Главная -> Словарь

Условиями залегания

конденсатора. Следовательно, для определения состава орошения г необходимо из точки А провести горизонталь до пересечения с кривой равновесия фаз в точке bi; абсцисса точки bi определяет искомый состав орошения. Пары, поднимающиеся с верхней тарелки, не находятся в равновесии с орошением, стекающим на эту тарелку, и их состав можно найти, проведя вертикаль из точки bi до пересечения с линией орошения в точке ai. Ордината точки ai выражает состав паров, поднимающихся с верхней тарелки; последнее вытекает иа того положения, что линия орошения устанавливает зависимость между составом паров, поднимающихся с любой тарелки, и составом жидкости, стекающей на эту тарелку. Очевидно, состав жидкости, стекающей с первой тарелки, определится горизонталью aib2, а состав паров, поднимающихся со второй тарелки, вертикалью «2^2 и т. д. Ординаты точек alt az и т. д. отвечают составу паров, менее богатых низкокипящим компонентом, чем это требуется условиями равновесия , и, следовательно, имеющих более высокую температуру, чем стекающая навстречу им жидкость.

Количество адсорбируемого вещества определяется условиями равновесия и зависит от природы адсорбируемых веществ и адсорбента, от температуры адсорбции, для газов от давления и от концентрации адсорбируемого вещества.

Высушенный н-бутан испаряют и подают в верхнюю часть реактора, где он смешивается с хлористым водородом; смесь проходит сверху вниз через слой катализатора . Газовый поток увлекает с собой часть хлористого алюминия. При последующем прохождении продуктов реакции через камеру, наполненную чистым бокситом, хлористый алюминий улавливается. Продукт затем конденсируют и в виде жидкости собирают в емкость, из которой отдувают легкие газы для поддержания в установке постоянного давления. Затем в •одной из колонн отделяют хлористый водород, поступающий обратно на установку. Смесь н-бутана и изобутана промывают раствором щелочи для удаления следов хлористого водорода и фракционируют, возвращая н-бутан в реактор. Процесс ведут при 95—150° и 9—18 ат. По соображениям, связанным с условиями равновесия изомеризации и с необходимостью подавить процессы крекинга, стремятся работать при возможно более низкой температуре, чтобы при однократном пропускании бутана через

В общем, однако, распределение изомеров различных парафиновых и циклопарафиновых углеводородов в нефти несовместимо с условиями равновесия. Например, низкая температура равновесия между изомерами гексана или гептана, получаемая в результате преобладания высокоразветвленных изомеров, не соответствует действительному распределению изомеров, найденных в сырых нефтях. Таким образом, равновесие между циклогексаном и метилциклопентаном при таких условиях является результатом преобладания циклогексана; в действительности в одних сырых нефтях преобладает метилциклопентан, а в других нефтях диклогексан.

Иначе говоря, если распределение изомеров регулируется в.первую очередь стойкостью соответствующих сг-комплексов, стерическое влияние будет иметь меньшее значение и поэтому будут образовываться стерически напряженные изомеры. В тех же случаях, когда распределение изомеров определяется условиями равновесия, стерическое влияние будет значительно более важным фактором и поэтому заметно снизится образование стерически напряженных изомеров.

Выжиг кокса с поверхности катализатора протекает в основном в кипящем слое катализатора. Образующаяся при этом окись углерода дожигается оставшимся в дымовых газах кислородом в верхней зоне регенератора и в циклонах. Состав продуктов сгорания определяется условиями равновесия. Окисление СО в СО2 сопровождается значительным тепловыделением и резким повышением температуры в верхней зоне регенератора, что может привести к сокращению сроков службы располагающихся там внутренних устройств и циклонов. Для подавления процесса догорания окиси углерода под днище

выходящие из различных скважин, сильно разнится' по дебиту и качеству. Суточный дебит может колебаться от ю до 20 тыс. л3 и содержание газолина может достигать 1,5 л на 1 мл. Богатство природного газа газолином зависит от различных, факторов . Применение насосов благоприятствует Ьыделению газа и его обогащению газолином. Далее, чем при большем разрежении работают насосы, тем богаче выделяющийся газ. »

чае получили пять теоретических тарелок . Для обеспечения лучшей работы абсорбера Хг должно быть по возможности меньше ). На практике предельное значение Хг определяется условиями равновесия на нижней тарелке десорбера.

Характерной особенностью реакций дегидрирования с образованием олефи-нов является ограничение теоретической степени превращения условиями равновесия. Результаты термодинамического расчета температурной зависимости степени превращения некоторых неразветвленных парафинов С2—С20 при их дегидрировании в соответствующие моноолефины с любым допустимым положением двойной связи приведены на рис. 2.1. Как следует из сопоставления кривых, равновесная степень превращения возрастает с повышением температуры и с увеличением числа атомов С в молекуле. Степень превращения, близтеая к 100%,

ющегося при дегидрировании водорода предложено использовать галогены» кислород, серу или даже реакции гидрирования с более благоприятными условиями равновесия:

Многоступенчатая Противоточная экстракция с флегмой. В процессе экстракции без применения флегмы концентрация экстрактного раствора на выходе из аппарата определяется условиями равновесия с исходным раствором, что ограничивает степень разделения. Чтобы увеличить степень разделения, создают возвратный поток экстракта в виде флегмы R0 . В этом случае экстрактный раствор S,, как обычно, направляется на регенера-ционную установку, где из него удаляют растворитель L0, который затем смешивают с исходным растворителем L. Поток экстракта Оа, уходящий из регенерационной установки, делится на две части: часть Ок отводится в виде готового экстракта, а другая часть возвращается в аппарат в виде флегмы Д0. Поток поступающей в аппарат флегмы удаляет из экстрактного раствора часть растворителя и целевых 'компонентов, которые в конечном итоге переходят в рафинатный раствор. В результате увеличиваются степень разделения и выход рафинатного раствора. Вместе с тем увеличивается расход избирательного растворителя , что приводит к увеличению размеров и стоимости экстракционной установки. Поэтому выбор доли экстракта, возвращаемого в виде флегмы, должен производиться на основе технико-экономических расчетов. При этом надо иметь в виду тот факт, что при рециркуляции части экстракта поток флегмы должен быть таким, чтобы составы экстрактных и рафинатных растворов соответствовали двухфазной области на треугольной диаграмме, т.е. возвращаемый поток экстракта не должен приводить к полной взаимной растворимости компонентов.

СН2- и СН3-групп, изотопному составу углерода этой фракции, соотношению бензольных, нафталиновых и фенантреновых У В, по различиям в индивидуальном составе полициклических аренов . Параметры, характеризующие структуру УВ, как показали данные корреляционно-регрессионного анализа , имеют наименьшую тесноту связи с геологическими условиями залегания, т. е. они меньше всего подвержены влиянию внешних факторов. Изучение УВ высококипящих фракций нефтей позволило установить сходство между нефтями и ОВ пород в пределах одного и того же стратиграфического комплекса. Так, в ряде регионов наблюдалась близость между нефтями и ОВ материнских пород по таким показателям, как число нафтеновых циклов в молекуле парафино-нафтеновой фракции, индивидуальный состав полициклических ароматических УВ, и. с. у. нефтей и фракций. Отмечается однонаправленность изменений этих параметров по разрезу как в нефтях, так и в ОВ, что свидетельствует об их унаследованности нефтями от ОВ материнских пород.

Различия в составе нижнемеловых нефтей разных районов Предкавказья практически не связаны с современными условиями залегания и могут быть обусловлены наличием разных зон генерации. Об этом свидетельствуют и данные об и. с. у.: б13С нефтей и парафино-нафтеновых фракций существенно меняется . Имеются различия

Состав и свойства нефтей различных генотипов, приуроченных к отложениям разного возраста, неодинаково изменяются в зависимости от современных геологических условий. Корреляционно-регрессионный анализ показал, что теснота связей и набор коррелируемых параметров неодинаковы. Так, например, в Предкавказье состав нефтей в верхнемеловых отложениях практически не коррелируется с условиями залегания, для юрских нефтей получены значимые коэффициенты между глубиной и углеводородным составом бензиновых фракций. Состав нефтей в нижнемеловых отложениях тесно связан с глубиной залегания, минерализацией и сульфатностью вод. На плиоценовые нефти существенно влияют глубина залегания, температура недр и минерализация пластовых вод. Состав нефтей в олигоценовых и эоценовых отложениях коррелируется с глубиной, температурой, минерализацией вод, а для миоценовых нефтей, состав которых более тесно связан с условиями залегания, о чем свидетельствуют более высокие коэффициен-

В Прикаспийской впадине свойства и состав нефтей в подсолевых отложениях практически не зависят от современных условий залегания. Так, для нефтей, залегающих в девонских и в каменноугольных отложениях, не было получено значимых коэффициентов корреляции с условиями залегания. В нефтях мезозойских отложений как по отдельным комплексам, так и по мезозою в целом установлены связи между их составом и геологическими условиями. Так, например, состав и свойства нефтей, залегающих в юрских отложениях, с высокими значениями коэффициентов коррелируются с глубиной и минерализацией вод .

Корреляционные связи между углеводородным составом нафтей и условиями залегания

фракции коррелируется с глубиной, для нижнемелового — с сульфат-ностью вод, для палеоценового — с минерализацией, для эоценового — с минерализацией и пластовой температурой, для миоценового — с температурой. В Прикаспийской НГП для триасового генотипа вообще не обнаружена связь между содержанием парафино-нафтеновой фракции и условиями залегания, а для юрского — с минерализацией и глубиной . Приведенные данные еще раз показывают высокую роль генотипа нефти в прогнозировании ее состава. В соответствии с разработанным

По данным корреляционного анализа, состав нефтей, залегающих в нижнепермских отложениях, практически не связан с условиями залегания.

По ряду параметров состава нефтей, залегающих в триасовых отложениях, были получены значимые коэффициенты корреляции с условиями залегания. Расчеты показали, что для прогнозирования можно использовать только уравнение, позволяющее рассчитывать Кн, так как этот параметр более тесно, чем остальные, связан с геологическим показателем — пластовой температурой и глубиной .

Свойства и состав нефтей юрских отложений наиболее тесно связаны с условиями залегания, что позволяет прогнозировать плотность нефти, количество низкокипящих ароматических УВ и KH .

Состав нефтей, залегающих в меловых отложениях, слабее связан с условиями залегания, чем в юрских. Из-за небольших величин коэффициента корреляции, возможно прогнозировать только содержание бензина . Оно коррелируется с минерализацией пластовых вод. В таблице приведены расчетные значения для минерализации от 80 до 300 г/л . Расчет показал, что с ростом минерализации вод содержание бензиновой-фракции в нефтях возрастает от 9 до 32 % .

3. Гипергенные и катагенные изменения нефтей определяются геологическими условиями их залегания. Уравнения регрессии, отражающие зависимости между параметрами, неодинаковы по набору параметров состава нефти и по тесноте связи с разными геологическими показателями для разных циклов. В зависимости от времени нахождения нефтей в зоне гипергенеза или в зоне катагенеза с температурой выше той, действие которой испытали материнские породы в палеотемпературной зоне активной генерации и эмиграции масштаб вторичных изменений нефтей будут разный. Отсюда вытекает необходимость для правильного прогнозирования состава нефти изучения ее палеотемпературной истории и количественно выраженной тесноты связи с геологическими условиями залегания.