Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть"
1.5 Характеристика текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть"
В 2013 году из всех объектов разработки НГДУ "Арланнефть" добыто 1966,0 тыс. т нефти и отобрано 41625,8 тыс. т жидкости.
Суточная добыча нефти составила 5016 т/сут., суточный отбор жидкости составил 121076 т/сут. Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2000 году составил по нефти - 2,7 т/сут., по жидкости - 56,9 т/сут. Основной объем добычи нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона.
Из всех объектов добыто 207782,4 тыс. т нефти или 32,3% от начальных балансовых и 82,4% от начальных извлекаемых запасов. Годовой темп отбора по НГДУ от начальных извлекаемых запасов составил 0,8%, а от остаточных извлекаемых запасов - 4,2%.
Пробуренный фонд по НГДУ "Арланнефть" на конец 2013 года составил 4772 скважины.
Обводненность составила 95,3%, что выше уровня прошлого года на 0,4%. Действующий фонд на 01.01.2014 года составил 2267 скважин, из них с водой работали 2267 или 100% от всего фонда.
В 2013 году в продуктивные пласты закачано 33204,6 тыс. м3 воды.
Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 391 м3/сут. Рабочим агентом закачки является вода следующих типов: сточная с УКПН и ТВО; сточная с комбината "Искож"; пластовая с глубинных горизонтов; пресная с Камского водозабора.
Обычно добывающие скважины оборудуются СШНУ или УЭЦН. Другие виды насосов (диафрагменные, винтовые) применяются в крайне ограниченном количестве. Так, по состоянию на 01.01.2014 г. в НГДУ "Арланнефть" имелось 1745 скважин (77,1% от всего добывающего фонда), оборудованных СШНУ и 478 скважин (21,1%), оборудованных УЭЦН. В то же время доля добычи жидкости при использовании СШНУ составила 12,5%, а при использовании УЭЦН - 87,3%. Это указывает на основную роль в добыче жидкости скважин, оборудованных УЭЦН.
Отложения солей существенным образом влияют на межремонтный период работы ГНО, особенно скважин, оборудованных УЭЦН. В 2013 году в НГДУ "Арланнефть" он составил 799 суток, а по ряду скважин 1000 суток и более. В тоже время в 2013 году более 20% установок, вышедших из строя, не отработали гарантийный срок - 1 год, на 16 скважинах было произведено по два и более подземных ремонта, связанных с восстановлением работоспособности УЭЦН, т.е. межремонтный период по ним составляет 40-120 суток.
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.
Динамика фонда осложненных скважин представлена в таблице 1 [2]. Рост осложненных скважин увеличивается и на сегодняшний день борьба с отложениями солей является одной из главных проблем разработки и добычи нефти на Арланском нефтяном месторождении.
Таблица 1
Динамика фонда осложненных скважин по НГДУ "Арланнефть" за 2008-2013 гг.
Год |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
|
Количество осложненных скважин |
22 |
43 |
74 |
97 |
176 |
194 |