4.1. Расчет экономической эффективности применения ингибитора коррозии на Архангельском месторождении на добывающих скважинах

На поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений в результате того, что добываемая продукция значительно обводнена, интенсифицируются коррозионные процессы нефтепромыслового оборудования и коммуникаций. В настоящее время для защиты трубопроводного транспорта применяются различные ингибиторы коррозии.

Первоначально проводятся их лабораторные и промысловые стендовые испытания, а затем, на основании полученных данных, ингибитор коррозии рекомендуется к промышленному применению.

В таблице 11 представлены результаты стендовых испытаний ингибитора коррозии Сонкор 9701 на БКНС-7 Чутырского месторождения.

Таблица 11

Результаты пилотных испытаний ингибитора коррозии Сонкор 9701

Место проведения испытания	Реагент	Дозировка, г/м^3	Скорость коррозии, мм/год		Степень защиты, %
			Контроль	С реагентом
БКНС-7 Чутырского месторождения	Сонкор 9701	25	0,081	0,006	96,2

Исходя из данных таблицы, можно сделать вывод, что при введении ингибитора можно добиться полного отсутствия порывов, скорость коррозии уменьшается в 13 раз, так как наружная коррозия трубопроводов невелика, то можно требовать, что срок службы трубопроводов увеличивается как минимум в два раза.

В таблице 12 приведены затраты, необходимые на содержание одной БР-2,5 по Архангельскому месторождению.

Таблица 12

Стоимость содержания одной бр-2,5 по Архангельскому месторождению за один год

Статьи затрат	Единицы измерения	Суммы затрат
Стоимость БР-2,5 Монтаж БР-2,5 Гарантийный срок эксплуатации Отчисления на реновацию (восстановление БР-2,5)	руб. руб. лет руб.	500 000 50 000 12,5 44 000
Обслуживание БР-2,5	руб.	132 000
Стоимость 1 т ИК	руб.	23 000
Удельный расход ИК	г/м^3	25
Годовая потребность ИК	тонн	41,063
Расход ИК на одну БР-2,5	тонн	2,73
Затраты по ИК	руб.	104 026
Необходимое количество заправок БР-2,5	шт.	2
Транспортные расходы	руб.	6 400
Итого затраты	руб.	280 026

Примечание: транспортные расходы даны не на одну БР-2,5, а на все 15 штук.

Таблица 13

Экономическая эффективность применения ингибитора коррозии на Архангельском месторождении за год на добывающих скважинах

№ п/п	Исходные данные	Условные обозначения	Базовый вариант	ИК
1	Количество скважин, шт	Qскв	15	15
2	Протяженность трубопроводов, м	L	33 800	33 800
3	Количество порывов, шт	qп	15	-
4	Среднее время ликвидации одного порыва, час		3	-
5	Недобор нефти в результате порывов, тонн	Qн	563	-
6	Упущенная денежная выручка в результате порыва, руб	Sд	1 462 500	-
7	Затраты на обслуживание трубопровода аварийными бригадами, руб	Sобс	370 110	-
8	Стоимость 1000 м трубопроводов, руб	Cтр	161 000	161 000
9	Стоимость кап. ремонта 1000 м трубопроводов, руб	Cкап	639 400	639 400
10	Стоимость кап. ремонта трубопроводов (п.9 х п.2), руб	Sкап рем	21 611 720	21611720
11	Средний срок службы трубопроводов, лет	Tсл	12	25
12	Отчисления на реновацию – полное восстановление (п.10/п.11), руб	Sрен	1 800 976	864 468
13	Необходимое количество БР-2,5, шт	Бшт	0	15
14	Годовые затраты на одну БР-2,5, руб	Сбр	-	280 026
15	Годовые затраты на весь фонд БР-2,5, руб	Збр	-	4200390
16	Затраты на транспортировку ингибитора, руб	Тр	-	6 400
17	Итого затрат (п.6 + п.7 + п.12 + п.15 + п.16), руб	Зобщ	3 633 486	5128858
18	Годовой экономический эффект = 3 633 486 – 5 128 858 = -1 495 372 Вывод: установка БР-2,5 на добывающих скважинах Архангельского месторождения экономически невыгодна

Расчет экономической эффективности закачки ингибитора в скважину не проводился в виду того, что:

1. требуется повышенный расход реагента (500 г/м³), т.е. затраты на ингибитор коррозии увеличиваются в 20 раз;

2. увеличиваются транспортные расходы (обработки проводятся один раз в месяц);

3. на выкидной линии концентрация ингибитора коррозии снижается в два раза от требуемой нормы;

4. данная концентрация сохраняется в выкидной линии всего 5-6 дней.