Отче т о прохождении производственной практики по профессии 21. 01. 01 Оператор нефтяных и газовых скважин
 Скачать 1.18 Mb.
|
Пробным откачиванием за период с 20 по 25 ноября было получено 2100 л нефти.Всего в процессе испытания пятого объекта получили 10,48 т нефти.Надежды на промышленный приток нефти не оправдались. Шестой объект оказался водонефтеносным с дебитом воды от 821 л/сут. до 1008 л/сут. при динамических уровнях 1220—1400 м и незначительном притоке нефти со средним дебитом, ориентировочно определенным в 148 л/сут. Руководство экспедиции приняло решение о демонтаже буровой установки и перевозке ее на новую точку по «зимнику». Уже заканчивался март, промедление в демонтаже грозило тем, что буровая установка на новое место могла быть доставлена только к концу года.При очередном обсуждении этого вопроса Ф. К. Салмановым, А. Т. Горским, Б. В. Савельевым последний заметил, что на каротажных диаграммах значительно выше последнего объекта, в отложениях, которые не считались перспективными на нефть, мог быть нефтенасыщенный пласт. После долгих обсуждений решили рискнуть и провести испытания этого объекта. 21 марта 1961 г. простреляли намеченный к испытанию седьмой объект (в интервале 2178—2175м). Уровень жидкости при откачке стал заметно подниматься и несмотря на интенсивный отбор вскоре достиг уровня устья. Начался перелив технической воды, быстро усиливавшийся и вскоре перешедший в фонтанирование. Вместе с водой поступала обильная нефтяная пленка. Примерно через два часа после начала перелива скважина зафонтанировала чистой нефтью. В Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, вблизи разрабатываемых Ватинского (запад и юго-запад), Мыхпайского (восток) и Самотлорского (север) месторождений расположено Мегионское месторождение нефти. Месторождение находится в долине р. Оби, возле пос. Баграс, в юго-западной части Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области. Лицензию на разработку месторождения в настоящее время имеет ОАО «СН-МНГ». Мегионское месторождение нефти простирается на северо-запад. Размеры месторождения 23 Ч 10 км, амплитуда по кровле верхнеюрских отложений равна 80 м. Площадь месторождения представляет собой слабопересеченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби, которая протекает вдоль юго-западной границы месторождения. Изучаемая площадь сильно заболоченная с многочисленными мелкими озерами и протоками. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +34м до +41м. Территория залесена и заболочена. Лес смешанный, с преобладанием хвойных пород. Климат района резко континентальный с коротким теплым летом и продолжительной суровой зимой. В Нижневартовском районе и непосредственно в пределах месторождения имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка и других видов строительного материала, которые используются в процессе обустройства месторождения. Месторождение расположено в районе с достаточно хорошо развитой инфраструктурой. По северной части месторождения проходит железная дорога Нижневартовск - Сургут, а с юго-востока на северо-запад, практически посередине участок пересекает коридор коммуникаций, включающий магистральный нефтепровод, магистральный газопровод, линию электропередач, автомобильную дорогу с твердым покрытием Нижневартовск - Мегион - Лангепас - Сургут. Геолого-геофизическая изученность района Планомерное геолого-геофизическое изучение Среднеобской нефтегазоносной области началось с 1947 г. Исключительно большое значение для изучения глубинного строения Западной Сибири имели опорные скважины, заложенные в 1949-1951 гг. в различных частях низменности (Покур, Ларьяк, Березово, Тюмень и другие). Первый десятилетний этап исследований (до 1957 г.) ориентировался на поиск крупных структурно-тектонических элементов и выявление общих закономерностей в геологическом строении района. Вся площадь покрыта геолого-геоморфологической съемкой масштаба 1:1000000, аэромагнитной - масштабов 1:1000000, 1:200000, 1:50000, гравиметрической съемкой в масштабах 1:1000000, 1:200000. В результате проведенных работ установлены общие закономерности геологического строения мезозойско-кайнозойских отложений, построена геологическая карта масштаба 1:1000000, тектоническая схема фундамента. По результатам МОВ вдоль реки Обь были выявлены крупные положительные тектонические элементы I порядка - это Нижневартовский и Сургутский своды. Проведенные исследования послужили основой для последующего изучения данного района с широким применением площадных сейсморазведочных работ и глубокого бурения. С 1957 г. начался новый этап в истории исследований, характеризующийся широким развитием площадных сейсморазведочных работ в сочетании с глубоким бурением. В результате были выявлены структуры III порядка - Ватинская, Мегионская, Островская, Угутская и Локосовская. В 1958-1959 гг. для постановки глубокого бурения были подготовлены Мегионское, Северо-Покурское и Аганское поднятия. В 1961 г. из неокомских отложений Мегионского поднятия была получена первая в Широтном Приобье промышленная нефть. Внедрение в начале 70-х годов метода ОГТ увеличило глубинность исследований и позволило изучать различные типы ловушек. Таким образом, в результате исследований было проведено тектоническое районирование территории, установлена стратиграфия и изучен литолого-петрографический состав осадочного чехла, выделены перспективные на нефть комплексы, выявлены и подготовлены к глубокому бурению локальные структуры, открыты и разведаны нефтяные месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика Геологический разрез Мегионского месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: доюрских образований и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла. Осадочные породы общей толщиной до 3 км залегают на размытой поверхности доюрского складчатого образования. Номенклатура свит и пачек, слагающих разрез месторождения, не претерпела каких-либо существенных изменений по сравнению с данными отчета 1982 г. Поэтому ниже дается краткая характеристика стратиграфических подразделений. Палеозойский фундамент Доюрские образования Палеозойский структурный этаж на Мегионском месторождении не вскрыт ни одной скважиной. На соседнем Мыхпайском месторождении породы палеозоя вскрыты разведочной скважиной 784р, на Самотлорском месторождении - разведочными скважинами 8р, 39р, 190р, 192П и другими. Отложения палеозойского фундамента в пределах Северо-Покурского месторождения представлены разнообразными по составу метаморфизованными породами преимущественно девонского возраста (глинисто-известковистыми, кремнисто-глинистыми сланцами). Отложения юрской системы, несогласно залегающие на доюрском основании, представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены континентальными отложениями горелой и тюменской свит, общая толщина которых составляет около 150-200 м. Нижняя часть тюменской свиты сложена аргиллитами, верхняя - чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхний отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты) представлен преимущественно морскими осадками. Васюганская свита (келловей-оксфорд) сложена аргиллитами с прослоями битуминозных глин и песчано-алевролитовыми породами, с которыми связаны нефтеносность (горизонт ЮВ1). Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами с прослоями известняков и включениями глауконита. Баженовская свита сложена битуминозными аргиллитами толщиной около 20 м. Меловая система Меловая система представлена всеми стратиграфическими единицами. Отложения берриасского и валанжинского ярусов нижнего мела включают породы мегионской и ванденской свит. В основании мегионской свиты находятся аргиллиты, мощностью 6-15 метров. Разрез мегионской свиты завершается песчаной толщей, к которой приурочены промышленно нефтеносные горизонты БВ10 - БВ8. На них залегают породы ачимовской толщи, представленной чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К ачимовской пачке приурочены нефтеносные пласты БВ22 - БВ15. Общая толщина пачки составляет около 100 м. Вартовская свита, в основании представлена пачкой аргиллитов, выше - толщей переслаивания сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. К верхам вартовской свиты приурочен продуктивный нефтенасыщенный горизонт АВ2. Общая мощность вартовской свиты составляет около 400 м. Алымская и покурская свиты представлены переслаиванием песчаников с алевролитами, аргиллитами и глинами. Общая мощность свит 680 - 730 м. Вышезалегающая часть разреза меловой системы представлена глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Кайнозойская группа
Состоит в нижней своей части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты). Выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Четвертичная система Отложения четвертичной системы представлены супесями, суглинками, песками, торфом, залегающими на размытой поверхности осадков журавской свиты. Толщина отложений достигает 125 м. Тектоническое строение Тектоническое строение района Мегионского месторождения соответствует тектоническому строению всей Западно-Сибирской плиты, в пределах которой выделяются три структурных этажа. Нижний - соответствует геосинклинальному этапу развития, относящемуся к палеозойскому и допалеозойскому возрасту. Средний - пермо-триасового возраста, формировавшийся в период парогеосинклинали. Верхний - мезо-кайнозойский осадочный чехол, образованный в платформенных условиях длительного погружения фундамента. Мегионское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты в центре структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах которого выделяются структуры второго порядка - Мегионский вал, Самотлорская группа поднятий, Северно-Покурский структурный мыс. Рассматриваемое месторождение приурочено к ряду поднятий третьего порядка, расположенных в пределах Мегионского вала и Северно-Покурского структурного мыса. Наиболее четко выраженными и хорошо прослеживающимися по всем горизонтам, начиная с верхнеюрских отложений, являются: Мегионское поднятие, расположенное в южной части территории месторождения; Маломегионское поднятие, расположенное в центральной части; Восточно-Маломегионское поднятие, находящееся к востоку от Маломегионского и относящееся к Мыхпайскому месторождению; Ватинское поднятие, расположенное на севере площади и входящее в состав Северно-Покурского структурного мыса. Упомянутые структуры в свою очередь также осложнены рядом более мелких поднятий. Мегионское поднятие является наиболее крупным на площади месторождения. Оконтуренное по кровле пласта ЮВ11 изолинией -2420 м и вытянутое с юго-востока на северо-запад оно имеет размер 7Ч12 км. При этом ее амплитуда составляет около 75 м. Поднятие осложнено куполами, амплитуда которых меняется от 15 м до 35 м. Маломегионское поднятие по кровле пласта ЮВ11 оконтуривается изолинией -2420 м, имеет размер 5Ч5 км и амплитуду около 50 м. Оно также осложнено куполами, разделенными прогибом в районе скважины 31р. Восточно-Маломегионское поднятие по кровле пласта ЮВ11 оконтурено изолинией -2420 м и также имеет амплитуду порядка 50 м. Покурского поднятия, входящего в состав Нижневартовского свода. Поверхность доюрского основания рассечена малоамплитудными дизьюнктивами, которые прослеживаются в северном направлении, параллельно пликативным дислокациям. Ватинское поднятие оконтуривается изолинией -2410 м и на территории площади достигает амплитуды 60 м. Поднятие раскрывает в западном направлении. На его территории можно выделить южный купол (район скважины 132р) и северный (район скважин 70р и 844р). Выше по разрезу поднятия постепенно выполаживаются и сглаживаются. Так, по кровле горизонта БВ8 Мегионское поднятие имеет амплитуду 50 м (оконтуриваясь по изолинии -2110 м), Маломегионское - около 15 м, Восточно-Маломегионское и Ватинское - около 20 м. По вышезалегающим пластам АВ все поднятия еще более выполаживаются. Для кровли АВ13 амплитуда Мегионского поднятия составляет около 20 м (по изолинии -1675 м), Маломегионского - 5 м (по изолинии -1670 м), Восточно-Маломегионского и Ватинского - 10 м (по изолиниям -1670 м). При этом выполаживание структур приводит к их постепенному слиянию в единую структуру, раскрывающуюся в сторону Мыхпайского месторождения. Таким образом, на Мегионском месторождении наблюдается унаследованный характер развития структур в нижнемеловых и юрских отложениях, где наряду с тектоническим фактором играли процессы их облекания, что обусловило совпадение структурных планов по всем горизонтам, но с выполаживанием их вверх по разрезу. Нефтегазоносность Мегионское месторождение расположено в юго-западной части Нижневартовского свода, и граничит на востоке с Мыхпайским, на северо-востоке с Самотлорским, а на западе, северо-западе с Ватинским месторождением. В плане структурные поднятия представляют собой цепочку, вытянутую в направлении северо-северо-запад - юго-юго-восток. Наиболее выражены структурные поднятия на нижних горизонтах, к верхним неровности выполаживаются. Промышленная продуктивность на Мегионском месторождении установлена в меловых и юрских отложениях . Выделены три группы продуктивных пластов - группа АВ: пласты АВ11-2, АВ13, АВ21, АВ22, группа БВ: пласты БВ81, БВ82, БВ83, БВ100, БВ101, БВ15-16, БВ17, БВ18-21, БВ22 и группа ЮВ: пласт ЮВ11. В настоящее время на Мегионской площади пробурено 54 разведочных скважины. По отдельным разведочным и эксплуатационным скважинам изучены продуктивные пласты верхней части ванденской (АВ11-2, АВ13), мегионской (БВ8, БВ10) и васюганской (ЮВ11) свит. Доказана промышленная нефтеносность ачимовской пачки (БВ15-21). Три разведочные (Мегионская-1р, Мегионская-2р, Ватинская-132р), две поисковые (Мегионская-68п, Мегионская-67п) скважины вскрыли отложения доюрского комплекса непосредственно на площади работ. Мегионское месторождение находится в эксплуатации более 40 лет. Влияние разработки проявляется в снижении Кн (коэффициент нефтенасыщения), наличии интервалов обводнения закачиваемой водой, а также в подъеме водонефтяного контакта по скважинам, пробуренным после введения пласта в эксплуатацию. Дольше и интенсивнее других эксплуатировался пласт БВ8, поэтому он более других продуктивных пластов подвергся влиянию разработки. Все вышеперечисленные проявления влияния разработки зафиксированы в пласте БВ8. Пласты АВ1-2, БВ101 и ЮВ11 подвержены влиянию процесса разработки в меньшей степени. Мегионская нефть характеризуется сравнительно невысоким удельным весом - 0,85-0,86 г/см3, средним содержанием серы - 0,84-0,89%, большим содержанием светлых фракций. Содержание парафина составляет 2,01-2,19% при температуре плавления 5ГС. Выход легких фракций при перегонке нефти 40-55%. Содержание асфальтосмолистых веществ составляет 10-14%. Таким образом, нефти Мегионского месторождения легкие, и тем легче, чем больше глубина залегания. По содержанию легких углеводородов С1-С7 пластовые нефти Мегионского месторождения идентичны нефтям Ватинского и Аганского месторождения. Геофизические работы Региональные исследования имеют целью общее изучение структуры 1 порядка - Нижневартовского свода, имеющего площадь 12570 км2, и выявление особенностей его строения, существенных для постановки последующих поисковых работ на нефть и газ. В частности, изучают структурные этажи разреза, их взаимосвязи, расположение, размеры и формы тектонических элементов 1-го и 2-го порядков. Региональные исследования обычно включают две стадии: сначала отрабатывают отдельные региональные рекогносцировочные профили, затем переходят к систематическим региональным площадным съемкам по сети профилей. Применительно к данной территории, рассматривается непосредственно 2 стадия. Основными задачами магниторазведочных работ на Мегионской площади являются: 1)изучение состава и структуры складчатого основания (фундамента), сложенного магнитными и слабомагнитными образованиями 2)определение глубины залегания и рельефа поверхности фундамента и на этой основе выделение унаследованных структур осадочных покровов; 3) картирование структур различных типов в слабомагнитной осадочной толще покрова; 4) выявление в осадочной толще тектонических нарушений, в том числе контролирующих размещение ловушек углеводородов. 1. ПМ.01. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата. Ознакомление с рабочей программой и порядком прохождения практики. Техническая документация, применяемая на практике. Организация рабочего места. Техника безопасности при производстве работ. Организация оказания первой помощи при несчастных случаях. Противопожарная безопасность. Порядок определения пожароопасных и взрывоопасных концентраций паров. Выполнение работ с помощью КИП. Установка и наладка приборов, изучение и регистрация их показаний. Освоение методов и способов обвязки наземного оборудования. Практическое и детальное ознакомление с работой глубинно-насосных скважин, установок АГЗУ. Освоение методов исследования скважин. Участие в проведении замеров динамографами и эхолотами. Выполнение работ с помощью КИП. Установка и наладка приборов, изучение и регистрация их показаний. Освоение методов и способов обвязки наземного оборудования. Освоение скважин компрессорным способом, аэрорированием, свабированием, тартанием. Подготовка скважин к освоению. Работа по освоению глубинно-насосных, фонтанных и компрессорных скважин. Ремонт желонки, сваба. Прокладка трубопроводной обвязки передвижного компрессора с устьем скважины. Опрессовка трубопроводной обвязки. Проведение работ по замеру дебитов скважин на АГЗУ. Использование основных измерительных аппаратов и приборов при освоении скважин. Расшифровку показаний приборов контроля и автоматики. Отбор проб для проведения анализа нефти. Профилактические работы против отложений парафина, смол, солей. Пуск и остановку электромотора станка-качалки. Устранение пропусков жидкости в коллекторах и через устьевые сальники. Безопасность труда при освоении скважин. |