федоровское месторождение

Знаменитое месторождение и НГДУ «Фёдоровскнефть», ведущее его разработку, названы в честь лауреата государственной премии СССР Виктора Петровича Фёдорова (1912-1965 гг.), главного геофизика Сургутской нефтеразведочной экспедиции. Только лишь по сейсмическим данным в середине 60-х он предсказал открытие Фёдоровского месторождения, которое впоследствии нарекли «младшей сестрой» Самотлора. 17 августа 1971г. - месторождение открыто разведочной скважиной №62, которая дала приток безводной нефти дебитом свыше 100 куб. м в сутки. 31 марта 1973г.

---

На Work5 ответы на билеты заказать в Красноярске легко.

---

. - Фёдоровское месторождение введено в опытно- промышленную эксплуатацию. Первые тонны нефти получены из скважины №66. Задвижку открыл кавалер ордена Ленина и Трудового Красного Знамени, оператор по добыче нефти и газа Евгений Пименов. Первые же годы показали, что определять объемы добычи нефти будет не само месторождение, а инфраструктура вокруг него. Максимальный эффект достижим только при доставке бурильного оборудования и наладки его в сжатые сроки, а также возможности ремонта и технического обслуживания механизмов на месте. Расширение ремонтной материальной базы стало в начале пути основным вопросом развития. С увеличением сети дорог (что в для тех природных условий было нелегкой задачей) возрос и объем добычи. Стремительный рост производства обуславливается именно этим фактором. Строительство нефтепроводов довершило картину торжества технического прогресса, призванного на помощь нефтяникам. Через полтора года (октябрь 1974-го) месторождение рапортовало о выдаче на-гора первого миллиона тонн нефти. За все время эксплуатации месторождения из его недр было выкачано более 500 миллионов тонн (этот показатель был достигнут в 2004 г.) нефти. Основного пика производство достигло в 1983 году, когда страна получила 36 млн тонн. По самым скромным расчетам, извлекаемые остатки нефти составляют не менее 1,5 млрд тонн. Путем несложных вычислений достигается вывод о том, что ориентировочное время разработки месторождения составит еще 110–120 лет. Вслед за подъемом последовал ожидаемый спад производства. Согласно особенностям нефтедобычи в данном районе, нефть залегает пластами с расположением их между шапкой, состоящей из газа, и подошвенной оторочкой из воды. Отсутствие глинистого почвенного барьера приводит к скорому проникновению воды в шахты. В связи с этим шахтам грозит быстрое обводнение, которое является главным бичом месторождения. 25 октября 1974г. - проведена Почётная вахта в честь первого миллиона тонн нефти, добытого на месторождении. 30 марта 1977г. - приказом «Главтюменнефтегаза» создано нефтегазодобывающее управление «Фёдоровскнефть»[1]. Май 1978г. - введена в эксплуатацию первая на Фёдоровском месторождении оснащенная двумя ступенями сепарации дожимная насосная станция (ДНС-2) производительностью 20 тыс. т в сутки. 1 июня 1978г. - создан цех по добыче нефти и газа № 1 (ЦДНГ-1). 1980-1981гг. - проводится интенсивное обустройство месторождения под газлифт, оснащение скважин подземным газлифтным оборудованием. Январь 1982г. - запущена в эксплуатацию первая газлифтная компрессорная станция КС-41, началась газлифтная эксплуатация скважин. 1983г. - достигнут максимальный уровень добычи нефти на Фёдоровском месторождении – свыше 35 млн. тонн. Февраль 1985г. - на месторождении добыта 250-миллионная тонна нефти. В том же году на территории ЦДНГ-2 создан опытно-промышленный участок по эксплуатации пласта АС4-8. Ускоренными темпами вовлекаются в разработку объекты с трудноизвлекаемыми запасами, для которых ранее не было технологий рентабельной добычи. Сегодня – это зарезка боковых стволов, горизонтальное бурение, гидравлический разрыв пласта. Перспективы Фёдоровского месторождения также связаны разработкой пласта ЮС2. Проект предусматривает бурение 3,5 тыс. скважин в течение 10 лет. В 2012г. 30% объёмов нефтедобычи крупнейшего в компании месторождения обеспечивают скважины пласта ЮС2, в дальнейшем эта доля будет расти. Учитывая огромные объемы нефтедобычи на месторождении, НГДУ «Фёдоровскнефть» и «Сургутнефтегаз» в целом предприняли все возможные меры для сохранения окружающей среды, минимизации негативного воздействия производства на природу. Постоянно снижаются удельное количество и токсичность выбросов и отходов. Внедряются ресурсосберегающие технологии. Осуществляется строгий контроль за соответствием требованиям экологической безопасности. Снижается техногенная нагрузка на окружающую среду. В частности, на Фёдоровке, как и на других месторождениях «Сургутнефтегаза», установлены сепараторы Хитер-тритер, благодаря которым вода сразу на промысле отделяется от нефти и закачивается в пласт. Тем самым снижена

1. В связи с достаточно большим уже имеющимся фондом ГС и активным строительством новых скважин, проблема их обводнения очень актуальна и требует решения. В настоящее время соответствующие технологии отсутствуют. 2. Работы по ограничению водопритоков в ГС являются пионерскими, так как еще отсутствует необходимый опыт проведения таких работ, не накоплена статистика полученных результатов и откликов скважин на различные воздействия. Приемы, используемые в вертикальных скважинах для ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти, применительно к ГС требуют значительного пересмотра и принятия неординарных решений. 3. Большое значение должно уделяться эффективной и экономичной технике поинтервальной изоляции, сводящей к минимуму затраты на ремонтные работы. Следует использовать направленное воздействие на пласт, достигаемое техническими приемами с использованием специальных технических средств (внутрискважинных пакеров, гибких труб и т.п.) и тампонажных материалов с необходимыми свойствами. Требуется разработка установки внутрискважинных пакеров в горизонтальном участке ствола для осуществления ремонтных работ. 4. Необходимо решить ряд технических, технологических и организационных проблем в области освоения горизонтальных скважин. Целесообразно разработать методику подбора допустимых депрессий. 5. Большинство скважин с горизонтальным стволом Федоровского месторождения являются проблемными в основном вследствие притока воды. Начальная обводненность их достигает 50-60 %. Наиболее представительную группу составляют скважины со снижающимися дебитами жидкости и нефти и растущей обводненностью продукции. Количество скважин, осложненных притоком воды и с тенденцией роста обводненности, составляет более 74 %. 6. Образование призматических гребней воды или прорывы нагнетаемых вод могут происходить уже при запуске скважин в эксплуатацию. 7. С переходом на механизированный способ добычи типичным является значительное увеличение Qж, однако при этом существенно увеличивается содержание воды в продукции. В большинстве случаев перевод на ЭЦН большей производительности с целью увеличения текущих дебитов нефти приводит также к увеличению обводненности. 8. На содержание воды в добываемой продукции оказывает влияние ориентация горизонтальной части ствола в продуктивном пласте по отношению в ВНК или ГНК. С меньшей обводненностью работают скважины, ориентированные ближе к ГНК. 9. Решение вопросов ограничения поступления нагнетаемых и подошвенных вод в ГС в условиях пластов АС4-8 позволит увеличить малообводненный период их эксплуатации, снизит темп поступления воды в уже обводненные скважины, будет способствовать выводу из простоя по причине обводнения и продлит срок их рентабельной работы.

1. Архипов С.В., Кос И.М., Стукова В.А., Пласт ЮСг1 Условия формирования, стратиграфическое положение и нефтеносносность. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Х-М. Из-во «Путиведь», 2001, с.214-220. 2. Атлас Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа. НАЦ РН ХМАО им. В.И.Шпильмана. Под ред. Э.А.Ахпателова, В.А.Волкова и др. Екатеринбург, Изд. дом «ИздатНаукаСервис», 2004. 3. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа, 2-е изд. М, Изд. МГУ, 2004,416 с. 4. Бегак О.Ю., Сыроежко А.М. Идентификация источников нефтяных загрязнений комплексом современных инструментальных методов анализа // ЖПХ. — Т. 74, 5. — 2001. — С.762-766. 5. Белонин М.Д., Шиманский В.В., Окнова Н.С., A.M. Жарков A.M. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Центрального Приобья. //Сборник материалов Форума «ТЭК России: региональные аспекты». С-Пб. 2003.С.79-81. 6. Вологодский Д.В., Ремпель А.Ф. «Разработка научно - обоснованных критериев подготовленности резервуаров углеводородов для проектирования и эффективного освоения ачимовских и юрских отложений на территории Западной Сибири». Тезисы докладов XIX Губкинские чтения, г. Москва, 2011г., с.15-16 7. Гришкевич В.Ф. Макроструктура берриас-аптских отложений Западной Сибири и ее использование при построении информационных технологий в геологии нефти и газа. Екатеринбург, Изд. Дом «ИздатНаукаСервис», 2004, 115 с. 8. Гроссгейм В.А., Рожков Г.Ф. и др. «Методы палеогеографических реконструкций», Ленинград, «Недра», 1984. 9. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений). Новосибирск, СНИИГиМС, 2003, 141 с. 10. Гурова Т.И., Чернова Я.С., Потлова М.М. и др. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы. М., Недра, 1988,254 с.