Краткая историческая справка открытия и разработки месторождения.

Одно из крупнейших месторождений – Муравленковское - было открыто в 1978 году в системе производственного объединения «Ноябрьск-нефтегаз» и введено в эксплуатацию 2 августа 1985 года.

Максимальный уровень добычи был, достигнут 1989 году, когда из недр было извлечено 9,6 млн. тонн нефти. В 1990 году была выполнена работа по составлению технологической схемы разработки. Основная цель работы – уточнение технологических показателей разработки в связи с бурением дополнительных и уплотняющих скважин. Данная работа была утверждена ЦКР в 1991г. с основными показателями: общий фонд скважин – 2300 из них добывающих – 1596, нагнетательных – 404, резервных – 200, дублеров – 100; уровень добычи нефти 1991 – 8,5 млн. т/год, 1992 – 7,6 млн т.; проектный уровень добычи жидкости 15 млн.т/год; закачки воды – 20,2 млн.м³/год; ресурсы нефтяного газа в 1991г. – 438,6 млн. м³, 1992г. – 391,1 млн.м³.

В связи с изменением представления о геологическом строении месторождения, залежей, изменением коллекторских свойств и нефтенасыщенности возникла необходимость в переоценки запасов нефти и газа в пластах Муравленковского месторождения. Пересчет запасов был выполнен в институте СибНИИНП. Там же выполнено технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения. Данные работы рассмотрены и утверждены в ГКЗ Минприроды России в 1993г.

Проект разработки выполнен в соответствии с заданием на проектирование. Основная цель работы - уточнение технологических показателей разработки в связи с пересчетом запасов нефти.

В данный момент объемы нефтедобычи на Муравленковском месторождении упали более, чем в 2 раза, но с введением в эксплуатацию новых месторождений таких как Сугмутское, Романовское, Умсейское, Памалья-хинское в 2004 году было добыто более 22,5 млн. тонн нефти.

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с преимущественным применением метода поддержания пластового давления закачкой воды неизбежно ведет к неуклонному повышению обводненности продукции нефтегазодобывающих скважин. На поздней стадии разработки месторождения значение процента обводненности достигает 90 % и выше. Это обстоятельство влечет за собой вынужденное перелопачивание огромных объемов попутно добываемой пластовой воды до товарных парков промыслов, где происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, а также подготовка воды для обратной закачки в пласт. Если учесть что месторождения

весьма разбросаны на огромных площадях и расстояниях друг от друга, то становятся понятным размеры затрат на перекачки балластных вод до установок подготовки нефти, а после соответствующей подготовки до кустовых насосных станций систем ППД и нагнетательных скважин.

Имеется один лишь способ сокращения этих не производительных затрат на перекачки – это организация предварительного отделения пластовых вод в непосредственной близости от мест добычи и обратной закачки вод в продуктивные пласты. По этой причине проблема грамотной организации процесса предварительного сброса при минимальных эксплуатационных затратах является весьма актуальной.