Справочник инженера по добыче нефти (стр. 8 )

Параметры газа	Нормальный пентан n-C5H12	Углекислый газ СО2	Окись углерода СО	Сероводород Н2S	Азот N2	Воздух
Молекулярная масса	72,15	44,01	28,01	34,08	28,02	28,97
Плотность по воздуху	2,491	1,529	0,968	1,191	0,967	1,000
Плотность при 0,1МПа и 00С, кг/м3	3,046	1,997	1,250	1,539	1,250	1,239
Плотность при Ткр и Ркр, кг/м3	232	468	301	-	311	-
Критическая температура, 0С	197,2	31,1	140,2	100,4	147,0	140,7
Критическое давление, МПа	3,30	7,29	3,45	8,89	3,35	3,72
Объем 1кг газа, м3	0,31	0,51	0,80	0,66	0,80	0,78
Масса 1м3 газа, кг	3,22	1,96	1,25	1,52	1,25	1,29

2.9. Формулы для пересчета вязкости в условных единицах в кинематическую и динамическую вязкость

Динамическая вязкость определяется по формуле

m = n × r,

где r - плотность нефти, n - кинематическая вязкость.

Таблица 2.9

Формулы для пересчета вязкости в условных единицах в вязкость кинематическую

Условная единица вязкости	Обоз-наче-ние	Формула для пересчета в кинематическую вязкость, выраженную в стоксах
Градусы Энглера	°Еt	nt = 0,07319×Et - 0,0631/ Et
Секунды Сейболта универсального	¢SUt	nt = 0,0022× SUt - 1,8/ SUt
Секунды Сейболта смоляного (Фурол)	¢SFt	nt = 0,022× SFt - 2,03/ SFt
Секунды Редвуда торгового стандартный)	¢Rt	nt = 0,00260× Rt - 1.71/ Rt
Секунды Редвуда адмиралтейского	¢RAt	nt = 0,0239× RAt - 0,403/ RAt

Динамическая вязкость пластовой нефти определяется из уравнения

mн пл = mн нас + d × (рпл – рнас),

где d - коэффициент, характеризующий изменение вязкости газонасыщенной нефти при изменение давления на 1МПа, мПа×с/МПа.

Коэффициент d аппроксимируется следующими уравнениями:

2.10. Средние значения теплотворной способности различных видов топлив

Таблица 2.10

Виды топлива	Плотность, кг/м3	Теплотворная способность, ккал/кг
Жидкое: - нефть и мазут - керосин - лигроин - бензин - спирт	950 820 750 700 800	10000 10000 - 10500 10200 11000 5700 - 7100
Газовое (при 760мм рт. столба): - светильный газ - доменный газ - газ коксовых печей - генераторный газ	0,52 1,25 0,50 1,02	5500 900 4000 - 5000 1000 - 1300
Твердое: - дрова влажностью 20 - 25% (естественная сушка) - дрова влажностью 30 - 35% - торф кусковой (воздушной сушки) - подмосковный уголь - торфяные брикеты - бурый уголь - каменный уголь - антрацит - кокс каменноугольный - горючий сланец - опилки и стружки	400 470 400 750 250 650 850 1000 400 800 250	3300 2750 3000 3000 4000 4500 6500 7300 6500 3500 2000
Примечание. Исчисление потребности топлива в тех случаях, когда вид его неизвестен, производится на условное топливо, теплотворная способность которого принимается в 7000ккал/кг.

2.11 Вязкость и плотность пресной воды при различных температурах

Таблица 2.111

Вязкость и плотность пресной воды при различных температурах

°С	m	°С	m	°С	m	°С	m	°С	m
0	1,792	11	1,271	22	0,958	33	0,752	60	0,469
1	1,731	12	1,236	23	0,936	34	0,737	65	0,436
2	1,673	13	1,203	24	0,914	35	0,722	70	0,406
3	1,619	14	1,171	25	0,894	36	0,709	75	0,379
4	1,568	15	1,140	26	0,874	37	0,693	80	0,357
5	1,519	16	1,111	27	0,855	38	0,681	85	0,336
6	1,473	17	1,083	28	0,836	39	0,668	90	0,317
7	1,428	18	1,056	29	0,818	40	0,656
8	1,386	19	1,029	30	0,801	45	0,599
9	1,346	20	1,005	31	0,784	50	0,549
10	1,307	21	0,981	32	0,768	55	0,507

Таблица 2.11.2

Плотность пресной воды при различных температурах

Температура, °С	Плотность, кг/м3	Температура, °С	Плотность, кг/м3
0	999,84	26	996,78
2	999,94	28	996,23
4	999,73	30	995,65
6	999,94	32	995,02
8	999,85	34	994,37
10	999,71	36	993,68
12	999,49	38	992,96
14	999,24	40	992,21
16	998,94	42	991,44
18	998,59	44	990,63
20	998,21	46	989,79
22	997,77	48	988,93
24	997,29	50	988,04

2.12. Расчет водородного показателя (рН) воды

рН = рК + S + a + V,

где рК – характерная константа (для m – нитрофенола = 8,33);

S – поправка на соленость (для пресной воды S = 0, для морской воды S = -0,16);

a – температурная поправка (температуру замеряют непосредственно в пробирке);

V = lg.; F – степень цветности.

Таблица 2.12.1

Значения температурной поправки (а)

°С	а	°С	а
5	+0,10	25	-0,06
10	+0,06	30	-0,11
15	+0,02	35	-0,15
17,5	0	40	-0,18
20	-0,02

Таблица 2.12.2

Значения V = lg

F	V	F	V	F	V	F	V
0,05	-1,28	0,18	-0,65	0,31	-0,35	0,44	-0,11
0,06	-1,20	0,19	-0,62	0,32	-0,33	0,45	-0,09
0,07	-1,12	0,20	-0,59	0,33	-0,31	0,46	-0,07
0,08	-1,06	0,21	-0,57	0,34	-0,29	0,47	-0,05
0,09	-1,00	0,22	-0,55	0,35	-0,27	0,48	-0,03
0,10	-0,95	0,23	-0,52	0,36	-0,25	0,49	-0,02
0,11	-0,90	0,24	-0,50	0,37	-0,23	0,50	0
0,12	-0,85	0,25	-0,48	0,38	-0,22	0,51	+0,02
0,13	-0,82	0,26	-0,46	0,39	-0,20	0,52	+0,04
0,14	-0,79	0,27	-0,44	0,40	-0,18	0,53	+0,05
0,15	-0,75	0,28	-0,41	0,41	-0,16	0,54	+0,07
0,16	-0,71	0,29	-0,39	0,42	-0,14	0,55	+0,09
0,17	-0,68	0,30	-0,37	0,43	-0,13	0,56	+0,11

III. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ