Для временного водоснабжения буровых работ после соответствующей очистки могут быть использованы поверхностные водоемы. Кроме того, для технических нужд вполне пригодны воды первого водоносного горизонта, залегающего очень близко к дневной поверхности (5–10м), а во многих пониженных участках выходят на дневную поверхность.
В районе месторождения и близлежащих площадях для питьевого и хозяйственного водоснабжения используются подземные воды атлымского горизонта, залегающие под мерзлотными слоями. Для промывки скважин широко пользуются надмерзлотными водами новомихайловского водоносного горизонта.
1.2 История освоения месторождения
Салымское месторождение открыто в 1982 году. Это, по существу, первое крупное месторождение в ОАО «Юганскнефтегаз», имеющее залежи литологического типа. Месторождение многопластовое, нефтеносность приурочена к семи пластам – А111, А211, БС1, БС4-5, БС5, ачимовской толще.
Разбуривание месторождения началось в 1987 г. по проектному документу «Технологическая схема разработки Салымского месторождения», СибНИИНП 1984 г., утверждённая протоколом № 1087 ЦКР МНП от 24.07.87 г, с корректировкой технологических показателей разработки по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Салымского месторождения», СибНИИНП 1987 г.
С 1989 года месторождение разрабатывалось по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Салымского месторождения в расширенных границах», СибНИИНП 1989 г., утверждённые ЦКР Главтюменьнефтегаза – протокол № 107 от 7.04.89 года.
В мае 1990 года был составлен проектный документ «Комплексная технологическая схема разработки Салымского месторождения», СибНИИНП 1990 г., которая явилась первым крупным проектным документом, составленным на всё месторождение.
Данный документ был утвержден ЦКР МНГП от 16.01.91 года, протокол № 1397. Основные проектные решения рекомендуемого к внедрению варианта:
основной объект разработки БС4-5;
максимальный проектный уровень добычи нефти – 3500 тыс. т;
общий проектный фонд – 3107 скважин;
основной способ эксплуатации – механизированный (90 %).
