Анализ методов борьбы с АСПО в скважинах Фаинского месторождения

45

36

621(НГН)

16,60С

30,7

25%

570 метров

288,9 м3/ сут.

46

36

636(НГН)

16,60С

30,9

23%

580 метров

296,8 м3/ сут.

47

36

637(НГН)

16,60С

30,9

5%

580 метров

296,6 м3/ сут.

48

36

460(НГН)

16,60С

31,0

23%

580 метров

299,7м3/ сут.

5.3 Анализ методов борьбы с АСПО применяемых в скважинах на Фаинском нефтяном месторождении

Наиболее эффективным способом удаления АСПО на начало 1997 года в условиях Фаинского месторождения являлась промывка скважин горячей нефтью с помощью АДПУ (особенно через затрубное пространство двойного лифта) и ликвидация пробок "греющимся снарядом".

В плане защиты от отложений АСПО за период 1997года хорошо себя зарекомендовало применение греющегося кабеля: из пяти скважин, оборудованных этим кабелем, 4 работали в постоянном режиме, в 1998 году при извлечении греющего кабеля из скважин были осложнения с глушением скважин, для чего были привлечены бригады КРС. В настоящее время греющий кабель не применяется ввиду низкой эффективности.

Необходимо отметить, что применение традиционных способов удаления АСПО (скребков) представлялось не эффективным по причине использования их в скважинах, не соответствующих граничным параметрам их применения. То есть, например, для эффективного использования скребков необходим достаточно небольшой интервал отложений по глубине. Кроме того, для эффективного использования скребков предполагается достаточно большой межочистной период, так как после интенсивного образования отложений возможно уменьшение проходного сечения до размеров не достаточных для прохождения скребка ниже интервала образования АСПО.

5.3.1 Исследование возможности ингибирования АСПО в скважинах Фаинского нефтяного месторождения

Для борьбы с отложениями АСПВ в процессе нефтедобычи могут использоваться ингибиторы парафиноотложений. Ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода - ингибитор - нефть. Действие ингибитора заключается в том, что алкановые блоки его молекулы внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизуются с ними. Гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования, гидрофобные блоки - на поверхности раздела фаз в нефти. Полярные анионовые и катионовые группы ингибитора воздействуют на зарождение, рост кристаллов, величину частиц дисперсии АСПО. Ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти, двигаясь с потоком продукции скважин, они поддерживают АСПВ в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования.

Для установления возможности применения ингибиторов АСПО на Фаинском месторождении были проведены эксперименты по оценке эффективности ингибиторов по отмыву пленки нефти, диспергированию и отмыву парафиноотложений коллектора куста №34 пластовой водой. Отечественные ингибиторы парафиноотложений СНПХ-7843 и ИНПАР-1 в целом мало эффективны для ингибирования АСПО Фаинского месторождения. Эти реагенты не обеспечивают эффективный отмыв плёнки нефти при стандартных дозировках ингибиторов, полностью не предотвращают налипания и замазывания АСПО стенок нефтепромыслового оборудования.

Химические вещества (нефрас и композиции) для борьбы с АСПО в трубах применялись силами ООО «Нефтехимсервис» на Фаинском месторождении только с целью ликвидации отложений АСПО в трубах выкидных линий скважин и нефтесборных коллекторов.

Бензинорастворигель БР-1 и нефрас марок 50/170 (или 100/300) в соотношении 1:1. Технология применения: Растворитель (или композиция) закачивается в действующий нефтяной коллектор при минимально возможной скорости агрегата. Эффективность удаления определяется по снижению давления в нефтепроводе после закачки растворителей. Необходимо отметить что подбор растворителей для удаления АСПО проводился без лабораторных анализов и корректировки состава в зависимости от мест образования АСПО.

В результате эффективность по удалению отложений очень низкая, АСПО в обработанных трубах отлагаются через несколько дней после проведённых работ. Кроме того, стоимость этих работ достаточно большая в сравнении с другими методами борьбы с АСПО. Для предотвращения отложений АСПО в лифте скважин Фаинского месторождения реагенты не применяются.

В 1997г. для ликвидации АСПО применялись следующие хим. реагенты:

1. Бензинорастворитель - БР-1.

2. Растворитель - Р-646.

3. Нефрасы марок 50/170 и 100/300.

Для защиты от образования АСПО.

1. Дисольван 2830 - деэмульгатор.

2. Икап -1 - ингибитор парафиноотложений.

3. Депарол -7202 - ингибитор парафиноотложений.

4. ИНПАР-1 ингибитор АСПО.

Расход растворителей при обработке НКТ лифтов скважин по применяемым технологиям ООО «НХС» составляет среднестатистически 6м3 на одну скважину. Расход ингибитора при непрерывном дозировании составляет 200 грамм на 1 тонну добываемой нефти. Таким образом, исходя из того, что применение ингибитора приносит эффект только в скважинах с обводнённостью более 10%, а в скважинах с обводнённостью менее 10% эффективно использовать растворители, по фонду скважин была рассчитана потребность реагентов (из расчёта на 100 скважин с АСПО) (таблица 5.3.1.)

Таблица 5.3.1.

Потребность реагентов на обработку скважины.

п/п	Наименование реагентов	Расход на 1 скважину	Общая потребность
1.	Растворители	6м3	4678 м3
2.	Ингибиторы (типа1ТНПХ) ТНПХ)	150 грамм на 1 тонну	2660 тонн

При расчёте растворителя межочистной период был принят - 22 суток, (47 скважин со средней обводнённостью продукции менее 10% и дебитом 47м3/сут.). При расчёте ингибитора принимался расход ИНПАР-1 на 35 скважин с обводненностью от 10% до 30 % и средним дебитом 47м3/сут. при непрерывном режиме защиты при помощи дозирующих устройств.

Анализ фонда скважин, дающих продукцию и осложнённых АСПО показывает, что скважины с достаточно высокой обводнённостью (более 10%) могут быть защищены подачей ингибитора не только в непрерывном режиме, но и методом периодической закачки ингибитора в затрубное пространство скважин. Это группа скважин, работающих с достаточно высоким динамическим уровнем. (таблица 5.3.2 )



Таблица 5.3.2.

Процентное соотношение количества скважин относительно динамического уровня.

Динамический уровень, м	Менее 1400	Порядка 1000	300-400
Кол-во скв-н, %	24	60	16

Наиболее благоприятна для периодической подачи ингибитора группа скважин с динамическими уровнями 300-400 метров. На скважинах с динамическими уровнями 1000 метров периодическую (разовую) закачку ингибитора в затрубную полость необходимо проводить с корректировкой по данным анализов продукции на предмет наличия ингибитора в достаточном количестве (150 - 200 грамм на 1 тонну нефти). В любом случае, в процессе защиты оборудования ингибиторами (при непрерывной подаче дозаторами или разовыми закачками в затрубное пространство) необходим контроль за выносом ингибитора в продукции скважин для определения количества подаваемого в затрубное пространство скважин и периодичности закачек ингибитора.Для лабораторного анализа состава АСПО были отобраны образцы отложений из насосно-компрессорных труб скважин и коллекторов ЦДНГ (таблица 5.3.3.).

Таблица 5.3.3.

Место отбора и состояние образцов отобранных для анализа.

п/п	Место отбора образцов	Внешний вид при температуре +25°С.
1.	Скв. №209 куст 2а. ниже 1000 м.	Твёрдое вещество тёмного цвета
2.	Скв. №402 куст 29, устье	Вязкая жидкость тёмного цвета
3.	Коллектор куста 34	Жидкость с большим содержанием НО
4.	Скв. №383 куст 29, устье	Вязкая жидкость.
5.	Скв. №209 к..2а. интервал 700м метров	Твёрдое вещество.
6.	Скв. №192 куст 2а	Вязкая масса при t=00С

Анализ состава образцов показывает, что глубинные пробы АСПО содержат до 70% парафина, а отложения с устья скважин больший процент смол и асфальтенов, которые при температуре +25°С имеют вид вязкой жидкости.

Образцы отложений проверялись на растворимость в применяемых и имеющихся в наличии в НХС в настоящий момент растворителях: нефрасе и БР-1. Лабораторные исследования образцов, отобранных с внутренних стенок НКТ в интервале менее 700 метров по растворимости в нефрасе показали неудовлетворительную эффективность. Растворимость образца АСПО того же состава в БР-1 несколько выше. Однако, необходимо отметить, что БР-1 воздействует на образец не только как растворитель, а разрушает структуру образца при температуре 20°С. В процентном отношении это выглядит следующим образом (таблица 5.3.4.).

Таблица 5.3.4.

Растворимость АСПВ в реагенте.

п/п	Наименование растворителя	Растворимость образца
1.	Нефрас	20%
2.	Бензинорастворитель БР-1	60%

В 2000 году ООО «Нефтехимсервис» в области борьбы с АСПО были продолжены работы по организации обработки «ударными» дозами растворителей «Нефрас». В режиме постоянного дозирования проводилась подача ингибитора парафиноотложений «СОПНАР» на приём насосов УЭЦН, СНПХ-7843 в коллектор. Эффект отрицательный.

При плюсовых температурах окружающего воздуха некоторый положительный эффект наблюдался при подаче ингибитора СНПХ-7843 в затрубное пространство добывающей скважины, при понижении температуры эффект прекратился. Применение ингибитора парафиноотложения СНПХ-7909 рекомендованного лабораторией Уфимского филиала было перенесено на 2001 год. На этом внедрение и применение химических методов борьбы с АСПО ограничено с из-за отсутствия средств.

Таким образом, необходим дальнейший поиск эффективных реагентов для ингибирования АСПО Фаинского месторождения.

Главными достоинствами химических методов обработки АСПО в скважинах являются:

100% удаление АСПВ в добывающих скважинах нефтепромысла;

не большой прирост дебита на каждой обработанной скважине.

Основными недостатками химических методов являются:

большие объёмы растворителей и ингибиторов для разового удаления АСПВ;

в ряде случаев требуется остановка скважин, что характеризуется потерями в добыче нефти;

из-за дорогостоящих химреагентов не выгоден с экономической точки зрения, то есть затраты превышают ожидаемую прибыль.

5.3.2 Анализ термических методов борьбы с АСПО в скважинах Фаинского нефтяного месторождения

Основными удалениями асфальтосмолистых парафиновых отложений тепловыми способом применяемые на Фаинском месторождении являются растеплители электрические и промывки скважин и коллекторов горячей нефтью.

Электрические растеплители используются при ликвидации “глухих” гидратопарафиновых пробок, которые появляются после “недоходов” скребком, и при выводе рабочего фонда из бездействия, осложненного выпадением АСПВ.

Удалением парафиновой пробки электрическими растеплителями на Фаинском месторождении занимается ООО “ЯНО” с середины июня 2000 года. Этот метод очень эффективен по сравнению с другими тепловыми методами воздействия на АСПО. Применение растеплителя - позволило высвободить две бригады ПРС, которые ранее были задействованы в работах по “глухим” пробкам на скважинах.

После растепления скважин, при правильно установленном межочистном периоде работы скважины скребками, появление “глухих” пробок не отмечено, вследствие чего уменьшаются потери нефти. Это видно на примере: 49 куст скважина 9151, 34 куст скважина 9153, 21 куст скважина 267, 49 куст скважина 1867 после проведения операций по удалению АСПО, в различный период времени, отложений АСПВ не отмечалось.

Эффективность применения растеплителя по сравнению с привлечением бригады ПРС:

исключён простой скважины в ожидании ЛГПП;

быстрота проведения операции - 6-7 часов (без глушения скважины в сравнении с бригадой ПРС);

после растепления не требуется проведения довывода скважины на режим.

Кроме положительных вышеперечисленных моментов, снизился простой скважин, а значит и потери по нефти.

Основным недостатком работы по ликвидации АСПО оказался значительный вынос скоплений АСПВ в промысловые нефтесборы месторождения.

Вторым видом обработки скважин тепловым методом является промывка горячей нефтью.

Этот способ тепловой обработки скважин является не таким эффективным, как применении растеплителя. Следует отметить, что при прогреве скважины, температура горячей нефти на выходе из АДПУ поддерживается в пределах 700С. Повышение температуры не представляется возможным в связи с вероятностью плавления кабеля КРБК и последующем ремонте скважины, а температуры плавления парафинов на Фаинском месторождении выше температуры промывки горячей нефтью. При недостаточном прогреве АСПО не расплавляются, а только размягчаются и потоком жидкости выносятся на устье скважин, где оседают в нефтесборных трубопроводах. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений.

5.3.3 Анализ механических методов борьбы с АСПО в скважинах Фаинского нефтяного месторождения

Массовое внедрение скребков началось на скважинах Фаинского месторождения с апреля-мая 1997 года. В мае месяце на 67 скважинах были проведены работы по очистке внутренних стенок НКТ от отложений АСПВ скребками. Было сделано 97 спускоподъемных операций (в дальнейшем по тексту СПО). За июнь-июль месяцы количество скважин, на которых производились работы скребками возросло до 133 и было проведено в октябре 459 СПО.

Эффективность работ скребками рассчитывалась по вменению параметров работающей скважины изменение динамического уровня и суточного дебита до СПО и после. В связи с тем, что незначительное изменение дебита (1-2м3/сут.) при практически неизменном динамическом уровне расходомеры типа "Спутник" улавливают недостаточно точно, была выделена группа скважин со спорным эффектом. В целом, эффект от применения скребков за 6 месяцев составил 29219м3 продуктивной жидкости. Дополнительная добыча продуктивной жидкости возросла с 6665м3 за май до 20640м3 в сентябре, то есть почти в три раза.

Эффект от СПО скребками показан в таблице 5.3.5.

Таблица 5.3.5.

Эффект от СПО скребками.

Месяц	Сут. прибыль, м3/сут.	Количество дней	Дополнительная добыча, м3
Май	215	15	3225
Июнь	212	15	3180
Июль	519	16	8304
Август	277	15	4155
Сентябрь	688	15	10320
Октябрь	516	16	8256
Итого:			29219

Для определения качества работы со скребками весь фонд скважин был разделен на скважины, где эффект был получен и на скважины, где СПО провелось без эффекта. Эффективность работы скребками возросла с 61% в мае до 98% в октябре.

Явный эффект после проведения СПО скребками определяется приростом дебита от 2 м3/сут. и более.

Прирост дебитов скважин после проведения СПО показан в таблице 5.3.6

Таблица 5.3.6.

Прирост дебитов по скважинам.

Прирост дебита	Количество скважин	% отношение
до 2 м3/сут.	179	28
до 5 м3/сут.	245	38
до 10 м3/сут.	112	17
выше 10 м3/сут.	26	4
без эффекта	84	13

С учётом этого из таблицы 5.3.6. видно, что 87% скважин имеют явный эффект после обработки внутренней полости НКТ скребками.

За период работы скребками май - октябрь явный экономический эффект получили в 87% скважине-операции, а всего 13% прошли без эффекта (при 28% спорного эффекта, то есть с дебитом до 2м3/сут.).

Глубина образования АСПО по результатам СПО скребками.

В процессе проведения работ по очистке отложений скребками определилась глубина начала образования АСПО в НКТ. В процентном отношении средняя глубина начала отложений АСПО по результатам работы со скребками показана в таблице 5.3.7.



Таблица 5.3.7.

Процентное отношение средних глубин начала возникновения АСПО в скважинах.

Глубина образования АСПО	Количество скважин, шт.	Отношение, %
0- 100	24	9%
100-300	13	5%
300 - 500	12	4%
500 - 700	229	82%

Наибольший процент приходится на интервал НКТ - 500-700 метров. Таким образом, можно сделать вывод, что максимальная глубина начала образования АСПО на рассматриваемых скважинах не превышает 700-метровой отметки.

В процессе статистической обработки данных по глубине АСПО была определена зависимость, что в скважинах с неглубоким интервалом АСПО образование парафиноотложений происходит быстрее, чем в скважинах с относительно большой глубиной АСПО. Таким образом, рекомендуется при расчёте межочистного периода учитывать эту зависимость.

Межочистной период работы скребками.

По большинству скважин на которых проводились работы скребками назначался межочистной период 7-10 суток. В июле было проведено 207 СПО по 121 скважине. Из них 13 СПО проводились позднее, чем по графику, что привело к сужению прохода и невозможности работы скребком ("нет прохода").

В процессе работы определился фонд скважин, в которых работа скребками проводилась намного чаще, чем по графику. Например, на скважине №413 куст 29 вместо межочистного периода (МОП) - 15 суток приходилось работать через 2 суток. Таких скважин выделилось 7.

Причина явно просматривается - очень большая интенсивность образования АСПО.

В скважинах, где произошло "запаздывание" СПО по причине неправильно назначенного МОП, произвели корректировку с небольшим упреждением для гарантии свободного прохода скребка в полости НКТ.

Эффектом использования скребков при удалении асфальто-смолистых парафиновых отложений является:

увеличение межремонтного периода работы скважин имеющих АСПВ;

увеличение дебита скважин;

малые затраты по сравнению с другими методами удаления АСПО

Но наряду с явным эффектом от использования скребков в качестве борьбы с АСПО имеются и свои недостатки. К ним относятся:

использование скребков не позволяет провести качественную очистку внутренней поверхности НКТ от АСПО, остающиеся отложения в дальнейшем служат дополнительными центрами парафинизации;

имеются случаи обрыва скребков в скважинах;

АСПО после очистки выносятся потоком нефти в нефтесборные коллектора, что приводит к их закупориванию.

Из других механизированных методов борьбы применялась автоматическая установка с механизированной лебёдкой (была установлена на 24 кусту). Основным недостатком которой было её несовершенство. Очень часто при её обслуживании наблюдались затяжки, жучки на проволоке, проволока слетала с ролика на головке лубрикатора. Итогом работы этой установки стал обрыв проволоки, в результате скважина ушла в ремонт по причине парафиноотложений. В дальнейшем от использования механизированной лебёдки отказались.

На скважинах УСШН широко применяются штанговращатели. На штангах устанавливались скребки и за счёт штанговращателя проходил поворот штанг и скребком счищались отложения парафина.

Единственным недостатком этого метода являются частые смены сальников (верхних и нижних), так как при постоянном повороте штанг они быстро изнашиваются, что приводило к частым остановкам УСШН (примерно 2-4 раза в неделю). При замене нижних сальников требуется проводить ”глушение” скважины, после которого происходит довывод скважины на постоянный режим работы.

5.4.3 Анализ и обоснование привлечения ООО «Ямалнефтеотдача» к работе по удалению АСПО в НКТ эксплуатационных скважин Фаинского месторождения

В 2000 году ОАО «ЮНГ» заключает договор с ООО ”ЯмалНефтеОтдача” по удалению АСПО в скважинах на нефтепромысле. Совместно с ООО “ЯНО” работает бригада по депарафинизации созданная силами нефтепромысла. Проведя сравнение, было выявлено, что качество и количество проделываемых скважиноопераций значительно выше у ООО “ЯНО”, так как ими использовались более совершенные скребки, работники лучше разбираются в процессе депарафинизации (имеют опыт и хорошую квалификацию). Количество “недоходов” в “ЯНО” примерно в три раза ниже, чем у операторов ДНГ, хотя подавляющая часть скважин осложненных парафиноотложениями обслуживается ООО ”ЯНО”. С июля месяца 2000 года силами ООО “ЯНО” скребками обслуживается уже весь фонд скважин осложненных парафином.

Как видно пункта 5.1. за 2000 год было всего две смены УЭЦН по причине парафиноотложения, которые произошли только по вине технологической службы нефтепромысла. Это скважины: 2 куст 123 (которую забыли включить в график депарафинизации) и 49 куст скважина 1867 (скважина с неправильно выбранным меж очистным периодом).

Также было 16 обрывов скребков из которых 4 обрыва сделаны бригадой “ЯНО” и 12 обрывов бригадой ДНГ. 87,5 % обрывов связаны с человеческим фактором, у операторов ДНГ причиной обрыва стали затяжки при подъёме, что говорит о применении лебёдок без должной их проверки, неслежении за ходом подъёма скребка.

В ООО “ЯНО” причины обрыва заключались в том, операторы не убедились в полном поднятии скребка в лубрикатор, в результате чего происходило “закусывание” проволоки и соответственно обрыв скребка.

За счёт привлечения ООО “ЯНО” к работе по депарафинизации скважин, с помощью механического скребка, дополнительная добыча нефти за два года составила около 91200 тонн нефти.

Проведённый анализ выполнения СПО ООО«ЯНО» и СПО ЦДНГ, показал, что эффективность обработок существенно увеличилась. СПО стали проводится более качественно и с меньшими затратами.

Сама конструкция скребка у ООО «ЯНО» лучше, чем скребка, применяемого в ЦДНГ.

Звено задействованное в обработках более опытнее, их профиль работ ранее был связан именно с депарафинизацией скважин скребком и растеплением. Люди лучше разбираются с некоторыми осложнениями встречающимися в ходе обработок.

Недоходов, по тем же скважинам, что были ранее обработаны работниками ЦДНГ стало меньше в 3-4 раза. Высвободившееся звено операторов ЦДНГ стало выполнять другие не менее важные для промысла задачи. С двух смен было высвобождено восемь человек.

Применение растеплителя - позволило высвободить две бригады ПРС, которые ранее были задействованы в работах по «глухим пробкам» на скважинах.

Кроме этого растеплитель имеет ряд преимуществ, перед бригадой ЛГПП, а именно:

стоимость растепления в 3-4 раза дешевле ЛГПП (растепление-27,8 тысяч рублей, ЛГПП-80 тысяч рублей);

исключен простой скважины в ожидании ЛГПП;

быстрота проведения операции - 6-7 часов (без глушения скважины в сравнении с бригадой ПРС);

после растепления не требуется проведения довывода скважины (при ЛГПП нарушается режим работы скважины - после глушения, а довывод это дополнителные потери по добыче нефти и отвлечение оператора высокой квалификации на довывод скважины)

не выявлено отрицательных последствий для скважины, в сравнении с бригадой ПРС (ЛГПП) - при ЛГПП были частые случаи когда происходили:

разгерметизация колонны НКТ;

отказы при запуске R=0;

переглушивание скважины;

Кроме вышеперечисленных положительных моментов, снизился простой скважин, а значит и потери по нефти.

До запуска бригады ООО «ЯНО» потери промысла от простоя скважин в ожидании ЛГПП составляли:

Январь 2000 года - 6987 тонн нефти

Февраль - 5874 тонн нефти

Март - 4321 тонн нефти

Апрель - 4890 тонн нефти

Май - 2968 тонн нефти

При выходе ООО «ЯНО» в июне 2000 года потери составили: 1909 тонн нефти, а уже в июле- 1449 тонн нефти.

Для сравнения: июнь-июль 1999 года - потери соответственно составили:6760 и 4321 тонн нефти.

5.4 Методика расчёта глубины выпадения АСПО и парафинобезопасного дебита

Исходные данные для расчёта:

T1 - пластовая температура, К;

Tн -температура нейтрального слоя, К, (при отсутствии её значения принимается Tн = 276 К);

L1 - расстояние от устья скважины до кровли пласта, м;

Lн-расстояние от устья скважины до нейтрального слоя, м, (при отсутствии его значения принимается Lн = 25 метров);

L2-для фонтанной скважины - расстояние от устья до башмака фонтанного лифта, для скважины, оборудованной ШГН или ЭЦН, - глубина спуска насоса, м;

H1 - динамический уровень в скважине, м;

Q - суточный дебит скважины по жидкости, м3/сут.;

Q2 -для скважины, оборудованной ЭЦН, - номинальная подача насоса по паспортной характеристике, м3/сут. (принимается ближайшая большая из ряда значений);

n - массовая доля воды в добываемой скважинной продукции, доли;

d1 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d2 - внутренний диаметр колонны НКТ, м;

d3 - наружный диаметр колонны НКТ, м;

d4 - для скважины, оборудованной ЭЦН, наружный диаметр насоса, м;

d5 - наружный диаметр муфт, соединяющих колонны штанг ШГН,м;

p1 - забойное давление, ат;

p3 - устьевое давление, ат;

p4 - затрубное давление, ат;

p6 - давление нас-ния пластовой нефти при пластовой температуре, ат;

Г1-газосодержание пластовой нефти, приведённое к нормальным условиям, м3/т;

Г11-газосодержание пластовой нефти, приведённое к нормальным условиям, м3/м3;

b1 - объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях;

с1-теплоёмкость нефти в нормальных условиях, Дж/кг*К, (при отсутствии её значения принимается с1 = 2100 Дж/кг*К);

1- плотность сепарированной нефти в нормальных условиях, кг/м3;

2- плотность пластовой нефти, кг/м3;

3- плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;

6- плотность пластовой воды в нормальных условиях, кг/м3;

0- плотность газа относительно воздуха;

П - плотность АСПО, кг/м3;

yа - содержание азота в нефтяном газе, мольн. %;

yс1 - содержание метана в нефтяном газе, мольн. %;

yА - содержание асфальтенов в разгазированной нефти, масс. %;

yС - содержание силикагелевых смол в разгазированной нефти, масс. %;

yП - содержание парафинов в разгазированной нефти, масс. %;

- угол между осью ствола скважины и вертикалью, град;

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;

L - интервал изменения глубины спуска вдоль НКТ от устья к башмаку фонтанного лифта или приему насоса при расчете глубины выпадения АСПО, м.

5.4.1 Расчёт основных температурных параметров для ствола и НКТ скважины на участке кровля пласта - устье скважины, расчет температуры насыщения нефти парафином в стандартных условиях

Выбираем способ эксплуатации скважины.

Фонтанный.

Производится расчёт температуры Т2 у башмака фонтанного лифта, если L2 L1, по формуле:

0,0034 + 0,79 * Г * cos

T2 = T1 - (L1 - L2) * --------------------------------- , ( 5.1 )

10 Q1 / 20 * d1

где d1 = d12, 67, (5.2 )



Q1 = Q / (24 * 3600), (5.3 )

Г = (Т1 - Тн) / [(L1 - Lн) * cos ]. (5.4 )

В случае спуска колонны фонтанных труб до кровли пласта Т2 = Т1.

Производится расчет температуры T3 на устье фонтанной скважины по формуле:

0,0034 + 0,79 * Г * cos

T3 = T2 - L2 * ------------------------------ , (5.5 )

10 Q1 / 20 * d 2

где d2 = d22,67.

Скважина с ШГН.

Производится расчёт температуры Т2 у приёма насоса по формуле (5.1).

Производится расчёт температуры Т3 на устье скважины по формуле (5.5).

Скважина с ЭЦН.

Производится расчёт температуры Т2 у основания двигателя насоса по формуле (5.1).

Производится расчёт температуры Т4 на выходе из насоса ( при расчёте не учитываются размеры насосного агрегата ).

Рассчитывается к.п.д.электродвигателя с гидрозащитой при работе в скважине по формуле:

1 = 1,03 * Q10,045 ( 5.6 )

Рассчитывается к.п.д. насосного узла погружного агрегата при работе в скважине по формуле:



2 = 5,72 * Q20,33 - 0,71 * Q2 , (5.7 )

при Q2 = Q2 / (24 * 3600).

Рассчитывается напор насоса по формуле:

H = L1-105*(p1 - p3) / (g*7) - 160*d2*Г21*(1-n0)*[1- (p3/p2)0,33] ( 5.8 )

Рассчитывается теплоёмкость по формуле:

c = c1 * (1 - n0) + 4186 * n0 ( 5.9 )

Рассчитывается температура на выходе из насоса по формуле:

0,0034 + 0,79 * Г * cos g * H 1 0,5

T4 = T1-(L1 - L2)*------------------------------ + ------*( ------ - --- - 0,5 ),

10 Q1 / 20 * d1 c 1*2 2

где d1 = d12,67.

Производится расчет температуры на устье скважины Т3 по формуле:

0,0034 + 0,79 * Г * cos

Т3 = Т4 - L2 * ------------------------------- , (5.10 )

10Q1 / 20 * d2

где d2 = d22,67.

Производится расчет температуры насыщения нефти парафином Т5 в нормальных условиях по формуле:

Т5 = 273 + [38 - 1,91 * (yА + yС)/yП] ( 5.11 )



5.4.2 Расчет давления у башмака фонтанного лифта либо у приёма насоса

Для фонтанной скважины, в случае L2 = L1, давление у башмака фонтанного лифта - p5 совпадает с забойным, т.е. p5 = p1.

В противном случае для фонтанной и насосных скважин расчёт выполняется в следующей последовательности.

Производится расчёт погружения башмака лифта или насоса под динамический уровень H2 по формуле:

H2 = L2 - H1 ( 5.12 )

В соответствии с зависимостью относительной плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве от погружения и давления в затрубном пространстве (см. рис. 1, Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи : Учебн. пособие для вузов / И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный - М.: Недра, 1984. - с.245) определяем отношение плотности газожидкостной смеси к плотности жидкости в затрубном пространстве - N.

Производится расчёт плотности жидкости в затрубном пространстве 4 по формуле:

4 = 1,07 * 1 ( 5.13 )

Производится расчёт средней плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве 5 по формуле:

5 = N * 4 ( 5.14 )

Производится расчёт давления у башмака фонтанного лифта или приёма насоса - p5 по формуле:

p5 = p4 * e 0,000114 * 0 * H1 + 5 * g * H2 *10-5 ( 5.15 )

5.4.3 Расчёт коэффициента сепарации газа у башмака фонтанного лифта либо у приема насоса для насосных скважин, фактического газового фактора и соответствующего давления насыщения

Для фонтанной скважины, в случае L2 = L1, газонасыщенность и давление насыщения нефти у башмака лифта совпадают с пластовыми -

Г2 = Г1, Г21 = Г11, p2 = p6.

В противном случае для фонтанной и насосных скважин расчёт выполняется в следующей последовательности.

Производится расчёт объёмной расходной доли воды в смеси - n0, для обводнённых скважин по формуле:

n0 = n / [n + (1 - n) * 6 / 1], (5.16 )

для скважин, добывающих необводненную продукцию, n0 = 0.

Производится выбор относительной скорости газовых пузырьков - w:

- если n0 или 0,5, то w = 0,02 м/с;

- если n0 > 0,5, то w = 0,17 м/с.

Производится расчёт объёмного коэффициента нефти при давлении у башмака лифта или у приёма насоса - b2, по формуле:

b2 = 1 + (b1 - 1) * [(p5 - 1) / (p6 - 1)]0,25 (5.17 )

Производится расчёт расхода смеси у башмака лифта или у приёма насоса - Q3, по формуле:

Q3 = [Q * (1-n0) * b2 + Q * n0] / (24 * 3600) ( 5.18 )

Производится расчёт коэффициента сепарации у башмака лифта или у приёма насоса - , по формулам:

- для фонтанной скважины -

1 - (d3 / d1)2

= ------------------------------ , ( 5.19 )

1 + 4 * 0,7 * Q3 / (3,14 * w * d12)

- для скважины с ШГН -

1 - (d3 / d1)2

= ---------------------------------------- , (5.20 )

1 + 4 * 1,05 * Q3 / (3,14 * w * d12)

- для скважины с ЭЦН -

1

= --------------------------------------------------, ( 5.21)

1 + 4 * 0,75 * Q3 / [3,14 * w * (d12 - d42)]

Производится расчёт фактического газового фактора у башмака лифта или у приёма насоса - Г2 и Г21, по формулам:

Г2 = Г1*{1-[1-[(p5-1) / (p6-1)] (1,5+ 0,32 * yа) / (1, 567 + yа) ] * }, (5.22)

Г21 = Г11*{1-[1-[(p5-1) / (p6-1)] (1,5+ 0,32 * yа) / (1, 567 + yа) ] * },

где yа = yа2.

Производится расчёт давления насыщения у башмака лифта или у приёма насоса, соответствующего фактическому газовому фактору, - p2, по формуле:

p2 = p6 *{1-[1-(p5 / p6) (1,5+ 0,32*yа) / (1, 567+ yа) ] * }(1,567 + yа) / (1,5 + 0,32* yа) , ( 5.24 )

где yа = yа2.

5.4.4 Расчёт давления на выходе из насоса (выполняется только для насосных скважин)

Производится расчёт плотности газонасыщенной смеси на приёме насоса - 7, по формуле:

7 = [1 + 3 * Г21 + 6 * n0 / (1 - n0)] / [b2 + n0 / (1 - n0)] (5.25 )

Производится расчёт плотности газонасыщенной смеси на устье скважины - 8, по следующим формулам:

- рассчитывается равновесное давление насыщения - p7:

для скважины с ШГН и фонтанной скважины -

p7 =p2 - (T2 - T3)*10/ {9,157 + 701,8 / [Г2*(0,01*yc1 - 0,008*yа)]}, (5.26)

для скважины с ЭЦН -

p7 = p2 - (T4 - T3)*10/{9,157+701,8/[Г2 * (0,01*yc1 - 0,008*yа)]}, (5.27)

- рассчитывается приведённый к нормальным условиям удельный объём выделившегося газа - V1 и V11:

V1 = Г2 * R * m * [ D * (1 + R) - 1 ], ( 5.28 )

V11 = Г21 * R * m * [ D * (1 + R) - 1 ], ( 5.29 )

где R = [( 1 + lg (0,1 * p3 )) / ( 1 + lg (0,1 * p7 ))] - 1, ( 5.30 )

m = 1 + 0,029 * ( T3 - 293 ) * ( 1 * 0 * 10-3 -0,7966 ), ( 5.31 )

D = 1 * 0 * 10-3 * [ 4,5 - 0,00305 * (T3 - 293)] - 4,785, ( 5.32 )

- рассчитывается остаточная газонасыщенность нефти в процессе ее разгазирования - Г3:

Г3 = Г2 * m - V1, ( 5.33 )

Г31 = Г21 * m - V11, ( 5.34 )

- рассчитывается относительная плотность выделившегося газа - 9 :

9 = u1 * [0 - 0,0036 * (1 + R) * (105,7 + u2 * R)], ( 5.35 )

где u1 = 1 + 0,0054 * ( T3 - 293 ), ( 5.36 )

u2 = 10-3 * 1 * Г2 - 186, (5.37 )

- рассчитывается относительная плотность растворенного газа, остающегося в нефти при данных условиях её разгазирования, - 10:

10 = Г2*[u1*m*0 - 9*V1 / Г2] / Г3, ( 5.38 )

- рассчитывается объёмный коэффициент нефти при заданных термодинамических условиях - b3:

b 3 = 1+1,0733*10-3*1*Г3* / m + * (T3- 293)-6,5*10-5 * p3, (5.39)

где = 10-3 * (3,083 - 2,638 * 10-3 * 1), если 780< или = 1 < или = 860,

( 5.40 )

= 10-3 * (2,513 - 1,975 * 10-3 * 1), если 860 < 1 < или = 960, (5.41 )

= 10-3 * [4,3 - 3,54 * 10-3 * 1+ 1,0337 * 10 /u1 + 5,581 * 10-6 * 1* (1 - 1,61 * 10-6 * 1 * Г3) * Г3] , ( 5.42 )

- рассчитывается плотность газонасыщенной смеси на устье скважины по формуле ( 5.33 ), где 8 = 7 , Г21 = Г31 , b2 = b3.

Производится расчёт средней плотности газонасыщенной смеси в НКТ - ср, по формуле:

ср = (7 + 8) / 2 ( 5.43 )

Производится расчёт давления на выходе из насоса - p8, по формуле:

p8 = ср * g * L2 * 10-5 + p3 (5.44 )

5.4.5 Расчёт глубины начала выпадения АСПО

Производится расчёт температуры насыщения нефти парафином в условиях устья скважины - Т6, по формуле:

Т6 = Т5 + 0,031 * p3 - 0,098 * Г3 (5.45 )

Для фонтанных скважин расчёт газонасыщенности нефти - Г3 производится в соответствии по формулам ( 5.26,5.28, 5.30-5.33 ).

Производится сопоставление устьевой температуры с температурой насыщения нефти парафином в устьевых условиях:

- если Т3 = Т6, то парафин начинает отлагаться на устье скважины,

- если Т3 > Т6, то отложения парафина в НКТ не наблюдается,

- если Т3 < Т6, то расчет продолжается

Принимается интервал изменения расстояния от устья скважины вдоль НКТ - L. Для новой глубины - L1i = 0 + L * i, где i = 1, рассчитываются:

- температура на данной глубине - Т1i для фонтанной скважины и скважины с ШГН по формуле ( 5.5 ), где Т1i = Т3, L2 = L2 - L * i, для скважины с ЭЦН по формуле ( 5.11 ), где Т1i = Т3, L2 = L2 - L * i ;

- давление на данной глубине - p1i для фонтанной скважины по формуле:

p1i = p3 + [(T1i - Т3) * ( p5 - p3)] / (Т2 - Т3), (5.46 )

- для скважины с ШГН по формуле:

p1i = p3 + [(T1i - Т3) * ( p8 - p3)] / (Т2 - Т3), (5.47 )

- для скважины с ЭЦН по формуле:

p1i = p3 + [(T1i - Т3) * ( p8 - p3)] / (Т4 - Т3), ( 5.48 )

- равновесное давление насыщения в данных термодинамических условиях - p7i для фонтанной скважины и скважины с ШГН по формуле (5.26 ), где p7i = p7, Т3 = Т1i, для скважины с ЭЦН по формуле (5.27 ), где p7i = p7, Т3 = Т1i. Если p1i > p7i, то V1i = 0 и Г1i = Г2. В противном случае рассчитывается приведенный к стандартным условиям удельный объём выделившегося газа - V1i, по формулам ( 5.28, 5.30 - 5.32 ), где V1i = V1, R = Ri, p3 = p1i, p7 = p7i , m = mi , Т3 = Т1i, D = Di и остаточная газонасыщенность нефти в процессе её разгазирования - Г1i по формуле (5.33 ), где Г1i = Г3, V1 = V1i;

- температура насыщения нефти парафином в данных термодинамических условиях - Т6i, по формуле ( 5.45 ), где p3 = p1i, Г3 = Г1i;

- если T1i < T6i , то расчёт возобновляется при i = i +1, если Т1i > или = T6i, то расчет возобновляется .

Выводится глубина начала выпадения АСПО - L1i = 0 + L * i, температуры в НКТ и насыщения нефти парафином, при которой отлагается парафин, - T1i и T6i, соответственно, давление на данной глубине - p1i.

5.4.6 Расчёт парафинобезопасного дебита

Производится расчёт парафинобезопасного дебита - Qб, при заданных в исходных данных параметрах эксплуатации скважины по формулам:

- для фонтанной скважины и скважины с ШГН -

Qб =20*d22,67*24*3600*lg[(0,0034+0,79*Г*cos)*L2 / (Т2 - Т6)], (5.49)

- для скважины с ЭЦН -

Qб=20*d22,67*24*3600*lg[(0,0034+0,79*Г*cos )*L2 / (Т4 - Т6)], (5.50)

5.5 Выводы

Существенными факторами, оказывающими влияние на парафинизацию скважин и нефтепромысловых коллекторов Фаинского месторождения, являются:

особенности физико-химических свойств парафиновых углеводородов, содержащихся в нефти месторождения (аномально высокие температуры плавления 80-85 0С, обуславливающие их низкую растворимость в нефтяных фракциях и мелкий размер кристаллизующихся парафинов, что при значительной площади поверхности создает условия для образования многочисленных ассоциатов);

повышенные температуры насыщения нефти парафином (наиболее высокие для нефти среди разрабатываемых месторождений Нефтеюганского региона), составляющие в условиях эксплуатации осложненных скважин 27,0-31,0 0С;

высокая кривизна ствола добывающих скважин (11,5-450С, преобладающая 24-380С), что в условиях соприкосновения стенок НКТ с обсадной колонной, в особенности, в зимних условиях приводит к снижению температуры стенки трубы и ее интенсивной парафинизации;

высокая предрасположенность попутного газа к гидратообразованию. Данный факт связан с относительно высоким содержанием в попутном газе углеводородов С3-С5, составляющем 19,42 мольн. %.

Как видно из пунктов данного дипломного проекта, начиная с 1999 года, технологической группой ведутся успешные поиски методов по удалению АСПО. Это привлечение ООО “ЯНО” по работе депарафинизации скважин скребками и растеплителями, оборудование скважин для исключения простоев (лубрикаторы, буферные задвижки), что существенно снизило отказы УЭЦН по причине парафиноотложения, с 78 за 1997 год до 0 за 2003 год. Отказались от применения бригад ЛГПП с 328 скважиноопераций за 1997 год до 0 за 2003.



6. Экономическая часть

6.1Технико-экономические показатели

Таблица 6.1.1.

п.п.	Наименование предприятий	Используемая техника.	Расценки на единицу техн.	Затраты на 1 воздействие.	Межочистной период	Затраты в год/скв
1.	Промывка горячей нефтью	АДПУАЦ-20	101 ,18 маш/час38 600 маш/час	1 126,91 руб	16 суток	25 693, 59Рублей
2.	Промывка горячей нефтью	АДПУАЦ-7	101,18 маш/час28 ,76 маш/час	715,57руб (ст-ть оборуд-я) 21333,20 руб	12 суток	21 753 57р(с 2-х р. л.43086,77р)
3.	Применение Греющего кабеля. ООО «ЯНО»	Кабель 700м.Устьев.упот.Станцияупр.и трансформ.	16 800 рублей1 300 рублей8 000 рублей	267800,0 руб (стоимость всего оборудования)	Затр. наэнергию-7.3 квт. -2070т/мес	50 940Рублей
4.	Применение скребков .	Ручная лебедка.	Зарплата операторов 3 разряда.	84 ,10 руб	7-10 суток.	3 611рублей
5.	Воздейств.растворит-ем.	ЦА-320,ЦРК	Норматив на 1т.2786 руб.	22 141руб	22 суток.	366659 Рублей
6.	Воздействие ингибит. типа -СОНПАР	ЦА-320,БРХ	Норматив на 1т.2 786 руб.	В месяц -29 605, 00 руб	В течении года.	355262 Рублей

Примечание к таблице 6.1.1.

Межочистной период обработки скважинного оборудования принимался теоретически для каждого вида воздействия, учитывая интенсивность образования АСПО и степень очистки.



Таблица 6.1.2

Сравнительные затраты на удаление АСПО из скважины (внутренние стенки НКТ) различными методами, применяемыми в ОАО "ЮНГ" (без учета межочистного периода).

П.П.	Наименование методов, показатели.	Стоимость
1.	Ликвидация АСПО с применением АДПУ, АЦ-7 горячей нефтью (скважина с двойным лифтом).	631, 46 руб
2.	Ликвидация АСПО растворителем БР-1+Нефрас (6-7м3).	44 034, 54 руб.
3	ООО «ЯНО» растепление	27,8 тыс.р.
4.	Применение скребков ручной лебедкой (разовая работа).	84,10руб.

- Глубина образования АСПО взята среднестатистическая - 700 метров.

- Необходимо отметить, что зарплата операторов является внутренними затратами по ЦДНГ.

Нормативные затраты ООО «НХС» по закачки 1 тонны реагента в

ОАО "ЮНГ" составляет - 6 667, 00 руб. Затраты на проведение удаления АСПО по нормативам действующим с 1 февраля 2003 года для ОАО "ЮНГ" в таблице 6.1.3.

Таблица 6.1.3.

Наименование затрат	Стоимость
1. Норматив затрат на 1 тонну закачиваемого реагента	2 786 руб
2. Стоимость 1тонны растворителя Бр-1+Нефрас в соотношении 1 1	690 750 руб (расценки октября 1996 года).
3. Количество закачиваемого реагента в НКТ скважины.	6-7 м3.
4. Затраты на проведение 1 воздействия на скважину.	21 205 руб., в том числе стоим. реагента-4 489 руб.
Итого	21 205 руб.

Ликвидация АСПО при помощи АДПУ.

Наиболее распространенный метод ликвидации АСПО из НКТ скважин является промывка горячей нефтью внутренних стенок лифтовых труб при помощи АДПУ. В расчете затрат принимался объем закачиваемой нефти АДПУ, равный суммарному объему трубного и затрубного пространства НКТ с глубиной подвески ЭЦН раной 1700м (1 цикл закачки). В скважинах, где применяется двухрядный лифт, учитывался объем трубного и межтрубного пространства 1,5" НКТ с глубиной подвески 1000м (два цикла закачки). Объем горячей нефти для промывки одной скважины без двухрядного лифта составляет 14,75м3 (среднестатистическое значение по 24 скважинам), а в скважинах оборудованных двухрядным лифтом -6,8м3..

Теоретически, согласно нормам времени, на ликвидацию АСПО из одной скважины необходимо 4 часа на 1 АДПУ, - то есть 60 скважино-промывок на одну установку в месяц (30 календарных дней). Однако по фактическому количеству промывок на 1 АДПУ в месяц выходит всего 10. Это объясняется тем, что кроме работы со скважинами АДПУ работают с другими объектами цеха (например промывка коллекторов).

Применение скребков с ручной лебедкой В расчете стоимости работ по депарафинизации - этим способом стоимость оборудования (ручных лебедок) не учитывалась, так как является собственностью ОАО « ЮНГ ». В расчете согласно нормам времени были учтены затраты на зарплату двух операторов 3-го разрядов.

Применение растворителей и ингибиторов

В расчетах принимались нормативы по закачке 1 тонны хим. реагентов для ликвидации АСПО принятой в ООО «НХС» и утвержденных АО "ЮНГ" с 1 февраля. Объемы закачек и расхода реагентов брались из типовых технологий ООО «НХС».

Рекомендации по применению других методов

Наряду с уже применяемыми методами удаления и защиты АСПО на скважинах Фаинского месторождения предлагалось применять все методы удаления образований АСПО в глубинном оборудовании и трубах выкидных линий скважин и коллекторов с учетом затрат на их приобретение, использования и расходного материала. В процессе использования каждого метода должны были определиться категории скважин в которых эффективность применения наибольшая.

Предполагаемый фонд скважин для использования анализируемых методов.

Таблица 6.1.4

П.П.	Наименование методов.	Предполагаемый фонд скважин.
1.	Промывка горячей нефтью с АДПУ.	Скважины с различной глубиной образования АСПО при наличии циркуляции с учетом теплового воздействия на кабель УЭЦН
2.	Применение греющего кабеля.	Скважины с достаточно малым дебитом, любой обводнённости с глубиной начала образования АСПО не более 700 метров.
3.	Применение дозирующих установок для предотвращения образования АСПО ингибиторами.	Для превентивной защиты коллекторов от образования АСПО.
4.	Применение скребков при помощи ручных лебедок.	Скважины с большим межочистным периодом и небольшой глубиной образования АСПО (порядка 300-400 метров).
5.	Применение растворителей силами ЮНПХ.	Для ликвидации АСПО из коллекторов и скважин где другие (более) дешевые технологии удаления не могут принести эффекта

Для удаления образований АСПО в скважинах с обводнённостью продукции менее 10% применить растворитель или композицию растворителей:

Бензинорастворитель БР-1 и Нефрас в соотношении 3:1. При этом необходимо учитывать, что растворяющая способность чистого нефраса намного ниже чистого БР-1. Для удаления АСПО в трубах наземных коммуникаций (в составе которых большая долевая часть смол с асфальтенами чем парафинов) предпочтительно использовать растворители легких фракций (например чистый БР-1).

Для скважин с обводнённостью более 10% и низкими значениями динамических уровней применять ингибиторную защиту по технологиям с непрерывной подачей реагента СОНПАР-1 посредством дозирующих устройств.

Для скважин с достаточно высокими динамическими уровнями (обводненность продукции более 10%) защита ингибитором ИНПАР-1 с периодической закачкой в затрубную полость.

Для определения периодичности подачи ингибитора в скважину организовать контроль за выносом ингибитора в продукции скважин (возможно на базе лабораторий ИЭЦ или НХС).

Таблица 6.1.5

П.П.	Наименование мероприятий	Количество скважин с АСПО
1.	Удаление АСПО растворителями	47 %
2.	Ингибиторная защита дозаторами	15 %
3.	Периодическая подача в затруб. скваж.	38%

Необходимо отметить, что скважины группы п.З могут быть защищены методом подачи ингибитора при помощи дозатора, а в скважинах группы п.2 применение периодической подачи ингибитора в затрубную полость не целесообразно по причине быстрого выноса ингибитора в условиях низких динамических уровней.

Таблица 6.1.6

Затраты на удаление АСПО из скважин с использованием агрегата АДП для работы с горячей нефтью

№ п.п.	Показатели	Параметры
1.	Стоимость 1 часа обработки скважин агрегатом АДП 12-150 на шасси КРАЗ 6510.	101, 18 маш/час
2.	Стоимость 1-го часа работы АЦ-20.	38, 60руб.
3.	Стоимость пробега АЦ-20.	122, 50руб.
4.	Продолжительность использования АЦ-20.	6 часов
5.	Межочистной период.	16 дней
6.	Количество обработок 1 скважины в год.	22,8
7.	Продолжительность обработки одной скважины в год агрегатом АДП 12-150.	6 часов
8.	Стоимость 1-го часа работы операторов 3-го разряда (два оператора) с учетом районного и северного коэффициентов и премии - 50%.	83,7руб.(4 1,8 руб. х 2) х 2,2 + 50% = 27, 62 руб.
9.	Стоимость одной обработки скважины с АСПО при закачке 20,2 м3 (1 цикл):	1 126, 91руб.
10.	Стоимость обработок скважины в течении года :	25 693, 59руб.

Примечание: - объем закачиваемой нефти принят равный суммарному объему трубных (НКТ) и затрубных полостей над ЭЦН с глубиной подвески - 1700 метров, что составляет 20.23м'.

Справочно: среднестатистический (фактический) объем закачки нефти составляет - 14.75 мЗ.

Таблица 6.1.7

Удаление АСПО установками для депарафинизации (ручные лебедки)

№ п.п.	Показатели	Параметры
1.	Завоз и монтаж лебедки и подготовка скважины (нормы времени, чел./час).	5,34 чел./час.
2.	Спуск и подъем скребка до среднестатистической глубины образования АСПО - 700 м (0.15 час. на 100м.).	0,75 чел./час.
3.	Общее время работы по депарафинизации.	6,09 чел./час.
4.	Тариф оператора 3-го разряда; часовая с учетом коэффициентов и премии 50%.	4 , 18руб. 138, 10руб.
5.	Затраты на работу с лебедкой.	84 , 10руб.

Нормы времени взяты из действующих нормативов для ЦДНГ. При расчете учитывался только фонд скважин с отслоениями АСПО (порядка 5% от общего фонда).



Таблица 6.1.8

Обработка глубинного оборудования (НКТ) скважин растворителями силами НХС

№ п.п.	Показатели	Параметры
1.	Норматив затрат на 1 тонну закачиваемого реагента.	2 786, 00руб.
2.	Стоимость 1 тонны растворителя:
	нефрас (январь 03г.)	937, 50руб.
	БР-1 (январь 03 г.)	406, 75руб.
	нефрас + БР-1 в проп. 1 : 1	690,12руб.(486,75руб + 203,37руб)
3.	Количество закачиваемого реагента в 1 скважину.	6-7 м3
4.	Затраты на проведение одного воздействия на АСПО в том числе : стоимость реагента затраты на закачку.	18 109, 00руб. 4 032, 54 руб. 22 141, 00 руб.

Время воздействия включает в себя остановку скважины на 10 - 15 часов для полного растворения АСПО образовавшихся на внутренних стенках НКТ.

Нормативы взяты из плана химизации технологических процессов ООО «НХС» от 1.01.2003 г..

Таблица 6.1.9

Затраты на проведение удаления и защиты коллекторов на примере применения ингибитора СОНПАР-1 через БРХ (из расчета на 30 дней)

№ п.п.	Показатели	Параметры
1.	Длина коллектора из труб Д 114 мм.	1 600 м.
2.	Производительность.	300 м3/сут
3.	Расход при постоянном дозировании СОНПАР-1.	200 гр/тон
4.	Рабочая доза.	60 кг/сут
5.	Разовая (ударная) доза.	300 кг/сут
6.	Расход на месяц реагента в течении 20 дней.	1 200 кг.
7.	Расход реагента по технологии ударной дозы (10 дней).	3 000 кг.
8.	Общий расход реагента.	4 200 кг.
9.	Стоимость используемого реагента при цене 4263, 00 руб. за тонну.	17904, 60руб.
10.	Стоимость закачки (норматив) 1 тонны реагента (цена 2 786 руб.) затраты на всю закачку.	11 701руб.
11.	Общая стоимость защиты коллектора (стоимость реагента + работа по закачке).	29 605 руб.

Наибольший экономический эффект определился от применения традиционного способа ликвидации АСПО скребками. При незначительных затратах на проведение этого способа за 6 месяцев было получено дополнительно добытой продукции 74337 тн.

месяц	сут. прибыль, (тн/сут)	дополнительная добыча, тн/мес
Август	215	6665
Сентябрь	212	6360
Октябрь	519	16089
Ноябрь	277	8587
Декабрь-2002г	688	20640
Январь-2003г	516	15996
итого:	за 6 месяцев	74337

Таблица 6.1.10

Из расчета годового эффекта по количеству дополнительно добытой продукции прогнозируется : 20000 тн х 12 = 240 000 тн .

Таким образом за счет применения скребков добывается дополнительно порядка 250 тыс. тн.в од без учета увеличения МРП (уменьшения количества ремонтов), - то есть затрат на проведение ремонтов ПРС (стоимость 1 ремонта по смене ЭЦН составляет 155-165 тыс. руб).

Полученный эффект в процессе работы с использованием скребков с ручным приводом дал возможность применения скребков других различных модификаций например скребков - фрез, показавших себя достаточно эффективно в скважинах с АСПО однако в скважинах с гидратно-парафиновыми пробками не достаточно эффективно падает за счет проскальзывания режущих кромок по льду гидратных отложений.

6.2 Расчет чистой текущей стоимости при обработке скребком

Экономическое обоснование эффективности применения скребков при удалении АСПО на скважинах Фаинского месторождения. Одной из наиболее серьезных проблем современной нефтегазодобычи является проблема рациональной разработки и увеличение дебитов добывающих скважин. Отложения АСПО в НКТ скважин существенно влияют на снижение добычи нефти.

В спецчасти уже было сказано, что наиболее эффективный метод борьбы с АСПО-это применение скребков. Однако никакое мероприятие не может быть признано эффективным без экономической оценки. Поэтому для полного анализа результатов применения скребков, в данной главе приводится технико-экономическое обоснование.

Исходные данные:

В качестве расчетного года примем-2003 год:

Объем-7020 скважинообработок в год

Расчетный период составляет - 3 года

Цена 1 тонны нефти - 2200р.

Себестоимость - 1600р.

Условно-переменные затраты - 37%

Стоимость одной обработки - 887,1 р.

Дополнительная добыча нефти: Q2003 =62,5 тыс.тн.

Q2004= 59,2 тыс.тн.

Q2005 =56,4 тыс.тн.

РАСЧЕТ:

Для каждого расчетного года определяются поток денежной наличности и чистая текущая стоимость.

ПДН=Выр-И-Н-К (6.1.)

Где: Выр - прирост выручки

И - текущие затраты

Н - налоги

К - капитальные затраты, К=0.

Прирост выручки рассчитывается:

Выр=Ц*Q (6.2.)

Где: Ц- цена одной тонны нефти

Q - прирост добычи нефти.

Прирост выручки составит:

Выр 2000 =62500*2200=137,5 млн.р.

Выр 2001 =59200*2200=130,2 млн.р.

Выр 2002 =56400*2200=124,1 млн.р.

Текущие затраты по данному мероприятию складываются из затрат по обработке скребками и затрат на дополнительную добычу нефти:

И=Искр + И доп. доб. (6.3.)

Где: Искр - затраты на обработку скребком, руб.

И доп. Доб. - затраты на дополнительную добычу нефти, руб.

И скр = 887,14*7020=6,2 млн.р.

И доп.доб.=Q*Упер (6.4.)

Где: У - условно-переменные затраты, руб.

Идопдоб.2003=62500*1600*37/100=37,10 млн.руб.

Идопдоб.2004=59200*1600*37/100=35,04 млн.руб.

Идопдоб.2005=56400*1600*37/100=33,38 млн.руб.

По формуле (6.3.) определяем текущие затраты:

И2003=6,2+37,10=43,30 млн.руб.

И2004=6,2+35,04=41,24 млн.руб.

И2005=6,2+33,38=39,58 млн.руб.

Прирост прибыли от реализации рассчитывается:

П реал.= В-И-А (6.5)

Где: И - текущие затраты, руб

А - амортизационные отчисления, руб