Содержание к диссертации
Введение
1. Факторы, влияющие на интенсивность солеотложения и способы его предотвращения 9
1.1 Анализ причин отложения неорганических солей в добыче нефти 9
1.1.1 Типы солевых неорганических отложений и механизм их формирования 18
1.2 Выбор способа предупреждения солеотложения 23
1.2.1 Технологические и физические способы предупреждения солеотложения. 23
1.2.2 Химический метод предотвращения отложения солей 25
1.2.3 Типы ингибиторов солеотложения 27
1.3 Выводы 32
2. Анализ состава отложений с нефтепромыслового оборудования добывающих скважин 33
2.1 Анализ минерального состава пород-коллекторов, отложений со скважинного оборудования 33
2.2 Алгоритм и программа расчета солеобразования СаСОз по стволу добывающей скважины 52
2.3 Выводы 64
65
3. Разработка и тестирование составов, совершенствование способов защиты скважинного оборудования от солеотложения 65
3.1 Разработка состава для удаления нефтяного компонента с отложений солей
3.2 Тестирование ингибиторов солеотложения 69
3.3 Технология ингибирования с помощью погружного скважинного контейнера . 73
3.3.1 Разработка ингибиторной композиции и конструкции ПСК 74
3.3.2 Опытно промысловые работы по ингибированию солеотложения с помощью ПСК 82
3.4 Технология закачки ингибитора с нагнетаемой водой в пласт 87
3.4.1 Выбор очаговой зоны для реализации технологии закачки
ингибитора через систему ППД 87
3.4.2 Исследование адсорбционно-десорбционных свойств ингибиторов солеотложения 95
3.4.3 Результаты опытно-промысловых работ по закачке ингибитора солеотложения через систему ППД на Южно-Сургутском месторождении 100
3.5 Выводы 106
4. Оценка технико-экономической эффективности способов защиты скважинного оборудования от солеотложения 107
4.1 Методика расчета экономической эффективности технологий предотвращения солеотложения 107
4.2 Анализ экономической эффективности применения основных технологий ингибирования солеотложения в ОАО «Юганскнефтегаз» 112
4.3 Выводы 124
Основные результаты и выводы 125
Список использованных источников
- Типы солевых неорганических отложений и механизм их формирования
- Алгоритм и программа расчета солеобразования СаСОз по стволу добывающей скважины
- Технология ингибирования с помощью погружного скважинного контейнера
- Анализ экономической эффективности применения основных технологий ингибирования солеотложения в ОАО «Юганскнефтегаз»
Введение к работе
Актуальность работы. В последние годы на нефтяных месторождениях широко используются методы интенсивного воздействия на пласт в сочетании с применением современных высокопроизводительных электроцентробежных насосов (ЭЦН).
В совокупности интенсифицированный отбор промысловой жидкости привел к увеличению количества отказов подземного оборудования вследствие появления твердых кристаллических отложений солей на деталях ЭЦН, приводящих к заклиниванию вала либо к пробою изоляции электрического кабеля. Произошло снижение межремонтного периода работы (МРП) механизированного фонда скважин в НГДУ ОАО «Юганскнефтегаз» (ОАО «ЮНГ») до 15-120 суток. Наметилась тенденция к снижению продуктивности эксплуатационных скважин и уменьшению притока пластовой жидкости.
Рост числа скважин, подверженных отложению солей, снижение наработки на отказ скважинного оборудования обусловили острую необходимость разработки и внедрения эффективных методов борьбы с солеотложением и прогноза его возникновения в конкретной скважине.
Цель работы - разработка прогнозных оценок возникновения солеотложения в скважинном оборудовании и эффективных методов его предупреждения в ЭЦН и приза-бойной зоне (ПЗП) скважины на примере месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
изучение состава и свойств отложений в скважинном оборудовании;
моделирование солеобразования для установления основных факторов, влияющих на солеотложение, и выявление допустимых диапазонов их варьирования;
исследование эффективности промышленных ингибиторов солеотложения для вод месторождений нефти Западно-Сибирской НГП;
усовершенствование технологии предупреждения солеотложения с применением погружного скважинного контейнера (ПСК), заполненного твердым битуминозным ингибитором, разработка устройств крепления ПСК в наклонных скважинах;
разработка научных критериев рационального выбора технологии предупреждения солеотложения (применение дозирующих устройств, ПСК, обработка ингибитором вод, закачиваемьж для поддержания пластового давления) и ее технико-экономическое обоснование.
4 Научная новизна
-
Установлена зависимость выпадения кальцита на приеме ЭЦН с наработкой на отказ насосного оборудования для скважин месторождений ОАО «ЮНГ». Усовершенствована методика расчета скорости выпадения кальцита по стволу добывающей скважины (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2002610895. Реестр программ для ЭВМ, 07 06.2002 г.)
-
Разработан состав твердофазной битуминозной ингибиторной композиции для предотвращения солеотложения при добыче высокотемпературных добываемых флюидов.
-
Разработаны конструкции для присоединения ПСК с твердым ингибитором солеотложения к ЭЦН, эксплуатируемым в наклонных скважинах Западно-Сибирской Hill, которые позволяют существенно снизить нагрузки при спускоподъемных подземных ремонтных работах (ПРС) (Свидетельства на полезные модели № 29328, № 29330 от
10 05.2003 г)
4 Разработан состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений
(АСПО) из призабойной зоны скважины и нефтепромыслового оборудования, позволяю
щий эффективно отмыть загрязненные АСПО солевые отложения для их дальнейшего
удаления (Патент РФ № 2183650 - Бюл. № 17,2002 г.).
Практическая ценность
1 Предложен алгоритм расчета скорости солеобразования кальцита в зависимости
от изменения давления на забое, дебита, обводненности добываемой продукции, глубины
подвески насоса и свойств добываемых флюидов (концентрации иона Са2+ и содержания
СОг в водной среде), позволяющий прогнозировать наработку на отказ ЭЦН солеотла-
гающего фонда добывающих скважин.
2 Апробированы и внедрены в производственную практику ООО «Нефте-
химсервис»*
а) технология предупреждения солеотложения с помощью ПСК на Мало-
Балыкском месторождении;
б) технология закачки ингибитора солеотложения через систему ППД на Южно-
Сургутском месторождении
Предотвращенный ущерб при применении данных технологий составил соответственно 1758 и 693 тыс. руб в год на осложненную солеотложением скважину
-
Разработан технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от солеотложения для условий объектов добычи нефти ОАО «ЮНГ».
-
Разработана методика расчета экономической эффективности применения технологий предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании для ООО «Нефтехимсервис».
Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось и обсуждалось на научно-практических конференциях молодых учёных и специалистов в г. Тюмени в 2001,2003 гг. (доклад на конференции 2003 г. был отмечен дипломом 2 степени), X Юбилейном конкурсе молодежных разработок «ТЭК-2001» в г. Москве, где программа моделирования процессов соле- и парафиноотложения в добывающих скважинах ОАО «Юганскнефтегаз» отмечена дипломом за лучшую разработку.
Публикации. По результатам выполненных исследований получен 1 патент РФ, 1 свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ, 2 свидетельства на полезные модели, опубликовано 7 печатных работ.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы из 112 наименований, содержит 138 страниц машинописного текста, 35 рисунков, 18 таблиц и 7 приложений объемом 55 страницы.
Типы солевых неорганических отложений и механизм их формирования
Важнейшим фактором, определяющим химический состав солеотложений, являются гидрогеохимические условия продуктивных пород-коллекторов: химический состав и физические свойства породы, пластовые давления и температура, химический состав и минерализация пластовых вод /20,21,22/.
В регионах, где в осадочных толщах отсутствуют соленосные отложения и минерализация вод относительно невелика, в составе солей, выпадающих на поверхности нефтепромыслового оборудования, преобладают карбонаты кальция. Присутствие соленосных толщ способствует высокой минерализации пластовых вод и обуславливает выпадение преимущественно сульфатов, в основном, сульфатов бария и кальция /31/.
Тип отложений принято характеризовать по преобладанию (до 60-80%) одного из видов неорганических соединений. Карбонатные соли, преимущественно кальцит (СаСОз), распространен на месторождениях Западной Сибири, Азербайджана, Ставропольского края и др.; сульфаты кальция - гипс (CaS04 2H20) и ангидрит (CaSC ) - на месторождениях Урало-Поволжья и Казахстана; галит (NaCl) - на месторождениях Белоруссии и Украины, сульфаты бария: барит (BaSC 4) и стронция (целестин SrSC 4)- на месторождениях Мангышлака и Северного Кавказа.
Из сульфатов наибольшее распространение имеет гипс (CaS04 2H20) и ангидрит (CaSC 4). Растворимость их в дистиллированной воде, соответственно 2800 (при 25 С) и 2036 (при 20 С) мг/л. Влияние температуры на растворимость гипса относительно ангидрида невелико, максимальных значений растворимость достигает при температуре 40 С (при атмосферном давлении). Существенно повышается растворимость гипса и ангидрита в растворе NaCl, достигая 8000 мг/л при концентрации поваренной соли 100 г/л. Дальнейшее повышение концентрации, сопровождается уменьшением растворимости сульфата кальция, однако и в насыщенном растворе растворимость выше, чем в дистиллированной воде /17,19/.
Резко снижается растворимость CaS04 в присутствии СаСЬ, так при концентрации последнего 3 моль/л растворимость сульфата кальция близка к нулю. По данным В. В. Витвицкого парциальное давление СОг и температура (от 0 до 60 С) практически не влияют на растворимость ангидрита в растворе, а при росте давления растворимость увеличивается. Таким образом, тенденция к осадкообразованию сульфатов кальция увеличивается при понижении концентрации солей в растворе, при повышении температуры выше 40 С и значительном снижении давления. Растворимость сульфатов бария и стронция в дистиллированной воде ниже, чем у сульфата кальция. Она составляет, соответственно, 2,3 и 114,0 (25 С) мг/л. По данным Ставропольского филиала СевКавНИПИнефть /31/ растворимость сульфата бария Go при изменении термобарических условий в потоке уменьшается в среднем на 2,33 мг/л. (рисунок 1.6)
Зависимость растворимости Go сульфата бария от давления и температуры на месторождениях ПО «Ставропольнефтегаз»
Влияние давления и температуры на растворимость SrS04 несущественно. В растворе NaCl растворимость сульфата стронция достигает максимального значения -27,5 10"6 г-ион/л при концентрации последнего 150 г/л, более высокие концентрации NaCl ведут к снижению растворимости /86/.
Сульфат бария имеет тенденцию к образованию пересыщенных растворов. На его растворимость существенно влияет температура и содержание в растворе солей. По данным Ч. Темлтона при температуре 95С и концентрации NaCl 100 г/л растворимость BaS04 достигает почти 60 мг/л, дальнейшее повышение концентрации поваренной соли ведет к увеличению растворимости сульфата бария. Изменение же давления имеет небольшое влияние на растворимость /98/.
На некоторых месторождениях, где нефтяная залежь контактирует с высокоминерализованными погребенными водами, встречаются отложения хлористого натрия (галит). Несмотря на высокую растворимость галита (около 363 г/л при 30 С), при подъеме низкообводненной скважиной продукции может наблюдаться его выпадение, основной причиной которого служит пересыщение попутно добываемой воды вследствие снижения давления и температуры в стволе скважины.
Относительно карбонатных отложений, преобладающих в Западно-Сибирской НГП можно отметить следующее.
Большое влияние оказывает на растворимость присутствие углекислого газа. По данным В.В. Витвицкого увеличение парциального давления СОг (Рсог) от 0,0012 до 0,96 атм. увеличивает растворимость СаСОз примерно в девять раз. В присутствии NaCl максимальная растворимость карбоната кальция достигается при концентрации хлорида 2 моль/л. Последующее увеличение концентрации NaCl сопровождается существенным снижением растворимости СаСОз /54/.
Влияние на растворимость оказывает и состав электролита. Например, в растворе MgCb концентрации 200 г/л растворимость СаС03 достигает 8 мг-экв/л, что выше, чем в растворе NaCl. Влияние общего давления на растворимость невелико.
Алгоритм и программа расчета солеобразования СаСОз по стволу добывающей скважины
Для количественной оценки влияния эксплуатационных параметров работы скважины на интенсивность солеотложения разработана модель и программа расчета солеобразования карбонатных осадков, чье преобладание в составе отложений установлено экспериментальными исследованиями.
В основу моделирования положен расчет фактического и равновесного содержания диоксида углерода в водной фазе, изменения его фактического содержания в воде и определение содержания карбоната кальция, образующегося в процессе подъема продукции в скважине /36,76,77/.
На сегодняшний день существуют различные методы прогноза выпадения карбоната кальция из водных сред: методики Стиффа-Дэвиса, Воловуева Г.П. и Сокирко Л.Е., Намиота А.Ю., Маринина Н.С. и др. /12, 16/. Каждая из них имеет свои достоинства и недостатки. Разработанная методика и программа расчета солеобразования отличается наглядностью, возможностью сравнения результатов расчета для различных условий эксплуатации скважин, при расчете используются доступные для промысловиков данные техрежимов.
В основу методики положен расчет фактического и равновесного содержания углекислого газа в водной фазе, изменения фактического содержания углекислого газа в воде и определение содержания карбоната кальция, образующегося в процессе подъема продукции по стволу скважины/ 83,47,93/.
В процессе расчета производится: - расчет температуры и давления по стволу добывающей скважины и НКТ; - расчет физико-химических свойств нефти, газа и воды по стволу добывающей скважины и НКТ; - расчет плотности и вязкости эмульсионного потока вода-нефть; - расчет разгазирования скважинной продукции по стволу скважины; - расчет содержания диоксида углерода в контактирующей газовой, водной и нефтяной фазах в соответствии с константами фазового равновесия; - расчет повышения температуры жидкостного потока от работающего погружного электродвигателя; - расчет растворимости карбоната кальция в зоне перфорации скважины, по ее высоте и на насосе в зависимости от парциального давления диоксида углерода и температуры; - расчет равновесных условий солеобразования по стволу добывающей скважины; - расчет выноса воды с забоя скважины потоком добываемой скважинной продукции.
Целью расчета является определение количества образующегося карбоната кальция в зоне перфорации скважины, при подъеме скважинной продукции от забоя до приема насоса, в зоне установки ЭЦН и в насосно-компрессорной трубе.
Алгоритм расчета солеобразования карбоната кальция по стволу скважины имеет достаточно сложную и разветвленную структуру, поэтому на рисунке 2 представлена укрупненная блок-схема алгоритма, каждый из блоков которой представляет собой самостоятельный алгоритм или ряд алгоритмов.
Кроме этого расчет солеобразования дополнен алгоритмом расчета условий осадкообразования, который позволяет определить поле температур и давлений, где солеобразование карбоната кальция невозможно. (Методика расчета равновесных условий солеотложения в добывающей скважине и нефтяном пласте. Метод А.Ю. Намиота. Приложение 2).
Программа написана на языке программирования Borland Delphi 3.0 и предназначена для работы в среде Widows 9X/NT. Главное окно программы имеет привычный для пользователей Windows интерфейс со стандартными элементами ввода данных. Внешний вид главного окна приведен на рисунке 2.2. Краткое описание и порядок работы с программой расчета солеобразования представлен в Приложении 3.
В качестве исходных данных для расчета солеобразования в скважине используются значения физико-химических свойств нефти и воды, взятые из проектной документации по разработке соответствующего месторождения, данные отчетов ЦНИПР, научно-исследовательских работ.
В значительной степени солеобразование СаСОэ в скважине и на насосе зависит от содержания С02 в пластовой нефти и количества ионов НСОэ и Са2+ в пластовой воде.
Рекомендуется для каждой конкретной скважины определять содержание С02 в пластовой нефти и количество ионов НСОэ" и Са2+ в пластовой воде расчетом по программе на основе экспериментально полученных значений этих параметров на устье скважины или анализов свойств пластового флюида.
Определение содержания С02 и количества ионов НСОэ и Са2+ в попутно-добываемой воде на устье скважины производится в соответствии с методиками, приведенными в Приложении 4.
Задаваясь известными в первом приближении значением содержания С02 в пластовой нефти и содержанием ионов НСОэ" и Са2+ в пластовой воде, производят расчет солеобразования в скважине в соответствии с ее условиями эксплуатации.
Технология ингибирования с помощью погружного скважинного контейнера
Увеличение солеобразующего фонда добывающих скважин, регулярный выход из строя дорогостоящего насосного оборудования, увеличенные затраты на ПРС, недостатки существующих способов ингибирования обусловили необходимость поиска новых путей по защите скважинного оборудования от солеотложения. Одним из таких путей является технология по предотвращению солеотложения при помощи погружного скважинного контейнера (ПСК) наполненного твердой ингибиторной композицией. Предложенный метод с разработанной ингибиторной композицией позволил дополнить существующие методы зашиты погружного оборудования от солеотложения и снизить затраты на ингибирование. 3.3.1 Разработка ингибиторной композиции и конструкции ПСК
В нефтедобывающей промышленности известна технология предотвращения солеотложения в скважинном оборудовании с помощью погружного скважинного контейнера. Технологически контейнер может устанавливаться в интервале от забоя до приема насоса. Патентные исследования показали наличие различных конструкций контейнеров-дозаторов, как для жидких, так и для твердых сыпучих форм ингибиторов /64-67/. Дозирование жидких форм ингибиторов в добываемую продукцию происходит в результате принудительного выдавливания и самодозирования за счет разности плотностей жидкостей. Контейнер для дозирования жидко-товарных форм ингибиторов сложен в изготовлении и ненадежен в эксплуатации. Твердые формы ингибиторов или ингибиторных композиций, как правило, представляют собой систему из двух или более компонентов. Одним из компонентов обязательно является вещество-связующее. Дозирование ингибитора происходит за счет растворения твердого вещества-связующего в одной из фаз добываемых флюидов /68/. Конструкции таких контейнеров представляют собой систему перфорированных трубных секций, которые достаточно просты в изготовлении. Прочностные характеристики металлической конструкции определялись по известным методикам /40,89,94/. Стабильная дозировка ингибитора солеотложения обеспечивается за счет ограниченной растворимости твердой ингибиторной композиции в добываемой жидкости и конструкционных особенностей контейнеров-дозаторов.
Необходимо отметить, что известные составы твердых ингибиторных композиций на латексной основе обладают либо достаточно большой скоростью растворения в скважинной продукции при температурах выше 75 С, либо имеют очень низкую скорость при обводненности добываемых флюидов свыше 20%/68/.
В первом случае для оптимизации скорости растворения необходимо уменьшать диаметр перфорационных отверстий в контейнере, при этом возможна кольматация отверстий выносимыми частицами коллектора, и, как правило, прекращение подачи ингибитора в добываемую жидкость в необходимой эффективной дозировке. Во втором случае латекс, входящий в композицию, при контакте с высокоминерализованной попутно добываемой водой коагулирует и блокирует выход действующего вещества в водонефтяной поток. Следовательно, применение данной композиции возможно на скважинах со сравнительно малообводненной продукцией.
Нами предложен состав для предотвращения отложения солей в добыче нефти, который по сравнению с известными составами обладает новыми свойствами. А именно: обеспечивается более длительная и стабильная подача ингибитора солеотложения в условиях добычи нефти из скважин с температурой добываемых флюидов до 95 С.
Указанные технические преимущества предложенного состава позволяют путем его загрузки в перфорированный контейнер, который устанавливается под насос или в интервале перфорации в зависимости от предполагаемой зоны солеотложения, обеспечить стабильную и эффективную подачу ингибитора солеотложения в добываемую жидкость в течение длительного периода времени. Таким образом, предотвращается солеотложение по всему пути движения продукции в лифте скважины. Экономическая эффективность заявляемого состава для предотвращения отложения солей при добыче нефти будет складываться за счет сокращения затрат на ремонт и отбраковку подземного оборудования, вышедшего из строя по причине солеотложения, а также сокращения трудовых затрат, связанных с работой бригад по подземному и капитальному ремонту.
Выбор ингибитора для композиции производился на основе химического состава образующихся солевых осадков и технологических свойств реагента (ингибирующей активности, агрегатного состояния, совместимости с пластовой водой, коррозионной агрессивности, отсутствия влияния на подготовку нефти, термической стабильности). Эффективность реагентов определялась по ингибированию отложений карбоната кальция на моделях пластовой воды с различным показателем стабильности раствора /81/.
Для разработки твердой ингибиторной композиции рассматривались твердые формы ингибиторов солеотложений, результаты испытаний которых представлены в таблице 3.4.
Результаты тестирования порошкообразных ингибиторов Нарлекс Д 54, НТФ и ОЭДФ-МА показали, что они являются наиболее эффективными ингибиторами солеотложения СаСОэ в диапазоне дозировок 2- 20 мг/л для вод с широким диапазоном концентраций гидрокарбонат-ионов. При одинаковой эффективности ингибиторной защиты и сходных технологических показателей твердых ингибиторов ОЭДФ-МА является самым дешевым реагентом, поэтому применение его в качестве действующего вещества в композиции наиболее целесообразно.
Ингибитор ОЭДФ-МА (1-гидроксиэтилендендифосфоновая кислота), имеющий эмпирическую формулу С2Н8О7Р2, представляет собой порошок белого цвета с сероватым оттенком, хорошо растворимый в воде, хуже в метиловом и этиловом спиртах, горячей уксусной кислоте. Получают данный продукт взаимодействием треххлористого фосфора с водной уксусной кислотой. Достаточно термостабилен, при нагревании до 130 С не теряет эффективности ингибирования.
В основном ОЭДФ-МА рассматривается, как четырехосновная кислота, но существует предположение отрыва протона водорода и от гидроксильной группы. Наличие в молекуле соединения компактного координационно-способного узла, содержащего один углеродный атом, соединенный с двумя фосфоновыми группировками и гидроксильной группой, обуславливает широкий диапазон рН комплексообразования и уникальные свойства реагента, в частности, высокие константы устойчивости ее комплексов с большим количеством катионов.
Анализ экономической эффективности применения основных технологий ингибирования солеотложения в ОАО «Юганскнефтегаз»
В результате анализа экономической эффективности применения технологии было установлено.
Технология постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство скважины при помощи УДЭ показала себя в целом как высокоэффективная технология. Коэффициент увеличения наработки на отказ ЭЦН скважин, оборудованных УДЭ, вырос в 5,7 раз (таблица 4.1). Экономия от применения данной технологии защиты скважинного оборудования от солеотложения составила 670 млн. руб. при затратах 115,8 млн. руб. Эффективность применения технологии составила более 550 млн. руб. (таблица 4.1). На рисунке 4.1 отражена эффективность применения УДЭ на скважинах месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». При этом надо отметить, что не на всех защищаемых от солеотложения скважинах УДЭ работают эффективно. На 127 скважинах месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» применение данной технологии не дает ожидаемого эффекта (рисунок 4.2). Ущерб от неэффективной эксплуатации УДЭ составил 128,8 млн. руб. (рисунок 4.3). В тоже время эффективно работающий фонд УДЭ на осложненных солеотложением скважинах работает с высокой прибылью, составляющей 3,6-10,1 млн. руб. на скважину (рисунок 4.4).
Таким образом, перевод фонда скважин с неэффективно работающими УДЭ в работающий с прибылью способен существенно улучшить общую картину применения данной технологии на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз».
Сравнительный анализ эксплуатационных параметров работы скважин Мамонтовского и Южно-Сургутского месторождений (где численность УДЭ наиболее высока), в частности, депрессии, забойного давления, количества добываемой воды на эффективно и неэффективно работающем фонде УДЭ не позволил сделать однозначного вывода о том, почему на ряде осложненных скважин УДЭ работают неэффективно. Только в отношении глубины подвески насоса выявлено, что в случае его заглубления использование УДЭ позволяет с большей вероятностью достичь положительного эффекта по снижению интенсивности солеотложения (рисунки 4.5, 4.6).
Скорее всего, наиболее значимым фактором, оказывающим влияние на солеобразование в стволе скважины является состав попутно-добываемой воды и содержание в ней растворенных газов.
Проведенным моделированием установлено, что на скважинах с различным ионным составом попутно-добываемых вод и интенсивностью солеобразования от ПЗП добывающей скважины до приема насоса при содержании образующегося солевого осадка в добываемой продукции более 100 мг/л (0,01 %) применение УДЭ становится неэффективным (рисунок 4.7). Так как при достаточно большом количестве образовавшихся кристаллов солей до приема насоса дозирование ингибитора в затрубное пространство не позволяет в полной мере предотвратить формирования отложений,
становится понятным, почему увеличение глубины спуска ЭЦН повышает эффективность ингибирования при помощи УДЭ. В этом случае сокращение длины зоны, недоступной для ингибирования - от ПЗП до приема ЭЦН, уменьшает количество образующейся соли в добываемой продукции, дальнейшее же ингибирование не позволяет увеличиться количеству солевого осадка на насосном оборудовании.
Технико-экономическая оценка применения технологии ингибирования с помощью ПСК на Мало-Балыкском месторождении НГДУ «Майскнефть» показала следующие результаты. На фоне низких затрат на изготовление и эксплуатацию контейнера, которые не превышают 120 тыс. руб. за один ПСК, фактический предотвращенный ущерб от эксплуатации трех контейнеров составил 5274 тыс. руб/год. - в среднем на одну скважину 1758 тыс. руб/год.
Среднее снижение удельных технологических затрат после установки контейнера составило 2,4 раза на скважину.
Анализ ОПР по закачке ингибитора солеотложения через систему ППД на Южно-Сургутском месторождении НГДУ «Юганскнефть» также показал высокую эффективность и технологичность данного способа предотвращения отложения солей. Было обработано 9 солеотлагающих скважин о. Тюменцев, при стоимости одной цикловой закачки около 300 тыс. руб. Общий предотвращенный ущерб в очаговой зоне составил 6237 тыс. руб./год и соответственно, 693 тыс. руб. на скважину.
Общий сравнительный анализ применения различных технологий защиты скважинного оборудования от солеотложения представлен на рисунке 4.13.
Как следует из анализа усредненных результатов, с точки зрения увеличения МРП работы ЭЦН наиболее эффективна на сегодняшний день технология постоянного дозирования с помощью УДЭ. Применение данной технологии позволило увеличить МРП осложненного солеотложением фонда в 5,7 раза.
Однако с точки зрения предотвращенного ущерба наиболее целесообразно применение технологии с использованием погружных скважинных контейнеров, заполненных ингибитором солеотложения в твердой форме. При значительном увеличении МРП работы ЭЦН (в 3,7 раза) данная технология обеспечивает более высокое снижение предотвращенного ущерба по сравнению с другими технологиями. Это достигается резким снижением затрат на обслуживание и практически отсутствием непроизводственных потерь ингибитора.
