WWW.KONF.X-PDF.RU
БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Авторефераты, диссертации, конференции
 


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ И ФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ВЫСОКОЛЬДИСТЫХ МЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ ...»

-- [ Страница 2 ] --

проблемы предупреждения фонтанирования и обеспечения пожарной и фонтанной безопасности на газовых и нефтяных скважинах зачастую требуют разработки новых и усовершенствования уже существующих технологий и применения нестандартных технических средств;

- громадный опыт при строительстве, эксплуатации и проведении капитального ремонта газовых и нефтяных скважин показывает, что основными причинами возникновения фонтанов и пожаров являются низкий уровень специалистов инженерно-технологических служб буровых подрядчиков, использование устаревшего оборудования, технологий, которые не рассчитаны на применение в условиях Крайнего Севера, а также не учитывают изменения правил промышленной безопасности;

- при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов основными операциями являются:

тушение пожара;

растаскивание металлоконструкций;

расчистка устья и прилегающей территории;

подготовка подходов к устью;

наведение ПВО и глушение скважины, что в условиях Крайнего Севера бывает крайне сложно надежно произвести данные работы.

2. В условиях удаленности от развитой инфраструктуры и освоения новых месторождений Крайнего Севера, а также больших финансовых затрат на строительство скважин предпочтение следует отдавать не ликвидации фонтанирующей скважины, а ее восстановлению и вводу в действующий фонд эксплуатационных скважин.

3. Также следует обратить особое внимание на работы по предупреждению ГНВП и обучению персонала в специальных учебных заведениях для практической отработки первичных действий персонала при возникновении ГНВП и их недопущению.

В условиях большого разнообразия технологий по восстановлению аварийных скважин и вводу их в действующей фонд выбор методики и средств для восстановления для каждой скважины индивидуален. Причем приветствуются оригинальные технические устройства для реализации таких технологий. Основной причиной возникновения газопроявлений является несоблюдение норм и правил строительства и ремонта скважин, другой – геологические осложнения, связанные с наличием высокольдистых мерзлых пород, неучтенных в технологическом процессе. Ликвидация этих проявлений сводится к закачиванию изолирующей композиции с устья скважины в межколонное пространство, закупоривающей газопроводящие каналы, или к ее закачиванию через специально образованные технологические отверстия в обсадной колонне.

2 АНАЛИЗ РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И

РЕМОНТУ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ НАЛИЧИИ ВЫСОКОЛЬДИСТЫХ

МЕРЗЛЫХ ПОРОД

2.1 Геологические характеристики залежей Бованенковского месторождения Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в центральной части полуострова Ямал, на территории Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Географически полуостров расположен за Полярным кругом.

Протяженность полуострова с юга на север от пос. Панаевский до мыса Скуратова составляет почти 670 км, а с запада на восток в средней, наиболее широкой его части – около 250 км. Естественной южной границей Ямала является широтный отрезок долины реки Обь, на востоке он ограничен Обской губой, на севере и западе – Карским морем и Байдарацкой губой. Эта огромная по площади территория, простирающаяся от лесотундры на юге до арктической тундры на севере, является одним из наиболее труднодоступных, малонаселенных и малоосвоенных районов Западной Сибири [10].

Полуостров – плоская, в разной степени расчлененная низменная равнина, абсолютные отметки которой изменяются от первых метров на побережьях Карского моря и Обской губы до 80…95 м в осевой части полуострова и до 100…120 м в его приуральских районах. На большей площади равнина более или менее четко террасирована. Наибольшая густота расчленения характерна для севера и запада полуострова. Здесь плоская в общем плане поверхность глубоко изрезана густой речной и молодой овражной сетью с резкими, почти каньонообразными формами. Глубина эрозионного вреза (на большей части территории водораздельных равнин) составляет 30…50 м, а в пределах возвышенных участков наиболее древней равнины врез местами достигает 50…70 м.

Реки полуострова относятся к бассейну Карского моря и его заливов – Байдарацкой и Обской губ. Наиболее крупными реками, впадающими непосредственно в Карское море, являются реки Яхадыяха, Холеяха, Харасавэй. Южнее в Байдарацкую губу впадают реки Ясовейяха, Юрибей и Байдарата. В Обскую губу текут реки Хабейяха, Тамбей, Ядаяхадаяха. На самом юге территория полуострова Ямал прилегает к низовьям реки Обь.

Здесь в нее впадают реки южного Ямала – Хадытаяха, Щучья, Харвута и другие. Все реки типично равнинные. Для них характерны небольшие уклоны долин и скорости течения, значительная извилистость русел.

Большинство рек имеют широкие (до 10 км), корытообразные, плоские и заболоченные долины. Большая часть площади речных долин занята поймой.

Почти вся территория Ямала интенсивно заозерена, особенно южная половина полуострова. Большинство озер имеют термокарстовое происхождение, мелкие по размерам и глубине (до 2…4 м). Широко распространены старичные озера (старицы) в поймах рек. Большая часть территории заболочена. Обычны арктические минеральные и торфяноминеральные болота, на юге полуострова – плоскобугристые комплексные.

Осваиваемый район полуострова отличается суровым климатом с продолжительной (до 9 месяцев) холодной зимой и прохладным летом.

Среднегодовые температуры воздуха по наблюдениям метеостанций Нового Порта и Мыса Каменного составляют минус 10 С. Преобладающая основная температура наиболее холодных месяцев (январь-февраль) – минус 22 С (абсолютный минимум – минус 57 С). Полярный день длится примерно 68 суток, а полярная ночь – 45 суток. Снег выпадает в конце сентября – октябре, а сходит в начале июня. Максимальная его мощность в понижениях рельефа достигает 4 м к концу апреля. Зимой наблюдаются полярные сияния, сопровождаемые магнитными бурями. Летняя (июль – август) дневная температура плюс (11…13) С (абсолютный максимум плюс 30 С).

Среднемноголетние значения суммы выпавших осадков составляют 446 мм (пос. Мыс Каменный) и 451 мм (пос. Новый Порт). Весной и летом преобладают северные и северо-восточные ветры, а осенью и зимой – южные и юго-западные, со средней скоростью 5…10 м/с, иногда скорость ветра превышает 25 м/с. В формировании температурного режима полуострова большое значение имеет открытость территории, способствующая как свободному проникновению холодного арктического воздуха с севера, так и выносу прогретых воздушных масс с юга на север, что приводит к резким изменениям температуры в течение года и даже суток.

Район Бованенковского НГКМ отличается суровым климатом, незначительным притоком солнечной радиации, повышенной циклонической деятельностью, наличием многолетней мерзлоты, равнинным характером местности, а также близостью холодного Карского моря и его морских заливов, глубоко впадающих в сушу, таких как Обская и Байдарацкая губы.

Продолжительность зимнего периода со снежным покровом более – 240 дней, устойчивые морозы – 220 дней. Средняя скорость ветра на побережье зимой и в переходный период достигает 9 м/с, а в отдельные дни скорость ветра может превышать 25 м/с и достигает 40 м/с. Холодные ветры с большими скоростями и отсутствие дорог являются серьезной помехой при освоении территории (рисунок 2.1).

Территория Бованенковского НГКМ характеризуется практически сплошным распространением ММП как в плане, так и в разрезе. Сплошность мерзлых толщ нарушается с поверхности несквозными таликами, а по разрезу – линзами криопэгов и охлажденными грунтами. Криогенная толща в пределах месторождения имеет двухярусное строение – с мерзлыми породами в верхнем ярусе и охлажденными породами в нижнем. Мощность криолитозоны колеблется от 150 (под крупными озерами) до 320 м (на севере) в зависимости от геоморфологического уровня, состава, строения и свойств мерзлых грунтов.

Рисунок 2.1 – Обзорная карта полуострова Ямал

Нефтегазоносность пород Бованенковского месторождения установлена в интервале от сеномана до нижней юры (рисунок 2.2).

В разрезе южной (разбуриваемой) части Бованенковского НГКМ преобладают мощные эпигенетические толщи, повсеместно перекрытые сильнольдистыми сингенетическими отложениями [10]. Это хорошо прослеживается в разрезе кустов №№ 63, 64 и 68 (рисунки 2.3 – 2.5).

В баррем-апт-альб-сеномаских отложениях выявлены газовые залежи, приуроченные к сеноману и пластам ПК9-10, ХМ1-2, ТП1-6, ТП7-11.

В юрских и неокомских отложениях Бованенковского месторождения выявлены газоконденсатные и нефтяные залежи. Нефтяные залежи приурочены к пластам ТП18, БЯ1, БЯ4, Ю4, Ю7, Ю8.

В верхней части неокомского комплекса выделяются газовые залежи, в нижней части – газоконденсатные залежи в пластах ТП12, ТП13-14, ТП15-16, ТП18, БЯ1, БЯ2, БЯ3, БЯ4, БЯ5, БЯ7. В юрском комплексе присутствуют газоконденсатные залежи в пластах Ю2, Ю3, Ю4, Ю7, Ю8, Ю10.

Продуктивный комплекс пород неокома сложен чередованием пластов песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты кварцполевошпатовые или аркозовые. Цемент составляет от 5 % до 35 %, по типу порово-пленочный, поровый, базальный. По своему составу каолинитовый, гидрослюдистый, хлоритовый, реже карбонатный.

Карбонатный цемент содержится преимущественно в пластах ТП18 и БЯ1-7.

Коллекторские свойства пластов неокома изменяются в широком диапазоне: пористость от 11,0 % до 24,0 %, проницаемость – от 1,0 х 10-3 мкм2 до 51,0 х 10-3 мкм2.

Пластовые давления в залежах продуктивных пластов неокома составляют от 15,2 до 23,0 МПа, а температуры – от 47 °С до 76 °С.

Рисунок 2.2 – Разрез Бованенковского НГКМ Рисунок 2.

3 – Инженерно-геологический разрез кустовой площадки № 63 Рисунок 2.4 – Инженерно-геологический разрез кустовой площадки № 64 Рисунок 2.5 – Инженерно-геологический разрез кустовой площадки № 68 Породы-коллекторы юрских отложений сложены песчаниками и алевролитами с низкими коллекторскими свойствами: пористость изменяется от 12,0 % до 17,2 %, проницаемость – от 1,0 х 10-3 до 30,0 х 10-3 мкм2, сцементированы породы-коллекторы глинисто-карбонатным цементом. Все залежи юрских отложений отличаются аномально высокими пластовыми давлениями, достигающими значений от 39,0 до 49,1 МПа и пластовыми температурами от 94 °С до 110 °С.

2.2 Особенности конструкции газовых скважин Бованенковского месторождения

Геокриологические условия месторождения предопределили конструкцию скважин Бованенковского НГКМ на апт-альбские отложения (пласты ТП и ХМ). При выбранном диаметре лифтовой колонны (114 мм) диаметр эксплуатационной колонны должен составлять 168 мм, однако из-за наличия мерзлоты, которую необходимо защищать от растепления теплоизолированными трубами (например ТЛТ 114/168), диаметр эксплуатационной колонны должен быть не менее 245 мм. Помимо этого для безаварийной проводки скважины до проектной отметки требуется перекрытие отдельной колонной вышерасположенной сеноманской залежи (пласт ПК1). Сочетание этих взаимоисключающих условий привел к необходимости создания новой, нигде ранее не применяемой, конструкции, состоящей из эксплуатационной (или промежуточной) колонны диаметром 245 мм и спущенного в нее эксплуатационного хвостовика диаметром 168 мм с размещением башмака на проектной глубине, не вскрывая газоводяной контакт (рисунок 2.6) [67].

–  –  –

Рисунок 2.6 – Конструкция газовой скважины Бованенковского НГКМ Эксплуатационный хвостовик по всей длине комплектуется обсадными трубами диаметром 168,3 мм с резьбой Ks Bear, Vam Top или ТМК GF группы прочности 55 в хладостойком исполнении с толщиной стенки 8,94 мм.

Спуск проводится одной секцией на бурильном инструменте диаметром 127 мм, цементирование осуществляется прямым способом в одну ступень через башмак до интервала расположения головы хвостовика.

Интервал установки головы хвостовика (680 м) выбирается из обеспечения возможности подключения к разработке вышележащих горизонтов, в том числе сеноманской залежи, после снижения пластовых давлений в нижележащих объектах эксплуатации путем перфорации этого же хвостовика.

Подвеска хвостовика осуществляется подвесным пакерующим устройством ПХЦ 168 х 245.

Эксплуатационная (или промежуточная) колонна спускается на глубину 750 м по вертикали (или 776 м по стволу), перекрывающей сеноманскую залежь. Колонна комплектуется обсадными трубами с резьбовыми соединениями типа Ks Bear, Vam Top или ТМК GF, спускается до проектной отметки одной секцией и цементируется прямым способом в одну ступень через башмак. Состоит из трех частей. В интервале от 0 до 250 м предусмотрены обсадные трубы 245х11,99-125ТL, которые определяют запас прочности крепи скважины по наружному давлению при обратном промерзании, в интервале от 250 до 650 (676) м предусмотрены обсадные трубы 245 х 8,94-55L, в интервале от 650 (676) до 750 (776) м – обсадные трубы 245х11,99-55L. Увеличение толщины стенки секции необходимо для качественной установки подвесного пакерующего устройства фирмы «Бейкер».

Колонна комплектуется заколонным пакером ПВ13-282 для предотвращения перетоков флюидов по затрубному пространству в начальный период ожидания затвердевания цемента. Заколонный пакер устанавливается выше кровли сеноманской залежи (на глубине 500 м). Его распакеровка происходит после окончания продавливания цементного раствора в затрубное пространство эксплуатационной (промежуточной) колонны.

Глубина спуска кондуктора (диаметром 324 мм) выбирается из условия перекрытия всей мощности ММП с обязательной установкой башмака в плотные глинистые породы.

Кондуктор спускается одной секцией до глубины 450 м и цементируется в один приём через башмак прямым способом. Комплектуется обсадными трубами 324х9,5-Д с резьбой ОТТГ (TMK FMC).

Конструкцией скважины предусматривается спуск трубного направления на глубину 120 м для перекрытия высокольдистых и неустойчивых отложений мерзлых пород. Направление (диаметром 426 мм) спускается одной секцией и цементируется в один прием через башмак прямым способом до устья. Комплектуется обсадными трубами 426х10,0-Д с резьбой «Батресс». Башмак направления устанавливается в плотные консолидированные глины.

В условиях удаленности, бездорожья и наличия высокольдистых ММП необходимы надежные скважины, оснащенные дистанционноуправляемым скважинным оборудованием с несколькими уровнями защиты от возникновения аварийных ситуаций и открытых газовых фонтанов.

Поэтому скважины предусматривалось оснащать комплексами подземного и устьевого оборудования, включающими приустьевой клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, посадочный ниппель и эксплуатационный пакер [68, 69]. Для компенсации температурных изменений длины лифтовой колонны в комплексе предусмотрено телескопическое соединение, для предотвращения гидратообразования – ингибиторный клапан, а для контроля за режимами работы скважины в режиме реального времени – датчики давления и температуры (Приложение Б).

Приустьевой клапан-отсекатель управляется дистанционно от гидравлической станции управления, размещенной на поверхности, на территории кустовой площадки. От данной станции также дистанционно управляются гидрозадвижки фонтанной арматуры (ФА) и гидроуправляемые дроссельные клапаны.

Ввиду наличия криопэгов, газообразований в интервале залегания мерзлых пород бурение под направление и кондуктор ведется на утяжеленном растворе плотностью 1430 кг/м3.

Однако бурение первых скважин под кондуктор вызвало газопроявления по причине разложения газогидратов, расположенных в верхних частях разреза. Для устранения этой проблемы необходимо было ускорить процесс бурения и проводить его на охлажденном буровом растворе. Это позволило продолжить бурение скважин без возникновения газопроявлений.

Освоение Бованенковского НГКМ осуществляется методом кустового бурения, когда на одном кустовом основании располагаются несколько скважин, бурящихся на один продуктивный пласт. Допускается резервирование территории куста на увеличение отсыпки для размещения на этом же кустовом основании скважин, которые в дальнейшем будут буриться и на другие нижележащие или вышележащие пласты (рисунок 2.7) [70].

В связи с невозможностью пробурить и освоить скважины за один зимний период предусматривалось освоение скважин перенести на следующий календарный год, а пробуренные скважины не перфорировать, спустить в них с буровой установки лифтовую колонну с комплексом подземного оборудования и временно законсервировать. В процессе временной консервации предусматривалось заполнение ствола скважины газовым конденсатом, а в связи с дефицитом этого продукта ствол скважины заполнялся дизельным топливом [68, 69].

При этом для предотвращения замораживания крепи скважины проводились работы по периодической циркуляции незамерзающей жидкости (дизельного топлива) в приустьевой части скважины через спущенные на глубину 200 м насосно-компрессорные трубы.

Рисунок 2.7 – Куст разбуриваемых скважин Бованенковского НГКМ

Несмотря на принятые профилактические меры на пробуренных скважинах появились межколонные давления. Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности [74], эксплуатировать такие скважины, а тем более проводить на них взрывные работы (перфорацию) не допускается. Чем опасны такие давления для эксплуатационных скважины и какие ожидать последствия – об этом необходимо думать заранее. Возможны различного рода аварийные ситуации вплоть до возникновения открытого газового фонтана и возгорания пламени.

В условиях небольших расстояний между устьями скважин возможен групповой пожар на кусте скважин [19, 52]. Это грозит миллионными убытками организации-недропользователю и невосполнимый ущерб природной среде (экологии территории и местному населению – «тундровикам»).

Тем не менее, с учетом зарубежного и отечественного опыта эксплуатации скважин с межколонными давлениями следует вернуться к проблеме межколонных газопроявлений на скважинах [26, 75 – 77].

Межколонные газоводопроявления наиболее часто возникают по причинам:

- негерметичности устьевого или внутрискважинного оборудования;

- негерметичности обсадных труб и их резьбовых соединений;

- недоподъема цемента до устья при проведении работ по креплению скважины;

- отсутствия контакта цементного камня с горной породой.

Опыт эксплуатации скважин с межколонными газоводопроявлениями на месторождениях Западной Сибири показывает, что эксплуатация таких скважин возможна при учете недопущения превышения предельнодопустимых межколонных давлений и расходов газа из межколонного пространства, определенных расчетным и подтвержденных экспериментальным путем [7] (Приложения Б, В).

Действительно, есть примеры по эксплуатации газовых скважин с межколонным давлением как в России, так и в мире. Возможно, что мониторинг МКД, как это то бы не звучало парадоксально, может способствовать и помогать вести контроль за техническим состоянием скважины.

Появлению давления в скважине может способствовать перепад температуры окружающей среды, который оказывает отрицательное влияние на герметичность вторичного уплотнения (потеря эластичности резинового элемента и рабочих параметров пластификатора), что способствует со временем появлению давления в межколонном или затрубном пространстве.

Возникновение давления в межколонном пространстве, вызванное негерметичностью обсадных колонн и внутрискважинного оборудования, можно ликвидировать при проведении капитального ремонта скважины [32].

Существуют скважины, имеющие межколонные газопроявления по цементному камню. Эффективной технологии по устранению газопроявления в данном случае на сегодняшний день нет. В связи с этим для таких скважин необходимы мероприятия по мониторингу за давлением и состоянием устья скважины, которые должны быть отражены в техническом регламенте по эксплуатации скважин с межколонными давлениями.

В процессе мониторинга проводят мероприятия по замеру давления в межколонном пространстве, по набору и интенсивности давления после стравливания газа, а также по замерам дебитов при стравливании газа из межколонного пространства. После сбора всех данных и обработки полученных материалов готовятся мероприятия по обвязке этих скважин, позволяющие проводить эксплуатацию и наблюдения за скважинами находящимися как в эксплуатации, так и в консервации [19].

Поэтому считаем, что мнение о необходимости ликвидировать межколонное давление, возникшее при строительстве скважины, ошибочное.

Наоборот, мониторинг межколонного давления позволит организациинедропользователю своевременно устранять условия возникновения аварийной ситуации [7, 11, 38].

Данную ситуацию на ранней стадии обнаружения межколонных газопроявлений легко ликвидировать путем повторной распакеровки вторичных уплотнений колонной или трубной головок специальным пластификатором, если данные работы производить своевременно.

Перед закачкой производят разогрев устья скважины посредством передвижной пароподогревательной установки (ППУ-3М). Затем производится сброс давления как в межколонном, так и в затрубном пространствах. Далее производятся набивка и закачка, а в последующем и повторная распакеровка вторичных уплотнений посредством специальной задавочной машинки. При этом производится контроль выхода пластификатора через специальные отверстия, предусмотренные для выхода воздуха (природного газа).

Если после проведения данных работ пропуски газа и наличие давления не удалось ликвидировать, тогда необходим комплекс мероприятий по герметизации устья скважины, монтажу передвижного подъемного станка типа А-50, демонтажу ФА и проведению ревизии колонной головки и его вторичного уплотнения. При необходимости производятся замена и монтаж оборудования с повторной распакеровкой вторичного уплотнения. Данные работы требуют колоссальных финансовых затрат.

Существует проблема появления пропуска по резьбовому соединению нулевого патрубка с обсадной колонной или с колонной головкой. Причина появления данного пропуска связана с несколькими факторами. Это не соблюден момент свинчивания, решение – доворот колонной головки (КГ).

Это несоответствие резьбы ГОСТу, решение – закачка изолирующего состава, позволяющего закупорить микроотверстия и тем самым устранить пропуски. Данная технология применялась на Ямбургском и Заполярном месторождениях, что позволило существенно сократить межремонтный срок скважины и избежать финансовых затрат. Когда вышеперечисленными методами не удается решить проблему, необходим монтаж оборудования и установки для проведения капитального ремонта с вытекающими отсюда финансовыми затратами. В настоящее время практически на всех пробуренных скважинах Бованенковского НГКМ отмечаются межколонные газопроявления от 1,0 до 6,5 МПа. Величины этих давлений ниже, нежели отмечаемые в свое время при эксплуатации скважин на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях и доходивших до 9,0 МПа. Тем не менее, даже при таких величинах межколонного давления особых осложнений в работе скважин отмечено не было. По причине высоких межколонных давлений на этих месторождениях также не наблюдалось возникновение аварийных ситуаций, тем более открытых газовых фонтанов.

Это способствовало разработке мероприятий, направленных на обеспечение пожарной и противофонтанной безопасности [7].

В настоящее время на пробуренном фонде скважин Бованенковского месторождения межколонные давления незначительны и стравливаются за считанные минуты при выпуске газа через кран высокого давления (КВД) (от 30 с до 3 мин) и медленно увеличиваются (в среднем по 0,05 МПа/ч) [11].

Это свидетельствует о возможности эксплуатации данных скважин при незначительных величинах межколонного давления. При более высоких давлениях в МКП возможна их эксплуатация с соблюдением мероприятий, направленных на обеспечение пожарной и противофонтанной безопасности.

Если предельно-допустимые давления в МКП превышены, то такая скважина должна будет перейти на капитальный ремонт.

Проведенные исследования отобранных из МКП проб газа геохимическими методами [76] указывают на то, что в 60 % скважин отобранный газ относится к сеноманским отложениям, в остальных скважинах – к березовской свите. Пробы газа по одной скважине можно отнести к газогидратным отложениям. Однако в отложениях березовской свиты существует вероятность образования газа техногенного происхождения.

2.3 Опыт проведения работ по ликвидации межколонных газопроявлений при строительстве газовых скважин Бованенковского месторождения На месторождениях Западной Сибири приобретен громадный опыт по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

Следует отметить, что изучением вопросов предотвращения газопроявлений и ликвидации газовых и нефтяных фонтанов в процессе строительства, эксплуатации и проведения ремонта газовых скважин занимались многие ведущие отечественные и зарубежные исследователи:

А.Д. Амиров, В.А. Андреев, Х.А. Асфандияров, Р.А. Бакеев, Ю.М. Басарыгин, Ю.Е. Батурин, А.И. Березняков, О.А. Блохин, А.М. Галлямов, А.П. Гасанов, Г.М. Гульянц, А.Г. Гумеров, Г.П. Зозуля, В.И. Игревский, И.И. Клещенко, А.К. Куксов, А.В. Кустышев, Ю.Е. Ленкевич, Ю.Д. Логанов, В.Д. Малеванский, К.И. Мангушев, М.А. Мыслюк, А.Ф. Озоренко, Я.С. Повзик, В.Р. Радковский, Д.В. Рымчук, В.И. Рябченко, Н.А. Сидоров, О.В. Сизов, В.М. Симонов, В.В. Соболевский, Р.М. Тагиев, Р.А. Тенн, Н.Ш. Хайрединов, А.Г. Халимов, Л.У. Чабаев, Д.М. Чудновский, В.Д. Шевцов, В.Г. Ясов, I. Goins, P. Sheffild и др.

Сегодня при производстве работ по строительству эксплуатационных газовых скважин на Бованенковском НГКМ не удается избежать 100 %-ного появления давления в МКП, исходя из этого важен постоянный контроль как при строительстве, так и в дальнейшем при эксплуатации и при консервации скважин.

Поэтому только раннее обнаружение и меры по их устранению в комплексе могут дать положительный эффект, позволяющий производить дальнейшую эксплуатацию данных скважин (Приложение А). Разработанные и внедренные мероприятия позволяют избежать существенных затрат, а также предупредить развитие аварийной ситуации, которая может перейти в разряд открытого фонтана, что может привести и к экологической катастрофе.

Устранение вышеперечисленных проблем позволят повысить технологичность бурения, сократить продолжительность строительства и повысить надежность работы пробуренных скважин в сложных геологокриологических и природно-климатических условиях Заполярья, в частности месторождений полуострова Ямал.

На месторождении проведен комплекс работ, направленный на улучшение качества строительства скважин и предотвращения межколонных газопроявлений.

С целью улучшения качества крепления скважин, для повышения процента заполнения заколонного пространства и снижения межколонных давлений было проведено опытное применение экранирующих устройств УЭЦС-245 на пяти промежуточных колоннах в скважинах №№ 3311, 3105, 2601, 2201, 2202. Результаты применения этих устройств показаны на рисунке 2.8.

60 0,60

–  –  –

30 0,30 20 0,20 10 0,10 0 0,00

–  –  –

Заполняемость заколонного пространства с применением УЭЦС-245 такая же, как и среднее значение (30 %) по промежуточным колоннам на пятидесяти скважинах, построенных в 2010 году (в период начала освоения месторождения), и колеблется от 13 % до 34 % по этим пяти скважинам.

При продавливании цементного раствора на всех пяти скважинах наблюдался выход цементного раствора на устье от 3 до 7 м 3, что соответствует показателям цементирования промежуточных колонн на 60 % скважин, пробуренных в 2010 году. Технологическая оснастка спущена в скважину в полном объеме согласно плану работ на крепление промежуточной колонны; при продавке получено давление «Стоп», промежуточная колонна опрессована на расчетное давление – герметична.

Тем не менее, применение экранирующих устройств не дало положительного результата, процент заполнения заколонного пространства остался на прежнем уровне. Считаем, что кроме применения экранирующих устройств в технологической оснастке необходимо применение других, ранее не применяемых, буферных жидкостей и цементных растворов, а также изменение скорости продавливания тампонажного раствора.

Для повышения качества строительства скважин была испытана новая водоуглеводородная эмульсия (ВУЭ), образующаяся в результате смешения воды и остатков дизельного топлива при их извлечении из ствола скважины перед спуском комплекса подземного оборудования (КПО) (Приложение Б).

Для оценки влияния ВУЭ на свойства бурового раствора были приготовлены два образца бурового раствора с использованием реагентов и материалов, предусмотренных для бурения в интервалах под направление и кондуктор на Бованенковском месторождении. Один образец бурового раствора был приготовлен на основе водопроводной воды, второй – с содержанием в воде 6 % дизельного топлива (имитация ВУЭ). ВУЭ, как дисперсионная среда для приготовления полимерглинистого раствора, готовилась путем активации в миксере типа MULTI-MIXER и в кавитационном аппарате марки РПА. Образцы бурового раствора на водопроводной воде и на основе ВУЭ с составами, идентичными проектным, были приготовлены в одинаковых условиях. Сначала из глинопорошка с выходом 18,7 м3/т были приготовлены 2 %-ные глинистые суспензии при помощи высокоскоростной мешалки (11000 об./мин). Для стабилизации и регулирования свойств суспензии были обработаны полимерными реагентами в следующем соотношении: 0,17 % К.К. Робус; 0,2 % ПАЦ-Н;

0,1 % ПАЦ-В; 0,3 % ГС-Основа; 0,8 % феррохромлингосульфонат (ФХЛС);

1,2 % СМЭГ-5; 0,8 % Микан-40; 0,2 % пеногаситель. После полного растворения всех полимерных реагентов образцы растворов были утяжелены баритом до проектной плотности (1430 кг/м3).

Результаты лабораторных исследований двух образцов бурового раствора, приготовленных с использованием отличающихся между собой дисперсионных сред, приведены в таблице 2.1.

–  –  –

за 3 сут), кг/м Анализ полученных результатов показывает, что применение ВУЭ для приготовления утяжеленного бурового раствора улучшает его качество. При этом уменьшаются показатели его структурно-механических, вязкостных и реологических свойств (в среднем от 10 % до 15 %). Положительным моментом является снижение на 30 % показателя статической фильтрации.

Также отмечено уменьшение коэффициента скольжения фильтрационной корки (на 25 %). Показатель активности водородных ионов практически не изменился. Стабильность бурового раствора, приготовленного на основе ВУЭ, возросла в 3,5 раза.

Также были проведены исследования ВУЭ в качестве разжижающей добавки. Для этого был приготовлен образец бурового раствора плотностью 1023 кг/м3 с повышенным содержанием высокоактивных глинистых частиц (4 % масс.).

Состав контрольного раствора: модифицированный глинопорошок с выходом 18,7 м3/т (Бентокон-Основа) – 4 %; полианионная целлюлоза высокой вязкости (ПАЦ-В) – 0,5 %; смазочная добавка (СМЭГ-5) – 1,5 %.

Для снижения вязкости контрольного раствора были приготовлены два образца разжижающей добавки: 0,5 %-ный водный раствор низковязкой полианионной целлюлозы (ПАЦ-Н) и такой же полимерный раствор на основе ВУЭ (94 % вода + 6 % дизельное топливо). Затем к 450 мл контрольного раствора добавляли по 50 мл разжижающей добавки для снижения его вязкости. Результаты измерений свойств контрольного раствора до и после обработки разжижающими добавками приведены в таблице 2.2.

Результаты исследований показывают, что разжижающая добавка на основе ВУЭ в сравнении с традиционно применяемым разжижителем (водным раствором полимера) не ухудшает свойства бурового раствора с избытком твердой фазы. При этом отмечено снижение коэффициента скольжения фильтрационной корки с 0,30 до 0,20 (в 1,5 раза).

Таким образом, по результатам лабораторных исследований можно рекомендовать повторное использование ВУЭ для приготовления и обработки бурового раствора при соблюдении требований промышленной безопасности.

Таблица 2.2 – Результаты исследований ВУЭ как разжижающей добавки

–  –  –

Для оценки возможности применения минерализованных буровых растворов при строительстве скважин на месторождении были проведены опытно-промышленные испытания бурового раствора на основе карбамида (скв. № 4404).

Перед началом бурения скважины был вывезен полимерглинистый буровой раствор, оставшийся после бурения предыдущей скважины, и вымыты мерные емкости. После этого был приготовлен амидный буровой раствор в объеме 92 м3. Порядок приготовления бурового раствора заключался в следующем: предварительно продиспергированную 2 %-ную глинистую суспензию для ее стабилизации и снижения показателя фильтрации обработали полимерами: полианионной целлюлозой ПАЦ-В и ПАЦ-Н в количестве 120 и 180 кг соответственно, а также 40 кг ФХЛС; затем для придания раствору ингибирующих свойств ввели 23 т карбамида.

Доутяжеление раствора до необходимой плотности (1340 кг/м3) произвели добавкой 24 т барита. Параметры бурового раствора после его приготовления приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Параметры бурового раствора после его приготовления

–  –  –

Бурение интервала 0…120 м происходило без осложнений и отклонений от проектной документации. Всего на бурение этого интервала с учетом спускоподъемных операций и сборки-разборки компоновки низа бурильной колонны (КНБК) было затрачено около 16 ч. В процессе бурения было приготовлено еще 8 м3 бурового раствора для пополнения объема.

Параметры бурового раствора на конец бурения интервала перед спуском направления 426 мм в сравнении с ранее пробуренными скважинами приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Параметры бурового раствора на конец бурения

–  –  –

Бурение под кондуктор осуществлялось с использованием бурового раствора, оставшегося после бурения под направление в объеме 100 м3.

Параметры бурового раствора перед началом бурения под кондуктор представлены в таблице 2.5.

После разбуривания цементного стакана и обработки бурового раствора кальцинированной содой для нейтрализации ионов Cа2+, значение водородного показателя (рН) увеличилось до 10, и появился резкий характерный запах аммиака, но после обработки бурового раствора лимонной кислотой и снижения рН до 8,5…9,0 запах практически исчез.

В дальнейшем при бурении в интервале 120…450 м наличие резкого запаха аммиака не отмечено.

–  –  –

% % 1340 37 38/67 3,2 0,5 20 97 9 0,15 20 3 В процессе бурения под кондуктор было приготовлено 19 м3 бурового раствора для пополнения объема. В результате анализа используемых объемов раствора, было отмечено снижение необходимых объемов для пополнения (разбавления) в сравнении с другими скважинами, что обусловлено действием ингибитора в составе раствора и уменьшением наработки бурового раствора при бурении в интервале залегания глин, склонных к набуханию (таблица 2.6).

Также было отмечено уменьшение объема потерь раствора на поверхности вместе со шламом, при этом было вывезено для утилизации 26 м3 бурового раствора, что обусловлено его загрязнением при разбуривании цементного стакана.

–  –  –

скважине Объем потерь на поверхности Объем отработанного раствора (вывезенного в цех утилизации) Объем на конец интервала бурения Параметры бурового раствора на конец бурения интервала перед спуском кондуктора 324 мм приведены в таблице 2.7.

–  –  –

В отличие от предыдущих скважин на скв. № 4404 было отмечено отсутствие сальника на компоновке низа бурильного инструмента при подъеме инструмента после бурения интервала 120…450 м и при последующей проработке.

Всего на бурение этого интервала с учетом СПО и сборки-разборки КНБК было затрачено около 20 ч, что в 1,5…2,0 раза меньше, чем на ранее пробуренных скважинах этого куста. Сравнение затрат времени по отдельным видам работ и динамика углубления скважин при бурении под кондуктор представлены в таблице 2.8 и на рисунке 2.9.

Таблица 2.8 – Сравнение затрат времени по отдельным видам работ и динамика углубления скважин при бурении под кондуктор

–  –  –

Объемы раствора, использованные при бурении под техническую колонну, приведены в таблице 2.10.

Таблица 2.10 – Объемы раствора, использованные при бурении под техническую колонну

–  –  –

скважине Объем потерь на поверхности Объем отработанного раствора (вывезенного в цех утилизации) Объем на конец интервала бурения Динамика углубления скважин при бурении под техническую колонну приведена на рисунке 2.10.

–  –  –

Рисунок 2.11 – Динамика углубления скважин при бурении под хвостовик Общая продолжительность строительства скважин в сравнении с проектными значениями приведена на рисунке 2.

12.

–  –  –

В результате применения амидного раствора на скв. № 4404 отмечено увеличение расхода крупнотоннажных материалов за счет обработки бурового раствора карбамидом при значительном снижении расхода реагентов-разжижителей (ФХЛС, ТПФН).

Расходы химреагентов и материалов представлен в таблице 2.12.

Таблица 2.12 – Расходы химических реагентов и материалов

–  –  –

Однако по результатам проведенного акустического каротажацементажа (АКЦ) существенного изменения в качестве сцепления тампонажного камня с породой и колонной не произошло (таблица 2.13).

Таблица 2.13 – Анализ результатов оценки качестве сцепления тампонажного камня с породой и эксплуатационной (технической) колонной

–  –  –

Таким образом, в результате опытно-промышленных испытаний бурового раствора на основе карбамида при бурении скважины № 4404

Бованенковского НГКМ установлено следующее:

- применение амидного бурового раствора позволяет исключить сальникообразование на инструменте при бурении и проработке ствола скважины в интервалах спуска кондуктора и технической колонны;

- интенсивность наработки раствора уменьшается, при этом более чем в 3 раза снизился расход разжижающих добавок (ФХЛС, ТПФН);

- общая продолжительность строительства скважины уменьшилась в среднем на 1…2 сут.

Вместе с этим по результатам бурения необходимо отметить существенное увеличение расхода крупнотоннажных материалов (за счет применения карбамида) и отсутствие влияния амидного раствора на качество сцепления тампонажного камня с породой и колонной.

Окончательную оценку применения амидного бурового раствора можно провести по результатам бурения нескольких скважин с повторным использованием раствора и анализом качества крепления скважин (при наличии или отсутствии межколонных давлений).

На ряде скважин были проведены опытно-промысловые работы по цементированию направлений и кондукторов с применением тампонажного цемента CemFrost (кусты №№ 35, 36, 43, 44, 54).

Первоначально на скважинах было осуществлено цементирование трех направлений и трех кондукторов тампонажным раствором плотностью 1800…1820 кг/м3 на основе CemFrost (в нижнем интервале) и облегченным раствором на основе проектной смеси облегченного расширяющегося тампонажного цемента (ЦТРО) для интервалов ММП (в верхнем интервале).

В дальнейшем с целью оптимизации технологии цементирования за счет применения одного состава раствора пониженной плотности по всему интервалу затрубного пространства цементирование колонн проводилось растворами на основе CemFrost только с плотностью 1700 кг/м3. С этой целью на месторождении в стандартный состав CemFrost дополнительно вводились алюмосиликатные микросферы (АСМ).

Поэтому цементирование последующих четырех направлений и двух кондукторов было проведено тампонажными растворами плотностью 1700 кг/м3 с использованием указанной модифицированной смеси.

Анализ результатов крепления показал, что при цементировании направлений с использованием тампонажного цемента CemFrost коэффициенты качества сцепления камня с колонной (Кк) и породой (Кп) в целом ниже средних значений по кусту, полученных с использованием проектных цементов: ЦТРО и цемента тампонажного расширяющегося стабилизированного (ЦТРС), в особенности это касается показателя Кп – на скважинах №№ 3504, 3505, 3608, 4308, 5402 контакт тампонажного камня с породой отсутствует.

Исключениями являются скважины №№ 3504 и 3608, на которых качество сцепления тампонажного камня с колонной выше средних значений по кустам №№ 35 и 36.

Показатели качества цементирования с использованием тампонажного раствора плотностью 1700 кг/м3 на основе цемента CemFrost ниже соответствующих характеристик по качеству сцепления с колонной и породой, полученных с применением аналогичного состава плотностью 1820 кг/м3.

Результаты крепления кондукторов по скважинам показали, что при цементировании с использованием тампонажного цемента CemFrost качество сцепления камня с колонной в целом сопоставимо с аналогичным показателем, полученным при использовании проектных цементов ЦТРО и ЦТРС. При этом, однако, качество сцепления тампонажного камня с породой, как и в случае цементирования направлений, ниже средних значений по кусту.

Наиболее низкие значения показателей качества сцепления тампонажного камня с породой получены в случае использования тампонажного раствора плотностью 1700 кг/м3 на основе цемента CemFrost.

Согласно анализу данных ГГКЦ, степень заполнения цементом в интервалах размещения тампонажных растворов на основе CemFrost в среднем сопоставима с аналогичными показателями, полученными в случае использования проектных цементов.

Проведенные опытно-промысловые работы по цементированию направлений, кондукторов и промежуточных колонн в эксплуатационных газовых скважинах Бованенковского НГКМ с применением сухой тампонажной смеси ГранЦЕМ-7 показали, что при цементировании направлений с использованием сухой тампонажной смеси ГранЦЕМ-7 + 0,43 водного раствора хлорида кальция (CaCl2) (1015 кг/м3) коэффициенты качества сцепления камня с колонной Кк и Кп в целом ниже средних значений по кусту, полученных с использованием проектных цементов ЦТРО и ЦТРС.

В случаях использования ГранЦЕМ-7 отмечаются минимальные значения коэффициентов сцепления тампонажного камня с породой, что может быть объяснено либо недостаточной прочностью тампонажного камня, либо низкими степенями удаления бурового раствора и очистки ствола скважины. Однако, исходя из данных лабораторных испытаний, согласно которым прочностные характеристики составов на основе ГранЦЕМ-7 превосходят аналогичные показатели стандартных цементов, в качестве основной причины недостаточного сцепления тампонажного камня с породой видится неполное удаление промывочной жидкости.

Увеличение содержания ускорителя (хлористого кальция) может способствовать дальнейшему увеличению прочности тампонажного камня на основе ГраЦЕМ-7, однако в данном случае увеличивается риск растепления слоев ММП и газовых гидратов в следствие увеличения теплоты гидратации таких составов. Следовательно, использование более концентрированных растворов хлористого кальция в качестве жидкости затворения не является целесообразным.

Вместе с тем следует отметить, что при цементировании кондукторов с использованием сухой смеси ГранЦЕМ-7 отмечается более однородное заполнение заколонного пространства тампонажным камнем. По данным ГГКЦ, полное заполнение в скв. № 5706 составляет 33,4 %, в скв. № 5707 составляет 81,6 % при среднем значении 29,1 % в скважинах по проектной технологии.

В скв. № 4607 полное заполнение составляет 71,5 % при среднем значении 46,9 % скважин куста. В скв. № 4506 полное заполнение составляет 31,9 %, в скв. № 4507 составляет 47,5 % при средних значениях по скважинам куста 35,4 %.

Полученные результаты объясняются, прежде всего, тем, что при использовании ГранЦЕМ-7 крепление обсадной колонны осуществляется тампонажным раствором одной плотности. Следовательно, флуктуации технологических параметров раствора по длине ствола минимальны.

Для исключения вероятности образования межколонного давления возможно увеличение содержания ускорителя, газоблокатора в составе тампонажного раствора на основе ГранЦЕМ-7 и введение в систему расширяющих добавок. Тем не менее, следует отметить, что подтверждается результатами лабораторных исследований, на данном этапе опытнопромысловых испытаний проверялась только возможность крепления кондукторов тампонажным раствором плотностью 1700 кг/м3 с его размещением от устья до забоя.

Ввиду отсутствия фактических данных по значениям градиента гидроразрыва пласта при разработке планов работ на крепление промежуточных колонн в качестве запасного варианта предусматривалось проведение прямого и обратного цементирований.

При этом рецептура тампонажного раствора подбиралась исходя из условия обеспечения времени загустевания, достаточного для проведения операций по обратному цементированию за счет использования в качестве жидкости затворения раствора хлористого натрия. Кроме того, для обеспечения требуемого запаса по давлению гидроразрыва плотность тампонажного раствора на основе ГранЦЕМ-7 была снижена до минимальных значений с целью гарантированного исключения поглощений в процессе цементирования, что, конечно, привело к некоторому снижению интенсивности набора прочности и ее конечным значениям. Как показали испытания, во всех случаях отсутствовали поглощения, и тампонажный раствор с плотностью 1680…1700 кг/м3 был поднят за промежуточной колонной до устья скважины.

Результаты качества цементирования показывают, что в целом при цементировании промежуточных колонн с использованием сухой тампонажной смеси ГранЦЕМ-7 результаты сопоставимы кроме скважины № 4506, где коэффициент качества сцепления камня с породой ниже по отношению к средним значениям для скважин куста № 45. По скважине № 6315 получены более высокие значения коэффициента качества сцепления камня с колонной и породой по отношению к остальным скважинам куста, в которых промежуточная колонна зацементирована с применением проектных цементов.

По результатам гамма-гамма цементометрии (ГГКЦ), степень заполнения нижней части затрубного пространства тампонажным раствором на основе ГранЦЕМ-7 аналогична степени заполнения в случае использования проектных рецептур. Это обусловлено, прежде всего, наличием эксцентриситета в интервалах набора угла (от 580 м до забоя), который составлял 0,8…1,0, и, по заключению геофизиков, отмечается одностороннее заполнение тампонажными растворами как на основе ГранЦЕМ-7, так и на основе проектных цементов.

При этом следует отметить условность показателя полноты заполнения тампонажным камнем в других интервалах. В заключениях по результатам интерпретации данных ГГКЦ указываются две категории заполнения затрубного пространства тампонажным камнем: полное или неполное заполнение. Соответственно, в случае указания интервалов с неполным заполнением тампонажным камнем это воспринимается как факт, что затрубное пространство заполнено смесью тампонажного и бурового растворов или только буровым раствором. На самом деле, во многих случаях, судя по разбросу значений селективной плотности камня и минимальной зафиксированной величине плотности, в затрубном пространстве отсутствует буровой раствор, и оно, очевидно, заполнено тампонажным камнем, но неоднородным по плотности. Поэтому более правильно указывать характер заполнения как «заполнение тампонажным камнем однородным или неоднородным по плотности», «заполнение буровым раствором или смесью бурового и тампонажного раствора».

Учитывая опытный характер работ, направленных на комплексное решение задач обеспечения подъема тампонажного раствора плотностью 1680…1700 кг/м3 до устья и обеспечение качества цементирования без существенного изменения сопутствующих технологий, полученные результаты можно считать неоднозначными.

Для исключения вероятности образования межколонных газопроявлений следует применять тампонажные растворы максимальной плотности с увеличением содержания ускорителя, газоблокатора в составе тампонажного раствора на основе ГранЦЕМ-7 и введением в систему расширяющих добавок.

Поэтому, учитывая наличие межколонных давлений в трех скважинах с зацементированными колоннами при использовании составов на основе Гран-ЦЕМ-7, очевидным является необходимость их корректировки из расчета усиления газоблокирующих свойств для надежной изоляции интервала нижней части березовской свиты. По данным АКЦ и ГГКЦ в двух скважинах интервалы в подпакерной и надпакерной зонах изолированы достаточно хорошо, а наличие газопроявлений между промежуточной колонной и кондуктором обусловлено, прежде всего, в большей степени вероятностью проникновения газа из пластов березовской свиты, в том числе по резьбам кондуктора или из соседних на кусту скважин с МКД. Очевидно, близкое расположение скважин с МКД является одним из основных факторов последующего появления межколонных давлений при последующем бурении и креплении других скважин куста [78].

На месторождениях Западной Сибири имеется достаточный опыт по предупреждению и ликвидации газопроявлений.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 

Похожие работы:

«Музалевская Екатерина Николаевна ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МАСЛА СЕМЯН АМАРАНТА ДЛЯ КОРРЕКЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ, ВЫЗЫВАЕМЫХ ИЗОНИАЗИДОМ 14.03.06 Фармакология, клиническая фармакология ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата фармацевтических наук Научный руководитель: д.м.н., профессор Николаевский Владимир...»

«Добрева Наталья Ивановна АГРОЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРИМЕНЕНИЯ УДОБРЕНИЯ СИЛИПЛАНТ И РЕГУЛЯТОРА РОСТА ЦИРКОН В СМЕСИ С ПЕСТИЦИДАМИ ПРИ ВОЗДЕЛЫВАНИИ ЯЧМЕНЯ Специальности: 06.01.04 агрохимия и 03.02.08 – экология Диссертация на...»

«РОМАНЬКО ТАТЬЯНА ВЛАДИМИРОВНА УДК 662.351 + 502.1 ПОВЫШЕНИЕ УРОВНЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ДЛИТЕЛЬНОМ ХРАНЕНИИ ПИРОКСИЛИНОВЫХ ПОРОХОВ 21.06.01экологическая безопасность Диссертация на соискание научной степени кандидата технических наук Научный руководитель: Буллер Михаил Фридрихович доктор технических наук, профессор Шостка – 2015 СОДЕРЖАНИЕ С. ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ...»

«Кирилов Игорь Вячеславович Военная политика, военно-политические процессы и проблемные аспекты в системе обеспечении военной безопасности в современной России Специальность 23.00.02. – Политические институты, процессы и технологии Диссертация на соискание ученой степени кандидата политических наук Научный руководитель: д.пол.н.,...»

«Марченко Василий Сергеевич Методика оценки чрезвычайного локального загрязнения оксидами азота приземной воздушной среды вблизи автодорог 05.26.02 – безопасность в чрезвычайных ситуациях (транспорт) Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук Научный руководитель: к.х.н., доцент Ложкина Ольга Владимировна Санкт-Петербург Оглавление Введение 1 Аналитический обзор...»

«МАКСИМОВ АФЕТ МАКСИМОВИЧ УГОЛОВНАЯ ПОЛИТИКА В СФЕРЕ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИВОТНОГО МИРА: КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ОСНОВЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОПТИМИЗАЦИИ 12.00.08 – уголовное право и криминология; уголовноисполнительное право Диссертация на соискание учёной степени доктора юридических наук Научный консультант: заслуженный работник высшей школы РФ,...»

«Топольский Руслан Ахтамович ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ГОСУДАРСТВА НА ОСНОВЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СТРУКТУРНОЙ ПОЛИТИКИ Специальность 08.00.05 Экономика и управление народным хозяйством (экономическая безопасность) ДИССЕРТАЦИЯ на соискание учной степени кандидата экономических наук Научный руководитель:...»

«Трунева Виктория Александровна СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСЧЕТНЫХ ВЕЛИЧИН ПОЖАРНОГО РИСКА ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Специальность...»

«Харисов Рустам Ахматнурович РАЗРАБОТКА НАУЧНЫХ ОСНОВ ЭКСПРЕСС-МЕТОДОВ РАСЧЕТА ХАРАКТЕРИСТИК ПРОЧНОСТНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОБОЛОЧКОВЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ В ВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ РАБОЧИХ СРЕДАХ Специальности: 25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ; 05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс) ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени доктора технических наук...»







 
2016 www.konf.x-pdf.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, диссертации, конференции»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.