Дегазация углеводородами

После Дегазации углеводорода и отбора нескольких миллилитров дистиллата, кран на линии, ведущей к ловушке и системе откачки, закрывают, и остальная часть перегонки производится при открытых кранах на линиях, соединяющих ампулы, распределитель и наполнительную трубку с откачанным резервуаром (А на фиг. 17-9). [c.267]

Малая плотность углеводородной жидкости указывает на присутствие большой фазовой вакансии для газа вследствие наличия в жидкости значительной концентрации низкомолекулярных жидких углеводородов. Трудно сказать, какой из видов дегазирования действует в продуктивном пласте. Эмиль Дж. Берчик предполагает, что оба процесса происходят одновременно [18], хотя на практике чаще всего рассматривается дифференциальная дегазация, приближающаяся к пластовым условиям [69, 75]. [c.23]

Наилучшим способом очистки резервуаров большого объема является промывка их моющими растворами, подаваемыми специальными моечными машинками струями под напором. Одновременно с промывкой резервуара от тяжелых остатков углеводородов происходит и его дегазация. Это объясняется тем, что во время промывки моющими растворами образуется туман от брызг, который, конденсируясь, эмульгирует пары нефтепродуктов. Кроме того, во время промывки увеличивается естественная вентиляция емкости. Такой способ широко используют для очистки и дегазации резервуаров, емкостей нефтяных танкеров и барж. Однако использование водяных струй высокого давления может привести к образованию опасных зарядов статического электричества. Известны случаи сильных взрывов на трех танкерах водоизмещением более 200 тыс. т. Все взрывы произошли при промывке танков гидромониторными установками причем, перед промывкой была проведена вентиляция танков. [c.141]

В производстве изопренового каучука произошел взрыв изопен-тана на открытой площадке цеха. Загазованность воздуха углеводородами на территории производства создалась при сливе водного слоя из разделителя изопентан-изопреновой фракции и воды. Водный слой, насыщенный углеводородами, без предварительной дегазации на отпарной колонне сливали в канализационный холодец. На разделителе отсутствовал регулятор уровня раздела органического слоя и воды, поэтому в канализацию могли попасть и чистые углеводороды из органического слоя. Таким образом, периодически создавалась дополнительная загазованность углеводородами в системе канализации и на открытой площадке территории вокруг канализационных колодцев. Воспламенение и взрыв углеводородо-воздушной смеси произошли от искрения электропогрузчика, проезжавшего в зоне загазованности. [c.131]

Попадание углеводородов из отделения дегазации в отделение выделения каучука при эксплуатации производства по первоначальной проектной схеме возможно и по другим причинам. [c.68]

Дегазация. Удаление физически растворенных углеводородов может осуществляться несколькими способами. В промышленности получили распространение два из них нагревание при атмосферном давлении и нагревание под вакуумом. [c.725]

В соответствии с существующими представлениями в результате термической обработки антрацита без доступа воздуха при повышении температуры до 1300— 1350 °С происходит выделение внешней влаги, отгонка адсорбированной влаги, усадка, дегазация, пиролиз углеводородов и разложение сернистых соединений. [c.27]

Открытая система сбора конденсата (см. рис. 1.5а) используется на месторождениях, где объемы добычи конденсата невелики и поблизости нет предприятий, способных перерабатывать и квалифицированно использовать все тяжелые углеводороды, извлекаемые из газа. Стабилизация конденсата при этом сводится к двух- или трехступенчатому разгазированию с последующим хранением в резервуаре. Газы дегазации частично возвращаются в поток товарного газа, частично используются на местные нужды. При открытой системе сбора конденсата потери конденсата значительно выше, чем в других условиях. При этом возникает необходимость организации очистки газов дегазации конденсата от сернистых соединений. [c.23]

Очистку газа методом физической абсорбции целесообразно осуществлять только при средних и высоких парциальных давлениях кислых компонентов газа. При низких парциальных давлениях степень извлечения кислых компонентов невелика. Растворимость извлекаемых компонентов в абсорбенте можно повысить в некоторой степени путем повышения давления в абсорбере, но при этом одновременно увеличивается растворимость углеводородных компонентов газа и, следовательно, селективность процесса будет оставаться низкой. Кислые газы, получаемые на стадии регенерации и используемые обычно для получения серы, содержат в этом случае большое количество углеводородов, что нежелательно для процесса Клауса. Повысить концентрацию кислых компонентов можно ступенчатой дегазацией насыщенного абсорбента с постепенным понижением давления, но в газах дегазации, как правило, помимо углеводородов присутствуют сероводород и диоксид углерода, и [c.42]

Регенерацию Селексола при грубой очистке газа можно осуществлять без использования колонного оборудования мею-дом четырехступенчатой дегазации насыщенного абсорбента [28]. Благодаря точно выбранному перепаду давления по ступеням дегазации практически все углеводороды выделяются на первых двух ступенях. Газ дегазации с этих ступеней компримируется до первоначального давления и возвращается в абсорбер с сырьевым потоком. Газ дегазации третьей и четвертой ступеней представляет собой кислый газ, приемлемый по составу для процесса Клауса. При тонкой очистке газа (до остаточного содержания HjS не более 5,7 мг/м и СО, не более 0,5 % по объему) регенерация сочетает процессы дегазации и тепловой регенерации насыщенного абсорбента. [c.46]

Насыщенный гликоль отводится с низа сепаратора 5, подогревается в теплообменниках 8 к 9 и подвергается двухступенчатой дегазации для отделения растворенных углеводородов, которые из дегазаторов 10 и 11 направляются в топливную сеть завода. Дегазаторы 10 и 11 представляют собой трехфазные сепараторы, предназначенные для разделения поступающего потока на газ, углеводородный конденсат и насыщенный гликоль. Углеводородный конденсат из сепараторов /О и 11 направляется на установку стабилизации конденсата. Насыщенный водой гликоль после дегазаторов подогревается в теплообменнике /5 потоком регенерированного гликоля и поступает на питание в верхнюю часть насадочной колонны регенерации 12. Стекая вниз по насадке, гликоль подогревается. Влага при этом постепенно переходит в паровую фазу и поднимается на верх колонны. Гликоль подогревается в ребойлере 13, расположенном непосредственно в нижней части колонны, В ребойлере подвод тепла осуществляется паром низкого давления. Пары воды выводятся с верха колонны 12 при температуре 105 °С, сконденсировавшаяся при охлаждении в холодильнике 18 вода поступает в емкость 19, откуда необходимое количество воды насосом 20 подается на орошение колонны регенерации для предотвращения уноса капель гликоля с парами воды, а балансовое количество воды отводится в дренаж. Регенерированный гликоль с низа регенератора проходит через теплообменник 15 для подогрева поступающего потока насыщенного гликоля, затем через водяной холодильник 16 и насосом подается на впрыск в теплообменники 2, 4 и пропановый испаритель 6. [c.90]

Одним из способов утилизации продуктов дегазации воды является подача их вместе с газами И ступени сепарации сернистой нефти, содержащими до 2% сероводорода, 1% углекислого газа и 97% углеводородов метанового ряда, на сероочистную установку с последующим получением элементарной серы. [c.109]

На рис.2.5 представлены зависимости выхода стабильного конденсата от способа стабилизации и температуры низкотемпературной сепарации (НТС). Здесь наименьший выход конденсата наблюдается при двухступенчатом выветривании, что объясняется уносом жидких углеводородов с газами дегазации. При однократном испарении даже в условиях равновесия не происходит четкого разделения газовых и жидких углеводородов. Кроме того, резкое снижение давления вызывает вскипание конденсата за счет бурного испарения газовых углеводородов и увеличивает степень неравновесности и унос. [c.31]

Как видно из рнс. 1.2, по отношению к асфальтенам дисперсионные среды нефтей как смеси углеводородов всегда находятся в левой, восходящей ветви кривой Семенченко, поэтому дегазация нефти всегда приводит к повышению растворимости асфальтенов. Такая же картина наблюдается при растворении твердых ароматических углеводородов. [c.25]

Глицерин в бензоле почти не растворим, -поэтому И ) . смешении его с раствором каучука экстрагирования бензола и осаждения каучука не происходит. Выделение каучука в глицерине в виде крошки идет лишь при нагревании в результате удаления растворителя. Процесс дегазации в глицерине отличается от водной дегазации тем, что в случае глицеринового выделения удаляется только растворитель. Это обстоятельство весьма заманчиво в экономическом отношении, так как отпадает необходимость в отделении растворителя от воды и очистке сточных вод от углеводородов. [c.215]

Отпарная зона служит для дегазации из отработанного катализатора продуктов реакции и сырья. В реакторе для дегидрирования парафиновых углеводородов она расположена в низу аппарата. [c.147]

Увеличение светопоглощения частично произошло из-за усадки нефти при ее дегазации. Но усадка нефти увеличила К п только на 5—6%. Фактически Ксп после дегазации возрос на 30—45%. Такое увеличение коэффициента светопоглощения указывает на то, что в пластовой нефти, содержащей большое количество асфальтенов и растворенного метана, этапа, пропана, бутана, асфальтены в значительной степени флоккулированы. При дегазации нефти содержание в ней парафиновых углеводородов уменьшается, а ароматических и нафтеновых увеличивается. Асфальтены при дегазации пептизируются, а светопоглощение нефти из-за этого увеличивается в данном случае на 25—40%. Для сравнения необходимо было исследовать нефть с небольшим содержанием асфальтенов. [c.13]

Уменьшение структурных свойств нефти при дегазации объясняется развитием сольватных слоев на мицеллах асфальтенов из-за удаления из нефти самых легких парафиновых углеводородов. Развитые сольватные слои уменьшают взаимодействие между мицеллами асфальтенов. [c.45]

Принципиальная технологическая схема очистки газа раствором ДГА аналогична схеме аминовых установок. При этом вследствие повышенной растворимости в ДГА углеводородов раствор подвергают дегазации. Полученный газ подается на повторную очистку, которая может осуществляться за счет их рециркуляции в основной поток газа с помощью компрессора или в отдельной колонне, как это показано на рис. 2.13. При этом Б абсорбер К-2 подают раствор с более высокой температурой с тем, чтобы как можно меньше в газе растворялось углеводородов. С учетом этого выбирают также давление в дегазаторе. [c.55]

Насыщенный селексол наряду с кислыми компонентами содержит также значительное количество углеводородов. Для утилизации газ дегазации с помощью компрессора через холодильник подается в поток сырьевого газа. Частично регенерированный раствор из дегазатора через рекуперативный теплообменник Т-1 поступает в десорбер. Десорбция производится при избыточном давлении 0,05 МПа. [c.83]

Регенерация насыщенного раствора производится путем четырехступенчатой дегазации. Благодаря точному выбору режима дегазаторов В-1 и В-2 обеспечивается выделение в них основного количества поглощенных углеводородов. Газы I и II ступеней дегазации возвращаются в абсорбер. [c.87]

При очистке газа процессом Сульфинол насыщенность абсорбента углеводородами выше, чем аминовых растворов. Следовательно, возможен повышенный выход газов дегазации. Концентрация НгЗ в газах дегазации также выше, чем в аналогичных условиях на аминовых установках. Поэтому рекомендуется газы дегазации подвергнуть очистке в отдельной колонне (рис. 3.6) или же компрессором подавать в основной абсорбер. Чаще всего абсорбер низкого давления устанавливают над дегазатором, который является общим для обоих абсорбентов. [c.93]

За счет снижения давления и повышения температуры из. абсорбента выделяется часть поглощенных газов. При этом режим дегазатора выбирают таким образом, что из насыщенного абсорбента выделяются в основном углеводороды. Газ дегазации с верха С-1 подают в топливную сеть. [c.99]

С увеличением степени извлечения углеводородов и СОг из газа резко возрастает количество газов дегазации. Возникают [c.100]

При ступенчатом выветривании (рис. 60) сырой конденсат из нкзкотемиературного сепаратора дросселируется и направляется в сепаратор первой ступени, где из конденсата выделяются газо ые углеводороды. Газ выветривания после первой ступени эжектором подается в основной поток газа. Конденсат же поступает на вторую ступень выветривания, откуда направляется в сырьевую емкость. Газ дегазации второй ступени используется в качестве топлива иа собственные нужды. При трехступенчатом выветрнвании давление по ступеням снижается более плавно, что способствует увеличению выхода стабильного (выветренного) ко11денсата. [c.209]

После аппаратов мокрой очистки промывные воды с температурой 50—70 С, содержащие сажу, растворенные углеводороды и цианистый водород, перед выводом в открытые сажеотстойники подвергаются дегазации продувкой воздухом в скруббере-дегазаторе 5. Подача промывных вод на орошение насадки скруббера осуществляется насосом 9 из емкости 8. Воздух подается воздуходувкой 10. [c.184]

Основные стадии процесса 1) экстракция изобутилена (двухступенчатая или трехступенчатая) 2) нейтрализация и ректификация непоглотивщихся углеводородов 3) дегазация экстракта 4) регенерация (гидролизное разложение экстракта) 5) разделение продуктов регенерации 6) концентрирование кислоты. [c.725]

Метод, разработанный в МГУ, высокоточен, но имеет один крушшА недостаток - он пригоден лишь дпя чистых индивиду-альных веществ. Для нефтепродуктов он неприемлем, поскольку при дегазации образца, а также при отпаивании тензиметра от сырьевой емкости основная часть легких углеводородов будет потеряна, и измеренное после этого ДНП будет существенно отличаться от истинного. Недостатком методики МГУ является также то, что тензиметр является устройством одноразового пользования, так как в каждом опыте он отпаивается от сьфьевого сосуда, а затем должен быть восстановлен ипи изготовлен заново. [c.166]

Насыщенное меркаптанами масло отводится с кубовой части абсорбера OI, объединяется с конденсатом из трехфазного сепаратора В02 и поступает в емкость дегазации В04, где происходит выделение легких углеводородов за счет понижения давления до 3 МПа. Газ дегазации поступает на вторую ступень компрессора, а частично дегазированный абсорбент подогревается в рекуперативном теплообменнике Е06 до 15 °С и направляется на 11-ю тарелку абсорбционно-отпарной колонны (АОК) С02, работающей в режиме деэтанизации. Давление в деэтанизаторе 1,3 МПа. Деэтанизатор состоит из 44 клапанных тарелок. На верхнюю тарелку подается регенерированное масло, охлажденное до минус 30 °С. Метан-этановая фракция с верха деэтанизатора поступает на первую ступень компрессора, после чего подается на вход емкости дегазации В04. Масло в нижней части деэтанизатора подогревается парами, поступающими из ребойлера Е11. Теплота подводится в ребойлер двумя теплоносителями паром низкого давления и дебутанизи-рованным маслом. [c.50]

МПа поступает во входной сепаратор С-1 для отделения капельной жидкости сконденсировавшейся влаги и тяжелых углеводородов. Газ из сепаратора подается на очистку в абсорбционную колонну К-1, на верх которой подается регенерированный абсорбент Сульфинол . Очищенный газ из К-1 поступает в сепаратор С-2 для отделения унесенного абсорбента, который объединяется с потоком регенерированного абсорбента и возвращается в К-1. Насыщенный абсорбент с низа К-1 направляется в экспанзер, где за счет понижения давления происходит выделение растворенных углеводородов. Количество газов дегазации в этом процессе ввиду повышенной растворимости углеводородов в физическом абсорбенте значительно больше, чем в процессах аминовой очистки, причем и содержание HjS в них выше. Поэтому целесообразно осуществлять очистку экспанзерного газа в отдельной колонне. В приведенном варианте схемы абсорбер К-2 для очистки экспанзерного газа (низкого давления) выполнен в одном корпусе с дегазатором В-1. Часть регенерированного абсорбента подается на верхнюю тарелку К-2. В других вариантах схемы экспанзерный газ может возвращаться в поток сырьевого газа после компримирования его до первоначального давления. Частично дегазированный абсорбент после В-1 подогревается в теплообменнике Т-1 обратным потоком регенерированного Сульфинола и поступает на регенерацию в К-3. Кислый газ с верха К-2 проходит через холодильник Х-2 для конденсации иаров унесенного абсорбента и поступает в емкость орошения. Кислые газы направляются на установки получения серы, а Сульфинол поступает на верхнюю тарелку К-3 в качестве орошения. Для поддержания температуры десорбции (65 °С) часть абсорбента подогревается в испарителе И-1. Регенерированный Сульфинол с низа К-3 насосом Н-3 подается после охлаждения в рекуперативном теплообменнике Т-1 и водяном холодильнике Х-1 в абсорбционные колонны К-1 и К-2. [c.57]

Как видно из вышеизложенного, при дегазации нефтей растворимость в них твердых углеводородов может как повышаться, так и понижаться в зависимости от того, на какой из ветвей кривой Семенченко будет располагаться система в данных конкретных условиях. Большинство имеющихся экспериментальных и промысловых данных отмечают повышение температуры начала кристаллизации нефти при дегазации, т.е. снижение растворшощей способности нефти при удалении растворенного газа. Такая зависимость установлена для нефтей шкаповской, туймазин-ской /40/, ромашкинской /22/, бавлинской /23/ и др., хотя имеется также сообщение, что в выкидных линиях на промыслах Западной Сибири интенсивность парафиновых отложений возрастает с увеличением давления в системе. Такая зависимость характерна, когда происходит ухудшение растворяющей способности нефти при увеличении в ней концентрации газа. [c.44]

Реакции Циглера открывают совершенно новые пути использования олефинов синтез полиэтиленов и димеров олефинов для превращения в синтетические каучуки и ароматические углеводороды, получение первичных спиртов, синтетического волокна и т. д. Полимеризация этилена в смазочные масла в Германии проводится с 95—99% этиленовой фракцией путем обработки ее, после очистки от кислорода и сернистых примесей, хлористым алюминием при 180—200° и 10—25 ат. Давление в автоклавах при этом процессе приходится регулировать, так как оно непрерывно растет из-за образования газов (метана, этана и других углеводородов). Сырой полимеризат после дегазации нейтрализуют при 80—90 взвесью извести в метаноле (разложение А1С1,-комплекса), фильтруют центрифугируют. Из остаточных газов выделяют этилен, который поступает обратно на полимеризацию. Для обеспечения низкой температуры застывания и пологой температурной кривой вязкости к таким смазочным маслам прибавляют эфиры адипиновой кислоты или другие добавки [18]. [c.597]

По действующим инструкциям для определения состава пластового газа суммируются по компонентам число грамм-молей газа, прошедшего сепарацию, газа дегазации, дебутанизации, пептанов, гексанов и вышеки-пящих углеводородов полученное число грамм-молей каждого компонента делится на общее их число. Состав пластового газа выражается в объемных процентах. [c.304]

С уменьшением количества растворенного газа в нефти происходит сольватация мицелл смолами и ароматическими углеводородами, что уменьшает взаимодействие меноду соседними мицеллами, и структурные свойства нефти становятся менее выраженными. С дальнейшим уменьшением газосодержания растворимость парафина в нефти уменьшается и идет пpoi e образования микрокристаллов парафина, поскольку растворимость последних в нефти уменьшается при дегазации нефти. Поэтому после достижения некоторого минимума структурные свойства нефти при дальнейшей дегазации вновь усиливаются. Здесь структурную сетку образуют уже ми-крокрйсталлы парафина. [c.85]

Исходя из обшрх теоретических положений, можно было предполагать, что дегазация нефтп приведет к уменьшению величины адсорбции асфальтенов. Уход пз нефти газовой фазы — предельных углеводородов — должен повышать растворимость асфальтенов в общей смеси углеводородов, какой является нефть. Поэтому адсорбция асфальтенов из дегазированных нефтей должна быть меньше, чем из газонасыщенных. Однако полученные результаты выявили противоположную картину. [c.62]

ДЕГАЗАЦИЯ отравляющих веществ, удаление (физ. и мех. способы) или превращение в нетоксичные соед. (хим. способы) ОВ с целью предотвращения их воздействия на человека и животных. Физ. способы основаны на естеств. или принудит. испарении ОВ, смывании их р-рителями (моторным топливом, хлориров. углеводородами) или на поглощении сорбентами — активиров. углем, силикагелем, инфузорной землей и др. Мех. способы Д. осуществляются срезанием зараженного слоя почвы, снега или изоляцией зараженной пов-стн инертными материалами (напр., песком, шлаком). Наиб, эффективны хим. способы Д. с помощью нуклеоф. реагентов (едкий иатр, сода, аммиак, амины, алкоголяты), окислителей (папр., хлорной извести), хлорируютцих в-в (напр., хлораминов). Универсальные дегазируюппте в-ва—-гипохлориты, сочетающие ф-ции окисляющего, хлорирующего и щел. реагента, что в определ. условиях обеспечивает полную Д. [c.147]

Основная часть поглощенных из газа углеводородов выделяется из раствора в В01 и поступает в абсорбер С05, смонтированный с ним в одном корпусе. Газ дегазации в колонне С05 очищается от H2S и СО2 и подается в топливную сеть. Насыщенный раствор амина с низа колонцы С05 смешивается с дегазированным раствором и разделяется на два потока, каждый М3 которых проходит рекуперативные теплообменники и поступает на 20-ю тарелку десорберов СОЗ и С04. [c.50]

В интервале давлений и температур, при которых производят очистку газов, с повыщением давления и снижением температуры растворимость компонентов природных газов в физических поглотителях увеличивается. Поэтому очистку газов от кислых компонентов желательно вести при их высоких парциальных давлениях в газовой смеси. Этого можно достичь путем повыщения давления газа перед входом в абсорбер, однако повыщение давления газов приводит также к пропорциональному увеличению парциадьного давления углеводородов в смеси и способствует таким образом повыщению их растворимости в физических поглотителях. Поэтому при низких концентрациях кислых компонентов в смеси увеличение давления газа хотя и способствует уменьшению удельного расхода поглотителя, но недостаточно для повыщения эффективности процессов очистки газа, так как вследствие повышения растворимости углеводородов избирательность процесса остается на низком уровне. Кроме того, увеличивается выход газов низкого давления на установке. Для обеспечения получения кислого газа, отвечающего требованиям установок получения газовой серы, потребуется перед десорбером произвести многоступенчатую дегазацию насыщенного раствора, - что приводит к, [c.78]

С низа дегазатора отводят частично разгазированный насыщенный абсорбент, подогревают его в рекуперативном теплообменнике Т-2, затем дросселируют до 0,15—0,50 МПа и подают в дегазатор II ступени С-2, где происходит практически полное выделение из абсорбента поглощенных га-,30В (сероводорода, диоксида углерода н углеводородов). Температура II ступени дегазации ПО—140 °С. [c.99]

Сырьем. установки служит газ, предварнтельно очищенный от НгЗ к СО2. При контактировании газа с ТБФ наряду с тиолами происходит также извлечение из него части углеводородов и воды. Основное количество поглощенных гавов из ТБФ выделяется прн его расширении в дегазаторе В-1. Газ дегазации поступает в абсорбер К-2, где очищается от тяжелых углеводородов раствором ТБФ. Раствор ТБФ, отводимый с низа абсорбера,, по отношению к тиолам для режима основного абсорбета является недо-насыщенным и частично насыщенным углеводородами. Поэтому возможно-подавать его, минуя десорбер, в поток регенерированного раствора. Предварительное насыщение раствора ТБФ тяжелыми углеводородами позволяет повысить, эффективность процесса абсорбции и снизить расходы на утили-. зацию газов низкого давлеиия, получаемых при регенерации абсорбента. [c.113]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология