Отчет + содержание. 1. Характеристика предприятия

• Название: 1. Характеристика предприятия
• Дата: 15.05.2019
• Размер: 460.06 Kb.
• Имя файла: Отчет + содержание.rtf
• Тип: Реферат; #77219
• страница: 3 из 3

4. Тектоника

Согласно Тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты (Шпильман В.И., Змановский Н.И., Подсосова Л.Л., 1998 г.) площадь месторождения расположена в центральной части Сургутского свода. В тектоническом отношении она приурочена к Федоровской вершине, которая на западе граничит с Быстринским валом, на юго-востоке - с Восточно-Сургутской террасой, а на востоке с Ярсомовским крупным прогибом, разделяющим положительные структурные элементы I-го порядка Сургутский и Вартовский своды. Крупные структурные элементы I-го порядка осложнены более мелкими, такими как Вершинная ложбина - на юге, Савуйская седловина и Тончинский прогиб - на севере.

По отражающему горизонту Б, Федоровский малый вал представляет собой крупную брахиантиклинальную складку II порядка северо-восточного простирания с сильно изрезанными в плане очертаниями, и осложненную положительными структурами III порядка: Вершинное, Северо-Сургутское, Федоровское, Оленье, Варенское, Той-Лорское, Моховое, Восточно-Моховое локальные поднятия.

Результаты геолого-физических исследований свидетельствуют об унаследованности тектонического развития территории, проявляющейся в тождественности структурных планов по различным горизонтам с тенденцией выполаживания структурных форм от древних отложений к более молодым.

5. Нефтегазоносность

Федоровское газонефтяное месторождение расположено в центральной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области. Месторождение многопластовое, в разрезе нефтегазоносность установлена в нижнемеловых отложениях сангопайской свиты баремского возраста (пласты АС4-8, АС6-1, АС7-8, АС9), усть-балыкской свиты готеривского возраста (пласт БС1-2), сортымской свиты берриасс-валанжинского возраста (пласты БС10-1, БС10, БС14, БС15, БС16, БС16, БС17, БС17, БС17-1, БС18, БС18-1, БС19) и средне-верхнеюрских отложениях васюганской (пласты ЮС11-2, ЮС13) и тюменской свит (пласты ЮС21, ЮС22). Всего на месторождении в 21 пласте выявлено 128 залежей нефти и газа.

На месторождении установлены следующие нефтегазоносные комплексы:

· Нижне-среднеюрский

· Келловей-оксфордский

· Берриасский

· Валанжин-готеривский

· Апт-альбский

Характеристика Нижне-среднеюрского НГК:

Данный комплекс включает в себя продуктивные пласты ЮС₂¹ и ЮС₂².

Пласт ЮС₂² характеризуется низкой расчлененностью разреза, количество проницаемых пропластков в пласте по скважинам изменяется от 1 до 7, в среднем коэффициент расчлененности равен 2.1. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 14.6 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.02 до 1 и в среднем равен 0.282. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 18.4%, проницаемость - 19*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 65.8%.

В пласте выявлены 10 залежей нефти в пределах Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой площадей.

На Федоровской площади выявлены две залежи нефти. Залежь в районе скважины №4291П пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2683 м (скв. №10454) до -2727 м (скв. №8888). Размеры залежи - 4.3х3.5 км, высота около 53 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 2.0 м (скв. №4291П) до 9.3 м (скв. №10454). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 3.6 м.

Залежь в районе скважины №4275П пластовая, литологически экранированная, вскрыта двумя поисково-разведочными и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2628 м (скв. №4275П) до -2664 м (скв. №6985). Размеры залежи - 6.2х3.5 км, высота около 48 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 2.4 м (скв. №4266П) до 8.9 м (скв. №1955). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 3.4 м.

На Моховой площади выявлено пять залежей нефти.

Залежь в районе скважины №6102 пластовая, литологически экранированная, вскрыта двумя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках -2633 м (скв. №6102) и -2664 м (скв. №6593). Размеры залежи - 2.8х2.0 км, высота около 36 м. Скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах составляют 2.4 м (скв. №6593) и 5.9 м (скв. №6102). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 2.3 м.

Залежь в районе скважины №6307 пластовая, литологически экранированная, вскрыта тремя поисково-разведочными и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2623 м (скв. №4270П) до -2696 м (скв. №6320). Размеры залежи - 11.6х8.9 км, высота около 78 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.2 м (скв. №4270П) до 10.0 м (скв. №6367). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 3.3 м.

Залежь в районе скважины №4273П пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2694 м. Размеры залежи - 1.7х0.9 км, высота около 12 м. Скважина вскрыла нефтенасыщенный до подошвы коллектор, эффективная нефтенасыщенная толщина составила 4.4 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.4 м.

Залежь в районе скважины №4272П пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной и двумя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2671 м (скв. №7375) до -2683 м (скв. №851). Размеры залежи - 1.2х1.0 км, высота около 16 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 0.5 м (скв. №851) до 2.6 м (скв. №4272П). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.1 м.

Залежь в районе скважины №10261 пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной и 10 эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2659 м (скв. 10261) до -2694 м (скв. 10270). Размеры залежи - 3.0х3.0 км, высота около 50 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 0.4 м (скв. №10253) до 6.9 м (скв. №10261). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.7 м.

На Восточно-Моховой площади выявлены три залежи нефти.

Залежь в районе скважины №4204Р пластово-сводовая, вскрыта двумя поисково-разведочными и одной эксплуатационной скважинами на абсолютных отметках от -2702 м (скв. №7786) до -2718.6 м (скв. №4201Р). Размеры залежи - 4.1х3.2 км, высота около 39 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.0 м (скв. №4201Р) до 19.2 м (скв. №4204Р). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 5.1 м.

Залежь в районе скважины №4285Р пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2692 м (скв. №10356) до -2711 м (скв. №10352). Размеры залежи - 2.2х1.0 км, высота около 37 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 8.4 м (скв. №10356) до 16.2 м (скв. №10354). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 6.4 м.

Залежь в районе скважины №4287Р пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2726 м. Размеры залежи - 0.8х0.7 км, высота около 7.6 м. Скважина вскрыла нефтенасыщенный до подошвы коллектор, эффективная нефтенасыщенная толщина составила 3.2 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.5 м.

Залежь пласта ЮС₂¹ пластовая, литологически экранированная, граница на севере и юге залежи принята условно по границе Федоровского лицензионного участка. На востоке границей залежи является зона глинизации пласта, которая прослеживается и на соседних Савуйском и Родниковом месторождениях. На западе, как и по соседним Яунлорскому и Тончинскому месторождениям, залежь оконтурена изогипсой -2699 м, что соответствует самой низкой абсолютной отметке подошвы нефтенасыщенного коллектора на западном склоне, определенной по ГИС и результатам испытания в скважине №4299П. Размеры залежи - 57х48 км, высота около 262 м.

Количество проницаемых пропластков в пласте по скважинам изменяется от 1 до 11, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.2. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 10.4 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.023 до 0.762 и в среднем равен 0.325. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 17%, проницаемость - 12*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 74.4%.

Продуктивность пласта ЮС₂¹ имеет региональный характер распространения, прослеживаясь без разрыва нефтеносного поля (приконтурные участки водонефтяных зон отсутствуют) на Федоровском, Западно-Сургутском, Восточно-Сургутском, Родниковом и других месторождениях.

В пределах Федоровского месторождения коллекторы пласта вскрыты на абсолютных отметках от - 2553.4 м (скв. №8237) до - 2807.8 м (скв. №205Р). Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы пласт. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 0.4 м (скв. №4268П) до 14.2 м (скв. №4890). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 4.1 м.

Тип коллектора - поровый.

Типы залежей: пластовая, литологически экранрванная; пластово-сводвая; массивная. Размеры залежей в среднем составляют 1,2×0,85 км, высота около 11 м.

Толщина продуктивных пластов в среднем составляет 2 м.

Пластовое давление составляет 26,6 Мпа, давление насыщения - 70,8 Мпа. стратиграфический тектонический нефтегазоносный месторождение

Коэффициент нефтеотдачи составляет 0,57 д.ед.

Характеристика Келловей-оксфордского НГК:

Данный НГК включает в себя пласты ЮС₁² и ЮС₁³. Залежи нефти горизонта распространены на Тойлорской, Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой площадях и частично перекрываются в плане. Всего выявлены 23 залежи нефти.

Пласт ЮС₁₁² по разрезу характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по скважинам изменяется от 1 до 9, в среднем коэффициент расчлененности равен 3.6. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 10.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.065 до 1 и в среднем равен 0.372. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 18%, проницаемость - 30*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 60.3%.

В пределах пласта выявлена 21 залежь нефти.

Залежь в районе скважины №2048П приурочена к Тойлорской площади. Залежь пластово-сводовая, вскрыта тремя поисково-разведочными скважинами и эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2635.2 м (скв. №13173) до -2668.0 м (скв. №13192Гр). Размеры залежи - 7.6х3.6 км, высота около 36 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 0.8 м (скв. №13168) до 10.0 м (скв. №2053Р). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 3.9 м.

В пределах Федоровской площади выявлено 10 залежей нефти.

Залежь в районе скважины №2009Р пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке - 2639 м. Размеры залежи - 1.3х0.9 км, высота около 15 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 1.8 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.2 м.

Залежь в районе скважины №4290П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке - 2582.9 м. Размеры залежи - 0.9х0.6 км, высота около 10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 2.6 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.3 м.

Залежь в районе скважины №3859 пластово-сводовая, вскрыта одной эксплуатационной скважиной на абсолютной отметке - 2588 м. Размеры залежи - 1.9х1.2 км, высота около 17 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 4.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.3 м.

Залежь в районе скважины №8151 массивная, вскрыта боковыми стволами, пробуренными из скважин №№8153, 8150, 8151. Размеры залежи - 1.6х1.0 км, высота около 9 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.2 м.

Залежь в районе скважины №4276П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и одной эксплуатационной скважинами на абсолютных отметках -2576 м (скв. №4276П) и -2575 м (скв. №6978). Размеры залежи - 1.0х0.7 км, высота около 3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах составили 1.8 м (скв. №4276П) и 2.0 м (скв. №6978). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.2 м.

Залежь в районе скважины №4291П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и двумя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2613 м (скв. №10463) до -2619.5 м (скв. №4291П). Размеры залежи - 2.9х1.5 км, высота около 15 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.2 м (скв. №10463) до 4.8 м (скв. №10454). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 2.6 м.

Залежь в районе скважины №4296Р пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и одной эксплуатационной скважинами на абсолютных отметках -2600.1 м (скв. №4296Р) и -2609 м (скв. №3771). Размеры залежи - 2.3х1.3 км, высота около 16 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах составили 3.8 м (скв. №3771) и 6.4 м (скв. №4296Р). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 2.9 м.

Залежь в районе скважины №4275П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2566.8 м и тремя эксплуатационными скважинами. Размеры залежи - 1.7х1.3 км, высота около 9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №4275П составила 1.8 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.1 м.

Залежь в районе скважины №4266П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и одной эксплуатационной скважинами на абсолютных отметках -2560.8 м (скв. №4266П) и -2581.1 м (скв. №1937). Размеры залежи - 1.45х1.0 км, высота около 23 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №4266П составила 2.6 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.9 м.

Залежь в районе скважины №4298П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2604.1 м. Размеры залежи - 2.2х1.1 км, высота около 11 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 4.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 3.0 м.

В пределах Моховой площади выявлено пять залежей нефти.

Залежь в районе скважины №4265П массивная, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2598.6 м и двумя эксплуатационными скважинами. Размеры залежи - 1.6х1.0 км, высота около 14 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №4265П составила 5.8 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.8 м.

Залежь в районе скважины №6307 пластовая, литологически экранированная, вскрыта эксплуатационной скважиной №6307 на абсолютной отметке -2599.9 м и горизонтальной скважиной №631. Размеры залежи - 2.5х2.0 км, высота около 28 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №6307 составила 6.6 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 2.5 м.

Залежь в районе скважины №4890 пластово-сводовая, вскрыта одной эксплуатационной скважиной на абсолютной отметке -2628.2 м. Размеры залежи - 1.1х0.9 км, высота около 6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 5.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 2.4 м.

Залежь в районе скважины №4787 пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и четырьмя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2618.6 м (скв. №4813) до -2652.4 м (скв. №4730). Размеры залежи - 4.5х3.0 км, высота около 39 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 3.2 м (скв. №4730) до 7.6 м (скв. №4787). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 4.8 м.

Залежь в районе скважины №4272П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2599 м (скв. №7375) до -2615 м (скв. №851). Размеры залежи - 2.5х1.6 км, высота около 22 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.0 м (скв. №7375) до 4.6 м (скв. №6478). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 2.2 м.

В пределах Восточно-Моховой площади выявлено пять залежей нефти.

Залежь в районе скважины №4281П пластово-сводовая, вскрыта тремя поисково-разведочными скважинами и эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2625.8 м (скв. №13255) до -2654 м (скв. №10345). Размеры залежи - 6.0х3.0 км, высота около 32 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.0 м (скв. №10345) до 10.3 м (скв. №10349). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 5.2 м.

Залежь в районе скважины №4205Р массивная, вскрыта одной поисково-разведочной и четырьмя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2651.7 м (скв. №4205Р) до -2655 м (скв. №13360). Размеры залежи - 1.9х1.3 км, высота около 11 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 5.6 м (скв. №13360) до 10.4 м (скв. №4205Р). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 3.3 м.

Залежь в районе скважины №4208П массивная, вскрыта двумя поисково-разведочными и 19 эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2652 м (скв. №13197) до -2676 м (скв. №13153Пн). Размеры залежи - 4.3х2.2 км, высота около 27.5 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 0.4 м (скв. №13197) до 11.0 м (скв. №13156). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 3.4 м.

Залежь в районе скважины №4211Р массивная, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2669.1 м и четырьмя эксплуатационными скважинами. Размеры залежи - 1.7х1.2 км, высота около 7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №4211Р составила 4.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.3 м.

Залежь в районе скважины №4202П массивная, вскрыта двумя поисково-разведочными скважинами на абсолютных отметках -2675.1 м (скв. №4202П) и -2675.6 м (скв. №4206П) и одной эксплуатационной скважиной. Размеры залежи - 3.7х1.3 км, высота около 6 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 1.8 м (скв. №4206П) до 4.2 м (скв. №4202П). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.3 м.

Пласт ЮС₁₃ имеет линзовидное строение и распространен только на Федоровской площади, характеризуется низкой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по скважинам изменяется от 1 до 4, в среднем коэффициент расчлененности равен 1.5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.6 м до 3.6 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.079 до 0.482 и в среднем равен 0.243. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 17%, проницаемость - 14*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 60.8% .

В пределах пласта выявлены две залежи нефти.

Залежь в районе скважины №2061Р пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2685.5 м. Размеры залежи - 1.2х0.8 км, высота около 3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 2.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 0.5 м.

Залежь в районе скважины №4266П пластовая, литологически экранированная, вскрыта 7 поисково-разведочными и 10 эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2555.8 м (скв. №4268П) до -2685 м (скв. №8935). Размеры залежи - 16.8х12.3 км, высота около 133 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 0.6 м (скв. №4275П) до 3.4 м (скв. №3824). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1.4 м.

Характеристика Берриасского НГК:

Данный НГК включает в себя залежи нефти пластов БС14-19 распространены на Федоровской и Восточно-Моховой площадях и частично перекрываются в плане, имеют характерное для ачимовской толщи геологическое строение. Всего выявлено 60 залежей. Геологические разрезы ачимовской толщи представлены на графических приложениях 3.25-3.29.

Комплекс включает в себя залежи нефти пластов БС_14-19.

Тип коллектора поровый.

Тип залежи: пластовая, литологически экранированная; пластово-сводовая. Размеры залежи 1,0×1,1 км. Высота около 4 м.

Толщина продуктивных пластов от 1,9 до 3,0 м.

Пластовое давление 23,5 Мпа, давление насыщения 14,8 Мпа. Газовый фактор 100 м³/т.

Коэффициент нефтеотдачи составляет 0,49 д.ед.

Характеристика Валанжин-готеривского НГК:

Нефтенасыщенные коллекторы пласта БС1-2 распространены на Федоровской, Моховой и Северо-Сургутской площадях месторождения. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 10, в среднем коэффициент расчлененности равен 5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.3 м до 21.7 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.118 до 0.948 и в среднем равен 0.434. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 26%, проницаемость - 433*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 63.3% (табл. 3.1.7).

В пределах пласта выявлены 3 залежи.

Залежь Основная - нефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Федоровской, Моховой и Северо-Сургутской площадей. Размеры залежи - 34.0х25.0 км, высота около 68.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1930.6 м (скв. №6119) до - 1994.9 м (скв. №1073). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.3 м (скв. №3657) до 18.4 м (скв. №3433). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.6 м.

Залежь в районе скважины №75Р - нефтяная, массивная, расположена в пределах Федоровской площади. Размеры залежи - 2.4х2.0 км, высота около 16 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1947.7 м (скв. №3354) до - 1958.8 м (скв. №75Р). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.2 м (скв. №№1965, 1979) до 4.9 м (скв. №3354). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.8 м.

Залежь в районе скважины №723 - нефтяная, массивная, расположена в пределах Моховой площади. Размеры залежи - 1.4х0.6 км, высота около 6 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 м (скв. №724) до 5.3 м (скв. №723) (граф. прил. 3.15). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.9 м.

ВНК залежи принят на абсолютной отметке -1951.7 м.

Геологические разрезы пласта БС1-2 представлены на графических приложениях 3.16, 3.17.

Пласт БС101 имеет сложное геологическое строение, отличается значительной литологической неоднородностью и фациальной изменчивостью, как по разрезу, так и по площади. Нефтенасыщенные коллекторы выявлены на Федоровской и Восточно-Моховой площадях.

В пределах Федоровской площади пласт имеет сложное линзовидное строение. В восточной части площади выделяются обширные зоны отсутствия коллекторов. В целом по разрезу пласт характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 7, в среднем коэффициент расчлененности равен 2.3. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.3 м до 7.1 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.026 до 0871 и в среднем равен 0.312. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 23%, проницаемость - 100*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 61% .

На Федоровской площади выявлены 9 залежей нефти.

Залежь 1 - нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи - 15.0х6.5 км, высота около 55.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2137.8 м (скв. №7223) до - 2196.6 м (скв. №3680). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №№1623, 2238, 6024) до 9.0 м (скв. №3610). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.7 м.

Залежь 2 - нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи - 2.5х1.5 км, высота около 28.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2170 м (скв. №3888) до - 2189.7 м (скв. №3898) (граф. прил. 3.18). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №2206) до 4.0 м (скв. №2198) (граф. прил. 3.19). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.4 м.

Залежь 3 - нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи - 3.7х2.5 км, высота около 24.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2159.6 м (скв. №8115) до - 2196.4 м (скв. №1711) (граф. прил. 3.18). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 м (скв. №7411) до 7.1 м (скв. №1669) (граф. прил. 3.19). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.6 м.

Также на Федоровской площади выявлено 6 небольших по размеру залежей нефти, примыкающих к зоне неколлектора. Две залежи в районах скважин №1631 и №2195 - литологически экранированные, четыре в районах скважин №№7402, 1808, 1842, 64Р - пластовые, литологически экранированные. Размеры залежей изменяются от 0.6х0.4 до 1.2х0.65 км, высоты - от 3 до 15 м. Средние эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 0.3 до 1.2 м. Абсолютные отметки ВНК по залежам изменяются от -2154.0 до -2175.0 м.

На Восточно-Моховой площади пласт по разрезу характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте по скважинам изменяется от 1 до 6, в среднем коэффициент расчлененности равен 2.1. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.3 м до 12.3 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.051 до 1 и в среднем равен 0.381. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 25.2%, проницаемость - 436*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 66.9% .

На площади выявлены 3 залежи нефти.

Залежь 1 - нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи - 17.1х12.5 км, высота около 46.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2160.2 м (скв. №3240) до - 2207.0 м (скв. №7722) (граф. прил. 3.20). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №№3046, 3530) до 11.1 м (скв. №2612). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.3 м.

Залежь 2 - нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи - 6.0х2.5 км, высота около 16.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2159.7 м (скв. №782) до - 2176.1 м (скв. №3732). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.1 м (скв. №3743) до 9.4 м (скв. №200Р). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.4 м.

Залежь 3 - нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи - 3.8х1.8 км, высота около 19.5 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2152.5 м (скв. №7438) до - 2171.7 м (скв. №97Р). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 м (скв. №1383б) до 9.8 м (скв. №7438). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.0 м.

Пласт БС10 имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади, нефтеносен на Федоровской, Моховой, Восточно-Моховой площадях. В целом по разрезу пласт характеризуется высокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 24, в среднем коэффициент расчлененности равен 7.4. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 26.1 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.029 до 0.906 и в среднем равен 0.469. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 24.6%, проницаемость - 317*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 68%.

В пределах пласта выявлены три залежи нефти.

Залежь 1 - нефтяная, пластово-сводовая, общим контуром нефтеносности объединяет Федоровскую, Моховую и Восточно-Моховую площади, на западе объединяется с залежью одноименного пласта Дунаевского месторождения. Размеры залежи - 47.0х38.0 км, высота около 80.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2175.7 м (скв. №1822) до - 2252.2 м (скв. №3444). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м (скв. №№72Р, 3752, 3784, 7086) до 35.7 м (скв. №511). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 9.7 м.

Залежь 2 - нефтяная, массивная, расположена на северо-западе от залежи 1, в пределах Федоровской площади. Размеры залежи - 3.1х2.2 км, высота около 15 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2294.8 м (скв. №9016) до - 2314.3 м (скв. №9000). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. №9004) до 8.6 м (скв. №2009Р). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.3 м.

Значение ВНК залежи принято на абсолютной отметке -2316.0 м.

Залежь в районе скважины №4488Р - нефтяная, массивная, расположена на севере от залежи 1, в пределах Восточно-Моховой площади. Размеры залежи - 2.0х1.3 км, высота около 6 м.

Залежь вскрыта одной скважиной №4488Р на абсолютной отметке -2248.5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине - 3.6 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.6 м.

Значение ВНК залежи принято на абсолютной отметке -2253.7 м.

Залежи нефти пластов БС14-19 распространены на Федоровской и Восточно-Моховой площадях и частично перекрываются в плане, имеют характерное для ачимовской толщи геологическое строение. Всего выявлено 60 залежей. Геологические разрезы ачимовской толщи представлены на графических приложениях 3.25-3.29.

Данный комплекс включает в себя нефтенасыщенные пласты БС_1-2, БС₁₀.

Тип залежей пластово-сводовая, массивная. Размеры залежи - 34,0х25,0 км, высота около 68,0 м.

Толщина продуктивных пластов составляет 3,6 м.

Пластовое давление и давление насыщения составляют 23,1 и 15,3 Мпа. Газовый фактор составляет 91 м³/т.

Коэффициент нефтеотдачи равен 0,61 д.ед.

Характеристика Апт-альбского НГК:

Прибрежно-морской генезис неокомских отложений отражается частым переслаиванием песчано-глинистых пород, замещением коллекторов на ряде участков непроницаемыми разностями или глинами по разрезу и площади. Тип коллектора поровый. От нижележащих пластов Валанжин-готеривского комплекса Апт-альбский отделен глинистой перемычкой невыдержанной по толщине и по площади, что обусловило гидродинамическую связь с вышележащими пластами.

Пласт АС_4-8 Прибрежно-морской генезис неокомских отложений отражается частым переслаиванием песчано-глинистых пород, замещением коллекторов на ряде участков непроницаемыми разностями или глинами по разрезу и площади. Пласт АС_4-8 объединяет в себя пласты АС₄, АС_5-6, АС_5-8. Залежь верхнего пласта АС₄ самая крупная на Федоровском месторождении, общим контуром нефтеносности объединяет Федоровскую, Северо-Сургутскую, Моховую и Восточно-Моховую площади. От нижележащих пластов АС₄ отделен глинистой перемычкой невыдержанной по толщине и по площади, что обусловило гидродинамическую связь его с пластами АС_5-8 в центральной и восточной частях, и с пластами АС_5-6 в западной части месторождения. Залежи пласта АС_5-8 на Моховой и Восточно-Моховой площадях, и залежи пласта АС_5-6 в пределах Федоровской площади имеют общий уровень отметок ГНК и ВНК.

В целом по разрезу пласт характеризуется высокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 2 до 31 м, в среднем коэффициент расчлененности равен 9.6. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 40.8 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.064 до 0.945 и в среднем равен 0.559. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 26.4%, проницаемость - 300*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 62.9%, нефтенасыщенность - 55.2%.

В пласте выявлены две залежи.

Основная залежь - самая крупная на Федоровском месторождении, общим контуром нефтеносности объединяет Федоровскую, Северо-Сургутскую, Моховую и Восточно-Моховую площади. Залежь газонефтяная, пластово-сводовая, на западе объединяется с залежью одноименного пласта Дунаевского месторождения. Размеры залежи 52.0х46.7 км, высота около 60 м. Выделены 3 газовые шапки размерами 0.5х0.4, 5х4.5, 45.0х38.7 км и высотами 1.8, 17, 47 м соответственно.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1762.3 м (скв. №1441) до -1818.2 м (скв. №61Р). Эффективные толщины изменяются от 3 м (скв. №1074) до 54.7 м (скв. №6261). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.3 м (скв. №3660) до 15.4 м (скв. №2298), газонасыщенные - от 0.4 м (скв. №8038) до 38.4 м (скв. №939). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4.6 м, газонасыщенная - 8.1 м.

ГНК залежи принят на абсолютной отметке - 1809.5 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи составляет - 1819.0 м.

Залежь в районе скважины №2048Р - нефтяная, массивная, расположена в пределах Тойлорской площади. Размеры залежи - 2.5х1.4 км, высота около 6.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1811.7 м (скв. №2048Р) до -1817.7 м (скв. №8713).

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. №8713) до 4.1 м (скв. №13172). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.4 м.

Геологические разрезы пласта АС_4-8 представлены на графических приложениях 3.5-3.8.

Пласт АС₆ выделен в самостоятельный подсчетный объект. По разрезу характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 6, в среднем коэффициент расчлененности равен 2. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 14.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.476 до 1 и в среднем равен 0.823. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 25.6%, проницаемость - 146*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 52.9%, нефтенасыщенность - 48.3%.

Небольшая залежь пласта расположена в зоне сочленения Мохового и Федоровского поднятий, находится между пластами АС_5-6 и АС_7-8 и отделяется от них глинистыми разделами толщинами до 10 м от верхнего пласта и до 4.2 м от нижнего.

Залежь газонефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 4.2х1.3 км, высота около 13 м, в пределах залежи выделены две газовые шапки размерами 0.21х0.16 и 0.81х0.4 км и высотой 7.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1818 м (скв. №1603) до -1830 м (скв. №2196).

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. №3917) до 8.8 м (скв. №1616), газонасыщенные - от 3.5 м (скв. №2214) до 9.4 м (скв. №8110). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.5 м, газонасыщенная - 2.3 м.

В пределах залежи пласт опробован в скважине №4269П, получен приток нефти с водой дебитом 7.5 м3/сут, обводненность - 40%.

ГНК залежи принят на абсолютной отметке - 1825.0 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи составляет - 1828±3 м.

Залежи нефти и газа пласта АС_7-8 расположены в пределах Федоровской площади, изолированы от выше- и нижезалегающих пластов надежными глинистыми перемычками и выделены в самостоятельный подсчетный объект. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 12, в среднем коэффициент расчлененности равен 5.5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.3 м до 15.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.047 до 0.929 и в среднем равен 0.479.

Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 23.1%, проницаемость - 34*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 42%, нефтенасыщенность - 41.8%.

В пласте выявлено две залежи.

Залежь 1 - газонефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи - 2.9х1.8 км, высота около 18.0 м, в пределах залежи выделена газовая шапка размерами 2.7х0.8 и высотой 13.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1823.8 м (скв. №3330) до -1837.7 м (скв. №1927).

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.8 м (скв. №1928) до 6.6 м (скв. №1938), газонасыщенные - от 1.2 (скв. №7137) до 12.7 м (скв. №1915). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4.2 м, газонасыщенная - 5.3 м.

ГНК залежи принят на абсолютной отметке - 1837.0 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи составляет - 1841.8 м.

Залежь 2 - газонефтяная, пластово-сводовая, на западе объединяется с залежью одноименного пласта Дунаевского месторождения. Размеры залежи - 13.5х8.0 км, высота около 28 м. Выделены 3 газовые шапки размерами 0.8х0.6, 4.0х2.0, 12.0х4.0 км и высотами 14, 15, 25 м соответственно.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1815.7 м (скв. №8199) до - 1863.7 м (скв. №1814). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м (скв. №№1789, 3621, 6034, 6039) до 13.0 м (скв. №6025), газонасыщенные - от 0.5 (скв. №№3986, 7256) до 15.8 м (скв. №3479). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 5.7 м, газонасыщенная - 6.4 м.

Пласт опробован в четырех поисково-разведочных скважинах, в двух - №76Р и №4298П получены притоки воды с пленкой нефти. В скважине №77Р получены притоки газа (8962 м3/сут) и нефти (91 м3/сут), в скважине №64Р: газа (28700 м3/сут), нефти (8.52 м3/сут) и воды (6.98 м3/сут).

ГНК залежи принят на абсолютной отметке - 1837±3 м.

Абсолютная отметка ВНК залежи изменяется в диапазоне -1838.0 -1863.0 м. Широкий диапазон изменения отметок ГНК и ВНК обусловлен литологической неоднородностью пласта.

Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностью, как по разрезу, так и по простиранию, имеет сложное строение, часто нижняя часть разреза полностью глинизируется. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 11, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.1. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.4 м до 21.4 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.029 до 1 и в среднем равен 0.455. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 26.7%, проницаемость - 346*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 76.2%, нефтенасыщенность - 60.4%.

В пределах пласта выявлено 11 залежей на Федоровской (4) и Моховой (7) площадях.

Залежь 1 - нефтяная, массивная, расположена в пределах Федоровской площади. Размеры залежи - 3.9х1.9 км, высота около 17.0 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1835.2 м (скв. №3330) до - 1851.1 м (скв. №3321). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 м (скв. №3321) до 12.2 м (скв. №7155). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4.3 м.

Граница залежи контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт, средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1850±2 м.

Залежь 2 - нефтяная, массивная, расположена в пределах Федоровской площади. Размеры залежи - 3.7х2.4 км, высота около 21 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1832.6 м (скв. №8199) до - 1856.9 м (скв. №6120).

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.7 м (скв. №3940) до 9.3 м (скв. №1860). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.1 м.

Граница залежи контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт, средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1857 м.

Залежь 3 - газонефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Федоровской площади и на западе объединяется с залежью одноименного пласта Дунаевского месторождения. Размеры залежи - 7.0х6.8 км, высота около 35 м. Выделена газовая шапка размерами 1.7х1.6 км и высотой 10 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1836.3 м (скв. №2229) до - 1866.1 м (скв. №1587).

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №№1665, 1744) до 18.9 м (скв. №3987), газонасыщенные - от 0.8 м (скв. №1596) до 8.0 м (скв. №78Р). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 5.1 м, газонасыщенная - 3.9 м.

ГНК залежи принят на абсолютной отметке - 1848.2 м. Средняя абсолютная отметка ВНК -1863.0, в зоне слияния с Дунаевским месторождением -1873.0 м.

Залежь 4 - нефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Моховой площади. Размеры залежи - 3.7х1.6 км, высота около 15 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1846.8 м (скв. №2214) до - 1860.3 м (скв. №1617).

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. №3947) до 9.9 м (скв. №№2195, 3926). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.5 м.

Средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1861.5 м.

Залежь 5 - нефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Моховой площади. Размеры залежи - 3.4х2.8 км, высота около 21 м.

Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1838.9 м (скв. №2315) до - 1862.7 м (скв. №1719). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №1693) до 15.0 м (скв. №3967). Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 6.0 м.

Средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1856 м.

Так же в пределах пласта выявлено шесть небольших по размерам залежей нефти. Одна массивная в районе скважины №1906 на Федоровской площади и пять массивных в районах скважин №№3983, 2339, 7606, 6026, 6636 на Моховой площади. Размеры залежей изменяются от 0.4х0.3 до 1.4х0.4 км, высоты - от 3 до 12 м. Средние эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 1.7 до 2.9 м. Абсолютные отметки ВНК по залежам изменяются от -1845.2 до -1862.0 м

Размеры залежей в среднем 52,0х46,7 км, высота около 60 м.

Средняя толщина продуктивных пластов составляет 4,7 м.

Пластовое давление 18,9 Мпа, давление насыщения 13,6 Мпа, газовый фактор 51 м³/т.

Коэффициент нефтеотдачи составляет 0,49 д.ед.

6. Должностные обязанности

Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда осуществляет следующие трудовые функции:

Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добыче нефти и газа более высокой квалификации.

Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа.

Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры.

Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара.

Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий.

Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке.

Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики.

Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования.

Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добыче нефти и газа более высокой квалификации.

Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха.

В случае служебной необходимости оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда может привлекаться к выполнению обязанностей сверхурочно, в порядке, предусмотренном законодательством.

7. Описание работ выполняемых на практике

Изучение основных сведения о нефтяном и газовом месторождении, изучение назначений, правил эксплуатации и обслуживания наземного оборудования скважин и установок, применяемого инструмента и приспособлений, контрольно-измерительных приборов.

Изучение технологического процесс добычи, сбора, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа.

Изучение схем сбора и транспортировки нефти, газа и конденсата на обслуживаемом участке.

Изучение устройства обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики.

Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара.

Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий.

Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке.

Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики.

Заключение

На производственной практике я занимала должность оператора по добыче нефти и газа 4 разряда, так же закрепила знания, полученные во время учебы. Так же работала в бригаде и с другими операторами выполняла обязанности, поручаемые мастером. Еще мне дали возможность поработать со специалистом по трубопроводам и ознакомиться с обязанностями технологов.

Достоинства практики: получение навыков работы оператором, закрепление знаний, а так же знакомство с новыми людьми. Можно выделить достоинством то, что зарплата работников Федоровскнефть является выше. Так же для проживания нам были предоставлены все условия, организован автобус до места работы.

Недостатки практики состоят в том, что из-за прохождения медосмотра нам удалось совсем немного времени проработать на промысле.

Мне бы хотелось, чтобы срок практики был больше.

Список используемой литературы

1. ОАО «Сургутнефтегаз» Теория и практика добычи нефти 2008 г.

2. Техническая документация ПАО «Сургутнефтегаз»

3. Должностная инструкция оператора по добыче нефти и газа 4-го разряда.