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

Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |

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

-- [ Страница 1 ] --

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

(ФГБОУ «ТюмГНГУ»)

УДК 622.279

На правах рукописи

ЖУРАВЛЁВ ВАЛЕРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ И ФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН



В ВЫСОКОЛЬДИСТЫХ МЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ

Специальность 05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель – доктор технических наук, профессор Кустышев Александр Васильевич Тюмень – 2015

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………

1 ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ

И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ

ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ……………………………………………. 11

1.1 Методы и технологии предупреждения газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин………….. 11

1.2 Причины возникновения газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин…………… 14

1.3 Причины аварийного фонтанирования скважин………………… Выводы по главе 1………………………………………………………. 29

2 АНАЛИЗ РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, ЭКСПЛУАТАЦИИ

И РЕМОНТУ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ НАЛИЧИИ

ВЫСОКОЛЬДИСТЫХ МЕРЗЛЫХ ПОРОД…………………….. 31

2.1 Геологические характеристики залежей Бованенковского месторождения……………………………………………………... 31

2.2 Особенности конструкции газовых скважин Бованенковского месторождения…………………………………………………….. 40

2.3 Опыт проведения работ по ликвидации межколонных газопроявлений при строительстве газовых скважин Бованенковского месторождения…………………………………. 49

2.4 Состояние работ по ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров на месторождениях Крайнего Севера……………….. 83 Выводы по главе 2 ………………………………………………………. 105

3 ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ

ПОЖАРНОЙ И ФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТУ

ГАЗОВЫХ СКВАЖИН……………………………………………. 108

3.1 Технология заканчивания скважины на обустроенном кусте….. 108

3.2 Технология заканчивания скважины в процессе опережающего строительства.……………………………………………………… 110

3.3 Технология консервации скважины………………………………

–  –  –

3.5 Технология эксплуатации скважины…………………………….. 118

3.6 Технология эксплуатации скважины с межколонными газопроявлениями…………………………………………………. 127

3.7 Технология ликвидации межколонных газопроявлений путем закачивания в межколонное пространство герметизирующей композиции……………………………………. 130

3.8 Технология ликвидации межколонных газопроявлений путем одновременной замены двух задвижек фонтанной арматуры под давлением…………………………………………. 133

3.9 Технология удаления фонтанной арматуры с устья фонтанирующей скважины и ликвидации открытого фонтана на газовой скважине………………………………………………. 135

3.10 Технология ликвидации открытого газового фонтана принудительным орошением устья фонтанирующей скважины и наводимого оборудования …………………………………..…… 140

3.11 Технология ликвидации открытого газового фонтана на скважине с искривленным устьем…………………………… 141 Выводы по главе 3………………….…………………………………… 143

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

4

РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ … 144

Выводы по главе 4 ………………………………………………………. 145

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ………………….. 14

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ … 148

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ ………………………………………………………...

ПРИЛОЖЕНИЯ………………………………………………………… Приложение А. Справка по открытым фонтанам, ГНВП и инцидентам, произошедшим на скважинах ОАО «Газпром» за период с 2003-2014 гг. ………. 170 Приложение Б. Сводные данные по разработанным технологиям … 185 Приложение В. Акты внедрения ……………………………………..





Приложение Г. Результаты расчета экономического эффекта от внедрения разработанных технологий …………. 190

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Дальнейшее развитие газовой промышленности России требует введения в разработку новых газовых месторождений. Основным газодобывающим регионом в настоящее время является Западная Сибирь, где сосредоточена большая часть запасов природного газа. Для увеличения добычи газа в ближайшей перспективе потребуется введение в разработку месторождений, расположенных на полуострове Ямал. Продуктивные горизонты месторождений данного нефтегазоносного района имеют сложное геологическое строение, а для некоторых газоконденсатных залежей, приуроченных к отложениям неокома и юры, характерны аномально высокие пластовые давления (АВПД) и пластовые температуры, превышающие 100 С. Особое место среди месторождений Ямала занимает Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), расположенное в центральной части полуострова Ямал, на территории Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Территория Бованенковского НГКМ представлена разрезом пород, сложенных из большого количества многолетнемерзлых пород (ММП).

Сплошность мерзлых толщ нарушается с поверхности несквозными таликами, а по разрезу – линзами криопэгов и охлажденными грунтами.

Криогенная толща в пределах месторождения имеет двухъярусное строение – с высокольдистыми мерзлыми породами в верхнем ярусе и охлажденными породами в нижнем. Мощность криолитозоны изменяется от 150 (под крупными озерами и реками) до 320 м в зависимости от геоморфологического уровня, состава, строения и свойств мерзлых грунтов.

Сложные геокриологические условия месторождения затрудняют освоение Бованенковского НГКМ, особенно с точки зрения промышленной, пожарной и экологической безопасности. Поэтому актуальность проблемы фонтанной и пожарной безопасности для разбуриваемых и эксплуатируемых скважин несомненна, она является ключевой позицией при предотвращении возможных экологических катастроф.

Цель работы – усовершенствование технических средств, технологий при проведении работ по предупреждению и ликвидации газоводонефтепроявлений, инцидентов и открытых фонтанов на газовых скважинах, обеспечивающих пожарную и фонтанную безопасность в процессе их строительства, эксплуатации и ремонта.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Установление основополагающих факторов и анализ причин, влияющих на возникновение газопроявлений в процессе строительства и эксплуатации газовых скважин на месторождениях полуострова Ямал;

2. Усовершенствование используемых и создание новых технических средств, технологий, обеспечивающих пожарную и фонтанную безопасность при строительстве и эксплуатации газовых скважин, при ликвидации открытых газовых фонтанов;

3. Разработка составов жидкостей для проведения технологических операций, а также композиций на их основе для аварийного глушения газовых скважин, ликвидации газоводонефтепроявлений и газовых фонтанов;

4. Оценка эффективности применения разработанных новых и усовершенствованных технических средств и технологий в процессе производства работ на промыслах газового комплекса.

Методы решения поставленных задач В работе использованы современные теоретические и экспериментальные методы исследования, математическое моделирование физических процессов, метод регрессивного анализа для определения резки устьевого оборудования и количества стержней при изменении температуры и длины стержня.

Научная новизна результатов работы

1. Основными установленными факторами явились: температура мерзлых пород, удаленность территории, климатические условия и др., существенно влияющие на возникновение газопроявлений в процессе строительства и эксплуатации газовых скважин при наличии высокольдистых мерзлых пород, учет которых необходим для предотвращения и ликвидации открытого газового фонтана и пожара в экстремальных условиях полуострова Ямал.

2. Разработан новый способ удаления с устья фонтанирующей скважины устьевого оборудования методом дистанционной плазменной резки и ликвидации открытого фонтана на газовых скважинах, расположенных в удаленных труднодоступных районах полуострова Ямал.

3. Впервые установлена зависимость длины металлического стержняэлектрода от продолжительности резки и температуры окружающего воздуха, позволившая выбрать оптимальный режим плазменной резки при удалении устьевого оборудования с устья фонтанирующей скважины.

Предмет исследований – технологии предотвращения и ликвидации газопроявлений и открытых газовых фонтанов при строительстве и эксплуатации газовых скважин, расположенных в высокольдистых мерзлых породах месторождений полуострова Ямал.

На защиту выносятся:

1. Технологии предотвращения и ликвидации газопроявлений на газовых скважинах, расположенных в высокольдистых мерзлых породах, а также мониторинга межколонных газопроявлений;

2. Технологии удаления с устья фонтанирующей скважины устьевого оборудования и ликвидации открытого газового фонтана на газовых скважинах, расположенных в районах с наличием в разрезе высокольдистых мерзлых пород;

3. Составы технологических жидкостей и композиций для ликвидации газопроявлений и аварийного глушения открытого газового фонтана;

4. Технические средства для ликвидации газопроявлений и открытого газового фонтана.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности Содержание диссертационного исследования соответствует паспорту научной специальности 05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс), а именно п. 6 «Исследование и разработка средств и методов, обеспечивающих снижение пожарной и промышленной опасности технологических процессов, предупреждение пожаров и аварий, тушения пожаров».

Практическая ценность результатов работы

1. С целью обеспечения пожарной и промышленной безопасности на уровне изобретений усовершенствованы следующие технологии предотвращения, ликвидации газоводонефтепроявлений, а также открытых газовых фонтанов и возгораний на строящихся и эксплуатируемых скважинах:

- технология предотвращения газопроявлений в процессе строительства газовых скважин (патент РФ № 143017);

технология ликвидации газопроявлений путем закачивания изолирующих композиций с устья газопроявляющей скважины в межколонное пространство (МКП) (патенты РФ № 2373377, № 113781);

- технология ликвидации газопроявлений путем проведения работ по одновременной смене двух негерметичных коренных задвижек елки фонтанной арматуры (ФА);

- технология ликвидации газопроявлений путем переобвязки устья в процессе заканчивания скважины (патенты РФ № 2438007, № 2442877);

технология эксплуатации газовых скважин при наличии газопроявлений за счет реконструкции устьевой обвязки, обеспечивающей снижение межколонного давления (МКД) путем выпуска газа из МКП через факельный отвод (патент РФ № 111578);

- технология удаления устьевого оборудования с устья фонтанирующей скважины в пламени пожара под горящей струей газа (патент РФ № 2493356);

технология ликвидации открытого газового фонтана путем принудительного орошения устья с помощью водяного коллектора (патенты РФ № 2344704, № 2369723, № 75868);

- технология ликвидации открытого газового фонтана на искривленном устье (патенты РФ № 2386789, № 81252, № 81521).

Предложенные технологические решения позволяют повысить успешность работ при проведении профилактических работ в области пожарной и промышленной безопасности, а также при производстве аварийно-восстановительных работ на 25…30 % при уменьшении временных затрат на 15…25 %.

2. Проведены исследования и представлены новые изолирующие композиции для устранения газоводонефтепроявлений (на основе «микродура», «сайпана») и жидкостей на их основе для аварийного глушения фонтанирующих газовых скважин (на основе водометанольного раствора).

Применение представленных композиций позволяет сохранить продуктивные горизонты после проведения ремонтно-изоляционных работ и снизить кольматацию призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) на 25…50 %.

3. Разработано техническое средство для ликвидации открытых газовых фонтанов (патент № 121292). Экспериментально доказана возможность дистанционного отрезания устьевого оборудования под пламенем пожара плазменной резкой с последующим удалением оборудования с устья;

4. Выполненные исследования явились основой для разработки двух нормативных документов (СТО Севернефтегазпром 001-2007 «Руководство по эксплуатации сеноманских газовых скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Южно-Русском месторождении», СТО Газпром добыча Надым 116-2013 «Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым»»), которые применяются при строительстве и эксплуатации газовых скважин.

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

Тюменского государственного нефтегазового университета.

Апробация результатов работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

Межрегиональных научно-технических конференциях с международным участием «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2008, 2010 гг.); научно-практической конференции «Инновационные технологии для нефтегазового комплекса» (г. Тюмень, 2010 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Научнотехническое творчество и новаторство: тенденции и перспективы»

(г. Тюмень, 2011 г.); XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаз «Проблемы развития газовой промышленности Сибири» (г. Тюмень, 2012 г.); Международной научнопрактической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013 г.); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2013 г.); научных семинарах кафедр «Ремонт и восстановление скважин» и «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2008-2014 гг.), а также на учениях по обеспечению противофонтанной безопасности (г. Новый Уренгой, 2006, 2008 гг.).

Публикации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 22 научных трудах, в том числе в 10 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 9 патентов на изобретения и полезные модели.

Личный вклад соискателя состоит: в постановке и реализации задач исследования, в разработке состава изоляционной композиции на основе «сайпана», в разработке и экспериментальной проработке установки плазменной резки применительно к фонтанирующим скважинам и устройства для закачивания изолирующей композиции в МКП газопроявляющей скважины, в установлении зависимостей длины металлического стержня-электрода от продолжительности резки и температуры окружающего воздуха, в определении оптимальных режимов плазменной резки устьевого оборудования с устья фонтанирующих скважин, в разработке технологии удаления устьевого оборудования с устья фонтанирующей скважины.

1 ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ

И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ

ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1 Методы и технологии предупреждения газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин Задача ввода в разработку новых месторождений природного газа в удаленных районах Крайнего Севера при поиске эффективных методов по предупреждению и способов по борьбе с возникающими техногенными осложнениями при бурении как эксплуатационных, так и разведочных скважинах, а также при ремонте и эксплуатации в настоящее время приобретает все большую актуальность.

В настоящее время технологический процесс сооружения и эксплуатации газовых скважин можно разбить на четыре этапа [1, 2]:

- первый – бурение ствола;

- второй – крепление ствола со спуском и цементированием обсадных колонн и обвязкой устья;

- третий – заканчивание и освоение газовой скважины с перфорацией эксплуатационной колонны, вызовом притока пластового флюида и пробной эксплуатацией;

- четвертый – эксплуатация и проведение капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин, а также проведение плановых работ по интенсификации притока газа, исследованию и выводу скважин из эксплуатации, т.е. ликвидации. Конечной и основной задачей первых трёх этапов является достижение максимально больших объёмов добычи газа из продуктивного пласта на дневную поверхность.

Основная цель четвертого этапа заключается в поддержании проектных решений по объёмам добычи газа и газового конденсата на всех стадиях эксплуатации и разработки месторождения. При производстве работ по бурению, освоению, эксплуатации и капитальном ремонте скважин из-за несоблюдения правил промышленной безопасности возникают газоводопроявления, которые в последствии могут перейти в открытые газовые фонтаны и привести к колоссальным финансовым затратам, нанесению экологического вреда окружающей среде, а также ликвидации скважины, к потере дорогостоящего бурового оборудования и бурильного инструмента. Сооружение каждой скважины стоит десятки миллионов рублей. При этом безвозвратно уничтожаются огромные объемы природного газа, останавливается деятельность бурового и газодобывающего предприятий, тратятся значительные денежные и материальные средства на ликвидацию открытого газового фонтана и ликвидацию самой аварийной скважины. Происходит колоссальный экологический ущерб окружающей природной среде, гибнет животный и растительный мир, наносится невосполнимый вред среде обитания коренного малочисленного населения Крайнего Севера.

Строительство, эксплуатация и проведение капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных на участках недр с ММП, имеют свои специфические особенности [3 – 9], которые осложняются наличием не просто мерзлых пород, а высокольдистых мерзлых пород, не просто в условиях Крайнего Севера, а в условиях арктического шельфа, ведь полуостров Ямал расположен за Полярным кругом между Обской губой с востока, Карским морем с севера и Печорским морем с запада [10, 11].

Толща ММП в северных районах достигает 600 м, а на некоторых участках и более. К примеру, на Ямбургском НГКМ ММП расположены на глубине 550 м, на Тазовском НГКМ глубина залегания 500 м, на Уренгойском НГКМ они расположены на глубине 350…400 м, а на полуострове Ямал (Бованенковское НКГМ и другие) глубина ММП и вовсе достигает 230…300 м. На нефтяных месторождениях среднего Приобья многолетнемерзлые породы отмечаются в виде отдельных реликтовых слоев.

Мерзлые породы формировались в течение продолжительного периода под воздействием материкового похолодания (оледенения), морских трансгрессий и больших сезонных климатических колебаний. Условия нахождения ММП могут существенно отличаться по площади и глубине залегания на одном и том же месторождении.

Известно, что мерзлые породы чаще всего отсутствуют под большими и, соответственно, глубокими озёрами, а под маленькими озерами находятся так называемые несквозные талики мощностью, достигающей 100 м. В долинах рек из-за сезонной миграции их русел мерзлота имеет сложное строение.

Загрузка...

Температура мерзлой толщи пород составляет минус 3,0 °С и выше в верхней части она может составлять (минус 1,5 … минус 1,0) °С. Глубина сезонного промерзания и последующего оттаивания составляет 0,3…3,0 м.

Криолитозоны, характеризующиеся отсутствием периодического протаивания и содержанием льда в промерзлых породах, составляют от нескольких процентов до 50 %. В мерзлых породах лед становится своеобразным породоразрушающим минералом, а оттаивающий лед является деятельным. Особое влияние на открытых участках при значительных ветровых нагрузках на снежный покров также оказывают низкие температуры. На Бованенковском НГКМ температура мерзлых грунтов составляет (минус 5,0 … минус 6,0) °С. При строительстве скважин особое значение помимо температуры грунтов имеет температура снежного покрова.

Данное месторождение классифицируется как сильнольдистое. Баулин П.П.

отмечает, что в интервалах залегания пород от 27 до 125 м – линзы чистого льда, что приводит в процессе бурения, а затем эксплуатации скважин к осложнениям, обвалам, кавернообразованию, просадкам из-за некачественного цементирования, образованию грифонов, смятию колонн и т.д. (Ямбургское и Тазовское НГКМ). Поэтому, как правило, перекрытие интервалов осложнений приводит к увеличению стоимости строительства скважин за счет увеличения глубины спуска кондуктора более 100 м на данном месторождении.

При креплении кондуктора используют тампонажный цемент с добавкой ускорителя схватывания – обычно для этого используется раствор хлорида кальция. Оптимальная добавка хлорида кальция к тампонажным растворам составляет 4…8 % от воды затворения. В последние годы начато применение разнообразных тампонажных составов и композиций, в частности, расширяющихся и облегченных составов [13 – 15].

1.2 Причины возникновения газоводонефтепроявлений при производстве работ по строительству, эксплуатации и капитальном ремонте скважин При производстве работ по строительству, эксплуатации и капитальном ремонте скважин часто возникают осложнения, связанные с газоводонефтепроявлениями, которые могут привести к более тяжелым последствиям, перерасти в аварию или даже в открытый фонтан. Низкая квалификация персонала и неправильные действия могут быть причиной ликвидации части ствола или всей скважины в целом (Приложение А).

При вскрытии продуктивного горизонта происходит попадание газа в буровой раствор, тем самым производя газирование раствора, что резко изменяет его параметры: снижается плотность, увеличивается условная вязкость, изменяются реологические параметры раствора, такие как динамическое и статическое напряжения сдвига, пластическая вязкость и так далее. При низкой вязкости бурового раствора происходит насыщение газом, и раствор начинает пузыриться, это напоминает кипение на устье скважины.

Чтобы избежать процесса насыщения бурового раствора газом из продуктивного горизонта необходимо производить промывку скважин с дегазацией забойной пачки не менее полутора циклов, а также постараться избежать непредвиденных остановок при производстве работ. Первыми признаками являются повышенные газопоказания в буровом растворе, а также увеличение объема раствора в приемной ёмкости или уменьшение объёма долива скважины от расчётного [16 – 20].

В ходе строительства скважины, если не следить за параметрами бурового раствора, в частности удельного веса, может произойти поступление пластового флюида в раствор, тем самым создав газацию. Если вовремя не отреагировать и не принять меры по увеличению плотности бурового раствора, можно получить репрессию на продуктивный горизонт, и исходя из проницаемости пласта получим резкое или плавное поступление газа в буровой раствор, что может привести к переливу, а также дальнейшему фонтанированию скважины. В работе [12] систематизированы причины снижения депрессии на пласты, которые могут привести к газонефтеводопроявлениям и открытым фонтанам. Это все – следствия снижения плотности бурового раствора.

Недостаточная изученность геологического разреза разбуриваемой залежи при вскрытии пластов с АВПД и использование недостоверных данных при выборе программы промывки и параметров бурового раствора чаще всего приводят к газоводонефтепроявлениям. Это происходит на малоизученных месторождениях при производстве разведочных и поисковооценочных работ. Так как данные из первых разведочных скважин могут давать примерные характеристики продуктивных пластов и глубину их залегания, гидростатическое давление может быть недостаточным для проводки ствола скважины с соблюдением норм и правил для предупреждения ГНВП. Вся регламентирующая и проектная документация предусматривает соблюдение всех параметров и реологических свойств буровых растворов для обеспечения безаварийной проводки ствола скважины и обеспечения гидростатического давления на продуктивный пласт при производстве работ при спускоподъемных операциях. При производстве работ происходит недолив скважины, что снижает гидростатическое давление на продуктивный горизонт и приводит к выходу пластового флюида и газовой пачки в ствол скважины. И в дальнейшем, если не произведены оперативные работы по вымыву забойной пачки и приведению в соответствие бурового раствора, это способствует появлению газоводонефтепроявлений. Если проектом не были учтены фактические параметры пласта, то возникают проблемы, связанные с количеством завезенных химреагентов и их составами. Это наблюдается на отдаленных труднодоступных поисково-разведочных скважинах, где отсутствуют развитая инфраструктура, круглогодичное дорожное сообщение и возникают проблемы по завозу химреагентов и техники для приготовления бурового раствора или для выравнивания его параметров [21, 22].

При возникновении осложнений, для устранения которых требуются установки цементных мостов и забуривание нового ствола скважины, происходит так называемое сваривание бурового раствора, из-за чего происходит возрастание вязкости, водоотдачи и т.д. Вследствие попадания цемента в раствор происходит резкое ухудшение параметров самого раствора. Для приведения в норму параметров бурового раствора необходимо приготовить новый раствор. Обычно раствор просто дорабатывают, чтобы не тратить время на приготовление нового. Зачастую это приводит к ГНВП, так как происходит репрессия на продуктивный горизонт, и если вовремя не произвести работы по восстановлению параметров бурового раствора, можно получить и выброс.

В процессе строительства скважин также возникают случаи прихвата инструмента, которые ликвидируют путем установки нефтяных ванн. При установке так называемой ванны происходит снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт, что приводит к поступлению пластового флюида в скважину и может послужить причиной ГНВП.

Поэтому необходимо очень осторожно подходить к данной процедуре и обратить особое внимание на компоновку запорной арматуры, в частности на исправность ПВО, наличие запасного раствора техники для глушения, исправность верхнего силового привода либо наличие ведущей трубы в роторе для создания вращающего момента при расхаживании колонны бурильных труб.

Также особое внимание необходимо уделять уровню промывочной жидкости и объёму долива скважины, при его уменьшении возможно ГНВП, а уменьшение может произойти из-за поглощения бурового раствора при бурении или гидроразрыве пласта из-за несоблюдения параметров бурения и параметров промывочной жидкости. Для соблюдения и выполнения всех мер безопасности и недопущения возникновения ГНВП весь персонал должен пройти обучение по управлению скважинами при ГНВП в специальных учебных центрах, т.к. зачастую при возникновении инцидентов и аварий основной причиной является человеческий фактор.

Газ способен поступать в буровой раствор в результате обвала газосодержащих глинистых пород, которые при их разбуривании могут привести к снижению плотности выходящего бурового раствора, например, на скв. № 12 Таркосалинского месторождения плотность раствора снизилась с 2300 до 1000 кг/м3 [12].

Влияние диффузии газа зависит от его концентрации в буровом растворе. Чаще всего ее влияние на концентрацию газа в буровом растворе при малых количествах его поступления возможно при наличии поровых каналов, не превышающих 1 мкм. Капиллярные перетоки способны вытеснять флюид в виде газа или жидкости в скважину только при малых поровых каналах, при каналах более 1 мкм происходит оттеснение фильтратом бурового раствора, так как капиллярные силы малы. При вертикальной трещиноватости с раскрытостью трещин более 2 мм и высокой проницаемостью горных пород возможно гравитационное замещение «скважина – пласт», «пластовый флюид – фильтрат бурового раствора (ФБР)» при равенстве пластового и забойного давлений. Влияние осмоса как односторонней диффузии через фильтрационную корку пластового флюида в скважину, как правило, не приводит к значительному увеличению газосодержания, но при большой разнице концентрации солей переток возможен из-за того, что нет равновесия в системе (температура, давление, концентрация). При этом возможными каналами движения газа могут быть заколонные газопроявления, которые могут возникнуть при креплении скважин после процесса цементирования скважины во время ОЗЦ в промежутке от 3 до 48 ч при плохом сцеплении между обсадной колонной и цементом, цементом и стенками скважины, вызванным явлением контракции.

Основные факторы, влияющие на заколонные проявления следующие.

1. Геологические К геологическим факторам относятся несоответствие данных касательно глубин залегания горных пород, пластовое давление, забойные температуры и другие.

2. Технические К техническим факторам относится негерметичность резьбовых соединений или тела обсадных труб, колонных головок, цементировочных клапанов обратных дроссельных (ЦКОД).

3. Технологические К технологическим факторам относятся нарушения технологии цементирования, выбора и проведения расчетов цементных смесей и химреагентов, технологии бурения и подготовки ствола скважины к цементированию, при подборе буферной жидкости и определении ее объема, технологии проводки скважины, недостаточно точное прогнозирование пластовых давлений в процессе бурения или непредвиденное снижение давления при расхаживании обсадной колонны.

4. Физико-химические Физико-химические факторы наиболее многочисленны. Из них наибольшее влияние на возникновение проявлений оказывают контракция, седиментация, поверхностное натяжение, заряд поверхностей раздела, осмос и другие [25 – 28]. В процессе схватывания и затвердевания цементного раствора давление на пласты снижается до величины, равной гидростатическому давлению столба жидкости бурового раствора и даже ниже, при этом газ по разным каналам может мигрировать вверх. На практике видно, что появление заколонных газопроявлений после цементирования возникает не только из пластов с аномально высоким давлением, но и из газовых пластов с давлением, равным гидростатическому.

Так же в период ожидания затвердевания цементного камня (ОЗЦ) могут возникнуть заколонные проявления газа. Примером тому могут служить газопроявления в скв. № 4 Тазовской, а также скв. № 25 Губкинской и в скв.

№ 5407 Бованенковской площадей, на которых было допущено неполное замещение бурового раствора цементным [11, 12] (Приложение А).

Газоводопроявления при эксплуатации скважин, как правило, связаны с негерметичностью резьбовых соединений лифтовых и эксплуатационных колонн [2, 3], первичных и вторичных пакерующих уплотнений колонных головок и внутрискважинного оборудования [7, 25, 29 – 32].

В процессе проведения капитального ремонта, несмотря на то что ремонтные работы проводятся, в основном, по классическим, давно отработанным технологиям [8, 9, 33 – 42], газоводопроявления возникают обычно при глушении скважин, при проведении водоизоляционных работ, при вызове притока из пласта практически по тем же причинам, что и при строительстве скважин.

В настоящее время на месторождениях севера Тюменской области предприятиями ОАО «Газпром» эксплуатируется более 3800 газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин [43]: из них 1618 (42 %) нуждаются в капитальном ремонте из-за наличия песчаных пробок на забое; 532 (13,8 %) из-за притока пластовой воды к забою; 91 (2,4 %) – из-за негерметичности эксплуатационной колонны; 584 (15,2 %) нуждаются в интенсификации притока. Программой КРС ОАО «Газпром» на период 2010-2015 гг.

предусмотрено проведение 1982 ремонтов скважин, в т.ч. по ООО «Газпром добыча Уренгой» – 1158, по ООО «Газпром добыча Ямбург» – 464, по ООО «Газпром добыча Надым» – 225, по ООО «Газпром добыча Ноябрьск» – 145 и по ООО «Газпром трансгаз Югорск» – 90. Помимо этого большой объем работ связан с выводом скважин из бездействующего фонда методом гидроразрыва пласта (ГРП) и расконсервацией ранее [44] законсервированных разведочных скважин [45]. Наиболее перспективными технологиями капитального ремонта скважин являются технологии, базирующиеся на использовании гибких труб [43, 46]. Опыт применения таких технологий в нефтяной промышленности показывает на их большую эффективность. Например, только в одном объединении, в ОАО «Сургутнефтегаз», продолжительность ремонтно-изоляционных работ (РИР) снизилась с 490 до 48 вахт./ч, кислотных обработок призабойной зоны пласта (ПЗП) – с 228 до 82 вахт./ч, промывки забоя скважины и ликвидация гидратных пробок – с 147 до 73 вахт./ч. Применение этих технологий позволит устранить условия, приводящие к газопроявлениям при капитальном ремонте газовых скважин [47]. На основе применения гибких труб при освоении скважин в ООО «Газпром» разработан Р Газпром 2-3.3

<

1.3 Причины аварийного фонтанирования скважин

Открытые газовые фонтаны наносят большой ущерб экономике страны и экологии прилежащих территорий. На территории вокруг фонтанирующей скважины возможно появление грифонов, в низинах может образоваться скопление газа, в производственных помещениях это реально ведет к взрывам и пожарам [48, 49].

Согласно классификации В.Д. Малеванского, открытые газовые фонтаны подразделяются:

по состоянию устья скважины:

фонтан с доступным устьем;

фонтан с недоступным устьем;

по составу пластового флюида:

газовые;

газонефтяные;

нефтяные;

газоводяные;

газоводонефтяные;

по состоянию фонтанирующей струи:

горящие фонтаны;

не горящие фонтаны;

по характеру и режиму действия фонтана:

непрерывного действия;

пульсирующего действия;

по конфигурации фонтанной струи:

распыленная;

компактная;

по мощности фонтана:

небольшие с дебитом менее 0,5 млн м3/сут газа и менее 100 м3/сут нефти;

средние с дебитом 0,5…1,0 млн м3/сут газа и 100…300 м3/сут нефти;

мощные с дебитом 1,0…10,0 млн м3/сут газа и 300…1000 м3/сут нефти;

большой мощности более 10 млн м3/сут газа и более 1000 м3/сут нефти [16].

Каждый фонтан имеет свои особенности, которые определяют применение либо отработанных методов и технических устройств для его ликвидации, либо необходимы разработка новых технических решений и создание специальных устройств, ранее не применяемых. Практикой выработаны некоторые специфические приемы и созданы технические средства для борьбы с фонтанами, что позволяет существенно сократить продолжительность ликвидации этих фонтанов [50 – 53].

Метод ликвидации открытого газового фонтана путем герметизации устья скважины и ее глушение жидкостью или глушением в «лоб» наиболее прост и основан на увеличении забойного давления в фонтанирующей скважине над пластовым давлением путем закачки в скважину жидкости глушения после герметизации устья скважины. Применение данного метода возможно, если скважина имеет надежно зацементированную обсадную колонну и подготовленное устье для проведения данного вида работ.

Метод задавливания открытых фонтанов путем создания искусственного пакера в стволе скважины основан на увеличении давления на забое фонтанирующей скважины – большем нежели пластовое давление – закачиванием в нее жидкости, которая и создает искусственный пакер в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильным инструментом. Искусственный пакер создается ниже места повреждения колонны. При проведении работ по ликвидации фонтана вышеприведенным методом используют спущенную в скважину на бурильных трубах пакерующую решетку, на которой размещают алюминиевые шары разных диаметров с инертными закупоривающими материалами, например обрезками ремней, алюминиевой стружкой и другими.

Ликвидация открытого фонтана методом замещения путем закачивания жидкости глушения на расчетном режиме применяется в тех случаях, когда устье скважины не может быть загерметизировано.

Ликвидация фонтанов при этом осуществляется подачей жидкости в фонтанирующий газовый поток через подвеску спущенных для этой цели насосно-компрессорных труб (НКТ). Возможна подача жидкости через специально пробуренные для этой цели наклонно-направленные горизонтальные скважины. Соединение наклонно-направленной скважины с аварийной может осуществляться посредством трещины, вызванной гидроразрывом пласта и образованной в непроницаемом пропластке. При этом объем задавочной жидкости и темп ее закачивания являются расчетными параметрами.

Метод самоглушения скважины при фонтанировании основан на интенсивном отборе газа из призабойной зоны пласта и снижении забойного давления фонтанирующей скважины.

Создание депрессии обеспечивает снижение забойного давления до величины, при которой жидкость из кратера проникает в ствол и глушит скважину, ликвидируя фонтан.

Метод обводнения газового продуктивного пласта основан на снижении притока газа к забою фонтанирующей скважины из-за возрастания гидравлического сопротивления в пласте при введении в него жидкости.

Причем при реализации этого метода за счет закачивания большого количества воды в продуктивный пласт происходит обводнение его отдельных участков, оттесняющих газ от забоя фонтанирующей скважины.

Метод ликвидации фонтана при помощи подземного направленного взрыва основан на деформации массива пластов. Это приводит к уплотнению горных пород и разрушению аварийного ствола. Из-за обвалов стенок скважины и смещения горного массива образуется экран, препятствующий поступлению газа из пласта и его выходу на дневную поверхность.

В мировой практике также есть случаи самопроизвольного прекращения фонтанирования через различные промежутки времени после их возникновения. Это происходит в результате разрушения стенок скважины из-за больших перепадов давлений или образования глинистопесчаных пробок и, естественно, за счет снижения пластового давления, и как следствие, уменьшения газового дебита.

В штате Техас [54] ликвидацию открытого фонтана на скважине № 1-11 Кэй глубиной 4880 м и начальном дебите 2500 тыс. м3/сут [2] осуществили проводкой наклонно-направленной скважины, которая попала в ствол фонтанирующей скважины на глубине 4870 м (по вертикали).

В Кувейте [55] ликвидацию фонтанов [2] осуществляют путем традиционной технологии тушения пожара методом подачи водяных струй из гидромониторов или с помощью взрыва. При этом на струю горящей нефти наводится труба большого диаметра (до 762 мм) для поднятия факела на высоту около 9 м. Далее снизу в трубу закачивался жидкий азот, который производил изоляцию струи нефти от кислорода. На ряде скважин для подавления и тушения пламени применялась реактивная установка «Большой веер»

венгерского производства, смонтированная на шасси русского танка Т-34.

В Иране [56] ликвидацию нефтяного фонтана, произошедшего на скважине № 5 с дебитом нефти около 5600 м3/сут, а также большим содержанием попутного газа, осуществили путем первоначального создания водяной завесы при помощи пожарных лафетов с последующим срезанием фонтанной арматуры с помощью струйной пушки и наведения на горячую струю газа обсадной трубы длиной 7,5 м с поднятием факела на безопасную высоту для работы специалистов непосредственно возле устья.

В отечественной практике применяется, в основном, классическая технология ликвидации открытого фонтана с предварительным тушением пожара, глушением скважины, растаскиванием металлоконструкций и ликвидацией скважины [12, 52, 57 – 59]. Причем удаление устьевого оборудования, чаще всего, осуществляют отстрелом фонтанной арматуры с помощью артиллерийского орудия.

В условиях Крайнего Севера применяется новая технология ликвидации фонтана без тушения пожара под горящим газовым факелом [19, 53].

В работах [19, 49] по ликвидации открытых газоводонефтяных фонтанов работы осуществляются путем наведения на горящее устье противовыбросового оборудования (ПВО) с помощью канатного натаскивателя, так называемой «канатной оснастки». Существенным недостатком такого натаскивателя при воздействии высоких температур является возможность выхода из строя канатов, на которых подвешивается наводимое оборудование в пламени фонтанирующей скважины. Во избежание такого рода инцидентов была разработана оснастка с орошением устья скважины и самой оснастки. Причем орошение осуществлялось подачей водяных струй в определенные места, так называемые «три точки», в определенной последовательности.

В работе [49] для ликвидации фонтана был предложен новый натаскиватель – шарнирный. Его применение повысило безопасность работ при тушении пожара и ликвидации фонтана. Однако применение данной технологии не в полной мере решило проблему наведения ПВО на горящее устье скважины, так как теперь под огнем пожара стали перегорать шланги.

Для ликвидации фонтана [53] была предложена новая технология, основанная на работе специалистов под огнем горящей струи без ее тушения.

Суть технологии заключается в подъеме горящего факела на безопасную высоту посредством водяных струй, наведении на горящее устье запорноустьевой сборки (ЗУС) с газоотводящей трубой и последующих работах по глушению фонтанирующей скважины, восстановлении ее работоспособности после ликвидации фонтана.

При этом наиболее распространенным методом для тушения пожаров на открытых газовых фонтанах является метод с использованием следующих средств [53, 59]:

- автомобилей газоводяного тушения АГВТ-100 и АГВТ-150;

- пневматических порошковых пламеподавителей [53, 59];

- лафетных стволов.

Водяные струи, подаваемые посредством этих технических средств, применяются при тушении компактных газовых фонтанов. Причем подача водяных струй осуществляется из лафетных стволов с насадками 25…28 мм.

Лафетные стволы размещаются равномерно вокруг устья скважины с наветренной стороны. Водяные струи из лафетных стволов вводятся под основание пламени, затем одновременно перемещаются вверх по оси фонтана с увеличением интенсивности [1], тем самым блокируя попадание воздуха, до полного гашения пламени. При тушении мощных пожаров при фонтанировании подачу водяных струй осуществляют в два яруса с использованием большего количества лафетных стволов. В процессе работы нижние струи размещают под основание пламени и удерживают в этом положении до конца тушения, верхние синхронно перемещают вверх до полного тушения пламени.

Для тушения пожаров, имеющих некомпактную струю, чаще всего применяются газоводяные струи. При использовании АГВТ-100 или АГВТ-150 струи вырабатываются путем работы реактивного двигателя и представляют собой смесь выкидных газов турбореактивного двигателя и распыленной воды.

Режим работы турбореактивного двигателя выбирается в зависимости от вида выполняемых работ: тушение проводится на номинальном режиме, охлаждение – на среднем. Предельный дебит фонтана, который может быть потушен одним автомобилем, составляет:

- фонтан компактный вертикальный – 4,5 млн м3/сут;

- фонтан компактный горизонтальный – 3,5 млн м3/сут;

- фонтан распыленный – 2,0 млн м3/сут;

- фонтан комбинированный – 2,0 млн м3/сут.

Тушение пожара пневматическим порошковым пламеподавителем ППП-200 осуществляется за счет воздействия на горящий факел распыленного порошка, который блокирует кислород. Наиболее распространенным устройствам для герметизации устья скважины является ПВО, с его помощью существует возможность загерметизации скважины как с бурильными трубами, так и при их отсутствии. Управление превенторами и задвижками осуществляется как в ручном режиме, так и дистанционно с помощью гидравлического пульта управления. Воздействие на работающую скважину возможно через манифольд, при высоком давлении и любой компоновке бурильной колонны. ПВО предназначен для выполнения следующих операций:

герметизация устья при наличии и отсутствии бурильного инструмента в скважине;

восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

быстрое снижение давления в скважине;

расхаживание и вращение бурильного инструмента при герметизированном устье;

закачивание бурового раствора обратным способом (через затрубное пространство).

Существует несколько типов превенторов: плашечные, универсальные, вращающиеся и срезные. Наиболее широко применяются плашечные спаренные сборки превенторов с гидравлическим и ручным управлением [53].

На месторождениях Крайнего Севера широко применяются плашечные превенторы: одинарные – ППГ-230х21 и ППГ-280х35 (Азербайджан, завод им. лейтенанта Шмидта), SE (Румыния); сдвоенные – ПП-230х21 (Россия, Тульский машиностроительный завод), фирмы Shaffer (США). При ремонте скважин используются малогабаритные плашечные превенторы ПМР 180х35 (Россия, ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюменский завод «Сибнефтегазпроммаш»), ПМТ 125х21 (Россия, Тюменский завод «Гром»). Для полного перекрытия скважины при отсутствии в ней инструмента применяются универсальные превенторы (ПУ1-230х350, ПУ1-230х500 и ПУ1-280х350, ПУ1-280х350 ХЛ).

При герметизации устья скважины, находящейся в бурении, часто требуется проводить вращение с расхаживанием бурильного инструмента, а также спускоподъемные операции (СПО). Для этой цели применяются вращающиеся превенторы ПВ 230х320, ПВ 307х200, ПВ 307х100.

При бурении газовых скважин и возникновении ГНВП СевКавНИПИнефть разработал вставной превентор ВП-230 (ВП-307), который позволяет производить СПО при наличии давления в скважине.

В последнее время на месторождениях Крайнего Севера в связи с удаленностью аварийных скважин от баз снабжения вместо артиллерийского орудия стали применять мобильный технологический комплекс для лазерной резки (МЛТК) устьевого оборудования по патенту РФ № 2485287 [60]. Но следует заметить, что у данной разработки есть как положительная, так и отрицательная стороны – это существенные размеры данной установки, для её транспортировки необходимы 3 трала. Также при работе пространство и атмосфера вокруг устья скважины должны быть чистыми и прозрачными, чтобы не создавать преград для прохождения прямого лазерного луча, исключая и туман с изморосью. Также необходимо отметить, что для работы данного оборудования необходим источник питания мощностью 380 Вт, что проблематично для разведываемых и вновь осваиваемых месторождений.

Можно сделать вывод, что применении МЛТК подходит для применения в районах с развитой инфраструктурой и наличием линии мощностью 380 Вт.

Кроме того, по причине больших затрат на строительство новых взамен аварийных скважин Л.У. Чабаевым и его последователями предлагается восстановление этих аварийных скважин и их ввод после ремонта в действующий эксплуатационный фонд.

При производстве работ по восстановлению работоспособности аварийных скважин зачастую используют новые технологии применительно к данной конкретной скважине [19, 49, 53, 61 – 66].

Для ликвидации открытого газового фонтана при использовании ПВО на устье широко используется наведение двух- или четырехканатных натаскивателей. Их конструкция проста в монтаже и не требует специальной подготовки, что дает возможность использовать их в самых неблагоприятных условиях. В качестве механизмов для создания тяговой нагрузки могут применятся как тракторы, тягачи, подъемники, так и лебедки.

В случае отсутствия буровой вышки применяется канатный натаскиватель, когда ЗУС подвешивается на крюке траверсы и удерживается краном КП-25.

В случае сохранности буровой установки и выхода из строя талевой системы применяется схема с использованием искусственной талевой системы.

В случае нахождения фонтанирующей скважины на морской нестационарной плавучей платформе используется схема, которая позволяет производить вертикальные перемещения ПВО с судном, на котором смонтировано данное оборудование, под действием волн. От вертикального перемещения используется свободно висящий противовес, то есть какойлибо груз. Эта схема применяется в акваториях Тазовской, Обской и Байдарацкой губ.

Выводы по главе 1

1. Проведенный обзор методов, используемых при ликвидации газонефтяных фонтанов на скважинах, позволяет сделать выводы:



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 
Похожие работы:

«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...»

«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...»

«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...»

«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...»

«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,...»

«Шудрак Максим Олегович МОДЕЛЬ, АЛГОРИТМЫ И ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПОИСКА УЯЗВИМОСТЕЙ В ИСПОЛНЯЕМОМ КОДЕ Специальность 05.13.19 «Методы и системы защиты информации, информационная безопасность» Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель –...»

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

«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.,...»

«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.