Анализ состояния проблемы отложений в нефтяной промышленности

Данные, представленные в табл. 5.2-5.4 на рис.1-3, указывают на значительное снижение температуры потока по коллекторам 49 и 33 кустов и относительно низкую температуру на участке т. 24 - т. 27.

Следует отметить, что значения температуры застывания нефти Средне-Асомкинского месторождения изменяются в интервале минус 27 - минус 4 ⁰С и среднее значение составляет минус 14 ⁰С.

Данные температур застывания и вязкостно-температурные свойства нефти, представленные в разделе 5.2, указывают на то, что при транспортировании нефти, не содержащей попутно-добываемой воды, серьезных осложнений ожидать не приходится. Возникающие осложнения во многом связаны с присутствием в газонефтяном потоке водной фазы, что приводит к образованию стойких водо-нефтяных эмульсий и гидратообразованию.

Газовые гидраты представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи. В газоводонефтяном потоке гидраты представляют собой аморфную массу плотно спрессованного снега.

Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газовых гидратов, это состав попутного газа, воды, температура и давление. При этом, чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре. Газы, добываемые из нефтегазовых месторождений, наиболее богаты тяжелыми углеводородами и при наличии влаги особенно склонны к гидратообразованию. Следует отметить, что наличие кислых газов - углекислоты и сероводорода, резко улучшает условия гидратообразования.

На основании данных составов рассчитаны равновесные условия образования газовых гидратов для этих месторождений. Приведенные зависимости указывают на высокую предрасположенность попутного газа Средне-Асомкинского месторождения к гидратообразованию. Данный факт связан с относительно высоким содержанием в попутном газе углеводородов С₃-С₅, составляющем 19,42 мольн. %.

На условия гидратообразования в нефтесборной сети значительное влияние оказывает давление и температура, которые определяют условия разгазирования добываемой продукции. Для определения условий гидратообразования в нефтесборных коллекторах Средне-Асомкинского месторождения рассчитан состав нефтяного газа при разгазировании пластовой нефти при температуре 20 ⁰С и давлении 2,7 МПа (условий характерных для устья скважин и коллекторов, собирающих продукцию кустов 28, 49, 33, 32). Расчет проведен в соответствии с методикой, изложенной в СТО 51.00.021-84»Расчет состава и свойств нефти, газа и воды месторождений Главтюменнефтегаза».

При повышении давления в коллекторе температура гидратообразования повышается, т.е. условия гидратообразования улучшаются. Однако, при повышении давления нефтяной газ, выделяющийся из пластовой нефти, обедняется углеводородами С₃-С₅, склонными к гидратообразованию. В результате температура гидратообразования для выделившегося из пластовой нефти газа, находящегося при более высоком давлении, снижается. Влияние на гидратообразование этих противоположных факторов проявляется на всем протяжении движения продукции скважин по нефтесборным коллекторам. Поэтому появление гидратов возможно не только в одном, а в нескольких местах нефтесборного коллектора.

В начале нефтесборного коллектора куста 33 давление в линии составляет 27 ат и температура гидратообразования, определенная - 11,6 ⁰С. Для куста 49 температура гидратообразования, определенная интерполяцией из данных, составляет 11 ⁰С. Сравнение температур гидратообразования в коллекторах кустов 33 и 49 с температурой потока указывает на возможность появления гидратов нефтяных газов в коллекторах при температуре грунта 4 и минус 4 ⁰С, соответственно.

Таким образом, условия гидратообразования для куста 33 наиболее благоприятны. И в зимних условиях возможна забивка коллектора этого куста гидратопарафиновой пробкой.

Со снижением температуры грунта область гидратообразования в коллекторах смещается к устью добывающих скважин.

Представленный анализ условий эксплуатации ряда нефтесборных коллекторов Средне-Асомкинского месторождения свидетельствует о том, что существенным фактором осложняющим их работу в зимнее время является образование гидратопарафиновых отложений.

5.3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЯЗКОСТНО-ТЕМПЕРАТУРНЫХ СВОЙСТВ НЕФТИ СРЕДНЕ-АСОМКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Значение вязкости нефти, водонефтяных эмульсий, их изменение с температурой среды существенным образом сказывается на подъеме потока в НКТ скважин и его транспортировании в нефтепромысловых трубопроводах. Повышенная вязкость среды ведет к дополнительным энергетическим затратам при ее перекачке по трубопроводным коммуникациям, в процессе нефтедобычи при использовании ШГН возникает опасность зависания полированного штока и обрыва штанг, в случае применения ЭЦН - автоматического отключения насоса.

Следует отметить, что вязкость образующихся в процессе нефтедобычи водонефтяных эмульсий, как правило, превосходит вязкость добываемой нефти. Нефть и пластовые минерализованные воды содержат вещества, обладающие высокими эмульгирующими свойствами.

К природным эмульгаторам, обеспечивающим высокую устойчивость водонефтяных эмульсий, относятся:

- низшие смолы, нафтеновые и жирные кислоты, являющиеся сильными поверхностно-активными веществами. Эти вещества способствуют интенсивному диспергированию, при адсорбции на границе фаз создают неструктурированные молекулярные слои;

асфальтены, асфальтогеновые кислоты и ангидриды, высшие смолы являются слабыми поверхностно-активными веществами, образуют структурированные слои, которые обеспечивают высокую стабилизацию эмульсий;

- твердые вещества минерального и органического характера, благодаря их избирательному смачиванию фазами, прилипают к дисперсионным каплям и образуют прочные бронированные оболочки.

С целью оценки вязкостно-температурных свойств были проведены лабораторные исследования зависимости эффективной вязкости нефти куста 34 Средне-Асомкинского месторождения от температуры и при добавке депрессаторов, в качестве которых использовались ингибиторы парафиноотложений СНПХ-7843, ИНПАР-1 и деэмульгатор Реапон ИВ в дозировке 40 г/т.

Измерения эффективной вязкости проводили на ротационном вискозиметре»Полимер РПЭ-1М» с воспринимающими элементами типа»цилиндр-цилиндр» в диапазоне изменения градиента скорости сдвига от 0,3461 с-¹ до 708,8 с^-1.

Представленные данные свидетельствуют о том, что со снижением температуры во всем диапазоне изменения градиента скорости сдвига наблюдается повышение вязкости нефти. Так, например, при снижении температуры от 20 до 0 ⁰С вязкость нефти в зависимости от величины градиента скорости сдвига возрастает в 2,5 - 18,5 раза. Наиболее сильное повышение наблюдается при снижении температуры ниже 10 ⁰С.

Использование ингибиторов парафиноотложения и деэмульгаторов позволяет снизить вязкость перекачиваемой нефти. Из исследованных реагентов наилучшим понизителем вязкости является Реапон ИВ. Ингибитор парафиноотложений СНПХ-7843 значительно менее эффективен для этих целей.

5.4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ИНГИБИРОВАНИЯ АСПО СРЕДНЕ-АСОМКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Для борьбы с отложениями АСПВ в процессе нефтедобычи наиболее перспективно использование ингибиторов 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 Средне-Асомкинском 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 Средне-Асомкинского месторождения. Эти реагенты не обеспечивают эффективный отмыв пленки нефти при стандартных дозировках ингибиторов, полностью не предотвращают налипания и замазывания АСПО стенок нефтепромыслового оборудования.

Таким образом, необходим дальнейший поиск эффективных реагентов для ингибирования АСПО Средне-Асомкинского месторождения.

5.5 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ УСТОЙЧИВОГО

РЕЖИМА РАБОТЫ НЕФТЕСБОРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

В коллекторах Средне-Асомкинского месторождения имеет место образования парафиносмоловых и парафиногидратных пробок. Гидратные и парафиновые отложения по своим физико-химическим характеристикам сильно отличаются друг от друга. В этой связи и мероприятия по борьбе с этими отложениями сильно разнятся.

Для борьбы с гидратообразованием в коллекторах получили распространение следующие способы:

- обеспечение безгидратного режима работы (повышение температуры потока выше равновесной температуры гидратообразования);

- ингибирование гидратообразования (растворы хлористого кальция и др.);

- комплекс технологических методов (снижение давления в трубопроводе, удаление гидратообразующих компонентов, изменение режима перекачки жидкости и др.);

- удаление гидратных пробок путем прогрева паром, нефтью, горячей водой, раствором солей и др.

Для борьбы с образованием парафиновых пробок распространение получили следующие способы:

- обеспечение скорости движения потока добываемой скважинной продукции выше значения критерия Рейнольдса 1500-2320, соответствующего максимальной интенсивности парафиноотложений;

- применение деэмульгаторов (дисольван 4411 и др.) в дозировках, способных вызвать разрушение водонефтяной эмульсии, с последующей перекачкой продукции скважин в расслоенном режиме. Этот метод сопряжен с коррозией нефтепроводных коммуникаций и требует для предотвращения коррозии введения ингибиторов;

- применение труб с защитным полимерным покрытием (эпоксидным и др.), стальных труб с цинковым покрытием, труб с меньшей шероховатостью поверхности (увеличение класса чистоты поверхности);

- удаление парафиновых пробок промывкой растворителями, горячей нефтью, паром, при помощи скребков.

В условиях Средне-Асомкинского месторождения, на мой взгляд, наиболее рационально для борьбы с парафиногидратообразованием в коллекторах использовать следующую последовательность технологических и профилактических способов:

- обеспечить снижение парафинообразования в добывающих скважинах внедрением методов ингибирования скважинной продукции.

- проведением на добывающих скважинах мероприятий добиться повышения скорости перекачки скважинной продукции выше значений критерия Рейнольдса 1500-2320 опасного с точки зрения парафиноотложения;

- на всем протяжении нефтесборных коллекторов кустов осложненных гидратообразованием обеспечить температурный режим эксплуатации выше равновесной температуры гидратообразования;

- обеспечить периодическое (2-4 раза в год) удаление отложившихся в коллекторах АСПО при помощи промывок растворителями и композициями.

- обеспечить внедрение в системе нефтесбора металлических труб с защитным покрытием (эпоксидными эмалями, оцинкованных и хромированных).

Способ, предполагающий использование в системе нефтесбора деэмульгаторов для снижения вязкости перекачиваемой скважинной продукции, на данный момент нецелесообразен. Снижение вязкости перекачиваемой продукции без ее расслоения приведет лишь к росту диффузии частичек АСПО к поверхности металла и их адсорбции на ней.

Возможно применение деэмульгаторов в повышенных дозировках, допускающих расслоение эмульсии на водную и нефтяную фазу. При расслоении эмульсии нижняя образующая трубы будет в значительной мере гидрофилизована, что не даст возможность частичкам парафина закрепится на ней с образованием плотных отложений. Однако в этом случае нижняя образующая трубы будет подвергаться коррозионному воздействию водной фазы. Для снижения коррозионной агрессивности потока необходима дозировка в систему нефтесбора ингибитора коррозии совместимого с применяемым деэмульгатором. Кроме того, необходимо проведение исследований по влиянию ингибитора коррозии на интенсивность парафиноотложений.

Расчет выполнен с учетом эксплуатационных характеристик работы коллекторов (давления, температуры на входе, диаметра, длины), обводненности, теплоемкости, вязкости и плотности транспортируемой продукции.

Опасным с точки зрения отложений АСПО на осложненных кустах является интервал изменения дебита 36,3-56,0 м³/сут. В этом опасном режиме в период 01.2000 г. (для которого проведен расчет) работали кусты 17, 49р, 36. Кусты 34, 37, 14а, 57 в этот период не работали из-за остановки скважин. Кусты 49, 33, 48, 35 работали с дебитом выше, чем опасный с точки зрения отложения парафина, но, тем не менее, не достаточным, чтобы предотвратить гидратообразование. Отложения гидратов в кустах могло спровоцировать и отложение в них АСПВ.

Таким образом, для снижения интенсивности парафино-смоло-гидразования на кустах 49, 33, 17, 48, 35, 49р, 34, 57 необходимо добиться увеличения суммарного дебита скважин, по крайней мере, не ниже гидрато- парафино-смолобезопасного.

На кусте 36, где в этот период работали малопроизводительные скважины, оснащенные ШГН, с низкой температурой на устье, необходим запуск скважин, оборудованных ЭЦН, с более высоким дебитом либо оснащение скважин глубинными нагревателями для повышения температуры на устье скважин. Без этого достижение величины гидратобезопасного дебита будет невозможно.

На скважинах кустов 34,;49,47,14а,17 рекомендуется проведение работ по увеличению суммарного дебита на кусте в 2-3 раза выше значения опасного с точки зрения парафиноотложения дебита за счет проведения ГРП.

На всех вышеприведенных кустах необходима периодическая (2-4 раза в год) очистка коллекторов от АСПО при помощи промывок растворителями и композициями реагентов.

5.6 РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ

НЕФТЕСБОРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Расчет температурных режимов работы нефтесборных коллекторов выполнен по технологическим режимам работы скважин за 01.2000 г. Исходными параметрами для расчета являлись: температура на устье добывающих скважин, теплоемкость нефти и жидкости, диаметр и длина труб нефтесборного коллектора, температура грунта в зимний период.

Выбор зимнего периода для расчета связан с тем, что на этот период приходятся наиболее существенные температурные перепады в эксплуатации нефтесборных коллекторов, которые определяют интенсивность образования в них гидратопарафиновых отложений (ГПП).

Расчет теплоемкости нефти и продукционного потока проведен по формулам

С_Н = 1507,2 · (1 + (Т + 50) · 10^-2 · (1,14 - с²⁰_Н)), (5.6.1)

С_Ж = С_Н · (1-n) + C_В · n, (5.6.2)

где С_Н, C_В, С_Ж - теплоемкости нефти, воды и продукционного потока, Дж/кг·К, С_В = 4190 Дж/кг·К;

с²⁰_Н - плотность нефти в стандартных условиях, кг/дм³;

n - обводненность потока, масс. доли;

Т - температура потока, ⁰С.

Температура потока на кусте определена как отношение суммы тепловых потоков, привносимых работающими скважинами, к сумме произведений теплоемкости потока на его дебит.

Расчет температуры потока в точках врезки нефтесборных коллекторов (Т) проведен по формуле В.Г. Шухова

Т = Т₀ + (Т₁ - Т₀) · exp (- 3,14 · k · d · L / G · C_Ж), (5.6.3)

где Т₀ - температура окружающей среды или грунта, ⁰С;

Т₁ - температура вначале нефтесборного коллектора, ⁰С;

k - полный коэффициент теплопередачи от продукционного потока в окружающую среду, Вт/м²·К;

d - внутренний диаметр трубопровода, м;

L - длина нефтесборного коллектора, м;

G - массовый расход продукционного потока, кг/с.

Значение полного коэффициента теплопередачи от продукционного потока в грунт принято 3,5 Вт/м²·К (сырой песок).

Из-за отсутствия сведений о температуре грунта в зимний период для Средне-Асомкинского месторождения ее оценка произведена применительно к условиям Мамонтовского месторождения. Температура грунта (Т_гр, ⁰С) при средней глубине укладки трубопровода (Н, м) рассчитывалась по формуле

Т_гр = -0,67 • Н² +3 • Н -3,32 (5.6.4)

При средней глубине укладки трубопроводов нефтесборной сети Средне-Асомкинского месторождения 1,3 м температура грунта составляет минус 0,6 ⁰С.

Как следует из результатов расчетов, приведенных в табл. 1.1, при температуре грунта минус 0,6 ⁰С (зимние условия) опасными с точки зрения образования ГПП будут следующие участки:

куст 34;

выкидная линия скв. 2р;

куст 49;

куст 33;

куст 17;

куст 34;

куст 14а;

коллектор т.15-т.16;

куст 48;

куст 35;

куст 49р;

коллектор т.35-т.33;

куст 36;

куст 57;

коллектор т.22-куст 56.

Это связано с тем, что в условиях эксплуатации нефтесборных коллекторов Средне-Асомкинского месторождения при буферных давлениях скважин 32,5 ат и ниже опасными с точки зрения гидратообразования будут участки с температурой 15,4 ⁰С и ниже.

Снижение интенсивности гидратопарафинообразования в коллекторах можно достичь проведением мероприятий по борьбе с образованием АСПО в добывающих скважинах по повышению температурных режимов работы коллекторов (особенно в зимний период), по увеличению скорости перекачки транспортируемой в коллекторах жидкости, путем очистки нефтесборных коллекторов от отложений АСПВ и др.

5.7 ПОДБОР РАСТВОРИТЕЛЕЙ и композиций ДЛЯ ОЧИСТКИ НЕФТЕСБОРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ОТ АСПО

Применение растворителей и различных композиций для удаления отложений АСПВ из коллекторов широко распространено на нефтяных месторождениях. С целью подбора эффективных химических реагентов и композиций для разрушения структуры АСПО, отлагающихся в коллекторах, исследован состав АСПО и растворимость отложений куста 34 Средне-Асомкинского и кустов 2, 2а Асомкинского месторождений.

Исследованием состава АСПО по Маркуссону установлено, что отложения куста 2, 2а Асомкинского месторождения состоят из:

- асфальтенов................................................................................5,08 %;

- парафинов..................................................................................43,17 %;

- селикагелевых смол....................................................................3,96 %;

- масел............................................................................................45,29 %;

- мех. примесей................................................................................0,40 %.

Тип отложений парафиновый. Температура плавления парафина 74-76 ⁰С, что соответствует среднему числу атомов углерода в молекуле С = 36-37, т.е. молекулярной массе парафинов - 506-520.

Отложения куста 34 Средне-Асомкинского месторождения состоят из:

- асфальтенов..............................................................................…4,55 %;

- парафинов................................................................................….5,01 %;

- селикагелевых смол..................................................................…5,93 %;

- масел............................................................................................42,18 %;

- мех. примесей..............................................................................41,30 %.

Тип отложений асфальтеновый. Температура плавления парафина 74-76 ⁰С, что соответствует среднему числу атомов углерода в молекуле С = 36-37, т.е. молекулярной массе парафинов - 506-520.

Необходимо отметить, что парафины, выделенные из отложений кустов Средне-Асомкинского и Асомкинского месторождений, по своим свойствам очень похожи.

Эксперименты по исследованию растворимости АСПО проводились при температуре 20 ⁰С (температура характерная для устья добывающих скважин) и соотношении реагент:АСПО=5:1; 10:1 мас.

В качестве растворителей были исследованы различные нефтяные фракции и композиции нефтяных растворителей с добавками ПАВ и ингибиторов парафиноотложений.

Результаты экспериментов представлены в табл. 2.1-2.3.

Анализ результатов указывает на то, что наиболее эффективными растворителями и композициями разрушающими структуру АСПО кустов 2, 2а Асомкинского месторождений являются:

- петролейный эфир 40/70;

- гексан;

- композиция 95 % петролейного эфира + 5 % неонола СНО-3Б;

- композиция 90 % петролейного эфира + 10 % неонола СНО-3Б;

- композиция 95 % гексана + 5 % неонола СНО-3Б;

- композиция 90 % гексана + 10 % неонола СНО-3Б;

- растворители торговых марок ПАЛР-2, ПАЛР-4, ПАЛР-5, ПАЛР-7, ПАЛР-8, производимые НТЦ при ОАО “Каучук” г. Стерлитамак.

Петролейный эфир представляет собой смесь низкокипящих парафиновых углеводородов (С₅-С₇). Интервал кипения этой углеводородной фракции 40 - 70 ⁰С. Выпускается по ТУ 6-02-1244-83.

В качестве заменителей петролейного эфира и гексана в соответствии с химической природой растворителя могут быть использованы - газовый бензин (ТУ 38-01-12-428-79), газоконденсат (ТУ 51-710-78), гексановая фракция (ТУ 38-10381-77).

Не эффективным растворителем в отношении АСПО кустов 2, 2а Асомкинского месторождения показал себя парафиновый нефрас С₅ 150/330 и его композиции. Лучше разрушает структуру АСПО ароматический нефрас А 120/200.

Наиболее эффективными растворителями и композициями разрушающими структуру АСПО куста 34 Средне-Асомкинского месторождения являются:

- петролейный эфир 40/70;

- композиция 95 % петролейного эфира + 5 % неонола СНО-3Б;

- композиция 90 % петролейного эфира + 10 % неонола СНО-3Б;

- композиция 95 % гексана + 5 % неонола СНО-3Б;

- композиция 90 % гексана + 10 % неонола СНО-3Б;

- ароматический нефрас А 120/200;

- растворители торговых марок ПАЛР, ПАЛР-1, ПАЛР-2, ПАЛР-3, ПАЛР-4, ПАЛР-5, ПАЛР-6, ПАЛР-7, ПАЛР-8, ПАЛР-11, ПАЛР-14 производимые НТЦ при ОАО “Каучук” г. Стерлитамак.

Следует отметить, что увеличение температуры при обработке реагентом при хорошей растворимости отложений существенно не сказывается на их растворимости.

В таблице представлены результаты влияния температуры на разрушение структуры АСПО куста 34 Средне-Асомкинского месторождения растворителями. При повышении температуры с 20 до 70 ⁰С разрушение структуры АСПО от воздействия ароматического нефраса А 120/200 и парафинового нефраса С₅ 150/330 увеличивается лишь на 5,1 и 2,9 %, соответственно.

В промысловой практике для депарафинизации выкидных линий растворитель рекомендуется закачивать в объеме, необходимом для заполнения очищаемого интервала, выдерживать 3-4 часа, потом запускать скважину. На 1 км выкидной линии расходуется около 5 м³ растворителя.

5.8 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ГЛУБИНЫ ВЫПАДЕНИЯ АСПО И ПАРАФИНООПАСНОГО ДЕБИТА.

Исходные данные для расчета:

T₁ - пластовая температура, К;

T_н - температура нейтрального слоя, К, (при отсутствии ее значения принимается T_н = 276 К);

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

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

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 насыщения пластовой нефти при пластовой температуре, ат;

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

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

b₁ - объемный коэффициент нефти в пластовых условиях;

с₁ - теплоемкость нефти в нормальных условиях, Дж/кг*К, (при отсутствии ее 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;

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

y_с1 - содержание метана в нефтяном газе, мольн. %;

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

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

y_П - 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

Расчет 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 расчет температуры Т₂ у башмака фонтанного лифта, если L₂ L₁, по формуле:

0,0034 + 0,79 * Г * cos

T₂ = T₁ - (L₁ - L₂) * ---------------------------------, ( 5.8.1 )

10 ^Q₁ ^{/ 20 * d}₁

где d₁ = d₁^{2, 67}, (5.8. 2 )

Q₁ = Q / (24 * 3600), (5.8. 3 )

Г = (Т₁ - Т_н) / [(L₁ - L_н) * cos ]. (5.8. 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 * ------------------------------, (5.8. 5 )

10 ^Q₁ ^{/ 20 * d} ₂

где d₂ = d₂^2,67.

5.8.1.2 Скважина с ШГН.

5.8.1.2.1 Производится расчет температуры Т₂ у приема насоса по формуле (5.8. 1 ).

Производится расчет температуры Т₃ на устье скважины по формуле

(5.8. 5 ).

Скважина с ЭЦН.

5.8.1.3.1 Производится расчет температуры Т₂ у основания двигателя насоса по формуле (5.8. 1 ).

5.8.1.3.2 Производится расчет температуры Т₄ на выходе из насоса ( при расчете не учитываются размеры насосного агрегата ).

Расчет выполняется после расчета разделов 5.8.2, 5.8.3.1- 5.8.3.7 и 5.8.4.1

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

₁ = 1,03 * Q₁^0,045 ( 5.8.6 )

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

₂ = 5,72 * Q₂^0,33 - 0,71 * Q₂, (5.8. 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] ( 5.8.8 )

Рассчитывается теплоемкость по формуле:

c = c₁ * (1 - n₀) + 4186 * n₀ ( 5.8.9 )

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 ), (5.8.10 )

10 ^Q₁ ^{/ 20 * d}₁ c ₁*_{2 2}

где d₁ = d₁^2,67.

1.3.3 Производится расчет температуры на устье скважины Т₃ по формуле:

0,0034 + 0,79 * Г * cos

Т₃ = Т₄ - L₂ * -------------------------------, (5.8. 11 )

10^Q₁ ^{/ 20 * d}₂

где d₂ = d₂^2,67.

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

Т₅ = 273 + [38 - 1,91 * (y_А + y_С)/y_П] ( 5.8.12 )

5.8.2 Расчет давления у башмака фонтанного лифта либо у приема 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 расчет выполняется в следующей последовательности.

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

H₂ = L₂ - H₁ ( 5.8.13 )

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.

5.8.2.3 Производится расчет плотности жидкости в затрубном пространстве ₄ по формуле:

₄ = 1,07 * ₁ ( 5.8.14 )

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

₅ = N * ₄ ( 5.8.15 )

5.8.2.5 Производится расчет давления у башмака фонтанного лифта или приема насоса - p₅ по формуле:

p₅ = p₄ * e ^{0,000114 *} ₀ ^{* H}₁ + ₅ * g * H₂ *10^-5 ( 5.8.16 )

5.8.3. Расчет 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 расчет выполняется в следующей последовательности.

5.8.3.1 Производится расчет объемной расходной доли воды в смеси - n₀, для обводненных скважин по формуле:

n₀ = n / [n + (1 - n) * ₆ / ₁], (5.8. 17 )

для скважин, добывающих необводненную продукцию, n₀ = 0.

5.8.3.2 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.

5.8.3.3 Производится расчет объемного коэффициента нефти при давлении у башмака лифта или у приема насоса - b₂, по формуле:

b₂ = 1 + (b₁ - 1) * [(p₅ - 1) / (p₆ - 1)]^0,25 (5.8. 18 )

5.8.3.4 Производится расчет расхода смеси у башмака лифта или у приема насоса - Q₃, по формуле:

Q₃ = [Q * (1-n₀) * b₂ + Q * n₀] / (24 * 3600) ( 5.8.19 )

5.8.3.5 Производится расчет коэффициента сепарации у башмака лифта или у приема насоса - , по формулам:

- для фонтанной скважины -

1 - (d₃ / d₁)²

= ---------------------------------------- , ( 5.8.20 )

1 + 4 * 0,7 * Q₃ / (3,14 * w * d₁²)

- для скважины с ШГН -

 1 - (d₃ / d₁)²

= ---------------------------------------- , (5.8. 21 )

1 + 4 * 1,05 * Q₃ / (3,14 * w * d₁²)

- для скважины с ЭЦН -

1

= --------------------------------------------------, ( 5.8.22 )

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

5.8.3.6. Производится расчет фактического газового фактора у башмака лифта или у приема насоса - Г₂ и Г₂¹, по формулам:

Г₂ = Г₁*{1-[1-[(p₅-1) / (p₆-1)] ^{(1,5+ 0,32 * y}_а^{) / (1, 567 + y}_а⁾ ] * }, ( 5.8.23 )

Г₂¹ = Г₁¹*{1-[1-[(p₅-1) / (p₆-1)] ^{(1,5+ 0,32 * y}_а^{) / (1, 567 + y}_а⁾ ] * }, ( 5.8.24 )

где y_а = y_а².

5.8.3.7 Производится расчет давления насыщения у башмака лифта или у приема насоса, соответствующего фактическому газовому фактору, - p₂, по формуле:

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

( 5.8.25 )

где y_а = y_а².

5.8.4 Расчет давления на выходе из насоса (выполняется только для насосных скважин).

5.8.4.1 Производится расчет плотности газонасыщенной смеси на приеме насоса - ₇, по формуле:

₇ = [₁ + ₃ * Г₂¹ + ₆ * n₀ / (1 - n₀)] / [b₂ + n₀ / (1 - n₀)] (5.8. 26 )

5.8.4.2 Производится расчет 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*y_c1 - 0,008*y_а)]},

( 5.8.27 )

для скважины с ЭЦН -

p₇ = p₂ - (T₄ - T₃)*10/ {9,157 + 701,8 / [Г₂ * (0,01*y_c1 - 0,008*y_а)]},

(5.8. 28 )

- рассчитывается приведенный к нормальным условиям удельный объем выделившегося газа - V₁ и V₁¹:

V₁ = Г₂ * R * m * [ D * (1 + R) - 1 ], ( 5.8.29 )

V₁¹ = Г₂¹ * R * m * [ D * (1 + R) - 1 ], ( 5.8.30 )

где R = [( 1 + lg (0,1 * p₃ )) / ( 1 + lg (0,1 * p₇ ))] - 1, ( 5.8.31 )

m = 1 + 0,029 * ( T₃ - 293 ) * ( ₁ * ₀ * 10^-3 -0,7966 ), ( 5.8.32 )

D = ₁ * ₀ * 10^-3 * [ 4,5 - 0,00305 * (T₃ - 293)] - 4,785, ( 5.8.33 )

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

Г₃ = Г₂ * m - V₁, ( 5.8.34 )

Г₃¹ = Г₂¹ * m - V₁¹, ( 5.8.35 )

- рассчитывается относительная плотность выделившегося газа - ₉ :

₉ = u₁ * [₀ - 0,0036 * (1 + R) * (105,7 + u₂ * R)], ( 5.8.36 )

где u₁ = 1 + 0,0054 * ( T₃ - 293 ), ( 5.8.37 )

u₂ = 10^-3 * ₁ * Г₂ - 186, (5.8. 38 )

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

₁₀ = Г₂*[u₁*m*₀ - ₉*V₁ / Г₂] / Г₃, ( 5.8.39 )

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

b ₃ = 1+1,0733*10^-3*₁*Г₃* / m + * (T₃- 293)-6,5*10^-5 * p₃, (5.8.40)

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

( 5.8.41 )

= 10^-3 * (2,513 - 1,975 * 10^-3 * ₁), если 860 < ₁ < или = 960, (5.8. 42)

= 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], ( 5.8.43 )

- рассчитывается плотность газонасыщенной смеси на устье скважины по формуле ( 26 ), где ₈ = ₇, Г₂¹ = Г₃¹, b₂ = b₃.

5.8.4.3. Производится расчет средней плотности газонасыщенной смеси в НКТ - _ср, по формуле:

_ср = (₇ + ₈) / 2 ( 5.8.44 )

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

p₈ = _ср * g * L₂ * 10^-5 + p₃ (5.8. 45 )

5.8.5 Расчет глубины начала выпадения АСПО

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

Т₆ = Т₅ + 0,031 * p₃ - 0,098 * Г₃ (5.8. 46 )

Для фонтанных скважин расчет газонасыщенности нефти - Г₃ производится в соответствии с п. 5.2 по формулам ( 5.8.27,5.8. 29, 5.8.31-5.8.34 ).

5.8.5.2 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 в соответствии с п. 5.3.

5.8.5.3 Принимается интервал изменения расстояния от устья скважины вдоль НКТ - L. Для новой глубины - L_1i = 0 + L * i, где i = 1, рассчитываются:

- температура на данной глубине - Т_1i для фонтанной скважины и скважины с ШГН по формуле ( 5.8.5 ), где Т_1i = Т₃, L₂ = L₂ - L * i, для скважины с ЭЦН по формуле ( 5.8.11 ), где Т_1i = Т₃, L₂ = L₂ - L * i ;

- давление на данной глубине - p_1i для фонтанной скважины по формуле:

p_1i = p₃ + [(T_1i - Т₃) * ( p₅ - p₃)] / (Т₂ - Т₃), (5.8. 47 )

- для скважины с ШГН по формуле:

p_1i = p₃ + [(T_1i - Т₃) * ( p₈ - p₃)] / (Т₂ - Т₃), (5.8. 48 )

- для скважины с ЭЦН по формуле:

p_1i = p₃ + [(T_1i - Т₃) * ( p₈ - p₃)] / (Т₄ - Т₃), ( 5.8.49 )

- равновесное давление насыщения в данных термодинамических условиях - p_7i для фонтанной скважины и скважины с ШГН по формуле (5.8.27), где p_7i = p₇, Т₃ = Т_1i, для скважины с ЭЦН по формуле (5.8. 28 ), где p_7i = p₇, Т₃ = Т_1i. Если p_1i > p_7i, то V_1i = 0 и Г_1i = Г₂. В противном случае рассчитывается приведенный к стандартным условиям удельный объем выделившегося газа - V_1i, по формулам ( 5.8.29, 5.8.31 - 5.8.33 ), где V_1i = V₁, R = R_i, p₃ = p_1i, p₇ = p_7i, m = m_i, Т₃ = Т_1i, D = D_i и остаточная газонасыщенность нефти в процессе ее разгазирования - Г_1i по формуле (5.8. 34 ), где Г_1i = Г₃, V₁ = V_1i;

- температура насыщения нефти парафином в данных термодинамических условиях - Т_6i, по формуле ( 5.8.46 ), где p₃ = p_1i, Г₃ = Г_1i;

- если T_1i < T_6i, то расчет возобновляется с п. 5.8.5.3 при i = i +1, если Т_1i > или = T_6i, то расчет возобновляется с п. 5.8.5.4.

5.8.5.4 Выводится глубина начала выпадения АСПО - L_1i = 0 + L * i, температуры в НКТ и насыщения нефти парафином, при которой отлагается парафин, - T_1i и T_6i, соответственно, давление на данной глубине - p_1i.

5.8.6 Расчет парафинобезопасного дебита

5.8.6.1 Производится расчет парафинобезопасного дебита - Q_б, при заданных в исходных данных параметрах эксплуатации скважины по формулам:

- для фонтанной скважины и скважины с ШГН -

Q_б = 20*d₂^2,67 * 24 * 3600 * lg [(0,0034+0,79*Г*cos )*L₂ / (Т₂ - Т₆)],

(5.8. 50 )

- для скважины с ЭЦН -

Q_б = 20*d₂^2,67 * 24 * 3600 * lg [(0,0034+0,79*Г*cos )*L₂ / (Т₄ - Т₆)],

( 5.8.51 )

5.9 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ УСТОЙЧИВОГО

РЕЖИМА РАБОТЫ НЕФТЕСБОРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Устойчивый характер функционирования выкидных линий и нефтесборных коллекторов не возможен без обеспечения стационарного режима работы эксплуатационных скважин. Временная остановка, особенно, в зимних условиях на проведение очистки от АСПО запарафиненных скважин способна серьезно нарушить стационарный температурный режим работы трубопроводов, привести к снижению в них температуры и вызвать появление гидратов попутных газов в непосредственной близости от выкидных линий скважин. В этой связи работы по обеспечению устойчивости функционирования скважин и нефтепромысловых трубопроводов необходимо проводить совместно.

В зимних условиях необходимо в первую очередь обеспечить безостановочное функционирование высокодебитных скважин, вклад которых в поддержание устойчивого температурного режима трубопроводной сети наиболее высок. На этих скважинах требуется проведение мероприятий, позволяющих проводить очистку от АСПО без остановки скважины либо значительно снизить интенсивность их запарафинивания. Это возможно при использовании для подогрева потока добываемой продукции греющих кабелей, в ряде случаев эффективной может оказаться установка 2-х рядного лифта труб либо использование метода ингибирования добываемой продукции ингибиторами АСПО, вводимыми на забой осложненной скважины.

Существенное снижение интенсивности гидратообразования достигается уменьшением коэффициента теплопередачи от транспортируемого потока в окружающую среду. Этому способствует заглубление трубопроводов в грунт, покрытие опасных с точки зрения гидратообразования участков теплоизоляцией.

В зимних условиях при промывке коллекторов необходимо полностью отказаться от использования ППУ. Охлаждение в коллекторе конденсата, не содержащего солей, способно значительно повысить возможность гидратообразования на последующих участках трубопровода. Известно, что соли, растворенные в воде, нарушают квазикристаллическую структуру воды, имеющую пустоты. В минерализованной воде снижается растворимость нефтяных газов. Это приводит к тому, что для создания структурных ячеек из молекул воды при образовании гидрата требуется большая энергия и переохлаждение раствора. Разбавление же попутно-добываемой воды водным конденсатом способно дать обратный эффект и усилить гидратообразование.

Для ликвидации гидратопарафиновых пробок в нефтяных коллекторах в зимних условиях необходимо использовать нагретый раствор хлористого кальция или горячую нефть либо комплексную технологию, совмещающую эти два метода.

В летних условиях, когда вероятность возникновения гидратных пробок в нефтесборных коллекторах не высока, основное внимание должно быть обращено на очистку коллекторов от АСПО. Для очистки могут быть использованы технологии, совмещающие последовательную прокачку через загрязненный коллектор органического растворителя (смеси растворителей), Дисина (реагента с высокой отмывающей способностью) и вновь органического растворителя (смеси растворителей), горячей нефти, Дисина и вновь горячей нефти.

Необходимо отметить, что проведение очистки от АСПО нефтесборных коллекторов в летний период способно существенно снизить гидратообразование зимой. Это связано с тем, что наличие отложений АСПВ в коллекторах приводит к повышению в них давления, а, следовательно, повышается и равновесная температура гидратообразования. Свежие кристаллы гидратов в потоке перекачиваемой жидкости окружены слоем нефти, препятствующим их адгезии на стенках труб. В то же время при наличии парафиновых отложений окруженные оболочкой гидраты способны прилипать к поверхности АСПО, образуя агломераты, рост которых приводит к образованию плотной гидратопарафиновой пробки.

Формированию гидратных отложений способствует и резкое возрастание вязкости нефти (водо-нефтяной эмульсии) в зимних условиях из-за ее охлаждения. Увеличение вязкости влечет за собой уменьшение скорости движения потока и увеличение времени контакта газ-вода в интервале, где имеются условия для образования гидратов. В этой связи на участках транспортирования высоковязкой нефти или водо-нефтяной эмульсии необходимо предусмотреть ввод депрессаторов снижающих вязкость системы.

Для уточнения и конкретизации предлагаемых способов борьбы с образованием гидратосмолопарафиновых отложений в нефтяных коллекторах необходимо в дальнейшем решение следующих задач:

- исследование физико-химических свойств АСПО, отлагающихся в коллекторах (растворимости в нефти и органических растворителях при различных температурах, температуры размягчения и плавления АСПО, состава АСПО);

- исследование физико-химических свойств поверхностных проб нефти с коллекторов, подверженных АСПО (содержания асфальтенов, смол и парафинов);

- организация сбора информации о среднемесячном изменении температуры грунта и окружающей среды;

- расчет возможных интервалов отложений АСПО и гидратов в выкидных линиях и нефтесборных коллекторах;

подбор дешевых химических реагентов, составов для удаления и ингибирования АСПО, снижения вязкости нефти и перекачиваемых водо-нефтяных эмульсий, эффективных дозировок ингибиторов АСПО и депрессаторов.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 ТЕХНИКО-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	АДПУ АЦ-20	101,18 маш/час 38 600 маш/час	1 126,91 руб	16 суток	25 693, 59 Рублей
2.	Промывка горячей нефтью	АДПУ АЦ-7	101,18 маш/час 28,76 маш/час	715,57руб ( ст-ть оборуд-я) 21333,20 руб	12 суток	21 753 57р (с 2-х р. л. 43086,77р)
4	Применене Греющего кабеля. ООО»ЯНО»	Кабель 700м. Устьев.упот. Станция упр. и трансформ.	16 800 рублей 1 300 рублей 8 000 рублей	267800,О руб (стоимость всего оборудования)	Затр. на энергию- 7.3 квт. - 2070 т/мес	50 940 Рублей
.5	Применение скребков.	Ручная лебедка.	Зарплата опера торов 3 разряда.	84,10 руб	7-10 суток.	3 611 рублей
6	Воздейств. растворит-ем.	ЦА-320, ЦРК	Норматив на 1т. 2786 руб.	22 141руб	22 суток.	366 659 Рублей
.7	Воздейст-вие ингибит. типа -СОНПАР	ЦА-320, БРХ	Норматив на 1т. 2 786 руб.	В месяц - 29 605, 00 руб	В тече-нии года.	355 262 Рублей

Примечание к таблице 6.1.1.

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

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

Таблица 6.1.2

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.
Продолжение табл. 6.1.2
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 НГДУ»ЮН" составляет - -

6 667, 00 руб. Затраты на проведение удаления АСПО по нормативам действующим с 1 февраля 2001 года для НГДУ»ЮН":

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., втом 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..