Содержание - кислый газ
Cтраница 1
Содержание кислого газа в растворе превышает / з моля на 1 моль амина. [1]
 |
Потоки и их температуры.| Коррозия теплообменника поглотительного раствор.. на установке газоочистки на заводе в Уорленде. [2] |
Независимо от содержания кислого газа в насыщенном растворе амина для повышения надежности эксплуатации во всех случаях, когда перепад давления в клапане превышает 5 3 ат, следует применять регулирующие клапаны с корпусами из нержавеющей стали. Рекомендуется также при менять седла из нержавеющей стали и двухзолотниковые дроссельные клапаны. Выветривать раствора при течении через регулирующий клапан вызывает быстрое разрушение корпуса из обычной стали. Однако трубы по обе стороны регулирующего клапана могут быть из углеродистой стали. Если в таком регулирующем клапане происходит весьма большое падение напора, то может оказаться боле. [3]
Для оценки содержания кислых газов - сероводорода, двуокиси углерода, сероуглерода, меркаптанов - в природном газе используют сорбционные методы. [4]
По данным анализов содержание кислого газа в насыщенном растворе амина на заводе в Окотоксе составляет примерно 0 65 моля на 1 моль амина, что соответствует 0 25 м3 кислого газа на 1 кг моноэта-ноламина. [5]
Из этого анализа видно, что содержание кислого газа в раствори моноэтаноламина составляет 0 66 моля на 1 моль МЭА или 0 256 лг кислого газа на 1 кг МЭА. Дальнейшее уменьшение содержания сероводорода в регенерированном растворе амина ниже 1 35 г / л потребовало бы чрезмерного увеличения расхода водяного пара и поэтому экономически нецелесообразно. [6]
Условия работы установки следующие: соотношение H2S: СО, 9: 1; содержание кислых газов от 0 6 до 0 8 моль на 1 моль моноэтаноламина; концентрация водного раствора моноэтаноламина 30 % ( по массе); объемная скорость от 0 95 до 1 13 л / мин; количество моноэтаноламина 37 8 л; температура раствора изменяется от 26 6 до 65 5 С, температура регенератора от 111 до 115 5 С, ингибитор подается непрерывно. [7]
Итак, коррозионную агрессивность воды характеризуют природа и количество растворенных солей, рН, жесткость воды, содержание кислых газов. [8]
В последние годы наблюдается значительный рост добычи аномальных кефтей ( высоковязккх, высокопарафинистых, битуминозных, с нысо-ким содержанием кислых газов), которая к концу ХП пятилетки достигнет 40 - 45 млн. т в год. В этой связи проблема сбора и подготовки указанных нефтей приобретает актуальное значение. [9]
 |
Структура энергозатрат различных ГПУ фирмы Шелл. [10] |
Следует отметить, что из-за отсутствия данных об основных параметрах газа на входе в ГПУ и выходе из нее ( давление, содержание кислых газов, степень извлечения целевых компонентов) данные табл. 6.21 недостаточны для полной оценки процессов разделения природных и нефтяных газов. [11]
 |
Влияние концентрации H2S в регенерированном растворе на степень очистки газа в насадочном абсорбере при абсорбции водным раствором триэтаноламина. [12] |
Процесс абсорбции Н23в целом сходен с абсорбцией С02 в том отношении, что повышение степени регенерации раствора этаноламина, увеличение содержания кислых газов или уменьшение расхода абсорбента приводят к уменьшению коэффициента абсорбции. Единственное различие заключалось в противоположном влиянии температуры при абсорбции обоих газов. Было также показано, что из-за более высокого коэффициента абсорбции достигается некоторая избирательность любого из изучавшихся растворов аминов по отношению к сероводороду. [13]
Особенно сложно решать проблемы заканчивания нефтяных и газовых скважин в условиях глубокого залегания горизонтов порово-трещинного характера, при наличии АВПД и высоких пластовых температур. В этом случае технологические жидкости в процессе заканчивания должны иметь в своем составе специальные реагенты, нейтрализующие и связывающие сероводород, ингибиторы коррозии и обладать повышенной агрегативной устойчивостью к комплексному воздействию высоких температур, давлений и содержания кислых газов. [14]
Однако, как и любой метод, щелочное заводнение имеет некоторые недостатки, ограничивающие область его применения. Так, согласно [53], при применении щелочного заводнения важнейшим фактором, определяющим успешность операции, является совместимость закачиваемого раствора в пласт с пластовой водой. Содержание кислых газов ( H S и СС2) в нефти способствует нейтрализации щелочи, поэтому при высокой их концентрации метод щелочного заводнения теряет смысл. Кроме того, авторы [54] отмечают, что при щелочном вытеснении дополнительно выкачанная нефть поступает в виде стойкой высокодисперсной эмульсии, разделение которой связано с определенными трудностями. Все это приводит к непроизвольным потерям реагента и отрицательно сказывается на экономичности метода. По предварительным оценкам, в России и в странах СНГ общие запасы нефти в объеме примерно 15 - 20 % могут быть извлечены с использованием щелочного заводнения. [15]
Страницы: 1 2