Введение.

Добытая из промысловых скважин нефть содержит попутный газ, песок, ил, кристаллы солей, а также воду, в которой растворены соли, преимущественно хлориды натрия, кальция и магния, реже - карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает до (94 ± 4) %. Очевидно, что такую "грязную" и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и неорганические (H₂S, СО₂) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без ее тщательной промысловой подготовки.

Наличие в нефти указанных веществ оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов:

1. при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии;

2. отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную коррозию;

3. накапливаясь в остаточных нефтепродуктах (мазуте, гудроне) ухудшают их качество.

1. Теоретическая часть.

1.1 Геолого-промысловая характеристика Правдинского месторождения.

Правдинское месторождение открыто в 1964 г.

В тектоническом отношении месторождение находится и восточной части Салымского куполовидного поднятия и по структуре представляет довольно крупную антиклинальную складку почти меридионального простирания.

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях усть-балыкской толщи в горизонтах Б₄, Б₆, Б₇, Б₈.

Основным продуктивным горизонтом является горизонт Б₆. Он прослеживается по всему Салымскому району. «Литологически этот горизонт представлен песчаником средней плотности с глинистым цементом. Глубина залегания горизонта 2310 м.

Свойства пластовых нефтей исследовались по глубинным пробам, отобранным из скважин горизонтов Б₆, Б₇, Б₈. Нефть залегает в условиях высоких давлений и температур, давления насыщения значительно ниже пластовых, плотность и вязкость нефтей невысокие.

Нефть горизонта Б₇, отличается от нефтей других горизонтов: имеет большие значения газосодержания, коэффициента сжимаемости, среднего коэффициента растворимости газа в нефти.

Горизонт	Рпл	tпл	Рнас	G	G'	bн	ρн	μн	βр	α
Б6	230	83	121	91,1	106,7	1,31	0,739	1,3	12,3	0,75
Б7	210	86	115	221,7	277,2	1,93	0,597	0,6	26,3	1,92
Б8	238	84	95	61,8	71,1	1,21	0,787	2	10,3	0,65

Растворенный газ можно характеризовать как жирный, со значительным количеством гомологов метана и небольшим содержанием углекислого газа.

Горизонт СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ С₄Н₁₀ С₅Н₁₂ С₆Н₁₄ + СО₂ N₂+ редкие ρ_г

+ высшие

Б₆ 62,2 9,2 13,7 7,4 3,1 0,9 0,8 2,7 1,130

Б₈ 78,4 4,9 4,4 2,9 0,7 0,1 0,8 7,8 0,867

По физико-химической характеристике дегазированные нефти горизонтов Б₆ и Б₇ резко различаются между собой: нефть горизонта Б₇ более легкая, маловязкая, содержит очень мало смол.

Б₆ Б₇

Плотность, г/см³ 0,854 0,800

Содержание, % вес.

парафинов 3,9 2,3

серы 0,7 0.2

асфальтенов 1,4 0,1

смол силикагелевых 6,3 2,1

Кислотное число, мг КОН/г 0,07 -

Вязкость, сП

при 20^о С 12,6 1,8

при 50^о С 5,7 1,3

Температура начала кипения, ^оС 72,0 39,0

Фракционный состав, %

до 200^о С 24.0 -

до 300^о С 43,0 -

Правдинское месторождение расположено в Сургутском районе Тюменской области юго-западнее Усть-Балыкского нефтяного месторождения. Месторождение открыто в конце 1964 г.

Пойкинское поднятие представляет собой крупную брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания размером 40 х 15 км и амплитудой по юрскому отражающему горизонту порядка 200 м. По вышележащим горизонтам структура выполажнвается и амплитуда уменьшается.

Нефтеносность Правдинского месторождения связана с неокомскими отложениями сургутской свиты, в которых продуктивны пласты Б₉, Б₈, Б₇, Б₆, Б₄ и А₁₁. При испытании пласта Б₉ на глубине 2430-2440 м получен фонтан нефти с дебитом 77 м³/сутки на 8-мм штуцере. Из пласта Б₈ получен незначительный приток нефти с дебитом 1,8 м³/сутки. При испытании пласта Б₇ на глубине 2397-2401 м дебит нефти составил 108 м³/сутки. Пластовое давление 242,5 кГ/см², пластовая температура 82,5° С. Залежь нефти пласта Б₇ литологического типа.

Пласт Б₆ (усть-балыкская толща) залегает на глубине 2310 м и представлен песчаниками мощностью до 20 м, с пористостью 18-23% и проницаемостью 100-105 мд. При испытании пласта получен фонтан нефти с дебитом 149 м³/сутки на 9-мм штуцере.

Пласт Б₄ залегает на глубине 2280 м и представлен песчаником мощностью 10 м. Дебит нефти при испытании этого пласта составил 53 м³/сутки.

Пласт A₁₁ залегает на глубине 2130 м и сложен песчаниками мощностью 20-30 м и более, пористостью 20%, проницаемость 100-124 мд. Из пласта получен приток нефти с водой (дебит нефти 7,3 м³/сутки, воды - 14,5 м3/сутки). Пластовое давление 220,8 кГ/см².

Разведка месторождения продолжается. При испытании в скв. 68

пласта А_9-10 получен фонтан нефти со свободным суточным дебитом 25 m³.

Продуктивный горизонт, пласт	Глубина залегания, м	Рпл, кг/см2	Мощность эффективная, м	Пористость, %	Проницаемость, мД	G, м3/м3	tпл, оС	Дебит нефти, м3/сут.
Нижнемеловой Б4 Б7 Б6 A11	2275-2285 2397-2401 2302-2314 2131-2124	225 242,5 228-242 220,8	4-8 11 15 20	20 20 18-23 20	- - 100-105 100-124	40 100 80 -	- 82,5 82,0 -	53 108 149 7,3