Источниками водоснабжения месторождения являются поверхностные воды р. Вах и сточные воды установок подготовки нефти. Мощность запроектированного водозабора составляет 420 млн м3 /год. Фактически используется 330 млн м3/год. Основные точки водозабора расположены вблизи песчанных карьеров для автодорожного строительства на левом берегу реки Вах. Магистральные водоводы расположены параллельно карьерным автодорогам, что способствует лучшему их обслуживанию. Источником водоснабжения для хозяйственно-бытовых нужд комплексных сборных пунктов (КСП) и производственных котельных при них являются артезианские скважины с дебитом 25 м3 /час и глубиной бурения до 300 м. Очистка сточных вод осуществляется с помощью механического отстоя, а хозяйственно-бытовые стоки проходят биологическую очистку в сооружении “БИО”.
Электроснабжение кустов скважин осуществляется от подстанций 6 и 36 кв на кустах эксплуатационных скважин, площадок (КСП и КНС) – от подстанций 110 кв. в количестве 4 штук.
ЛЭП и трубопроводы заложены в “теле” дорог.
Для обеспечения запланированных уровней добычи нефти увеличивается численность работающих.
1.2. История освоения района
Самотлорское месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1965 году. В 1968 году бюро ЦКР (протокол № 184) рассмотрена технологическая схема разработки первоочередного участка.
В 1971 году в соответствии с заданием Центральной комиссии выполнена Принципиальная схема разработки.
Принципиальной схемой предусмотрено:
1) выделение пяти самостоятельных объектов разработки : АВ13, АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10;
2) система разработки блоковая трёх и пятирядная;
3) максимальный уровень добычи 100 млн.т.;
4) фонд скважин 4434 из них 3289 добывающих , 1145 нагнетательных.
В пределах трёхрядных блоков предполагалось выделение двух эксплуатационных объектов, объединяющих пласты группы АВ и пласты группы БВ.
В 1976 году по заданию Миннефтепрома составлена Комплексная схема разработки Самотлорского месторождения, которая утверждена ЦКР в марте 1976 года (протокол № 478).
Комплексной схемой предусмотрено:
1) разукрупнение горизонта БВ8 на объекты разработки БВ8 1-2, БВ8 3
2) бурение самостоятельных скважин на пласты группы АВ и БВ в пределах трёхрядных блоков
3) отрезание чистонефтяной зоны объекта разработки АВ4-5 кольцевой батареей нагнетательных скважин
4) организация центрального разрезающего ряда в чистонефтяной зоне АВ4-5
5) организация барьерного заводнения, размещение добывающих скважин в подгазовой зоне горизонтов АВ2-3 и АВ4-5
6) усиление линейной системы воздействия в зонах низкой продуктивности очаговыми скважинами
7) максимальный уровень добычи нефти 130 млн. т.
8) фонд скважин 7786, в том числе 4955 добывающих, 2038 нагнетательных, 793 резервных.
При реализации Комплексной схемы разработки Самотлорского месторождения существенно уточнилось положение контуров нефтегазоводоносности , геологическое строение основных объектов разработки. За счёт более высоких темпов освоения месторождения на 24,3 млн.т. превышен проектный максимальный уровень добычи нефти.
Эти изменения привели к настоятельной необходимости уточнения запасов нефти и прогнозных показателей разработки месторождения. Основанием для составления данного проекта разработки явилось постановление Коллегии Миннефтепрома за № 12 от 13 марта 1980 года.
При составлении проекта разработки особое внимание уделено детальным исследованиям строения горизонтов и анализу процесса разработки по зонам нефтеводогазонасыщенности и продуктивности.
Результаты этих исследований были использованы для уточнения расчётных геолого-физических параметров продуктивных пластов.
Прогноз технологических показателей разработки производился с помощью постоянно действующей математической модели Самотлорского месторождения , реализованной на ЭВМ.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.