что такое межколонное давление на скважине

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Межколонное давление

В среднем 2 % газовых скважин имеют межколонные давления ( МКД), величина коюрых сосгайляе. Оснивными причинами появления МКД являются негерметичность устьевого, или забойного пакеров, движение газа из пласта по каналам в цементном камне. [31]

Число скважин с негерметичными обсадными колоннами и избыточным межколонным давлением в каждом цехе добычи Ноябрьского региона составляет несколько десятков. Практикой эксплуатации нефтяных скважин подтверждается, что нарушение герметичности резьбовых соединений является основной причиной утечки воды, нефти и выделившегося из нефти растворенного газа в межколонное пространство. [35]

Обобщение полученных результатов исследований позволяет диагностировать источник проявления межколонных давлений и установить возможные направления проведения ремонтно-изоляшюнных работ. [36]

Не допускается проведение ликвидационных работ в скважинах с межколонными давлениями и перетоками из пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты. Межколонные давления и межпластовые перетоки, связанные с некачественным креплением скважин в интервалах залегания пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, должны быть ликвидированы до начала проведения ИЛР. Запрещается извлечение обсадных колонн из скважин, расположенных на месторождениях, содержащих токсичные и агрессивные компоненты. [38]

Особое внимание при консервации и ликвидации скважин должно уделяться межколонным давлениям и наличию в газах сероводорода. [39]

В процессе разработки газовых месторождений на устье многих скважин выявляются межколонные давления ( МКД) в межколонном пространстве ( МКП) сеноманских скважин, а также в верхнем МКП и нижнем МКП нео-комских скважин. Методами ГИС выявляются также заколонные и межпластовые перетоки газа из продуктивных отложений за обсадными колоннами из сеноманских и неокомских отложений. Все это происходит из-за невысокого качества крепления всех обсадных колонн скважин цементированием. [41]

После крепления промежуточных колонн на пробуренных по данной технологии скважинах межколонные давления отсутствуют. [42]

При строительстве скважин на Заполярном месторождении для выявления причин появления межколонных давлений и заколонных перетоков газа организован контроль выполнения проектных решений при строительстве скважин и опрессовках обсадных колонн. Проведен детальный анализ результатов цементирования и всех опрессовок скважины, начиная от опрессовки кондуктора и до его цементного кольца, межколонного пространства между колонной и кондуктором. Организована опрессовка обсадных колонн скважин при получении давления Рст и, при необходимости, после затвердевания цементного камня. [44]

Прием из бурения и временная эксплуатация газовых скважин с наличием межколонного давления на устье обычно разрешаются в случае, если межколонное давление установилось ( не нарастает в течение пяти суток после достижения устойчивого максимума), а величина его не превышает 10 % от статического давления, замеренного в то же время. [45]

Источник

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

Источник

Что такое межколонное давление на скважине

Диагностика скважины. Предупреждение и ликвидация Межколонных перетоков

Геологические условия, технологические ошибки, появление трещин во время эксплуатации скважины в цементном камне кольцевого пространства приводят к появлению межколонных давлений (МКД) в скважинах.
Современные технологии и материалы позволяют в достаточной мере успешно ликвидировать МКД, но далеко не во всех скважинах. Большой процент скважин подлежит ликвидации в связи с невозможностью ликвидировать МКД с устья скважины. Перфорация обсадной колонны и установка цементного моста под давлением с последующим разбуриванием моста, так же не всегда эффективна – и опять ликвидация скважины.

Вложенные файлы: 1 файл

Диагностика скважины. Предупреждение и ликвидация Межколонных перетоков

С.С. Новиков (ООО «ПКФ «Недра-С»)

Геологические условия, технологические ошибки, появление трещин во время эксплуатации скважины в цементном камне кольцевого пространства приводят к появлению межколонных давлений (МКД) в скважинах.

Современные технологии и материалы позволяют в достаточной мере успешно ликвидировать МКД, но далеко не во всех скважинах. Большой процент скважин подлежит ликвидации в связи с невозможностью ликвидировать МКД с устья скважины. Перфорация обсадной колонны и установка цементного моста под давлением с последующим разбуриванием моста, так же не всегда эффективна – и опять ликвидация скважины.

Считается удачным выход тампонажного раствора на устье во время крепления скважины. Но и в этом случае цементная крепь начинает разрушаться во время эксплуатации скважины – под действием колебаний температуры и давления цементный камень растрескивается. Дополнительными факторами, ведущими к появлению МКД, являются также плохое сцепление на границах колонна – цемент и цемент – стенка скважины.

В настоящее время очень большое внимание уделяется диагностике скважины и скважинного оборудования. Не секрет, что нефтегазодобывающее производство на всех его этапах связано с опасностью для экологии окружающей среды. Неверно поставленный диагноз приводит в дальнейшем к увеличению сроков лечения, удорожанию работ или к утрате скважины.

Проводя ГИРС с применением трехкомпонентного геоакустического каротажа (ТК ГАК) с целью определения источника межколонных давлений и межпластовых перетоков, а также анализируя истории скважин, мы пришли к выводу, что даже в скважинах с хорошими показателями акустического (АКЦ) и температурного (ОЦК) каротажа в скважине неизбежно появляется МКД. Температурное расширение труб, опрессовка колонн, спуско-подъемные операции и роторное бурение воздействуют на колонну, пусть незначительно, но этого достаточно для начала процесса трещинообразования в цементном кольце. Появление микродефектов в цементном камне против «башмаков» колонн происходит уже на этапе строительства скважины.

Предлагается метод предупреждения появления МКД. Данный метод, включает в себя следующее:

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.

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.

Возникновение межколонных давлений в эксплуатационных скважинах месторождений Восточной Сибири

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.

Наши технологии

При бурении, ремонте и в процессе эксплуатации скважин достаточно часто в межколонных пространствах (МКП) из-за некачественного крепления скважин или не герметичности колонн, температурных колебаний и т.д. возникают межколонные перетоки и как следствие — межколонные давления (МКД).

Данные перетоки очень опасны, поскольку флюиды могут не только образовать техногенную залежь, но и прорываться на земную поверхность. Подобные факты чреваты возникновением грифонов, которые ставят под угрозу жизнедеятельность на больших земельных площадях и в конечном итоге могут привести к трагическим последствиям.

В настоящее время единственным методом, способным с высочайшей точностью и достоверностью определить перетоки пластовых смесей различной интенсивности является метод трехкомпонентного геоакустического каротажа (ТК ГАК).

Для решения задачи по ликвидации межколонного давления ООО ПКФ «Недра-С» предлагает опробованные и хорошо зарекомендовавшиеся себя технологии закачки на устье специальных герметизирующих составов совместно с обработкой межколонного пространства генератором силовых волн УГСВ:

Для определения источника МКД, контроля за динамикой изменения фильтрации флюида по межколонному пространству в процессе изоляционных работ и определения качества герметизации после закачки специальных составов проводятся геофизические исследования методом ТК ГАК.

КЛАССИФИКАЦИЯ ДАВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ

зона — 3.11 зона: Пространство, содержащее логически сгруппированные элементы данных в МСП. Примечание Для МСП определяются семь зон. Источник: ГОСТ Р 52535.1 2006: Карты идентификационные. Машиносчитываемые дорожные документы. Часть 1. Машин … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Природный газ — (Natural gas) Природный газ это один из самых распространенных энергоносителей Определение и применение газа, физические и химические свойства природного газа Содержание >>>>>>>>>>>>>>> … Энциклопедия инвестора

форма — 3.2 форма (form): Документ, в который вносятся данные, необходимые для системы менеджмента качества. Примечание После заполнения форма становится записью. Источник: ГОСТ Р ИСО/ТО 10013 2007: Менеджмент организации. Руководство по документированию … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Горные породы — природные агрегаты минералов более или менее постоянного состава, образующие самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору. Термин «Г. п.» впервые в современном смысле употребил (1798) русский минералог и химик В. М. Севергин … Большая советская энциклопедия

Пьезометрическая скважина

Смотреть что такое «Пьезометрическая скважина» в других словарях:

ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКАЯ СКВАЖИНА — буровая скважина, предназначенная для постоянного наблюдения в какой либо части нефтяной залежи, водоносного горизонта за изменением пластового давления … Большой Энциклопедический словарь

ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКАЯ СКВАЖИНА — спец. скважина, используемая для наблюдения за динамикой пластового давления в к. л. части нефт. залежи. П. с. оборудуется регистрирующими давление манометрами или пьезографами, записывающими колебания уровня жидкости в скважине во времени … Большой энциклопедический политехнический словарь

ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКАЯ СКВАЖИНА — буровая скважина, предназначенная для пост. наблюдения в к. л. части нефт. залежи, водоносного горизонта за изменением пластового давления … Естествознание. Энциклопедический словарь

СКВАЖИНА РЕАГИРУЮЩАЯ — см. Пьезометрическая скважина. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978 … Геологическая энциклопедия

ДЕПРЕССИОННАЯ ПОВЕРХНОСТЬ — пьезометрическая поверхность напорных или свободная поверхность безнапорных вод, снижающаяся к месту их выхода на поверхность земли, к месту перетекания в более глубокие водопроницаемые породы, к пункту откачки (скважина, колодец, шахты и др.). В … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии

Источник