Коэффициент парафина

Подобным образом были рассчитаны нормировочные коэффициенты парафинов и нафтенов фракций 280. ..300, 320. ..340 и [c.108]

Дисперсиометрический коэффициент парафино-нафтеновых фракций, выкипающих до 300 °С, равен в среднем 194,4. Для ароматических углеводородов дисперсиометрический коэффициент можно определить из зависимости [c.48]

Вывод градуировочного коэффициента. Парафин. Готовят стандартный раствор, содержащий 2 мг/см парафина, растворитель — тетрахлорид углерода. Разбавлением готовят серию стандартных растворов 0,016 0,032 0,64 0,096 0,2 мг/см . Снимают спектр каждого раствора в области 2750—3100 см в кварцевых кюветах с толщиной слоя 1 см относительно тетрахлорида углерода. Оптическую плотность считают по методу базисной линии. В нескольких точках рассчитываю г градуировочный коэффициент К и находят среднее значение его по формуле, приведенной в разд. 1.14. [c.108]

Градуировочные кривые (коэффициенты). Парафин. Готовят исходный раствор (стандартный) парафина концентрацией 1 мг/см из навески с последующим растворением тетрахлоридом углерода. Из этого раствора последующим разбавлением тем же растворителем готовят растворы концентрацией 0,01 0,025 0,05 0,1 0,15 мг/см . Для этого в мерные колбы вместимостью 25 см вносят 0,25 0,625 1,25 2,5 3,75 см исходного стандартного раствора. Для каждого раствора снимают ИК-спектр и находят коэффициент, как указано в разд. 39.2. [c.111]

Ц - коэффициент, отражающий генетические особенности нефти, конденсата, определяется по ИКС парафино-нафтеновой фракции, представляет собой отношение количества СН2-групп в длинных парафиновых цепях с числом групп более трех к количеству СН -групп в коротких цепях с числом групп одна—две [c.6]

Нефти II генотипа, так же как и нефти I генотипа, приурочены к под-солевым отложениям. Однако по генетическим параметрам они существенно отличаются от них низким коэффициентом Ц, иным соотношением нафтеновых циклов в нефтях II генотипа преобладают тетрациклические нафтены. В ароматической фракции наибольшее содержание имеют нафтеновые УВ. Нефти легкие и средние по плотности, со значительным выходом бензиновых фракций, в которых преобладают, метановые УВ, с большим содержанием нафтеновых УВ (в некоторых случаях до 47 %). Большая часть отбензиненной нефти представлена парафино-нафтеновы-ми У В. Смол и асфальтенов (особенно последних) мало. Типичные нефти [c.74]

Различия в составе нижнемеловых нефтей разных районов Предкавказья практически не связаны с современными условиями залегания (для нижнемеловых нефтей всего Предкавказья без учета тектонической приуроченности не было получено ни одного значимого коэффициента корреляции) и могут быть обусловлены наличием разных зон генерации. Об этом свидетельствуют и данные об и. с. у. 5 С нефтей и парафино-нафтеновых фракций существенно меняется (см. табл. 29). Имеются различия [c.80]

Приведенные данные показывают, что при фильтрации нефти количество СНа-групп в парафино-нафтеновых фракциях почти не изменяется, а что касается соотношения длинных и коротких цепей, то отмечается тенденция к сокращению доли первых и возрастанию — вторых. Особенно четко это видно по коэффициенту Ц, который уменьшается с 10,3 в исходной нефти до 6,92 в опыте с алевролитом. Лишь при миграции через карбонатные породы отмечается возрастание Ц до 10,8 и 13,38. [c.118]

В Прикаспийской впадине свойства и состав нефтей в подсолевых отложениях практически не зависят от современных условий залегания. Так, для нефтей, залегающих в девонских (в обрамлении) 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 (плотность нефти, содержание бензина, парафино-нафтеновой фракции, бензольных смол и т. д.). [c.148]

Заметим, что коэффициент преломления нафтена меньше коэффициента преломления парафина соответствующей плотности. [c.256]

Фракции кислот Состав СЖК, полученных при окислении различных парафинов, % Стоимостной коэффициент, отнесенный к фракции кислот Сю—Сго Состав СЖК, откорректированный на стоимостной коэффициент, % Себестоимость 1 т смеси СЖК с учетом стоимостного коэффициента, руб. [c.156]

В соответствии со стоимостными коэффициентами приравниваем смесь кислот к кислотам С —Сго- В этом случае себестоимость смеси кислот, полученных при окислении парафинов различного фракционного состава, изменится следующим образом (табл. 46). [c.157]

Подобное же явление (появление второй фазы) наблюдается в точке плавления нри повышении температуры твердого тела во времени. Пересечение ординаты, соответствующей постоянной температуре, с кривой изменения температуры во времени дает точку плавления. На практике точка пересечения находится обычно путем экстраполяции. При известных значениях температуры плавления или температуры замерзания абсолютно чистого вещества этим методом можно рассчитать количество примесей, содержащихся в образце. Однако необходимо помнить о возможности существования кристаллических модификаций, которые изменяют ход кривой охлаждения. У очищенных парафинов кристаллические модификации, которые могут влиять на измерение плотности и коэффициентов расширения [234—235], встречаются вблизи точки плавления. [c.194]

Обычно I процессо работы теплообменио1 о аппарата па тепло-передающеп пояерхиости накапливаются различные отложения соли грязь, кокс, смолы, катализатор, парафин. Эти отложения обладают малой теплопроводностью, вследствие чего значительно снижают коэффициент теплопередачп. [c.153]

Производительность завода БВК 35 тыс. т в год. Пайти массу парафинов и нефти, необходимых для получения такой массы БВК, если расходный коэффициент по парафипу равен 1,4, а для получения 1 т парафина необходимо 2,3 т нефти. [c.286]

Термический крекинг твердых парафинов был первым промышленным процессом производства высших а-олефинов, но он не позволял получать сг-олефины высокого качества из-за присутствия большого количества примесей, в частности днолефи-иов и ароматических углеводородов. Этот процесс, хотя и в небольших масштабах, применяют в настоящее время. Он отличается большим расходным коэффициентом нормальных [c.160]

Температура застывания, ° С Зольность, % (масс.) Коэффициент арома-тизованности Индекс корреляции Групповой состав, % (масс.) парафино-нафтеновые ароматические легкие средние тяжелые смолистые вещества [c.29]

А.Н. Гусева и Е.В. Ск>болев разработали классификацию, основанную на представлениях о нефти как природном углеводородном растворе, в котором содержится наибольшее количество хемофоссилий (унаследованных структур) и меньше всего компонентов, изменяющихся под влиянием условий среды существования нефти в залежи, условий отбора пробы, транспортировки и хранения. Однако авторы почему-то назвали классификацию геохимической, хотя в основе ее лежат генетические признаки — хемофоссилии. В этой классификации нефти подразделялись по растворителю на классы — алкановый, циклано-алкановый, алкано-циклановый и циклановый, т. е. по химическому признаку, а классы — на "генетические" типы нефти, обогащенные парафином, затронутые вторичными процессами (осернение), обогащенные легкими фракциями. Однако это в большей мере признаки вторичных изменений нефтей, а не генетических различий. Кроме того, авторы классификации выделяли нефти разной степени катагенеза. Таким образом, А.Н. Гусева и Е.В. Соболев предложили много разных показателей, но их трудно использовать для четкой классификации нефтей. Они ценны главным образом для раскрытия механизма преобразования нефти при тех или иных процессах. Интересны предложенные этими авторами коэффициенты, отображающие соотношения содержания метановых УВ и твердых парафинов с долей углерода в ароматических структурах, которые увеличиваются с возрастанием степени катагенеза. [c.8]

Для нефтей IV ("триасового") генотипа характерно снижение роли длинных цепей. Типичны для триасовых отложений нефти с коэффициентом Ц 2,45—4,12. Это в основном нефти средней плотности. Их особенностью является низкое содержание как бензиновых фракций, так и смолисто-асфальтеновых компонентов. Среднее число колец в молекуле парафино-нафтеновой фракции выше, чем в описанных ранее нефтях, а в нафтено-ароматической фракции — ниже. Данные ИКС показывают, что в парафино-нафтеновой фракции значительно возрос процент нафтеновых циклов. Для парафиновых структур характерно резкое (в 3 раза) увеличение содержания СНг-групп по сравнению с СНз-группами и уменьшение роли СНз-групп в гемдиметильном положении, что указывает на снижение степени разветвленности парафиновых структур. Для нефтей "триасового" генотипа характерно самое низкое содержание малоциклических ароматических УВ (около 25 %) за счет главным образом небольшого процента нафталиновых и фенантреновых ядер, сумма которых меньше содержания бензольных ядер. Это— главная отличительная особенность нефтей "триасового" генотипа (более 56 % фракций малоциклических аренов составляют бензольные ядра). Полициклические ароматические УВ не обнаружены. Присутствуют лишь следы как ванадиевых, так и никелевых порфиринов. Нефти "триасового" генотипа встречены в триасовых отложениях в районе Джамбейтинско-Хобдинской зоны прогибания, выделяются также по параметру Ц в юрских отложениях на всех [c.71]

Нефти III генотипа, встреченные в межсолевых отложениях, по коэффициенту Ц (до 26) резко отличаются от вышеописанных нефтей. Это указывает на резкое преобладание в них длинных парафиновых цепей над короткими. В этих нефтях совсем иное соотношение нафтеновых циклов примерно одинаковое содержание три-и пента-и низкое тетрациклических нафтенов. Нефти средние по плотности с небольшим выходом бензиновых фракций, в которых самое высокое содержание метановых УВ и самое низкое — нафтеновых. В отбензиненной части снижена по сравнению с I и II генотипами роль парафино-нафтеновых УВ. Смол и асфальтенов (особенно последних) несколько больше, чем в нефтях I и II генотипов. Наиболее характерные нефти III генотипа встречены на площадях Речицкой, Осташковичской, Сосновской и Мар-мовичской. Следует отметить, что в межсолевых отложениях кроме нефтей III генотипа были встречены нефти [c.76]

Нефти II генотипа (нижнемеловые отложения изучены в тех же районах, что и юрские нефти). В каждом районе нефти нижнемеловых отложений существенно отличаются по составу от нефтей, залегающих в других стратиграфических комплексах. Нефти этого генотипа легкие, со значительным содержанием бензинов, в которых преобладают метановые УВ. Ароматических УВ относительно мало, так же как и смолисто-асфальтеновых компонентов. В отбензиненной части нефти много парафино-нафтеновых УВ (77 %), ароматических — 13%. Степень циклизации молекул пёрафино-нафтеновых УВ несколько выше, чем у юрс( их нефтей, но тоже низкая. Для нефтей II генотипа характерен очень высокий коэффициент Ц (16,5). Особенности состава нефтей нижнемеловых отложений позволяют выделить "нижнемеловой" генотип нефтей, генерация которых связана с нижнемеловыми материнскими породами. [c.80]

Нефти IV генотипа (палеоценовые отложения в Западно-Кубанском прогибе) существенно отличаются от всех описанных нижезалегающих нефтей более высокой плотностью, низким содержанием метановых и ароматических и повышенным нафтеновых УВ в бензинах, пониженным количеством парафино-нафтеновых УВ с высокой степенью их циклизации, изотопным составом серы. Существенное отличие отмечается по коэффициенту Ц, низкие величины которого (4,1) указывают на возрастание роли СНа-групп в коротких цепях. [c.81]

Нефти I генотипа (силур, месторождение Малоичское, скв. 4) характеризуются очень высокими коэффициентом Ц, низким К , относительно тяжелым изотопным составом углерода. Нефти легкие, содержат много бензина, в котором больше половины составляют метановые УВ, треть — нафтеновые и мало ароматических. В отбензиненной части нефти отмечается высокое содержание парафино-нафтеновых УВ и низкое — [c.90]

Нефти IV генотипа залегают в отложениях верхней юры, в баженовс-кой свите. Они обладают рядом специфических черт и в отличие от остальных юрских нефтей характеризуются более низкой степенью циклизации усредненной молекулы парафино-нафтеновой фракции, наиболее тяжелым изотопным составом серы и утяжеленным и. с. у., самой низкой величиной п/ф, более низким коэффициентом Ц. Своеобразен углеводородный состав бензинов — около 50 % составляют нафтеновые УВ. В отбензиненной части нефти очень высокий процент нафтено-ароматических УВ и самый низкий из всех рассмотренных нефтей процент парафино-нафтеновых УВ. По количеству же и составу смолисто-асфальтеновых компонентов нефти IV генотипа почти не отличаются от нефтей других типов. [c.99]

Критериями отмеченных выше изменений нефтей могут служить их закономерное утяжеление в цепи ловушек вверх по восстанию пластов без наличия признаков окисления в этом направлении, близкие значения коэффициента метаморфизма нефтей в погруженных и приподнятых ловушках, незначительные колебания содержания спиртобензольных смол, которое при окислении резко увеличивается. Описанный выше тип региональной миграции характерен, как было сказано выше, для определенных геологических условий — хорошие коллекторы, цепь ловушек с региональным поднятием и т. д. При других геологических условиях, когда региональная миграция УВ происходит в плохо проницаемых породах, для которых характерна фациальная неоднородность, изменение нефтей имеет другой характер. В направлении миграции уменьшаются плотность нефти, содержание смолисто-асфальтеновых компонентов (особенно асфальтенов), ароматических УВ как в бензинах, так и в отбензиненной части нефти. В последней фракции сокращается роль бензольных ароматических УВ. В этом же направлении уменьшается степень циклизации молекул как парафино-нафтеновых, так и нафтено-ароматических УВ. Такие изменения отмечаются в нефтях, залегающих в эоцен-олигоценовых отложениях Западного Предкавказья. [c.113]

Для оценки степени катагенного изменения нефтей разными исследователями предложены коэффициенты. Так, А.Ф. Добрянский предложил оценивать степень катагенеза нефти по формуле Ki = (МеВ)/100, где Kl — коэффициент метаморфизма Ме — содержание метановых УВ в бензиновой фракции, В - содержание бензиновой фракции, d - плотность нефти. Им же предложен и другой коэффициент — Кг = Ат/Ал, где Ат и Ал - содержание ароматических УВ во фракции выше 200 °С и в бензиновой фракции. И.С. Старобинец использовал для оценки степени метаморфизма (катагенеза) нефтей коэффициент (Н + А)/М, где Н, А, М — количество нафтеновых, ароматических и метановых УВ. A.A. Карцев оценивал степень катагенеза нефтей по геохронотерме, а Г.П. Курбский — по степени циклизации "высокомолекулярных парафино-цик-лопарафиновых У В" - К = K IK , где К и А" - количество атомов углерода соответственно в цепях и кольцах на молекулу, %. [c.143]

По нашему мнению, применение этих коэффициентов для оценки степени катагенных превращений нефтей целесообразно лишь при сравнении нефтей одного генетического типа, так как превоначальные генетические различия нефтей могут быть связаны также с неодинаковым углеводородным составом бензинов и отбензизенной нефти, с первоначальным различием в структуре (в том числе и по степени циклизации) молекул как парафино-нафтеновых, так и нафтено-аромат ,, еских УВ. Целесообразно также использовать не один, а несколько коэффициентов, отражающих катагенные изменения разных частей молекул. [c.143]

Кроме отмеченных наблюдаются и другие различия парафино-нафтеновых фракций, в частности различия в структуре парафиновых цепей, отраженные в коэффициенте Ц, как в нефтях, так и в продуктах окисления - твердых битумах (Ц = 9-13, Шор-Су Ц = 4-5, Северный Риштан). Характерные различия отмечаются между этими двумя нефтями и продуктами их окисления по структуре нафтеновой части парафино-наф-теновой фракции по количеству и соотношению три- и тетрациклических нафтенов. Во фракции нефти Шор-Су мало три- и тетрациклических нафтенов, тетрациклических меньше, чем трициклических, а на Северном Риштане этих структур больше, преобладают тетрациклические нафтены. На площади Шор-Су на поверхности были встречены вязкие и твердые битумы. Они имеют совершенно идентичные ИК-спектры парафино-нафтеновой фракции с четко выраженными п.п. твердых парафинов. Генетическая общность этих образцов с нефтью проявляется назависимо от степени их гипергенной измененности. Наличие четко выраженной п. п. твердых парафинов в парафино-нафтеновой фракции отмечается для асфальтитов, озокеритов и мальты (рис. 27). [c.157]

Расчеты коэфициентов корреляции между составом неф гм (учитывались все параметры состава и свойства нефти) и условиями ее залегания (глубина, температура, давление, минерализация и сульфатность вод, глинистость терригенного коллектора) для ряда нефтегазоносных провинций показали, что для разных генетических типов нефтей даже в пределах одного региона набор коррелируемых параметров разный, как и различны сами корреляционные связи [11]. Так, в частности, в Предкавказье уравнения регрессии для высоких коэффициентов корреляции показывают, что для юрского генотипа количество парафино-нафтеновой [c.159]

Содержание алифатических и циклических олефинов вычислялось Горным бюро на основании коэффициентов преломления олофинового плато на адсорбтограмме. Каждая из пяти групп (парафины, нафтены, алифатические и циклические олефины и ароматика) наносилась на график зависимости объема от температуры кипения. Пики этого графика соответствовали по температурам кипения ожидаемым соединениям, и их содержание могло быть вычислено. Содержание индивидуальных соединений оценивалось таким же способом. [c.67]

КОСТЬЮ, непосредственно нельзя было вычислить молярный коэффициент поглощения на структурную группу. Коэффициенты поглощения для структурных групп были вычислепы на основании экспериментальных данных по способу наименьших квадратов. Это было сделано для первичных, вторичных и третичных С—Н-групп к-парафинов, изопарафинов, нафтенов и ароматических соединений. Таким образом, были получены коэффициенты поглощения, которые могут быть использованы для вычисления числа этих групп в любом парафиновом углеводороде на основании его собственного спектра. Частота СН -группы, входящей в нафтеновые кольца, несколько выше, чем группы, входящей в парафины, что затрудняет вычисления первичных, вторичных и третичных углерод-водородных групп в смесях парафинов и нафтенов. [c.331]

Липкин, Куртц и соавторы [16, 271 в 1946 и 1947 гг. опубликовали два метода структурно-группового анализа один для исследования парафино-нафтеновых смесей (масла, не содержащие ароматических колец) и другой — для парафино-ароматических смесей (масла, не содержащие нафтеновых колец). Так как масла обычно содержат в 1есте парафиновые цепи, нафтеновые и ароматические кольца, то применение этих методов требует или предварительной обработки, или предварительного разделения. Методы основаны на определении плотности (или коэффициента преломления) и их температурной зависимости. Применяя переводные таблицы, можно определить температурный коэффициент плотности по молекулярному весу, который в свою очередь обычно определяется на основании физических свойств. [c.370]

Методы, использующие данные по синтезированным углеводородам. Метод температурного коэффициента плотности [26, 27]. Липкин и другие нашли простое соотношение между плотностью и ее температурным коэффициентом для различных серий синтезированных углеводородов. Эти соотношения послужили основой для днух методов анализа углеводородов одного для смссей парафинов и нафтенов и другого для ароматических смесей, не содержащих нафтеновых колец. При анализе парафинонафтеновой смеси, плотность которой ниже 0,861 (соответствующей плотности предельного парафина) , авторы предположили, что на графике, выражающем зависимость температурного коэффициента плотпости от плотности, часть отрезка (при постоянной плотности) между линиями, характеризующими парафины н нафтены, делится точкгй, соответствующей образцу, на части, пропорциональные содернчанию парафинов и нафтенов. Таким путем они получили следующее уравнение для смесей парафинов и нафтенов, обладающих плотностью ниже 0,861 [c.380]

Процент Сш1 может бьггь вычислен из процентного содержания к-парафинов, находящихся в масляных фракциях, умножением на коэффициент, точная величина которого зависит от содержания водорода в этих фракциях (среднее значение 0,93). [c.388]

Хорн и Крофорд [12] описали процесс с применением железного катализатора, расположенного в коротких слоях, которые охлаждаются каждый в отдельности холодным рециркулирующим газом. Реакционная температура составляет около 300°, коэффициент циркуляции от 15 до 30 и соотношение На СО в исходном газе равно 2,5. Высокая рабочая температура позволяет вести синтез при объемных скоростях, значительно ббльших, чем в процессе Рурхеми, и получать преимущественно бензин с высоким содержанием олефинов и лишь малые количества дизельного топлива и парафина. [c.528]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология