Относительная плотность парафинов

Рис. 25. Зависимость теплоемкости нефтепродуктов от температуры. Числа на кривых от 0,55 до 2,0 соответствуют относительной плотности (по воздуху) газообразных парафиновых углеводородов от 0,700 до 1,00—относительной плотности жидких нефтепродуктов.

Физико-химические свойства нефтей всех трех месторожде-, ний пашийского горизонта чрезвычайно близки. Эти нефти несколько тяжелее ромашкинской. Их относительная плотность равна 0,8710—0,8760, в то время как плотность ромашкинской нефти 0,8620. Они относятся к типу высокосернистых (2,02— 2,20% 5), чем также отличаются от сернистой ромашкинской нефти (1,61% 8), и парафиновых (4,0—4,1% парафина), аналогично нефтям девонских отложений Татарии. Изменение плотности и вязкости нефтей в зависимости от температуры приведено в табл. 43. [c.66]

Рис. 23. Зависимость плотности нормальных жидких парафиновых углеводородов от относительной молекулярной массы

Неполярные жидкие фазы. Апиезоны — смесь парафиновых и нафтеновых углеводородов. Высококипящие остатки после разгонки нефти. Плотность 0,76, диэлектрическая проницаемость 2,65. Апиезон Ь — жидкая фаза с максимальной рабочей температурой колонки 320° С, минимальная рабочая температура 80° С. Апнезоны М, К, Ш имеют максимальную рабочую температуру колонки 275—300° С. Относительная полярность по Роршнейдеру 7—9. Рекомендуемые растворители метиленхлорид, ксилол, толуол. Применяются для разделения высококипящих веществ. [c.279]

Пропан применяется как в качестве самостоятельного растворителя, так и в комбинации с другими жидкостями [52—56]. При температуре окружающей среды пропан растворяет исходное масло, а при повышении температуры до 40—60 °С из раствора выделяются смолистые и асфальтовые соединения. При критической температуре пропана 96,8 °С его растворяющая способность падает до минимума и выделяются последующие масляные фракции. Разделение масла происходит по плотности фракций и имеет сходство с эффектом дистилляции, но из-за относительно низких температур проходит в более постоянных условиях. Пропан не отделяет ароматических и нафтеновых углеводородов от парафиновых, и экстракция с его участием нисколько не улучшает свойств масел. Ранее же описанные растворители повышают качество масел. В связи с этим обработка масел пропаном служит только для удаления асфальтовых соединений. [c.394]

Для нафтеновых углеводородов /(=6,0 ароматических К=6,5—7,0 парафиновых /С=5,0—5.3 нефтепродуктов прямой перегонки 7(=6,3—6,4 крекинг-керосинов /(=6.8—7.0. Тср.мол — средне-молекулярная температура кипения (приближенно можно взять температуру 50%-ной точки разгонки) t o и ю — температуры 70 и 10% отгона по кривой разгонок, С —относительная плотность М — молекулярная масса. [c.18]

Вязкостно-массовая константа ВМХ углеводородов зависит от их строения. Парафиновые углеводороды обладают низкими относительными плотностями и ВМК по сравнению с нафтеновыми и ароматическими. [c.41]

Очистка серной кислотой. Серная кислота — тяжелая жидкость с относительной плотностью 1,84. Нефтяные продукты очищают концентрированной кислотой в железных аппаратах, а промывку и щелочную очистку (когда кислота становится разбавленной) ведут в аппаратах, облицованных свинцом. При сернокислотной очистке из нефтепродуктов в значительной степени удаляются непредельные углеводороды, асфальтены, смолы, азот и серосодержащие соединения. Серная кислота обычной концентрации (93— 98% моногидрата) практически не действует на парафиновые и нафтеновые углеводороды при комнатной температуре. Но дымя- [c.254]

В результате описанных выше реакций сырье каталитического риформинга (обычно прямогонная бензиновая фракция 85+180°С) превращается в высокооктановый бензин, значительно обогащенный ароматическими углеводородами с относительно невысоким содержанием парафиновых (преимущественно изостроения) и нафтеновых углеводородов и почти лишенный непредельных углеводородов, с повышенными плотностью и температурой конца кипения (табл. 3.5). [c.71]

Высокими индексами вязкости обладают базовые масляные фракции, в состав к-рых входят преим. нафтены с небольшим содержанием циклов в молекулах и длинными малоразветвленными парафиновыми цепями. Нафтеновые и ароматич. углеводороды с относительно высоким содержанием циклов имеют более высокие плотность и вязкость (значительно возрастающую при понижении т-ры), чем циклич. углеводороды, к-рые кипят в тех же температурных пределах, ио с малым числом циклов (табл. 10). [c.235]

Показатель преломления (так же, как и плотность) тем меньше, чем больше в УВ относительное содержание водорода. При одинаковом содержании в молекулах атомов углерода показатели преломления (и плотности) циклических УВ будут выше, чем алифатических. Наибольшими показателями преломления обладают ароматические УВ, наименьшими — парафиновые нафтеновые УВ занимают промежуточное положение. Например, показатель, преломления гексана равен 1,3749, циклогексана — 1,4262, бензола — 1,5011. Различия наиболее ярко выражены у низших представителей гомологических рядов и постепенно сглаживаются с увеличением молекулярной массы. [c.183]

В странах или районах, где ресурсы природного газа невелики или вообще отсутствуют, для производства аммиака и метанола часто применяют нафту — продукт нефтепереработки. Нафта, перерабатываемая на однолинейной установке мощностью 1360 т аммиака в сутки, представляет собой смесь, парафиновых (51—57%) и нафтеновых (26—33%) углеводородов с относительно невысоким содержанием ароматических углеводородов (6—17%). Содержание олефиновых углеводородов в нафте менее 0,1—0,2%, сернистых соединений еще меньше (0,01—0,03%). Присутствуют также (в мг/кг) хлориды— не более 1, мышьяк — 5, свинец —3, натрий и ванадий (совместно) — 5. Плотность нафты — 720—770 кг/м , температура конца выкипания 188—215°С. Отношение С Н в пределах 5,77—6,0. Молекулярная масса наф- [c.106]

Принимая во внимание ранее упомянутые сведения относительно химических изменений, можно предположить, что в результате миграции в нефти увеличивалось содержание парафиновых углеводородов и уменьшалось количество асфальтенов, смолистых веществ, порфиринов, неуглеводородов и тяжелых металлов (никель, ванадий, медь). При этом в нефти, вероятно, также снижалось соотношение С /С . Если все указанные изменения (или хотя бы их некоторая часть) происходят в процессе миграции нефти, то следует ожидать уменьшения ее плотности. [c.113]

Более высокие значения люминометрического числа и высоты иекоптящего пламени наблюдаются для топлив, вырабатываемых по ГОСТ 305—73 из нефтей парафинового основания, чем вырабатываемых по ГОСТ 4749—73 из нефтей нафтенового основания. Плотность в значительной мере характеризует углеводородный состав топлив, а, следовательно, и их люмино-метричеокое число. Это подтверждают данные, приведенные на рис. 1. Пользуясь кривой, изображенной на рис. 1, можно получить приближенные значения люминометрического числа дизельных топлив относительной плотности от 0,81 до 0,88. [c.140]

Характеристический фактор К является достаточно простым и удобным критерием оценки свойств сырья крекинга. Его применяют для классификации нефтяных фракций и нефтей по химическому составу [4]. Для парафиновых углеводородов среднее значение К составляет 13, для нафтеновых 11,5, для ароматических 10,5. Показатели каталитического крекинга заметно улучшаются при иопользованип сырья с более высокими значениями характеристического фактора. При вычислении этого фактода и ододьзуют зависим ость, связывающую его со средней усредненной температурой кипения ср.уср и относительной плотностью < 4 нефтепродукта [4, 5] [c.12]

Для расчета констант фазового равновесия по уравнениям (I) требуются данные критических температур, критических факторов сжимаемости и давления сходимости. Для индивидуальных углеводородов значения критических параметров были приняты из приложения [2], а для узких нефтяных фракций определены по номограммам, в которых представлена зависимость критических параметров узких нефтяных фракций от средней температуры кипения и относительной плотности в [2j, или по аппроксимациям, приведенным в литературе [4]. Для расчета критических параметров использовались зависимости, полученные Ли и Кестлером, в которых они определяются как средневзвешенные параметры фракций, содержащих парафиновые, ароматические и циклические углеводороды [s] [c.36]

Сырье относительная плотность 0,7796 соотношение парафиновые нафтеновые аромат ческне 37 50 13 октановое число продукта (с 0,8 мя/л ТЭС) 99,0. [c.50]

Плотность нефтей колеблется от 0,730 до 1,080. Однако для большинства нефтей она находится в пределе 0,845—0,900. Плотность нефти и нефтепродуктов зависит от содержания в них низкокипя-щих— лепшх (обладающих низкими удельными весами) и высо-кокипящих — тяжелых составных частей (фракций), а также от их химического состава. Действительно, если сравнить одинаково высо-кокипящие углеводороды разных рядов, то окажется, что парафиновые углеводороды имеют наименьшую плотность, ароматические наибольшую, нафтеновые среднюю. Поэтому плотность является одной из основных характеристик нефти. Ниже приводится примерная относительная плотность нефтепродуктов. [c.12]

Рассчитаем энтальпию газового потока на входе в аппарат. Предварительный расчет показывает, что ввиду не очень высокого давления и значительного разбавления водородом поправка на давление ве яичины энтальпии не требуется. Состав потока (табл. 3.24, 3.25 и 3.35) в мольных долях пересчитаем в массовые долн. Данные по энтальпии при температуре T Ki = 803 К для водорода, метана, этана, пропана, бутана и пентана можно найти в справочной литературе [21, 58]. Для ароматических С Н2 -б, нафтеновых С Н2п и парафиновых С Н2 . -2 углеводородов сырья числовые значения энтальпии определяются по таблице (см. Приложение 3). При этом возникает необходимость расчета относительной плотности углеводородов при температуре 288 К по известной величине их молекулярной массы [44, с. 37, 39]. Найденные значения относительной плотности углеводородов даны в табл. 3.36. [c.265]

Плотность конденсатов находится в прямой зависимости от их группового углеводородного и фракционного составов. Например, конденсаты, в которых велико содержание ароматических углеводородов, имеют большую относительную плотность (0,806-0,826), чем конденсаты, содержащие парафиновые углеводородьг. От группового углеводородного состава зависит также и показатель преломления конденсатов (колеблется для исследованных конденсатов в пределах 1,39-1,46). На основании результатов исследований стабильных конденсатов более 60 газоконденсатных место- [c.386]

Как видно из данных табл. 1, фракции грозненской нефтесмеси имеют относительно низкую плотность, содержат малое количество фактических смол (за исключением фракций, выкипающих при 300—350 ), общей и меркаптановой серы. Содержание парафиновых углеводородов во фракциях значительно и колеблется в пределах 46—67%, содержание ароматических углеводородов практически постоянно (17—20%). [c.40]

С распространением МО-методов на ст-электроны были разработаны теоретические подходы к химической реакционной способности насыщенных соединений. Реакционная способность атомов водорода в парафиновых углеводородах и их производных обсуждалась на основе представления о делокализуемости [3, 54]. Граничная электронная плотность также была использована как мера реакционной способности атомов водорода для некоторых галогеииро-ванных углеводородов [55—57]. Относительная легкость термического расщепления углерод-углеродных связей в алканах была рассмотрена с использованием МО-метода возмущений с учетом (t-электронов [2, 58]. [c.32]

Нефть, добытая из неглубокой скважины -248, характеризуется очень высоким содержанием парафиновых углеводородов и низкими концентрациями серу-, кислородсодержащих соединений (карбонильных групп), а также порфиринов. Если относительная парафинистость увеличивается с глубиной, то содержание в нефти неустойчивых компонентов (порфиринов, серу- и кислородсодержащих соединений) снижается. Подобная закономерность выдерживается для ряда нефтей, разделенных постоянно увеличивающимися расстояниями миграции. Однако для нефтей, претерпевших местное созревание, эта закономерность имеет, вероятно, совершенно противоположный характер. Поскольку соотношения систематически уменьшаются с глубиной, можно предположить, что их изменение было обусловлено миграцией нефти в вертикальном направлении. Как показали исследования, нефти, добытые из Кирикирской формации, образовались в морских условиях. Причем различный состав нефтей обусловлен особенностями миграции по падению или в северном направлении. Различия в химическом составе кирикирских нефтей небольшие. Эти нефти, схожие по внешнему виду и величинам плотности (в градусах АНИ), не отличаются более чем на единицу. Данный порядок расхождения типичен для миграции всей нефти. [c.115]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология