Экономический раздел. В условиях разработки месторождений Западной Сибири одним из серьезных осложнений, снижающих дебиты скважин и их межремонтный период

В условиях разработки месторождений Западной Сибири одним из серьезных осложнений, снижающих дебиты скважин и их межремонтный период, являются отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта и в нефтепромысловом оборудовании: насосах, на поверхности погружных электродвигателей, насосно-компрессорных труб, обсадных колоннах, выкидных коллекторах, замерных установках. Данное осложнение может быть вызвано нарушением карбонатного равновесия - перенасыщением водного раствора выше предельной растворимости вследствие протекания хотя бы одного из следующих процессов:

- смешения вод разного генезиса (закачиваемых и пластовых, а также несовместимых вод из различных пропластков) на забое скважин;

- нарушения термобарических условий, существующих в пластовых условиях;

- дегазации воды;

- обогащения подземных вод солеобразующими ионами за счет выщелачивания горных пород.

Образование отложений солей приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий. Образование отложений солей в рабочих органах ЭЦН и вызываемый ими износ является основной причиной как преждевременных выходов установок из строя, так и аварий, связанных с падением их на забой скважин. Образование отложений солей в скважинах и насосном оборудовании приводит к ухудшению показателей эксплуатации насосных установок и недоборам нефти, повышенному износу рабочих органов насосов, авариям и преждевременным ремонтам оборудования. Образование осадков, в частности, на рабочих поверхностях центробежных насосов, направляющих аппаратах в УЭЦН нередко приводит к их заклиниванию, слому вала насоса, либо к выходу из строя электрического кабеля.

Для борьбы с отложениями солей применяются технологические, химические, физические и комбинированные способы. Наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении осложнения.

Из известных способов предотвращения отложения неорганических солей наиболее эффективным и технологичным является способ с применением химических реагентов-ингибиторов. При правильном выборе ингибиторов и соответствующей технологии применения может быть обеспечено предотвращение отложения неорганических солей на всем пути движения продукции скважины от забоя до пунктов подготовки нефти и воды. Положительные результаты могут быть достигнуты лишь при условии обеспечения постоянного присутствие в системе эффективных ингибиторов в минимально допустимых количествах. При этом наилучшие результаты достигаются при условии ввода ингибиторов в раствор до начала процесса кристаллизации солей.

5.1 Расчет непрерывного дозирования

Количество ингибитора, дозируемого в скважину, определяется по формуле:

Р = Qж / 100 ^. Qв ^. 0, 05, (5.26)

где Р – количество ингибитора, дозируемого в скважину, мг/л

Q_ж – производительность по жидкости, м³/сут

Q_в – процент обводненности

Р = 105 / 100 ^. 77 ^. 0, 05 = 4, 04 кг

Вынос ингибитора из попутно добываемой жидкости должен составлять не менее 15 мг/л.

5.2 Экономическое обоснование способа непрерывного дозирования ингибитора

Рассмотрим метод непрерывного дозирования ингибитора отложения солей Суторминского месторождения.

Таблица 5.1 - Калькуляция затрат на обработку скважины ингибитором солеотложения

1) Рассчитаем суточную потребность ингибитора:

q_и =Q_ж ^. %_В / 100 ^. Р_и, (5.27)

где Q_ж – Суточный дебит скважины по жидкости,

%_в – процент воды,

Р_и – оптимальный расход ингибитора (25 г/м³)

q_и = 105 ^. 77 / 100 ^. 25 = 2021 г/сутки

2) Определим годовую потребность ингибитора:

Q_и = 365 ^. q_и, (5.28)

где 365 - суток в году;

q_и - суточная потребность ингибитора.

Q_и = 365 ^. 2021 = 737665 г/год

Переведем г/год в тонны/год:

Q_и = 737665 г/год = 737665 / 1000000 = 0, 737665 т/год

3) Определим затраты на ингибитор за год:

З_и = Q_и ^. С_и , (5.29)

где С_и – стоимость ингибитора за 1тонну 39600 рубля;

Q_и – годовая потребность ингибитора.

З_и = 0, 737665 ^. 39600 = 29212 рублей

Определим затраты связанные с установкой и закачкой ингибитора в течении года:

З_г = З_и + З_э + С_д, (5.30)

где З_э – затраты на электроэнергию 586, 65 рублей,

С_д – стоимость установки дозаторной 78000 рублей

З_г = 29212 + 586, 65 + 68000 = 97799 рублей

5.3 Экономический эффект от внедрения метода непрерывного дозирования ингибитора

Сравним затраты на проведение ремонтов с затратами на обработку скважины ингибитором солеотложения в течение года.

Таблица 5.2 – Экономический эффект внедренной технологии использования ингибитора за год

Применение УДЭ как показала практика один из наиболее эффективных и дешёвых методов защиты УЭЦН. Наработка на отказ обрабатываемых с помощью УДЭ выросла со 114 до 244 суток, а количество отказов по причине «Отложение солей» уменьшилось более чем в 11 раз.

Таблица 5.3 – Экономический эффект внедренной технологии использования ингибитора за год (на 95 скважинах)

Вывод:

По полученным данным можно судить об экономической эффективности от применения дозаторной установки.

Предложения по борьбе с солеобразованием:

- установление непрерывного дозирования ингибитора через затрубное пространство.

Применение методики по прогнозированию возможности отложения карбоната кальция и определение опытным путем суточной потребности ингибитора.

Проведение термобарических и химических исследований в скважинах подверженных солеотложению.