The evaluation of physical properties, usually including pressure, temperature and wellbore trajectory in three-dimensional space, while extending a wellbore. MWD is now standard practice in offshore directional wells, where the tool cost is offset by rig time and wellbore stability considerations if other tools are used. The measurements are made downhole, stored in solid-state memory for some time and later transmitted to the surface. Data transmission methods vary from company to company, but usually involve digitally encoding data and transmitting to the surface as pressure pulses in the mud system. These pressures may be positive, negative or continuous sine waves. Some MWD tools have the ability to store the measurements for later retrieval with wireline or when the tool is tripped out of the hole if the data transmission link fails. MWD tools that measure formation parameters (resistivity, porosity, sonic velocity, gamma ray) are referred to as logging-while-drilling (LWD) tools. LWD tools use similar data storage and transmission systems, with some having more solid-state memory to provide higher resolution logs after the tool is tripped out than is possible with the relatively low bandwidth, mud-pulse data transmission system.

In the oil and gas industries, coiled tubing refers to metal piping, normally 1" to 3.25" in diameter, used for interventions in oil and gas wells and sometimes as production tubing in depleted gas wells, which comes spooled on a large reel. Coiled tubing is often used to carry out operations similar to wirelining. The main benefits over wireline are the ability to pump chemicals through the coil and the ability to push it into the hole rather than relying on gravity. However, for offshore operations, the 'footprint' for a coiled tubing operation is generally larger than a wireline spread, which can limit the number of installations where coiled tubing can be performed and make the operation more costly. A coiled tubing operation is normally performed through the drilling derrick on the oil platform, which is used to support the surface equipment, although on platforms with no drilling facilities a self supporting tower can be used instead. For coiled tubing operations on sub-sea wells a Mobile Offshore Drilling Unit (MODU) e.g. semi-submersible, Drillship etc. has to be utilised to support all the surface equipment and personnel, whereas wireline can be carried out from a smaller and cheaper intervention vessel. Onshore, they can be run using smaller service rigs, and for light operations a mobile self-contained coiled tubing rig can be used.

The tool string at the bottom of the coil is often called the bottom hole assembly (BHA). It can range from something as simple as a jetting nozzle, for jobs involving pumping chemicals or cement through the coil, to a larger string of logging tools, depending on the operations.

Coil tubing has also been used as a cheaper version of work-over operations. It is used to perform open hole drilling and milling operations. It can also be used to fracture the reservoir, a process where fluid is pressurised to thousands of psi on a specific point in a well to literally break the rock apart and allow the flow of product. Coil tubing can perform almost any operation for oil well operations if used correctly

A top drive is a mechanical device on a drilling rig that provides clockwise rotational force to the drill string to facilitate the process of drilling a borehole. It is an alternative to rotary table. It is located at the swivel place and allows a vertical movement up and down the derrick.

An advantage of a top drive is that it allows the drilling rig to drill longer sections of a stand of drill pipe. A rotary table type rig can only drill 30'-60' (double-triple respectively) sections of drill pipe while a top drive can drill 60' to 90' stands, depending on the drilling rig type. Having longer sections of drill pipe allows the drilling rigs to drill deeper sections of the wellbore, thus making fewer connections of drill pipe.

Several different kinds of top drives exist, and are usually classified based on the "Safe Working Load" (SWL) of the tool, and the size and type of motor used to rotate the drillpipe. For offshore and heavy duty use, a 1000 short ton, top drive would be used, where a smaller land rig may only require a 500. Motors are available in all sizes, and come in Hydraulically powered, AC, or DC motors.

A top drive is a hydraulic or electric motor suspended in the derrick (mast) of a drilling rig, which rotates the drill string and bit and is used in the actual process of drilling the well. Using a top drive eliminates the need for the traditional kelly and rotary table and reduces the amount of manual labour and associated hazards that have traditionally accompanied this task. For drilling contractors and producers, utilizing top drive technology translates into increased efficiency in its operations. Top drive ratings are based on the safe static hook load, this rating relates to the main thrust bearing (usually the weakest link). Top drive ratings of 500 short tons typically have an API rating lower than 500T, due to required calculations of rotation with a percentage of rated load

Lost circulation can be one of the more serious problems that can arise during the drilling of an oil well or gas well. Circulation is said to be lost when the drilling fluid, known commonly as "mud", flows into one or more geological formations instead of returning up the annulus.

Consequences

The consequences of lost circulation can be as little as the loss of a few dollars of drilling fluid, or as disastrous as a blowout and loss of life, so close monitoring of tanks, pits, and flow from the well, to quickly assess and control lost circulation, is taught and practiced. If the fluid in the wellbore drops due to lost circulation (or any other reason), hydrostatic pressure is reduced, thus allowing a gas or fluid, which is under a higher pressure than the reduced hydrostatic pressure, to influx into the wellbore.

Another consequence of lost circulation is called "dry drilling". Dry drilling occurs when fluid is completely lost from the well bore without actual drilling coming to a stop. The effects of dry drilling can be as minor as destroying a bit to as serious as major damage to the wellbore requiring a new well to be drilled. Dry drilling can also cause severed damage to the drill string, including snapping the pipe, and the drilling rig itself.

Categories:

Lost circulation falls into two main categories:

• "Minor losses" - This is where losses are between 6 and 470 barrels (1 to 75 m³), and remains within those amounts, or is ceased, within 48 hours.
• "Severe losses" - This is where losses are greater than 470 barrels (75 m³), or it takes greater than 48 hours to control or cease the lost circulation.

Total losses may also occur, where the return of fluids is completely lost to the surface. This may fall into either the minor or severe losses categories, depending on the amount of losses and the time involved in regaining circulation.

: Control

Although preferred, ceasing lost circulation completely is not always possible or required. Controlled losses allows drilling to continue while keeping the wellbore full, preventing an influx of gas or fluid into the wellbore, known as a" kick", which can lead to a blowout.

A number of options are available when lost circulation occurs, depending on the severity.

• Minor losses may be controlled by increasing the viscosity of the fluid with bentonite and/ or polymers, or with the addition of other additives which typically includes sawdust.
• Severe losses will require increasing the viscosity of the fluid with bentonite and/ or polymers and the addition of other additives which typically includes sawdust.

Total losses can be regained through conventional use of increased viscosity and additives, or through use of unconventional methods such as pumping of golf balls, tree branches, rags, additive sacks, and other items in conjunction with, or followed by, a high viscosity fluid. If total losses occur and circulation cannot be regained, several options are available, depending on the operational requirements and depth being drilled in relation to desired production geological zones. Continuing drilling while pumping drilling fluid is one option, though continued drilling while pumping water is less costly and more often used. Sometimes the cuttings from continued drilling will aid in reducing or stop losses altogether. A third option is to cement the zone where the losses occurred, and to drill through the cement and continue drilling the well. This third option is very often the most cost effective if severe losses occur, as lost circulation can sometimes not be controlled with conventional or unconventional methods.

: Additives

• The most common additive used to control or cease lost circulation is bentonite, in that it inherently will seal small holes or fractures. Bentonite, in higher concentrations, increases viscosity, and therefore slows the fluid flow into the surrounding rock. Although bentonite is the most common additive used, it sometimes is not used at all, depending on the current fluid being used and the current depth of drilling in relation to desired production zones.
• Polymers are also sometimes used to increase the viscosity. Though these are more costly, they are more compatible with several types of fluid systems.
• When it comes to additives which physically plug or seal the losses, there are a great deal of them. Sawdust, flaked cellophane, crushed or ground gypsum are all used.
• Other common, and cheaper additives, that are used are shredded newspaper and cotton seed hulls. Cotton seed hulls are less preferred as they may cause wear to pump swabs and springs. Both of these are generally only used when either fresh or brine water is being used for the drilling fluid.
• When drilling in salt formations, brine water is typically used as it is more difficult to dissolve more of the salt preventing the formation of "washouts". Washouts not only contribute to loss of circulation, but can jeopardize the integrity of the wellbore itself.

 Additive Considerations

Several factors are considered in what additives are used:

• Hole size currently being drilled.
• Drilling fluid in use. The additives must be compatible.
• Depth of the well in regards to geological stability.
• Depth of well in relation to the desired production zones. Plugging a production zone is not a desired outcome.
• Drill bit nozzles sizes. If the additive(s) will not go through the drill bit, they cannot be used.
• Other drill string mechanical equipment such as a mud motor or MWD tools. If the additive(s) will not go through the drill string, they cannot be used.

مکان و موقعیت

این منطقه در شرق استان بو شهر در حاشیه خلیج فارس در 300 کیلومتری شرق بندر بوشهر570 کیلومتری غرب بندر عباس واقع است(همجواری استان بوشهر با استان ها :از شمال به فارس ،از شرق به هرمزگان و از غرب به خوزستان کهکیلویه و بویراحمد) و حدود 100 کیلومتر باحوزه گاز پارس جنوبی که درمیان خلیج فارس واقع شده (دنباله حوزه گنبد شمالی قطر ) فاصله دارد

موقعیت مورد نظر برای منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس مزایای قابل توجهی دارد، از جمله کمترین فاصله ممکن با میدان گاز پارس جنوبی، وجود فرودگاهی که درزمان ساخت وساز میتواند سرویس مناسبی به عنوان فرودگاه بین المللی استقرار یابد، دسترسی مستقیم به اب دریا، عمق مناسب سواحل ازنظر بندری ،برخوردار از شبکه های تاسیسات زیرساختی شریان های ارتباطی فرامنطقه ای ،وجود نیروی کار بالقوه در شهرها وروستاهای اطراف ،طبیعت سرسبز وچشم انداز های طبیعی زیبا و…

محدوده و وسعت

محدوده منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس براساس مصوبه هیات وزیران وشورای عالی مناطق ازاد تجاری / صنعتی به این شرح تعیین گردیده است : ازغرب به روستای شیرینو ،ازجنوب به خلیج فارس، ازشمال به دامنه ادامه سلسه جبال زاگرس وازشرق به روستای چاه مبارک . این محدوده طبق مصوبه هیئت محترم وزیران 10000 هکتار بوده که براساس استانداردها تفکیک میگردد

توسعه منطقه ویژه

با توجه به پتانسیل های این منطقه، کمبود اراضی مناسب و لزوم توسعه صنایع بالادست نفت وگاز( با دسترسی مناسب به دریا ) درمحدوده منطقه ویژه وهمچنین قرار داشتن مکان فعلی روستاهای نخل تقی و عسلویه در محدوده ای با خطر سنجی بالا ، عدم دسترسی مناسب به شریان های پیرامون منطقه و …… نیز نامناسب بودن مکان فرودگاه نظامی فعلی ( خطر سنجی بالا در همجواری با صنایع بالا دست، عدم امکان استفاده بهینه اهالی منطقه از آن و… ) درنظراست در اینده نزدیک نسبت به جابجایی فرودگاه وروستاهای نخل تقی وعسلویه سایت نیروهای نظامی به مکانهای مناسب واستفاده از اراضی فوق به عنوا ن توسعه صنایع بالا دست اقدام شود

ضمنا با توجه به لزوم استقرار واحدهای مایع سازی گاز( DME,GTL,LNG ) درمنطقه وعطف به مسائل ایمنی و حریم و فاصله لازم این واحد ها از دیگر واحد های صنعتی ، زمینی ساحلی به وسعت تقریبی 2000 هکتار واقع در 20 کیلو متری غرب منطقه جهت استقرار واحد های فوق پیش بینی شده است

مقدمه:

نفت و بنزین، سوخت های پایان پذیر فسیلی در سال 2006، ایالات متحده تقریباً حدود 20.6 میلیون بشکه بنزین در هر روز مصرف کرد، که معادل بیش از 865 میلیون گالن نفت می باشد (منبع: مدیریت اطلاعات انرژی). بنزین این امکان را به شما می دهد که به یک خرید یا یک سفر بروید. همچنین به گسترش صنعت و پیشرفت تکنولوژِی در علم و دارو کمک کرده و مقدار زیادی ثروت و آسایش نیز فراهم می کند. اقتصاد جهانی مبتنی بر قسمتهای بزرگی از این صنعت از جمله حفاری، پالایش، حمل و نقل و پخش نفت می باشد.
اما با این اوصاف، نفت یک منبع نامحدود است که از بقایای فسیل های نباتات و حیوانات دریایی در گذشته های دور تشکیل شده است. حداقل ده میلیون سال طول می کشد تا این بقایا به نفت خام تبدیل شوند و مردم، سریعتر از آن که تولید می شود از آن استفاده می کنند. سرانجام تولیدات نفت به حداکثر خواهد رسید و ما هم روزی آنها را به پایان خواهیم رساند. بعضی از دانشمندان تخمین زدند که این حداکثر در حال رخ دادن می باشد و بعضی دیگر این مهم را در آینده ای نزدیک می بینند. با توجه به این دو نظریه، اکثر مردم معتقدند که ما در قلب یک بحران قریب الوقوع قرار داریم. با این حال، بنزین نقش بزرگی را در فعالیت های روزمره انسان ایفا می کند.

چه اتفاقی خواهد افتاد وقتی که ما نفت را به پایان برسانیم؟

اما باید یک منبع انرژی دیگری بیش از این برای تأمین چنین نیرویی ایجاد شود. با افزایش نگرانی ها درباره ی گازهای گلخانه ای ( GHGs ) از مصرف سوخت های فسیلی که منجر به گرم شدن جهان می شود، باید توجه داشت که سوخت بعدی باید سوختی پاکیزه باشد. این سوخت باید این استطاعت را داشته باشد و همچنین باید اقتصاد را هم نگه دارد. سریعاً نیاز است که نسل بعدی از سوخت برسد که مردم را برای رهایی و گذر از بنزین کمک کند. به دنبال اینها، جهان نمی تواند تا مرز ساییدگی پیش برود تا یک یا دو دهه ی دیگر سوخت بعدی گسترش و مورد اجرا واقع شده باشد. با قرار دادن همه این موضوعات کنار هم، صداهایی مانند صدایی که از اتاق لباسشویی بیرون می آید به گوش می رسد (منظور همان نچ نچ ها و جواب منفی منتقدان می باشد)، که هیچ سوختی وجود ندارد.
نکته حیرت آور آن است که بعد از چندین سال تحقیق و بررسی، سوختی یافت می شود که به نظر می رسد همه ی این وظایفی را که سوخت قبلی بر عهده داشته را تأمین می کند. اتانول (الکل معمولی) شکلی از سوخت است که مشتمل بر کربوهیدرات پیچیده در نباتات می باشد. بعد از دهه ها تحقیقات، متوجه شده اند که آن پتانسیل یک سوخت را دارد.اما بعضی از دانشمندان می گویند فرایندی که اتانول را به طور کم خرج و مؤثر و با بازده تولید کند هنوز بر کسی معلوم نشده است، البته تا اکنون. روینده ترین علف که به عنوان یک علف جایگزین( switchgrass ) شناخته می شود، در اطراف ایالات متحده، کانادا، مرکز و جنوب آمریکا و قسمت هایی از آفریقا یافت می شود.اگر این همان طوری که قبلاً نشان داده است، هم اکنون هم باشد و رشد سریعی داشته باشد، می تواند به عنوان سوخت ماشین شما در 20 سال آینده مورد استفاده قرار بگیرد.

خوب چگونه یک علف می تواند یک سوخت شود؟

ادامه مطلب را بخوانید تا یک پیش بینی روشن برای switchgrass به عنوان یک جوابی برای بحران قریب الوقوع انرژی را بفهمید. Switchgrass تحقیقات در میان منابعی برای سوخت های زیستی ( زیست سوخت ها یا Biofuels ) شامل هر چیزی از مرغ چاق تا خرده تراشه های چوب شده است! (منظور این است که شامل هر چیزی می تواند باشد که شاید به فکر شما اصلاً خطور نکند). اما پردازش بیشتر آنها به یک قانون به نام قانون نسبیت انرژی خالص واگذار می شود - مقدار انرژی که در هر واحد خارج می شود و از آن مقدار انرژی که تولید می شود بیشتر نیست - هزینه آن یک مسئله قابل ملاحظه می باشد؛ شگردها و اصول هایی که برای گرفتن سوخت از منابع نباتات و حیوانات موجود می باشد، هزینه بر و گران می باشد. این تحقیقات در مورد switchgrass شاخه شاخه می شوند و بیشتر آنها به نظر می رسد که یک کاندیدخوب برای جایگزینی منبع سوخت می باشد.
Switchgrass یک گونه ی طبیعی ابدی در آمریکا است. سریع و به آسانی در دشت ها رشد می کند. یک گونه ی سخت و محکم و بادوام می باشد. در بعضی موارد به عنوان یک تاخت و تاز کننده در نظر گرفته می شود (منظور اینکه شاید برای تهاجم و دفاع مورد استفاده قرار بگیرد). مطالعات سه ساله در شمال داکوتا که در سال 2005 منتشر شده، نشان می دهد که بعضی از گونه های علف می تواند متوسط محصول بیش از هفت تن جرم توده ( Biomass ) - مواد گیاهی برداشت شده - در هر جریب فرنگی (حدود 4047متر مربع) که بستگی به میزان رطوبت و نوع خاک دارد را تولید کند. (1)
همچنین این گونه علف ها در برابر خشکی و احتیاجات و مواد مغذی کم از جمله کود ، مقاومند. این بدین معنی است که سوخت فسیلی کمی برای تولید آن نیاز است. تراکتورها برای توزیع کودها استفاده می شود و سوخت پمپ هایی که برای آبیاری استفاده می شود از سوخت فسیلی است. آبیاری کمتر و کود کمتر بدین معنی است که توان اولیه انرژی را که به ترتیب عبارت است از هزینه کمتر و انتشار گاز گلخانه ای کمتر، کاهش می دهد. اصافه بر این، طرفداران switchgrass (علف جایگزین) می گویند که سوخت تولید شده از گیاهان، ایالات متحده را ایمن تر و مستقل تر خواهد کرد، از این جهت که آن را در خود آمریکا می تواند رشد دهد تا اینکه از دیگر کشورها وارد کند. سوخت تولید شده از ساقه تغذیه switchgrass - ماده خام استفاده شده برای تولید یک سوخت تقطیر شده - اتانول سلولزی است. این سوخت الکلی توسط یک واکنش شیمیایی در اثر شکسته شدن سلولزها بوجود می آید- ساختاری که دیواره سلولی در گیاهان ایجاد می کند.مرحله ای که سلولزها در اجزای اصلی شان شکسته می شوند و مخمر اضافه شود، سپس تبدیل به الکل خواهد شد. بعد از تصفیه آن، اتانول تولیدشده را به عنوان سوخت می توان استفاده نمود. با موجود بودن بیشتر سلولز برای استخراج از گیاه، منبع دسترس پذیرتری به اتانول می تواند باشد و switchgrass سرشار از سلولز می باشد. حدود 70 درصد گیاهان از این نوع کربوهیدرات های پیچیده تشکیل شده اند.
حتی بهتر از آن، ماده چوب( lignin ) - محصولی که وقتی آب را از سلولز بزداییم ایجاد می شود - نشان داده که می توان به عنوان سوخت که قدرت می دهد به محصول اتانول گیاهان از آن استفاده نمود. اگر این ماده چوب مهار شود، می تواند از فرایند ایجاد اتانول به طور خود به خودی، پشتیبانی کند. در آغاز از محصولات کود شیمیایی استفاده می شود تا علف رشد کند و با حمل آن برای توزیع و پخش اتانول به پایان می رسد. محقق آزمایشگاه ملی آرگونه( Argonne )، مایکل ونگ، نسبت انرژی را برای علف جایگزین محاسبه کرده است، او فهمیده که یک واحد انرژی که وارد سلولز می شود، محصول اتانول از علف جایگزین( switchgrass ) ده برابر انرژی خروجی ایجاد می کند. این بیشتر از اتانول تولید سده از دانه ی آن می باشد. (2)
در برابر آن، بنزین یک نسبت انرژی از 1 به 0.81 دارد. بدین معنی ست که انرژی بیشتری نیاز است تا بازده بیشتری داشته باشد. همچنین آقای مایکل ونگ ( Michael Wang ) فهمیده که اتانول از علف جایگزین( switchgrass ) ممکن است سوخت کمتر از 70 درصد نیاز داشته باشد تا از بنزین و اتانول E85 - ترکیبی از 85 درصد اتانول و 15 درصد بنزین- که 86 درصد گاز گلخانه ای کمتر از بنزین منتشر می کند، تولید شود. به نظر می رسد که استفاده از علف جایگزین( switchgrass ) به عنوان جایگزین سوخت به خوبی در حال پیشرفت است. پس تأخیر برای چیست؟ مرحله پالایش آسان به نظر می رسد، و در حقیقت هم همین طور است. دقیقاً مانند حرف زدن خیلی ساده می باشد. اما ایجاد اتانول از علف جایگزین( switchgrass ) با چالش روبه رو است.

مسائل و راه حل های علف جایگزین ( switchgrass )

در حالی که این سوخت با انتشار مطالعات جدید در مورد علف جایگزین ( switchgrass ) پاکیزه تر و مناسب تر می شود، گیاهان می توانند نقش مهمی در آسودگی خاطر انرژی در آینده بازی کنند، که این کلمه آینده کلیدی است. فعلاً، فرایند گرفتن سلولز از گیاهان مشکلات و گرانی را تأیید می کند. سلولز از مواد گیاهی که توسط هر نوع گونه آنزیم تولید می شود، ناشی می شود، که بسته به نوع مواد گیاهی که استفاده می شود دارد. این کاتالیزورها به کربوهیدرات های پیچیده خورانده می شوند،مثل شکر و سلولز بیرونی و دی اکسید کربن در فرایند از بین می روند. این آنزیم ها گران هستند اگر چه حدود 20 سنت برای هر گالن اتانول خالص می باشد. (3)
اضافه بر این فرایند تخمیر سلولز با مخمر یک آنزیم متفاوت نیاز دارد که این هم هزینه را بالا می برد. در سال 2006، متخصص ژنتیک گیاه، آلبرت ( Albert Kausch ) گفت که با همین روش جاری کشت و برداشت، هزینه هر گالن اتانول سلولزی 2.70 $ می شود که باز هم ارزانتر از بنزین می باشد.
اما او معتقد است که می شود تا حدود 1$ در هر گالن هم برسیم. {منبع: Newswise } اتانول E85 به سرعت در حال فراگیر شدن در پمپ های بنزین می باشد. با بهینه سازی این نوع سوخت، میتوان قیمت آن را تا 1 دلار برای هر گالن کاهش داد. یکی از راه های کاهش این هزینه چشمگیر، گسترش دادن آنزیم ارزانتر و پیدا کردن یک آنزیم واحد که هم سلولز را بشکند و هم اتانول را مخمرسازی کند. یکی دیگر از مسائل که با آن روبه رو هستیم بردن آن از پالایشگاه به ایستگاه سوخت می باشد. اتانول شدیداً خورنده می باشد و نمی شود توسط خط لوله همان طوری که نفت و بنزین حمل می شوند، حمل شود.
بدین معنی است که باید توسط کامیون ها حمل شود که هم به هزینه محصول اضافه می کند و هم نسبت انرژی را کاهش می دهد،به خاطر اینکه که کامیون های بزرگ نفت کش(کشتی های نفت کش) سوخت فسیلی زیادی نیاز دارند تا اتانول را برای توزیع، حمل و نقل کنند. مایکل ونگ می گوید که چالش های توزیع اتانول تا حدودی، توسط سیستم های راه آهن غلبه می شود تا آن را تا دورترین نقاط ممکن حمل کنند. او همچنین می گوید، هنگامی که شما آن را در میدوست (منطقه ای در ایالات شمالی ایالات متحده از غرب اهایو تا کوه های راکی: Midwest ) پالایش می کنید و قصد انتقال آن به غری را دارید، مسئله موجود حمل و نقل آن می باشد. شما باید از راه آهن استفاده کنید. دیگر مسئله موجود برای اتانول علف جایگزین( switchgrass ) که با آن مواجه ایم، مقادیر زمین های موجود برای کشت آن می باشد.
تحقیقات دانشگاه تنزی( Tennessee ) به این نتیجه رسیده که ایالات متحده سالیانه می تواند 153 میلیون تن علف جایگزین( switchgrass ) خشک همراه با پس مانده محصول-موادی که بعد از برداشت محصول باقی می مانند مثل ساقه ها و دانه ها- به عنوان ساقه مغذی اتانول تولید کند. این تحلیل نشان می دهد، به این نتیجه می رسیم که حدود 5.3 درصد کاهش در مصرف بنزین در ایالات متحده خواهیم داشت. احتمالاً تحقیقات و تکنولوژی آنزیم می تواند بر این موانع غلبه کند.جیسون گرامت از کمیسیون ملی سیاست گذاری انرژی ( NCEP ) پیشنهاد می کند گسترش رگه های علف جایگزین( switchgrass ) را که می تواند بازده تولید هر تن در جریب فرنگی را افزایش دهد. با افزایش بازده تولید اتانول حدود یک- سوم، معادل با دو برابر کردن بازده همه وسیله ها در آمریکا می باشد.
قطعاً پول هم می تواند بر این موانع غلبه کند. هم کمپانی های انرژی و هم گروه های تحقیقاتی برداشت محصول برای امکانات و تسهیلات اتانول سلولزی پول خرج کرده اند. شرکت های مختلفی به دانشگاه ها و مراکز تحقیقات زیادی پول دادن تا تحقیقات خود را در مورد این سوخت تکمیل کنند. با این مقادیر پولی که به پای تحقیقات اتانول سلولزی ریخته شده است و بیشتر از این هم در راه است - البته بدون حمایت و طرفداری عموم - با این اوصاف تصور کردن آن برای چند دهه ی بعد دشوار نیست.روزی اتانول اصلی علف جایگزین( switchgrass ) باک ماشین های ما را پر خواهد کرد. اما علف جایگزین ( switchgrass ) همچنان مشکلات خودش را دارد و شک برانگیز می باشد.

منبع

A jackup is a floating barge fitted with long support legs that can be raised or lowered. The jackup is towed (or self propelled) onto location with its legs up and the barge section floating on the water. Upon arrival at the drilling location, the legs are jacked down onto the seafloor. Then "preloading" takes place, where the weight of the barge and additional ballast water are used to drive the legs securely into the seabottom so they will not penetrate further while operations are carried out. After preloading, the jacking system is used to raise the entire barge and drilling structure above the water to a predetermined height or "air gap", so that wave, tidal and current loading acts only on the relatively slender legs and not on the barge hull.

Modern jacking systems use a rack and pinion gear arrangement^[2] where the pinion gears are driven by hydraulic or electric motors and the rack is affixed to the legs.

Jackup rigs can only be placed in relatively shallow waters, generally less than 400 feet (120 m) of water

ریشه واژه نفت در زبان فارسی به طور یقین مشخص نیست. به عقیده زبان شناسان نفت از کلمه اوستایی ( نپتا ) گرفته شده است که کلدانیان و اعراب آن را از زبان مادی گرفته و ( نفتا ) خوانده اند . پترولیوم (petroleum) واژه ای لاتین هم ارز نفت است که از دو کلمه پترا (petra) به معنی سنگ و (oleum) به معنی روغن گرفته شده است .
نفت در زبان های مختلف به شکل ذیل می باشد :
Catalan: petroli
Greek: petrelaio
Interlingua: petroleo
Latin: petroleum
و ...
- پترولیوم در واقع در مواد هیدروکربنی است که به صورت طبیعی عمدتاً در سنگ های رسوبی واقع می گردد.
- پترولیوم می تواند به صورت فازهای مختلف، از جمله فاز گازی، نظیر گاز طبیعی (natural gas) ، فاز مایع، نظیر نفت خام (crude oil) و فاز جامد، مانند قیر (asphalt) در خلل و فرج و شکستگی های سنگ ها تجمع یابد.
- نفت خام (Crude Oil) ، مخلوطی طبیعی از هیدروکربن های مایع است که هم در مخازن زیرزمینی و هم در سطح، بعد از گذر از تفکیک کننده های مختلف به صورت مایع باقی می ماند.
- خواص فیزیکی و شیمیایی هیدروکربن برای مهندسین مخزن و تولید بسیار مهم است زیرا خواص فیزیکی و شیمیایی هیدروکربن، برروی حرکت سیالات درون مخزن و مقدار واقعی تولید هیدروکربن تأثیر خواهد گذاشت.
- انباشته شدن مواد هیدروکربنی در زیر سطح زمین در سنگ هایی صورت می گیرد که توانایی نگهداری و انتقال سیالات را داشته باشند. این سنگها، مخزن (reservoir) نامیده می شوند.
- تجمع مواد هیدروکربنی به صورت اقتصادی در سنگ مخزن منوط به وجود عوامل متعددی است. بطور کلی وجود پنج عامل برای تجمع اقتصادی نفت و گاز لازم و ضروری است.
این پنج عامل عبارتند از :
1 - سنگ منشأ بالغ (mature source rock) که تولید هیدروکربن کرده است که سنگ دانه ریز غنی از مواد آلی که در حرارت معینی به بلوغ رسیده و دارای نفت و گاز قابل بهره برداری است.
2 - سنگ مخزن (reservoir rock) که بتواند هیدروکربن را در داخل خود جا دهد و دارای تخلخل (توان ذخیره) و تراوایی (توان انتقال) باشد.
3 - مهاجرت هیدروکربن بین سنگ منشأ و سنگ مخزن (migration pathway) عملی باشد.
4 - پوش سنگ (cap rock) ناتراوا که از خروج نفت از داخل سنگ مخزن جلوگیری کند.
5 - تله نفتی (oil trap) که در آن نفت به صورت اقتصادی متمرکز گردد.