоненты светлых нефтепродуктов (керосина и дизельных топлив). [c.105]

При температуре 630°К и среднем содержании газа = = 0,06 моль1моль поток тепла 5-10" кал см -сек), что при коэффициенте а = 9 -10 кал см -сек-град) дает разность температур между потоком и наружной поверхностью зерна, составляющую около 0,6 °С. В дальнейшем в ходе расчета изменение удельной теплоемкости и массовой скорости в зависимости от радиального положения учитываться не будет. [c.200]

На основе снятых кривых восстановления температуры н лабораторных работ, проведенных на специально сконструированной модели пласта (с различной характеристикой пористой среды), в ЦНИПР НГДУ им. Се-ребровского изучены и построены графические взаимосвязи теплоемкостей нефти, газа и бинарных смесей (с разнообразным набором весового содержания газа в потоке) при переменных значениях давления и температуры [10]. [c.10]

Рнс. 4, Изменение удельного объема нефтегазовогр потока. Содержание газа в патоке (в %) [c.27]

Содержание газа в паре. Наличие в паре воздуха или какого-либо другого неконденсирующегося газа приводит к значительному снижению коэффициента теплоотдачи при конденсации. Примесь газа ухудшает теплоотдачу хотя бы потому, что, согласно закону Дальтона, она уменьшает давление насыщения пара и тем самым используемую разность температур. Кроме того, следует иметь в виду, что воздух или другой газ не конденсируется, а скапливается у стенки и препятствует доступу пара к ней. Пар в этом случае должен диффундировать через слой неконденсирующегося газа у поверхности конденсации. Были проведены опыты по конденсации водяного пара из смеси его с воздухом, Нг, СН4 и другими газами. Эти опыты были проведены как с неподвижной парогазовой смесью, так и при скорости ее перемещения, равной примерно 7 м1сек. Полученные данные представлены на фиг. 38, где изображена зависимость коэффициента теплоотдачи а при конденсации от отношения парциальных давлений водяного пара (Р1) и неконденсирующегося газа р - Из графика видно, что значение а резко снижается даже при небольшом добавлении газа. При отношении Р2 Р1 = 3 коэффициент теплоотдачи снижается приблизительно в 100 раз, медленно приближаясь при дальнейшем увеличении содержания газа к значениям а, соответствующим чистому газу. [c.92]

Несмотря на целесообразность широкого использования экспериментальных методов, потребности в данных по теплоемкостям значительно больше, чем возможности их определения опытным путем для целей разработки нефтяных и газовых месторождений. Аргументацией к этому может служить следующее. Известно, что существующие экспериментальные установки (калориметры различных модификаций и типов) предназначены для изучения температурной зависимости изобарной теплоемкости, при котором давление в системе должно быть равно атмосферному и не превышать 6—8 кГ см [31, 61, 62, 68, 87]. В связи с этим нефть и нефтегазовые смеси с различным весовым содержанием газа в фильтрующемся потоке, находящиеся в пласте под давлением 400—600 кГ1см и при температуре 35—150°С, не могут быть исследованы в су- [c.42]

Впоследствии описанный метод определения величин Ср и с был использован в ЦНИПР НГДУ им. Се-ребровского (1963—1967 гг.), где в отличие от исследований в Гипровостокнефти все определения теплоемкостей пластовой нефти и нефтегазовых систем с различным весовым содержанием газа в потоке проводили на специальной установке в присутствии пористой среды [46]. В ряде случаев с целью проверки по номограммам изменения v от р и Т, изложенным в работах [10, 12, 13], определяли величины Ср и с по какому-либо участку залежи. [c.46]

При прочих равных условиях энтальпия и энтропия газа значительно выше, чем для сырой нефти и нефтегазовых систем, что довольно наглядно иллюстрируется данными табл. 3 на примере возрастания значений величин / и 5 с увеличением содержания газа в общем потоке флюида пласта Кеттльман Хиллс в Калифорнии. [c.81]

Значения Кр для пластовых нефтей, газов и бинарных смесей, определенные в условиях различных нефтей и газовых месторождений, выражают в основном удовлетворительную сходимость при сопоставлении, что позволяет обобщить эти значения и установить следующие пределы их изменения для пластовой нефти в однофазном состоянии (при Г=374-80°С р = 274-300 /сГ/сл ) —0,003—0,5556 для газа пластового <сухого) метанового (при Г=374-104,5° С = 274-300 кГ/см ) —0,523— 7,57 для бинарной смеси (нефтегазового потока) с 50%-ным содержанием газа (при 7 = 374-80° С р = 274-300 кГ/си12) —0,015—1,704. [c.111]

Объемным содержанием газа в газовой смеси tta-зывается часть объема газопон смеси, которую занимало бы содержащееся в ней количество данного газа при той же температуре и парциальном давлении, равном общему давлению газовой смеси эта величина может быть выражена в долях общего объема (объемная доля) или в процентах от общего объема (процент по обт.ему). [c.18]

Что же касается различий общего содержания газа и его состава в разных областях, например. Охотского моря, то они, по-видимому, связаны с неодинаковыми условиями осадконакопления в этих областях и поэтому могут служить весьма важным материалом для выявления условий формирования современных отложений. Однако при интерпретащш результатов газовой съемки газы полностью абстрагируются от этих отложений и все изменения в их количестве и качестве объясняются величиной диффузионного потока снизу, привносящего газы в верхние слои, а величина диффузионного потока УВ - наличием залежей УВ или нефтегазо-производяших отложений на глубине, измеряемой тысячами метров. Применение этого геохимического метода для прямых поисков нефтяных и газовых залежей, конечно, абсолютно не оправдано, но тем не менее газовая съемка в водоемах различного типа проводится в значительных масштабах и благодаря этому осуществляется изучение газовой составляющей современных осадков. [c.40]

Приводимые в настоящей работе данные о содержании газа в осадках Черного, Азовского и Каспийского морей, а также оз. Байкал характеризуют образцы, отобранные из относптельно длинных поднятых колонок осадков, уже выдавленных из грунтовых трубок, т.е. отобранные негерметически. О значительных потерях газа в таких колонках свидетельствуют факты появления пузырей на их поверхности после выдавливания из грунтовых трубок, образования трещин вследствие особенно интенсивного выхода газа. На оз. Байкал из грунтовой трубки после подъема ее на судно обильно выделялся газ, который при поджигании горел продолжительное время, а в Азовском море при глубине его 11 м бьшо вид- [c.88]

При рассмотрешш вопроса о масштабах генерации УВГ в глинистых чсадках обязательно нужно принимать во внимание тот факт, что при малейшем нарушении строго горизонтального положения все флюиды, ь -ервую очередь СН , начинают мигрировать вверх по восстанию пластов. В результате на более приподнятых участках дна всегда обнаруживается гораздо большее количество УВГ, особенно СН . Возможно, этим можно объяснить большое содержание СН при очень малом количестве тяжелых в оса дке, поднято.м на станции № 4 в Каспийском море (см. табл. 1 . Поэтому можно предполагать огромное содержание СН в колонке, поднятой на станции № 15 ь Каспийском море (см. рис. 25), несмотря на очень малое содержание газов в рядом взятой колонке осадков, на поверхности которых сов ем не образовьшалось пузырей (свидетельствующих о бс 1Ьи..ом количестве газов). [c.100]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология