Анализ методов борьбы с АСПО. ВКР. Выпускная квалификационная работа содержит 67 страниц, 5 рисунков, 12 таблиц, 25 библиографических наименований

• Название: Выпускная квалификационная работа содержит 67 страниц, 5 рисунков, 12 таблиц, 25 библиографических наименований
• Анкор: Анализ методов борьбы с АСПО
• Дата: 14.05.2021
• Размер: 1.25 Mb.
• Имя файла: ВКР.docx
• Тип: Документы; #204952
• страница: 5 из 7

2.8 Методы, используемые по предотвращению асфальто-смолистых и парафиновых отложений

В процессе эксплуатации скважин при снижении отборов жидкости, пластового давления и увеличении обводненности добываемой продукции возможны осложнения, связанные с отложением и накоплением асфальто-смолистых веществ в призабойной зоне пласта и насосно-компрессорных трубах.

Интервалы отложения парафинов в НКТ, их интенсивность и состав АСПО зависят от пластовых условий, термодинамики восходящего потока, состава и свойств нефтей конкретных месторождений. Эти зависимости, а также методы и способы борьбы с осложнениями в работе скважин, исследуются на начальной стадии эксплуатации месторождений.

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м ³/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

1. Механическая очистка труб от парафина - скважинные скребки;

2. Стеклоэмалирование внутренней поверхности труб (уменьшение адгезии, снижение степени шероховатости поверхности и срыв с нее образующихся отложений АСПО восходящим потоком) – футерованная НКТ. Труба стальная футерованная – это многослойная двух или трехслойная трубная конструкция, состоящая из стальной и внутренней полимерной труб. Стальная труба несет нагрузку, а полимерная труба защищает стальную от внутренней коррозии. От наружной коррозии стальная труба защищается полимерным, либо лакокрасочным антикоррозийным покрытием.

3. Сохранение температуры потока выше температуры массовой кристаллизации АСПО - кабельный элетрообогрев НКТ;

4. Применение ингибиторов/депрессаторов АСПО (исключение/ ограничение роста агрегатов АСПО соответственно);

5. Расплавление и смыв отложений восходящим горячим потоком - промывка горячей нефтью или водой, с добавками ПАВ;

5. Удаление АСПО органическими растворителями – химическое растворение; органические растворители должны обладать свойствами комплексного растворителя, так как парафины хорошо растворяются в предельных растворителях типа газоконденсат, газовый бензин, а селикагелевые смолы и асфальтены – в легких ароматических соединениях типа бензол, толуол и др.; добавки в растворители маслорастворимых ПАВ увеличивают растворяющую способность составов.

Как правило, успешное устранение осложнения в виде АСПО достигается при использовании комплекса мер.

Подбор режима откачки предусматривает такие условия, чтобы предотвратить отложения парафина, В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100м., увеличивает температуру на приеме насоса на 3-4º С), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира, за счет дополнительного веса штанг.

При выборе способа удаления АСПО необходимо учитывать следующее - универсального способа, пригодного для всех условий, до настоящего времени не найдено. При выборе метода борьбы с АСПО важно учитывать экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на одну скважину. Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов: механические, химические и физические.

1. 
   Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении
   

При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают до глубины начала отложения парафина и поднимают на проволоке через лубрикатор с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационной установки типа АДУ-3 или установки депарафинизации скважин типа УДС-1.

Лубрикатор предназначен для спуска в скважину глубинных манометров или скребков для удаления парафина. Лубрикатор устанавливают над верхней стволовой задвижкой фонтанной арматуры. Лубрикатор состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 фонтанной арматуры. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8.

Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима работы скважины, нефть из которой непрерывно поступает в боковой отвод 9. Прибор или скребки с присоединенной проволокой опускают в корпус лубрикатора, после чего завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока направляется на ролик 5 и идет к барабану подъемной лебедки. После зарядки лубрикатора открывается задвижка 2, давления уравниваются, после чего прибор или скребки спускают скважину.


Рисунок 4. – Лубрикатор:

1-корпус; 2-буферная задвижка; 3-прибор; 4-сальниковое устройство;

5-кронштейн; 6-направляющий ролик; 7-спускной краник; 8-уравнительный отвод; 9-боковой отвод.
Установка депарафинизации скважин предназначена для механической очистки от парафина подъемных труб, фонтанных, компрессорных и оборудованных погружными электронасосами

Работа установки УДС происходит следующим образом. Подъем скребков происходит с помощью автоматически управляемой лебедки. Скребок представляет собой конструкцию из двух пластин, имеющих возможность раздвигаться по наклонным пазам. На пластинах с противоположных сторон и на разных высотах приварены скребковые ножи. Интервалы времени на спуск и подъем устанавливаются автоматически реле времени, управляющим работой электромотора лебедки.



Рисунок 5 - Установка УДС-1:

1-индукционный датчик; 2-лубрикатор; 3-скребковая проволока;

4-лебедка; 5-станция управления; 6-скребок с грузом.

2. 
   Физические методы борьбы с АСПО
   

К физическим методам относятся в первую очередь - тепловые методы борьбы с АСПО по средствам периодической обработки скважин:

1. Промывка горячей нефтью с применением специального агрегата;

2. Прогрев продукции скважины проходными стационарными электронагревателями;

3. Периодический или постоянный прогрев НКТ, пропуском по телу труб электрического тока.

Главным недостатком промывки горячей нефтью с применением специального агрегата и прогрева продукции скважины проходными стационарными электронагревателями, является малая зона прогрева, вследствие потерь тепла в окружающую среду, что делает эти методы не эффективными как самостоятельные на поздней стадии разработки месторождения. В тоже время эти методы имеют ограниченное применение в комбинации с механическими или химическими методами.

Метод прогрева НКТ при прохождении электрического тока, также не применяется из-за дороговизны, сложности применения скважинах с высокой

обводненностью продукции и других причин. Для уменьшения интенсивности отложения парафина следует перепад давления между забоем и устьем свести до минимума. При этом увеличивается осаждения парафина на устье скважины на нефтеотводной трубе и в устьевой арматуре.

В настоящее время в нефтедобывающих предприятиях отказываются от тепловых методов борьбы из-за высокой энергоемкости, альтернативой являются химические методы борьбы с АСПО. К группе физических, относится также метод воздействия на продукцию скважины постоянным магнитным полем, создаваемым специальными устройствами, магнитными активаторами.

Увеличивается межочистной период, за счет повышения эффективности магнитной обработки, предупреждается АСПО выкидных линий нефтедобывающих скважин, увеличивается приемистость нагнетательных скважин на 50 - 150 %, ускоряется водогазонефтяная сепарация.

3. 
   Химические методы борьбы с АСПО
   

В скважинах, в которых наиболее дешевые механические методы не достаточно эффективны, в частности, когда в составе АСПО преобладают смолы и асфальтены, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над насосом, тогда возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в том числе химических.

Наиболее распространенным группе химических методов является промывка скважин нефтедистиллятной смесью, что связано с относительной простотой технологии проведения обработок и доступностью промывочного раствора, в качестве которого используется смесь обезвоженной нефти и дистиллята в различных соотношениях.

Обработка скважины углеводородным растворителем осуществляется по различным технологиям:

Первый вид:

1. Останавливают скважину, затем в межтрубное пространство закачивают растворитель, в объеме равном объему скважины, на глубину спущенных НКТ с одновременным выдавливанием нефти через НКТ в коллектор.

2. После заполнения растворителем кольцевого пространства и НКТ, скважину останавливают на реагирование от 4-16 часов.

3. По окончании процесса растворения, методом обратной промывки производится вытеснение дистиллята нефтью.

Второй вид:

1.Соляро-дистиллятная смесь закачивается в затрубное пространство скважины с последующим включением на циркуляцию.

2.Объем закачки определяется объемом нефтевоза 1,2 или 3 нефтевоза.

3.В зависимости от динамического уровня жидкости в скважине закачка дистиллята осуществляется двумя способами: самотеком из нефтевоза при низком динамическом уровне; закачкой насосным агрегатом при высоком динамическом уровне.

4.Заливка соляро-дистиллята осуществляется при работающем насосе.

5.После закачки дистиллята, скважину запускают на циркуляцию переключением соответствующих задвижек.

6.По истечении времени работы скважины на циркуляционном режиме переключают соответствующие задвижки и направляют поток жидкости в нефтевод.

3. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА МЕТОДА БОРЬБЫ С АСПО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН УЭЦН
Произведем расчет экономической эффективности методов борьбы с АСПО на Хасырейском месторождении. Фактически используют механические скребки, как альтернативный вариант можно использовать футерованную НКТ.

Зададим сценарные условия: куст № 6, скважина 1406 дебитом 160м³/сут, из них 80 т/сут – нефть, работает на 18 мм штуцере. ЭЦН-50-2300.
3.1. Методика расчета экономического обоснования, выбора метода борьбы с АСПО при эксплуатации скважин УЭЦН

3.1.1. Методика расчета затрат на очистку скребками в ручном режиме:
1. Произведем расчет затрат на ремонт скважин:

= · · · (1)

где:

– затраты на ремонт скважин, руб.;

– количество ремонтов, шт.;

– продолжительность ремонта, сут.;

– время работы в сутки, час.;

– стоимость вахта часа, руб.

2. Зарплата операторов:

= ( · t · (1 + + ) · T · (1 + )) · 2 (2)

где:

– заработная плата операторов;

– часовая тарифная ставка, руб./час.;

t – продолжительность одной спуско-подъемной операции (СПО), час.;

, , – соответственно районный коэффициент, северная надбавка и премиальный коэффициент (или надбавка к основной зарплате), в %;

– количество суток, дни.

3. Социальные отчисления:

СО = · (3)

где:

СО – социальные отчисления, руб.;

– заработная плата операторов, руб.;

- ставка социальных отчислений, в %.

4. Транспортные расходы на доставку оборудования к скважине:

= · t · T (4)

где:

– транспортные расходы, руб.;

– стоимость одного машино-часа, руб.;

t – продолжительность СПО в сутки, час.;

T - количество дней в году, когда использовался скребок, сут.

5. Затраты на проведение СПО:

= + СО + (5)

где:

- затраты на проведение СПО, руб.;

6. Находим годовой объем добычи нефти предприятия:

= · T (6)

где:

- годовой объём добычи нефти, т.;

- суточный объём добычи нефти, т/сут.;

T - продолжительность добычи, в сутках.

7. Рассчитываем потери предприятия по добыче нефти за год:

= · (7)

где:

– потери по добыче за год. т.;

- продолжительность ремонта, сут.

8. Рассчитываем объем товарной продукции:

= - (8)

где:

– объем товарной продукции, т/сут;

9. Выручка от реализации продукции:

ВЫР = · (9)

где:

ВЫР – выручка предприятия, руб.;

- объем товарной продукции, т.;

– стоимость одной тонны нефти по цене предприятия, с учетом НДС, руб/т.

10. Рассчитываем эксплуатационные затраты на энергию:

= · (10)

где:

– затраты на энергию,

– годовой объём добычи нефти, т.;

– затраты удельные на электроэнергию, руб/т.

11. Рассчитываем эксплуатационные затраты на сбор и транспорт нефти:

= · (11)

где:

– затраты на сбор и транспорт нефти;

– удельные затраты на подготовку и транспортировку нефти, руб/т.

12. Рассчитываем эксплуатационные затраты на подготовку нефти:

= · (12)

где:

– затраты на подготовку нефти;

– удельные затраты на подготовку нефти;

13. Рассчитываем прямые затраты:

= + + +З_спо (13)

где:

– прямые затраты;

14. Прочие затраты:

= · (14)

где:

– прочие затраты;

– ставка социальных отчислений, 30%;

15. Налог на добычу нефти:

НДПИ = · C_НДПИ (15)

где:

НДПИ – налог на добычу полезных ископаемых;

C_НДПИ – ставка налога на добычу полезных ископаемых, 2111руб/т;

16. Амортизационные отчисления:

АО = · (16)

где:

– стоимость скважины;

– ставка амортизационных отчислений, 12%;

17. Всего эксплуатационные расходы составят:

ЭЗ = + + + НДПИ + СО + АО (17)

где:

ЭЗ – эксплуатационные затраты;

АО – амортизационные отчисления;

18. Налог на имущество:

= · (18)

где:

– налог на имущество;

– ставка налога на имущество, 2,2%;

19. Налогооблагаемая прибыль:

= ВЫР – ЭЗ - (19)

где:

– налогооблагаемая прибыль;

20. Налог на прибыль:

= · (20)

где:

– налог на прибыль;

- ставка налога на прибыль, 20%;

21. Чистая прибыль:

= - (21)

где:

– базовая чистая прибыль.


3.1.2. Методика расчета очистки ствола скважины с помощью футерованной трубы
1. Произведем расчет затрат на ремонт скважин:

= · · · (22)

2. Зарплата оператора:

= · t · (1 + + ) · T · (1 + ) (23)

3. Социальные отчисления:

СО = · (24)

4. Транспортные расходы на доставку оборудования к скважине:

= · t · T (25)

5. Затраты на проведение СПО:

= + СО + (26)

6. Находим годовой объем добычи нефти предприятия:

= · T (27)

7. Рассчитываем потери предприятия по добыче нефти за год:

= · (28)

8. Рассчитываем объем товарной продукции:

= - (29)

9. Выручка от реализации продукции:

ВЫР = · (30)

10. Рассчитываем эксплуатационные затраты на энергию:

= · (31)

11. Рассчитываем эксплуатационные затраты на сбор и транспорт нефти:

= · (32)

12. Рассчитываем эксплуатационные затраты на подготовку нефти:

= · (33)

13. Рассчитываем прямые затраты:

= + + +З_спо (34)

14. Прочие затраты:

= · (35)

15. Налог на добычу нефти:

НДПИ = · C_НДПИ (36)

16. Амортизационные отчисления:

АО = · (37)

17. Всего эксплуатационные расходы составят:

ЭЗ = + + + НДПИ + СО + АО (38)

18. Налог на имущество:

= · (39)

19. Налогооблагаемая прибыль:

= ВЫР – ЭЗ - (40)

20. Налог на прибыль:

= · (41)

21. Чистая прибыль:

= - (42)

22. Прирост чистой прибыли составит (ΔЧП)

ΔЧПР = ЧПР - (43)

где:

ΔЧПР – прирост чистой прибыли;

ЧПР – чистая прибыль.

3.2. Расчет экономического обоснования выбора метода борьбы с АСПО при эксплуатации УЭЦН