Основная

часть

Фёдоровское месторождение по объему запасов занимает второе место

после

Самотлора.

В

2018

г.

добыто

10

456

тыс.т.

нефти,

в

том

числе

на

Федоровском месторождении 9 296,45 тыс.т. Добыча газа составила 8 965 млн.

м3. Добыча нефти за годы с начала разработки составила 642,64 млн. т., газа -

89,9 млрд.м3. На месторождении 16 скважин - «миллионеров». По состоянию на

01.01.2019

г.

среднедействующий

фонд

нефтяных

скважин

составил

3242

скважин.

НГДУ

«Фёдоровскнефть»

включает

в

себя

27

подразделений.

НГДУ

«Фёдоровскнефть» сегодня - это более 700 км промысловых дорог, 20 дожимных

насосных

станций,

21

кустовая

насосная

станция,

2

товарных

парка

с

коммерческим узлом учета нефти, Обский водозабор, 11700 км трубопроводов

разного диаметра.

Нефтяные месторождения, как и каждый человек, имеют свою судьбу. В

августе

1971

года

при

бурении

скважины

Р-62

нефтеразведки

объединения

"Обьнефтегеология" получили фонтан нефти дебитом 200 тонн в сутки. Он

известил

об

открытии

нового

месторождения,

о

котором

заговорили

сразу,

поскольку вырисовывались небывалые перспективы и даже возникло сравнение

с Самотлором. Геологи уверяли, что здесь тоже уникальные залежи нефти. В

процессе

разведки

выявилась

промышленная

нефтегазоносность

двенадцати

пластов.

Предполагаемая

площадь

добычи

исчислялась

1260

квадратными

километрами.

Новую подземную кладовую нарекли младшей сестрой "Самотлора". А

названию месторождения было дано в честь В.П.Федорова, главного геофизика

Сургутской нефтеразведочной экспедиции, специалиста, который отдал много

энергии и сил разведке недр Среднего Приобья. При его непосредственном

участии

были

открыты

многие

месторождения,

составившие

в

процессе

их

дальнейшей разработки основу нефтедобывающей промышленности края.

С

первых

же

дней

Федоровское

месторождение

стало

своеобразным

полигоном

ускоренного

внедрения

новых

методов.

Первоочередные

участки

были переданы в эксплуатационную разработку уже в 1972 году.

Институт

"Гипротюменьнефтегаз"

в

проекте

предусмотрел

сооружение

промысловых объектов только из блоков и узлов заводского изготовления с

полной автоматизацией. В короткий срок был построен трубопровод, связавший

Федоровское месторождение с Западно-Сургутским товарным парком.

В первые годы обустройством Федоровского месторождения занимается

старейшее в регионе нефтегазодобывающее управление "Сургутнефть". Объемы

растут,

и

в

мае

1977

года

принимается

решение

о

создании

НГДУ

"Федоровскнефть". В течении года было добыто свыше 10 млн. тонн сырья.

Промысловики

приступают

к

подготовке

нефти

высшей

группы

качества,

успешно справляются с планом по сдаче сырья экспортной кондиции.

Но не все давалось так просто. Еще в декабре 1977 года в результате срыва

сроков ввода объектов системы ППД дефицит закачки воды составил тогда 10

млн. м

3

, пластовое давление в зонах отбора жидкости значительно снизилось и,

как следствие, стала уменьшаться производительность скважин, возрос газовый

фактор.

Все

это,

в

конечном

счете,

отрицательно

сказывалось

на

режиме

эксплуатации месторождения. Необходимо было в срочном порядке форсировать

строительство

объектов

для

обеспечения

стабильного

функционирования

промысла.

За годы освоения этой уникальной подземной кладовой было построено

более 4,5 тысяч эксплуатационных и нагнетательных скважин, добыто свыше

430 млн. тонн нефти и более 50 млрд. м

3

газа. Из 10 скважин получено по 1 млн.

и более тонн сырья.

И все-таки падение уровня добычи – удел всех месторождений, процесс,

так сказать, необратимый. Но это не значит, что были потеряны объемы сырья.

Упущено

обустройство

под

систему

газлифтных

скважин,

а

главное

–

под

систему ППД. Когда в 1983 – 1985 годах началось падение объемов, все силы

специалистов объединения и НГДУ были брошены на то, чтобы исправить

2

ситуацию.

И

хотя

снижение

добычи

на

Федоровском

месторождении

продолжалось до 1996 года, а по некоторым объектам наблюдается и сейчас,

ситуация

в

целом

стабилизировалась.

В

первую

очередь

за

счет

ввода

в

разработку залежи АС 4-8, и технологическая схема составлена таким образом,

что в течение ближайших лет будут удерживаться объемы на одном уровне. Это

очень существенный момент. И сейчас мы имеем "ковер" для бурения до 2022

года.

Опытные

и

экспериментальные

работы

по

этим

вариантам

освоения

начались еще в 1985 году. Первые результаты были утешительными, извлечь из

имеющихся запасов всего 15%. Строительство горизонтальных скважин дает

гораздо больше – 25%.

Пять

комплексов

телеметрических

систем

приобрели

у

американской

фирмы

"SPERRY-SAN".

Проектом

предусмотрено

пробурить

1000

горизонтальных

скважин.

И,

надо

сказать,

первые

результаты

неплохо

соотносятся

с

прогнозами.

Если

начальные

дебиты

по

обычным

наклонно-

направленным

скважинам

составляют

около

13

тонн

в

сутки,

то

по

горизонтальным – 50 тонн в сутки. Правда, они и дороже в 3 раза, но себя

оправдывают.

В

мае

2017

года

коллектив

НГДУ

"Федоровскнефть"

отметил

свое

сорокалетие.

Перспектива

Федоровского

месторождения

всегда

была

обозначена

довольно

четко.

И

внедрения

новых

методов,

и

применения

современного

оборудования, готовы продлить жизнь этой подземной кладовой еще на долгие

годы.

Анализ и выявление проблемы

Главная

проблема

заключается

в

том,

что

на

стадии

проектирования

кустовой площадки учитывается прогнозируемый дебит скважин и давление,

исходя из этого проектируется трубопровод определенной длины и диаметра для

оптимального режима работы. Под оптимальным режимом работы понимается

ламинарный режим движения жидкости и газа.

3

Так как месторождение одно из самых старых в Западной Сибири, многие

кустовые площадки имеют возраст не один десяток лет. На данных кустовых

площадках в полном объеме не работает пол объем скважин. Связанно это

прежде

всего

с

переводом

скважин

под

систему

ППД(нагнетательную),

в

пьезометрическую,

или

консервацию

(не

герметичность

обсадной

колоны).

Следовательно,

уменьшается

дебит,

что

ведет

к

не

оптимальным

режимам

работы коллектора сбора скажённой продукции. Возникает турбулентный режим

работы, который ведет к неравномерному износу трубопроводов в следствии

чего снижется ресурс работы и приводит к отказам.

Re = υ*d* ρ / μ (1.1)

где Re<Re

кр

ламинарный режим движения

При

анализе

данных

отказов

и

совместной

работе

с

лабораторией

неразрушающего контроля НГДУ «Федоровскнефть» с помочью ультразвуковой

толщиметрии (УЗТ) и осмотра места отказа с вырезанием дефектного участка

трубопровода,

была

выявленная

характеристика

отказов.

Катушка

имеет

внутреннюю коррозию в виде ручейковой коррозией, а также множественные

язвенные коррозии.

Опыт применения гладкостных покрытий насчитывает более 40 лет. Их

применение впервые было осуществлено в США, компаниями Tennessee Gas

Pipeline Co. в 1955 г. и Transcontinental Gas Pipeline Corp. в 1959 г.

Основным достоинством гладкостных покрытий является снижение трения

при транспортировке газа.

Наряду с этим можно выделить ряд положительных факторов применения

гладкостных внутренних

покрытий:

1.

Более

быстрый

и

легкий

ввод

в

действие

трубопроводов.

Это

объясняется тем, что труба с покрытием во время хранения и монтажа не

подвергается

коррозии.

Ускоряется

процесс

сушки

трубопровода

после

гидравлических

испытаний.

Ликвидируется

дорогостоящий

и

длительный

процесс

очистки

трубопровода

от

грязи

и

ржавчины

перед

вводом

в

эксплуатацию.

Даже

одна

эта

статья

может

окупить

нанесение

внутреннего

4

покрытия.

2. Экономия энергозатрат на перекачку и сжатие в процессе эксплуатации

трубопровода

обеспечивает

окупаемость

внутреннего

покрытия

за

3-5

лет.

3.

Значительное

снижение

ежегодных

эксплуатационных

расходов

на

запорную арматуру. Клапаны много чаще выходят из строя, требуют ремонта и

замены

при

транспортировке

газа,

загрязненного

продуктами

коррозии.

4.

Улучшенный

режим

движения

газа.

Турбулентность

потока

значительно

снижается

при

наличии

внутреннего

покрытия,

что

ведет

к

снижению

критических

состояний,

определяемых

режимом

движения

газа.

5.

Значительное

снижение

капитальных

затрат

за

счет

возможности

уменьшения

диаметра

трубопровода,

обусловленной

повышением

его

пропускной способности.

В

России

применять

трубопроводы

с

внутренним

антикоррозийным

покрытие стали применять относительно не давно 10-15 лет. На данный момент

данную технологию используют абсолютно все ведущие российские нефтяные

компании ПАО «Сургутнефтегаз», «Лукойл», «Роснефть» и другие. У многих

даже построенные свои цеха и заводы по нанесению антикоррозийных покрытий

на трубы запорную арматуру. При разработке и освоение новых месторождений

используются трубопроводы данного типа, а так же при совершенствовании и

капитальном ремонты старых месторождений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В

процессе

научно-исследовательской

работы

на

Федоровском

месторождение

НГДУ

«Федоровскнефть»

в

качестве

инженера

по

нефтегазопроводам, я выявил актуальность данной проблемы, заключающей в

совершенствовании существующих сетях сбора скважинной продукции, а также

собрал

опыт

сбора

данной

технологии

зарубежными

и

отечественными

кампаниями.

5

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. / под общей ред. У.

Лайонза ;. - СПб. : Профессия, 2009. - 629 с.

2. Транспорт и хранение нефти

и газа в примерах и задачах: учебное

пособие для студентов нефтегазового профиля / Под общей редакцией Ю. Д.

Земенкова. - Тюмень: Вектор Бук, 2010. - 544 с.

3. Методические указания к выполнению экономической части дипломного

проекта для студентов специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и

эксплуатация

газонефтепроводов

и

газонефтехранилищ»

специализации

«Проектирование

и

эксплуатация

газонефтепроводов

и

газонефтехранилищ»

очной и заочной форм обучения/ Н. С. Кулакова, Л. И. Мещерякова. - Тюмень:

ТюмГНГУ, 2012. - 24 с

4. Технология сооружения газонефтепроводов: учебник для студентов

вузов,

обучающихся

по

специальности

"Проектирование, сооружение

и

эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ" направления подготовки

дипломированных специалистов 130500 "Нефтегазовое дело". Т. 1 / под общ. ред.

Г. Г. Васильева. - Уфа: Нефтегазовое дело, 2012. - 631 с.

5.

Типовые

расчеты

при

сооружении

и

ремонте

газонефтепроводов:

учебное пособие / Под общей редакцией Л. И. Быкова. - СПб. Недра, 2010. -

825с.

6. СП 34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и

реконструкции промысловых нефтегазопроводов.

7. Федеральный закон от 22.07. 2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о

требованиях пожарной безопасности».

8. P2.2.2006–05. Руководство, по гигиенической оценке, факторов рабочей

среды и трудового процесса. Критерии и классификация условий труда.

9.

СанПиН

2.2.3.1384-03

«Гигиенические

требования

к

организации

строительного производства и строительных работ»;

10.

ПБ

08-624-03.

Правила

безопасности

в

нефтяной

и

газовой

промышленности

6