В административном отношении Южно-Охтеурское нефтяное месторождение находится в Александровском районе Томской области в 45 км западнее города Стрежевой, ближайшие разрабатываемые месторождения – Вахское, Северное, Григорьевское. Месторождение находится на второй стадии разработки, промышленная нефтеносность связана с меловыми и юрскими отложениями (пласты , , , Б9, , и ), основной объект разработки Ю1 (72 % от общих запасов).

Открыто месторождение в 1990 году, эксплуатация осуществляется с 1991 года. Промышленная нефтеносность месторождения связана с меловыми и юрскими отложениями (пласты , , , и ). Разработка месторождения в настоящее время осуществляется на основании «Дополнения к технологической схеме разработки Южно-Охтеурского месторождения» (протокол № 994 от 21.12.07) и «Дополнения к технологической схеме разработки Южно-Охтеурского нефтяного месторождения», выполненного по договору № 3614-Р между ООО «Южно-Охтеурское» и ОАО «НижневартовскНИПИнефть».

По утвержденной технологической схеме подготовка нефти месторождения осуществляется на ДНС с УПСВ производительностью до 400 тыс. т/год (по жидкости) в районе куста № 1. От АГЗУ КП № 1 по короткому трубопроводу, в который так же поступает продукция с кустовых площадок № 2, 4, скважинная продукция поступает в сепаратор УБС, где происходит отбор свободного газа. В линию «АГЗУ – УБС» через БРХ подается деэмульгатор. Водонефтяная смесь из УБС под давлением 1,0–1,1 кгс/см2 подается в колонну УСТН, где полностью дегазируется. Разгазированная нефть из УСТН сливается в резервуар РВС № 1, водонефтяная смесь поступает через лучевое распределительное устройство и, проходя через слой воды, попадает в зону отстоя. Далее, нефть из верхней части нефтяного слоя, через узел учета с датчиками НОРД-65, откачивается насосами Н-1, Н-2 в напорный нефтепровод. Газ из УБС подавался на факел высокого давления (ФВД) и где сжигался. При необходимости подогрева продукций скважин в схеме подготовки используют подогреватель ППТ-0,2Г. Характеристики основного оборудования УПС в таблице.

Пластовая вода, выделившаяся в резервуаре РВС № 1 после очистки за счет гидростатического напора, сбрасывается в шурф водозаборной скважины для закачки в систему ППД. Далее, подготовленная нефть транспортируется по нефтепроводу в пункт налива нефти, откуда автовывозом на ПСП в районе НПС «Александровская» в систему АК «Транснефть». При этом ПНН следует РВС емкостью 1000 м3 для обеспечения непрерывной добычи в случае кратковременных перерывов в автовывозе продукции. Общая технологическая схема ДНС месторождения (рис. 1).

В качестве дополнительных мероприятий по утилизации ПНГ на основании «Дополнения к технологической схеме разработки Южно-Охтеурского нефтяного месторождения», выполненного по договору № 3614-Р, предложена и внедрена со второго квартала 2013 года комплексная технология водогазового воздействия на пласт, с использованием устьевого эжектора в виде опытно-промышленных работ. Применение этой технологии было обосновано как единственное решение на тот момент времени по утилизации попутного нефтяного газа. Данная технология так же позиционировалась как эффективный способ повышения нефтеотдачи и интенсификации притока в дополнение традиционному заводнению.

Попутный газ для водогазовой смеси забирался с помощью струйного насоса-эжектора с газовой факельной линии на площадке подготовки нефти. Струйный насос-эжектор устанавливается на линии нагнетания устьевой фонтанной арматуры нагнетательной скважины. Эжектор представляет собой скважинное устройство, наружный диаметр которого не превышает 0,1 м, общая длина не более 0,4 м, все узлы и детали размещены внутри корпуса, имеют стандартные трубные резьбы и муфты (рис. 2).

Технологический процесс заключается в следующем: поток рабочей жидкости через сопло поступает в приемную камеру эжектора, где возникает разряжение и через клапанный узел из газовой факельной линии засасывается газ. Затем в камере смешения попутный газ смешивается с рабочей жидкостью и далее водогазовая смесь закачивается в пласт.

Перечень основного оборудования УПСВ Южно-Охтеурского

Рис. 1. Технологическая схема ДНС месторождения: ЗУ – замерная установка; БРХ – блок реагентного хозяйства; УБС – установка блочная сепарационная; УСТН – установка сепарационная трубная наклонная; РВС – резервуар вертикальный стальной; ВРБ – блок распределения воды; НВП – насос внешней перекачки; ПНН – пункт налива нефти; УПГ – установка подготовки газа; ПТП – промысловый трубопровод; ФВД – факел высокого давления; ФНД – факел низкого давления

Рис. 2. Схема устьевого струйного насоса-эжектора: 1 – сопло; 2 – камера смешивания с диффузором; 3 – приемная камера разряжения; 4 – камера смешивания; 5 – камера расширения, диффузор

Процесс полностью контролируется на устье и не должен был создавать сложности при обслуживании, ревизии или замене рабочих деталей. Наличие нагнетательных скважин с высокими давлениями нагнетания позволило провести внедрение и апробирование устьевых водогазовых эжекторов рассчитанными рабочими характеристиками для существующих условий. Устьевые эжекторы установили на линии нагнетания устьевой арматуры на скважинах № 418Р и 3. Давление нагнетания на скважинах составляло не менее 15,0 МПа. Схема устьевой обвязки на рис. 3.

Рис. 3. Схема обвязки системы нагнетания воды с устьевым эжектором и утилизацией попутного газа: 1 – лубрикатор; 2 – манометр; 3 – буферная задвижка; 4 – манифольдная задвижка; 5 – водогазовый эжектор; 6 – центральная задвижка; 7 – затрубная задвижка; 8 – линия инжекции попутного газа с факельной линии; 9 – кабель КРБК с кабельным вводом, скважины шурф; 10 – штуцер; 11 – обратный клапан; 12 – патрубок эхолотирования затрубного пространства скважины шурф; 13 – затрубная задвижка скважины шурф; 14 – линия нагнетания воды высокого давления

Вода под высоким давлением подается в рабочее сопло эжектора, при истечении воды через рабочее сопло с высокой скоростью создается разрежение в приемной камере эжектора ниже атмосферного [10, 7]. В эту линию подается попутный газ с факельной линии под давлением в 0,1 МПа, схема обвязки на рис. 4.

В целом преимуществами метода являются малая затратность, энергосберегаемость и экологичность, а также возможность применения как на отдельных скважинах и кустах, так и на месторождении в целом. Учет количества попутного газа осуществлялся с помощью счетчиков, установленных на линии инжекции, концентрация газа в смеси воды зависит от приемистости нагнетательных скважин и давления закачки.

Рис. 4. Технологическая схема ДНС месторождения

Особенность такого внедрения заключается в возможности применения в выбранных нагнетательных скважинах закачки потокоотклоняющих композиций по выравниванию профиля приемистости, внедрения гидродинамических, циклических закачек с последующим водогазовым воздействием при одновременной утилизации попутного газа. Практически все перечисленные работы были реализованы без особых затрат. Комплексный способ представляет совокупность физико-химического, гидродинамического методов повышения нефтеотдачи, водогазового воздействия с утилизацией попутного газа. Предложенная технология по утилизации ПНГ являлась вынужденной, временной мерой до строительства и внедрения газопоршневой электростанции с утилизацией до 95 % попутного газа.

В целом применение опытно-промышленных испытаний позволило по реагирующим скважинам за 4 месяца получить дополнительно 2500 т нефти, стабилизировать пластовое давление, утилизировать в скважинах № 418Р и 3 до 5000 м3/сут попутного газа. На основании положительных результатов есть возможность применения этого метода на отдельных скважинах, кустах и на аналогичных месторождениях в регионе.