Межколонное пространство скважины что это
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Межколонное пространство
Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается водой на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны. [1]
Межколонное пространство герметизируют специальным узлом шакера, который состоит из верхнего и нижнего ярусов, вставлен-шых в цилиндрическую расточку, предусмотренную в смежных корпусах колонных головок. [2]
Межколонное пространство герметизируют при помощи превенто-ра или фонтанной арматуры. В состав колонной головки входит пьедестал для установки фонтанной арматуры и перфорационной задвижки. [3]
Межколонное пространство герметизируют специальным узлом пакера, который состоит из верхнего и нижнего ярусов, вставленных в цилиндрическую расточку, предусмотренную в смежных корпусах колонных головок. [5]
Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. [7]
Газ в межколонное пространство зацементированных до устья скважин мигрирует по негерметичному заколонному пространству. [10]
При цементировании межколонного пространства не до устья, до проведения разгрузки колонны на клинья осуществляют ее натяжку. Это необходимо для предотвращения нарушения прочности незацементированной части колонны в процессе нагружения ее давлением при наличии перепада температур. [11]
При опрессовке межколонного пространства давление снижалось с 8 до 7 МПа за 30 мин, что было объяснено пропусками в обвязке устья скважины. [12]
Проблемы межколонных давлений, современные пути их решения и способы предупреждения
ООО «ПКФ «Недра-С» начала свою деятельность с 2000 года. За столь значительный период фирма зарекомендовала себя как надежный, ответственный партнер в сфере сервисных услуг нефтегазодобывающей отрасли.Используемые компанией технологии позволяют решать геологические и технические вопросы при бурении, эксплуатации и ремонте скважин. Применение собственных инновационных технологий:
Методы основаны на изучении пространственного и временного распределения амплитудно-частотных характеристик геоакустических сигналов (ГАС), генерируемых микровибрациями геосреды.
Методы фиксируют уровень вибраций геосреды, вызванных как проявлением современной геодинамики, так и процессами флюидогазодинамики. Микровибрации геосреды возникают при движения пластовой воды, углеводородной жидкости, газа или их смесей через пустоты за обсадными колоннами, через перфорационные отверстия или негерметичные соединения подземного оборудования скважины. Генерация колебаний зависит от следующих факторов: объём флюида, разность давлений по стволу скважины, траектория пути флюида, структурные особенности среды, по которой движется флюид и др.
Эти колебания детектируются и регистрируются высокочувствительной аппаратурой, способной фиксировать акустический отклик геосреды на деформации порядка 10‾8-10¯11м.
Колебания в диапазоне частот 100-10000 Гц проходят через сталь, газ, жидкость и другие среды. Хотя в этих средах и происходит ослабление сигналов, но оно невелико, и при помощи высокочувствительной аппаратуры движение флюидов обнаруживается и при многорядной конфигурации скважин. Любое колебание ослабевает по своей интенсивности с пройденным расстоянием. При увеличении частоты колебаний возрастает их затухание с расстоянием. Низкие частоты подвержены меньшему затуханию.
Проведенные работы по методике измерений ГАС (геоакустические сигналы) показали, что влияние обсадных колонн на показания метода отсутствует. Это было получено из сравнения измерений геоакустических сигналов в открытом стволе скважины и после спуска обсадной колонны.
При измерении геоакустических сигналов в скважине используется трехкомпонентная система ортогонально расположенных датчиков-акселерометров, жестко скрепленных с корпусом скважинного прибора; эта система датчиков регистрирует микровибрации среды в вертикальном и горизонтальных направлениях. На основе модельных лабораторных испытаний и опыта исследования скважин найдено соответствие амплитудных уровней сигналов в регистрируемых диапазонах частот движущемуся потоку флюида (пластовая вода, углеводородная жидкость, газ или их смесь), а также вероятное местоположение этого потока.
К основным преимуществам данных методов над традиционно используемыми геофизическими методами при решении идентичных задач относятся:
— высокая чувствительность аппаратуры;
— дальность исследования более 10 м;
— обнаружение движения флюида за обсадными колоннами при многорядной конструкции скважины;
— обнаружение негерметичностей в обсадных колоннах и перетоков через них при многорядной конструкции скважины;
— направленная регистрация вибрации, что позволяет всесторонне изучить процессы флюидодинамики (в горизонтальном и вертикальном направлении);
— определение интервалов поступления газа, нефти и воды в скважину;
— определение интервалов поступления газа, нефти и воды в скважину через НКТ;
— исследования методом не требует глушения скважины;
— способность работать в агрессивной среде;
— в аппаратуре отсутствуют ионизирующие источники.
2. Ликвидация межколонных давлений
Технология основана на закачке в МКП с устья скважины специальных герметизирующих составов (ВСН, WARP, ЩВПС) с целью ликвидации миграции флюида по микротрещинам и дефектам цементного камня.
1) Вязкопластичный герметизирующий состав на масляной основе – применяется для ликвидации межколонных перетоков в МКП при условии подъема цемента до устья скважины и наличии приемистости тампонажного состава по межколонному пространству;
2) WARP или его аналог ВСН – применяется для ликвидации межколонных давлений при условии недоподъема цемента до устья скважины.
Закачка происходит по принципу нагнетания состава в МКП (через межколонный отвод) с его проникновением в микро- и макродефекты цементного камня, что приводит к ликвидации фильтрационных каналов. Выбор и необходимый объем состава определяется по результатам геофизических исследований по определению источников МКД геоакустическими методами и гидродинамических исследований, направленных на определение газожидкостных характеристик МКП. Гидродинамические исследования включают в себя:
Рисунок 2 Технологии ликвидации межколонных давлений с недоподъемом и подъемом цемента до устья и наличии фильтрационных каналов в цементном камне
По окончании работ по закачке специальных герметизирующих составов проводится контрольные исследования геоакустическими методами (ТК ГАК, СТК МГС). Эти исследования позволяют определить глубину проникновения специального состава в МКП, степень изоляции, оценить изменения в поведении источника МКД.
По результатам контрольных исследований выдается окончательное заключение о результатах проведенных работ на скважине и необходимые рекомендации по осуществлению контроля за состоянием межколонного пространства в процессе эксплуатации скважины.
3. Импульсно-волновые методы
Основной причиной образования заколонных перетоков является плохое качество крепления (цементирования) обсадных колонн, в результате чего образуется гидродинамическая связь вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов со стволом скважины и неконтролируемый гидродинамический процесс в заколонном пространстве, определяющий техническое состояние скважины.
При наличии достаточных перепадов давления между пластами заколонные перетоки приводят к образованию межпластовых перетоков. Образовавшиеся перетоки очень часто проявляются повышенными давлениями в межколонных пространствах (МКП) и несут опасность грифонообразования. Данные проблемы широко распространены на большинстве нефтяных и газовых месторождениях России и мира.
Многие применяемые в отечественной и зарубежной практике буровые тампонажные растворы и технология крепления обсадных колонн не вполне обеспечивают эффективную изоляцию проницаемых пластов от ствола скважины.
Предлагаемая технология импульсно-волновой обработки тампонажных растворов в процессе крепления обсадных колонн позволяет обеспечить надежное разобщение флюидонасыщенных пластов и герметизацию заколонного пространства.
Суть предлагаемого способа обработки тампонажных растворов заключается в том, что источник воздействия включается в процессе крепления обсадной колонны и генерирует мощные импульсы давления, которые вызывают упругую деформацию обсадной колонны, переходящую в ее затухающие колебания. Колебания обсадной колонны создают вибро- акустическое поле в тампонажном растворе.
Техническая реализация этого способа сводится к следующему. К цементировочной головке и к затрубному пространству, посредством гибких буровых рукавов, подключаются генераторы силовых волн (УГСВ-2, УГСВ-3). Производится подсоединение основных узлов для волнового воздействия (Рисунок 3). УГСВ обвязываются с насосной станцией, компрессором, после чего производится закачка цементного раствора в скважину. Запуск в работу установки УГСВ-3 производится после сброса продавочной пробки.
При этом генерируемые продольные импульсы давления, распространяющиеся в рабочем агенте внутри обсадной колонны, передают энергию на стенку колонны, формируя в ней поперечные импульсы колебаний. Потеря энергии импульса в рабочем агенте не происходит в силу его малой ширины (10-6 м = 0,0001 мм) и продолжительности (2,5·10-8 с). Импульсы давления, генерируемые УГСВ-3, следуют с периодом 0,2 с. Дополнительное акустическое давление составляет внутри обсадной трубы в рабочем агенте 10 МПа, в заколонном пространстве в тампонажном растворе 4,5 МПа. На элементы технологической оснастки колонны эти импульсы давления влияния не оказывают в силу их кратковременности и локальности (малой протяженности). Крупные объекты оснастки «прозрачны» для них. Характерные элементы микроструктуры тампонажного раствора имеют размеры одного порядка с импульсами давления, поэтому тампонажный раствор в зоне действия импульса приходит в движение. За период обработки 20 мин, в каждой точке заколонного пространства происходит около 6000 элементарных актов импульсно-волнового воздействия.
Рисунок 3 Схема монтажа УГСВ-3 и УГСВ-2 на устье скважины при импульсно-волновом воздействии на тампонажный раствор в процессе цементирования обсадной колонны
Импульсно-волновое воздействие на тампонажный раствор установкой УГСВ-3 осуществляется на протяжении всего процесса продавливания тампонажной смеси и после получения «СТОП» до начала схватывания.
Дополнительно, после продавки цементного раствора и получения сигнала «СТОП», в затрубном пространстве установкой УГСВ-2 генерируются импульсы давления с периодом ≈ 0,1 с.Дополнительное воздействие через затрубное пространство усиливает действие вибро-акустического поля в интервале 0-1500 м, что позволяет повысить качество крепления в этой зоне.
Возникающие при прохождении импульсов вихревые акустические течения активируют процессы массообмена в тампонажном растворе на микроуровне, что приводит к более однородному распределению дисперсной фазы и жидкости затворения в объеме раствора.
Важным показателем качества цементирования является образование прочного однородного промежуточного слоя на границе металл-раствор, в котором частицы раствора и стенки обсадной трубы химически связаны. Сольватные оболочки частиц цемента при импульсно-волновом воздействии деформируются таким образом, что в зоне контакта с металлом она становится тоньше, что обеспечивает ускорение и увеличивает частоту элементарных актов образования химических связей. Вследствие этого прочность и герметичность контактной зоны цементного камня повышается, снижается риск вертикальных перемещений колонны под действием собственного веса в период эксплуатации скважины.
Предлагаемая технология обработки тампонажных растворов позволяет значительно снизить риск возникновения заколонных, межпластовых и межколонных перетоков за счет более полного вытеснения бурового раствора и промывочной жидкости из околоскважинной зоны повышенной проводимости. Вибрация раствора под действием импульсов давления приводит к разрушению глинистой корки. Кроме того, дополнительное давление вытесняет остатки технологических жидкостей вглубь породы с замещением освободившихся пор, трещин и каверн тампонажным раствором, улучшая кольматацию.
Совокупность описанных процессов приводит к уменьшению сроков схватывания тампонажного раствора, улучшению структуры, прочностных и эксплуатационных характеристик цементного камня, что и приводит в конечном итоге к повышению качества крепления.
Рисунок 4 Схема формирования эффекта импульсно-волновой обработки тампонажного раствора
МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ
ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
Понятие конструкции скважины
— это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоизмеримо малыми по сравнению с ее глубиной и протяженностью, обеспечивающая при современном техническом и технологическом вооружении безаварийное, с учетом охраны недр, экономичное строительство герметичного пространственно устойчивого канала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью вскрытого геологического разреза, а также дневной поверхностью, эксплуатирующегося в заданных режимах и времени в зависимости от назначения: изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтеносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблюдение за режимом эксплуатации месторождения и др.
В газонефтяной отрасли нет также единого методического подхода к оценке качества проектирования и строительства скважин, в том числе их конструкции.
Основные элементы скважины
— это дно ствола скважины.
— это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.
— участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.
— затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации.
Цементное кольцо предназначено для надежной изоляции друг от друга интервалов геологического разреза (в том числе и продуктивных) на весь период строительства, эксплуатации и обеспечения жесткой связи обсадных колонн со стенками скважины с целью формирования прочной и герметичной постоянной крепи.
Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют скважины.
Обсадные колонны
Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий в первую очередь давления. Для создания необходимой изоляции кольцевого пространства, остающегося между обсадными колоннами, оно заливается жидким цементным раствором, твердеющим через определенное время.
Обсадные колонны по назначению подразделяются следующим образом.
— первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заранее подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу, как сваю.
Различают шахтное (или шахтовое) направление и удлиненное направление. Шахтное устанавливается, как правило, во всех случаях и его длина составляет 3-10 м. В зависимости от конкретных условий может устанавливаться удлиненное направление или от одного до нескольких направлений и в этом случае длина может достигать 100 м. Направление спускается по возможности в глинистый пласт. Диаметр колонны колеблется от 245 до 1250 мм. Трубы, используемые в качестве направления, на прочность не рассчитываются и не опрессовываются.
— колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.
Кондуктор в зависимости от геологических условий устанавливается на глубину в среднем до 100 м, а максимальная глубина до 600 м. Диаметр кондуктора, как правило, колеблется в диапазоне 177-508 мм. Он опрессовывается, как и цементное кольцо.
Шахтное направление и кондуктор являются обязательными элементами конструкции скважины.
Промежуточная обсадная колонна (их может быть несколько) служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин.
Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:
Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, решением задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных труб, зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ.
— последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна.
Диаметр обсадной колонны
Проектирование диаметров обсадных колонн и долот начинают с эксплуатационной колонны и далее методом снизу-вверх. Расчет диаметров обсадных труб ведется «изнутри» с диаметра эксплуатационной колонны. Исходя из предполагаемого дебита скважины и экономического обоснования, выбирается диаметр эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны определяет диаметры бурения под обсадные колонны для всей скважины, а количество промежуточных колонн определяет конструкцию колонной головки. Увеличение диаметра эксплуатационной колонны позволяет использовать более производительное скважинное оборудование, позволяет эксплуатировать в скважине одновременно несколько пластов и облегчает проведение подземного ремонта. С другой стороны увеличение диаметра эксплуатационной колонны ведет к увеличению металлоемкости обсадных колонн, объему бурения и цементирования. Возрастают нагрузки на колонную головку и ее металлоемкость. Все это ведет к увеличению затрат на строительство скважины. Уменьшение диаметра эксплуатационной колонны снижает стоимость ее строительства, но увеличивает затраты, связанные с эксплуатацией скважины. Так применение малогабаритного оборудования ведет к увеличению затрат на приобретение до 2-3х раз. Усложняется поведение подземного ремонта, что ведет, как правило, к увеличению затрат времени, и, следовательно, и материалов, а в некоторых случаях не позволяет произвести необходимый ремонт.
Сооружение скважины
Только сооруженная скважина может ответить на вопрос: имеется ли в данном районе нефтяное или газовое месторождение и какова промышленная ценность залежи углеводородов.
Сооружение скважины, независимо от ее назначения (разведочная, параметрическая, эксплуатационная и т.д.), включает в себя следующие основные этапы:
При бурении в скважину последовательно спускается определенная конструкция, состоящая из обсадных труб. Каждая последующая колонна вставляется в предыдущую, и поэтому имеет все меньший диаметр.
Дно скважины называется забоем. После проведения цементирования скважины образуется новый забой, который называется «искусственный забой». В процессе эксплуатации на забой осаждаются примеси, части изношенного оборудования или упущенный при проведении подземного ремонта инструмент и т.п., что при замерах изменяет глубину скважины и новая точка называется «текущий забой».
После создания герметичной конструкции скважины в эксплуатационную колонну, напротив продуктивного пласта, спускается на забой устройство (перфоратор), которое проделывает отверстия в обсадных трубах и цементном кольце и соединяет продуктивный пласт и скважину. Эти отверстия заполняются газом и пластовой жидкостью (нефтью), поступающей из пласта под избыточным давлением и заполняют скважину.
Требования к конструкции скважин
В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять некоторым общим требованиям, которые сводятся к следующему:
Кроме перечисленных, конструкция скважины должна удовлетворять определенным технологическим требованиям, основными из которых являются:
Разработка конструкции скважины
Основные параметры конструкций скважины: число и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового раствора.
Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико-экономических факторах:
К объективным геологическим факторам относят предполагаемую и фактическую литологию, стратиграфию и тектонику разреза, мощность пород с различными проницаемостью, прочностью, пористостью, наличие флюидосодержащих пород и пластовые давления.
Геологическое строение разреза горных пород при проектировании конструкции скважин учитывают как неизменный фактор.
В процессе разработки залежи ее начальные пластовые характеристики будут изменяться, так как на пластовые давления и температуру влияют продолжительность эксплуатации, темпы отбора флюидов, способы интенсификации добычи и поддержания пластовых давлений, использование новых видов воздействия на продуктивные горизонты в целях более полного извлечения нефти и газа из недр, поэтому эти факторы необходимо учитывать при проектировании конструкции скважин.
Конструкция скважин должна отвечать условиям охраны окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. В связи с этим необходимо обеспечивать условия для качественного и эффективного разобщения пластов. Это один из главнейших факторов.
Таким образом, принципы проектирования конструкций скважин прежде всего должны определяться геологическими факторами.
Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная колонна) не во всех случаях рациональна. В первую очередь это относится к глубоким скважинам (4000 м и более), вскрывающим комплекс разнообразных отложений, в которых возникают различные, иногда диаметрально противоположные по характеру и природе осложнения.
Следовательно, рациональной можно назвать такую конструкцию, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие, отмеченные выше, факторы и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки. Последнее условие является принципиальным, так как практика буровых работ четко подтверждает, что чем меньше времени затрачивается на бурение интервала ствола между креплениями, тем меньше число и тяжесть возникающих осложнений и ниже стоимость проводки скважины.
Легко ли добыть нефть. Устройство нефтяной скважины. Часть 1.
В этой статье я хочу вкратце написать про устройство нефтяной скважины. Про это я уже упоминал в предыдущих статьях, но не было цельного изложения.
При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:
• конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;
• конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;
• конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов (пластовое содержимое, нефть, газ, вода) из одного пласта в другой;
• кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.
Бурят скважину с помощью буровых установок. Для этого на буровую трубу устанавливают породоразрушающий инструмент (долото), его вращают вместе с трубой с помощью ротора или системы верхнего привода. Либо с помощью турбины, которая также закреплена на трубе. Выбуренная порода (шлам), вымывается на поверхность глинистым раствором, который закачивают мощными насосами.
При этом скважина имеет ступенчатую конструкцию, и ее диаметр уменьшается от устья к забою. После бурения каждой ступени в скважину спускают трубу определенного диаметра для закрепления стен скважины. После пространство между стенками трубы и горной породой цементируют.
Первая труба, самого большого диаметра, например 324 мм называется направление. Она нужна для защиты устья и верхнего слоя почвы от размывания.
Затем идет колонна еще меньшего диаметра, которая заходит в нефтеносный пласт. Она называется эксплуатационной. Если скважина глубокая, то между кондуктором и колонной спускается еще промежуточная (техническая) колонна.
Обсадная труба. 168 мм
В зависимости от геологических и технологических условий, скважина может быть пробурена различным образом:
Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.
Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.
Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Пласты не пролегают в недрах по идеальной горизонтали. Поэтому смысла бурить скважину под углом в 90% нет смысла, да и эксплуатировать ее труднее. Поэтому горизонтальной считается скважина, которая пробурена в азимутальном направлении пласта (внутри пласта по углу наклона пласта)
После того, как скважина пробурена и ее стенки зацементированы, на устье обсадные колонны обвязываются колонной головкой. Точнее сказать, что она устанавливается во время бурения и на ней устанавливают противовыбросовое оборудование. Она жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.
На верхний фланец катушки колонной головки монтируется фонтанная арматура. Она необходима для обвязки и герметизации устья, а также для:
• перекрытия добываемой нефти и газа и направления их в трубопровод;
• подвески колонны (подъемной) насосно-компрессорных труб;
• осуществления на скважине различных технологических процедур;
• регулирования и контроля работы скважины;
• монтажа глубинного насоса
Она состоит из двух частей – трубной головки (обвязки) и фонтанной елки. Бывает несколько типов фонтанных арматур, они делятся на тройниковые и крестовые, с кранами и задвижками, однорядные и двурядные (используются редко).
Верхняя часть колонной головки и трубная головка
Фонтанная елка тройникового типа
Планировал написать одну статью, но материала хватит на две. В следующей части рассмотрю подземное оборудование, типы скважин, может еще что вспомню.
PS. Вспомнил забавную историю. В одной из КРС-бригад был мастер, которого звали Фидан Андреевич (сам в ахуе, мама башкирка, папа русский). Инициалы были ФА, как аббревиатура фонтанной арматуры. Так в бригаде, да и везде его за глаза звали Фонтан Арматурыч. Куда поехал? Да к Фонтан Арматурычу
Наука | Научпоп
6.1K постов 69K подписчиков
Правила сообщества
ВНИМАНИЕ! В связи с новой волной пандемии и шумом вокруг вакцинации агрессивные антивакцинаторы банятся без предупреждения, а их особенно мракобесные комментарии — скрываются.
Основные условия публикации
— Посты должны иметь отношение к науке, актуальным открытиям или жизни научного сообщества и содержать ссылки на авторитетный источник.
— Посты должны по возможности избегать кликбейта и броских фраз, вводящих в заблуждение.
— Научные статьи должны сопровождаться описанием исследования, доступным на популярном уровне. Слишком профессиональный материал может быть отклонён.
— Видеоматериалы должны иметь описание.
— Названия должны отражать суть исследования.
— Если пост содержит материал, оригинал которого написан или снят на иностранном языке, русская версия должна содержать все основные положения.
Не принимаются к публикации
— Точные или урезанные копии журнальных и газетных статей. Посты о последних достижениях науки должны содержать ваш разъясняющий комментарий или представлять обзоры нескольких статей.
— Юмористические посты, представляющие также точные и урезанные копии из популярных источников, цитаты сборников. Научный юмор приветствуется, но должен публиковаться большими порциями, а не набивать рейтинг единичными цитатами огромного сборника.
— Посты с вопросами околонаучного, но базового уровня, просьбы о помощи в решении задач и проведении исследований отправляются в общую ленту. По возможности модерация сообщества даст свой ответ.
— Оскорбления, выраженные лично пользователю или категории пользователей.
— Попытки использовать сообщество для рекламы.
— Многократные попытки публикации материалов, не удовлетворяющих правилам.
— Нарушение правил сайта в целом.
Окончательное решение по соответствию поста или комментария правилам принимается модерацией сообщества. Просьбы о разбане и жалобы на модерацию принимает администратор сообщества. Жалобы на администратора принимает @SupportComunity и общество пикабу.
С вертикальной понятно, а как бурят остальные?
Курс молодого нефтяника за 3 минуты. )Очень годно написано! Спасибо.
А каким образом происходит цементирование на глубине?
Почему для вымывания шлама используют глинистый раствор, а не простую воду?
Ну кондукторов по 500м я давно не видел. 900-1300 самое оно.
сейчас хорошо понабрались в интернете и пишут а есть собственные мысли на вещи?
Достояние России, но не россиян.
Оборудование для добычи нефти)
Вобщем это УЭЦН (установка электро центробежного насоса).
Если можно так выразиться,это модульная конструкция,которая позволяет добывать от 16 до 1800 тон жидкости в сутки.(в зависимости от конфигурации,параметров скважины и пожеланий заказчиков).
Сравнительно ШГН (Штанговый Глубинный Насос,та самая «качалка» вдоль дороги,добывает не более 15 тон в сутки.)
Автор пишет, что от писем с рацпредложениями в нефтяные компании нет никакой реакции. Вполне возможно, что в Татнефти письма таки читают. =)
Следом идет патентная заявка от АО Татнефть от 28.02.2019 ( https://i.moscow/patents/RU2713287C1_20200204 ).
Я технически в этом ничего не понимаю, но разделы Реферат и Формула изобретения совпадают слово в слово.
Интересно услушать комментарии юристов по патентному праву.
Правда ли, что нефть образовалась из останков динозавров?
Нередко пишут о том, что в образовании «чёрного золота» важнейшую роль сыграли продукты разложения древних обитателей нашей планеты — динозавров. Мы проверили, так ли это.
(Для ЛЛ: существуют разные теории, но. нет)
Об этом занимательном факте можно прочитать на экономическом портале «Кто в курсе», в учебном курсе для начальных классов «Рыбы, ископаемые и топливо» от Общества инженеров-нефтяников, в повести Виктора Пелевина «Македонская критика французской мысли» и многих других источниках. Распространено подобное мнение и на Западе, где упоминается в образовательных блогах. И в российских, и в зарубежных источниках приводятся свидетельства того, что эта информация долгое время преподавалась в средних школах.
Также в Сети распространён мем:
Учёные до сих пор не пришли к единому мнению о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории её происхождения. Согласно первой — органической, или биогенной, — основой для нефти стали останки древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или покрывались слоями на континенте. Затем, после переработки микроорганизмами и под воздействием температуры и давления, они сформировали богатые органическим веществом нефтематеринские (способные рождать нефть) породы.
Породы эти могут стать основой для нефти в так называемом нефтяном окне — зоне на глубине 1,6–4,6 км с температурой от 60 до 150 °C. В верхней его части температура недостаточно высока, и нефть получается «тяжёлой»: вязкой, густой, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Внизу же температура пластов поднимается настолько, что молекулы органического вещества дробятся на самые простые углеводороды — образуется природный газ. Затем под воздействием различных сил углеводороды мигрируют из нефтематеринского пласта в выше- или нижележащие породы.
Из этого короткого описания может сложиться ложное ощущение скоротечности процесса образования нефти из органических останков. На самом деле он, по расчётам учёных, занимает в среднем от 10 до 60 млн лет.
❗️ Другое дело — искусственные условия: если для органического вещества создать соответствующий температурный режим, то на его переход в растворимое состояние с образованием всех основных классов углеводородов достаточно часа. Подобные опыты сторонники органической гипотезы толкуют в свою пользу: преобразование органики в нефть налицо.
В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти соседствуют с осадочными породами. Мало того, живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры — например, пигменты хлорофилла, широко распространённые в живой природе. Ещё более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода в биомаркерах и других углеводородах нефти. Всё это делает органическую теорию происхождения вещи значительно более популярной в современной науке.
Однако и сторонники неорганической теории приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Версий неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел много, но все они опираются на одни и те же факты.
Во-первых, многие (хотя и не все) месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения нефти встречаются не только в осадочных, но и в магматических и метаморфических горных породах (хотя они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, атмосферах других планет и рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, есть реки и озёра из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. А поскольку считается, что за пределами Земли на данный момент нет жизни, сторонники неорганической теории этим доказывают, что углеводороды вполне обходятся и без органики.
Очевидно, что посильный вклад динозавров в образование нефти может рассматриваться только в рамках первой теории — органической. Однако против этого есть два серьёзных аргумента.
1. Согласно господствующей сегодня концепции, нефть существовала в течение львиной доли времени существования нашей планеты (4 млрд лет). В пользу этого, помимо технических выкладок, говорят многочисленные находки. Например, в 1998 году в Австралии крошечные капли нефти были обнаружены внутри скальных пород, возраст окончательного образования которых доходит до 3,8 млрд лет. В то же время динозавры (кроме так называемых птичьих) просуществовали с отметки примерно в 250 млн лет назад до отметки в 66 млн лет назад. Иными словами, если всю историю существования нефти разбить на 16 равных отрезков, то динозавры попадут в последний, 16-й. Без них нефть вполне удачно образовывалась, хотя немалая часть существующих запасов нефти и появилась в последний отрезок.
2. Животные не составляют и 1% от общей биомассы Земли. Таков расклад сейчас, таким он был, если верить специалистам, и миллионы лет назад. По мнению ученых, исходным материалом для образования нефти служили и продолжают служить микроорганизмы, населяющие прибрежные морские воды, — планктон, 90% которого составляет фитопланктон. Иными словами, нефть — это в первую очередь результат разложения растений, а во вторую (или даже десятую) — животных, и то преимущественно мелких, но почти обязательно морских.
Таким образом, официальная наука не позволяет говорить о каком-то мало-мальски заметном участии динозавров в образовании нефти. В то же время опровергнуть наличие хотя бы микроскопической роли этих животных в процессе тоже невозможно.
Откуда же вообще возникло всеобщее заблуждение «нефть — из динозавров»? Современные исследования говорят о том, что оно могло стать результатом обширной рекламной кампании нефтяной корпорации Sinclair Oil, начавшейся в 1930-е годы в США. Корпорация спонсировала археологические раскопки динозавров, отправляла гигантские модели этих созданий на Всемирные выставки в Чикаго и Нью-Йорке, не говоря о всевозможной символике и сувенирах.
И по сей день динозавр Дино украшает логотип корпорации, в чём-то способствуя жизни этого мифа.