Отделенный от нефти на ДНС — 3, 4, 5, совмещенных с УПСВ попутный нефтяной газ частично используется на собственные производственные и технологические нужды, на газоснабжение поселка Тром-Аган, оставшийся попутный нефтяной газ поступает в систему газопроводов УВСИНГ, компримируется и транспортируется в Управление по переработке газа ОАО «Сургутнефтегаз». Использование попутного нефтяного газа в 2017 году составило 99,86 %.
Головным источником электроснабжения потребителей Родникового нефтяного месторождения в настоящее время является трансформаторная подстанция ПС 110/35/6 кВ «Родниковая».
1.2 История освоения месторождения
Родниковое месторождение открыто в 1984 году.
Первый подсчет запасов выполнен на 01.03.1986 г. по данным бурения 24 поисково-разведочных, 8 эксплуатационных и 4 нагнетательных скважин.
В процессе разбуривания основного эксплуатационного объекта БС12 за период 1986-1994 гг. уточнено геологическое строение месторождения.
В январе-феврале 1987 года создана база Северо-Родникового месторождения: были разбурены и давали продукцию три кустовых площадки — 10, 14 и 16 пласта БС12. Январь 1987 года — время строительства цеха добычи нефти и газа № 2, ДНС № 1 , общежития типа «УНИМО», КНС. Уже к 1990 году были построены и введены в эксплуатацию три ДНС и три станции по закачке рабочего агента в пласт, здание АБК, диспетчерский пункт, учебный класс.
В январе 1991 года на Южно-Родниковом месторождении был создан цех добычи нефти и газа № 4 НГДУ “Комсомольскнефть”. В состав цеха входили ДНС-4, КНС-4 и одна бригада добычи нефти и газа. В настоящее время кроме ДНС-4, КНС-4 запущена в эксплуатацию КНС-5, а также установка предварительного сброса воды с двумя аппаратами «Хиттер-Триттер», позволяющими обеспечить подготовку нефти с обводненностью до 3 %. За 11 лет существования цеха построено свыше 200 км трубопроводов, нефтесборных сетей, водоводов, нефте- и газопроводов, введены сотни километров высоковольтных линий электропередачи, выполнена обвязка 645 скважин.
Товарная подготовка нефти Родникового месторождения предусматривалась производиться в смеси с другими нефтями, добываемыми в НГДУ “Комсомольскнефть” на УПН Федоровского КСП.
Закачку воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления (ППД) начали в 1986 г. Основным рабочим агентом для системы ППД в первые два года являлась подземная вода апт-альбсеноманского комплекса. Сточную воду начали закачивать с 1988 года в объемах (300-600 тыс.м3/год), в 1994 году объем ее закачки составил уже 4,2 млн.м3.
По результатам бурения скважин 2067, 2049, 2078, 1901 Северная и Южная площади разделены на две самостоятельные залежи.
Отмечено сокращение площади нефтеносности на западном и расширение на восточном крыльях Северной залежи. Произошло существенное расширение площади нефтеносности по Южной залежи в районе разведочных скважин 81-84, 93, 95, 101 и по результатам бурения скважин 2502-2565. Уточнение результатов опробования скважины 38 по пласту АС4 привело к его исключению подсчетных объектов.
Значительное уточнение геологического строения за период с 1990 г. по 1994 г., снижение величины запасов, что обуславливает изменение технологических показателей разработки, потребовала подсчета запасов по всем объектам месторождения, который был выполнен в 1994 году и утвержден ГКЗ РФ (протокол 295 от 02.02.1995 г.).
В результате пересчета балансовых запасов нефти по промышленным категориям В-С1 в целом по месторождению увеличились с 121598 тыс. тонн до 133972 тыс. тонн, то есть на 12374 тыс. тонн или на 9,2 %. Запасы категории С2 возросли на 9477 тыс. тонн и составили 66480 тыс. тонн.
Прирост запасов произошел за счет низкопродуктивных пластовБС10, ЮС1 и ЮС2.
В работе предусматривалось внедрение линейной пятирядной системы заводнения с водогазовым действием. По горизонту БС12 к реализации рекомендована замкнутая система воздействия, блочно-квадратная схема размещения скважин, водогазового действия.
По пластам БС100, БС113, БС1 в связи со слабой их изученностью, было предложено провести опытно-промышленные работы с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 250 метров.
