Анализируемая нефть

Cтраница 2

В сравнительный конденсатор датчика лостуяает часть анализируемой нефти, обезвоженная системой подготовки. [16]

Метод определения содержания парафина заключается в обес-смоливании анализируемой нефти вакуумной перегонкой с отбором фракции, выкипающей при температуре выше 250 С, и выделении из этой фракции парафина парным растворителем - смесью спирта и эфира при температуре минус 20 С. [17]

Схема аппарата для разгонки нефтепродуктов. [18]

В чистую сухую колбу наливают 100 мл анализируемой нефти, имеющей температуру 20 3 С. Для пара-финистых нефтей температура при наливе в колбу должна быть 33 3 С. [19]

Сущность метода заключается в предварительной термообработке пробы анализируемой нефти ( нефтепродукта) с последующим охлаждением до температуры, при которой нефть ( нефтепродукт) теряет подвижность. [20]

Ареометры подбирают таким образом, чтобы при погружении в анализируемые нефти ( нефтепродукты) они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировоч-ная шкала плотности. Определение плотности ареометром основано на законе Архимеда. [21]

Это дает возможность приблизительно оценить групповой состав насыщенных УВ анализируемой нефти, ориентируясь только на тип нефти, определенный по хроматограмме. [22]

Таким образом, определение содержания парафина заключается в обессмоливании анализируемой нефти вакуумной перегонкой с отбором фракции, выкипающей при температуре выше 250 С, и выделении из этой фракции парафина парным растворителем - смесью спирта и эфира - при температуре минус 20 С. [23]

После этих процессов в полости чувствительного элемента образуется смесь анализируемой нефти с растворителем. По двенадцатой команде снимается напряжение со всех электромагнитных кранов и происходит процесс измерения электрического сопротивления смеси. По тринадцатой команде повторяются операции первой команды. [24]

Измерительная камера представляет собой конденсатор, между обкладками которого проходит анализируемая нефть. Электрическая емкость конденсатора изменяется соответственно содержанию воды в нефти: с увеличением содержания воды емкость увеличивается, и наоборот. Таким образом, измерение содержания воды в нефти сводится к измерению электрической емкости измерительной камеры электронным прибором 4 типа потенциометра со шкалой, отградуированной в процентах содержания воды. Прибор позволяет определять содержание воды до 5 %, а дополненный пневмопреобразова-телем прибор может служить датчиком для системы автоматического регулирования содержания воды в нефти. [25]

В цилиндр с притертой пробкой на 50 мл наливают 5 мл анализируемой нефти и 45 мл растворителя. Тщательно перемешивают я ставят на покой. По истечении 5 мин содержимое цилиндра переливают в стакан, опускают электроды датчика и снимают отсчет измерений прибора. [26]

А - коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вытяжка анализируемой нефти, к объему раствора, взятому из мерной колбы для титрования ( при титровании всей водной вытяжки коэффициент А 1); 0 5896 - количество хлористого натрия, соответствующее 1 мл точно 0 01 г раствора азотнокислой ртути, мг. [27]

Поправки к видимой плотности. [28]

Вычисленные по этой формуле поправки к видимой плотности приведены в табл. 3.2. Для получения плотности р анализируемой нефти ( нефтепродукта) поправку вычитают из значения видимой плотности. [29]

Правильность представления фракционного состава и плотностей нефтяных фракций в области экстраполяции контролируется сравнением определенной экспериментально плотности остатка анализируемой нефти и его расчетной плотности, полученной из рассчитанных значений плотностей узких фракций, входящих в состав остатка. [30]

Страницы: 1 2 3 4