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

Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |

«СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ПХГ ...»

-- [ Страница 1 ] --

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

«СЕВЕРО - КАВКАЗСКИЙ НАУЧНО - ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ»

(ОАО «СЕВКАВНИПИГАЗ»)

На правах рукописи

МИНЧЕНКО ЮЛИЯ СЕРГЕЕВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ



ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ПХГ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ Гасумов Рамиз Алиджавад оглы Ставрополь – 2015 Оглавление Введение……………………………………………….…….………………..

1 Анализ состояния вопроса крепления высокопроизводительных скважин ПХГ………………………………………………………………...

1.1 Особенности строительства высокопроизводительных скважин ПХГ.. 9

1.2 Изучение факторов, влияющих на качество цементирования скважин. 15

1.3 Применяемые методы совершенствования крепления скважин………. 27 2 Исследование процесса формирования цементного камня в скважинных условиях.………………………………………….…….…... 3

2.1 Исследование образования каналов миграции газа в цементном камне из-за контракции…………….…………………………. 34

2.2 Исследование явления зависания тампонажного раствора……………. 37

2.3 Управление процессом затвердевания тампонажного раствора…….... 58 3 Исследование и разработка составов технологических жидкостей, препятствующих миграции пластовых флюидов………………………. 63

3.1 Специальная жидкость.…………………………………………………... 65

3.2 Гелеобразующий состав для временного блокирования ПЗП……….... 79 4 Исследование и разработка расширяющегося тампонажного раствора для повышения качества разобщения пластов……………… 106

4.1 Исследование влияния типа тампонажного материала и его реагентной обработки на процесс формирования…………………… цементного кольца в межколонном пространстве скважины…..…………. 107

4.2 Исследование влияния химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок…………... 116

4.3 Разработка состава расширяющегося тампонажного раствора для цементирования высокопроизводительных скважин ПХГ.………….... 122 5 Результаты опытно-промысловых испытаний и оценка экономического эффекта от внедрения…………………………………... 135

5.1 Разработка рекомендаций цементирования эксплуатационной колонны при опытно-промысловых испытаниях ………………………….. 135

5.2 Результаты опытно-промысловых испытаний при строительстве высокопроизводительных скважин ПХГ…………………………………... 143

5.3 Оценка экономического эффекта внедрения технологии цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ………………………..……………………………………….. 153 Основные выводы и рекомендации……………………………………… 160 Список литературы………………………………………………………… 162 Приложение Акт промысловых испытаний технологии цементирования высокопроизводительных скважин № 191, 193, 174, 177, 176, 149, 178, 179 Невского ПХГ, исключающих возникновение межколонных давлений и межпластовых перетоков……………………… 170

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы Подземное хранилище газа (ПХГ) является комплексом инженернотехнических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, где надёжность и производительность скважин занимает важное место в общей структуре ПХГ и газотранспортной системе. В целях повышения эффективности извлечения углеводородного сырья перед газовой отраслью стоит задача разработки и реализации комплексного подхода к строительству высокопроизводительных скважин ПХГ.

Особенностью конструкции высокопроизводительных скважин являются большие диаметры эксплуатационной колонны, что обусловливает проблему полноты заполнения большого объема заколонного пространства (ЗКП). Применение традиционных технологий цементирования для таких скважин не всегда позволяет предотвратить образование газопроводящих каналов в цементном камне, что приводит к разгерметизации ЗКП, появлению межпластовых перетоков и межколонных давлений (МКД).





Технология крепления высокопроизводительных скважин должна обеспечивать качественное разобщение пластов, надежность и долговечность объекта, а также исключить проникновение тампонажного раствора и рабочей жидкости в призабойную зону пласта (ПЗП), обеспечивая сохранность его коллекторских свойств.

Для решения перечисленных вопросов возникает необходимость разработки технологических мероприятий по управлению процессом затвердевания тампонажного раствора, подбора его оптимальной рецептуры, а также разработки составов специальных технологических жидкостей и рекомендаций по их применению. Учитывая вышеизложенное, совершенствование технологии цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ является актуальным для газовой отрасли.

Цель работы Повышение качества цементирования эксплуатационной колонны и сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при строительстве высокопроизводительных скважин подземных хранилищ газа путем разработки и внедрения комплекса технологических решений.

Поставленная цель требовала решения следующих задач:

1. Анализ особенностей строительства и крепления высокопроизводительных скважин ПХГ, изучение факторов, влияющих на качество их цементирования и причин миграции пластовых флюидов.

2. Исследование явления зависания тампонажного раствора в процессе его структурообразования и условий формирования миграционных каналов в цементном камне для разработки алгоритма создания избыточного давления на пласт.

3. Разработка и исследование технологических жидкостей обеспечивающих сохранение проницаемости пласта-коллектора и передачу в ЗКП избыточного давления во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).

4. Разработка состава расширяющегося тампонажного раствора для максимального заполнения ЗКП, способствующего повышению качества разобщения пластов.

5. Совершенствование технологии цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ, предотвращающей возникновение МКД и межпластовых перетоков.

Научная новизна диссертационного исследования

1. Установлено, что предотвращение миграции газа по цементному камню может быть достигнуто комплексным применением гелеобразующего состава для временного блокирования ПЗП, специальной жидкости и тампонажного раствора с разными сроками схватывания при цементировании эксплуатационной колонны.

2. Предложен и научно обоснован алгоритм создания регулируемого избыточного давления в ЗКП, способствующий предотвращению проникновения пластового газа в цементное тесто при его затвердевании.

3. Определён механизм формирования экрана блокирующего ПЗП в результате химического взаимодействия компонентов, образующих гелевую систему, обладающую удерживающей способностью по газу, отличающуюся высоким значением предела прочности сцепления и исключающую пути миграции газа.

4. Разработан состав специальной жидкости с регулируемой плотностью (1150-1600 кг/см3), позволяющий оказывать постоянно действующее статическое давление в ЗКП и передающий избыточное давление на тампонажный раствор в период его структурообразования.

5. Разработан состав расширяющегося тампонажного раствора, позволяющий обеспечить более качественное заполнение ЗКП за счет синергетического эффекта при определенном подборе компонентов.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Алгоритм создания технологически обоснованной величины избыточного давления в ЗКП, обеспечивающей постоянно действующую репрессию на пласт-коллектор, компенсирующую эффект зависания тампонажного раствора.

2. Гелеобразующий состав для временного блокирования ПЗП во время крепления эксплуатационной колонны и препятствующий прорыву пластового газа в твердеющий тампонажный раствор.

3. Специальная жидкость для цементирования, обеспечивающая качественное замещение бурового раствора тампонажным в ЗКП и передачу избыточного давления на пласт.

4. Состав расширяющегося тампонажного раствора для цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ, способствующий более полному заполнению ЗКП и образующий надёжный контакт цементного камня с сопредельными поверхностями.

Практическая значимость работы В результате проведенного исследования разработан комплекс технологических решений, направленных на повышение качества цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин ПХГ.

Материалы диссертационного исследования были доложены на НТС ОАО «Газпром», что нашло отражение в их использовании при разработке проекта нормативного документа Рекомендации Газпром «Технологические решения для проектирования строительства высокопроизводительных скважин подземных хранилищ газа». Таким образом, результаты исследований, полученные в диссертации, могут быть рекомендованы для применения на всех скважинах ПХГ ОАО «Газпром», заканчиваемых с открытым забоем, а также при составлении технических проектов на строительство скважин с большими дебитами.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности В соответствии с формулой специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин» диссертационная работа является прикладным исследованием в области совершенствования технологии цементирования скважин, направленным на повышение качества их строительства и снижение стоимости.

В разделе «Область исследования» паспорта специальности содержание диссертации соответствует пунктам 2 и 3. В диссертации исследовано взаимодействие нарушенного массива горных пород с цементным камнем, разработана математическая модель создания избыточного давления на пласт, позволяющая обеспечить герметичное ЗКП, а также рассмотрены физико-химические процессы в специальных технологических жидкостях и тампонажном растворе-камне, с целью обоснования и оптимизации рецептур при строительстве высокопроизводительных скважин ПХГ.

Методы исследования В работе применялась совокупность методов научного познания с целью повышения качества цементирования эксплуатационной колонны и сохранения коллекторских свойств ПЗП при строительстве высокопроизводительных скважин ПХГ. В использовании методов познания лежало стремление к единству его эмпирической и теоретической сторон.

При изучении вопроса крепления высокопроизводительных скважин ПХГ были применены анализ, сравнение и синтез для объединения в единую систему всех полученных результатов исследования, позволяющую расширить знание и выдвинуть гипотезу решения обозначенной проблемы.

Для исследования формирования цементного камня в скважинных условиях были задействованы методы: идеализация, аналогия, эксперимент, наблюдение (непосредственное и опосредствованное), абстрагирование, сравнение. Управление формированием крепи в ЗКП разрабатывалось с помощью методов моделирования (математическое, компьютерное), идеализации, а также формализации. На основе проведённой научноисследовательской работы с применением методов индукции и дедукции были сформулированы рекомендации применения разработанной технологии цементирования.

Результирующим исследованием стали промысловые испытания.

В качестве специального метода научного познания использовались данные геофизических исследований.

Апробация работы Все технологические операции апробированы в промысловых условиях в ходе цементирования эксплуатационной колонны высокопроизводительных скважин Невского ПХГ, что подтверждено соответствующими актами о внедрении. Все эксплуатационные скважины освоены без осложнений и не имеют МКД длительное время.

Основные положения работы докладывались на региональных, всероссийских, международных научно-технических конференциях и совещаниях, в том числе «Энергия молодёжи - ресурс развития нефтегазовой отрасли»

(г. Астрахань, 2011), 41-ой научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава СевКавГТУ в 2011 году (г. Ставрополь, 2012), VI Международной научной молодёжной конференции «Научный потенциал XXI век» (г. Ставрополь, 2012), IX международной научно-практической нефтегазовой конференции «Инновационные технологии, направленные на повышение и восстановление производительности скважин месторождений УВ и ПХГ» (г. Кисловодск, 2012), «Инновация молодёжи – потенциал развития нефтегазовой отрасли» (г. Астрахань, 2013), V научнопрактической конференции молодых учёных и специалистов «Газовой отрасли – энергию молодых учёных» (г. Ставрополь, 2013).

Публикации Результаты диссертационного исследования опубликованы в 14 научных работах, 5 из которых в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объём диссертации

Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 174 страницах машинописного текста, включает 34 таблицы и 82 рисунка.

Список использованной литературы содержит 75 наименований.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА КРЕПЛЕНИЯ ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ПХГ

1.1 Особенности строительства высокопроизводительных скважин ПХГ ПХГ являются одним из важнейших элементов надежного функционирования единой системы газоснабжения России. Использование хранилищ позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, обеспечивать гибкость и надежность его поставок. Создание высокопроизводительных скважин на ПХГ является одной из самых важных задач при решении вопроса увеличения суточной производительности. Под высокопроизводительной понимают скважину с максимальным дебитом газа (м3/сут) на метр вскрытой толщи пласта-коллектора для конкретных горно-геологических условий.

Дебит скважины определяют прежде всего технология вскрытия пласта-коллектора, его емкостные характеристики и тип конструкции забоя.

Влияние на производительность скважины имеет и фактор расположения скважины на площади хранилища, толщина пласта-коллектора, полнота его вскрытия и расстояние до газоводяного контакта.

В процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения коллекторских свойств пласта происходят в околоскважинной части. Проницаемость пласта ухудшается вследствие засорения пор и каналов различными веществами во время первичного вскрытия, цементирования колонны, вторичного вскрытия перфорацией и при различных ремонтах скважины. Физико-химическое взаимодействие фильтрата с породой приводит к гидратации глинистого материала, выпадению солей, образованию застойных зон, фильтрационные сопротивления которых не всегда удается преодолеть за счет энергии пласта.

В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии. При фильтрации флюидов среднюю проницаемость техногенной системы скважина - околоскважинная зона - межскважинная часть пласта определяет именно проницаемость околоскважинной области, несмотря на ее незначительные размеры. Известно, что ухудшение проницаемости околоскважинной зоны в 5 раз приводит к двукратному снижению производительности скважины, изменение проницаемости в 10 раз уменьшает производительность скважины в 3,5 раза, а уменьшение проницаемости в 50 раз может вызвать потерю производительности в 15 раз [1]. Важным обстоятельством является то, что размеры зоны с ухудшенной проницаемостью при этом могут составлять только десятки сантиметров.

Эта статистика определяет сегодня основную стратегию регулирования фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) пласта в околоскважинной зоне – сведение к минимуму ухудшения проницаемости путем подбора современных технологий крепления скважин. Мировой практикой накоплен большой арсенал современных технологий, однако существенное увеличение производительности скважин достигается за счет увеличения площади фильтрации.

Следует учитывать, что увеличение площади фильтрации влечет за собой потенциальную опасность развития факторов, отрицательно влияющих как на дебит высокопроизводительной скважины, так и на ее безопасность, как инженерного сооружения. Например, увеличивается количество проникающего в ствол скважины газа, способного вызвать образование каналов в цементном камне в процессе отверждения тампонажного раствора в кольцевом пространстве (КП).

Строительство высокопроизводительных скважин связано с рядом проблем: действие знакопеременных нагрузок на конструкцию скважины в период эксплуатации, высокая проницаемость пласта-коллектора, неустойчивость покрышки и др. Учитывая вышеизложенное, для выявления оптимальной конструкции скважины, обеспечивающей её максимальную производительность необходимо провести анализ скважин ПХГ построенных в разных горно-геологических условиях.

Анализ производительности скважин ПХГ в разных горногеологических условиях Для анализа были использованы промысловые данные и результаты газодинамических исследований (ГДИ) на стационарных режимах фильтрации производительности скважин Касимовского, Кущевского, Невского, Степновского и Увязовского ПХГ при разной конструкции ПЗП за период эксплуатации с 2011 года по 2013 год. Вышеназванные объекты хранения газа расположены в разных горно-геологических условиях, на разных глубинах, с определенной литологией пласта-коллектора.

Распределение дебита газа, рассчитанного по результатам ГДИ, по скважинам Касимовского, Кущевского, Невского, Степновского и Увязовского ПХГ при разных типах конструкции ПЗП приведено на рисунках 1-3 и в таблице 1. Расчет дебита газа по всем объектам осуществлялся с приведением разности квадратов пластового и забойного давлений в скважинах к одному значению (Р2 = 1000 (кгс/см2)2). Во время проведения анализа результатов ГДИ по объектам хранения газа в представленном объеме исследований проводилась отбраковка наихудших результатов. По отдельным скважинам наблюдалось ухудшение производительности в течение цикла.

Рисунок 1 – Распределение дебита газа, рассчитанного по результатам ГДИ, по скважинам Касимовского ПХГ в период 2011-2013 гг. (при Р2 = 1000 (кгс/см2)2) Из данных ГДИ видно, что максимальная производительность отмечена в скважинах с открытым стволом и фильтром с расширкой. Исключением являются скважины Степновского ПХГ, представленные по разрезу коллекторами с разными ФЕС. Скважины, эксплуатирующие один и тот же пласт, как правило, имеют близкие значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений.

Кроме того, сравнение скважин с одинаковым фильтром, но разной гравийной обсыпкой (обычной и полифракционной) показывает, что полифракционная гравийная обсыпка оказывает меньшее сопротивление флюиду.

Рисунок 2 – Распределение дебита газа на метр вскрытой толщины пластаколлектора, рассчитанного по результатам ГДИ, по скважинам Увязовского ПХГ в период 2011-2013 гг. (при Р2 = 1000 (кгс/см2)2) Рисунок 3 – Распределение дебита газа, рассчитанного по результатам ГДИ, по скважинам Невского ПХГ в период 2011-2012 гг. (при Р2 = 1000 (кгс/см2)2) Таблица 1 – Минимальный и максимальный дебит газа, рассчитанный по результатам ГДИ, по скважинам Касимовского, Кущевского, Невского, Степновского и Увязовского ПХГ при разных типах конструкции ПЗП

–  –  –

По результатам анализа промыслового материала при максимальном суточном отборе из объекта хранения в скважинах Кущевского, Невского и Увязовского ПХГ можно сделать следующие выводы о производительности скважин с разной конструкцией забоя:

Кущевское ПХГ:

- максимальный дебит газа вертикальной скважины равен в среднем 300 тыс. м3/сут, в горизонтальных – до 600 тыс. м3/сут;

- определяющим фактором максимальной суточной производительности является ФЕС пласта-коллектора, наибольшие дебиты отмечены по вертикальным и горизонтальным скважинам, расположенным в южной зоне хранилища.

Загрузка...

Невское ПХГ:

- максимальная суточная производительность до 780 тыс. м3/сут отмечена в скважинах с открытым стволом; в скважинах с перфорированной колонной – до 500 тыс. м3/сут;

Увязовское ПХГ:

- на день максимального отбора минимальные дебиты от 70 до 140 тыс. м3/сут отмечены в скважинах, оборудованных фильтрами с фрезерованием эксплуатационной колонны.

Обоснование выбора конструкции ПЗП высокопроизводительной скважины ПХГ Как показал анализ научно-технической литературы, результаты ГДИ и промысловый опыт наиболее экономичной, не требующей проведения комплекса работ по вторичному вскрытию газового пласта и позволяющая получить максимальный дебит, является конструкция скважины с открытым забоем. Под открытым забоем подразумевают три типа конструкции ПЗП: открытый ствол без расширки, открытый ствол с расширкой, фильтр с расширкой (рисунок 4).

–  –  –

Конструкция без фильтра возможна при достаточно устойчивых горных породах. По данным ГИС уточняется интервал коллектора и определяется глубина спуска эксплуатационной колонны. Эксплуатационная колонна спускается до кровли пласта-коллектора и цементируется по заданной схеме.

С целью увеличения площади фильтрации рекомендуется расширение открытого ствола скважины до диаметра, обеспечивающего безопасный градиент скорости движения флюида на уровне расширенной стенки. Допустимый градиент определяется по промысловым данным.

Если коллектор представлен слабосцементированными породами в открытом забое, то устанавливается противопесочный фильтр и, в случае необходимости, проводится его гравийная обсыпка. Для противопесочного фильтра рекомендуется использовать скважинный фильтр типа ФСЩ.

Прямоточная конструкция его обеспечивает минимальные фильтрационные сопротивления, отсутствие каркаса предупреждает кольматацию глинистым материалом. Гравийную обсыпку рекомендуется создавать из материала полифракционного состава.

1.2 Изучение факторов, влияющих на качество цементирования скважин Качественное цементирование обсадных колонн является непременным условием долговечной безаварийной эксплуатации скважин. К настоящему времени в России и за рубежом разработано и применяется многочисленное количество способов и методов борьбы с образованием МКД и межпластовых перетоков.

Появляющиеся в начальной стадии эксплуатации скважин межпластовые перетоки и межколонные проявления являются результатом формирования негерметичного цементного кольца, что обусловлено различными причинами, основными из которых можно считать [2-5]:

- некачественная подготовка ствола скважины к спуску и цементированию эксплуатационной колонны;

- применение тампонажных материалов, дающих значительную усадку при затвердевании и не обеспечивающих достаточное сцепление с колонной;

- продавка буферной жидкости и тампонажного раствора в режимах, не обеспечивающих качественное заполнение ЗКП;

- снижение гидростатического давления на пласт-коллектор во время ОЗЦ;

- опрессовка эксплуатационной колонны после образования цементного камня, приводящая к деформациям связей между эксплуатационной колонной и цементным камнем и др.

Опыт цементирования скважин, а также борьба с газопроявлениями показывают, что, несмотря на недостаточную изученность причин этих явлений, можно выделить два наиболее значимых фактора - неполное заполнение КП тампонажным раствором и снижение давления на забое вследствие зависания столба тампонажного раствора на стенках скважины.

Неполное заполнение кольцевого пространства тампонажным раствором Герметичность зацементированного пространства в первую очередь определяется полнотой замещения бурового раствора тампонажным, полученные результаты экспериментов согласуются с выводами В.В. Климова [6], основанными на работах А.И. Булатова, О.Н. Обозина, А.К. Куксова, А.В. Черненко, И.А. Сибирко, Б.А. Никитина, А.Н. Гноевых, П.П. Макаренко, А.П. Агишева и других исследователей.

Наличие остатков бурового раствора на водной основе и глинистой корки в затрубном пространстве скважины – вероятная причина образования газопроводящих каналов.

При твердении тампонажного раствора всегда поглощается вода.

Следовательно, оставленный в ЗКП глинистый раствор будет обезвоживаться твердеющим цементным камнем. Исследования, проведенные во ВНИИКРнефть и А.И. Булатовым [7] показали, что чистый тампонажный раствор, без включений глинистого раствора является надежным изолятором от миграции газа. Однако при наличии глинистого раствора имела место иная картина – при твердении тампонажного раствора в результате его контракции глинистый раствор отдает часть воды цементному раствору, обезвоживается и превращается в хорошо проводящую массу. Данные исследования также подтвердились серией опытов приведённых в главе 4.

Обобщение вышеперечисленных исследований показывает, что чрезвычайно важным фактом в создании герметичного ЗКП является полнота вытеснения бурового раствора тампонажным.

–  –  –

В целом, коэффициент замещения бурового раствора тампонажным зависит от скорости восходящего потока в скважине, что образно можно представить в виде графика, приведённого на рисунке 5 (рисунок включает эпюры скоростей для разных режимов течения).

–  –  –

Для качественного заполнения КП скважины тампонажным раствором, необходимо соблюдать скорость восходящего потока при продавке, обеспечивающую турбулентный режим порядка 2,8 м/с или пробковый режим около 0,2 м/с.

Снижение давления на забое вследствие зависания столба тампонажного раствора на стенках скважины Понимание механизма миграции осложняется эволюцией столба тампонажного раствора в КП с течением времени. Вначале смесь представляет собой утяжелённую суспензию твёрдых частиц, которая создаёт гидростатическое давление. По мере структурирования раствора образуется двухфазный материал, состоящий из твёрдого каркаса с поровой жидкостью. В конце концов процесс схватывания достигает того момента, когда цемент обретает непроницаемую твёрдую среду со свойствами твёрдого тела. Таким образом, имеется период времени, в течение которого цемент теряет способность передавать давление, независимо от рецептуры раствора.

Модель поведения тиксотропной жидкости при наборе структуры представлена на рисунке 6. Тело лежит на нижней подпорке и плотно зажато между двумя стенками (рисунок 6а). После того, как подпорку убирают (имитация фильтрации жидкой фазы в пласт), тело под действием силы тяжести стремится двигаться вниз. Этому противодействуют силы, обусловленные СНС (рисунок 6б). С другой стороны тампонажный раствор оказывает противодействие энергии пласта (рисунок 6в).

а) б) в) Рисунок 6 – Модель поведения тиксотропной жидкости при наборе структуры В работе [10] А.И. Булатовым были проведены эксперименты по изучению изменения давления на пласт. Установка представляет собой стеклянную трубку, стоящую вертикально и имитирующую кольцевой зазор в скважине. Для воспроизведения пластового давления к трубке подключен компрессор. К установке подключены регистрирующие манометры.

В стеклянную трубку заливался раствор. Через буферную ёмкость компрессором подавался воздух, давление которого превышало давление столба воды, но было ниже давления столба тампонажного раствора. В эксперименте изучалась возможность прорыва газа через модель, из-за снижения давления на забое вследствие зависания загустевающего тампонажного раствора.

Экспериментально А.И. Булатовым установлено, что давление на «забой» снижается до нуля по мере загустевания раствора, что приводит к поступлению газа из буферной ёмкости. Однако при этом не отмечается прохождение газа через столб тампонажного раствора, даже при давлениях близких к статическому давлению столба этого раствора. Жидко-смесевое отношение (Ж/С) колебалось от 0,42 до 0,60. То есть опыты не подтвердили точку зрения о возможности движения газа по тампонажному раствору в результате наличия в нём «избыточного» количества воды при повышенном Ж/С. Таким образом, падение давления вследствие зависания столба тампонажного раствора на стенках скважины не является прямой причиной прорыва газа. При этом поровое давление к моменту начала схватывания раствора снижается ниже статического давления столба воды.

Однако картина прохождения газа через модель всё же наблюдалась при наличии глинистого раствора. Вода, находящаяся в глинистой корке, поглощается тампонажным раствором вследствие контракции. Получившийся слой обезвоженной глины содержит трещины и зоны несплошностей, и потому вполне проницаем для газа.

В работе [11] исследовалось изменение давления столба тампонажного раствора в процессе его схватывания. Эксперимент показал, что через 30 мин после заливки раствора гидростатическое давление уменьшилось до величины, создаваемой жидкостью затворения, и продолжало снижаться до конца ОЗЦ. Снижение давления фиксировал нижний датчик. Из опытов было выявлено, что цементный камень имел меньший объем, чем исходный объем тампонажного раствора при закачке его в скважину более чем на 6 %.

В ходе экспериментов авторы пришли к выводу, что миграция газа начинается при ОЗЦ в результате уменьшения гидростатического давления, создаваемого столбом тампонажного раствора при его затвердевании. Градиент гидростатического давления уменьшается сначала до давления, создаваемого жидкостью затворения, и стремится к нулю по мере схватывания раствора, поскольку цементный камень не имеет текучести.

Практика строительства скважин показывает, что качественное заполнение КП тампонажным раствором не всегда удается. В этом случае проявляются побочные факторы, провоцирующие образование газопроводящих каналов. Рассмотрим эти факторы подробнее.

На начальных стадиях твердения тампонажного раствора, когда формируются сообщающиеся поры и капилляры в структуре образующегося камня, при определенных условиях может произойти прорыв пластового флюида. На более поздних стадиях, при низком Ж/С и высокой седиментационной устойчивости, прорыв газа по цементному камню отсутствует, но в результате контракционных эффектов формируются каналы в контактных зонах «цементный камень-обсадная колонна» или «цементный камень-горная порода» [12].

Контракционный эффект при гидратации цемента и твердении тампонажного раствора является важным свойством под которым понимается суммарное уменьшение первоначального объема системы «цемент–вода» в процессе гидратации (химического связывания воды в кристаллогидраты).

Предельное уменьшение общего объема твердеющей системы (контракция) для портландцемента при его 100 %-ной гидратации составляет 5-7 % [13].

Внешнее проявление контракции наблюдается как уменьшение объема воды или газа, находящихся в контакте с твердеющим тампонажным раствором, в результате их поглощения [14. По завершении процессов гидратации цемента поглощение воды (или газа) прекращается. В случае твердения тампонажного раствора в герметизированном сосуде в последнем появляется разрежение. В скважине это явление имеет важное значение при формировании цементного кольца в ЗКП и является фактором образования газопроводящих каналов [15].

В открытом стволе скважины каналы могут образовываться по обезвоженной глинистой корке, контактирующей с твердеющим цементным камнем, что отмечалось в ряде научных работ ВНИИКРнефть.

Дополнительным фактором образования каналов является зона смешения тампонажного и глинистого растворов. Эта зона присутствует в поперечном сечении скважины вследствие неполного вытеснения глинистого раствора, особенно в условиях кавернозности ствола скважины. По границе раздела (тампонажный- глинистый растворы) формируется цементный камень с низкими структурно-механическими показателями и высокой проницаемостью, как в гельцементе плотностью менее 1600 кг/м3.

Пластовый газ может оказаться в образовавшихся каналах достаточно быстро без его продвижения вдоль оси скважины. Это может происходить, если буровой раствор насыщен газом, а его замещение тампонажным раствором произведено не полностью.

Анализ моделей зависания тампонажного раствора на стенках скважины В работе [8] приводятся два возможных варианта развития событий при ОЗЦ:

– раствор в процессе затвердевания остаётся проницаем для жидкости и поэтому давление, оказываемое им на пласт, изменяется от давления столба тампонажного раствора до давления столба жидкости затворения (технической или пластовой воды);

– образуемые поры не сообщаются друг с другом и раствор при ОЗЦ непроницаем для жидкости, при усадке раствора под ним может образоваться вакуум.

–  –  –

– функция скорости роста прочности структурных связей, 1/с;

t – время, с;

0 – начальная величина СНС, Па;

– отношение объема КП к площади внутренней поверхности, м.

–  –  –

Логика представляется следующей:

– в момент времени когда формирование структуры (зависание) еще практически не началось, Pзависания = 0, тогда давление на забое представляет собой давление столба тампонажного раствора;

t 0

–  –  –

– если ОЗЦ продолжается бесконечно долго, то предполагается, что давление на забое представляет собой статическое давление пластовой или технической жидкости t

–  –  –

Кроме вышеописанной модели существует аналогичная модель, приведённая в книге Э.В. Бабаяна [18], несколько отличающаяся внешне, но действующая по тому же принципу. В связи с идентичностью этих моделей, рассматривать её подробно нет смысла.

Таким образом, если предположить, что поровые пространства сообщаются между собой, то формула (3) и аналогичная ей из источника [18] выглядят логично, но всё-таки они вызывают вопросы.

Во-первых, не показана устойчивая зависимость величины СНС от температуры. Предполагается, очевидно, что в каждый i-й интервал скважины должна быть подставлена соответствующая ей величина СНС –.

В описываемых моделях она представлена как экспоненциальная зависимость от времени 0 e t, тогда температура может быть составляющей коэффициента степени, называемого скоростью нарастания прочности. Однако, судя по формулам, эта величина остаётся постоянной и от температуры не зависит. В работе [18] её получают экспериментально, но про учёт температуры при проведении опытов не говорится. Более того, температура в этой модели не встречается. В книге А.И. Булатова [8], а также А.К. Куксова [17] происхождение этой величины не раскрывается.

Во-вторых, экспонента описывает физический процесс, испытывающий бесконечный взрывной рост. Но процесс затвердевания столба тампонажного раствора ведёт себя иначе. Как будет показано в главе 2, он делится на два этапа. Первый носит логарифмический характер, то есть изначально СНС быстро нарастает, а потом на какое-то время стабилизируется. Описывать его можно либо логарифмической, либо полиномиальной функцией. Этот этап нарастания СНС свойственен всем тиксотропным жидкостям, быстро набирающим структуру за короткое время.

Второй этап может быть исключительно у тампонажного раствора.

Он вызван действием гидратации. Действительно, в этом временном интервале начинается взрывной рост СНС вплоть до перехода тампонажного раствора в пластическое тело (тесто). Этот этап можно описывать и экспоненциальной функцией, с достаточной степенью точности, но, численный анализ экспериментов показал, что для второго этапа полиномиальная модель в ряде случаев оказывается гораздо точнее (рисунок 7).

Рисунок 7 – Иллюстрация экспоненциальной модели

Модель, приведённая в нормативном документе [19], была разработана в 1987 году ВНИИКРнефть. В её основе лежит учёт всех факторов в той или и ной мере влияющих на прочность и герметичность крепи. Формулы, рассчитывающие влияние факторов – эмпирические, основанные на обработке какого-либо массива данных, а, следовательно, методика не универсальна и может давать приемлемые результаты только в тех условиях, в которых проводились эксперименты. Допустимый интервал работы данных формул не указан. Иными словами методика носит приближённый усредняющий характер, не дающий точного расчёта. Скорее всего, дальнейшего развития

–  –  –

фильтрации жидкости, кгс/см2;

hцр – высота столба тампонажного раствора, см;

в – удельный вес воды, кг/(см2·с2).

В рамках этой модели формирование цементного скелета и камня в скважине происходит в условиях постоянного контакта тампонажной смеси с проницаемыми пластами. Система «скважина – проницаемый пласт»

рассматривается как два сообщающихся сосуда.

Иными словами данная модель предполагает избыточное количество воды, определяющее как влияние гидростатики, так и свойства цементного камня. Однако на практике имеет место быть кольматация ПЗП, препятствующая подходу воды. Пласт может быть разделен на множество пропластков, свойства, которых различаются. Кроме того в верхних частях крепи могут присутствовать так называемые «техногенные залежи», в которых воды может и не быть.

При отсутствии притока воды давление под цементным камнем, как допускают авторы, может снижаться ниже гидростатического. В перекрытой промежуточной колонной части скважины взаимообмен тампонажного раствора с пластом невозможен.

С учётом всего перечисленного, можно заключить, что хотя коэффициент тампонирующей способности в целом не противоречит физической модели затвердевания столба тампонажного раствора, его применение на практике затруднено.

1.3 Применяемые методы совершенствования крепления скважин Обеспечению надёжной изоляции ЗКП скважин ПХГ посвящены многочисленные исследования во всём мире. Проблема создания герметичной крепи широко освещена в научно-технической литературе [21-28 и др.], а цементирование обсадных колонн регламентируется рядом руководящих документов [29-32 и др.]. Решением проблемы качественного цементирования скважин занимались: Аветисов А.Г., Агзамов Ф.А., Ангелопуло О.К., Ашрафьян М.О., Булатов A.И., Гасумов Р.А., Геранин М.П., Гноевых А.Н., Данюшевский В.С., Куксов А.К., Мамаджанов У.Д., Макаренко П.П., Новохатский Д.Ф., Просёлков Ю.М., Соловьев Е.М., Шарафутдинов З.З., Boon D.L., Clark C.R., Faul R.E., Sutton D.E., Sabins F.A. и многие другие исследователи.

Известен способ предотвращения межколонных проявлений при креплении скважин, обеспечивающий повышение герметичности МКП на стадии цементирования скважины с последующей ее эксплуатацией при нестационарных режимах воздействия на цементный камень и снижение пластового давления в результате эксплуатации [33].

По данному способу закачивают в обсадную колонну порцию водного раствора соли, предварительно в нее добавляют глинопорошок в количестве 5-15 кг/м3. После порции водного раствора соли закачивают порцию тампонажного раствора и продавливают в ЗКП.

В данном способе не учтен низкий коэффициент вытеснения вязкого бурового раствора соляным. Вследствие разности их реологических параметров возможно неполное замещение бурового раствора, что влечёт к образованию «языков» не вытесненного бурового раствора в цементном камне.

В работе [34] повышение эффективности заканчивания скважин обеспечивают за счет обеспечения герметичности ЗКП. Вскрывают пластколлектор, спускают обсадную колонну, закачивают тампонажный раствор.

Между порциями тампонажного раствора закачивают порцию вязкоупругого раствора (ВУР), в качестве которого применяют состав со стабильными свойствами. Его размещают над пластом-коллектором с условием передачи на нижнюю отметку ВУР гидростатического давления столбов вышележащей порции тампонажного раствора и порции ВУР, превышающего пластовое давление.

Применение данного способа противоречит [29], т.к. не обеспечивается перекрытие пласта-коллектора тампонажным раствором на необходимую высоту. Также не допустим разрыв сплошности цементного кольца за колонной.

Способ цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) изложен в работе [35]. Он включает подачу тампонажного раствора в ЗКП, передачу на него с устья избыточного давления, компенсирующего снижение гидростатического давления тампонажного раствора, и снятие избыточного давления, отличающийся тем, что первоначально избыточное давление создают величиной, равной потере давления на гидравлические сопротивления в ЗКП в конце процесса цементирования, поддерживают его до момента загустевания тампонажного раствора на забое, после чего равномерно повышают до момента загустевания тампонажного раствора на устье скважины.

Рассмотренный способ отчасти позволяет решить проблему образования миграционных каналов газа в твердеющем цементном камне. Однако применение одной порции тампонажного раствора во всем интервале цементирования приводит к тому, что после начала загустевания давление, создаваемое на устье, передается не полностью на забой за счёт «зависания» тампонажного раствора на стенках скважины. Создание избыточного давления на величину равную потере давления на гидравлические сопротивления в ЗКП до момента загустевания тампонажного раствора на забое не влияет на процесс образования газопроводящих каналов в цементном камне. Дополнительным фактором образования проводящих каналов для миграции газа является контракция, возникающая вследствие усадки тампонажного раствора и некачественного замещения бурового раствора в КП.

Известна технология цементирования скважин, включающая закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, одну или несколько порций тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство скважины буферной жидкости и части тампонажного раствора при турбулентном режиме и остальной части тампонажного раствора при структурном [36]. Способ отличается тем, что перед вытеснением в затрубное пространство скважины тампонажный раствор перемешивают для его гомогенизации в струйном смесителе, который устанавливают в нижней части обсадной колонны над башмаком.

Применение струйного смесителя, предложенного в описанном способе, в некоторой степени позволяет стабилизировать исходные параметры закачиваемого раствора, однако, существенно повлиять на его свойства можно лишь при качественном перемешивании всего имеющегося объема смеси во время приготовления. Помимо этого турбулизация от струйного смесителя достигается только в интервале башмака эксплуатационной колонны. В вышерасположенной части КП струйный смеситель не может способствовать турбулизации потока, что не позволит создать необходимый режим закачки как при использовании в оснастке обсадной колонны турбулизаторов.

В практике известна технология заканчивания газовой скважины, включающая бурение ствола скважины, спуск в скважину обсадной колонны, закачку в скважину тампонажного раствора и продавливание его посредством технологической жидкости в ЗКП, а также установку пакера над интервалом перфорации [37]. Способ отличается тем, что при бурении скважины в непроницаемой кровле пласта выполняют расширение участка ствола с образованием кольцевой камеры, при этом обсадную колонну оснащают устройством с предварительно закрытыми сквозными отверстиями, которые сообщены с внутриколонным пространством. Затем производят установку обсадной колонны в скважину таким образом, чтобы сквозные отверстия находились напротив кольцевой камеры, при этом до схватывания закачанного в скважину тампонажного раствора создают в обсадной колонне такое избыточное давление, под действием которого находящаяся во внутриколонном пространстве технологическая жидкость вскрывает сквозные отверстия устройства и поступает в кольцевую камеру. После этого устанавливают пакер над интервалом перфорации ниже кольцевой камеры, и технологическую жидкость замещают жидкостью, имеющей плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется рисунком 8, на котором показана принципиальная схема реализации способа заканчивания газовой скважины, где ствол скважины 1, пробуренный до подошвы продуктивного пласта 2 через непроницаемую кровлю 3 продуктивного пласта 2, обсадная колонна 4, устройство 5 со сквозными отверстиями 6, внутриколонное пространство 7, ЗКП 8, кольцевая камера 9, которая заполнена жидкостью 10, а также цементное кольцо, разделенное на нижнюю 11 и верхнюю 12 части, и лифтовая колонна 13, оснащенная пакером 14 и циркуляционным клапаном 15.

Рисунок 8 – Схема реализации способа заканчивания газовой скважины

При реализации закачки специальной жидкости-гидрозатвора по методике, предлагаемой ООО «Газпром ВНИИГАЗ» возможны следующие проблемы:

- разрыв цементного кольца за эксплуатационной колонной. Согласно [29] п. 234 разрыв сплошности цементного камня в интервалах цементирования не допускается;

- разгерметизация эксплуатационной колонны для образования окна;

- требуется установка дополнительной колонны, в качестве которой предлагается колонна НКТ с пакером. Таким образом, уменьшается эксплуатационный диаметр скважины, так как затрубное пространство за НКТ используется для контроля за работой скважины и при эксплуатации скважины по КП такая возможность исключается;

- возможны смещение и потеря нижней части эксплуатационной колонны при замене НКТ. Эксплуатировать скважину в таком состоянии сложно, а в некоторых случаях не представляется возможным;

- требуется специальное забойное оборудование, которое снижает эксплуатационные характеристики скважины:

а) пакер, вследствие установки которого уменьшается сечение проходного канала и, соответственно, дебит скважины;

б) циркуляционный клапан часто не срабатывает и ненадёжен в работе;

- увеличение структурно-реологических свойств жидкости гидрозатвора затрудняет проведение ГИС, так как геофизические приборы останавливаются в ВУР, например, как это было на скважине № 74 Невского ПХГ;

- технологическая жидкость-гидрозатвор после длительной остановки теряет подвижность и затрудняется при необходимости её удаления. При длительной эксплуатации возможно расслоение гидрозатвора с осадконакоплением и прихват НКТ.

Технологическая жидкость-гидрозатвор по своему функциональному назначению не может иметь структуру вязкопластичного тела, иначе она не будет передавать своё гидростатическое давление через окно на ЗКП. С другой стороны, отсутствие СНС, позволит всплыть пластовому газу. Увеличение вязкости гидрозатвора уменьшит лишь скорость всплытия. В результате возможно скопление сжатого газа на устье скважины. Давление этого газа суммируется с гидростатическим давлением жидкости гидрозатвора, что может вызвать поглощение этой жидкости. Снижение высоты столба жидкости приведёт к новому поступлению газа.

Описанное явление называется инверсией и проявляется часто при глушении проявляющей скважины. Это же наблюдается нами систематически в ходе КРС на ПХГ, когда оставляют скважину, заполненную нетиксотропной жидкостью закрытой на несколько часов, по истечении которых появляется давление на устье и обнаруживается снижение уровня бурового раствора в стволе скважины, хотя поглощений при открытом устье не отмечается.

Специалистами ОАО «СевКавНИПИгаз» разработан способ ступенчатого цементирования скважины с высокопроницаемым газонасыщенным коллектором [38]. Технология включает: установку устройства для ступенчатого цементирования в обсадной колонне над кровлей указанного коллектора, монтирование цементировочной головки, цементирование нижней ступени обсадной колонны путем закачивания буферной жидкости и двух порций тампонажного раствора разной плотности в объеме, обеспечивающем заполнение ЗКП от башмака обсадной колонны до устройства для ступенчатого цементирования, продавливания тампонажного раствора продавочной жидкостью, фиксирования момента его выхода в ЗКП и закачивания в последнее двухфазной пены, открытие цементировочных окон с последующим вымыванием излишков тампонажного раствора и цементирование верхней ступени обсадной колонны через устройство для ступенчатого цементирования путем закачивания неаэрированного тампонажного раствора. При этом предварительно в скважине формируют плавающий гидравлический затвор путем закачивания в ЗКП суспензии. После формирования плавающего гидравлического затвора герметизируют устье скважины, при этом в качестве устройства для ступенчатого цементирования используют пакер-муфту, в качестве буферной жидкости – ВУР, в качестве первой порции тампонажного раствора – аэрированный тампонажный раствор, в качестве второй порции – неаэрированный тампонажный раствор.

Предложенный способ является сложным в реализации, т.к. при его выполнении в полевых условиях необходимо большое число техники для приготовления составов и обеспечения необходимых технологических параметров их закачки, точное соблюдение многокомпонентных рецептур многочисленных растворов, что не всегда представляется возможным.



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

«ФАЙЗРАХМАНОВА ЯНА ИСКАНДАРОВНА УПРАВЛЕНИЕ РАЗВИТИЕМ ЗАСТРОЕННЫХ ТЕРРИТОРИЙ Специальность 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (строительство) ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата экономических наук Научный руководитель Иваненко Л.В. д. э. н., профессор Пенза ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ГЛАВА I. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ УПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЕМ ЗАСТРОЕННЫХ ТЕРРИТОРИЙ 11Сущность понятия «управление...»

«Сураева Екатерина Николаевна РАЗРАБОТКА СУХИХ СТРОИТЕЛЬНЫХ СМЕСЕЙ С БИОЦИДНЫМИ СВОЙСТВАМИ Специальность 05.23.05 – Cтроительные материалы и изделия Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: доктор технических наук, профессор, член-корреспондент РААСН Ерофеев Владимир...»

«Гайдук Альбина Ринатовна Архитектурные принципы объемно-планировочной организации детских клинико-реабилитационных онкологических центров. 05.23.21 – Архитектура зданий и сооружений. Творческие концепции архитектурной деятельности. ТОМ диссертация на...»

«БУЙ ВЬЕТ ХЫНГ РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ КАПТАЖА МЕТАНА ПРИ ОТРАБОТКЕ СВИТЫ СБЛИЖЕННЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ШАХТЫ ХЕЧАМ Специальность 25.00.22 – Геотехнология (подземная, открытая и строительная) Диссертация на соискание ученой степени кандидата...»

«ЧЕРКАШИН Александр Александрович ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИВНОЙ ОТРАБОТКИ ПОЛОГИХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ НА ШАХТАХ КУЗБАССА В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННЫХ ВОДОПРИТОКОВ Специальность 25.00.22 Геотехнология (подземная, открытая и строительная) Диссертация на соискание...»

«Леонтьев Борис Вячеславович ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЖИЛОЙ ЗАСТРОЙКИ СО ВСТРОЕННО – ПРИСТРОЕННЫМИ К ЖИЛЫМ ЗДАНИЯМ ГАРАЖАМИ СТОЯНКАМИ ПОД НАДЗЕМНЫМИ ТЕРРИТОРИЯМИ Специальность 05.23.22 Градостроительство, планировка сельских населенных пунктов» Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный...»

«ГОЛОСОВА ЕВГЕНИЯ ВИКТОРОВНА ФОРМИРОВАНИЕ ИНТЕГРАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕМ В ЖИЛИЩНОМ ФОНДЕ КРУПНОГО ГОРОДА Специальность 08.00.05. Экономика и управление народным хозяйством: экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами...»

«Колесникова Ольга Валерьевна ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССНО-ОРИЕНТИРОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ДИСКРЕТНОГО ПРОИЗВОДСТВА В СУДОРЕМОНТЕ 05.08.04 Технология судостроения, судоремонта и организация судостроительного производства Диссертация на соискание учной степени кандидата технических наук Научный руководитель: Лелюхин Владимир Егорович кандидат технических...»

«Жабин Дмитрий Владимирович АКТИВИРОВАННЫЙ ЭЛЕКТРОГИДРОТЕПЛОСИЛОВЫМ ПОЛЕМ НЕАВТОКЛАВНЫЙ ПЕНОБЕТОН Специальность 05.23.05 – Строительные материалы и изделия ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: доктор технических наук, профессор В.Н. Соков Москва – 2014 ОГЛАВЛЕНИЕ...»

«Никулина Ольга Витальевна ПСИХОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЗВИТИЯ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЙ КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ У СТУДЕНТОВ СТРОИТЕЛЬНЫХ СПЕЦИАЛЬНОСТЕЙ 19.00.07 – педагогическая психология ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата психологических наук Научный руководитель: доктор психологических наук, доцент...»

«Назаров Максим Александрович РАЗРАБОТКА И СТРУКТУРНЫЙ СИНТЕЗ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ФОРМОВАНИЯ КЕРАМИЧЕСКОЙ МАССЫ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ КИРПИЧА Специальность 05.09.03 – Электротехнические комплексы и системы Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических...»

«САНКОВСКИЙ Александр Андреевич ОБОСНОВАНИЕ РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ СИЛЬВИНИТОВЫХ ПЛАСТОВ В ЗОНАХ ВЛИЯНИЯ ДИЗЪЮНКТИВНЫХ НАРУШЕНИЙ Специальность 25.00.22 – Геотехнология (подземная, открытая и строительная) Диссертация на соискание ученой степени кандидата...»

«Жавнеров Павел Борисович ПОВЫШЕНИЕ ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ НАДЕЖНОСТИ СТРОИТЕЛЬНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ ЗА СЧЕТ СТРУКТУРНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ Специальность 05.02.22 Организация производства (строительство) Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель доктор технических наук,...»

«САНКОВСКИЙ Александр Андреевич ОБОСНОВАНИЕ РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ СИЛЬВИНИТОВЫХ ПЛАСТОВ В ЗОНАХ ВЛИЯНИЯ ДИЗЪЮНКТИВНЫХ НАРУШЕНИЙ Специальность 25.00.22 – Геотехнология (подземная, открытая и строительная) Диссертация на соискание ученой степени кандидата...»

«МЕЩЕРЯКОВ ИЛЬЯ ГЕОРГИЕВИЧ УПРАВЛЕНИЕ ОРГАНИЗАЦИОННЫМИ НОВОВВЕДЕНИЯМИ В ИННОВАЦИОННООРИЕНТИРОВАННЫХ КОМПАНИЯХ Специальность 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (управление инновациями) диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук Научный руководитель д-р экон....»

«КАРПОВИЧ МИРОН АБРАМОВИЧ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИННОВАЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ КОНТРАКТОВ ЖИЗНЕННОГО ЦИКЛА (НА ПРИМЕРЕ ДОРОЖНОГО ХОЗЯЙСТВА) Специальности: 08.00.05 Экономика и управление народным хозяйством: управление инновациями; 08.00.13 Математические и инструментальные методы экономики ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени доктора экономических наук Научный консультант – доктор экономических наук,...»

«Азизова-Полуэктова Анна Наилевна СИСТЕМНЫЕ ПРИНЦИПЫ ФОРМИРОВАНИЯ РЕГИОНАЛЬНОЙ ТУРИСТСКО-РЕКРЕАЦИОННОЙ СРЕДЫ Специальность 05.23.20 – Теория и история архитектуры, реставрация и реконструкция историко-архитектурного наследия Диссертация на соискание ученой степени кандидата архитектуры Том I Научный...»

«[629.5.013.1 : 629.5.021.18: 629.5.024.1] ТАРОВИК ОЛЕГ ВЛАДИМИРОВИЧ МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАСС КОНСТРУКЦИЙ ЛЕДОВЫХ УСИЛЕНИЙ ТРАНСПОРТНЫХ СУДОВ НА РАННИХСТАДИЯХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ Специальность 05.08.03«Проектирование и конструкция судов» ДИССЕРТАЦИЯ на соискание учёной степени кандидата технических наук...»

«ГАМОВ АЛЕКСЕЙ НИКОЛАЕВИЧ УСТОЙЧИВОЕ ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ ЛОГИСТИЧЕСКОГО КЛАСТЕРА ТРАНЗИТНОГО РЕГИОНА (на примере Воронежской области) Специальность 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством: логистика Диссертация на соискание учной степени кандидата экономических наук Научный руководитель: доктор...»

«ОВЧИННИКОВ Владимир Дмитриевич АДМИРАЛ Ф.Ф. УШАКОВ: ВЛИЯНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НА СТРОИТЕЛЬСТВО ОТЕЧЕСТВЕННОГО ФЛОТА И РАЗВИТИЕ ВОЕННО-МОРСКОГО ИСКУССТВА (ВТОРАЯ ПОЛОВИНА XVIII – НАЧАЛО XIX в.) 07.00.02 – Отечественная история Диссертация на соискание ученой степени доктора исторических наук Научный консультант – доктор исторических наук, доктор юридических наук, профессор В.А. Золотарев Москва – 2014...»









 
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.