Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Конденсат от нефти


Что такое «газовый конденсат»? | Нектон Сиа

Что такое «газовый конденсат»?

19.01.2015 19:32:00

Очень часто мы слышим в телевизионных программах словосочетание «газовый конденсат». Конечно, исходя из названия, мы догадываемся, что этот таинственный «конденсат» имеет некое отношение к природному газу. Но какое отношение? Давайте сегодня мы с вами выясним, что же это за вещество такое – газовый конденсат.

Что представляет собой газовый конденсат?

Внешне, как правило, газоконденсат представляет собой прозрачную жидкость. Цвет данной жидкости может варьировать от соломенно-жёлтого до жёлто-коричневого. От чего же зависит цвет вещества? Оказывается, интенсивность окраски жидкости зависит от количества содержащихся в ней примесей нефти. Возможно, вы слышали название «белая нефть». Так вот – это общепринятое название газового конденсата.

Каким образом происходит отделение газового конденсата?

Глубоко в недрах нашей земли залегают различные ископаемые. В том числе – газ и газоконденсат. Обнаружив данные залежи, добывающая компания бурит скважину в толщу земли, пытаясь добраться до газосодержащих пластов. В ходе бурения давление в пластах уменьшается и параллельно снижается температура. Как вам известно, любой конденсат появляется тогда, когда значительно снижается либо температура окружающей среды, либо давление. Вот и в случае добычи газа происходит именно этот процесс. Давление и температура падают, и при этом из газа начинают выделяться жидкие углеводороды смешанного состава (С5 и выше). Это и есть наша «белая нефть». При этом, чем выше баротермические показатели до начала конденсации, тем большее количество углеводородов может быть растворено в добываемом газе. Также на количество углеводородов влияет состав газа в пласте и наличие «нефтяных оторочек». Нефтяной оторочкой называют часть залежи, содержащей нефть, а также газ и конденсат. Концентрироваться в пласте газовый конденсат может в различных пределах – от 5 г/ м³ до 1000 г/ м³.

Если газовые залежи находятся на большой глубине, то для получения конденсата приходится не только понижать температуру газа, но также дополнительно его абсорбировать и ректифицировать.

Для того, чтобы давление в пласте сохранялось на высоком уровне как можно дольше, углеводороды фракции С1-С2 закачиваются обратно в скважину.

В результате непосредственно из скважины получается так называемый «нестабильный» конденсат. Он поступает к потребителям по специальным проводящим системам. Нестабильный конденсат подвергают тщательной очистке от примесей, удаляют из состава газ. Теперь он становится «стабильным». Данный вид газового конденсата доходит до конечного потребителя либо по трубопроводам, либо наливным транспортом.

Каков состав газового конденсата?

На состав газового конденсата оказывает влияние множество факторов. На углеводородный состав конденсата и количество фракций в нём влияют условия залегания пласта; условия, при которых происходит отбор вещества. Очень важно учитывать и период времени, в течение которого данная залежь эксплуатируется. Ранее мы упоминали о влиянии на состав конденсата «нефтяных оторочек», имеющихся в пласте. Следует учитывать и условия миграции газоконденсата в залежи в ходе её формирования, а также химический состав пластового газа. В общем и целом, содержимое газового конденсата подобно нефтяному. Но, в отличие от нефти, гаоконденсат не содержит смолистых веществ и асфальтенов. В основном, он включает в себя бензиновые и керосиновые компоненты. Бензиновые фракции кипят при температуре +30 °С - +200 °С, керосиновые – в пределах +200 °С - +300 °С. Входит в состав конденсата и небольшое количество высококипящих компонентов. Выход бензиновых фракций обычно составляет более половины. Если пласт располагается на большой глубине, то в его составе преобладают керосиновые компоненты и газойль. Чаще встречаются конденсаты, имеющие в своём составе метаны и нафтены, реже – содержащие ароматические или нафтеновые углеводороды.

Для чего служит газовый конденсат?

Газоконденсат служит в качестве основы для получения топлива или продуктов нефтехимической промышленности. Так из газового конденсата получают различные виды реактивного, дизельного или котельного топлива или бензины высокого качества. Для улучшения качества бензиновые фракции, получаемые из конденсата, подвергают дополнительной обработке. С целью повышения устойчивости топлива к детонации, в состав вводят антидетонаторы. Без дополнительной обработки данные виды топлива можно использовать лишь в тёплый сезон, так как они быстро мутнеют и застывают. Для того, чтобы эти виды топлива работали и в холода, из их состава удаляется парафин. Для производства пластических масс, синтетических каучуков, разного рода волокон и смол используются ароматические углеводороды, олефины и другие мономерные молекулы, получаемые при обработке газового конденсата.

Добывающие предприятия заинтересованы в разработке конденсатов, имеющихся на крупных месторождениях. Ими вводятся в строй установки, обладающие большой единичной мощностью.

Например, компания Газпром владеет месторождениями с запасами газового конденсата, составляющими более 1 миллиарда тонн. В год данная компания добывает около 13 миллионов тонн газоконденсата.

necton-sea.ru

Очистка конденсата от нефтепродуктов - Справочник химика 21

    Содержание нефтепродуктов в конденсате, собираемом на НПЗ, может быть довольно высоким — порядка 200 мг/кг. Такой конденсат подвергается очистке от нефтепродуктов (как правило, методом отстаивания). В случае нецелесообразности очистки конденсата из-за повышенного содержания нефтепродуктов (более 200 мг/кг) конденсат поступает в канализационный коллектор и после охлаждения до 40 °С сбрасывается в канализацию. [c.125]     Если растворитель не образует с водой азеотропных смесей и разница между температурами их кипения достаточна, то их можно разделять фракционной перегонкой (например, смесь ацетона с водой). Растворители, образующие азеотропную смесь с водой, но обладающие относительно невысокой растворимостью в воде и воды в них (дихлорэтан, нитробензол и др.), можно легко регенерировать из водных растворов. Ббльшая часть избирательных растворителей, используемых в практике очистки нефтепродуктов, от-.носится к третьей группе растворителей, образующих с водой смесь с постоянной температурой кипения и имеющих относительно высокую растворимость в воде и воды в них (крезолы, фурфурол, фенол, метилэтилкетон и др.). Для их разделения пользуются значительной разницей в концентрациях растворителя в парах азеотропной смеси и в жидкой фазе охлажденного конденсата, состоя- [c.106]

    Очистка конденсата методом отстоя позволяет снизить содержание нефтепродуктов до 10 мг/кг. Из отстойников конденсат поступает в резервуары 2 и далее насосами 12 подается на фильтрацию в сорбционные фильтры I и II ступени и Na-катионитовые фильтры. Откачка конденсата производится при поддержании постоянного уровня в резервуарах 2 с помощью автоматического регулятора. [c.538]

    Центральные конденсатные станции и очистка конденсата. Конденсат, поступающий от потребителей, загрязнен нефтепродуктами, смазочными маслами и реагентами, применяемыми на установках при проведении различных технологических процессов. [c.125]

    Очищенные технологические конденсаты используются за рубежом также для подпитки оборотных систем (при остаточном содержании сульфидов не более 2 мг/л), в качестве распыляющего агента в печных горелках, промывной воды и др. После очистки от нефтепродуктов и фильтрования через зернистые загрузки более "чистые" (по содержанию растворенной органики) из них пригодны для подпитки паровых котлов низкого давления - до 1,5 МПа, а после адсорбционной очистки и удаления анионов путем ионного обмена - для подпитки котлов более высокого давления [28]. [c.19]

    В связи с множеством загрязняющих примесей и методы очистки могут быть различными, поэтому целесообразно рассмотреть технологии очистки от наиболее часто встречающихся Б практике загрязнений, т. е. от нефтепродуктов, продуктов коррозии и минеральных солей. Кроме специфики загрязняющих примесей схема очистки конденсата определяется и рабочими параметрами котлов ТЭС. Так, для котлов среднего давления схема может иметь только одну ступень механической очистки, а для котлов высокого и сверхвысокого давления необходима и вторая ступень — ионитная очистка. [c.138]

    Центральные конденсатные станции с узлами доочистки конденсата предназначены для приема конденсата, поступающего от районных конденсатных станций, и очистки его в соответствии с нормами, предъявляемыми к качеству производственных конденсатов, возвращаемых на ТЭЦ общая жесткость — не более 50 мкг-экв/кг содержание железа — не более 100 мкг/кг меди — не более 20 мкг/кг цинка — не более 20 мкг/кг никеля — не более 20 мкг/кг (всего продуктов коррозии стали и других конструкционных материалов — не более 160 мкг/кг) кремниевой кислоты — не более 150 мкг/кг нефтепродуктов типа масла и мазута — не более 0,5 мг/кг сухой остаток за вычетом оксидов металлов—1,0 мг/кг хроматная окисляемость — не более 20 мг/кг. [c.537]

    ОЧИСТКА КОНДЕНСАТА ОТ НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.139]

    Производственный конденсат, загрязненный различными примесями, в том числе и нефтепродуктами, необходимо подвергнуть прежде всего очистке от нефтепродуктов. Совмещение обезмасливания с ионитной очисткой и очисткой от продуктов коррозии нецелесообразно. [c.139]

    Эффективная очистка от нефтепродуктов конденсата возможна при его загрязнении не более 20 мг/кг. Нефтепродукты образуют неустойчивую эмульсию, расслаивающуюся при отстаивании, в особенности быстро протекает расслаивание при высокой температуре, так как ее повышение уменьшает вязкость воды. [c.139]

    Схема очистки конденсата от нефтепродуктов определяется степенью его загрязнения. При содержании нефтепродуктов не более 10 мг/кг очистка может быть достигнута с применением только сорбционных фильтров. Когда содержание нефтепродуктов превышает 10 мг/кг, установки оборудуются специальными отстойниками с нефтеловушками. Конденсат на сорбционные фильтры подается после отстойников. Для полного отделения нефтепродуктов продолжительность отстоя должна быть не менее 3 ч. Обычно предусматривается установка не менее двух отстойников, заполняемых поочередно каждый рассчитан на номинальный 3-часовой расход конденсата. [c.139]

    Применение флотации в схемах очистки конденсата рекомендуется лишь в отдельных случаях, при повышенном затруднении нефтепродуктами, когда отказ от приема такого конденсата связан с большими экономическими потерями. [c.139]

    Промышленная проверка сорбционной способности полукокса была проведена на установке очистки конденсата от нефтепродуктов Среднеуральской ГРЭС. Схема ее представлена на рис. 3.19. Загрязненность исходного конденсата была в пределах 5—10 мг/кг нефтепродуктов, скорость фильтрования 6 м/ч. Сорбционные способности полукокса [c.140]

    Для оценки степени распределения остаточного количества нефтепродуктов в материале были отобраны пробы полукокса с поверхности загрузки и на расстоянии 200, 300, 500 мм от поверхности и над НРУ. Результаты анализа проб, приведенные на графике рис. 3.21, показывают, что равномерность отмывки полукокса была удовлетворительной. Отмывка полукокса от мазута, проведенная в аналогичных условиях, показала меньшую эффективность (рис. 3.21) в основном мазут отмывался с верхнего слоя загрузки. Таким образом, по эффективности очистки конденсата от нефтепродуктов полукокс не уступает БАУ и может быть рекомендован для промышленного применения. [c.142]

    В качестве сорбционных наиболее часто применяют фильтры с фильтрующим слоем из активированного угля различных марок (чаще всего БАУ). Эти материалы применяются также для очистки от нефтепродуктов возвратных производственных конденсатов. [c.110]

    Циркуляционный газ подвергается очистке от сероводорода и возвращается в цикл. Для поддержания нужной концентрации водорода в циркуляционном газе перед сепаратором на компрессор постоянно подается свежий водородсодержащий газ, а часть циркуляционного газа отдувается. Отдуваемый водородсодержащий газ, предварительно нагретый в подогревателе печп, направляется в стабилизационную колонну с целью снижения парциального давления паров нефтепродукта. В колонне из дизельного топлива выделяются углеводородные газы и бензин для получения дизельного топлива с требуемой температурой вспышки. Тепловой режим колонны обеспечивается теплотой сырья, подаваемого в стабилизационную колонну. Выходящее из нижней части колонны стабильное дизельное топливо охлаждается в теплообменниках и воздушном холодильнике, после чего выводится с установки. С верха колонны отбирается бензин и углеводородный газ после охлаждения они поступают в сепаратор, в котором бензин отстаивается от водного конденсата. [c.64]

    Очистке подвергается конденсат с содержанием нефтепродуктов до 200 мг/кг. При более высоком содержании нефтепродуктов конденсат сбрасывают в систему канализации после предварительного охлаждения до 40 С. [c.537]

    После Ыа-катионитовых фильтров 10 умягченный и очищенный конденсат поступает в резервуары для чистого конденсата 4. Откачивание конденсата на ТЭЦ осуществляется насосами 13 при постоянном уровне в этих резервуарах. Очистка фильтрацией позволяет снизить содержание нефтепродуктов в конденсате до 0,5 мг/кг. [c.542]

    На новых НПЗ для хр шения нефти и нефтепродуктов применяются резервуары большого единичного объема с эффективными системами герметизации, автоматические системы приготовления товарной продукции в потоке, автоматизированные пункты герметичного точечного налива нефтепродуктов, системы водоснабжения и канализации, предусматривающие сокращение до минимума сброса неочищенных стоков в водоемы и уменьшение расхода воды на производственные нужды. При энергоснабжении новых заводов добиваются максимальной утилизации теплоты отходящих нефтепродуктов, высокой степени очистки возвращаемого на ТЭЦ конденсата, повышения надежности систем электро-и теплоснабжения. [c.6]

    Конденсат как нефтепродукт представляет значительную ценность, поэтому при разработке газоконденсатных залежей основное внимание уделяется получению конденсата из газа. Остающийся после извлечения конденсата газ направляется по газопроводу для очистки и использования как топлива или для других целей. [c.138]

    Для гарантированного отбора вакуумного дистиллята необходимого качества (не менее 60%), применяется двухступенчатая система создания глубокого вакуума в колонне. Принципиальная схема охлаждения потоков вакуумной колонны и схема создания вакуума с помощью паровых эжекторов представлены на рис. 3.2 г. По этой схеме парогазовый продукт с верха К-1 проходит конденсацию в водяном холодильнике Т-16, на вход которого подается ингибитор коррозии. В этом холодильнике часть паров конденсируется, и жидкость из него поступает в барометрическую емкость Е-2. Не-сконденсировавшиеся пары и газы отсасываются паровым эжектором первой ступени Э-1 и подаются в промежуточный конденсатор-холодильник второй ступени Т-17, откуда конденсат собирается в барометрической емкости Е-2. Оставшаяся часть паров и газов разложения отсасывается из Т-17 эжектором второй ступени в конденсатор Т 18, из которого конденсат также сливается в Е-2. Часть газов разложения из Т-18 может рециркулировать на прием эжектора Э-1, основная же часть вместе с жидкостью собирается в Е-2, где происходит отделение кислой воды и нефтепродукта от газов разложения. Последние в целях снижения экологической вредности сжигаются в нагревательных печах вакуумной колонны П-1 и П-2 через специальные горелки. Нефтепродукт, уловленный в Е-2, откачивается насосом Н-13 как некондиционный и может использоваться по разным направлениям. Кислая вода откачивается насосом Н-12 в секцию очистки от сероводорода и аммиака. Описание работы этой секции приведено ниже. [c.102]

    Очистка стоков АВТ. Для сокращения количества сточных вод, сбрасываемых с установок АВТ, наиболее рационально независимо от качества перерабатываемой нефти заменить барометрические конденсаторы смешения конденсаторами поверхностного типа. Это позволит исключить около 800—900 м 1ч сточной воды с АВТ производительностью 6 млн. т/год. После осуществления такого мероприятия на установ ке АВТ останется от всех барометрических вод только 7 м 1ч конденсата от эжектора. В этом конденсате должно содержаться значительное количество нефтепродуктов (до 50— 100 г/л) и 300—1000 мг/л серов одорода. [c.154]

    Полученный конденсат следует отстаивать от нефтепродуктов в локальной ловушке, расположенной на территории установки. Конденсат от эжекторов должен направляться на смешение с конденсатом колонн К-1 и К-2 и затем на очистку. В табл. 1 приведены данные по со ставу сероводородных вод, полученных при переработке сернистых и высокосернистых нефтей. [c.154]

    При Применении большего количества воды, как пресной, так и соленой, результаты обессоливания примерно одинаковы. При использовании 10% воды с высоким содержанием солей результаты обессоливания лучше, чем при использовании 3% свежей воды, и примерно такие же, как при использовании 5% свежей воды. Промывка нефти на второй и третьей ступенях водой с небольшой концентрацией солей (1000 мг/л) незначительно влияет на результаты обессоливания нефти при одном и том же расходе воды. При этом, как и на первой ступени, результаты обессоливания лучше при применении большего количества соленой воды, чем малого количества пресной, и не уступают результатам, полученным при использовании значительного количества пресной воды. Применение пресной воды для обессоливания нефти можно полностью исключить, заменив ее ббльшим количеством оборотной воды, очищенными тепло-техническими и технологическими конденсатами, и тем самым уменьшить общее количество заводских сточных вод, подвергаемых глубокой очистке, и связанных с этим потерь нефти и нефтепродуктов, загрязняющих окружающий воздух и водоемы. [c.136]

    Из таблицы видно, что происходит резкое колебание качества сточных вод, подаваемых на очистку (по нефтепродуктам от 167 до 3730 мг/л и по мехпримесям от 29 до 1817 мг/л). Это связано с тем, что технологический конденсат с установки ЭЛОУ поступает непосредственно на очистку, а не через усреднитель. Несмотря на это, качество очищенных сточных вод после турбофлотатора соответствует нормам. [c.190]

    Технологические паропотребляющие аппараты в зависимости от их назначения и условий работы могут загрязнять конденсат различными нефтепродуктами и примесями. Загрязнение происходит вследствие неплотностей фланцевых и других соединений, а также язвенной коррозии теплообменных поверхностей. Отработанный пар контактирует со смазочным маслом, которое, попадая в конденсат, загрязняет его. Выработка пара из загрязненного конденсата после его очистки в большинстве случаев целесообразнее, чем применение для этого воды из источников водоснабжения при соответствующей ее обработке. Если загрязнение конденсата технологического пара настолько велико, что его очистка менее экономична, чем химическая обработка исходной воды, то конденсат целесообразно сбрасывать, предварительно использовав часть его тепла для выработки вторичного пара или нагрева воды. Целесообразность очистки конденсата устанавливают в каждом конкретном случае на основании технико-экономических расчетов. [c.55]

    Об опыте применения намывных фильтров для очистки конденсата от продуктов коррозии и нефтепродуктов на Ленинградской АЭС сообщается в работе [43]. Схема установки приведена на рис. 2-40. В конденсате, поступающем на очистку, содержание нефтепродуктов колеблется от 0,1 до 2,5 мг/л температура воды около 15—20°С. Намыв фильтроперлита производился из расчета 1,2 кг/м фильтрующей поверхности при скорости восходящего потока в корпусе фильтра, равном 100 м/ч. Продолжительность фильтроцикла зависит от качества исходной воды и колеблется от 30 до 150 ч. Степень очистки от продуктов коррозии составляет 50—60%, а по маслу 60—70%. Регенерация фильтрующего слоя производится при достижении напора, равного 0,8—1,0 кгс/см , или при достижении [c.114]

    Серьезную проблему представляет очистка конденсатов. На электростанцию может поступать замасленный конденсат с предприятий, потребляющих отборный пар. При подогреве мазута вследствие неплотности подогревателей образуется замазученный конденсат. Очистить конденсат от нефтепродуктов до требуемого качества удается не всегда. В этих случаях он образует дополнительные сточные воды, обычно с сильно диспергированными нефтепродуктами. [c.199]

    Покровский В. Н., Аракчеев Е. П. Очистка от нефтепродуктов сточных вод и конденсатов тепловых электростанций. — Экс-пресс-информация. Сер. Эксплуатация оборудования энергосистем. М. Информэнерго, 1975. [c.254]

    Обводненный фурфурол из вакуум-приемника 39 направляется в отстойник 45, где он разделяется на два слоя нижний — влажный фурфурол — служит орошением колонны 26 верхний — водный слой, содержащий 8—9 % (масс.) фурфурола, поступает в дополнительный отстойник 49, разделенный на три секции. Отстоявшийся фурфурол из первой секции отстойника 49 вместе с влажным фурфуролом из отстойника 45 насосом 46 подается в колонну 26. Водный слой из второй секции отстойника 49 насосом 47 через теплообменник 44 направляется в колонну 5(9 для отгонки фурфурола в низ этой колонны для отпаривания азеотропной смеси подается острый перегретый водяной пар. Пары воды и фурфурола с верха колонны 50 поступают в конденсатор-холо-дильник 43, откуда конденсат вместе с потоком сконденсированных в холодильнике 42 паров азеотропной смеси из колонны 26 поступает в отстойник 45. Вода из колонны 50 уходит в спецканализацию. При очистке дистиллятных фракций в третьей секции отстойника 49 накапливается нефтепродукт (так называемое легкое масло ) вследствие уноса масляных компонентов парами, уходящими из отпарных колонн. Это легкое масло , содержащее растворенный в нем фурфурол, направляется насосом 48 в отпарную экстрактную колонну 57 для регенерации фурфурола. [c.76]

    При щелочной очистке нефтепродуктов, природного газа и газового конденсата от серусодержащих соединений образуются щелочные сточные воды, содержащие сульфиды и смеси низших алкилмеркапти-дов. Эти сточные воды плохо поддаются переработке и создают неблагоприятную экологическую обстановку вокруг нефте- и газоперерабатывающих заводов. [c.148]

    Гелевые поршни за рубежом нашли широкое применение. В последние годы гелеобразные составы все чаще используются при введении тру 5опроводов в эксплуатацию в качестве разделителей в трубопроводах различных сортов нефти или нефтепродуктов, для очистки полости трубопроводов от загрязнителей, распределения в них ингибиторов коррозии, вытеснения скопившегося конденсата или застрявших скребков. [c.186]

    При переработке сернистых нефтей особое внимание следует уделять предотвращению попадания в атмосферу сероводорода. Все получаемые на заводах нефтепродукты и заводские газы нужно очищать от Н З. Серьезным источником загрязнения атмосферы сероводородом являются сточные воды, отходящие от барометрических конденсаторов, и конденсаты после атмосферных и атмосферновакуумных трубчаток и установок каталитического крекинга, сбросы охлаждающей воды из конденсаторов смешения прп охлаждении кокса на установках типа 21-10 и др. Содержание Н З в указанных конденсатах может достигать от 300 до 2000 мг/л. Сброс таких сточных вод без предварительной их очистки от НаЗ в систему промышленной канализацип не только ухудшит качество сточных вод, но и увеличит степень загрязнения атмосферного воздуха. Поэтому конденсаты и воды, загрязненные сероводородом, необходимо подвергать от-дувке под вакуумом или предварительной дезодорации — окислению сероводорода воздухом (при 120 °С и 0,4 МПа) [И]. Очищенную сточную воду следует использовать для производственных целей или направить в систему очистки эмульсионных сточных вод. Отходящий с установок дезодорации воздух с относительно небольшим содержанием Н З сжигают в топках печей или передают на установку получения серы. [c.166]

    Прц производительности установки 1200 тыс. т/год применительно к заводу мощностью 12 млн. т1год образуются сточные воды, загрязненные до 200—250 мг/л сероводородом и до 3000 мг/л тяжелыми нефтепродуктами. Наличие тяжелых нефтепродуктов затрудняет очистку этого стока из сероводорода, поэтому прежде всего необходимо разработать мероприятия по удалению из него тяжелых нефтепродуктов, а затем направить этот сток для очистки от сероводорода на аэрационно-окислительную установку. Наиболее рациональным следует считать возможность замены конденсаторов смешения поверхностными. При этом количество сероводородных вод сократится в десятки раз, а конденсат, получаемый после такой замены, должен совместно с технологическим конденсатом направляться на дезодорацию. [c.156]

    Сероводород поступает в атмосферу также за счет его выделения (испарения) из сернисто-щелочных сточных вод и технологических конденсатов (СЩС и ТК), через неплотности технологического оборудования (насосы, компрессоры, арматура), с установок первичной переработки нефти и гидроочистки, термокрекинга, моноэтаноловой очистки и резервуаров совместно с парами нефтепродуктов. Значительными источниками выбросов сероводорода являются бароконденсаторы смешения, а также установки по производству серы. [c.204]

    Усредненные данные по загрязнению промышленных стоков технологическими установками завода топливно-нефтехимического профиля приведены в табл. 3.26. Следует отметить, что, наряду с проблемой загрязнения нефтепродуктами, имеется проблема загрязнения водных потоков другими вредными компонентами, например, фенолом, сероводородом, хлоридами, азвещенными ве-шествами и др. Например, более половины вклада в общее загрязнение сточных вод фенолом вносят установка очистки технологического конденсата и сернисто-щелочных стоков (УО ТК и СЩС) (-47%), установка Г-43-107 (-5%), установки ЭЛОУ и первичной переработки нефти ( 3%), установка 24/5 (-1,8%). Наибольшее количество фенола на установках первичной переработки нефти поступает с водами дренажных емкостей колонн К-1 и К-2. [c.275]

    Принцип максимального использования оборотного водоснабжения при оптимальном применении воздушного охлажцения положен в основу схем бессточных нефтеперерабатываюших заводов (рис. 4.11). На этих заводах очистка нефтепродуктов от сернистых соединений осуществляется регенерируемыми реагентами. Сернисто-щелочные сточные воды после обезвреживания на установке карбонизации подаются совместно со стоками ЭЛОУ (электрообессоливающая установка) на термическое обессоливание. Полученный при обессоливании водный конденсат направляется в водооборотный цикл. Из остатка выпари- [c.349]

    Технологический конденсат (из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и поэтому зафяз-нен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 2,5 - 3,0% на нефть. Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода, либо на очистку, после чего может быть использован повторно для получения водяного пара. [c.378]

chem21.info

Природный газ, газовый конденсат, нефтяные газы

    В книге освещены теоретические основы процессов переработки природных и нефтяных газов и газового конденсата. Даны сведения об аппаратуре, технологических схемах и машинных методах проектирования газоперерабатывающих заводов. [c.2]

    Отделение частиц от несущей среды (сепарация) имеет большое практическое применение в нефтяной и газовой промышленности. Перед подачей нефти и природного газа в нефте- и газопроводы необходимо предварительно отделить от нефти воду (обезвоживание), а от газа — механические примеси, газовый конденсат и воду. Эти процессы производятся в специальных аппаратах-отстойниках, сепараторах, многофазных разделителях, в которых разделение фаз происходит под действием гравитационных, центробежных и других сил. Используемые методы при моделировании процессов сепарации углеводородных систем изложены в работе [44]. [c.190]

    Развитие сырьевой и топливно-энергетической базы химической промышленности направлено на обеспечение прироста продукции в соответствии с поставленными задачами. Для этого предполагается наращивать производство углеводородного сырья и нефтехимических полупродуктов за счет углубления переработки нефти, широкого использования газового конденсата, комплексного использования ценных углеводородов, природного и попутного нефтяного газа, вовлечения в производство ненефтяных видов сырья окиси и двуокиси углерода, метанола, продуктов переработки угля, сланцев, повышения эффективности использования углеводородного сырья путем применения высокоселективных и ресурсосберегающих технологических процессов. В производстве минеральных удобрений сырьевая база будет расширена за счет внедрения более эффективных технологий обогащения калийных и обедненных фосфатных руд, использования при получении серной кислоты вторичного сырья — серосодержащих газов предприятий цветной металлургии и нефтеперерабатывающей промышленности. [c.184]

    Техника и стоимость перевода других видов топлива в газы, взаимозаменяемые с природным газом, варьируются в очень широких пределах и зависят главным образом от свойств сырья и, следовательно, простоты его газификации. Качественный заменитель можно получать практически из любого ископаемого топлива, например из угля, сырой нефти или любой углеводородной фракции этих сырьевых материалов. В то же время сложность и стоимость процесса переработки будут значительно меньше, если относительная молекулярная масса топлива будет низкой, а химический состав его простым. Легкие углеводороды, например сжиженный нефтяной газ, лигроин, газовый конденсат или реактивное топливо, в определенных условиях можно газифицировать довольно просто с помощью пара. Более тяжелые фракции реагируют в таких условиях хуже и для инициирования процесса газификации, как правило, требуют наличия свободного водорода, получаемого во вспомогательном блоке. [c.20]

    Газовые конденсаты являются побочным продуктом добычи природного и попутного нефтяного газов. Обычно они представляют собой смесь различных углеводородных фракций, выкипающих в широких температурных пределах. При этом фракции, содержащиеся в газовых конденсатах, близки к бензиновым, [c.106]

    ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ, естественные смесн углеводородов разл. строения, заполняющие поры и пустоты горных пород, рассеянные в почвах, растворенные в иефти и пластовых водах. Различают 1) прир. газы, добываемые из чисто газовых месторождений, практически ие содержащих нефти основной (до 99%) компонент-метан (см. табл.) 2) газы нефтяные попутные, 3) газы газоконденсатных месторождений (см. Газовые конденсаты) 4) твердые газовые гидраты , помимо метана и его гомологов содержат парафиновые, нафтеновые и ароматич. углеводороды. [c.477]

    Природный газ, газовый конденсат, нефтяные газы [c.10]

    Процессы переработки газов можно разделить на две группы первичные и вторичные. К первичным отнесены процессы выделения из природных и нефтяных газов отдельных компонентов и фракций. К вторичным отнесены процессы глубокой переработки отдельных компонентов или фракций, выделяемых из газовых смесей (пиролиз индивидуальных углеводородов, производства моторных топлив из конденсата, производства газовой серы и т. д.). [c.6]

    Настоящая книга посвящена рассмотрению современного состояния и перспективам разработки и внедрения отечественных процессов очистки сернистых газов. Значительное место отведено методам окислительной конверсии сероводорода с учетом того, что разработка процессов гомогенного и гетерогенного каталитического окисления сероводорода и тиолов может оказать в ближайшие годы заметное влияние на технологию переработки сернистых нефтей, газовых конденсатов, сернистых природных и попутных нефтяных газов и связанные с этим проблемы экологии. [c.6]

    Промышленное произ-во первых синтетич. пластмасс (фенопластов) базировалось на ароматич. углеводородах, образующихся при коксовании угля химич. волокон — на целлюлозе синтетич. каучуков — на этиловом спирте лакокрасочных материалов — на растительных маслах и животных жирах. Быстрый рост объемов произ-ва полимеров, начавшийся в промышленно развитых странах после Второй мировой войны, выявил необходимость все более широкого привлечения для их синтеза продуктов переработки нефти, природного и попутного нефтяного газов, газового конденсата. Преимущества этих видов сырья перед названными выше — обширные ресурсы, высокие темпы роста добычи, более совершенная технология переработки, стабильность состава. Кроме того, использование продуктов переработки нефти и газов позволяет высвобождать пищевое сырье. [c.286]

    Настоящая глава посвящена описанию свойств сырья для производства ЗПГ, включая твердые виды топлива (разные сорта угля и лигнита, кокса и антрацита), жидкое нефтяное топливо (сырую нефть и фракции, получаемые в процессе ее обычной переработки) и ряд жидких продуктов, иногда получаемых при очистке природного газа газового конденсата, состоящего из пропана, бутанов и так называемого природного (или газового) бензина (см.гл. 2). [c.62]

    Сжиженный нефтяной газ (СНГ) можно получать в результате очистки сырой нефти в обычном нефтеперерабатывающем комплексе или из газового конденсата, выделенного в процессе очистки природного газа. СНГ состоит в основном из углеводородов с углеродными числами Сз и С4, т. е. соответственно из пропана-пропилена и бутанов-бутенов. В меньших количествах он содержит этан и пентан. Загрязняющих веществ в СНГ обычно немного, так как процесс очистки газа довольно прост. Существуют технические требования на качество СНГ, которые четко опреде>-ляют состав и характеристики следующих трех марок СНГ-про пана, СНГ-бутана и смешанного СНГ....  [c.73]

    ГИ Б энергетических и зкономических проблемах. Общность элементар ного состава ГИ природного газа, газовых конденсатов, нефтей, бурых и каменных углей, горючих сланцев и др. Теории происхождения и генезиса ГИ. Понятие об условном топливе и нефтяном эквиваленте ГИ. Основные физические свойства плотность, молекулярная масса, температуры застывания, размягчения, вспышки, воспламенения и самовоспламения. Теплотворная способность, [c.224]

    Предусмотрено комплексное использование попутного нефтяного и природного газов с получением из них газового конденсата, серы, гелия и других ценных продуктов. Газовый конденсат, являющийся ценным углеводородным сырьем, в зависимости от фракционного и группового состава может быть переработан по варианту с преобладающим топливным профилем или по нефтехимическому профилю с получением сырья для нефтехимического синтеза. [c.6]

    К невозобновляемым энергетическим ресурсам относятся ископаемые топлива — обычная нефть и газовый конденсат, тяжелые нефти и природные битумы, природный (естественный) и нефтяной (попутный) газ, уголь, горючие сланцы и торф. [c.9]

    Газовые конденсаты — жидкие смеси высококипящих углеводородов, конденсирующиеся из природных нефтяных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях. [c.69]

    Выработка продукции лимитируется количеством и составом сырья. Основными видами сырья являются нефть и газовые фракции. Последние поступают от других отраслей (нефтяной и газовой промышленности) или производятся нефтеперерабатывающей промышленностью, т. е. поступают по внутриотраслевому кооперированию. Лимиты ца сырье известны до начала составления плана. Миннефтехимпрому сообщаются выделяемые объемы и ассортимент нефтей в плановом периоде, объемы газового бензина, газового конденсата, природного газа и др. Зная потребность в основных видах продукции отрасли (по количеству и качеству) по районам, располагая генеральной схемой развития, и размещения отрасли и лимитами на сырье, плановые органы Миннефтехимпрома составляют баланс нефтей на плановый период (табл. 5). [c.135]

    Осуществляется комплексное использование попутного нефтяного и природного газов с получением из них газового конденсата, серь , гелия и других ценных продуктов. [c.4]

    Для практической реализации оптимального или изотермического режима целесообразно использовать, в частности, абсорберы с трубчато-решетчатыми тарелками, так как съем тепла в таких аппаратах производится непосредственно в зоне контакта взаимодействующих фаз. При такой организации процесса не требуются традиционные теплообменные устройства, работающие в схеме абсорбер—холодильник—абсорбер . При наличии трубчато-решетчатых тарелок изотермический режим или режим, близкий к оптимальному, может быть обеспечен в ряде случаев за счет подачи в трубчато-решетчатые тарелки технологических потоков с относительно высокой температурой, при которой может оказаться невыгодным охлаждать сухой газ или тощий абсорбент в обычных теплообменных аппаратах, так как с большей эффективностью эти потоки можно использовать для съема тепла в абсорберах с трубчато-решетчатыми тарелками или другими аналогичными тепломассообменными устройствами. Могут быть варианты, при которых для этой цели окажется выгодным использовать бросовый холод различных газообразных и жидких продуктов, получаемых при добыче нефтяных (природных) газов и газового конденсата. [c.221]

    Первичные УГ - это газы, добываемые непосредственно из земных недр. По условиям залегания (и соответственно - составу) они могут быть разделены на природные и попутные (нефтяные) УГ. К природным УГ относят легкие по составу газы чисто газовых месторождений, а также газы газоконденсатных месторождений, которые выносят на поверхность в сконденсированном виде в небольших количествах (50 - 500 г/нм газа) более тяжелые углеводороды (конденсаты), кипящие до 200 - 300 °С. [c.272]

    В зависимости от вида обрабатываемой продукции сепараторы подразделяются на газонефтяные и газовые (рис. 2.1). Газонефтяные сепараторы применяют для разделения нефти и нефтяного газа, а газовые — для отделения природного газа от капель конденсата, воды и твердых частиц. В газовых сепараторах, как правило, обрабатывают газожидкостную смесь с относительно небольшим содержанием жидкой фазы. Возможны также режимы захлебывания, когда в сепараторы попадают большие объемы жидкости в результате аварийных выбросов скопившихся в трубах воды или конденсата. [c.16]

    В составе природных и нефтяных газов и газового конденсата встречаются также сернистые соединения двух групп — активные и неактивные. [c.6]

    Истощение нефтяных месторождений, рост цен на моторные топлива, обострение экологических проблем, вызванное резким увеличением автомобильного парка, предопределяют необходимость поиска альтернативных топливно-энергетических ресурсов. Диапазон топлив, получаемых из этих ресурсов, достаточно щирок. Это и топлива из полезных ископаемых природного газа, газовых конденсатов, угля, горючих сланцев, битуминозных песков топлива растительного и животного происхождения растительные масла, топлива из биомассы и животных жиров, получаемые из неорганических и органических ресурсов синтетические топлива, спирты и эфиры. Использование альтернативных топлив обеспечит решение проблемы замещения нефтяных топлив, значительно расширит сырьевую базу для получения моторных топлив, облегчит решение вопросов снабжения транспортных средств топливом. Однако каждое из этих топлив имеет свои преимущества и недостатки. [c.474]

    Низкотемпературную обработку применяют для разделения газовой смеси, состоящей из компонентов с различной температурой конденсации. Поступающий из скважины природный газ может содержать кроме метана небольшое количество этана, гелия, некоторое количество таких примесей, как сероводород и углекислый газ, воду в виде жидкости или в виде водяного пара. На газоконденсатных месторождениях газ поступает из скважины вместе с конденсатом. Значительное количество тяжелых углеводородов и примесей содержится и в попутном (нефтяном) газе некоторых нефтяных месторождений. [c.90]

    Совершенствование сырьевой базы заключается в удешевлении добычи и переработки основных видов сырья, что в свою очередь позволяет повысить конкурентоспособность продукции. Увеличивается число видов используемого сырья наряду с нефтяным сырьем расширяются сферы использования природного газа и газового конденсата. Биотехнологические процессы позволяют вовлекать в переработку возобновляемые виды сырья. [c.25]

    Реальным резервом моторных топлив, особенно для локального использования, являются газовые конденсаты, запасы которых в странах бывшего СССР оцениваются в 1,2 млрд т (около 10 % от запасов нефти) [1.24, 1.26,1.51]. Газовый конденсат представляет собой смесь углеводородов, конденсирующихся при добыче природного и попутного нефтяного газов. На некоторых месторождениях содержание газового конденсата достигает 0,5 м на 1 м газа [1.2]. Основные запасы газового конденсата находятся в Западной Сибири, где он добывается из газоконденсатных, газоконденсатонефтяных и газонефтяных месторождений. Добьрга газовых конденсатов в России с каждым годом увеличивается в 1995 г. она составляла 8,3 млн т, в 2000 г. — 10,4 млн т, а в 2002 г. добывалось уже 12,6 млн т (см. табл. 1.1). Следует отметить, что газовый конденсат относительно дешев и по составу близок к моторным топливам. Поэтому он широко используется в местах добычи нефти и газа в качестве топлива для многотопливных двигателей стационарных установок, автомобилей и тракторов как в чистом виде, так и в смеси с дизельным топливом. Однако широкое применение газового конденсата на транспорте сдерживается неэффективностью сбора и транспортировки его небольших количеств на промыслах, а также сложностью перекачки газового конденсата по трубопроводам из районов крупных месторождений, обусловленной значительным содержанием в его составе нормальных парафинов, имеющих высокие температуры застывания. [c.20]

    Сжатый до высокого давления природный газ находится в резервуаре в равновесии с сырой нефтью. Когда вследствие расхода газа давление в резервуаре понижается, из газа выделяется конденсат и газ становится беднее высокомолекулярными составными частями, что следует предотвращать прп помощи рассмотренных выше методов. Для отделения ишдкой части от природного нефтяного газа в виде, например, газового бензина, применяют в настоящее время три способа 1) перегонку под давлением, 2) абсорбцию, 3) адсорбцию. [c.13]

    Попутный нефтяной и природный газы в основном используются как энергетическое и бытовое топливо, которое должно без потерь транспортироваться по трубопроводам на большие расстояния при этом не должны фбразовываться кристаллогидраты. Извлеченные из этих газов ценные компоненты и газовый конденсат после соответствующей переработки служат сырьем для нефтехимических процессов и источником так называемого газового бензина, серы и гелия. [c.4]

    Затруднения в обеспечении углеводородным сырьем нефтехимических комплексов в России могут быть сняты путем расширения использования газового сырья, а именно, попутного нефтяного и природного газа. Пока удельный вес потребления природного газа в нефтехимической промышленности России невысок, и на порядок уступает потреблению для энергетических объектов (электростанций, котельных). Потенциальные возможности природного газа для Получения нефтехимической продукции весьма велики. Это подтверждается опытом развития этих отраслей, базирующихся на продуктах переработки природного газа и газового конденсата, в США и Канаде, что показано ранее. Многолетний опыт этих стран, имею- Циx аналогичные по масштабам с Россией мощности газодобываю- Циx предприятий, показал высокую технологичность и экономич- [c.125]

    Для рационального использования этих ресурсов необходимы более полная переработка нефтяных попутных газов, ресурсы которых используются только на 70 7о повышение уровня использования нефтезаводских сжиженных газов, 30% которых сжигается в качестве технологического топлива на НПЗ создание крупных заводов по переработке природного газа с извлечением этана, пропана и бутанов разработка схем использования этансодержащих газов и широкой фракции легких углеводородов, получаемых при стабилизации газовых конденсатов создание мощностей по производству ТБМЭ на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях с полным использованием имеющихся ресурсов изобутена. [c.262]

    Газоносные пласты часто сопровождают нефтяные и каменноугольные месторождения имеются также и чисто газовые ме- сторождения. В зависимости от происхождения и состава различают так называемые жирные или нефтяные газы, содержащие до 200 г м , а иногда и более газоконденсата, состоящего из тяжелых углеводородов, и сухие или тощие высокомета- новые природные газы из собственно газовых месторождений, почти не имеющие конденсата (от О до 10 г/ж ) и содержащие 92—98% СН4. По другой классификации в жирных газах содержится углеводородов от пропана и выше более 10%, в сухих —менее 10%. Встречаются еще так называемые попутные газы, выделяющиеся из нефти при снижении ее давления по выходе из скважины. [c.8]

    Природные и нефтяные газы, содержащие диоксид углерода (СОз) и (или) сероводород (h3S) принято называть кислыми газами. Эти газы содержат также другие сернистые соединения, из которых можно указать серооксид углерода ( OS), сероуглерод ( S2), тиолы (СпНйп- —SH) и т. д. Газовые конденсаты, выделенные из природных и нефтяных газов, наряду с указанными, содержат также сульфиды (RSR), дисульфиды (R—S2—R) и другие сернистые соединения. [c.26]

    Карачаганское месторождение открыто также в 1979 г. в 150 км к востоку от города Уральска. По официальным казахстанским источникам, его доказанные запасы природного газа — 1,33 трлн. м , газового конденсата — 644 млн. т, нефти — 190 млн. т. В нефтяном эквиваленте все они превышают 1,33 млрд. т. [c.157]

    Сырьем нефтехимического синтеза являются разнообразные виды углеводородов, которые получаются при добыче газа и переработке нефти. Они входят в состав природных газов, попутных газов, крекинг-газов, газов пиролиза, газов каталитического риформинга легкие углеводороды, извлека-, емые ИЗ природного и попутного газов, входят в состав газов бензина и газового конденсата, а они представляют большую ценность как сырье пиролиза. Парафиновые, нафтеновые и ароматические углеводороды извлекаются из нефти или получаются при переработке ее фракций. Для химической переработки применяются средние фракции нефти и тяжелые нефтяные остатки— мазуты. [c.14]

    В настоящее время удельный вес природного и нефтяного газа в топливном балансе страны составляет около одной четверти. В 1960 г. эта цифра составлялавсеголишь7,9%. В 1978 г. в СССР было добыто 372 млрд. м газа, в том числе 338 млрд. м природного и 34 млрд. м нефтяного. Добыча газового конденсата в том же году составляла 9 млн. т. [c.3]

    Получая сырье, вспомогательные материалы, энергию, оборудование и другие элементы производства, предприятие вступает тем самым в определенные экономические отношения с различными поставщиками. Так, на нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия нефть и некоторые газовые ресурсы поставляют специализированные организации Министерства нефтяной промышленности, прежде всего нефтепроводное управление Главтранснефть . От предприятий Министерства газовой промышленности поступают газовый конденсат, различные газовые фракции, природный газ и др. Здесь между предприятиями существуют в основном прямые связи. В качестве посредника при доставке по железной дороге выступают транспортные органы. Вспомогательные материалы, оборудование и другие материалы [c.13]

    Темпы роста мощностей по производству этилена были существенно разными в различных регионах мира [14]. В странах Восточной Европы и бывш. СССР были закрыты несколько этиленовых установок действующие агрегаты используются не на полную мощность. В результате этого произошло сокращение мощностей и снижение доли региона в составе мировых мощностей. Хотя в последнее время степень использования мощностей по производству этилена в странах Восточной Европы и бывш. СССР возросла, тем не менее, по мнению зарубежных экспертов, существенного прироста мощностей здесь не ожидается и регион вряд ли станет агрессивным экспортером этилена. В связи с длившимся почти все 90-е годы падением объемов добычи и переработки нефти в России - основном доноре сырья для этиленовых установок региона, проблема стабильного и надежного сырьевого обеспечения этиленового производства здесь будет оставаться, по крайней мере до тех пор, пока не будут вовлечены в переработку ресурсы попутного нефтяного и природного этансодержащего газа (этан, пропан, бутаны), а также газового конденсата. В регионе практически отсутствуют транспортные средства для поставок этилена на экспорт, сеть этиленопроводов развита слабо. Поэтому возможности поставок этилена и этиленпроизводных на мировой рынок ограничены. [c.32]

    Томский НХК является одним из крупных нефтехимических предприятий. В его состав входят производства метанола (из природного газа) мощностью 750 тыс. т - пуск в 1983 г., формалина (360) и карбамидных смол (200) - пуск в 1985 г., полипропилена (на привозном пропилене, 100 тыс. т) - пуск в 1981 г. [269]. После завершения строительства пиролизной установки ЭП-300, работающей на привозном сырье (прямогонные бензиновые фракции - нафта) производство полипропилена переведено на снабжение собственным пропиленом, а получаемый этилен намечено направлять на получение полиэтилена низкой плотности. Впоследствии предполагается направить его на производство сополимера полиэтилена и винилацетата. Из-за ухудшения снабжения Томского НХК нафтой объемы производства на комбинате скизились. Возникла необходимость обеспечения более стабильной и надежной сырьевой базы за счет использования широкой фракции легких углеводородов, получаемой из попутного нефтяного газа и при стабилизации газового конденсата. В настоящее время на Томском НХК выпускаются продукты этиленовой установки, полиэтилен, полипропилен, изделия из полиэтилена и полипропилена, метанол, формалин, карбамидформальдегидные смолы. [c.529]

    Мировой опыт использования ПХ жидких и газообразных углеводородов в пластах каменной соли показал, что такая форма их депонирования наиболее целесообразна с экономической и экологической точек зрения. Наиболее безопасны изолированные от наземной и геологической сред выработки-емкости в пластах каменной соли. По сравнению с другими типами ПХ они имеют более высокие производительность и из-влекаемость хранимых углеводородов химическая инертность соли обеспечивает сохранение качества их стратегических запасов. В солях могут храниться природный газ, нефть, газовый конденсат, нефтепродукты, сжиженный нефтяной газ, этилен, пропилен, а также гелий, азот и другие газы. [c.43]

    Алексеев С.З., Афанасьев А.И., Кисленко КН., Коренев К.Д. Очистка природного газа алканоламинами от сероводорода, диоксида углерода и других примесей. (Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата) - М. ИРЦ Газпром, 1999. С. 41. Ил. 11. Табл. 3. Список использованной литературы - 75 наименований. Код по рубрикатору АСНТИ нефтяной и газовой промышленности 61.31.24. [c.2]

chem21.info

Способ очистки нефти, газоконденсата и нефтяных фракций от меркаптанов

Изобретение относится к способу очистки нефти, газоконденсата и нефтяных фракций от меркаптанов, а именно к катализаторам окислительной демеркаптанизации указанных продуктов с использованием гомогенных систем на основе переходных металлов. Изобретение касается способа очистки нефти, газоконденсата и нефтяных фракций от меркаптанов путем каталитической бесщелочной жидкофазной окислительной демеркаптанизации при температуре 20-50°С с использованием в качестве катализатора гомогенной жидкой композиции, содержащей 15-20 вес.% хлорида или бромида меди (II), 30-50 вес.% спирта С1-С3 или смеси указанных спиртов, 15-45 вес.% сольватирующей органической добавки из ряда алкилсульфоксидов и алкиламидов линейного или циклического строения, остальное до 100% - вода. 2 табл.

 

Изобретение относится к способам очистки нефти, газоконденсата и нефтяных фракций от меркаптанов, конкретно - к катализаторам окислительной демеркаптанизации указанных продуктов с использованием гомогенных систем на основе переходных металлов. Удаление дурно пахнущих, токсичных и обладающих коррозионной активностью меркаптанов - необходимое условие использования нефтяных фракций в качестве топлива или в производстве химической продукции.

Для удаления меркаптанов без использования дорогой и технологически сложной гидроочистки применяют каталитическое окисление с образованием нетоксичных и не имеющих сильного запаха органических дисульфидов, т.н. окислительная демеркаптанизация (ОДМ):

2RSH+1/2O2→RSSR+h3О

Обычно окисление проводят кислородом или воздухом при комнатной или повышенной температуре в присутствии катализатора на основе переходного металла. Широкое распространение получил, в частности, т.н. MEROX-процесс, разработанный фирмой UOP. На Тенгизском нефтяном месторождении (Казахстан) реализован сходный процесс ОДМ-ДМС-1, разработанный ГУП ВНИИУС (РФ, г.Казань). Основными недостатками этого метода являются необходимость использования водной щелочи, большое количество требующих очистки сточных вод и другие осложняющие факторы.

Известен ряд катализаторов ОДМ, активных только в присутствии водных щелочей. В большинстве подобных каталитических композиций предполагается использование фталоцианина кобальта (например, Европейский патент №394571, Патент ФРГ №3008284 и др.). Для повышения стабильности и активности каталитической системы на основе фталоцианинов в ходе каталитического процесса можно использовать водно-щелочные растворы, содержащие полярные органические добавки, такие как первичные и вторичные водорастворимые амины, алкиламиды и их смеси (Российский патент №2224006, 2004)).

Известен способ очистки нефтяного сырья окислением в водном растворе щелочи при нагревании в присутствии фталоцианинового катализатора и диэтиленгликоля и триэтиленгликоля (а.с. СССР №823418, 1981). Скорость окисления меркаптанов в присутствии этих добавок возрастает в 1,2-2 раза.

Описан процесс демеркаптанизации и катализатор окисления меркаптанов в водном растворе щелочи при нагревании на основе фталоцианинового катализатора с полярными добавками, в качестве которых используют бромиды металлов переменной валентности I, VI, VII групп Периодической системы или их комплексы с моноэтаноламином. Процесс проводят при нагревании и давлении до 100 атм (а.с. СССР 3513069, 1974), что усложняет технологию.

Известен способ ОДМ, осуществляемой путем окисления меркаптанов кислородом воздуха в присутствии хелатных комплексов переходного металла (Со, Fe, Cu, Ni, Mn) с полидентантным лигандом из класса амидов, в частности из числа аминокарбоксипиридинов (патент Франции 2573087). Основным недостатком метода с использованием такого катализатора является высокая стоимость его компонентов.

Известен катализатор очистки нефтяного сырья, содержащий соли металла переменной валентности (никеля, марганца, кобальта, меди или железа) или его комплекса с пирофосфатом или аммиаком в сочетании с вторичными или третичными аминами или аминоспиртами (Российский патент №2167187, 2001). Основным недостатком указанного способа является необходимость использования водной щелочи и высокий расход азотсодержащего реагента.

Предложены катализаторы ОДМ на основе комплексов меди с тетрациантиофенолом или тетрациандитиином (патент Франции 2591610). Основным недостатком таких каталитических систем является высокая стоимость компонентов.

Наиболее близким к описываемому по достигаемому результату является способ, описанный в патенте США №3409543, 1966. Согласно патенту для очистки нефтяных фракций предложен катализатор на основе сульфофталоцианина кобальта и ванадия и щелочного раствора, содержащего полярные органические растворители из группы диалкилсульфоксидов, аминоспиртов, аминогидроксиловых эфиров, алкиламинов и алкиламидов. Недостатком способа является сложность технологии, связанная с использованием в составе катализатора дорогих компонентов, трудностью его получения и необходимостью проведения процесса в присутствии водной щелочи.

Целью предлагаемого изобретения является упрощение технологии процесса за счет понижения стоимости катализатора и отказа от использования водной щелочи. Последнее позволит отказаться от сложных операций по отделению и очистке стоков и обеспечит значительное уменьшение коррозии оборудования.

Поставленная задача достигается путем использования гомогенной каталитической композиции, содержащей хлорид или бромид меди (II), сольватирующие органические добавки из ряда алкилсульфоксидов или алкиламидов линейного и циклического строения, спирт (C1-С3) и воду. Катализатор хорошо растворяется в нефтяном сырье без изменения цветового показателя, активно окисляет меркаптаны и сероводород кислородом воздуха при температуре 20-50°С и атмосферном давлении. Все указанные компоненты каталитической композиции одинаково необходимы, поскольку, например, замена галогенида меди на другую соль (нитрат, сульфат, стеарат и т.д.) приводит к потере активности катализатора. Отказ от использования сульфоксида или амида резко снижает эффективность катализатора и нефтяное сырье приобретает темную окраску уже в первый час реакции. Если каталитическая композиция не содержит спирт, то резко уменьшается ее растворимость в субстрате. Удаление воды из катализатора приводит к образованию нерастворимого осадка - комплекса меди с сульфоксидом или амидом.

Таким образом, предлагается новый способ окислительной бесщелочной демеркаптанизации нефти, газоконденсата или нефтяных фракций с использованием гомогенного катализатора указанного выше состава, получаемого путем растворения хлорида или бромида меди в водно-спиртовом растворе, содержащем 20-30 - вес.% сольватирующей добавки.

Изобретение иллюстрируется примерами 1-2. Сравнительные примеры 3-5 иллюстрируют невозможность достижения поставленной цели в случае отклонения состава катализатора от определенного в формуле предлагаемого изобретения.

Приготовление катализатора

Пример 1

В плоскодонную колбу на 200 мл при комнатной температуре помещают 50 мл этилового спирта, 20 мл воды, 20 мл ДМСО и 15 г CuCl2·2Н2О. Содержимое колбы перемешивают с помощью магнитной мешалки до полного растворения хлорида меди. Полученный катализатор представляет собой зеленый прозрачный раствор. Получают катализатор А. Аналогичным образом получают катализаторы Б-Е. Пример Ж иллюстрирует возможность использования бромида меди вместо хлорида. В примере И вместо диметилсульфоксида использовали диэтилсульфоксид (ДЭСО). Состав и параметры процесса получения катализатора приведены в табл.1.

Пример 2

Катализатор готовили, как в примере 1, вместо диметилсульфоксида использовали диметилформамид. Таким способом получают катализаторы К-М. В примере H вместо диметилформамида использовали диметилацетамид. В примере О в качестве сольватирующей добавки использовали N-метилпирролидон.

Таблица 1Катализаторы окислительной демеркаптанизации нефтяных фракций
Катализа-тор Содержание в исходном растворе, вес.%.
Вода Спирт Сольватирующая добавка CuCl2·2Н2O
А 20- Этанол - 55 10 (ДМСО) 15
Б 40 Этанол - 20 20 (ДМСО) 20
В 20 Метанол - 40 25 (ДМСО) 15
Г 20 Изопропанол - 45 20 (ДМСО) 15
Д 20 Пропанол-1 - 40 25 (ДМСО) 15
Е 20 Этанол - 20Метанол - 25 20 (ДМСО) 15
Ж* 20 Этанол 55 20 (ДМСО) 15
И 40 Этанол - 55 10 (ДЭСО) 15
К 20 Этанол - 20 45 (ДМФА) 15
Л 20 Метанол - 20 40-(ДМФА) 20
М 20 Пропанол-1 - 20 40-(ДМФА) 20
Н 20 Этанол - 20 40-диметилацетамид 20
O 20 Этанол - 20 40-N-метилпирролидон 20
* - в данном примере вместо хлорида меди использовали бромид.

Испытание катализатора

(А) В реактор с магнитной мешалкой, представляющий собой четырехгорлую плоскодонную колбу объемом 350 мл, изготовленную из молибденового стекла, снабженную дефлегматором, системой подачи воздуха или кислорода и стеклянной трубкой для отбора проб. В реактор помещали раствор додецилмеркаптана в изооктане (25 мл) с содержанием серы 0,18 вес.%, катализатор А (0,1 мл) и тефлоновый магнитный мешальник. Время реакции составляло 2 часа. За это время содержание серы уменьшалось до 0,001 вес.%. Отбор проб проводили с интервалом в 0,5 часа. Содержание меркаптанов определяли потенциометрическим титрованием по ГОСТ 17323-71.

(Б) Испытание катализатора проводили, как в примере (А), но в качестве катализатора использовали смесь Ж из таблицы 1, содержащую бромид меди. Время реакции составляло 1,5 часа. За это время содержание серы уменьшалось до 0,001 вес.%.

Аналогичным образом испытывают другие катализаторы. Результаты испытаний приведены в табл.2.

Таблица 2Результаты испытаний катализаторов
Катализа-тор Очищаемый нефтепродукт Температура, °С Содержание меркаптановой серы, вес.%
В исходном После окончания реакции
А Раствор додецилмеркаптана в изооктане 22 0,18 2 часа - 0,001
Ж Раствор додецилмеркаптана в изооктане 22 0,18 2 часа - 0,001
А Газоконденсат* 22 0,13 2 часа - 0,005
А Газоконденсат 45 0,13 2 часа - 0,005
Б Раствор додецилмеркаптана в изооктане 22 0,18 1 час - 0,0015
В Раствор додецилмеркаптана в изооктане 25 0,18 2 часа - 0,001
Г Газоконденсат 25 0,13 4 часа - 0,003
Д Газоконденсат 25 0,13 4 часа - 0,0025
Е Раствор додецилмеркаптана в изооктане 25 0,18 2 часа - 0,001
Е Нефть сырая** 25 0,23 6 часов - 0,015
И Раствор додецилмеркаптана в изооктане 22 0,18 2 часа - 0,001
К Раствор додецилмеркаптана в изооктане 22 0,18 2 часа - 0,001
Л Раствор додецилмеркаптана в изооктане 22 0,18 1 час - 0,0015
И Газоконденсат 45 0,13 2 часа - 0,007
М Раствор додецилмеркаптана в изооктане 22 0,18 1 час - 0,0015
Н Раствор додецилмеркаптана в изооктане 22 0,18 2 часа - 0,001
O Раствор додецилмеркаптана в изооктане 22 0,18 2 часа - 0,0015
* использован газоконденсат, перегоняющийся в интервале 56-354°С с плотностью 0.77 г/см3 и содержанием влаги 0.04 мас.%;** использована нефть с плотностью 0.80 г/см3 с выходом фракций 28-360°С 88%, содержанием парафиновых углеводородов 65%, нафтеновых - 26%.

Пример 3

Процесс ведут, как в примере 2, но при приготовлении катализатора не используют органические сольватирующие добавки. Через 2 часа после начала работы содержание меркаптановой серы составляет 0,08 вес.%, конденсат приобретает темно-коричневый цвет.

Пример 4.

Процесс ведут, как в примере 2, но вместо хлорида меди при приготовлении катализатора используют сульфат меди (II). Полученная таким образом каталитическая композиция быстро расслаивается, а при добавлении ее в раствор додецилмеркаптана в изооктане образуется темный осадок. Через 5 часов работы концентрация меркаптановой серы составляет 0,07 вес.%.

Пример 5

Процесс ведут, как в примере 2, но вместо хлорида меди при приготовлении катализатора используют стеарат меди (II). Полученный катализатор является гомогенным и не образует осадка, однако его активность невелика. Через 6 часов работы концентрация меркаптановой серы в изооктане составляет 0,06 вес.%.

Способ очистки нефти, газоконденсата и нефтяных фракций от меркаптанов путем каталитической бесщелочной жидкофазной окислительной демеркаптанизации при температуре 20-50°С с использованием в качестве катализатора гомогенной жидкой композиции, содержащей 15-20 вес.% хлорида или бромида меди (II), 30-50 вес.% спирта С1-С3 или смеси указанных спиртов, 15-45 вес.% сольватирующей органической добавки из ряда алкилсульфоксидов и алкиламидов линейного или циклического строения, остальное до 100% - вода.

www.findpatent.ru

НЕФТЬ И ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ | НГТЭК

Газовый конденсат — смесь жидких углеводородов, конденсирующихся из природных газов. Газовый конденсат представляет собой бесцветную или слабоокрашенную жидкость. В природных условиях (в залежах), как правило, находится в газообразном состоянии. Конденсируется из природных (пластовых) газов при снижении давления (ниже давления начала конденсации) и/или температуры (точка росы по углеводородам). Состоит из бензиновых (интервал кипения от 30-80 до 200°С), керосиновых (200-300°С) и, в меньшей степени, более высококипящих компонентов. Для большинства газовых конденсатов выход бензиновых фракций составляет 70-85%.

В зависимости от наличия/отсутствия в продукте газов различают:

  • нестабильный газоконденсат (сырой газоконденсат), который содержит в своём составе растворённые газы;
  • стабильный газоконденсат, получаемый путём дегазации нестабильного (в основном методом ректификации).

В свою очередь стабильный конденсат в зависимости от места производства делится на промысловый конденсат (lease condensate – англ.), получаемый непосредственно на промысле, рядом со скважиной, и заводской конденсат  (plant condensate – англ), производимый на газоперерабатывающих заводах. Источником газового конденсата являются углеводородные залежи.

Основной объём получают из газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений (залежей). Меньше – из попутного нефтяного газа в процессе промысловой подготовки нефти (при ее сепарации). Некоторое (как правило, ничтожное) количество газоконденсата может находится и в чисто газовых залежах. Содержание жидких компонентов в одном кубометре газа для различных месторождений составляет от 10 до 700 см.

При уменьшении давления, по мере расходования газа, газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и пропадает для потребителя. Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С3 и выше, а фракцию C1—С2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно. Стабильный газовый конденсат используется исключительно как сырьё для переработки в следующие продукты: бензин, лигроин, керосин, масла, а также для получения ароматических углеводородов: бензола, толуола, ксилола.

ngtek.ru

Стабилизация нефти и газового конденсата

из "Технология переработки нефти Часть1 Первичная переработка нефти"

Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа — начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены полностью от нефти и использованы. В тех случаях, если системы сбора газа на вновь вступающих в эксплуатацию промыслах не подготовлены, газ сжигается на факелах. Коэффициент переработки газа (отношение количества газа, поданного на переработку, к количеству добытого газа) возрастает в процессе обустройства нефтепромыслов. Во всех системах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти методом сепарации и передача газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод, а нефти — на нефтеперерабатывающий завод. [c.258] Принцип действия сепарационных процессов основан на изменении фазовых соотношений газоконденсатных систем при изменении параметров системы, т. е. это процесс извлечения легких углеводородов многократным или однократным испарением при снижении давления. [c.258] Попутный газ отделяют от нефти в два этапа, разделенных во времени и пространстве первый этап осуществляется при промысловой подготовке нефти в сепараторах различного давления гравитационным разделением. Полного отделения газа при этом не происходит. В нефти остается в растворенном состоянии до 1,5—2,0 % углеводородов С1—С4. Для более глубокого извлечения легких фракций нефть направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок являются стабильная нефть и газоконденсат. Газоконденсат направляется на центральные газофракционирующие установки (ЦГФУ), где разделяется на индивидуальные углеводороды и товарные фракции. [c.258] Обычно газ отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разрежении первая ступень — 0,7—0,4 МПа, вторая — 0,27—0,35 МПа, третья — 0,1—0,2 МПа. Сепараторы первой ступени, выполняющие одновременно роль буферных емкостей, находятся, как правило, непосредственно на месторождении, сепараторы второй и третьей ступеней — обычно на территории центральных сборных пунктов (товарных парков и площадок для подготовки и перекачки нефти). Для отделения нефтяного газа от капель жидкости на промыслах устанавливают газовые сепараторы, оборудованные фильтрами грубой и тонкой очистки из колец Рашига, металлической стружки, проволочной сетки и других материалов. Однако даже при трехступенчатой сепарации полное отделение газа от нефти не достигается. Поэтому при транспортировке и хранении возможны потери легких углеводородов, включая бензиновые фракции (особенно в летнее время). [c.259] Наименьшее количество тяжелых углеводородов содержится в газе первой ступени сепарации, проводимой под давлением до 0,7 МПа наибольшее — в газе третьей ступени сепарации, осуществляемой под давлением, близким к атмосферному (табл. 6.1). [c.259] Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов. [c.259] Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом при увеличении давления в сепараторе уменьшается содержание пропана, бутанов, пентанов и высших углеводородов, увеличивается содержание метана. [c.259] На унос углеводородов с газом влияет также расход нефти в сепараторах, особенно при сепарации в вертикальных гравитационных сепараторах. Увеличение расхода нефти приводит к резкому возрастанию уноса газа вместе с нефтью, так как часть газа не успевает вьщелиться. Количество уносимого газа тем больше, чем выше скорость движения нефти. При сепарации больших количеств газонефтяной смеси приходится увеличивать число сепараторов. [c.260] Газовый фактор сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и изменение расхода нефти. [c.260] С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при постоянной пропускной способности сепаратора. [c.260] Заметное влияние на выделение из нефти газа оказывают центробежные силы, возникающие при тангенциальном вводе газонефтяного потока в сепаратор. В промышленности широкое применение нашла конструкция сепаратора, состоящего из центробежного разделителя и буферной емкости. Эта конструкция получила название гидроциклонного сепаратора. [c.260] При высоких устьевых давлениях скважин применяется многоступенчатая сепарация, имеющая ряд преимуществ перед одноступенчатой увеличивается количество товарной нефти за счет сохранения легких углеводородов, нефть становится менее плотной и вязкой используется энергия пласта при транспортировке нефтяного газа первых ступеней сепарации уменьшается содержание тяжелых углеводородов в нефтяном газе первых ступеней сепарации, что облегчает его транспортировку. [c.260] На нефтяных промыслах используются газонефтяные сепараторы двух типов двух- и трехфазные. В трехфазных сепараторах помимо отделения газа от нефти отделяется также и вода. [c.260] Следует отметить, что несмотря на совершенствование техники и технологии сепарации нефти и газа, промысловые сепараторы остаются громоздкими и дорогостоящими аппаратами. Их работа основана на малоэффективном гравитационном принципе, и они малопроизводительны сепараторы перестают работать, когда нефтегазовая смесь образует пену потеря энергии, заключенной в нефтегазовом потоке, при снижении давления н ступенчатом разгазировании приводит к необходимости применения в, дальнейшем для сбора и транспорта нефти и газа дополнительно насосных и компрессорных агрегатов. [c.260] Получить абсолютно стабильную нефть, т. е. совершенно неспособную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже снижение давления ее паров до 0,002 МПа, на которое рассчитана дыхательная аппаратура резервуаров, не исключило бы потери нефти от испарения при больших и малых дыханиях (см. следующий раздел). Поэтому понятие о стабильных и нестабильных нефтях в какой-то мере условно. [c.260] В результате стабилизации нефти получают широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) от метана до гептана и выше. Состав этой фракции определяется качеством стабилизируемой нефти и методами стабилизации. [c.262] Увеличение объема добычи конденсата связано с совершенствованием технологии промыслового сбора, стабилизации и переработки конденсата. Часть углеводородного конденсата из газа выделяется при снижении температуры и давления газа на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Более полное извлечение конденсата и достаточно высокое извлечение этана и высших углеводородов из природного газа может быть достигнуто путем абсорбции. Для получения стабильного конденсата в основном применяют процессы ректификации и многоступенчатой дегазации (сепарации), как в отдельности, так и в сочетании между собой. Стабилизация многоступенчатой дегазацией основана на снижении растворимости легких компонентов в углеводородах Сз и выше при повышении температуры и уменьшении давления, различная растворимость компонентов обеспечивает их избирательное выделение из жидкой фазы. Для стабилизации конденсата могут применяться одно-, двух- и трехступенчатые схемы дегазации. Стабилизация конденсата многоступенчатой дегазацией применяется как резервный вариант при остановке установки стабилизации конденсата (УСК). [c.262] Установка стабилизации газового конденсата представлена на рис. 6.3. Сырьем служит частично дегазированный нестабильный конденсат, получаемый на установке низкотемпературной сепарации (НТС). Конденсат / с промысла поступает во входной сепаратор 1, где частично дегазируется при 1,6—1,7 МПа и О—10°С. В деэтанизатор 4 сырье подается двумя потоками около 60 % (мае.) подогревается в теплообменнике 3 до 10—30 °С и вводится в колонну на 14 тарелку, а другая часть в качестве орошения подается на 22 тарелку. [c.263] Температура низа деэтанизатора поддерживается принудительной циркуляцией части кубовой жидкости через печь беспламенного горения 5. [c.263] Нижний продукт колонны 4 подается в стабилизатор 5, в котором происходит его дебутанизация. Выводимая сверху колонны 6 парогазовая смееь охлаждается в воздушных конденсаторах-холодильниках 7 до 40—60 °С и поступает в сепаратор 8. Этот продукт IVпо составу соответствует широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и служит для получения сжиженных газов различных марок. Кубовый остаток (продукт V колонны) соответствует стабильному конденсату с давлением насыщенных паров не более 66 кПа. [c.263]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Углеводородный конденсат - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Углеводородный конденсат

Cтраница 4

Для подготовки углеводородного конденсата к транспорту последний подвергался частичной стабилизации путем выветривания с помощью подогрева или без него в открытых емкостях. Но поскольку процесс выветривания малоэффективен, в трубопроводах возникали газовые пробки, осложняющие процессы транспорта.  [46]

При транспортировке углеводородного конденсата по трубопроводам очень часто образуются гидраты, особенно в зимний период эксплуатации. Вопросы гидратообразования в газообразных и сжиженных газах достаточно исследованы. Однако образование гидратов в конденсатах имеет свои характерные особенности.  [47]

После отделения образовавшегося углеводородного конденсата газ поступает на абсорбцию для извлечения фракций С3 и выше.  [48]

При достижении углеводородным конденсатом, выходящим из прогреваемой камеры, температуры 160 - 170 С теплообменник автоматически отключается, насос останавливается и поток продуктов прогрева направляются в низ ректификационной колонны K-I, минуя емкость прогрева. Коксовую камеру необхрдимо прогревать с постоянной скоростью. Разогрев камеры с рекомендуемой скоростью регулируется прикрытием секущей задвижки, установленной на трубопроводе паров дистиллята из работающей камеры в ректификационную колонну K-I. Для предотвращения выноса кусочков кокса в откачиваемый продукт в емкости прогрева установлен специальный штуцер - труба.  [49]

ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ, углеводородный конденсат, - смесь жидких углеводородов ( C5Hi2 BbKU1), выделяющаяся из природных газов при эксплуатации газоконденсатной залежи в результате снижения пластовых давлений ( ниже давления начала конденсации) и темп-ры.  [50]

Жидкостная дисперсия смеси углеводородный конденсат - водный раствор диэтиленгликоля ( ДЭГ) создавалась в двух последовательно установленных центробежных насосах.  [52]

Рабочая жидкость - углеводородный конденсат, компонентный состав которого представлен в табл. 8.1.2, под давлением, создаваемым насосом ЦНС338 - 176, подается в эжекционный струйный аппарат. В этот аппарат подводится также многокомпонентный углеводородный газ из сепаратора нефти. После эжектора газожидкостная смесь разделяется в емкости, из которой сжатый газ направляется потребителю. Жидкость подается из емкости вновь на насос.  [53]

Стабильным конденсатом называется углеводородный конденсат, состоящий из углеводородов С5 при атмосферных условиях. Стабильный конденсат получают из сырого конденсата путем его дегазации.  [54]

Соответственно, трубопроводы углеводородного конденсата наиболее целесообразно эксплуатировать тоже в кольцевом режиме.  [55]

Исследована зависимость извлечения углеводородного конденсата из газа абсорбцией в потоке от следующих параметров: давления, температуры, скорости газа, типа абсорбента и его количества. Результаты исследований по абсорбции С5 высш.  [56]

Смесь воды и углеводородного конденсата с низа аппарата поступает в разделитель Р-1, из которого вода направляется в канализационную систему, а углеводородный конденсат насосом Н-2 через теплообменники Т-4, Т-3, Т-2 частично возвращается для циркулирования. Часть углеводородного конденсата, извлеченного из газа в процессе очистки, направляется в систему разгазирова-ния и собирается в емкости Е-1 как товарный продукт, который используется в качестве сырья для переработки.  [57]

При попытке отбора углеводородного конденсата из конденсационных горшков поступила только вода - в течение 7 - 10 мин из каждого спускного крана - Отсутствие углеводородного конденсата, очевидно, объясняется очень редкой в неудовлетворительной работой газоуравнительноа системы по перепуску паровоздушной смеси.  [58]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru