Что такое межколонка на скважине
Что такое межколонка на скважине
Всем выгодно устранить межколонное давление
Мы устраним давление в обсадной колонне – уже сегодня
Что такое межколонное давление?
Межколонное давление (МКД) имеют >30% скважин по всему миру и может присутствовать во всех межколонных пространствах, включая затруб.
Ознакомьтесь с нашими изделиями для:
Миграция газа из пласта через цементый камень
МКД вызван миграцией газа из пласта под высоким давлением через цементый камень в любом из кольцевых затрубных пространств скважины.
Стоит отметить, что давление не может быть определено как МКД, если оно вызвано нагнетанием газа или воды в скважину, а также полностью вызвано термическим воздействием.
МКД также может быть вызвано:
Почему МКД это плохо
МКД в любой скважине означает, что целостность скважины уже нарушена. Нарушенная целостность скважины создаёт ряд серьёзных рисков, от загрязнения подземных вод, угрозы здоровью и жизни, до крупных катастроф.
Предотврати грифон
Опыт по отрасли показал, что МКД чаще всего возникает из-за плохого цементного камня с внешней стороны эксплуатационной колонны.
Когда давление приводит к выходу из строя эксплуатационной колонны, результат может быть катастрофическим. Внешние обсадные колонны также могут выйти из строя, что может привести к грифону. Предотврати грифон!
Устрани выбросы парниковых газов из ликвидированных скважин
Существует значительное количество добывающих и ликвидированных скважин с МКД, которые представляют собой потенциальный источник выброса природного газа из повреждённых обсадных колонн из-за негерметичного цементного камня и миграции газа. Выбросы природного газа или метана оказывают сильное негативное влияние на наш климат.
Устрани выбросы парниковых газов из ликвидированных скважин!
Исключи риск прорыва воды
Из-за постоянного увеличения добычи воды из старых резервуаров возникают дополнительные расходы из-за необходимости утилизировать воду. Также снижается эффективность добычи углеводородов из скважины.
Исключи риск прорыва воды!
Оставайтесь на связи c Welltec
Узнайте, как мы расширяем границы использования наших технологий в нефтегазовой и геотермальной сфере.
Благодарим Вас за подписку на новости от Welltec®
Надеемся, вам понравится узнавать больше о Welltec®.
Наши технологические решения для исключения МКД.
Надёжные и долговечные барьеры кольцевых затрубных пространств имеют решающее значение для обеспечения целостности скважин. Цементирование является традиционным средством создания этих барьеров в промышленности, которое используется уже почти 100 лет.
Тем не менее, нефтегазовая отрасль бурит и заканчивает скважины не так, как это было столетие назад. Каждый этап строительства скважин получил технологическое развитие.
Достижения в бурении, особенно связанные с технологиями горизонтальных скважин, привели к возникновению таких условий, которые часто превосходят возможности цемента обеспечить надёжную герметизацию затрубного кольцевого пространства на протяжении всего срока службы скважины.
Усилия по преодолению проблем, связанными с плохим цементированием многих современных скважин, могут привести к сложным, дорогостоящим и длительным операциям.
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]
Возникновение межколонных давлений в эксплуатационных скважинах месторождений Восточной Сибири
Е.Е. Милосердов, Д.С. Лошаков, Д.Ф. Ганиев, П.В. Герлинский, С.А. Лемешов, А.П. Измайлов, М.С. Дьяченко
Одним из приоритетных направлений стратегического развития ПАО «НК «Роснефть» является разработка месторождений Восточной Сибири.
Выполнение поставленных задач по разработке месторождений возможно только в случае соответствия технического состояния построенных эксплуатационных скважин существующим нормам и правилам, установленным для таких объектов. К сожалению, современное состояние качества крепления эксплуатационных скважин не может обеспечить стопроцентных гарантий их безаварийной эксплуатации.
Об этом может свидетельствовать как образование межколонных (заколонных) проявлений, так и открытых выходов газа на поверхности (грифонов).
Ранее проведенные корпоративными научно-исследовательскими проектными институтами исследования, направленные на повышение качества крепления эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин, позволяют сделать вывод о том, что к основным причинам, обусловливающим герметичность крепи, относятся следующие дефекты:
– несовершенство цементного кольца в заколонном пространстве;
– негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн;
– негерметичность уплотнительных элементов оборудования.
Каналы в цементном камне образуются за счёт проникновения газа под воздействием перепада давлений по микротрещинам и макротрещинам, которые возникают в ходе эксплуатации скважин за счёт различий в коэффициентах линейного и объёмного расширения металла труб и цементного камня. Другая распространенная причина образования каналов – седиментационное оседание твердых частиц цемента в процессе его твердения. Данное явление особенно характерно для наклонных скважин. При этом оседание твердых частиц происходит по нижней образующей ствола скважины, а по верхней при этом возникает поток жидкости затворения, направленный в обратном направлении.
Зазоры между цементным камнем и стенками скважины и обсадной колонны возникают в основном под воздействием двух факторов:
– в результате воздействия на крепь различных нагрузок, вызывающих деформацию отдельных элементов крепи (разбуривание цементного стакана, опрессовка, перфорация и т.д.);
– в результате неполного вытеснения бурового раствора цементным.
Весь комплекс многолетних исследований, проведенных в различных странах [1], свидетельствует, что крепление газовых и газоконденсатных скважин с использованием тампонажных цементов очень часто не обеспечивает должного качества работ. В частности, неоднократно отмечалось проникновение углеводородов по подземным и грунтовым водам за десятки километров от скважин.
Научным анализом установлен факт, что для устранения проблемы возникновения заколонных перетоков и межколонных давлений в эксплуатационных скважинах нет единой технологии, применение которой позволило бы избежать на этапе строительства или полностью ликвидировать в процессе эксплуатации эти явления. В каждом конкретном случае месторождению требуется комплексный подход к разрешению данной проблемы, затрагивающий все этапы и аспекты процессов строительства скважин [2].
В целях разрешения существующей проблемы возникновения межколонных давлений в процессе строительства и освоения скважин ПАО «НК «Роснефть» совместно с корпоративными научно-исследовательскими проектными институтами в рамках договоров на научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки выполнило ряд работ, в результате которых:
1. Установлены наиболее вероятные источники поступления газа в заколонное пространство и на дневную поверхность. Выявлено, что наиболее вероятным источником появления грифонов является газ залежи пластов, который перекрывается технической колонной.
2. Сделан вывод о том, что применение традиционных технологий бурения и закачивания скважин в аномальных геологотехнических условиях разработки месторождений Восточной Сибири не в полной мере обеспечивают качество и эффективность буровых работ. А именно сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов, долговременную изоляцию от водонасыщенности, стабилизацию исходных свойств в буровых и тампонажных растворах, предупреждение межпластовых заколонных перетоков, газоводопроявлений и грифонообразований на поверхности.
3. Практическое применение получила технология применения газоблокирующей добавки в интервале газового пласта, которая формирует тонкую непроницаемую для газа корку в цементном растворе. Также применяется на прак тике проведение пенного цементирования обсадных колонн, которое обеспечивает:
– высокое качество замещения бурового раствора;
– отсутствие усадки при схватывании;
– улучшенное качество сцепления за счёт энергии сжатого газа;
– повышенную долговечность цементного камня (устойчивость к нагрузкам);
– препятствие газовой миграции;
– возможность закачки вспененных буферных жидкостей;
– обеспечение герметичности межколонного пространства.
4. Внесены существенные коррективы в существующую проектную документацию в части крепления эксплуатационных скважин месторождений Восточной Сибири. В частности, такие технологии, как использование «чистого» необлегченного тампонажного раствора для цементирования промежуточной обсадной колонны от устья до забоя, а также применение дополнительных заколонных пакеров для перекрытия межколонных пространств «кондуктор – техническая колонна» и «техническая колонна – эксплуатационная колонна».
5. Разработан регламент предприятия «По безаварийной эксплуатации и предупреждению возникновения межколонных (заколонных) перетоков при строительстве и эксплуатации скважин на месторождениях Восточной Сибири». Оперативное внедрение в существующую практику ведения буровых работ на месторождениях Восточной Сибири технологий, разработанных в результате совместной деятельности, позволило существенно снизить процент возникновения межколонных (заколонных) перетоков.
Вышеизложенное дает основание к выводу о том, что дальнейшие научные разработки корпоративных научно-исследовательских проектных институтов в этом направлении позволят в перспективе полностью устранить рассмотренную проблему. Полученный при этом опыт возможно будет применен на всех месторождениях Российской Федерации.
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
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 поста 69.1K подписчика
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.