Обвязка скважины нефтяной что это

Нефтянка для инженеров, программистов, математиков и широких масс трудящихся, часть 2

Сегодня мы расскажем о том, как буровые станки бороздят просторы Сибири, из чего состоит скважина; зачем, для того, чтобы добыть что-нибудь нужное, надо сначала закачать в пласт что-нибудь ненужное; и из чего, собственно, сделана нефтяная залежь. Это вторая часть из серии статей для будущих математиков-программистов, которым предстоит решать задачи, связанные с моделированием нефтедобычи и разработкой инженерного ПО в области сопровождения нефтедобычи.

Первую часть серии можно прочесть здесь

Конструкция скважины

Скважина – это отверстие в земле, в земной коре (в почве, потом в глине, потом во всяких разных породах – все видели слоистость земли на стенке любого строительного котлована), пробуренное до глубины залегания месторождения с целью выкачивания из месторождения чего-нибудь нужного (нефти или газа) или закачивания в месторождение чего-нибудь ненужного (воды или углекислого газа). Места, где нефть можно просто черпать с поверхности земли или поднимать воротом из неглубоких колодцев, почти закончились: теперь до нефти нужно сначала добуриться.

Скважину бурят буровой установкой, которая насаживает на трубу специальное буровое долото с вращающимися резцами. В зависимости от способа, может вращаться сама труба вместе с резцами, или труба может не вращаться, но в буровой инструмент подаётся по той же трубе (бурильной колонне) электричество или буровой раствор под давлением. В последнем случае буровой раствор и приводит в движение долото, и он же обратным потоком жидкости выносит на поверхность всё, что там резец набурит. Не знаю, как вы, а я был в своё время восхищён такой инженерной идеей. Там ещё и телеметрия передаётся обратно звуковыми волнами тоже по потоку жидкости.

В процессе бурения можно увеличивать или уменьшать вертикальную нагрузку на долото (то есть, давить вниз) для изменения скорости проходки, а также потихоньку отклонять буровую колонну для того, чтобы направлять скважину в ту или иную сторону. По понятным причинам для бурения нескольких скважин удобнее всего начинать бурение в одном и том же месте, называемом кустом скважин: удобно подвозить к одному месту руду, дерево, ртуть, серу, кристаллы, золото материалы, бригады, оборудование, подводить электричество, а после запуска всех скважин в работу – собирать нефть. Делать это с десятка скважин на одном кусту очевидно удобнее, чем с десятка скважин, рассредоточенных на необъятных просторах торфяных болот Сибири. Поэтому начинают бурить все скважины куста с одной площадки, и постепенно разводят их по траекториям в разные стороны, чтобы на поверхности все траектории скважин куста сходились в одном месте, но внизу равномерно распределялись по какому-то заданному участку месторождения. Это означает, что чаще всего у набора скважин с одного куста есть несколько типовых участков траектории: начальный участок продолжается участком, где скважины разводятся по разным азимутам. Если кто забыл, азимут – это направление, на которое стрелка компаса указывает, точнее – отклонение от этой стрелки. Потом идёт участок набора глубины, потом участок хитрого входа в нефтесодержащий пласт, ну и собственно, участок скважины внутри нефтесодержащего пласта, где в скважину через её стенки поступает нефть.

Чаще всего месторождение “в длину” и “в ширину”, то есть по латерали, гораздо больше, чем “в высоту”, то есть по вертикали. По латерали месторождение может простираться на километры, десятки и сотни километров, а по вертикали – на метры, десятки и сотни метров. Также очевидно, что чем более длинная часть скважины находится внутри месторождения, тем больше нефти будет к такой скважине притекать. Поэтому сейчас большая часть буримых скважин – горизонтальные. Это не значит, что вся скважина горизонтальная – нет, наверху всё такой же “паук” с лапками вниз и в разные стороны. Условно вертикальная скважина “протыкает” месторождение вертикально, а условно горизонтальная скважина имеет довольно длинный (сотни метров) вскрывающий месторождение горизонтальный участок.

После бурения скважину отдают в освоение. Дело в том, что при бурении скважина и прилегающая к ней часть пласта оказывается забита всяким мусором и шламом: мелкими и крупными частицами породы, утяжелителями бурового раствора и так далее. Задача освоения – очистить скважину, очистить место соединения скважины с пластом, очистить прилегающую часть пласта (призабойную зону) так, чтобы то, что мы хотим добывать или закачивать, не испытывало затруднений на своём пути. После освоения скважина готова к добыче: спускай длинную насосно-компрессорную трубу (НКТ), на которой находится насос, открывай задвижку на самой скважине, включай насос и готовь ёмкости или трубопровод.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Правда, даже если вы сделаете всё в точности как описано выше, ёмкость вам понадобится маленькая, а трубопровод тоненький. Всё потому, что большинство месторождений, находящихся в разработке сейчас, являются настолько плохими (низкопроницаемыми), что бурение обычных вертикальных или даже горизонтальных скважин становится экономически неэффективным. Причём хорошо, если просто экономически неэффективным – в конце концов, всегда можно напечатать долларов и раздать бедным сланцевым компаниям – а вот если энергетически неэффективным (когда в добываемой нефти энергии меньше, чем требуется потратить на бурение и добычу), то совсем пиши пропало. На помощь пришла технология гидравлического разрыва пласта.

Суть гидроразрыва пласта (ГРП) заключается в следующем. В скважину под большим давлением (до 650 атм. или даже 1000 атм.) закачивают специальную жидкость, похожую на желе (собственно, это и есть желе). Это давление разрывает пласт, раздвигая слои породы. Но на той глубине, где обычно производится ГРП, порода сильнее сдавлена сверху, чем с боков, поэтому давлению проще раздвинуть её в стороны, чем вверх. Трещина получается почти плоская и вертикальная, при этом ширина её составляет считанные миллиметры, высота – десятки метров, а длина может доходить до нескольких сотен метров. Затем вместе с жидкостью начинает подаваться пропант – похожая на песок смесь крепких керамических гранул диаметром от долей миллиметров до миллиметров. Цель ГРП – закачать побольше пропанта в пласт так, чтобы образовалась очень хорошо проницаемая область, соединённая со скважиной. Жидкость, конечно, утечёт в пласт, а пропант останется там, куда успел дойти и не даст трещине полностью сомкнуться, обеспечивая высокопроводящий канал. Если до ГРП нефть в скважину притекала только со стенки самой скважины, то после ГРП нефть притекает со всей (ну может и не со всей, а может только с половины, точно никто не скажет) поверхности трещины. То есть площадь с которой притекает нефть, после ГРП увеличивается где-то в 1000 раз. А значит растёт (пусть и не в 1000 раз) и дебит скважины, что в конечном итоге позволяет разрабатывать месторождения, которые ранее считались нерентабельными.

Современные технологии дошли до того, что позволяют сделать на скважине не одну трещину ГРП, а целый набор, называемый стадиями (чемпионские скважины сейчас имеют длину горизонтального участка до 2000 м. и до 30-40 трещин ГРП).

Физико-химические свойства нефтесодержащей породы

Важно понимать, что и пористость, и все остальные описываемые далее параметры, не являются на самом деле одним числом, которое справедливо для всего месторождения. Это показатели, которые зависят от самой породы и пропитывающих её флюидов, и, конечно же, меняются от точки к точке, потому что само месторождение практически всегда неоднородно (пусть и масштаб этой неоднородности может быть очень разным). Там, где в пределах месторождения залегают глины, пористость будет мала, где залегают песчаники – там пористость будет велика, и так далее. Кстати, мы всё равно не сможем описать каждый кубический сантиметр породы, поэтому от реальности при моделировании нам придётся отступить, и считать, что на каком-то масштабе (например, в ячейках размером 10 метров на 10 метров на 1 метр) свойства породы и всего остального не меняются.

Второй важный показатель – проницаемость породы. Она показывает способность породы пропускать сквозь себя флюид. Флюид, кстати, – это то, что может течь, жидкость или газ. Когда пустот в породе мало, порода не пропускает сквозь себя флюид. Мысленно представим, что пустот в породе становится всё больше и больше: начиная с определённого момента отдельные пустоты начинают соединяться друг с другом и происходит перколяция – возникают каналы, по которым флюид может начинать двигаться. В быту мы часто сталкиваемся с пористыми материалами с высокой и низкой проницаемостью: губку для посуды легко “продуть” насквозь, хлеб уже больше сопротивляется попыткам продуть сквозь него воздух, а продуть насквозь пробку не легче, чем надуть резиновую грелку. Измеряется она в единицах дарси, но чаще в ходу миллидарси мД и нанодарси нД.

Во всех этих случаях можно заметить следующие закономерности. Через одни материалы (с высокой проницаемостью) всё фильтруется легче, чем через другие – и жидкости, и газы. Кроме этого, газы вообще фильтруются легче, чем жидкости. Да и среди жидкостей всё не так однозначно – любой может заметить в домашних условиях, что жидкий гелий (у любой рачительной хозяйки в холодильнике всегда есть) фильтруется гораздо легче, чем вода… а вода фильтруется гораздо легче, чем, например, кисель. Это происходит потому, что на скорость фильтрации влияет не только проницаемость (через что фильтруется), но и вязкость (что фильтруется).

Нефтяники всё время говорят про фильтрацию, используя именно это слово, но нужно привыкнуть к его особенному значению. Кофе фильтруется через бумажную салфетку, оставляя на ней частицы зёрен, но нефть, газ и флюиды фильтруются через породу немного в другом смысле. Слово “фильтруется” в нефтянке надо понимать просто как “течёт сквозь”.

Во всех приведённых примерах чтобы что-то начинало продуваться, мы начинали дуть, то есть прикладывать разность давлений. Если взять сантехническую трубу, набить её пористой средой и приложить к одному концу трубы повышенное давление газа или жидкости (с другой стороны будет обычное, атмосферное), то закон Дарси утверждает, что скорость фильтрации (дебит, то есть расход продуваемого флюида в секунду) будет пропорциональна проницаемости и перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости и длине трубы. Если в два раза увеличить длину трубы, для сохранения такой же скорости потока нужно в два раза увеличить перепад давления, а если в два раза увеличить вязкость продуваемого газа или жидкости, то для сохранения скорости продува нужно в два раза увеличить проницаемость продуваемой среды.

Как связана пористость и проницаемость?

Во-первых, для реальных материалов, в том числе для горных нефтенасыщенных пород, они действительно друг с другом чаще всего коррелируют. Во-вторых, правильнее говорить, что пористость является причиной для проницаемости. Очевидно, что если пористость равна нулю, то и проницаемость тоже равна нулю. Но вот все остальные зависимости – скорее статистические. Да, действительно, чаще всего, чем больше пористость, тем больше и проницаемость, и вообще, чаще всего пористость и проницаемость связаны экспоненциальной статистической зависимостью (обратите внимание, что на картинке одна ось – логарифмическая). Однако техногенные вещества могут эту зависимость нарушать: так аэрогель имеет высокую пористость (90-99%), но очень низкую проницаемость (я думаю, меньше 1 нД).

На что влияет проницаемость? На скорость добычи, конечно. Насос, спущенный в скважину очень быстро “выбирает” нефть вокруг себя и снижает давление в призабойной (прилегающей к нижней части скважины) зоне, а дальше в игру вступает проницаемость. Если она достаточно высока, то перепад давления, созданный насосом, вызывает фильтрацию пластовой жидкости из дальней зоны, а если проницаемость мала, то сколько ни снижай насосом давление в призабойной зоне (а у давления нет верхнего предела, но очень даже есть нижний – создать давление ниже нуля атмосфер ещё никому не удавалось!), существенный приток не вызовешь. Гипотетически, если выкопать скважину глубиной два километра в породе с нулевой проницаемостью (говорю же – гипотетически), то скважину можно полностью осушить, и на дне её будет то же самое атмосферное давление (ну ладно, чуть больше), но ничего никуда течь не будет.

В итоге, в так (неправильно) называемых “сланцевых” месторождениях нетрадиционной нефти с их крайне низкой проницаемостью бурить обычные скважины бесполезно: нефть есть, её много, но из-за низкой проницаемости скорость фильтрации такая низкая, что скважины дают мизер, не окупающий даже их эксплуатацию. Что делать? Увеличивать площадь скважины, но не увеличивая её диаметр (обрушится!), а создавая в пласте соединённую со скважиной открытую трещину ГРП, пусть и тонкую, но с большой площадью стенок. И даже это позволяет добывать нефть только с того объёма, который хоть как-то трещинами был затронут, а с соседнего кубокилометра так ничего и не притечёт.

Итак, пористость определяет теоретический доступный к добыче объём месторождения, а проницаемость определяет скорость фильтрации нефти к скважине. Третий важный параметр, описывающий свойства нефтесодержащей породы – это насыщенность, в частности, нефтенасыщенность. Пористость описывает объем “пустоты” в породе, которую может занимать любой подвижный агент – хоть жидкость, хоть газ. Но таких кандидатов в месторождении несколько: это может быть действительно газ, в условиях месторождения это чаще всего природные газообразные углеводороды (метан, этан, пропан и так далее), или какой-нибудь техногенный углекислый газ, если его уже успели закачать. И это может быть, собственно, нефть и вода. Откуда там возьмётся вода? Правильный вопрос на самом деле – откуда там взялась нефть, потому что вода там была с самого начала: напоминаю, когда-то всё это было дном океана. Это нефть в ловушку месторождения пришла и вытеснила воду, но вытеснила не всю воду, что там изначально была. В итоге когда мы начинаем разрабатывать месторождение, часть порового объёма в любой точке может быть занята нефтью, часть газом, а часть водой.

Доля порового объёма, занимаемая нефтью – это и есть нефтенасыщенность. Особенность этого показателя в том, что он может меняться в процессе разработки месторождения. Когда через нагнетательные скважины начинают закачивать воду, нефтенасыщенность в разных точках месторождения начинает меняться.

Кроме нефтенасыщенности есть ещё и газонасыщенность – доля свободного газа в поровом объёме (какое-то количество газа, кроме этого, ещё и растворено в нефти – оно учитывается в другом месте). В каких-то месторождениях есть свободный газ (он скапливается в верхней части месторождения в виде так называемой газовой шапки), в каких-то нет. Какая-то часть порового объёма, кроме этого, обязательно занята водой – доля этого объёма называется водонасыщенностью. В любом случае, сумма нефте-, газо- и водонасыщенности всегда равна единице, потому что – а чем ещё может быть занят поровый объём между крупинками породы?

Следующим важным физическим параметром, влияющим на добычу нефти, является так называемое пластовое давление – давление флюида между частичками породы в каждой точке месторождения. Сами частички ещё испытывают на себе геостатическое давление “скелета” всей породы, что ещё лежит сверху, но это уже совсем другая история.
Нефтяники любят высокое давление и не любят низкое давление, потому что давление – это накопленная энергия, которой можно воспользоваться. Иногда нефть находится в месторождении под таким высоким давлением, что её, по сути, и качать не надо – достаточно добуриться скважиной до месторождения, и пластовое давление начнёт самостоятельно выталкивать нефть на поверхность: скважина даст фонтан нефти – только и успевай подставлять вёдра и тазики, нефть хлещет сама, без каких-либо затрат электричества на добычу!

Давление тесно связано с таким показателем, как сжимаемость. Мысленно представим себе колбу, наполненную, например, газом. Пусть давление там равно атмосферному. Затолкаем туда ещё 1% объёма газа и посмотрим, как изменилось давление. Если у вас нет под руками манометра, придётся поверить на слово – изменится не очень сильно (вы удивитесь — но на на тот же 1%). Возьмите пустую бутылку 0.7 (можно взять полную и предварительно её опустошить, но тогда дальнейшие опыты могут столкнуться с проблемами) и убедитесь, что немного воздуха туда выдохнуть всегда можно: газ очень хорошо сжимаем, его сжимаемость велика. А вот если газ заменить на жидкость, попытка впихнуть ещё немного жидкости в полную колбу в случае успеха, скорее всего, закончится печально: давление вырастет моментально и очень сильно, потому что жидкость плохо сжимается, её сжимаемость мала.
Можно сказать, что сжимаемость позволяет накапливать упругую энергию сжатия в веществе, и именно сжимаемость гораздо больше, чем давление, определяет, сколько энергии в сжатой среде накоплено. Если сжимаемость велика, энергии можно накопить много. Если сжимаемость мала, энергии много не накопишь. Представьте баллон с манометром, показывающим 220 атмосфер давления внутри. Если эту энергию пустить в дело, например, засунуть в ракету, то высоко ли она полетит? Оказывается, всё определяется не тем, сколько атмосфер давления, а тем, что там внутри сжато. Если там воздух, ракета взлетит, а если только вода – не взлетит. Посмотрите, как летают пневмогидравлические ракеты и подумайте, зачем они “пневмо” и зачем гидравлические. Тот же самый принцип используется в гидроаккумуляторах в домашней системе водоснабжения – вода не позволяет накопить много энергии сжатия, чтобы не включать каждый раз насос, когда вы открываете кран, а газ – легко.

Сжимаемость нефти больше сжимаемости воды, но гораздо меньше сжимаемости газа, поэтому при добыче нефти, если не замещать доставаемый объём из месторождения чем-то ещё, пластовое давление очень быстро падает. Ещё, когда говорят о сжимаемости, нужно держать в уме, что при наличии породы и различных насыщающих агентов (воды, нефти, газа), сжимаемость (разная) есть у них всех, и кроме этого, можно говорить об общей сжимаемости всей этой системы.

Газовая шапка на месторождении часто играет ту же самую роль аккумулятора, что воздух в пневмогидравлической ракете, поэтому случайно стравить газовую шапку месторождения – значит потерять ту значительную часть энергии, которая могла бы выдавливать в скважины нефть, а еще к тому же пустить нефть туда, где раньше был газ. А всем известно, если пролить куда-то сметану из банки, а потом попытаться собрать ее обратно, чтобы мама не ругалась… часть сметаны обратно собрать не получится, и с нефтью то же самое.

В следующей части мы расскажем, как месторождения образовывались, что с ними происходит в процессе добычи, а также изучим физико-химические свойства нефти, воды и газа.

Источник

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Основное назначение оборудования устья нефтяных скважин и их кустов – обвязка колонн бурильных и обсадных труб, цель которой – контроль за уровнем жидкости в самих трубах и в затрубном пространстве, предупреждение случайных выбросов и предотвращение фонтанирования добываемой из пласта жидкости.

В состав устьевого оборудования входят противовыбросовые устройства и механизмы, обеспечивающие безопасное бурение, а также специальный комплект оборудования, обеспечивающий проведение работ по испытанию пластов.

В состав противовыбросового оборудования входят:

Основные требования к устьевому оборудованию

Оборудование, используемое для обвязки устья нефтяной скважины (кустов скважин), должно давать возможность:

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Обвязка устья нефтяной скважины производится по приведенной ниже схеме. Эта схема и тип превентора должны отвечать требованиям, которые оговариваются техническим проектом и геолого-техническим нарядом, которые оформляются перед началом строительства скважин или их кустов.

Обвязка нефтяной скважины. Схема устья

Выкидные трубопроводы, отходящие от превенторов, должны быть направлены по прямой в противоположные стороны и оборудованы рабочей и резервной задвижкой, рассчитанной на высокое давление. Между ними ставится манометр, предельное значение давления в котором должно быть на 50 процентов выше ожидаемого.

Специальное контролирующее оборудование устья устанавливают на бурильную трубную колонну, для обеспечения контроля притока газа и жидкости и, в случае необходимости, для предотвращения выброса из трубы ствола газированной пластовой жидкости.

Устьевую головку, которая может быть как вертлюжного, так и неподвижного типа, либо цементировочную головку привинчивают к верхней бурильной трубе. Эта головка, при помощи подвижных шарнирных угольников подсоединяется к металлическому манифольду (с применением быстроразъемных соединений), Манифольд необходимо жестко закрепить с помощью опор к элементам буровой установки, чтобы исключить вибрацию трубопровода. Диаметр манифольда (выкидной линии) должен быть подобран в соответствии с диаметром ствола головки устья и с диаметром превенторного выкида.

Дополнительный трубопровод, идущий от устьевой крестовины, выводят из-под пола буровой установки. Он должен на конце иметь быстроразъемное соединение, которое в процессе бурения закрывают при помощи заглушки. Сама устьевая крестовина обвязывается задвижками, рассчитанными на высокое давление. Их назначение – перекрытие потока жидкости в дополнительную трубопроводную систему с целью отвода поступающей из пласта жидкости в специально приготовленную для этого ёмкость.

Длина отводного трубопровода должна быть:

Для этого используется цементировочный агрегат, рассчитанный на полуторное по сравнению с ожидаемым пластовым давление. По окончании опрессовки гибкого манифольда, на боковых превенторных отводах необходимо закрыть задвижки, а кран устьевой головки и кран блока контрольных задвижек, предназначенных для мониторинга притока пластовой жидкости с помощью выхода воздуха из опущенного под воду в специальную емкость шланга, необходимо открыть.

Упрощенная обвязочная схема

Допустимо проведение испытания пласта, если устьевая головка установлена по упрощенной обвязочной схеме (см. далее), выше на четыре – пять метров, чем уровень стола ротора.

В таком случае перед началом проведения испытания необходимо подготовить специальную площадку и лестницу, чтобы иметь возможность экстренно закрыть на головке устья кран высокого давления.

Источник

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 69.2K 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.

Источник