Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти. Эксплуатация нефти это


Способы эксплуатации скважин.

 

В зависимости от величины пластового давления, глубины залегания пласта, физических свойств нефти, содержания в ней воды и газа, проницаемости пород пласта и.т.д. нефтяные скважины эксплуатируются различными способами.

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

· фонтанная, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

· газлифтная, когда нефть извлекается с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

· насосная – извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

 

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т.е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить за счет энергии гидростатического напора, за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти.

Фонтанирование только за счет гидростатического давления пласта – явление довольно редкое в практике эксплуатации нефтяных скважин. В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте.

 

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является как бы продолжением фонтанного способа добычи с той разницей, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступающий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности.

 

Разновидности газлифтной эксплуатации скважин:

1. Компрессорный (закачка газа компрессором высокого давления в поток добываемой продукции).

2. Безкомпрессорный(использование газа газовых скважин или магистрального газопровода).

3. Внутрискважинный (использование газа из пластов, расположенных выше или ниже эксплуатируемого нефтяного).

 

В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент – природный газ) и эрлифт (рабочий агент – воздух).

 

Существует две системы подачи газа в газлифтную скважину (прямая и обратная закачка газа):

1) кольцевая система – подача газа осуществляется в затрубное пространство, подъём газожидкостной смеси осуществляется по колонне НКТ;

2) центральная система – подача газа осуществляется в НКТ, подъём газожидкостной смеси осуществляется по затрубному пространству.

 

Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена высоким газосодержанием или температурой жидкости, наличием песка, отложениями парафина и солей, а также в кустовых и наклонно-направленных скважинах.

 

В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведется с поддержанием пластового давления (хотя это и не всегда целесообразно), а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном, насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений.

 

В мировой практике нефтедобычи получили распространение следующие глубиннонасосные установки:

1. Скважинные штанговые насосные установки (СШНУ).

2. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН).

3. Установки гидравлических поршневых насосов (УГПН).

4. Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).

5. Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).

6. Установки со струйными насосами (УСН).

Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти.

В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН — для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Эксплуатация нефтяных скважин

штанговыми насосами

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами – один из основных способов добычи нефти. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через колонну штанг.

Насосная установка состоит из насоса, находящегося в скважине, и станка-качалки, установленного на поверхности у устья. Цилиндр насоса укреплён на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных труб, а плунжер подвешен на колонне штанг. Верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой балансира станка-качалки канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан, а в нижней – всасывающий клапан.

Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока (т. е. верхней насосной штанги). По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно- поступательное движение колонне насосных штанг передаётся от электродвигателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы. При движении плунжера вниз всасывающий клапан под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

Станок-качалка состоит из следующих основных узлов: рамы со стойкой, балансира с головкой и в некоторых станках с противовесами, редуктора с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами.

Длина хода точки подвеса штанг изменяется перестановкой нижнего пальца шатуна в новое отверстие кривошипа, т. е. изменением радиуса кривошипа. Длину хода можно определить из следующего выражения:

где r – рабочая длина кривошипа;

a – переднее плечо балансира;

b – заднее плечо балансира.

Длительность и безаварийность работы станка-качалки зависят во многом от степени его уравновешенности.

Эксплуатация скважин

бесштанговыми погружными насосами

Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин и другие причины ограничивают область применения штанговых насосов.

В связи с этим применяются бесштанговые насосы, из которых широко распространены погружные центробежные электронасосы и винтовые насосы.

1. Установка погружного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, бронированного кабеля, устьевой арматуры, кабельного барабана станции управления и автотрансформатора.

Погружной насосный агрегат, в собранном виде спускаемый в скважину на подъёмных трубах, состоит из центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателя и протектора.

Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, насос имеет боковой приём жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Он представляет собой набор лопаток (ступеней), составляющих ротор насоса и направляющих аппаратов, являющихся статором.

К основным параметрам погружного центробежного электронасоса относятся его подача Q и развиваемый напор H. Величина напора характеризует высоту, на которую жидкость может быть поднята с помощью данного насоса. Напор и подача – взаимозависимые величины: чем выше развиваемый данным насосом напор, тем ниже его подача. Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный КПД.

Подбор скважины для применения погружного электронасоса производится на основании данных её исследования, в результате которого определяются её дебит и динамический уровень при этом дебите, что соответствует напору, который должен развивать насос.

2. Установка винтового насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса в подземном агрегате используется винтовой насос. Кроме того, в установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяют четырёхполюсные погружные электродвигатели с частотой вращения вала (синхронной) 1500 об/мин, в то время как в установках ЭЦН – двухполюсные электродвигатели с частотой вращения вала 3000 об/мин.

Рабочими органами насоса являются стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой винтовую поверхность. Существуют насосы с заходностью (1:2), (2:3), (3:4).

Винт, вращаясь в обойме, совершает сложное планетарное движение. За один оборот винта замкнутые полости, имеющие винтообразную форму, перемещаются с заключённой в них жидкостью на один шаг обоймы в осевом направлении в сторону нагнетания. При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой. При этом сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с обоймой остаётся постоянной и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте вращения винта.

Погружной винтовой электронасос сочетает в себе положительные качества центробежного и поршневого, обеспечивая плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким КПД при широком диапазоне изменения давления. Характерная особенность винтовых насосов – значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Поэтому наиболее эффективны эти насосы при добыче вязкой и высоковязкой нефти.

Одним из достоинств погружного винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и даже попадание свободного газа на приём насоса не приводит к срыву подачи.

studfiles.net

4. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

  • фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

  • газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

  • насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

4.1 Фонтанный способ эксплуатации скважин

Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залеживелико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное).

4.1.1 Скважинное (подземное) оборудование

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200 миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150 ¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) с условными размерами (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5 ÷ 10 м.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

studfiles.net

44 Механизированные способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Механизированные способы – это способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии. Существуют две разновидности механизированного способа эксплуатации — компрессорный и насосный.

При компрессорном, или газлифтном, методе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (метод бескомпрессорного газлифта). На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, в которых в качестве рабочего агента используют воздух.

Недостатки этого метода — необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов. Газлифтный метод применяется на месторождениях Западной Сибири, Туркмении, Западного Казахстана.

При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет энергии, передаваемой различными способами. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы.

Для подъема нефти штанговыми насосами в скважину опускают трубы, внутри которых находятся цилиндр и всасывающий клапан

1. В цилиндре перемещается вверх и вниз плунжер с нагнетательным клапаном

2. При движении плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт, так как на него давит жидкость, находящаяся в насосных трубах, а всасывающий клапан открыт. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан закрывается, а верхний нагнетательный клапан открывается. Жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Постепенно поднимаясь, нефть выходит на поверхность. Возвратно-поступательное движение передается плунжеру от балансира 6 станка-качалки, с которым плунжер соединен системой стальных насосных штанг. Производительность штанговых глубинных насосов при глубине скважины 200—400 м достигает 500 м3/сут, а при глубине до 3200 м составляет не более 20 м3/сут.

Существуют также способы извлечения нефти с применением бесштанговых насосов. В этих случаях к насосу подводят через ствол скважины электрическую энергию (по специальному кабелю) или другой поток энергонесущей жидкости (сжатый газ, теплоноситель). Наиболее распространены в нашей стране установки с центробежными электронасосами. Установка с погружным электронасосом состоит из погружного электродвигателя, многоступенчатого насоса и кабельной линии, опускаемых с помощью насосных труб в скважину. На земле устанавливают станцию управления и трансформатор.

45 Фонтанная эксплуатация

Фонтанная эксплуатация – это способ эксплуатации скважин, при котором подъем не­фти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счет природной энергии.

Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона не загряз­нена (ствол скважины сообщается с пластом), то жидкость будет переливаться через устье скважины, т. е. фонтаниро­вать. Фонтанирование может происходить под влиянием гид­ростатического напора или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе.

В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пла­сте. При эксплуатации скважины, пробу­ренной на такой пласт, свободный газ из нефти начинает выделяться лишь в подъемных трубах и на такой глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. В этом случае подъем нефти в скважине будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, про­являющейся только в верхней части скважины.

На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде мель­чайших пузырьков. По мере продвижения вверх пузырьки газа испытывают все меньшее давление, в результате чего их объем увеличивается, а плотность смеси жидкости и газа начинает снижаться. Общее давление столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины.

Подъем жидкости и газа на поверхность происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными (НКТ). В зависимости от способа эк­сплуатации их также называют фонтанными, компрессорны­ми, насосными, а также подъемными (лифтовыми).

Общероссийским стандартом предусмотрено изготовление насосно-компрессорных труб следующих условных диаметров (по внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60, 73, 89, 104 и 114 мм с толщиной стенок от 3,5 до 7 мм. Длина одной трубы состав­ляет 5 — 8,5 м (в среднем 8 м). Трубы изготавливаются бес­шовными, т. е. цельнотянутыми из сталей высокопрочных марок. На концах каждой трубы нарезают одинаковую резь­бу. На один ее конец на заводе навинчивают муфту, чтобы при свинчивании трубы со свободным концом другой трубы муфта не отвинчивалась.

При фонтанной эксплуатации в большинстве случаев при­меняют насосно-компрессорные трубы диаметрами 60, 73 и 89 мм, а для высокодебитных скважин — диаметрами 102 и 114 мм. Трубы обычно спускают до фильтра.

Применение подъемных труб при фонтанной эксплуата­ции диктуется следующими соображениями:

1. Облегчаются работы по освоению скважины. Два са­мостоятельных канала в ней (подъемные трубы и затрубное пространство) позволяют заменять глинистый раствор в стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъем­ные трубы позволяют осваивать скважину при помощи ком­прессора.

2. Рационально используется энергия расширяющегося газа. При подъеме смеси по каналу с незначительной площадью поперечного сечения (подъемные трубы) резко сокращаются потери нефти при стекании ее вниз по стенкам труб и умень­шаются потери на трение в результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа, чем при фонтанировании через эксплуатационную колонну, а следо­вательно, в большей степени снижается удельный вес газа. Поэтому фонтанирование может происходить при небольшом пластовом давлении.

3. Использование подъемных труб самого малого диамет­ра — один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

4. Предотвращается образование песчаных пробок на за­бое скважин, так как большие скорости газонефтяной струи в трубах меньшего сечения обеспечивает полный вынос на поверхность песка из скважины.

5. Облегчается борьба с отложениями парафина, образую­щимися при добыче нефтей, в которых содержится значи­тельное количество парафина.

Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой, состоящей из трубной головки фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства, фонтанная елка — для направления газожидкостной струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы сква­жин. Так как фонтанные елки по условиям эксплуатации относят к одному из наиболее ответственных видов промыс­лового оборудования, их испытывают на давление, вдвое превышающее паспортную величину.

studfiles.net

Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

Выпускающая кафедра

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Информация по образовательной программе

Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» готовит бакалавров по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело», срок обучения — 4 года, профиль подготовки — «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти».

Виды деятельности выпускника

Вид профессиональной деятельности, к которому готовится выпускник: производственно-технологический.

Область профессиональной деятельности выпускников, освоивших программу бакалавриата, включает сегмент топливной энергетики, включающий освоение месторождений, транспорт и хранение углеводородов.

Объектами профессиональной деятельности выпускников программы прикладного бакалавриата по направлению подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» являются: техника и технологии строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин на суше и на море; техника и технологии добычи нефти и газа, сбора и подготовки скважинной продукции на суше и на море; техника и технологии промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов; оборудование и инструмент для строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин на суше и на море; технологические процессы строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин; оборудование для добычи нефти и газа, сбора и подготовки скважинной продукции на суше и на море; технологические процессы нефтегазового производства; оборудование для промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов; техническая, технологическая и нормативная документация.

Задачи профессиональной деятельности выпускника, связанные с производственно-технологическим видом деятельности: осуществлять технологические процессы строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин на суше и на море; эксплуатировать и обслуживать технологические оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин на суше и на море; осуществлять технологические процессы добычи нефти и газа, сбора и подготовки скважин продукции; эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной продукции; осуществлять промысловый контроль и регулирование извлечения углеводородов; выполнять технические работы в соответствии с технологическими регламентами бурения, разработки и освоения нефтяных и газовых месторождений, транспорта и хранения углеводородов; оформлять техническую и технологическую документацию по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования.

Основные дисциплины

Философия, История, Иностранный язык, Безопасность жизнедеятельности, Физическая культура и спорт, Математика, Физика, Информатика, Начертательная геометрия и инженерная графика, Экология, Экономика промышленного предприятия, Химия, Теоретическая механика, Прикладная механика, Социология, политология, культурология, Химия нефти и газа, Метрология, стандартизация и сертификация, Правоведение, Материаловедение и технология конструкционных материалов, Гидравлика, Нефтегазовая гидромеханика, Электротехника и электроника, Термодинамика и теплопередача, Геология и литология, Основы нефтегазопромыслового дела, Основы автоматизации технологических процессов нефтегазового производства, Физика пласта, Физико-математические основы нефтепромысловой сейсморазведки, Бурение нефтяных и газовых скважин, Физика нефтяного и газового пласта, Нефтепромысловая геология, Подземная гидромеханика углеводородов, Разработка нефтяных и газовых месторождений, Техника и технология добычи нефти, Нефтегазопромысловое оборудование, Эксплуатация нефтяных месторождений, Методы повышения углеводородоотдачи и обработки призабойных зон, Отраслевые особенности деятельности предприятий нефтегазового комплекса, Морские нефтегазопромысловые сооружения, Подземный и капитальный ремонт скважин, Проектирование, анализ разработки и обустройство углеводородных месторождений, Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ, История нефтегазовой отрасли, Элективные курсы по физической культуре, Русский язык и культура речи, Деловой этикет и культура речи, Правовое обеспечение нефтегазового бизнеса, Основы деловой этики и корпоративной культуры, Механика сплошной среды, Техника и технология испытаний, Компьютерные методы моделирования месторождений углеводородов, Программные продукты в математическом моделировании, Промысловая геофизика, Исследование скважин и пластов, Компьютерное моделирование (Методы конечных элементов), Численные методы расчета в инженерных задачах, Сбор и подготовка скважинной продукции и экологическая безопасность, Безопасность технологических процессов в добыче нефти, Технология добычи, подготовки и транспорта продукции на шельфе, Перспективные проекты освоения морских нефтегазовых ресурсов, Эксплуатация промыслового электрооборудования, Преобразователи электромеханических процессов, Менеджмент и маркетинг, Основы предпринимательской деятельности, Экономика, Теория и практика социальных коммуникаций, Сопротивление материалов, Теория машин и материалов, Детали машин, Основы проектной деятельности, Практико-ориентированный проект, Вероятностно-статистический анализ, Математическая обработка информации, Учебная практика, Производственная практика, Преддипломная практика.

Примеры трудоустройства выпускников

Выпускники кафедры проходят практику и трудоустраиваются в ведущие компании отрасли:

  • ОАО «Самаранефтегаз» г. Самара
  • ООО «СамараНИПИнефть» г. Самара
  • ОАО «Гипровостокнефть» г. Самара
  • ЗАО «САНЕКО» г. Самара
  • ОАО «РИТЭК» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» г. Самара
  • ОАО «Оренбургнефть» г. Бузулук
  • ООО «РН-Юганскнефтегаз» г. Нефтеюганск
  • ОАО «Сургутнефтегаз» г. Сургут ООО «Арктикгаз» г. Новый Уренгой
  • ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» г. Когалым, г. Лангепас
  • ООО «ЛУКОЙЛ Коми» республика Коми, г. Усинск
  • ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ ОРЕНБУРГ» г. Оренбург

Контакты

Почтовый адрес: 443100, г. Самара, ул. Ново-Садовая, д. 10 , 2 этаж.

Телефон/факс:(846) 279-03-64

samgtu.ru

че за профа. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений что за проффесия это и че там делают??

Профессия нефтяника - одна из самых перспективных в настоящее время профессий. В наши дни, когда значительно расширилось географическое расположение месторождений нефти и газа, когда плавучие буровые установки появились в акваториях целого ряда морей, всюду необходимы специалисты по контролю за разработкой нефтяных и газовых месторождений, за сложным нефтегазопромысловым оборудованием. Специалисты по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений работают на нефтяных и газовых промыслах, в научно – исследовательских и проектных институтах, на высоких инженерно – технических и инженерно – технологических должностях нефтегазового сектора. Многие руководители и все главные инженеры нефтегазодобывающих компаний в нашей стране и за рубежом имеют в качестве базового образования данную специальность. В настоящее время специалисты данного направления призваны решать вместе с геологами – нефтяниками такие глобальные вопросы как восполнение минерального – сырьевой базы и увеличение конечной нефтеотдачи (КИН) пластов. Профессия горного инженера призвана побуждать специалиста к поиску новых технологических методов извлечения нефти и газа из недр. Окончив институт по данной специальности, можно получить специальность инженер-технолог. Квалификация выпускника техникума техник-технолог. Основные виды деятельности: - проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений; - эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования; - организация деятельности коллектива исполнителей; - выполнение работ по одной или нескольким профессиям рабочих; Выпускник, окончивший эту специальность, проектирует системы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, разрабатывает нефтяные и газоконденсатные месторождения, планирует и создает системы воздействия на нефтяные пласты термическими и химическими методами; осуществляет промысловые исследования пластов и скважин, используя автоматизированные системы управления технологическими процессами. В процессе добычи нефти, газа и газоконденсата эксплуатирует установки для подъема продукции из скважины. Востребованность инженеров – разработчиков (технологов) на рынке труда связана также и с тем, что добывать нефть и газ приходится во все более усложняющихся горно-геологических условиях. Немало перспектив для развития нефте-газопромыслового дела сулит разработка шельфовых месторождений. Все это требует от нефтяников принятия неординарных решений при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Подробнее см. ссылку <a href="/" rel="nofollow" title="42869778:##:p10aa1.html">[ссылка заблокирована по решению администрации проекта]</a> Удачи!

touch.otvet.mail.ru

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Курс лекций - Лекции - Образование - Материалы

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1.1. Понятие о нефтяной залежи 1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

2. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ 2.1. Пластовые давления 2.1.1. Статическое давление на забое скважины 2.1.2. Статический уровень 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины 2.1.4. Динамический уровень жидкости 2.1.5. Среднее пластовое давление 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания 2.1.7. Пластовое давление в зоне отбора 2.1.8. Начальное пластовое давление 2.1.9. Текущее пластовое давление 2.1.10. Приведенное давление 2.2. Приток жидкости к скважине 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений 2.4. Водонапорный режим 2.5. Упругий режим 2.6. Режим газовой шапки 2.7. Режим растворенного газа 2.8. Гравитационный режим

3. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ 3.1. Цели и методы воздействия 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды 3.2.1. Размещение скважин 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды 3.4. Водоснабжение систем ППД 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды 3.5.1. Водозаборы 3.5.2. Насосные станции первого подъема 3.5.3. Буферные емкости 3.5.4.Станции второго подъема 3.6. Оборудование кустовых насосных станций 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ППД 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа 3.9. Методы теплового воздействия на пласт 3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт 3.11. Внутрипластовое горение

4. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ 4.1. Конструкция оборудования забоев скважин 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине 4.3. Техника перфорации скважин 4.4. Пескоструйная перфорация 4.5. Методы освоения нефтяных скважин 4.6. Передвижные компрессорные установки 4.7. Освоение нагнетательных скважин

5. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ 5.1. Назначение методов и их общая характеристика 5.2. Обработка скважин соляной кислотой 5.3. Термокислотные обработки 5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов 5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин 5.7. Гидравлический разрыв пласта 5.8. Осуществление гидравлического разрыва 5.9. Техника для гидроразрыва пласта 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины 5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины 5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

6. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН 6.1. Назначение и методы исследования скважин 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах 6.4. Термодинамические исследования скважин 6.5. Скважинные дебитометрические исследования 6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин

7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ 7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы 7.1.4. К. п. д. процесса движения ГЖС 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения 7.1.7. Структура потока ГЖС в вертикальной трубе 7.2. Уравнение баланса давлений 7.3. Плотность газожидкостной смеси 7.4. Формулы перехода

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН 8.1. Артезианское фонтанирование 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа 8. 3. Условие фонтанирования 8. 4. Расчет фонтанного подъемника 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления 8. 6. Оборудование фонтанных скважин 8.6.1. Колонная головка 8.6.2. Фонтанная арматура 8.6.3. Штуцеры. 8.6.4. Манифольды 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение 8.8.1. Открытое фонтанирование 8.8.2. Предупреждение отложений парафина 8.8.3. Борьба с песчаными пробками 8.8.4. Отложение солей

9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН 9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации 9.2. Конструкции газлифтных подъемников 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) 9.4. Методы снижения пусковых давлений 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров 9.4.2. Последовательный допуск труб 9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную 9.4.4. Задавка жидкости в пласт 9.4.5. Применение пусковых отверстий 9.5. Газлифтные клапаны 9.6. Принципы размещения клапанов 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта 9.8. Оборудование газлифтных скважин 9.9. Системы газоснабжения и газораспределения 9.10. Периодический газлифт 9.11. Исследование газлифтных скважин

10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ 10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи 10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН 10.3.1. Влияние газа 10.3.2. Влияние потери хода плунжера 10.3.3. Влияние утечек 10.3.4. Влияние усадки жидкости 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера 10.4. Оборудование штанговых насосных скважин 10.4.1. Штанговые скважинные насосы 10.4.2. Штанги 10.4.3. Насосные трубы 10.4.4. Оборудование устья скважины 10.4.5. Канатная подвеска 10.4.6. Штанговращатель 10.4.7. Станки-качалки (СК) 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками 10.5.1. Эхолот 10.5.2. Динамометрия ШСНУ 10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация 10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами 11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса 11.2. Погружной насосный агрегат 11.3. Элементы электрооборудования установки 11.4. Установка ПЦЭН специального назначения 11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН 11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления

12. ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ 12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса 12.2. Подача ГПН и рабочее давление

13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ 14.1. Общие принципы 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов 14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

15. РЕМОНТ СКВАЖИН 15.1. Общие положения 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин 15.3. Технология текущего ремонта скважин 15.4. Капитальный ремонт скважин 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах 15.6. Ликвидация скважин

16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 16.1. Особенности конструкций газовых скважин 16.2. Оборудование устья газовой скважины 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава 16.4. Оборудование забоя газовых скважин 16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны НКТ 16.5.2. Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину 16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин 16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ Нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством. Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленной разработки нефтяных месторождений приходится на конец XIX - начало XX веков. За годы Советской власти страна вышла на первое место в мире, как по объемам добычи нефти, так и по темпам их прироста. По сравнению с 1940 г. к середине 80-х годов 20 века добыча нефти с конденсатом в стране выросла более чем в 20 раз. Отечественные ученые внесли значительный вклад в создание современной техники и технологии добычи нефти. Они являются пионерами в таких вопросах, как создание методов добычи нефти штанговыми скважинными установками, погружными центробежными электронасосами, газлифтным способом, одно время забытыми и вновь возрожденными в 70-е годы шахтным и термошахтным способами, эксплуатация морских месторождений, эксплуатация месторождений скважинами малого диаметра и кустовое расположение скважин. Конец XX столетия характеризовался резким увеличением спроса на нефть и газ, и их потребления. В настоящее время около 70% энергетической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа. Однако, учитывая ограниченность мировых запасов нефти и газа, решение проблемы энергетики связывают с ее переводом на атомную и термоядерную основы. В то же время нефть и газ все шире начинают использовать как сырье для нефтехимической промышленности, получения искусственных белков, фармацевтических препаратов, пластмасс и др. Увеличение объемов добычи нефти все в большей степени обеспечивается за счет ввода в разработку месторождений, расположенных в отдаленных малозаселенных районах Севера, в зонах залегания многолетнемерзлых пород, в континентальных шельфах океанов и морей. При этом возрастает удельный вес добычи тяжелых высоковязких нефтей в общем объеме добычи нефти. Увеличивается ввод в разработку малопродуктивных месторождений. В последнее время возрос интерес к добыче битумов (по-латински «битум» - горная смола). Если вязкость обычных нефтей не превышает 5 - 10 мПа•с, тяжелые нефти имеют вязкость 0,05 - 1 Па•с, то вязкость битумов составляет от 10° до 103 Па•с. С другой стороны, существует тенденция снижения начальных дебитов пробуренных скважин, что меняет отношение к эксплуатации старых месторождений, поскольку общий объем добычи на старых месторождениях возрастает по отношению к добыче на новых. Поэтому усиливается значение механизированных способов добычи нефти, которые являются основными на старых месторождениях. В связи с этим существенное влияние на процесс добычи оказывает обводнение належи и продукции скважин. Это связано с тем, что для поддержания заданных дебитов нефти необходимо откачивать большие объемы жидкости из скважин (нефти и воды), которые могут быть выше, чем дебиты скважин на новых месторождениях. Перечисленные особенности определяют трудности освоения новых месторождений, повышение эффективности эксплуатации уже разрабатываемых, оценки целесообразности и эффективности новых технологических мероприятий и процессов. Основное затруднение заключается в ограниченности исходной и получаемой информации как в качественном, так и количественном отношениях. Это объясняется малым числом экспериментов, проводящихся на промыслах, сложностью проведения исследовательских работ, необходимостью при этом принимать оперативные решения в различных ситуациях и т. д. Рост объемов добычи нефти сопровождается (и обеспечивается) значительным увеличением фонда скважин, которые бурятся в отдаленных районах со сложными климатическими условиями. Это делает невозможным систематическое обслуживание и исследование всех скважин бригадным способом. С другой стороны, принятие любого решения инженером-нефтяником, касается ли оно изменения режима работы скиажины, необходимости обработки призабойной зоны, оценки эффективности технологического мероприятия и т. п., основывается на имеющейся в его распоряжении информации. Очевидно, что при отсутствии или небольшом ее количестве надежность принимаемых решений и выводов будет неудовлетворительна. Поэтому возникает необходимость определения достаточного объема информации, на основании которого можно оперативно принимать соответствующие технологические решения, эффективно обеспечивая заданный уровень добычи нефти. Очевидно, что адекватность используемых математических моделей процессам, происходящим в моделируемых нефтепромысловых системах, определяет как правильность принимаемого управленческого решения, так и его эффективность. Под нефтепромысловой системой подразумевают такие взаимодействующие объекты, как скважина - пласт - скважина; скважина - призабойная зона; призабойная зона - удаленная часть пласта и т.д. От того, насколько точно определяют состояние интересующей нас системы (например, каков тин коллектора, ухудшена ли проницаемость призабойной зоны п окрестности скважины, каковы ее размеры и фильтрационные характеристики и существует ли гидродинамическая связь между двумя скважинами, каково это взаимодействие и т. д.), зависит эффективность принимаемого решения, будь то выбор скважины, на которой будут проводиться геолого-технические мероприятия, вид ГТМ, технологические характеристики воздействия, направленного на интенсификацию притока жидкости в скважине, изоляцию вод, увеличение коэффициента охвата заводнением и т. п. Если же интерпретация данных, получаемых при соответствующих исследованиях объектов, приводит нас к ошибочным выводам и рекомендациям, то это в конечном итоге может существенно снизить эффективность процесса добычи нефти. Традиционно использование детерминированных методов расчета различных технологических процессов. Например, расчет движения жидкости в стволе скважин, формула Дюпюи, определение подачи насосной установки и т. п. Детерминированные модели позволяют выработать определенную идеологию, оценить ту или иную ситуацию или схему, произвести оценочный расчет, сделать качественные выводы. В то же время их применение ограничено невысокой точностью результатов, которые могут многократно отличаться от реальных значений. Связано это с невозможностью учета большого количества влияющих факторов (собственно говоря, назначение детерминированных моделей как раз и состоит в учете основных определяющпд. факторов и получении на основе анализа их взаимосвязей качественной картины процесса). Поэтому для получения необходимой точности расчета инженеру требуется, с одной стороны, располагать достаточной информацией, с другой - использовать соответствующие методы ее обработки. Что понимается под достаточной информацией? Это тот необходимый минимум сведений, данных, результатов исследований на основании которого можно сделать определенное заключение об эффективности проведенного мероприятия, целесообразности использования новой техники и технологии и т. п. Конечно, увеличение объема получаемой информации повышает надежность принимаемых решений, однако, как уже отмечалось, в настоящих условиях это вряд ли возможно. Следует также иметь в виду, что наивный принцип - чем больше информации, тем больше пользы - почти всегда оказывается неверным. Большие объемы информации трудно осмыслить и получить полезный вывод - от обилия чисел не спасет даже ЭВМ. Более того, получение такого вывода может в ряде случаев явиться более сложной задачей, чем исходная. Обеспечить необходимый минимум информации можно различными способами. Один из путей заключается в определении требуемой периодичности обследования скважин, т. е. максимально допустимого периода между двумя исследованиями, на основании результатов которых можно обеспечить работу скважины в заданном режиме. Такие исследования могут включать определение дебита или продуктивности скважин, характеристики насоса и т.п. Часто по данным замеров на отдельных скважинах требуется сделать выводы о залежи в целом. Например, по данным замеров статического давления в скважинах определить текущее пластовое давление в залежи. В этом случае возникает задача определения минимального числа скважин, в которых надо измерить давление с тем, чтобы получить оценку текущего пластового давления с необходимой точностью. В качестве следующего примера рассмотрим задачу группирования скважин. Вообще говоря, скважина характеризуется набором основных параметров, значения которых для каждой скважины различны. К ним, например, для газлифтной скважины можно отнести ее дебит, расход рабочего агента, рабочее давление. Таким образом, каждую газлифтную скважину можно характеризовать тройкой чисел (координат). Однако в силу объективно действующих помех, неточности измерительной аппаратуры и т. п. эти значения определяются с некоторой погрешностью. Поэтому если дебит скважины замерили с погрешностью 10%, то две скважины с дебитами 100 и 110 м3/сут по этому параметру неразличимы. Таким образом, можно выделить группу скважин, одинаковых с этой точки зрения по всем параметрам, рассматривая ее как некоторую усредненную скважину. Еще один пример связан с прогнозированием показателей. Так, зная дебиты некоторых скважин на одном из участков, можно оценить дебит в соседней скважине, что избавляет от необходимости замеров во всех скважинах. Проведение ремонтных работ на месторождении зачастую имеет массовый характер. В этом случае необходимо определить целесообразность намеченного мероприятия. Естественно, производить такую оценку, например, при смене насоса после проведения работ во всех скважинах невыгодно, поскольку может оказаться, что проделана бессмысленная работа. Поэтому требуется оценить эффективность мероприятия по минимальному числу первых экспериментов с тем, чтобы оделить вывод о продолжении работ или об их нецелесообразности. С этим связана еще одна трудность. Предположим, что на конкретной скважине проведена некая операция, например, смена технологического режима или обработка призабойной зоны, в результате чего увеличился дебит. В силу интерференции это вызовет снижение (возможно, незначительное) дебитов соседних скпажин, в результате чего общий прирост дебита, как показывает опыт, составит небольшую, порядка нескольких процентов, величину. Таким образом, возникает необходимость определения малой по величине эффективности проведения технологических мероприятий на взаимосвязанных объектах. При этом, однако, малый эффект, отнесенный к большому количеству скважин, может дать ощутимый прирост добычи. Основная традиционно определяемая информация получается при измерении дебита и давления. Причем используемые в настоящее время системы обеспечивают получение интегральных характеристик, например, дебита группы скважин, подключенных к одной замерной установке. Такой показатель хорош для общего контроля, однако не пригоден для детального анализа процесса разработки и эксплуатации месторождения. При этом существенное значение имеют не только количественные, но и качественные характеристики. Раньше подход, на котором основывалось создание и использование новой техники, например, разработка или совершенствование конструкций насосов, выбор методов воздействия на призабойную зону скважин, определение параметров воздействия на пласт, основывался на представлении о нефти, как вязкой жидкости. При этом основное различие при таком подходе заключалось в альтернативе - нефть «маловязкая» или «высоковязкая». В частности, применение тепловых методов воздействия ориентировалось преимущественно на второй тип нефтей, исходя из предпосылки, что с увеличением количества вводимого в пласт тепла снижается вязкость нефти, что приводит к улучшению показателей. В последнее время выяснилось, что необходим учет реофизических свойств нефтей. Так, нефти с большим удельным весом обычно обладают релаксационными свойствами. Это приводит к ряду особенностей, например профиль притока в этом случае при прочих равных условиях более равномерен, чем у вязкой нефти. С ростом температуры дебит возрастает, но профиль притока становится менее равномерным. Отсюда следует, что при обработке призабойной зоны скважин выгодно использовать аналогичные системы, позволяющие получить лучший охват по толщине. Реологические свойства определяют гидравлические характеристики потока нефти, поэтому, в частности, и выбор схем насосных устройств и определение режимов эксплуатации скважин, добывающих подобные нефти, необходимо производить с учетом реофизических свойств. Однако необходимо отметить, что в силу ряда объективных причин (организационные трудности, сложные природно-климатические условия, нехватка обслуживающего персонала и т. п.) существующая система метрологического контроля за разработкой месторождений нефти и газа должна быть дополнена диагностическими методами и методами, основанными на ретроспективном анализе промысловой информации, которые в последние годы получают широкое развитие и применение. В то же время было ошибочно противопоставлять указанные подходы обработки промысловой информации. Интенсивное развитие второй группы методов в настоящее время основано на использовании при обработке исходной информации как детерминированных, так и вероятностно-статистических методов, и на расширении сети ЭВМ на нефтяных промыслах. Естественно, что в существующих условиях неполной информации о функционировании такой сложной системы, какой является любой нефтепромысловый объект - от скважины и до месторождения углеводородного сырья в целом, указанные выше подходы к получению необходимых сведений о характеристиках системы и происходящих в ней физико-химических и других процессах ни и коси мере не должны противопоставляться друг другу. Причем методы, относящиеся ко второй группе, не только не заменяют, а дополняют результаты использования методов обработки результатов прямых гидродинамических исследовании нефтепромысловых объектов. Наиболее ответственный и трудный момент в деятельности инженера-нефтяника - это принятие конкретного решения. Поясним, что понимается под «решением». Пусть намечается какое-то мероприятие, направленное к достижению определенной цели. У инженера, организующего мероприятие, всегда имеется какая-то свобода выбора - можно, например, использовать различные скважинные насосы или различные методы обработки призабойной зоны или определить условия обработки. «Решение» это и есть какой-то выбор из ряда возможностей, имеющихся у инженера. Принципиальная особенность ситуации, в которой находится инженер, заключается в недостатке информации для принятия уверенного и обоснованного решения. Это определяется многими факторами, такими, как невозможность проведения полного обследования всего фонда скважин, необходимость сделать оперативный вывод по малому числу наблюдений, ограниченность знаний о пласте и свойствах нефти и т.д. В таких условиях, очевидно, нереально рассчитывать на получение наилучшего решения. В разделе науки, который называется «исследование операций» и изучает применение математических, количественных методов для обоснования решений во всех областях целенаправленной человеческой деятельности, так формируется основная особенность принятого решения в условиях недостаточной информации - это лучшее из худших решений (Саати). В такой ситуации необходимо использование специальных методов, алгоритмов для обработки имеющейся информации. Например, в задаче о выходе из лабиринта, если в действительности выход существует, то, не зная устройства лабиринта, из него тем не менее можно выйти, следуя правилу держаться все время одной стороны. В настоящее время имеется достаточно широкий арсенал таких методов и алгоритмов. Обычно инженер вынужден принимать технологические решения в конфликтной ситуации. Под этим понимается, что, принимая решение, необходимо удовлетворить одновременно нескольким критериям (многокритериальная задача), зачастую противоречащим друг другу. Например, при увеличении депрессии на пласт возрастает дебит скважины. Однако при этом увеличивается возможность обводнения скважины или разрушения скелета породы Поэтому выбираемое решение должно в определенной степени удовлетворять всем критериям. Проводимые на промысле мероприятия обычно имеют массовый характер. Пусть, например, организуется мероприятие, направленное на повышение эффективности откачки нефти штанговыми скважинными установками путем подлива специальной жидкости. Из-за большого фонда скважин назначать индивидуальный «рецепт» жидкости для каждой скважины физически невозможно. Поэтому мероприятия проводятся более или менее унифицированно - одинаково во всех скважинах. Поскольку все скважины различны, то ожидать одинакового эффекта не приходится, более того, где-то может быть получен и отрицательный эффект. При планировании таких мероприятий возможной идеологией может явиться ориентация на выигрыш «в среднем», а не по каждой скважине. Сложность технологических объектов нефтедобычи, обусловленная большим количеством определяющих взаимосвязанных факторов, делает необходимым рассмотрение техники и технологии добычи нефти с позиций теории больших систем, что позволяет методологически правильно определять подходы к решению конкретных проблем. Здесь в первую очередь надо отметить наличие иерархической структуры в сложных системах. Это определяет необходимость в наличии иерархии принятия решений при управлении; в этих условиях, несмотря на наличие ошибок в локальных пунктах принятия решений, иерархическая система в целом может функционировать нормально. В то же время управление сложной системой на основе формализованных моделей не может быть полным. При попытке формализации системы всегда остается «неформализуемый» остаток, вследствие чего формализованное описание системы не может быть исчерпывающим. Принципиальной особенностью управления сложной системой является так называемый «принцип необходимого многообразия» - многообразие может быть разрушено только многообразием. Смысл этого утверждения таков: если необходимо, чтобы система перешла в заданное состояние (вид поведения) вне зависимости от внешних помех, то подавить многообразие в ее поведении, т. е. из многообразия ее возможных состояний реализовать заданное, можно только увеличив множество управлений. В качестве простейшего примера можно привести компрессорную скважину - для реализации заданного состояния (дебита) необходимо изменять два параметра - расход рабочего агента и рабочее давление. Таким образом, ситуация и задачи, с которыми сталкивается инженер-нефтяник, весьма разнообразны, а имеющаяся в его распоряжении информация, как правило, недостаточна для детерминированного решения. Поэтому при принятии решения ему приходится использовать как опыт, интуицию, помня совет - руководствоваться интуицией, но не доверять ей (А. Б. Мигдал), эвристические приемы, так и детерминированные методы расчетов и математические методы обоснования решения на основе обработки имеющейся информации. В этой связи уместно напомнить английское определение, согласно которому инженер должен уметь в 70-ти случаях из 100 принимать правильные решения при недостаточной информации. Исходя из этого, изложение материала в лекциях построено таким образом, чтобы наряду с получением сведений о технике и технологических процессах добычи нефти (в существующих учебниках больший акцент делается на технику), читатель одновременно учился планировать проведение технологических мероприятий, оценивать их предполагаемую эффективность, а также реализованный эффект, анализировать получаемые результаты на основе применения соответствующих методов обработки промысловой информации. Ежегодная добыча нефти и газа со временем, естественно, будет уменьшаться, а требования, предъявляемые к уровню как фундаментальных, так и специальных знаний инженеров, повышаться. Это, в частности, определяется тем, что остаточные запасы надо будет извлекать более совершенными способами, например, физическими, химическими и т. д. Кроме того, значительно повысятся требования к точности измерений в нефтегазопромысловой науке и практике. Проблемы возникнут и в связи с добычей морской нефти и газа, в особенности в ледовых условиях. Таким образом, со временем требования к инженерам-нефтяникам и газовикам, как с научной точки зрения, так и с точки зрения социальной, будут неуклонно повышаться в соответствии с повышением значимости нефти и газа не только как топлива, но и как ценного химического сырья и уже меньше, по образному выражению Д. И. Менделеева, «будет сжигаться ценных ассигнаций». В заключение уместно вспомнить слова Д. И. Писарева: «Облагораживают не знания, а любовь и стремление к истине, пробуждающиеся в человеке тогда, когда он начинает приобретать знания. В ком не пробудились эти чувства, того не облагородят ни университет, ни обширные сведения, ни дипломы».

Автор: Арбузов В.Н. Более 400 страниц

www.justfx.ru