Совершенствование технологий заканчивания и ремонта скважин созданием водонабухающего пакера

Исхаков Альберт Равилевич

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………….. 5
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН С
ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ ……..…………………………. 12
1.1 Заканчивание скважин с горизонтальным окончанием цементиру-
емыми хвостовиками………………………………………………………. 16
1.2 Заканчивание скважин с горизонтальным окончанием с
применением заколонных гидромеханических пакеров………………… 18
1.3 Заканчивание скважин с горизонтальным окончанием с установкой
разобщителя пластов………………………………………………………. 20
1.4 Заканчивание скважин с горизонтальным окончанием с
применением набухающих пакеров………………………………………………… 22
1.5 Анализ строительства и эксплуатации скважин с горизонтальным
окончанием………………………………………………………………… 23
Выводы к главе 1…………………………..……………………………….. 25
ГЛАВА 2. МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЙ ВОДОНАБУХАЮЩИХ
СОСТАВОВ И РАЗРАБОТКА ОТЕЧЕСТВЕННОГО СОСТАВА…….. 27
2.1 Методика подбора полимера для изготовления водонабухающего
состава………………………………………………………………………. 27
2.2 Методика определения динамики набухания эластомера …………. 28
2.2.1 Методика определения динамики объемного набухания
эластомера…………………………………………………………………… 28
2.2.2 Методика определения динамики линейного набухания в
ограниченном пространстве……………………………………………….. 29
2.3 Методика оценки долговечности набухающей пакерной резины… 32
2.4 Анализ водонабухающих составов….……………………………….. 34
2.5 Исследование полимеров, каучуков и сшивателей для разработки
водонабухающей пакерной резины……………………………………….. 37
2.6 Исследование водонабухающих составов в пластовых водах
различной минерализации…………………………………………………. 42
2.7 Исследование стойкости водонабухающих составов в
технологических жидкостях……………………………………………….. 47
2.8 Сравнительные испытания и оценка долговечности
водонабухающих пакерных резин зарубежного и российского
производства……………………………………………………………….. 49
2.8.1 Сравнительная оценка изменения твердости образцов при
термостатировании…………………………………………………………. 51
2.8.2 Сравнительная оценка изменения остаточной деформации
образцов при термостатировании………………………………………….. 52
2.8.3 Определение степени набухания после термостатирования………. 54
2.8.4 Проведение сравнительных ускоренных испытаний образцов
водонабухающего состава ………………………………………………….. 57
Выводы к главе 2…………………………..…………….………………….. 62
ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ ВОДОНАБУХАЮЩИХ
ПАКЕРОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ …………………….. 64
3.1 Разработка конструкции и технологии изготовления
водонабухающего пакера…………………………………………………. 64
3.2 Стендовые испытания пакеров с водонабухающими эластомерами… 70
3.3 Разработка центратора и манжетного пакера на основе
водонабухающего состава…………………………………………………. 77
3.4 Разработка технологии применения водонабухающих пакеров при
строительстве и эксплуатации скважин………………………………….. 80
Выводы к главе 3…………………………………………………………… 83
ГЛАВА 4. ИСПЫТАНИЕ, ВНЕДРЕНИЕ ВОДОНАБУХАЮЩИХ
ПАКЕРОВ, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
РАЗРАБОТАННЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ………………………………… 85
4.1 Промысловые испытания водонабухающих пакеров при
строительстве и ремонте скважин с горизонтальным окончанием…….. 85
4.2 Анализ эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием после
установки водонабухающих пакеров…………………………………….. 91
4.3 Экономическая эффективность технологии строительства и ремонта
скважин с горизонтальным окончанием с применением
водонабухающих пакеров…………………………………………………. 95
Выводы к главе 4……………………………………………………….….. 96
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ…….…………………… 97
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………….. 99
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Расчет экономического эффекта от применения
заколонного водонабухающего пакера производства ПАО «КВАРТ»… 112

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены цели и задачи исследований, сформулирована научная новизна, защищаемые положения, практическая ценность работы.
В первой главе выполнен анализ современных способов заканчивания СГО, проанализированы их преимущества и недостатки. Создана электронная база скважин, построенных с горизонтальным окончанием, за период с 2010 по 2017 гг.
в ПАО «Татнефть» с классификацией по конструкциям забоя скважины, типу коллектора, продуктивного горизонта.
Для карбонатных отложений башкирского, серпуховского, турнейского возрастов, сложенных прочными устойчивыми породами, имеющими порово- трещиноватый низкопроницаемый однородный коллектор, горизонтальный участок ствола скважины, как правило, оставляют открытым. Доля таких скважин составляет 72 %. Конструкция забоя открытого типа обеспечивает высокий коэффициент гидродинамического совершенства, однако этот тип имеет ряд существенных недостатков, основным из которых является отсутствие разобщения неоднородных интервалов пластов.
Для терригенных отложений бобриковского и пашийского возрастов, сложенных неоднородными и неустойчивыми породами, имеющими поровый, высокопроницаемый коллектор, скважина обсаживается хвостовиком с последующим его цементированием в 62 % скважинах и без цементирования в 35 % скважин. Анализ качества цементирования хвостовиков в СГО показал, что лишь 60 % скважин имеет хорошее качество цементирования обсадного хвостовика.
Вне зависимости от способа заканчивания горизонтального ствола характер притока флюида по длине ствола неоднороден и в первую очередь зависит от фильтрационно-емкостных свойств отдельных участков, и существует риск преждевременного обводнения через наиболее проницаемый участок. Так, анализ динамики эксплуатации показывает, что в зависимости от объекта до 26 % скважин обводняются в первые 12 месяцев, что снижает эффективность эксплуатации СГО.
С экономической и технологической точек зрения наиболее предпочтительным вариантом заканчивания СГО является применение обсадного хвостовика с набухающими пакерами.
Во второй главе представлены методики и результаты исследований водонабухающих резино-полимерных составов при создании отечественного водонабухающего эластомера.
При разработке состава исследованы водопоглощающие полимеры ДР9- 8177, В-105, В-210, В-415, В-615, В-820, В-50Э, Праестол марок 853ВС, 2500,2510, полицелл, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Для разработки эластомера выбрано два наиболее стабильных полимера акрилового ряда марки В-415 и В-50Э (Рисунок 1).
500
300
100
034567
Время, сут
В-415 В-50Э
.
Рисунок 1 – Динамика объемного набухания образцов полимера акрилового ряда при всестороннем контакте с дистиллированной водой
В процессе разработки состава водонабухающей смеси были использованы каучуки марок БНКС-28АМН, СКМС-30АРКМ-15, СКИ-3, СКЭПТ-60ДЦПД. При использовании каждой марки каучука подбирались вулканизующая группа и наполнители, а количество акрилового сополимера не менялось. Исследования образцов при всестороннем доступе воды (Рисунок 2) показали, что образцы на основе бутадиен-нитрильного каучука марки БНКС-28АМН имеют наибольшую степень набухания при одинаковом содержании водопоглощающего полимера.
Поскольку в скважинных условиях набухание происходит только в радиальном направлении, а доступ жидкости лишь к наружной поверхности пакера, разработана методика исследования динамики одномерного набухания образца водонабухающего состава на приборе – тестере определения набухаемости глинистых сланцев компании OFITE.
Изменение объема, %
1200 1000 800 600 400 200 0
БНКС-28АМН
СКМС-30АРКМ-15
СКИ-3 СКЭПТ-60ДЦПД
0123678
Время, сут
Рисунок 2 – Динамика изменения объема образцов при всестороннем контакте с дистиллированной водой
С помощью тестера можно выполнять исследования взаимодействия между водными флюидами, находящимися в движении, и образца водонабухающего состава при заданных условиях (температура, минерализация) с высокой точностью и автоматической записью графиков.
Для первоначального этапа исследования эластомера были предложены модели пластовых вод, имитирующие общую минерализацию воды для основных продуктивных горизонтов месторождений ПАО «Татнефть» (Рисунок 3).
160
120
80 60 40 20
0 12
24 36 48 60
Модель No 1 – 1,16 г/см3 Модель No 2 – 1,10 г/см3 Модель No 3 – 1,06 г/см3 Модель No 4 – 1,03 г/см3
72 84 96 Время, час
108 120 132 144 156 168 180 192
Рисунок 3 – Динамика одномерного набухания образцов водонабухающего состава в различных моделях пластовых вод
Одномерное набухание, %
Изменение объема, %

25 20 15 10
2% NaCl
2% MgCl 2 Дистиллированная вода
2% KCl 2% CaCl 2
Для детализации влияния различных хлоридов проведены лабораторные исследования одномерного набухания эластомера, результаты изображены на Рисунке 4. Согласно графику, определяется зависимость между однозарядными (Na+, K+) и двухзарядными катионами (Сa2+, Mg2+). В воде, в присутствии вышеперечисленных электролитов, набухание эластомера уменьшается. Причем наименьшее влияние на набухание оказывают одновалентные катионы.
Одномерное набухание, %
0 24 48 72 96 120 144 168 192
время,ч
Рисунок 4 – Динамика одномерного набухания образцов водонабухающего состава в различных хлоридах по сравнению с дистиллированной водой
Для определения влияния температуры на время набухания проведены дополнительные исследования водонабухающей смеси при различных температурах в пресной воде. Как видно из Рисунка 5, температура среды набухания также является важным параметром наряду с минерализацией, влияющим на время набухания.

40
30
10
0 24 48 72 96 120 144 168 192
время, ч
температура 30 oС температура 40 oС
Рисунок 5 – Динамика одномерного набухания образцов водонабухающей смеси в дистиллированной воде в зависимости от температуры
Согласно разработанной совместно со специалистами Казанского государственного архитектурно-строительного университета методике, проведены ускоренные сравнительные испытания образцов водонабухающей смеси после их термостатирования в воздушно-сухих условиях в интервале температур от 20 до 125 0С в течение 35 суток. Сравнительная оценка стойкости водонабухающей смеси к термическому воздействию проведена по изменению характерных показателей старения, таких как масса, твердость, величина остаточной деформации, величина кратковременного статического сжатия, статический модуль упругости при сжатии и наиболее значимому для пакера контролируемому показателю – степени набухания.
Термостатирование образцов при 125 С показало, что разработанный эластомер значительно меньше теряет массу (4,71 %) по сравнению с импортным
Одномерное набухание, %
температура 25 oС температура 35 oС
аналогом (9,61 %), что косвенно указывает на меньшие структурные изменения, протекающие в процессе старения и, как следствие, в большей степени способствует сохранению физико-механических свойств эластомера.
Так же испытания показали, что после термостатирования твердость разработанного эластомера почти в 1,5 раза выше твердости эластомера импортного аналога. При термостатировании твердость эластомеров возрастает по мере увеличения температуры и сроков выдержки. Так, после 35 суток термостатирования при температуре 125 С твердость образцов разработанной водонабухающей смеси возросла в среднем на 370 %, образцов аналога – на 380 %.
Третья глава посвящена разработке конструкции и исследованию водонабухающих пакеров, а также технологии их применения при разобщении пластов с неоднородными фильтрационно-емкостными свойствами в горизонтальном стволе скважины.
Набухающий элемент пакера изготавливают путем намотки подготовленных смесей в несколько слоев на базовую трубу по сегментам (Рисунок 6). При этом сегменты состоят из нескольких слоев набухающего эластомера, но все сегменты и слои подвергнуты совместной и одновременной вулканизации. После вулканизации слои имеют следующие свойства (Таблица 1).
Рисунок 6 – Порядок расположения слоев в предложенном набухающем элементе пакера

Таблица 1 – Физико-механические показатели резино-полимерной смеси
Показатель Твердость по ШОРу А
Условная прочность при растяжении, кгс/см2
Относительное удлинение при разрыве, %
Увеличение объема при набухании, %
Сегмент 1 50±5 20±5
70±5 150÷200
Сегмент 2 65±5 25±5
50±5 200÷250
Сегмент 3 75±5 30±5
35±5 250÷300
Таким образом, набухающий элемент пакера состоит из трех сегментов (слоев) разного состава. Сегмент, прилегающий к трубе, более эластичный, имеет качественную адгезию к трубе, за счет клеевого состава плотно прилегает к поверхности трубы. Второй сегмент – промежуточный, имеет увеличенное содержание абсорбирующего водопоглощающего полимера и гидрофильного волокна для передачи пластовой жидкости во внутренние слои. Третий сегмент имеет наибольшую степень набухания в пластовой жидкости и высокие физико- механические свойства для сохранения целостности поверхности пакера при спуске в скважину.
Согласно разработанной программе и методике в ПАО «КВАРТ» проведена серия стендовых испытаний с целью определения давления опрессовки и гидропрорыва набухшего пакера. Условия набухания и результаты испытаний приведены в Таблице 2.

Таблица 2 – Данные стендовых испытаний водонабухающих пакеров
No Диаметр трубы/ Плотность диаметр воды, пакера/диаметр кг/м3
стенда), мм
1 114/133/145 1189
2 114/133/145 1160
3 114/133/145 1015
4 114/133/145 1000
5 114/133/145 1015 2 метра
6 114/133/145 1015 2 метра (3 точки
доступа жидкости)
7 168/206/217 1015
8 146/206/217 1015
9 114/133/145 1015
10 114/133/150 1015
11 114/133/156 1015
12 114/133/160 1015
Давление опрессовки/гидропрорыва, МПа Срок набухания, сут
Первичные испытания 10/12,5 56 13,0/15,0 42 17,5/20,0 15 30,0/33,0 15 22,5/25,0 22 37,0/39,0 21
10/- 15 10,0/- 15 15/17,0 30 10,0/12,0 38 2,0/2,5 59 0/0
Повторные испытания
17,5/20,0 75
22,5/25,0 22
22,5/25,0 30 15/16,0 30
На Рисунке 7 представлены зависимости сроков набухания и давлений гидропрорыва набухшего пакера длиной 1 м от минерализации пластовой воды.
С целью выявления зависимости давления гидропрорыва от длины пакера проведены стендовые испытания эластомера длиной 1 и 2 м, давление гидропрорыва составило 20 и 25 МПа соответственно. Для увеличения равномерности охвата водой тела эластомера подача жидкости активации осуществлялась с нескольких точек, давление гидропрорыва увеличилось с 25 до 39 МПа.
35 60
30 25 20 15 10
50 40 30 20 10
00 1000 1015 1160 1189
Плотность пластовой воды, кг/м3 Давление гидропрорыва, МПа Время набухания, сут
Рисунок 7 – Зависимость сроков набухания и давлений гидропрорыва от минерализации пластовой воды
Для проверки влияния контактного давления на величину гидропрорыва пакер с наружным диаметром 133 мм на обсадной трубе 114 мм был помещен в трубу с внутренними диаметрами 145, 150, 156, 160 мм и после ожидания набухания 30, 38, 59, 38 суток соответственно в пластовой воде минерализацией 22г/л. Испытания показали, что увеличение степени набухания снижает контактное давление на стенки трубы и соответственно снижается герметичность набухающего пакера (Рисунок 8).
Давление, МПа
Время, сут
18 17 16
12
10 8 6 4 2
12 38
2,5
70 60 50 40 30 20 10
30
00 145 150 156
Внутренний диаметр стенда, мм Время набухания, сут Давление гидропрорыва, МПа
Рисунок 8 – Зависимость герметичности пакера диаметром 114/133 от внутреннего диаметра стенда
Для разобщения пластов в горизонтальном стволе скважины определены следующие условия применения водонабухающих пакеров. Набухающие пакеры необходимо устанавливать в интервалах плотных пропластков, которые интерпретируются и выделяются по результатам геофизических исследований скважин:
– низкие значения естественного гамма-излучения горной породы по гамма- каротажу;
– высокие значения водородосодержания по нейтронному гамма-каротажу;
– отсутствие каверн в интервалах установки пакеров по показаниям акустического профилемера.
На основе проведенных стендовых гидравлических испытаний предлагаются следующие варианты применения набухающих пакеров при строительстве и ремонте скважин:
– разобщение пластов в горизонтальном стволе скважины;
– отсечение обводненных интервалов в открытом или обсаженном стволе;
Давление, МПа
Время, сут
– герметизация головы хвостовика в обсадной колонне;
– разобщение интервалов в горизонтальном стволе с последующим проведением гидроразрыва пласта.
В четвертой главе приведены описание и результаты промысловых испытаний технологии селективного разобщения горизонтального ствола на участки с применением разработанных водонабухающих пакеров производства ПАО «КВАРТ» при строительстве и ремонте скважин.
Испытания проведены на залежи 302 Ромашкинского месторождения при строительстве скважин 35387г (Рисунок 9), 37852г и при ремонте скважин 37972г, 37783г (Рисунок 10) для изоляции трещиноватых участков. Высокая скорость обводнения скважин, характерная для залежи 302, связана с её геологическими особенностями: высокой послойной и зональной неоднородностью коллекторов, наличием трещин, по которым идет преимущественное движение пластовой воды, слабо охватывающее при этом матрицу пород.
Рисунок 9 – Схема конструкции хвостовика в скважине 35387г
Рисунок 10 – Схема конструкции хвостовика в скважине 37783г

Таблица 3 – Сведения об эксплуатации скважин
После спуска пакеров в составе обсадного хвостовика на указанных скважинах набухание пакеров и их герметичность проверены нагнетанием жидкости на пакер, установленный в голове обсадного хвостовика.
В Таблице 3 представлены сведения об эксплуатации скважин 35387г, 37852г по сравнению с соседними скважинами с различными вариантами заканчивания – цементируемый хвостовик с перфорацией, нецементируемый хвостовик.
Сква- жина
Продол- жительность эксплуата- ции, сут
Продуктивный пласт
Интервал установки хвостовика, м
Дебит жидкости, м3/сут
Дебит нефти, т/сут
Обвод- ненность, %
35387г 248
35384г 220 35393г 110
37723г 198
37729г 115
35391г 220
37852г 273
37854г 191 37855г 179
37851г 255 37853г 232
Башкирский
Башкирский Башкирский
Башкирский
Башкирский Протвинский
Протвинский
Протвинский Башкирский
Башкирский Башкирский
950-1126 с пакерами Кварт 838-1022
847-1047
940-1165
950-1128
786-1017
887-1048 с пакерами Кварт 933-1136
942-1110
с пакерами ТАМ 898-1169
948-1094
6,2 4,38 22
13 0,17 98,5 4 2,88 28
10,9 6,86 38
3 2,22 26
10 1,74 81
12,5 5,61 51,0
13,2 3,02 75 12,6 6,85 60
12,9 1,98 83 12,7 2,07 82
Скважина 37783г пробурена 25.09.2012 на отложения протвинского горизонта, после обводнения продукции до 98 % проведен капитальный ремонт скважины и горизонтальный ствол обсажен хвостовиком с четырьмя разработанными пакерами. Через год эксплуатации после спуска хвостовика с
пакерами скважина добывает 3,71 т/сут нефти с обводненностью 82 %. Скважина 37972г пробурена 29.11.2010 на отложения протвинского горизонта, после обводнения продукции до 98 % проведен капитальный ремонт скважины и открытый горизонтальный ствол обсажен хвостовиком с четырьмя разработанными пакерами. Через год эксплуатации после спуска хвостовика с пакерами скважина добывает 1,6 т/сут нефти с обводненностью 90 %.
Разработанная технология разобщения пластов водонабухающими пакерами успешно прошла промысловые испытания на четырех скважинах. Герметичность пакеров подтвердили методом опрессовки водонабухающего пакера на голове хвостовика.
Экономический эффект от технологии с использованием разработанного водонабухающего пакера вместо импортного при строительстве новых скважин составляет 935,2 тыс. руб. на одну скважину, при капитальном ремонте скважин – 700,8 тыс. руб./скв.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Анализ заканчивания скважин с горизонтальным окончанием в ПАО «Татнефть» показал, что скважину с горизонтальным окончанием заканчивают открытым забоем (44 %) или обсаживанием нецементируемым обсадным хвостовиком (24 %). При этом обводненность продукции за первые 12 месяцев эксплуатации составляет 13,5 и 25 %. Разобщение горизонтального ствола на участки производят либо импортными набухающими пакерами, либо профильными разобщителями с увеличением стоимости строительства скважины на 10-15 %.
2. В ходе исследований различных полимеров и каучуков разработан наиболее эффективный состав, в основе которого выбран бутадиен-нитрильный каучук марки БНКС-28АМН и водонабухающий полимер – полиакриламид марки В-50Э производства ООО «АКРИПОЛ» (г. Саратов). Разработанная водонабухающая смесь способна набухать при низких температурах (20-25 0С) и высокой минерализации вод (238 г/л). Стендовыми и промысловыми испытаниями
подтверждена герметизирующая способность разработанных водонабухающих пакеров для различных скважинных условий (минерализованность пластовой воды, температура пласта и типоразмер пакера).
3. Разработан способ технической реализации повышения изолирующей способности водонабухающего элемента пакера, предусматривающий выполнение этого элемента с изменяющимися физико-механическими свойствами водонабухающей смеси в радиальном направлении (с увеличением от ствола пакера к внешнему диаметру твердости, прочности, степени набухания и уменьшением относительного удлинения при разрыве водонабухающей смеси).
4. Разработана технология строительства и ремонта скважин с горизонтальным окончанием с применением предложенных водонабухающих пакеров для разобщения пластов с различными коллекторскими свойствами. Для практического применения технологии разработана «Инструкция по технологии разобщения пластов водонабухающими пакерами» в ПАО «Татнефть» (РД 153- 39.0-876-14).

В мире пробурено около 30 000 горизонтальных скважин (ГС): более 9000 в
Канаде, 1500 – в США, в Норвегии более 700, в Венесуэле – 600, в Австралии и
Африке – 400 и 200, в России более 2 000 (в том числе около половины – в
Татарстане). В практике разработки нефтяных и газовых месторождений скважины
с горизонтальным окончанием (СГО) составляют более 20 % от общего фонда
скважин и их применение дает до 55 % добычи. Доказано, что конечный
коэффициент извлечения нефти (КИН) при применении СГО повышается на 7-
10 %.
ПАО «Татнефть» является одним из лидеров в области применения
горизонтальных технологий, поэтому опыт эксплуатации СГО позволил выявить
как преимущества таких скважин перед вертикальными, так и недостатки, которые
заключаются в их низкой продуктивности.
В Татарстане первые СГО были пробурены в 1977-1978 гг. Наиболее
активное бурение началось в 1992 г. На 01.10.2017 пробурены 1032 ГС и
115 многозабойных скважин (МЗС) и 416 боковых горизонтальных стволов (БГС).
Преобладающая часть СГО пробурена на низкопродуктивные карбонатные
отложения турнейского (36,1 %) и башкиро-серпуховского (27,4 %) ярусов
небольших месторождений. На тульско-бобриковские пласты пробурено 19,8 %
скважин, на терригенный девон – 10 % и на карбонатный девон – 0,4 %.
Для масштабной разработки и испытаний новых технологий для СГО в ПАО
«Татнефть» в 2012 г. была создана специальная программа. Для пилотного и
промышленного применения новых технологий разработан комплекс технических
средств и методов реализации, показавших эффективность в промысловых
условиях.
С 2010 г. в ПАО «Татнефть» происходит наращивание объемов бурения СГО:
БГС – в среднем по 20 скважин в год, ГС – по 50, боковых стволов (БС) – по 35.
Одним из технологических решений при строительстве и ремонте СГО является
разобщение пластов или отсечение обводненного участка горизонтального ствола
набухающими пакерами, в которых уплотнительный элемент выполнен из

Заказать новую

Лучшие эксперты сервиса ждут твоего задания

от 5 000 ₽

Не подошла эта работа?
Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям

    Нажимая на кнопку, я соглашаюсь на обработку персональных данных и с правилами пользования Платформой

    Читать «Совершенствование технологий заканчивания и ремонта скважин созданием водонабухающего пакера»

    Публикации автора в научных журналах

    Технические устройства с применением водонабухающего состава
    А.Р. Исхаков, И.М. Зарипов. – Текст : электронный // Нефтяная провинция : рец. науч. изд. сетевого распространения. – 2– No – С. 134-– URL: https://doi.org/25689/NP.2134-144 (дата обращения: 2021).Патент 2584171 Российская Федерация, МПК7 E21B 33/12 (201). Водонабухающий пакер : No 2015124354/03 : заявлено 2015 : опубликовано 2016 / Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С., Исмагилов Ф.З. [и др.] ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина, Камско-Волжское акционерное общество резинотехники «КВАРТ». – Текст : непосредственный.
    Опыт применения водонефтенабухающих заколонных пакеров «ТАМ International»
    Р.И. Катеев, А.Р. Исхаков, И.М. Зарипов. – Текст : непосредственный // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – М. : ВНИИОЭНГ, 2– Вып. – С. 213-Проведение лабораторных и стендовых исследований при разработке отечественного водонабухающего пакера / Р.И. Катеев, А.Р.Исхаков, И.М. Зарипов, А.А. Исмагилов, А.М. Зарипов. – Текст : непосредственный // Сборник25научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – М. : Нефтяное хозяйство, 2– Вып. – С. 235
    Лабораторные исследования водонабухающего эластомера
    А.Р. Исхаков, Р.Р. Кадыров. – Текст : непосредственный // Материалы 42-й Международной научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, 24 апреля 2015 г. : сб. науч. тр. – Уфа : УГНТУ, 2– Т. – С. 143

    Помогаем с подготовкой сопроводительных документов

    Совместно разработаем индивидуальный план и выберем тему работы Подробнее
    Помощь в подготовке к кандидатскому экзамену и допуске к нему Подробнее
    Поможем в написании научных статей для публикации в журналах ВАК Подробнее
    Структурируем работу и напишем автореферат Подробнее

    Хочешь уникальную работу?

    Больше 3 000 экспертов уже готовы начать работу над твоим проектом!

    Екатерина С. кандидат наук, доцент
    4.6 (522 отзыва)
    Практически всегда онлайн, доработки делаю бесплатно. Дипломные работы и Магистерские диссертации сопровождаю до защиты.
    Практически всегда онлайн, доработки делаю бесплатно. Дипломные работы и Магистерские диссертации сопровождаю до защиты.
    #Кандидатские #Магистерские
    1077 Выполненных работ
    Татьяна П.
    4.2 (6 отзывов)
    Помогаю студентам с решением задач по ТОЭ и физике на протяжении 9 лет. Пишу диссертацию на соискание степени кандидата технических наук, имею опыт годовой стажировки ... Читать все
    Помогаю студентам с решением задач по ТОЭ и физике на протяжении 9 лет. Пишу диссертацию на соискание степени кандидата технических наук, имею опыт годовой стажировки в одном из крупнейших университетов Германии.
    #Кандидатские #Магистерские
    9 Выполненных работ
    Дмитрий М. БГАТУ 2001, электрификации, выпускник
    4.8 (17 отзывов)
    Помогаю с выполнением курсовых проектов и контрольных работ по электроснабжению, электроосвещению, электрическим машинам, электротехнике. Занимался наукой, писал стать... Читать все
    Помогаю с выполнением курсовых проектов и контрольных работ по электроснабжению, электроосвещению, электрическим машинам, электротехнике. Занимался наукой, писал статьи, патенты, кандидатскую диссертацию, преподавал. Занимаюсь этим с 2003.
    #Кандидатские #Магистерские
    19 Выполненных работ
    Сергей Н.
    4.8 (40 отзывов)
    Практический стаж работы в финансово - банковской сфере составил более 30 лет. За последние 13 лет, мной написано 7 диссертаций и более 450 дипломных работ и научных с... Читать все
    Практический стаж работы в финансово - банковской сфере составил более 30 лет. За последние 13 лет, мной написано 7 диссертаций и более 450 дипломных работ и научных статей в области экономики.
    #Кандидатские #Магистерские
    56 Выполненных работ
    Логик Ф. кандидат наук, доцент
    4.9 (826 отзывов)
    Я - кандидат философских наук, доцент кафедры философии СГЮА. Занимаюсь написанием различного рода работ (научные статьи, курсовые, дипломные работы, магистерские дисс... Читать все
    Я - кандидат философских наук, доцент кафедры философии СГЮА. Занимаюсь написанием различного рода работ (научные статьи, курсовые, дипломные работы, магистерские диссертации, рефераты, контрольные) уже много лет. Качество работ гарантирую.
    #Кандидатские #Магистерские
    1486 Выполненных работ
    Анна В. Инжэкон, студент, кандидат наук
    5 (21 отзыв)
    Выполняю работы по экономическим дисциплинам. Маркетинг, менеджмент, управление персоналом. управление проектами. Есть опыт написания магистерских и кандидатских диссе... Читать все
    Выполняю работы по экономическим дисциплинам. Маркетинг, менеджмент, управление персоналом. управление проектами. Есть опыт написания магистерских и кандидатских диссертаций. Работала в маркетинге. Практикующий бизнес-консультант.
    #Кандидатские #Магистерские
    31 Выполненная работа
    Андрей С. Тверской государственный университет 2011, математический...
    4.7 (82 отзыва)
    Учился на мат.факе ТвГУ. Любовь к математике там привили на столько, что я, похоже, никогда не перестану этим заниматься! Сейчас работаю в IT и пытаюсь найти время на... Читать все
    Учился на мат.факе ТвГУ. Любовь к математике там привили на столько, что я, похоже, никогда не перестану этим заниматься! Сейчас работаю в IT и пытаюсь найти время на продолжение диссертационной работы... Всегда готов помочь! ;)
    #Кандидатские #Магистерские
    164 Выполненных работы
    Мария М. УГНТУ 2017, ТФ, преподаватель
    5 (14 отзывов)
    Имею 3 высших образования в сфере Экологии и техносферной безопасности (бакалавриат, магистратура, аспирантура), работаю на кафедре экологии одного из опорных ВУЗов РФ... Читать все
    Имею 3 высших образования в сфере Экологии и техносферной безопасности (бакалавриат, магистратура, аспирантура), работаю на кафедре экологии одного из опорных ВУЗов РФ. Большой опыт в написании курсовых, дипломов, диссертаций.
    #Кандидатские #Магистерские
    27 Выполненных работ
    Дарья С. Томский государственный университет 2010, Юридический, в...
    4.8 (13 отзывов)
    Практикую гражданское, семейное право. Преподаю указанные дисциплины в ВУЗе. Выполняла работы на заказ в течение двух лет. Обучалась в аспирантуре, подготовила диссерт... Читать все
    Практикую гражданское, семейное право. Преподаю указанные дисциплины в ВУЗе. Выполняла работы на заказ в течение двух лет. Обучалась в аспирантуре, подготовила диссертационное исследование, которое сейчас находится на рассмотрении в совете.
    #Кандидатские #Магистерские
    18 Выполненных работ

    Последние выполненные заказы

    Другие учебные работы по предмету

    Обеспечение заданной траектории при бурении скважины с одновременным расширением ствола
    📅 2022 год
    🏢 ПАО Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти публичного акционерного общества «Татнефть» имени В.Д. Шашина
    Повышение эффективности технологии моторизованного роторного бурения нефтяных и газовых скважин
    📅 2021 год
    🏢 ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина».
    Разработка технологических решений по бурению скважин в неустойчивых отложениях рифтовой зоны морских месторождений
    📅 2021 год
    🏢 ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина».