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


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

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

-- [ Страница 4 ] --

Задвижки на фонтанной арматуре 9 закрывают, с них снимают штурвалы. Боковые отводы фонтанной арматуры 9 герметизируют глухими фланцами. На фонтанной арматуре 9 крепится табличка с необходимыми сведениями о сроках консервации данной скважины.

Оставляют скважину на период ожидания обустройства куста, при этом в трубном и затрубном, в том числе и в надпакерном затрубном, пространствах скважины находится незамерзающая жидкость.

После завершения обустройства куста из боковых отводов трубной головки 8 извлекают резьбовые пробки, а из подвески 7 – обратный клапан, открывают приустьевой клапан-обтекатель 3.

Освоение скважины проводят идентично вышеописанной технологии.

Из скважины извлекают глухую пробку 7, в лифтовую колонну спускают гибкую трубу (не показано) и из скважины вытесняют незамерзающую жидкость инертным газом, из скважины поднимают гибкую трубу, в лифтовую колонну 2 спускают перфорационную сборку (не показано) и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны 1 в газовой среде.

Скважину осваивают, отрабатывают в газопровод до чистого газа и пускают в эксплуатацию, при этом в наджаберном затрубном пространстве находится незамерзающая жидкость, например газовый конденсат, водометанольный раствор или дизельное топливо.

В качестве незамерзающей жидкости, закачиваемой в надпакерное затрубное пространство, для скважин в условиях гидростатического или аномально низкого пластового давлений возможно использование газового конденсата, дизельного топлива или водометанольного раствора, а для скважин в условиях аномально высокого пластового давления возможно использование загущенного газового конденсата или другой загущенной углеводородной жидкости, обладающей более низкой теплопроводностью.

Применение этой технологии особенно актуально для скважин с низким пластовым давлением или невысокими продуктивными характеристиками пласта, для скважин с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, когда даже непродолжительное время нахождения скважины под воздействием бурового раствора, утяжеленной технологической жидкости или перфорационной жидкости чревато негативными последствиями: большими затратами на ввод скважины в эксплуатацию или невозможностью вообще ввести ее в эксплуатацию.

Примером тому служат газовые и газоконденсатные скважины Ямбургского месторождения, пробуренные на необустроенных кустах в процессе опережающего строительства, большинство из которых так и не удалось ввести в эксплуатацию после завершения обустройства куста и завершения консервации скважин.

3.3 Технология консервации скважины

Консервацию газовых скважин, оборудованных пакером, обычно осуществляют следующим образом [73, 88, 89]. В скважину спускают лифтовую колонну с пакером, циркуляционным клапаном и посадочным ниппелем, осуществляют установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины.

Недостатком является загрязнение прискважинной зоны ФБР, длительное время (на период консервации) остающиеся после перфорации эксплуатационной колонны в стволе скважины ниже пакера и глухой пробки, фильтрующиеся в пласт, кольматирующие ПЗП и затрудняющие последующий после завершения периода консервации ввод скважины в эксплуатацию в процессе ее расконсервации.

Для устранения загрязнения ПЗП имеется технология, не нашедшая, правда, широкого применения на месторождениях Западной Сибири [16].

Проведение работ по консервации газовых скважин по этой технологии включает спуск лифтовой колонны с пакером, приустьевым клапаномотсекателем, циркуляционным клапаном и посадочным ниппелем, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины (Приложение Б).

Кроме того, к недостаткам этой технологии относятся довольно высокие капитальные и эксплуатационные затраты из-за значительной продолжительности работ по консервации скважины, связанной с необходимостью повторного глушения уже освоенной скважины, установки двух глухих пробок в посадочных ниппелях лифтовой колонны, недостаточная очистка ствола скважины после завершения периода консервации от фильтрата рабочей жидкости, скапливающего над глухими пробками, который удалить путем циркуляции раствора над верхней глухой пробкой через циркуляционный клапан весьма проблематично.

С целью устранения этих недостатков и повышении надежности консервации скважин применительно к условиям Бованенковского НГКМ предложена новая технология, внедряемая на месторождении. Суть технологии [73] заключается в следующем.

В пробуренной скважине (рисунок 3.2) буровой раствор заменяют на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны 1, заменяют техническую воду на газовый конденсат или водометанольный раствор.

Рисунок 3.2 – Технологическая схема консервации газовой скважины

В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовую колонну 2 с приустьевым клапаном-отсекателем 3, пакером 4, циркуляционным клапаном 5 и посадочным ниппелем 6 (Приложение Б).

В посадочный ниппель 6 с помощью канатной техники спускают и устанавливают глухую пробку 7, которая перекрывает трубное пространство 8 скважины и герметизирует его. Созданием давления над глухой пробкой 7 осуществляют запакеровку пакера 4. В процессе запакеровки пакера 4 осуществляются крепление пакера 4 в эксплуатационной колонне 1 с помощью его шлипсов и герметизация затрубного пространства 9 скважины с помощью уплотнительных манжет пакера. При этом ниже глухой пробки 7 и пакера 4 ствол эксплуатационной колонны 1 остается заполненным газовым конденсатом или водометанольным раствором.

С помощью канатной техники открывают циркуляционный клапан 5 и последовательно закачивают в затрубное пространство 9 незамерзающую жидкость 10 в объеме надпакерного трубного пространства 8 и незамерзающую надпакерную жидкость 11 в объеме надпакерного затрубного пространства 9. Незамерзающая надпакерная жидкость 11 заполняет надпакерное затрубное пространство 9, выдавливая незамерзающую жидкость 10 через циркуляционный клапан 5 в надпакерное трубное пространство 8. После этого циркуляционный клапан 5 закрывают.

Далее в подвеске 12 трубной головки 13 фонтанной арматуры 14 устанавливают обратный клапан 15, а в боковых отводах трубной головки 13

– резьбовые пробки 16. Задвижки 17 на фонтанной арматуре 14 закрывают, с них снимают штурвалы. Затем закрывают приустьевой клапан-отсекатель 3.

При этом способе консервации после заполнения надпакерного затрубного пространства 9 незамерзающей надпакерной жидкостью 11 и закрытия циркуляционного клапана 5 возможно осуществлять вызов притока из пласта и закрытие приустьевого клапана-отсекателя 3, при этом ствол скважины ниже и выше приустьевого клапана-отсекателя 3 будет находиться под газом.

Кроме того, при консервации скважины после заполнения надпакерного затрубного пространства 9 незамерзающей надпакерной жидкостью 11 и закрытия циркуляционного клапана 5 возможно осуществлять вызов притока из пласта и устанавливать в подвеске 12 трубной головки 13 фонтанной арматуры 14 обратный клапан 15, а в боковых отводах трубной головки 13 – резьбовые пробки 16.

В качестве незамерзающей жидкости 10 возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора.

В качестве незамерзающей надпакерной жидкости 11 для скважин в условиях гидростатического или аномально низкого пластового давлений возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора, а для скважин в условиях аномально высокого пластового давления возможно использование загущенного газового конденсата или другой загущенной углеводородной жидкости.

Отводы фонтанной арматуры 14 герметизируют глухими фланцами 18, с задвижек 17 снимают штурвалы. На фонтанной арматуре 14 крепится табличка с необходимыми сведениями о сроках консервации данной скважины.

После окончания периода консервации скважины при ее расконсервации вначале на задвижках 17 фонтанной арматуры 14 устанавливают штурвалы, с отводов фонтанной арматуры 14 демонтируют глухие фланцы 18.

Извлекают из боковых отводов трубной головки 13 резьбовые пробки 16, а из подвески 12 трубной головки 13 фонтанной арматуры 14 – обратный клапан 15.

Открывают приустьевой клапан-отсекатель 3, извлекают глухую пробку 7.

Подачей из соседней скважины промышленного газа или подачей азота из установки нагнетания газа из скважины выдавливают газовый конденсат, находящийся в нижней части эксплуатационной колонны 1, и незамерзающую жидкость 10, находящуюся в трубном пространстве 8, в специальную емкость (не показано). В результате весь ствол скважины заполняется газом.

Затем в скважину спускают перфорационную сборку и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны 1 в газовой среде. В результате превышение пластового давления над давлением на забое скважины приводит к вызову притока газа из пласта. При этом в ПЗП не попадает никакая рабочая жидкость, которая могла бы привести к снижению продуктивной характеристики пласта.

Данная технология консервации скважин обеспечивает сохранность продуктивной характеристики пласта на весь период ее консервации, уменьшает продолжительность технологических процессов консервации и последующей расконсервации скважины, снижает затраты на консервацию и последующую расконсервацию скважины.

Применение данной технологии особенно актуально для консервации скважин с низким пластовым давлением или невысокими продуктивными характеристиками пласта, для скважин с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, когда даже непродолжительное время нахождения скважины под воздействием бурового раствора или рабочей жидкости чревато негативными последствиями: большими затратами на ввод скважины в эксплуатацию или невозможностью вообще запустить скважину в работу.

3.4 Технология освоения скважины

Освоение газовой скважины в процессе эксплуатации осуществляется с использованием койлтюбинговых установок в соответствии с Р Газпром 2СТО Газпром РД 2.1-140-2007 и СТО Надымгазпром [71, 90, 91]. При этом вызов притока из пласта проводится путем замены технологической жидкости (если это не газовый конденсат) на газовый конденсат плотностью 750 кг/м3 по ТУ 51-05751745-09-97 [92] или дизельное топливо по ГОСТ 1667, причем величина депрессии на продуктивный горизонт не должна превышать 5 % от пластового давления.

Операция по вызову притока проводится при создании противодавления на устье, препятствующего преждевременному поступлению пластового флюида в ствол скважины. Возможна замена технологической жидкости через циркуляционный клапан, входящий в состав комплекса подземного оборудования.

После вызова притока проводится плавный ввод скважины в работу по трубному пространству с извлечением из скважины БДТ колтюбинговой установки.

Отработка скважины проводится с применением сужающих устройств, обеспечивающих депрессию на пласт до 20 % от пластового давления, до стабилизации устьевых параметров, но не более 72 ч. При отработке скважины проводятся мероприятия по минимизации выпуска газа в атмосферу путем ее отработки через газосборный коллектор, а при технической невозможности – через мобильный газовый сепаратор.

После очистки ПЗП и выхода скважины на устойчивый режим работы в обязательном порядке проводятся газодинамические исследования с целью определения оптимального режима эксплуатации. При этом выпуск газа проводится через мобильный газовый сепаратор, а при его отсутствии – через установку типа «Надым-2».

3.5 Технология эксплуатации скважины

Эксплуатация газовых скважин Бованенковского НГКМ осуществляется на ограниченных по размерам кустовых площадках, поэтому кустовая обвязка (рисунок 3.3) состоит из трубопроводов, которые соединяют устья скважин 1, размещенных на одной линии, попарно 2 и сгруппированных в батареи 3 с общей горизонтальной факельной линией 4 и газосборным коллектором 5 [93] (Приложение Б).

Рисунок 3.3 – Принципиальная схема кустовой обвязки

Устья скважин 1 (рисунок 3.4) обвязаны колонными головками 6, трубными головками 7 с боковыми рабочим 8 и резервным 9 отводами, фонтанными елками 10 с рабочей 11 и резервной 12 струнами, выкидными линиями 13 с клапаном-отсекателем 14 и сужающим устройством 15.

Рабочие 11 и резервные 12 струны фонтанных елок 10 размещены параллельно линии размещения скважин 1. При этом рабочие струны 11 парных скважин 2 направлены в противоположные друг от друга стороны.

На отводах рабочих струн 12 фонтанных елок 10 и боковых рабочих отводах 9 трубных головок 7 размещены быстроразъемные соединения 16. Резервная 12 и рабочая 11 струны фонтанной елки 10 сообщаются между собой посредством межструнной перемычки 17, на которой размещена отсекающая задвижка 18. Причем задвижка 18 расположена ассиметрично, ближе к месту соединения межструнной перемычки 17 с резервной струной 12 фонтанной елки 10. Боковой резервный отвод 8 трубной головки 7 может быть присоединен к выкидной линии 13 при беспакерном способе эксплуатации скважин, либо загерметизирован глухим фланцем при пакерном способе эксплуатации.

В случае эксплуатации скважин с приустьевым клапаномотсекателем, расположенным в составе лифтовой колонны ниже колонной головки 7 (не показано), на рабочей струне 11 фонтанной елки 10 устанавливаются одна гидравлическая и одна ручная задвижки, а также гидравлический дроссельный клапан, на стволе фонтанной елки 10 устанавливается коренная ручная задвижка и надкоренная гидравлическая задвижка, управляемые от гидравлической станции управления (не показана).

На резервной струне устанавливаются две ручные задвижки и ручной дроссельный клапан. Причем дроссельный клапан может и не устанавливаться.

Рисунок 3.4 – Принципиальная схема обвязки устья парных скважин

Оптимальным расстоянием между устьями по технологическому удобству в обслуживании и ремонту скважин на ограниченных по размерам кустовых площадках является расстояние в интервале от 10 до 15 м, а между батареями из условия обеспечения противофонтанной и пожарной безопасности – в интервале от 30 до 60 м.

Это связано с тем, что для удобства проведения ремонтных работ на скважинах струны фонтанной арматуры располагают параллельно линии размещения скважин на кустовой площадке. Тогда подъемный агрегат будет находиться с одной стороны устья, а приемные мостки, стеллажи с лифтовыми трубами и другое необходимое для ремонта скважин оборудование будет располагаться с другой стороны.

В условиях наличия многолетнемерзлых пород для уменьшения теплового воздействия от движения по трубам газа или технологических жидкостей и связанного с этим возможным растеплением мерзлых пород все трубопроводы (выкидная, факельная, врезная и другие линии, газосборный коллектор) располагают над землей. При таком размещении трубопроводов для расстановки возле устья скважин подъемного агрегата и другого оборудования, чтобы не повредить трубопроводы при маневрировании, необходимо минимальное расстояние между струнами фонтанных арматур соседних скважин, равное ширине подъемного агрегата плюс 0,5 м с обеих сторон. При ширине подъемного агрегата 6 м минимальное расстояние между струнами фонтанных арматур соседних скважин будет 7 м.

С учетом длины струн фонтанных арматур соседних скважин, равных в данном случае 3 м каждая, минимальное расстояние между устьями должно составлять не менее 13 м. Если принять во внимание, что перед ремонтом скважины можно произвести демонтаж фонтанной арматуры на ремонтируемой скважине с помощью автокрана, тогда минимальное расстояние между устьями составит 10 м (13 – 3 = 10), достаточное для проезда подъемного агрегата.

Выкидные линии 13 размещены перпендикулярно оси скважин 1, одним концом они присоединены к межструнным перемычкам 17, а другим

– к газосборному коллектору 5. Выкидные линии 13 парных скважин 2 закреплены на одном общем якорном устройстве 19.

Факельная линия 4 присоединена к выкидной линии 13 через врезную линию 20 и направлена в противоположную сторону от газосборного коллектора 5. В месте соединения врезной линии 20 с выкидной линией 13 размещена отсекающая задвижка 21. Факельная линия 4 снабжена узлом задвижек 22 и байпасом 23, на котором размещена измерительная установка

24. На конце факельной линии 4 установлено факельное устройство 25.

Кустовая обвязка газовых скважин работает следующим образом. Газ из пласта по лифтовой колонне, резервной струне 12 фонтанной елки 10, выкидной линии 13, врезной линии 20 и факельной линии 4 поступает на факельное устройство 25, где происходит сжигание газа в процессе освоения, отработки и вывода скважины на рабочий режим. При этом задвижка 26 на рабочей струне 11 фонтанной елки 10, задвижка 18 на межструнной перемычке 17, задвижка 27 на боковом резервном отводе 9 трубной головки 7 и задвижка 28 на выкидной линии 13, расположенной после места присоединения к ней врезной линии 20, закрыты.

После вывода скважины на рабочий режим открывают задвижки до и после байпаса 23, закрывают задвижку 29 на факельной линии 4 и газ направляют через измерительную установку 24 для проведения газодинамических исследований и отбора проб твердой и жидкой фаз, находящихся в газовом потоке. В случае проведения газодинамических исследований без выпуска газа в атмосферу (в газопровод) между факельной линией 4 и газосборным коллектором 5 выполнена межфакельная перемычка 30 с размещенной на ней отсекающей задвижкой 31. В процессе газодинамических исследований газовый поток, выходящий из измерительной установки 24, направляется через межфакельную перемычку 30 в газосборный коллектор 5 и не сжигается на факельном устройстве 25.

После окончания исследований скважины закрывают задвижки до и после байпаса 23, закрывают задвижку 21 на врезной линии 20, задвижку 32 на резервной струне 12 фонтанной елки 10 и открывают задвижку 26 на рабочей струне 11 фонтанной елки 10, задвижку 18 на межструнной перемычке 17, задвижку 28 на выкидной линии 13. Газ из пласта направляют по газосборному коллектору 5 на установку комплексной подготовки газа.

Движение газа по рабочей струне 11 и межструнной перемычке в процессе эксплуатации скважины позволяет постоянно поддерживать всю фонтанную елку 10 в режиме положительных температур, что предотвращает возможное гидратообразование в фонтанной елке, особенно в районе резервной струны 12. Асимметричное расположение отсекающей задвижки 18 на межструнной перемычке 17, вблизи места соединения межструнной перемычки 17 с резервной струной 12 фонтанной елки 10, предотвращает образование гидратноледяных, песчаных и водяных пробок в интервале между отсекающей задвижкой 18 и местом соединения межструнной перемычки 17 с резервной струной 12 фонтанной елки 10 при отработке скважины на факел, выходе скважины на рабочий режим и гидродинамических исследованиях.

Для аварийного отключения скважины от газосборного коллектора 5 на выкидной линии 13 установлен клапан-отсекатель 14, а для выравнивания величин отборов газа от скважин – сужающее устройство 15.

В случае необходимости закачивания в скважину ингибитора гидратообразования в процессе эксплуатации к быстроразъемным соединениям 16 подсоединяется посредством быстроразъемных трубок насосная установка (не показано) и производится закачивание ингибитора в трубное пространство или затрубное пространство скважины 1. Аналогично производятся работы при глушении скважины 1 задавочными жидкостями перед проведением на ней ремонтных работ.

В случае проведения ремонтных работ на скважине передвижной подъемный агрегат и необходимое для ремонта скважины оборудование свободно разместятся на приустьевой территории, площадь которой значительно увеличена за счет сближения выкидных линий 13 относительно друг друга и размещения их на одном, общем, якорном устройстве 19.

В случае возникновения аварийной ситуации, при которой работникам противофонтанной службы подойти к устью невозможно, например при открытом фонтане, связанным с возгоранием газа, насосные установки подсоединяются к узлу задвижек 22, размещенном на факельной линии 4, на краю кустовой площадки. При этом для оперативного подсоединения насосных установок к узлу задвижек 22 на фланцах задвижек могут размещаться быстроразъемные соединения, аналогичные быстроразъемным соединениям, установленным на рабочей струне 11 фонтанной елки 10 и рабочем отводе 8 трубной головки 7.

Затем производится глушение скважины 1 через факельную линию 4, врезную линию 20, выкидную линию 13, межструнную перемычку 17, рабочую струну 11 фонтанной елки 10 и при беспакерной схеме эксплуатации – боковой резервный отвод 9 трубной головки 7. При этом задвижка 29 на факельной линии 4, задвижка 31 на перемычке 30, задвижка 28 на выкидной линии 13, задвижка 32 на боковом рабочем отводе 8 трубной головки 7 закрыты. Открыты задвижка 21 на врезной линии 20, задвижка 18 на межструнной перемычке 17, задвижка 26 на рабочей струне 11 фонтанной елки 10 и задвижка 27 на боковом резервном отводе 9 трубной головки 7.

В процессе эксплуатации скважин осуществляется периодический контроль за разработкой месторождения (таблица 3.1), при котором решаются задачи по уточнению геологической модели скважины, границ продуктивного горизонта, положения продуктивного пласта в межскважинном пространстве; контроль за выработкой эксплуатационного пласта; гидродинамический контроль и оценка за фильтрационными свойствами эксплуатируемого пласта и изменения фильтрационных свойств в ПЗП, прогноз продуктивности эксплуатационной скважины, оценка энергетических свойств пласта; технологического контроля при работающей скважине, оценка состояния комплексов подземного оборудования, оценка качества продукции в работающей скважине, замеры суммарных расходов газа из эксплуатационной скважины; контроль за техническим состоянием ствола скважины, оценка состояния внутрискважинного оборудования, выявление негерметичности колонн и наличия давления в межколонном пространстве, контроль качества цементирования скважин.

Таблица 3.1 – Объем и периодичность промысловых работ по контролю за разработкой

–  –  –

3.6 Технология эксплуатации скважины с межколонными газопроявлениями Эксплуатация газовых скважин Бованенковского НГКМ осуществляется на ограниченных по размерам кустовых площадках.

При возникновении межколонных газопроявлений необходимо обеспечить возможность выпуска скапливающегося газа в межколонном пространстве скважины в атмосферу. Однако существующая обвязка скважин не обеспечивает такой возможности. Это приводит к возникновению высоких давлений в ограниченном по объему межколонном пространстве скважины и, как следствие, к высокой вероятности разрушения устьевого оборудования и возникновению открытого газового фонтана и пожара.

С целью создания условий для выпуска газа из межколонного пространства предложена новая обвязка скважин [94].

Кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями состоит из трубопроводов, которые соединяют устья скважин 1, размещенных на одной линии, попарно 2 и сгруппированных в батареи 3, с общей горизонтальной факельной линией 4 и газосборным коллектором 5, а также с факельным отводом 6.

Устья скважин 1 (рисунок 3.5) обвязаны колонными головками 7, фонтанными арматурами 8 со струнами 9 и выкидными линиями 10.

При этом струны 9 фонтанных арматур 8 размещены параллельно оси куста 11 скважин 1. Выкидные линии 10 парных скважин 1 размещены перпендикулярно оси куста 11 скважин 1 и закреплены на общих якорных устройствах 12. Выкидные линии 10 соединены с факельной линией 4 посредством врезной линии 13 и газосборным коллектором 5. Межколонные пространства парных скважин 1 оборудованы межколонными отводами 14, соединенными между собой посредством тройника 15, к которому присоединен факельный отвод 6, оборудованный задвижкой 16 и тройником 17, посредством которого факельный отвод 6 соединен с факельной линией 4, при этом факельный отвод 6 размещен между двумя параллельными выкидными линиями 10 на их общих якорных устройствах 12.

–  –  –

Рисунок 3.5 – Схема обвязки устья скважин Бованенковского НГКМ, имеющих межколонные газопроявления Эксплуатация скважин осуществляется следующим образом.

Газ из пласта поступает по лифтовой колонне (не показано), одной из струн 9 фонтанной арматуры 8, выкидной линии 10, врезной линии 13 и факельной линии 4 на факельное устройство 18, где происходит сжигание газа в процессе освоения, отработки и вывода скважины на рабочий режим. После вывода скважины на рабочий режим газ направляют в газосборный коллектор 5 и далее на УКПГ. При появлении давления в межколонном пространстве колонной головки 7 скважины 1 проводят работы по его снижению путем выпуска газа из межколонного пространства через межколонные отводы 14. Газ из межколонного пространства движется по межколонному отводу 14, тройнику 15, факельному отводу 6, задвижке 16, тройнику 17 и факельной линии 4 на факел, где сжигается на факельном устройстве 18. Этим достигаются снижение межколонного давления, разгрузка колонной головки 7 и предотвращение разрушения устьевого оборудования и возникновения открытого газового фонтана и пожара на скважине. Сжигание газа, выпускаемого из межколонного пространства скважины, повышает противофонтанную безопасность и надежность работы скважины, а также экологическую безопасность.

Предложенная с участием автора кустовая обвязка позволяет осуществлять эксплуатацию скважин с межколонными газопроявлениями, повысить надежность и противофонтанную безопасность работы таких скважин и куста скважин в целом.

В скважинах, где межколонные газопроявления превышают предельно-допустимые значения, установленные для этих скважин, необходимо проводить ремонтно-изоляционные работы по их ликвидации.

Одним из таких методов является закачивание герметизирующих композиций в межколонное пространство, например по технологиям, описанным в [95, 96].

Недостатком данного метода является низкая надежность закачивания герметизирующих композиций в межколонное пространство по причине высокой вероятности образования в нем газовых пробок.

Газовоздушная пробка, скапливающаяся в верхней части колонной головки, препятствует полному заполнению полости колонной головки закачиваемой в межколонное пространство герметизирующей изоляционной композиции, что приводит к некачественному проведению работ по ликвидации межколонных газопроявлений либо к не ликвидации этих проявлений. Помимо этого, наличие газовоздушной пробки в верхней части колонной головки может привести к созданию взрывоопасной смеси, ее взрыву и возникновению пожара на скважине.

3.7 Технология ликвидации межколонных газопроявлений путем закачивания в межколонное пространство герметизирующей композиции В процессе эксплуатации нефтегазовых скважин нередко наблюдаются межколонные газопроявления, связанные с поступлением газа в межколонное пространство из-за некачественного цементного камня за обсадной колонной. Одним из путей ликвидации этих газопроявлений является закачивание в межколонное пространство герметизирующих композиций через боковой отвод колонной головки [95]. Однако при этом в верхней части колонной головки скапливается газовоздушная смесь, что приводит к некачественному проведению работ по ликвидации газопроявлений. Помимо этого, наличие газовоздушной смеси в верхней части колонной головки взрыво- и пожароопасно. Поэтому необходимо устройство, позволяющее надежно и безопасно проводить работы по ликвидации этих газопроявлений (Приложение Б).

Для устранения этого предложено специальное устройство [97].

Устройство по патенту РФ № 113781 (рисунок 3.6) состоит из патрубка 1 с размещенной в нем отводной трубкой 2 и быстроразъемного соединения 3.

Патрубок 1 соединен с корпусом 4 колонной головки путем вкручивания его в корпус 4 колонной головки посредством резьбы. Один конец отводной трубки 2 размещен в полости 5 колонной головки и повернут в вертикальной плоскости вверх, а второй конец выведен за пределы патрубка 1 на поверхность и повернут в вертикальной плоскости вверх с размещением на нем запорного органа 6, установленного на патрубке 1 с помощью основания 7 и переводника 8 с резьбой. Быстроразъемное соединение 3 соединено с противоположным от корпуса 4 колонной головки концом патрубка 1, при этом концы отводной трубки 2 загнуты под углами, обеспечивающими возможность их вывода из патрубка 1 и размещения в полости 5 колонной головки.

1 – патрубок; 2 – отводная трубка; 3 – быстроразъемное соединение;

4 – корпус колонной головки; 5 – полость колонной головки;

6 – запорный орган; 7 – основание; 8 – переводник; 9 – линия нагнетания; 10 – межколонное пространство; 11 – герметизирующая изолирующая композиция; 12 – газ; 13 – манометр;

– угол, обеспечивающий возможность ввода и вывода патрубка в корпусе колонной головки

Рисунок 3.6 – Устройство для ликвидации межколонных газопроявлений

Устройство работает следующим образом.

Первоначально из корпуса 4 колонной головки выворачивают ранее установленный в ней патрубок (не показано), а вместо него вворачивают патрубок 1 с размещенной в нем отводной трубкой 2. Патрубок 1 размещают таким образом, чтобы концы отводной трубки 2 располагались в вертикальной плоскости и были повернуты вверх. К противоположному от корпуса 4 колонной головки концу патрубка 1 присоединяют быстроразъемное соединение 3, к которому присоединяют линию нагнетания

9. Через линию нагнетания 9 в корпус 4 колонной головки, в ее полость 5 и далее в межколонное пространство 10, являющееся продолжением полости 5 колонной головки насосной установки (не показано), закачивают герметизирующую изолирующую композицию 11. Вытесняемый герметизирующей изолирующей композицией 11 из межколонного пространства 10 газ 12 смешивается с воздухом, находящимся в полости 5 колонной головки, и удаляется через отводную трубку 2 на поверхность. При прекращении движения газовоздушной смеси через отводную трубку 2 запорный орган 6, размещенный на этой трубке 2, закрывается. Для контроля за давлением в полости 5 колонной головки на переводник 8 выше запорного органа 6 вворачивается манометр 13, при этом запорный орган 6 открывается.

Удаление газовоздушной смеси из верхней части полости 5 колонной головки обеспечивает полное заполнение корпуса 4 колонной головки и ее полости 5, а также межколонного пространства 10 герметизирующей изолирующей композицией 11 и позволяет надежно ликвидировать межколонные газоводонефтепроявления из межколонного пространства 10 нефтегазовой скважины.

Данное устройство обеспечивает возможность закачивания герметизирующей изолирующей композиции в полость колонной головки и в межколонное пространство и полное их заполнение без образования газовоздужной смеси в верхней части корпуса колонной головки в ее полости за счет выпуска газовоздушной смеси на поверхность, ликвидировать образование взрывоопасной смеси, предотвратить аварийную ситуацию, взрыв и пожар на скважине.

3.8 Технология ликвидации межколонных газопроявлений путем одновременной замены двух задвижек фонтанной арматуры под давлением Особенностью этой технологии, разработанной совместно с Чабаевым Л.У., является возможность произвести смену коренной и надкоренной задвижек одновременно под давлением без дорогостоящего процесса глушения эксплуатационной скважины (Приложение Б). Данное устройство и разработанная технология получили широкое применение на газовых промыслах Ямала и Заполярья (рисунок 3.7).

Рисунок 3.7 Схема одновременной замены стволовых задвижек фонтанной арматуры Данная технология состоит в том, что производится установка устройства на фланцевое соединение буферной задвижки и производится крепление на верхнем фланце трубной головки и нижнем переходной катушки трубной головки.

Крепление устройства производится путем монтажа четырех опорных штанг, которые соединены в верхней части при помощи специально разработанного адаптера. Затем производится опускание во внутреннее пространство ФА пакера до интервала в переходной катушке трубной головки. При этом корпус выступает из переходной катушки. Затем происходит активация резинового герметизирующего элемента пакера.

После того как убедились в правильной установке пакера, производится стравливание давления до атмосферного в полости ФА путем стравливания давления через КВД до атмосферного.

Далее, после того как проверили, что отсутствуют пропуски газа через установленный пакер, приступают к смене неисправных задвижек на новые, предварительно опрессованные на стенде на рабочее давление. После крепления задвижек производят деактивацию резинового герметизирующего элемента пакера и его извлечение из скважины. Разработанная технология прошла апробацию на Ямбургском месторождении при непосредственном участии автора [101].

В случае невозможности ликвидации межколонных газопроявлений при участии автора (на основе научных работ А.В. Кустышева) была обоснована возможность и рассчитаны предельно-допустимые величины межколонных давлений и расходов газа из межколонного пространства, позволяющих эксплуатировать газовые скважины с межколонными газопроявлениями ниже этих величин. Совместно с А.В. Немковым была разработана устьевая обвязка для безопасной эксплуатации этой категории скважин, приведенная на рисунке 3.5 (патент РФ № 111578) [94].

3.9 Технология удаления фонтанной арматуры с устья фонтанирующей скважины и ликвидации открытого фонтана на газовой скважине Ликвидация открытого газового фонтана заключается в очистке территории вокруг устья фонтанирующей скважины в зоне теплового воздействия пламени от металлоконструкций; удалении фонтанной арматуры с устья фонтанирующей скважины; наведении на устье фонтанирующей скважины противовыбросового оборудования в сборе с отводной трубой, подвешенной на канатной оснастке рамы натаскивателя; орошении канатной оснастки и оборудования, находящихся на аварийном устье фонтанирующей скважины, производимом технической водой, подаваемой из лафетных стволов; отводе пламени через отводную трубу на высоту, позволяющую обезопасить ведение работ по глушению скважины [19, 20, 101] (Приложение Б).

При этом удаление фонтанной арматуры с устья фонтанирующей скважины осуществляется ее отстрелом с помощью артиллерийского орудия, что небезопасно и трудоемко. В последние годы начато внедрение для удаления устьевого оборудования комплеска оборудования для лазерной резки [21, 60].

Целью разработки новой технологии удаления фонтанной арматуры является определение возможности использования вместо трудоемкой лазерной резки менее затратной и менее трудоемкой плазменной резки. При этом на основе имеющегося опыта ликвидации открытых газовых фонтанов [102 – 104], теоретических и экспериментальных исследований автору удалось определить ее оптимальные режимы, такие как: время резки трубной головки и количество стрежней в зависимости от температуры окружающей среды и длины стержня.

Основой предложенных технических решений являются идеи, отраженные в патентах [102, 105, 106]. Здесь предлагается осуществлять удаление фонтанной арматуры посредством плазменной резки с помощью наводимого и свободно перемещающегося в вертикальной и горизонтальной плоскостях ствола с размещенным на его конце с помощью держателя резаком с металлическим электродом при постоянном орошении ствола через водяной коллектор, размещенный на стволе, при этом ствол закреплен на экранирующем отбойном щите, установленном на передвижных санях с возможностью перемещения их в вертикальной и горизонтальной плоскостях относительно устья.

Установка для удаления фонтанной арматуры с устья фонтанирующей скважины содержит экранирующий отбойный щит с навесом и боковыми защитными пластинами, со сквозным отверстием, закрываемым огнеупорной тканью, и со смотровой щелью. Щит установлен на подвижной в вертикальном направлении платформе, размещенной на передвижных в горизонтальном направлении санях. Ствол подвешен с помощью шарнирного соединения и огнеупорных эластичных (гибких) ремней на экранирующем отбойном щите и выведен через сквозное отверстие в направления устья фонтанирующей скважины.

На верхней наружной части ствола размещен водяной коллектор с возможностью охлаждения ствола через сливные отверстия, выполненные в водяном коллекторе, с установленным на его конце с помощью держателя резаком в виде сменного металлического электрода, а на другом – рукоятки управления, удлинителя, выполненного в виде нескольких (двух) гибких медных токопроводящих проводов, облаченных в изоляционную оболочку и соединяющих ствол с аппаратом плазменной резки, гибкого напорного рукава, соединяющего водяной коллектор с пожарным автомобилем. При этом шарнирное соединение размещено на внутренней стороне экранирующего отбойного щита между смотровой щелью и сквозным отверстием с возможностью свободного радиального перемещения ствола относительно устья фонтанирующей скважины с помощью рукоятки управления (в вертикальной и горизонтальной плоскостях). При этом горизонтальное перемещение передвижных саней осуществляется с помощью трактора-толкача, присоединенного с помощью фаркопа к передвижным саням, а вертикальное перемещение подвижной платформы относительно полозьев передвижных саней фиксируется вставными шпильками, вставляемыми в отверстия стоек передвижных саней, выполненных в виде соединения «труба в трубе»

(рисунок 3.8).

18 23

–  –  –

продолжительность ( t, ч) операции резки трубной головки и требуемое количество ( n ) электродов. Для поиска зависимостей t t ( L, T ) и n n( L, T ) был проведен эксперимент по определению t и n при варьировании величин T = 20 °С, – 10 °С, – 20 °С, – 30 °С и L = 1,0; 0,7; 0,5 м. Установленные в процессе эксперимента значения параметров t и n представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Данные, полученные в результате эксперимента

–  –  –

Графическая интерпретация функций t ( L, T ) и n( L, T ) показана на рисунках 3.9 и 3.10 соответственно.

На рисунке 3.9 показаны результаты расчета по зависимости (1) времени резки трубной головки (ч) при различной длине стержня.

Штриховые линии соответствуют обработке результатов экспериментальных исследований. Кружками, треугольниками и прямоугольниками отмечены значения, полученные в процессе экспериментов для длин электрода 1,0; 0,7 и 0,5 м. Максимальная погрешность аппроксимации экспериментальных данных, указанных в таблице 3.2, с использованием регрессионной зависимости (1) не превышает 9 %, что для практического применения является вполне приемлемым результатом.

–  –  –

соответствуют параметрам, при которых проводился эксперимент. Число электродов, определенное в процессе экспериментов при их длинах 1,0; 0,7 и 0,5 м, показаны на рисунке 3.10 соответственно кружками, треугольниками и прямоугольниками.

Информация, представленная на рисунках 3.9 и 3.10, позволяет в зависимости от температуры окружающей среды и имеющейся партии электродов конкретной длины, оперативно оценивать трудоемкость проведения работ по удалению устьевой арматуры фонтанирующей скважины и определять необходимое для выполнения данной технологической операции количество электродов.

Предлагаемая технология удаления фонтанной арматуры с устья аварийной скважины в условиях открытого фонтанирования на нефтегазовой скважине методом плазменной резки в сравнении с традиционными методами устранения открытых газовых фонтанов с помощью артиллерийского орудия более безопасна. Сокращается продолжительность работ и устраняется необходимость повторного обрезания обсадной колонны после отстрела фонтанной арматуры.

Полученные математические выражения позволяют в зависимости от температуры окружающей среды и известной длине стержней определять как необходимое для выполнения плазменной резки фонтанной арматуры число стержней, так и продолжительность операции резки.

3.10 Технология ликвидации открытого газового фонтана принудительным орошением устья фонтанирующей скважины и наводимого оборудования Технология ликвидации открытого газового фонтана орошением устья фонтанирующей скважины и наводимого оборудования (рисунок 3.11, патенты РФ № 2344704, 75868, 81252, 81521) [98, 109 – 111, 115, 116] заключается в следующем (Приложение Б).

1 – канатный натаскиватель; 2 – грузовая стрела; 3 – траверс;

4 – водяной коллектор; 5 –устье; 6 – ПВО; 7 – газоотводящая труба;

8 – тросовая оснастка; 9 – трактор; 10 – пожарная машина

–  –  –

Наведение ЗУС на устье фонтанирующей скважины при горящем пламени пожара осуществляется с постоянным орошением. При этом подача охлаждающей жидкости осуществляется путем подачи через трубопроводы, которые расположены один на стреле натаскивателя, другой – на траверсе.

Причем трубопроводы выполнены с продольными щелями, и каждый посредством пожарных рукавов соединен с пожарной машиной.

3.11 Технология ликвидации открытого газового фонтана на скважине с искривленным устьем При расчистке приустьевой зоны, освобождении от металлоконструкций на фонтанирующих скважинах зачастую происходит повреждение устья и возможно его искривление под различными углами относительно оси фонтанирующей скважины.

В ходе ликвидации аварии при возникновения искривления устья (совместно с Чабаевым Л.У. патенты РФ № 2386788, № 2386789, № 81251, № 81252, № 81521) был разработан технологический процесс, который позволяет произвести наведение на искривленное устье ЗУС при горящем фонтане. После осуществления подготовительных работ по очищению приустьевой зоны, устья аварийной скважины имеется свободный доступ к нему и возможность для производства работ по монтажу ЗУС в сборке с разъемным колонным фланцем, а также кривой газоотводящей трубой, подвешенными на грузовой стреле канатного натаскивателя.

При этом запорно-устьевая сборка наводится на устье аварийной скважины под углом, соответствующим углу наклона устья скважины (рисунок 3.12). Угол наклона задается за счет использования искривленного отводного патрубка, подвешенного на траверсе с помощью системы цепей подвески и цепей оттяжек [116].

1 наклоненное устье скважины; 2 разъемный фланец;

3 – наводимая запорная арматура; 4 искривленный отводной патрубок; 5 – траверса «канатной техники»

–  –  –

При ликвидации возникновения газопроявлений и последующих за ним открытых фонтанов необходимо изучить причины их появления и оценить риск их появления и наносимый от них экологический ущерб территории и окружающей природной среде [117 – 123].

–  –  –

1. На основе опыта строительства газовых скважин Бованенковского НГКМ выявлены основные причины возникновения газопроявлений, связанные с наличием высокольдистых мерзлых пород, влияющие на надежность конструкций газовых скважин и возникновение других геологотехнологических осложнений.

2. На основе теоретических и экспериментальных исследований автора разработаны новые эффективные технические решения, направленные на повышение надежности конструкций газовых скважин, пробуренных в высокольдистых многолетнемерзлых породах, и усовершенствованы технологии строительства скважин, включая их крепление, заканчивание и консервацию.

3. На основе экспериментальных исследований, выполненных при участии автора, предложены технические решения, направленные на предотвращение газопроявлений в высокольдистых горных породах и их ликвидацию.

4. На основе опыта аварийно-восстановительных работ по ликвидации газоконденсатных фонтанов, проведенных в условиях Крайнего Севера, при участии автора, разработана новая уникальная технология удаления устьевого оборудования с устья фонтанирующей скважины методом плазменной резки. Ведь основным фактором при ликвидации фонтана на полуострове Ямал является временной фактор, при затягивании которого может произойти более сильное осложнение и потеря устья скважины. Здесь основным фактором, влияющим на крепь устья скважины, является льдистость, так как при длительном тепловом воздействии происходит её растепление и образование воронки в приустьевой части, а затем может произойти и провал устьевой части скважины.

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА

ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТАННЫХ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

Разработанные автором новые технологии и усовершенствованные технические средства были внедрены на северных месторождениях ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции добывающими предприятиями ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром трансгаз Югорск» и буровым предприятием ООО «Бургаз».

Объем внедрения только за период 2010-2014 гг. составил порядка 1547 скважинно-операций, экономический эффект от внедрения технологий и усовершенствованных технических средств составил порядка 900 млн руб.

(в т.ч. доля автора – 200 млн руб.).

Расчет экономического эффекта проводился на основе нормативных документов [126 – 128].

Расчет показателей эффективности проводился с использованием принципа «с проектом – без проекта», приняты затраты на проведение ремонта скважины по ликвидации межколонных газопроявлений. В ситуации «с проектом» проведение ремонтных работ не предусматривалось.

Внедрение разработанных технических решений, оформленных в виде руководящих нормативных документов (СТО Севернефтегазпром 001-2007 «Руководство по эксплуатации сеноманских газовых скважин с предельнодопустимыми межколонными давлениями на Южно-Русском месторождении» СТО Газпром добыча Надым 116-2013 [129], «Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельнодопустимыми межколонными давлениями на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым»» [130]) (Приложение Г), позволило снизить затраты на аварийно-восстановительные работы газовых скважин (предотвратить аварийное фонтанирование на 10 скважинах, а на 5 скважинах ликвидировать 5 открытых газовых фонтанов), обеспечить дополнительную добычу природного газа порядка 11175 тыс. м3/сут.

Результаты выполненного технико-экономического обоснования новых технологий и технических средств, разработанных автором, свидетельствуют о том, что в определенной мере решена проблема обеспечения пожарной и промышленной (фонтанной) безопасности, повышения надежности и эффективности при производстве работ по строительству, эксплуатации и ремонте газоконденсатных скважин в тяжелых климатических условиях северных месторождений при наличии высокольдистых мерзлых пород, получены показатели их эффективности, доказывающие необходимость их более широкого применения, особенно в арктических регионах.

Результаты разработанных автором технических решений применяются в учебном процессе на курсе «Аварии, осложнения и фонтаноопасность при ремонте скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета в виде методических указаний [131] (Приложения В, Г).

Выводы по главе 4

Разработанные и внедренные регламенты позволяют эксплуатировать скважины с межколонными давлениями, не прибегая к дорогим скважинооперациям, что за период 2010-2014 гг. позволило избежать проведения порядка 1547 скважино-операций. Достигнута экономическая эффективность порядка 900 млн руб., в т.ч. доля автора составила порядка 200 млн руб.

Результаты исследования применяются в учебном процессе на курсе «Аварии, осложнения и фонтаноопасность при ремонте скважин»

Тюменского государственного нефтегазового университета в виде методических указаний.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе опыта строительства газовых скважин Бованенковского НГКМ выявлены основные причины возникновения газопроявлений, связанные с наличием высокольдистых мерзлых пород.

На основе опыта работ по ликвидации газопроявлений разработана новая технология ликвидации межколонных газопроявлений путем закачивания в МКП газопроявляющих скважин изолирующих композиций на основе «микродура», «сайпана», обеспечивающих надежность изоляции на 10…15 % за счет большего проникновения закачиваемых композиций в трещины и поры МКП. Влияние ММП напрямую связано с цементированием и сцеплением цемента с породой, что существенно влияет на качество строительства скважин и возникновение ГНВП.

2. Проанализировав причины, по которым возникают фонтаны и пожары при строительстве, эксплуатации и проведении работ по ремонту газовых скважин, выявлены основные факторы (временные и безопасные), влияющие на успешность и пожаробезопасность работ в арктических и труднодоступных условиях полуострова Ямал.

3. Разработана технология удаления устьевого оборудования фонтанирующих скважин в пламени пожара методом дистанционной плазменной резки, нигде ранее не применявшимся.

4. Усовершенствованы технологии ликвидации открытого газового фонтана путем наведения запорно-устьевого оборудования в пламени пожара с принудительным орошением устья фонтанирующей скважины и наводимого оборудования, включая поврежденное искривленное устье, применение которых сократило срок проведения ремонтных работ на 15…25 % и, как следствие, повысило успешность на 25…30 %.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 

Похожие работы:

«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.,...»

«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...»

«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,...»

«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...»

«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...»

«Сурчина Светлана Игоревна Проблема контроля над оборотом расщепляющихся материалов в мировой политике 23.00.04 Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития Диссертация на соискание ученой степени кандидата...»







 
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.