Основные физические свойства нефти: плотность, вязкость, газовый фактор, давление насыщения, объемный коэффициент.

Билет № 1

 

Устройство и конструкция пружинного манометра.

Пружинные манометры. На рисунке схематически показано устройство показывающего манометра с одновитковой пружиной. Один конец трубчатой пружины 1 закреплен в держателе 7, скрепленном с корпусом манометра. Внизу держатель снабжен шестигранной головкой и радиальным штуцером 8 с резьбой для присоединения к объекту. Приборы могут изготовляться и с осевым штуцером, располагаемым сзади корпуса прибора. Свободный конец пружины соединен с секторным передаточным механизмом, состоящим из поводка 4, сектора 5 и трубки 6, на оси которой укреплена стрелка 2. Спиральная пружина 3, прижимающая зубцы трубки к зубцам сектора, устраняет мертвый ход. Под влиянием измеряемого давления трубчатая пружина деформируется и тянет поводок. Поводок поворачивает зубчатый сектор и трубку со стрелкой. Передвигающая вдоль шкалы стрелка показывает значение измеряемого давления.

Манометр с одновитковой трубчатой пружиной

Манометры с трубчатой пружиной могут иметь электроконтактное устройство, устройство дистанционной передачи; могут быть со шкалой и бесшкальными.

Токсичность нефти, нефтяного газа и их действие на организм человека.

Токсичными веществами называются продукты, которые при проникновении в организм человека вызывают нарушение его нормальной жизнедеятельности. Токсичность зависит от природы вещества, его состава и свойств, летучести, степени дисперсности в рабочей среде и продолжительности воздействия на организм человека.

Нефть и ее фракции (бензиновая, керосиновая и др.), а также предельные и непредельные углеводородные газы и ароматические вещества (бензол, толуол, ксилол) являются одновременно наркотическими ядами и ядами крови. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт может произойти отравление людей.

Непредельные и ароматические углеводороды оказывают более сильное токсическое действие, чем предельные; нефти, в которых отсутствуют непредельные углеводороды, менее токсичны, чем продукты их переработки, так как при термической переработке образуются непредельные и ароматические углеводороды.

Токсичность нефти и нефтяного газа зависит от их состава, она усиливается при содержании в них сернистых соединений. Первые признаки отравления парообразными углеводородами - недомогание и головокружение. Летальный исход может наступить от паралича дыхания при явлениях нарастающей сердечной слабости. Углеводороды могут служить причиной и хронического отравления. Пары углеводородов, в частности бензина, могут вызвать как острые дерматиты, так и хронические экземы и другие заболевания кожи.

Сероводород, являющийся сильным ядом, - бесцветный газ, с сильным неприятным запахом тухлых яиц, обладает опасным свойством нарушать обоняние с увеличением концентрации вплоть до полного исчезновения. Однако при концентрациях, неуловимых органами обоняния, во рту появляется металлический вкус, по которому газ можно распознать. Сероводород является сильным нервным ядом, т.е. воздействующим на центральную нервную систему

В нефтях и газах сероводород встречается в разных концентрациях. При действии высоких концентраций (1000 мг/м³ и выше) отравление бывает почти мгновенным (судороги, потеря сознания и быстрая смерть от остановки дыхания, а иногда и от паралича сердца).

Окись углерода - газ без цвета и запаха, очень ядовитый. При вдыхании небольших количеств окиси углерода появляется вначале головная боль, ощущение пульсации в висках, головокружение, шум в ушах, затем рвота, чувство слабости. При продолжительном пребывании в загазованной атмосфере могут наступить потеря сознания и смерть.

Сернистый ангидрид – бесцветный газ с резким запахом. Раздражающе действует на слизистые оболочки дыхательных путей и глаз, высокие концентрации вызывают их воспаление, выражающееся в кашле, хрипоте, жжении, боли в горле, груди, слезотечении, носовых кровотечениях. Считается, что смерть наступает от удушья, спазм голосовой щели.

Ниже приведены предельно допустимые концентрации газов и паров в воздухе (в мг/м³).

 

Таблица 1 – Предельно допустимые концентрации нефтяных газов в воздухе рабочей зоны

Вещество	ПДК (мг/м3)
Углеводороды
Сероводород в чистом виде
Сероводород в смеси с углеводородами
Окись углерода
Сернистый ангидрид

Билет № 2

Схема сбора нефти и газа на промысле. Требования к оборудованию.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

УКПН представляет собой небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти (т.е. дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация). В сырую нефть (рис. 4.2), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50¸60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8, Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VIв электродегидратор 6. Отделенная вода отводится по линиям IY. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 150¸160⁰С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8, В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 240⁰С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды. Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение. Часто для перемещения нефти от АГЗУ до ЦПС применяют ДНС - дожимную насосную станцию, т.к. пластового давления оказывается недостаточно. На ЦПС расположены также установки по подготовке воды - УПВ, на которой вода, отделенная на УКПН от нефти, подвергается очистке от частиц механических примесей, окислов железа и т.д. и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). В системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций (КНС) под большим давлением (до 20¸25 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается к нагнетательным (инжекционным) скважинам и затем в продуктивные пласты.

Билет № 3

Билет № 4

Билет № 5

Требования к маршевым лестницам и рабочим площадкам, расположенным на высоте.

Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м – лестницами с перилами. В местах прохода людей над трубопроводами, расположенными на высоте 0,25 м и выше от поверхности земли, площадки или пола, должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются перилами, если высота расположения трубопровода более 0,75 м.

Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60° (у резервуаров – не более 50°), ширина лестниц должна быть не менее 65 см, у лестницы для переноса тяжестей – не менее 1 м. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5°.

С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м.

Лестницы тоннельного типа должны быть металлическими шириной не менее 60 см и иметь, начиная с высоты 2 м, предохранительные дуги радиусом 35-40 см, скрепленные между собой полосами. Дуги располагаются на расстоянии не более 80 см одна от другой. Расстояние от самой удаленной точки дуги до ступеней должно быть в пределах 70-80 см.

Лестницы необходимо оборудовать промежуточными площадками, установленными на расстоянии не более 6 м по вертикали одна от другой.

Расстояние между ступенями лестниц тоннельного типа и лестниц-стремянок должно быть не более 35 см.

Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40 мм и, начиная с высоты 0,75 м, перила высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, образующий с настилом зазор не более 1 см для стока жидкости.

Билет № 6

Билет № 7

Первая помощь при обмороке.

Обморок – это внезапная, кратковременная потеря сознания (от нескольких секунд до нескольких минут). Обморок может возникать в результате: испуга, сильной боли, кровотечения, резкой смены положения тела (из горизонтального в вертикальное и т.д.).

При обмороке у пострадавшего наблюдается: обильный пот, похолодание конечностей, слабый и частый пульс, ослабленное дыхание, бледность кожных покровов.

Оказывая первую помощь при обмороке необходимо:

- уложить пострадавшего на спину, опустить голову, приподнять ноги;

- расстегнуть одежду и обеспечить приток свежего воздуха;

- смочить лицо холодной водой;

- поднести к носу ватку, смоченную раствором нашатырного спирта;

- слегка похлопать по щекам;

- после выведения пострадавшего из обморочного состояния дать потерпевшему крепкий чай, кофе;

- при повторном обмороке вызвать квалифицированную медицинскую помощь;

- транспортировать пострадавшего на носилках.

Билет № 8

Билет № 9

1. Основные требования, соблюдаемые при вскрытии продуктивных пластов.

Задачи вскрытия продуктивного пласта сводятся к следующему.

1.При вскрытии продуктивных пластов с высокими пластовыми давлениями необходимо предупредить возможность открытого фонтанирования. Это обычно достигается подбором промывочной жидкости (глинистого раствора) соответствующей плотности, обеспечивающей превышение забойного давления над пластовым в среднем до 10%.

2.При вскрытии пласта должны быть сохранены естественные свойства пород призабойной зоны. Давление столба промывочной жидкости, применяемой при вскрытии продуктивного пласта, бывает всегда выше пластового давления. Поэтому за счёт перепада между пластовым и забойным возможно проникновение фильтрата или самого бурового раствора в призабойную зону пласта. Буровые растворы, применяемые при вскрытии пласта, должны иметь низкую водоотдачу, не вызывать набухания глинистого материала пород пласта и не давать осадков в результате взаимодействия их с пластовыми жидкостями, что достигается тщательным подбором рецептуры растворов с добавкой специальных химреагентов. При вскрытии высокопроницаемых пластов с низкими пластовыми давлениями происходит поглощение и самого глинистого раствора. Поэтому такие пласты вскрывают с применением растворов на углеводородной основе или облегчённых растворов путём их аэризации.

3.Должна быть обеспечена надлежащая полнота вскрытия пласта, гарантирующая длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока жидкости к забою. Это условие определяется литологическими и физическими свойствами продуктивных пластов и местоположением скважин на залежи. Если нефтегазодобывающая скважина вскрыла газовую шапку, перфорацию скважины необходимо проводить с отступлением от газонефтяного контакта и забой ей оборудовать таким образом, чтобы нефть, притекающая в скважину, не увлекала газ из газовой шапки.

 

Требования безопасности при ремонте оборудования.

Общие правила безопасности при ремонтных работах

Для обеспечения нормальной работы установок и оборудования должны быть составлены и утверждены годовые графики планово-предупредительного ремонта технологического оборудования.

Перед проведением ремонтных работ аппараты, резервуары и оборудование должны быть подготовлены и очищены с соблюдение установленных требований.

Перед ремонтом оборудования должны быть назначены ответственные лица за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования и коммуникаций, выполнение мероприятий по безопасности, предусматриваемых планом организации и проведения работ.

К проведению ремонтных работ аппаратов, резервуаров и оборудования можно приступать только после оформления наряда-допуска с указанием ответственных лиц за подготовку и проведение ремонтных работ.

Ремонтные работы разрешается проводить после сдачи установки в ремонт по акту.

Допускается сдача в ремонт по акту отдельного оборудования или технологических блоков установок подготовки нефти и газа.

Перед началом ремонтных работ на рабочих местах должны быть вывешены плакаты и предупредительные надписи по безопасному ведению данных работ.

При проведении ремонтных работ работники должны применять защитные каски.

Для проведения ремонтных работ на высоте должны быть предусмотрены временные подмости и леса. Доски настилов должны плотно прилегать одна к другой. Для устройства подмостей должны применяться доски толщиной не менее 5 см.

Работы на высоте при отсутствии огражденного рабочего настила должны выполняться работниками, снабженными предохранительными поясами с карабинами для закрепления к надежным конструкциям.

При производстве ремонтных работ на высоте запрещается складывать инструмент у края площадки. Инструмент должен храниться в специальной сумке или ящике.

Если анализ пробы воздуха, взятого из аппарата, подготовленного и очищенного к ремонту, показывает, что концентрация паров и газов не превышает допустимые санитарные нормы, а содержание кислорода не менее 19% объемн., и исключена возможность попадания в аппарат извне вредных паров и газов, то работы разрешается проводить без противогаза.

На такие работы должно быть выдано письменное разрешение начальника установки, участка.

При появлении газа, а также при аварии на соседней установке или объекте, ремонтные работы должны быть немедленно прекращены, а рабочие выведены из опасной зоны.

Работы могут быть возобновлены только в том случае, если при повторном анализе пробы воздуха концентрация газа не превысит допустимых санитарных норм.

При разборке и ремонте деталей оборудования для промывки должен применяться керосин. Запрещается применять для этих целей бензин и другие легковоспламеняющиеся продукты.

Во время проведения ремонта оборудования во взрывоопасных помещениях должна работать постоянно действующая приточно-вытяжная вентиляция.

Ремонтные работы должны производиться в дневное время. В ночное время их можно проводить только с письменного разрешения начальника установки. В случае проведения ремонта в ночное время место проведения работ должно быть хорошо освещено.

Для устранения дефектов запрещается подчеканивать сварные швы аппаратов, емкостей и трубопроводов.

При ремонте колонных аппаратов, разборку тарелок следует производить сверху вниз. Детали тарелок необходимо складывать вне колонны.

Работы по вскрытию и ремонту любого электрооборудования и освещения должны производиться только электротехническим персоналом.

После ремонта все аппараты, емкости и трубопроводы должны быть спрессованы. Опрессовку следует производить до полного устранения всех пропусков. О проведенном ремонте оборудования должна производиться запись в паспорте оборудования.

Установка заглушек

Перед установкой заглушек должна быть составлена схема их установки, утвержденная лицом, ответственным за подготовку аппаратуры, резервуаров, оборудования и трубопроводов к осмотру, очистке и ремонту. В этой же схеме необходимо указать запорную арматуру, подлежащую опломбированию.

Аппарат (трубопровод) перед установкой заглушки должен быть освобожден от нефти и нефтепродукта или газа, продут паром, отключен задвижками и охлажден до температуры не выше 30°C.

Заглушки должны иметь хвостовики. Номер и давление выбиваются на хвостовике заглушек.

На заглушках, устанавливаемых на фланцевом соединении типа шип-паз без хвостовика, номер и давление выбиваются на их поверхности. Толщина заглушек подбирается из расчета на максимально возможное давление, но не менее 3 мм.

Заглушки со стороны возможного поступления газа или продукта должны быть смонтированы на прокладках.

После окончания ремонтных работ все временные заглушки должны быть сняты.

Установка и снятие заглушек должны регистрироваться в специальном журнале за подписью лиц, проводивших их установку и снятие, и проверяться лицами, ответственными за подготовку и проведение ремонта.

 

Первая помощь при ушибах.

При уверенности, что пострадавший получил только ушиб, а не перелом или вывих, к месту ушиба следует приложить холодный предмет (снег, лед, тряпку, смоченную холодной водой) и плотно забинтовать ушибленное место. При отсутствии ранения кожи смазывать ее йодом, растирать и накладывать согревающий компресс не следует, так как все это ведет лишь к усилению боли.

При ушибах живота, наличии обморочного состояния, резкой бледности лица и сильных болей следует немедленно вызвать скорую помощь для направления пострадавшего в больницу (возможны разрывы внутренних органов с последующим внутренним кровотечением). Также следует поступать и при тяжелых ушибах всего тела вследствие падения с высоты.

Билет № 10

Первая помощь при ранениях.

Во всякую рану могут быть занесены микробы, находящиеся на ранящем предмете, на коже пострадавшего, а также в пыли, в земле, на руках оказывающего помощь и на грязном перевязочном материале.

Во избежание заражения столбняком (тяжелое заболевание с большим процентом смертности) особое внимание следует уделять ранам, загрязненным землей. Срочное обращение к врачу для введения противостолбнячной сыворотки предупреждает это заболевание.

Во избежание засорения раны во время перевязки оказывающий первую помощь при ранениях должен чисто (с мылом) вымыть руки, а если это сделать почему-либо невозможно, следует смазать пальцы йодной настойкой. Прикасаться к самой ране даже вымытыми руками запрещается.

При оказании первой помощи необходимо строго соблюдать следующие правила:

- нельзя промывать рану водой или каким-либо лекарственным веществом, засыпать порошками и покрывать мазями, так как это препятствует заживлению раны, способствует занесению в нее грязи с поверхности кожи, что вызывает последующее нагноение;

- нельзя стирать с раны песок, землю и т.п., так как удалить таким способом все, что загрязняет рану, невозможно, но зато при этом можно глубже втереть грязь и легче вызвать заражение раны; очистить рану, как следует, может только врач;

- нельзя удалять из раны сгустки крови, так как это может вызвать сильное кровотечение;

- нельзя заматывать рану изоляционной лентой.

Для оказания первой помощи при ранении следует вскрыть имеющийся в аптечке первой помощи индивидуальный пакет, наложить содержащийся в нем стерильный перевязочный материал на рану и перевязать ее бинтом.

Индивидуальный пакет, используемый для закрытия раны, следует распечатывать так, чтобы не касаться руками той части повязки, которая должна быть наложена непосредственно на рану. Если индивидуального пакета не оказалось, то для перевязки следует использовать чистый носовой платок, чистую тряпочку и т.п. На то место тряпочки, которое приходится непосредственно на рану, желательно накапать несколько капель йодной настойки, чтобы получить пятно размером больше раны, а затем наложить тряпочку на рану. Особенно важно применять йодную настойку указанным способом при загрязненных ранах.

Билет № 1

 

Основные физические свойства нефти: плотность, вязкость, газовый фактор, давление насыщения, объемный коэффициент.

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой CnH₂n+2; нафтеновые – CnH₂ni; ароматические – CnH₂n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С_ЗН₈ и бутан С₄Н₁₀), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С₅Н₁₂, гексан С₆Н₁₄ и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С₈Н₁₈ до С₁₇Н₃₆ - жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода - твердые вещества (парафины). В нефти содержится 82÷87 % углерода, 11÷14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (ρ) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.

Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м^З. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (μ). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м² поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па-с относится к числу высоко вязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей – МПа·с. Так, пресная вода при температуре 200˚С имеет вязкость 1 МПа·с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа-с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 МПа·с и несколько тысяч МПа·с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2÷4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м²/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 200˚С.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность от 730 до 980÷1050 кг/м³ (плотность менее 800 кг/м³ имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю легких нефтей (с плотностью до 870 кг/м³) в общемировой добыче приходится около 60% (в России – 66%), на долю средних нефтей (871÷970 кг/м³) в России – около 28%, за рубежом – 31%; на долю тяжелых (свыше 970 кг/м³) – соответственно около 6% и 10%. Вязкость изменяется в широких пределах (при 500˚С 1,2 ÷ 55·10-6м²/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Другое основное свойство нефти – испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти, (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти βн колеблются в пределах 0,4÷14,0 ГПа-1, коэффициент βн определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50÷60%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом «в». Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом Θ = 1/в. Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями.

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м³/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.