Газы углеводородные сухие

В качестве жидкого топлива применяют мазуты прямой перегонки (основа котельного топлива), крекинг-остатки, гудроны, различные смолистые вещества — остатки от очистки масляных дистиллятов, ловушечные нефтепродукты и др. К числу газообразных топлив относятся естественные или природные газы, нефтяные (попутные) газы, промышленные сухие газы, получаемые в процессах нефтепереработки. Нефтяные остатки и углеводородные газы обладают высокой теплотой сгорания — порядка 1000— 11 500 ккал/кг (или ккал/м ) при нормальных условиях. Для атмосферной перегонки нефти с целью получения бензина, керосина и [c.200]

Сопоставляя данные табл. 1 и 2, можно отметить следующее. При прочих равных условиях, очевидно, теплоемкость газов (преимущественно сухих, метанового ряда) выше теплоемкости жидкостных углеводородных систем—нефти или нефтегазовой смеси. Правильность сделанного вывода проверялась нами при обсуждении экспериментального материала по определению Ср для нефти и газа при различных значениях I и р [10]. Известно много различных аналитических и экспериментальных методов определения теплоем костей для твердых, жидких и газообразных веществ [22, 24, 28, 31, 35, 36, 39, 61, 63, 67, 68, 71, 87]. В нашу задачу не входит рассмотрение известных методов вычислений и экспериментального определения величин Ср и с , но следует остановиться на некоторых недостатках этих методов. [c.40]

Переход газов от сухого (метанового) ряда к жирному (до Сб4-высшие) всегда сопровождается показом большей изменчивости и крайней чувствительности Кр в сторону убывания своего значения. Аналогичное развитие изменения равновесного соотношения отражается и при переходе системы от жирного ряда газов до жирного состояния углеводородных компонентов вплоть до нефти. [c.111]

Метод 8. Вытеснение нефти углеводородными растворителями (вытеснение со смешиванием) основано на последовательной закачке в пласт углеводородного растворителя и сухого газа. Углеводородным растворителем служит сжиженный нефтяной газ, состоящий в основном из пропана и бутана. Эффективность метода достигается тем, что пропан-бутановая фракция хорошо смешивается не только с пластовой нефтью, но и с вытесняющим сухим углеводородным газом при сравнительно невысоких пластовых давлениях. Из рис. 21 видно, что критическое давление для системы пропан — пентан, которая соответствует системе пластовая нефть — растворитель, не превышает 5 МПа. Критическое давление системы растворитель — сухой газ (на рисунке — система метан— пропан) не превышает 10—11 МПа. При этом в реальных условиях зона смешивания пластовая нефть — растворитель находится в области более низких давлений, че.м зона растворитель — сухой газ. Следовательно, метод вытеснения оторочкой углеводородного растворителя может быть применен при давлении нагнетания до 10—11 МПа. При внедрении этого процесса в пласте обычно создают пропановую оторочку в размере нескольких процентов объема порового пространства, которая продвигается более дешевым рабочим агентом — метаном или метано-водяной смесью. Основные ограничения применению метода большая вероятность разрыва сплошности пропановой оторочки, что требует увеличения объемов закачки высокая стоимость и дефицитность пропана. [c.57]

Низкотемпературный процесс предпочтительно применять для переработки небольших газовых потоков с весьма высоким содержанием тяжелых углеводородных фракций. Природные газы большинства разрабатываемых в настояш ее время месторождений содержат всего 13—40 мл фракции пентаны и выше в 1 ж газа. Такие газы слишком сухи для рентабельной работы промышленных установок низкотемпературного извлечения конденсата. [c.62]

Углеводородные газы, не содержащие углеводородов выше С4 (сухие газы), в большей степени подчиняются закону Генри, нежели газы с повышенным содержанием более тяжелых компонентов — пентана, гексана и пр. (жирные газы). Для сухих газов коэффициент растворимости в пределах обычных пластовых давлений остается постоянным, а для жирных он изменяется пропорционально давлению. При приближении к давлению перехода газа в жидкую фазу закон Генри применяться не может. [c.46]

Таким образом, независимо от способа вытеснения углеводородными газами (закачка сухого или обогащенного газа, нагнетание углеводородных растворителей) основной крупнотоннажной составляющей является метан. [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]

II - углеводородный сухой газ III - сжиженный газ V [c.428]

Исходным углеводородным сырьем для выработки технического водорода методом конверсии с водяным паром служат природные газы, различные сухие газы нефтепереработки, жидкие газы (пропан, бутан) и отходящие газы гидрирования. [c.178]

При абсорбции углеводородных газов в качестве абсорбента применяют керосин или бензин. В этих случаях наряду с абсорбцией углеводородов внизу колонны происходит десорбция легких фракций абсорбента и возможен их унос. вместе с сухим газом. Чем меньше молекулярный вес абсорбента, тем больше его потери с отходящим газом. Для уменьшения потерь легких фракций абсорбента применяют сепараторы, установленные внутри аппарата, выносные сепараторы на линии сухого газа, охлаждение сухого газа, поступающего в сепаратор и двухступенчатые абсорберы [25, 26]. [c.27]

Поднимаясь выше, горючие газы проходят через средние и верхние слои — зону сухой перегонки, где образуются летучие продукты, обогащающие газ углеводородными и другими соединениями, значительно повышающими его теплотворную способность, Так. при взаимодействии углерода и водорода образуется метан СН4 [c.222]

Окись углерода — основной горючий компонент генераторных, доменных и конверторных газов она образуется также при нагревании топлива вследствие разложения содержащей кислород горючей массы. В соответствии с этим окись углерода входит в состав горючих газов, получаемых сухой перегонкой твердого топлива, содержащего кислород, и почти отсутствует в газах, получаемых при переработке нефтяного углеводородного топлива. [c.256]

Состав углеводородов природных газов в значительной степени зависит от того, на какой глубине расположено газовое месторождение. При глубине до 1000—1300 м содержание метана в углеводородной массе газа составляет около 99%, этана до 0,5%, а содержание более тяжелых алканов составляет в большинстве случаев лишь доли процента. Такие газы называют сухими природными газами. Более половины запасов природного газа в стране приходится на долю сухих газов. [c.267]

В технике часто используют безразмерные величины относительной плотности, представляющие собой отношение плотностей газа и сухого атмосферного воздуха. Относительная плотность воз-, духа равна единице, природного газа — меньше единицы (так как он легче воздуха), сжиженных углеводородных газов—больше единицы (так как они тяжелее воздуха). [c.14]

Для обеспечения указанных температур в кубовой части колонны необходимо снизить парциальное давление нефтепродуктов путем подачи в кубовую часть колонны таких инертных агентов, как водяной пар, водородсодержащий газ, сухой углеводородный газ. [c.73]

Вначале на установках АВТ с блоком стабилизации и абсорбции абсолютное давление в абсорбере рекомендовалось поддерживать 10 кгс/см2. В дальнейшем оказалось достаточным 5 кгс/см . При необходимости повышения давления сухого газа, выходящего-с верха абсорбера, устанавливают дожимные компрессоры соответствующей производительности. Стабилизатор работает удовлетворительно при абсолютном давлении не менее 10—12 кгс/см . Аппаратурное оформление блока стабилизации и абсорбции установок АВТ и их размер определяются углеводородным составом бензиновых фракций, газа и их количеством. Стабилизационная колонна оборудуется ректификационными тарелками в количестве 40 шт. [c.151]

При переработке нефтей на установке АВТ вместе с бензиновыми парами выделяются жирные углеводородные газы. Они выводятся с верха емкостей орошения, газосепараторов или водоотделителей. Жирные газы из колонн атмосферного блока направляются во фракционирующий абсорбер для извлечения из них бензинов. Выделяющийся сухой газ проходит в газовую магистраль, а жидкие фракции — легкие бензины — смешиваются с продуктом стабилизатора (стабильным бензином). На некоторых установках АВТ собственный сухой газ используют как топливо для самой установки. [c.229]

Циркуляционный газ под давлением 5 МПа компрессором 24 возвращается в систему платформинга, а избыток его — в систему гидроочистки. Нестабильный катализат из сепаратора 22 поступает в сепаратор низкого давления 23 (давление 1,9 МПа). Выделившийся из катализата углеводородный газ выходит с верха сепаратора и смешивается с углеводородным газом гидроочистки перед входом во фракционирующий абсорбер 27. В этот же абсорбер насосом 25 подается и жидкая фаза из сепаратора 23. Абсорбентом служит стабильный катализат (бензин). В абсорбере 27 при давлении 1,4 МПа и температуре внизу 165 °С и вверху 40 С отделяется сухой газ. [c.41]

Каждому циклу нефтегазообразования свойственна своя нефтематеринская порода со специфическим для данного цикла составом ОВ. Эта специфика наследуется нефтью. Каждому циклу соответствует свой генотип нефти. Поэтому в основе прогнозирования качественного состава углеводородных флюидов должен лежать прежде всего генотип нефти, связанный с определенным циклом нефтегазообразования. В зависимости от специфики ОВ (гумусовой или сапропелевой его основы) и термобарических условий материнской породой будет генерироваться преимущественно газ или нефть. С гумусовым типом ОВ даже при относительно низкой температуре могут быть связаны преимущественно чисто газовые скопления УВ в основном сухого метанового газа. Примесь сапропелевого материала (при сапропелево-гумусовом типе ОВ) приведет к генерации не только метана, но и его гомологов. [c.182]

Углеводородные газы (природные, попутные, коксовый) содержат примеси — сернистые соединения, способные отравлять катализаторы, вызывать коррозию и загрязнение аппаратуры. Одной из первых стадий переработки газов для синтеза аммиака является очистка от сернистых соединений. В промышленности применяют несколько способов очистки газа от сернистых соединений абсорбционный, мышьяково-содовый, сухой очистки активным углем, каталитический, очистки поглотителями на основе окиси цинка. [c.46]

Вторая группа включает методы, основанные на взаимораст-воримости нефтн и вытесняющего реагента углекислого газа, углеводородных газов высокого давления, растворителей и т. д. В эту группу входят следующие методы закачка сухого газа высокого давления вытеснение нефти обогащенным газом закачка диоксида углерода [c.188]

I — вакуумная перегонка 2 — гидро-очистка 3 — каталитический крекинг и. ту ректификация" 4 — висбрекинг гудрона 5 — абсорбция и газофракционирование - I мазут II — компонент дизельного топлива /// — вакуумный дистиллят /1 —гудрон V — углеводородный газ V/ —сухой газ (С —Сз) V//— пропан-пропнленовая фракция У///— бутан-бутиленовая фракция IX — бензин X — фр. 270—420 °С XI — фр. выше 420 С Л//— котельное топливо (нли сырье коксования) XIII — водород. [c.266]

Жидкие продукты из сепаратора высокого давления 5 дросселируются в сепаратор среднего даапения 7, из которого в виде газовой фазы отбираются легкие углеводороды 1- 4, а также сероводород и аммиак. Эта газовая смесь очищается от сероводорода в абсорбере моноэтаноламином (на схеме не показано) и направляется на установку разделения углеводородных газов на сухой газ (С1-С2) и сжиженный газ — углеводороды С3-С4. [c.282]

Н Инертные газы (азот, водород и др.) углеводородные газы (бутан и др.) промышленные газы (коксовый, конвертированный, крекинг-газ) агрессивные газы (хлор сухой, окислы азота, сернистый газ, нитрогазы) нефтепродукты (бензин, керосин и др.) До 2,5 До+400 [c.24]

Газы природнью горючие. Метод определения удельной теплоты сгорания Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава Г азы нефтепереработки. Метод определения сероводорода Г аз сухой. Метод определения компонентного состава Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб [c.143]

I — углеводородное сырье II — воздух III — топочный газ IV — закалочная жидкость V — диметилформамид VI — абсорбционное масло VII — инертный газ VIII — сухой газ IX — продуктовый ацетилен X — гомологи ацетилена на факел. [c.96]

У — сырьевой насос 2,9 — теплообменники 3 — колонна для отмывки циркулирующего водородсодержащего газа от сероводорода моноэтаноламином 4 — колонна для отмывки жирного газа от сероводорода моноэтаноламином 5 — сборник-водоотделитель 6 — холодильник 7 — колонна для выделения нз гидрогенизата углеводородных газов, сероводорода и воды 8 — кипятильник 10 — реактор блока гидро-очистки // — компрессор для вывода с установки избыточного водородсодержащего газа /2 — компрессор для циркуляции водородсодержащего газа блока гидроочисткн /3 — компрессор для циркуляции водородсодержащего газа блока риформинга / —адсорберы для осушки циркулирующего водородсодержащего газа 15 — многокамерная трубчатая печь 16 — реакторы блока риформинга /7--печь для нагрева инертного газа 18 — газосепаратор 19 — газофракционирующая колонна 20 — печь 21 — колонна для стабилизации дистиллята 22 — сборник. Линии / — сырье // — вывод водородсодержащего газа /// — вывод сухого газа /1/ —вывод сжиженного газа V —вывод стабильного риформинг-бензина V/— циркулирующий водородсодержащий газ блока гидроочистки К//— циркулирующий водпродсодержащий газ блока риформинга 1 ///— водный раствор моноэтаиоламина /Л —раствор моноэтаиоламина, насыщенный сероводородом Л — вывод воды /— ввод дихлорэтана . У// —ввод инертного газа XIII —вывод продуктов десорбции [c.179]

Каталитический риформинг. На заводах Советского Союза наиболее распространены установки риформинга со стационарным слоем катализатора при межрегенерационном ци1 е 0,5-1 год и более. Эта схема сходна со схемой установки риформинга американской компании "Шеврон". Нагретое сырье проходит гидроочистку бензинов и подогреваясь в многосекционной печи последовательно направляется в три реактора риформинга, где проходят реакции дегидрирования, дегидроциклизации и гидрокрекинга. Между реакторами предусмотрен подогрев сырья, так как реакции дегидрирования поглощают тепло. При выходе из последнего реактора катализат с растворенными углеводородными газами через сепараторы высокого и низкого давления подается на стабилизацию в колонну, где продукты реакции разделяются на катализат с заданным давлением паров, сжиженный газ и сухой углеводородный газ. На установках имеется также оборудование для промотирова-ния катализатора хлором в циклах реакции и регенерации и для регулирования влажности в системе риформинга. Типы различных установок риформинга с неподвижным слоем катализатора приведены в табл. 29. [c.245]

По — соответственно плотность и показатель преломления при t С А, И, М, — содержание соответственно ароматических, нафтеновых и метановых углеводородов (в % вес.) S — содержание серы в нефти и отдельных фракциях (в %) М. В, — молекулярный вес Са, Сд, q, Сд, g — доля углерода (в % вес.), связанного соответственно с ароматическими циклами, нафтеновыми кольцами, циклическими структурами, метановыми углеводородами (в последнем случае вместе с боковыми цепями циклических) и сернистыми соединениями (С Н- Сц + j + g = 100%) К , Кд, К — среднее число колец на молекулу соответственно ароматических, нафтеновых углеводородов и общее их количество (Ко = Ка -Ь Кн) С , g, g, С4, С5 и т. д. — содержание в газе соответственно метана, этана, пропана, бутанов, пентанов и т. д. (в %) gHe -f- высш., — содержание в газе этана и более высококипящих углеводородов В. У, — углеводороды, кипящие выше 500° С (в % вес.) См — силикагелевые смолы (в %) а — асфальтены (в %). Условные типы нефти М — метановый, Н — нафтеновый, МАЛ, МАТ — метано-ароматичсский (легкий и тяжелый), МНС — метано-нафтеновый сернистый, МНАС — метано-нафтено-ароматический сернистый. Группы газов С — сухие, ПС — полусухие, Ж — жирные, МА — метано-азотные, УС — углеводородно-сероводородные. [c.6]

Во фракциях легкого и тяжелого бензинов, отбираемых с верха соответственно отбензинивающей и атмосферной колонн (см. рис.5.13), содержатся растворенные углеводородные газы (С, —С ). Поэтому нрямогонные бензины должны подвергаться вначале ста — билизации с выделением сухого (С,—С ) и сжиженного ( — J газов и последующим их рациональным использованием. [c.189]

Естественно, что выход водорода будет тем больше, чем выше концентрация его в молекуле углеводородного сырья. С этой точки зрения наиболее благоприятное сырье — метан, в молекуле которого содержится 25 % масс, водорода. Источником метана являются природные газы с концентрацией 94 —99 % об. СН . Для производства водорода выгодно также использовать дешевые сухие газы н( фтепереработки. [c.156]

Сведения о количестве огнетушащего порошка, необходимом для ликвидации пожара сжиженного углеводородного газа, различны. Так, исследования по тушению пожаров, проведенные в Луизиане (США), показали, что минимальный расход сухих порошков должен составлять 0,68 кг/(м ). Порошок с такой скоростью нужно подавать в течение 1 мин. Опыты по тушению горящего сжиженного углеводородного газа на о. Чарльза (США) свидетельствуют, что минимальный расход порошка должен составлять 2 кг/(м ) и такой расход должен поддерживаться в течение 1 мин. Расчеты показывают, что если принять расход порошка 1 кг/(м2-с), то на тушение пожара сравнительно небольшой площади 45X15 м необходимо подать около 14 т порошка в 1 мин. Оборудование для подачи порошка громоздко и непрактично. Но если пожар и потушен, огнетушащий порошок не снижает испарения сжиженных газов, поэтому существует угроза повторного воспламенения. Таким образом, для тушения пожара сжиженных газов большой площади противопожарное оборудование с применением сухого порошка практически не может быть применено. [c.145]

Абсолютные и относительные выходы продуктов каталитического крекинга данного сырья зависят не только от глубины его превращения, но и от режима процесса. Например, с ростом температуры при одной и той же глубине крекинга сырья выход сухого газа повьпнается, а кокса уменьшается (см. главу IX). Кроме того, выходы продуктов зависят от углеводородного состава сырья. [c.228]

Топливный газ получают совместной конверсией сухого газа и углеводородного сырья с водяным паром в присутствии Ы1-и-катализатора при температуре 350—700° С и давлении 5—20 ат. Условия реакции и количество сухого газа подбирают такими, чтобы реакция была экзотермической или термонейтральной. Сухой газ получают конверсией беи-зино-легронновой фракции (Се—С,) с водяным паром в присутствии Ы1-и-катализа-тора при высоких температурах. Он состоит из водорода и окиси углерода [c.136]

Природные газы после очистки и осушкп могут непосредственно поступать на переработку. Попутные газы, содержаш,ие большое количество тяжелых углеводородов, как правило, поступают на газобензиновый завод, где подвергаются отбепзпнпванию, т. е. выделению углеводородов Са и выше. Полученную смесь, называемую нестабильным газовым бензином, направляют на стабилизацию и фракционирование, в результате которого выделяются или отдельные углеводороды (этап, пропан, н-бутан, изобутан, к-пентан, изопентан и др.) или их фракции и стабильный газовый бензин. Степень чистоты продуктов определяется экономическими соображениями и потребностью в отдельных видах углеводородного сырья. Сухой газ после выделения тяжелых углеводородов используется в качестве топлива илп является сырьем для дальнейшей переработки. [c.15]