Учебное пособие в нефтяной промышленности. Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа"
 Скачать 7.18 Mb.
|
|
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ “СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА”   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 ИСПОЛЬЗОВАННОЙ 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». |