ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ ПЕСЧАНООЗЕРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Н.А.Самсонов
ЗАО «Арктикнефть»
А.М.Строганов, В.М.Строганов, А.В.Сахань
ООО НПФ "Нитпо"
В мире ежедневно добывается около 33 млн. м3 воды вместе с каждыми 12 млн. м3 нефти [1]. Ограничение водопритоков является одним из самых быстрых и дешевых путей уменьшения эксплуатационных расходов и увеличения добычи углеводородов.
Основной целью водоизоляционных работ в нефтяных скважинах является изоляция каналов водопритока при сохранении проницаемости нефтенасыщенной части пласта. При применении неселективных водоизолирующих материалов нефтенасыщенные пласты необходимо изолировать от воздействия тампонирующего материала с помощью пакера, перекрывающих устройств, песчаных мостов, других приспособлений и технологий. Применение с этой целью цементной суспензии обусловливается ограниченной фильтруемостью ее в пористую среду при избирательном вскрытии перфорацией только нефтенасыщенной части пласта. Наиболее целесообразным является выполнение указанных работ селективными материалами, ограничивающими приток жидкости только из водонасыщенной части пласта и сохраняющими проницаемость нефтенасыщенных участков.
Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение (о. Колгуев, Баренцево море) представляет пластово-сводовую, линзовидную залежь. Сверху находится газовая шапка, снизу залежь подстилается пластовой водой. Продуктивные интервалы представлены часто переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Коллекторы перового типа, кварц-сернисто-полевошпатовые с включениями биотита, мусковита, агрегатов хлорита. Цемент пленочно-поровый, глинистый, реже карбонатный. Пористость песчаников составляет 22-24 %, средняя проницаемость 0,050 мкм2, глубина залегания продуктивных пластов 1500-1540 м, пластовая температура на глубине 1520 м - 32 °С, начальное пластовое давление 15,3 МПа. Особенностью является блоковое строение месторождения: возможно, скважины гидроизолированы, и пласты не связаны друг с другом. Месторождение разрабатывается на естественном режиме, скважины эксплуатируются фонтанным способом. Для подъема жидкости используется энергия растворенного газа, поэтому даже незначительное присутствие (15-25 %) в продукции скважины пластовой воды приводит к прекращению фонтанирования и остановке скважины. Источниками пластовой воды служат водонасыщенные интервалы песчаников ниже ВПК либо перетоки из нижележащих водонасыщенных пластов за стенками эксплуатационной колонны по негерметичному цементному кольцу.
Ранее на месторождении для изоляции водопроводящих каналов и сохранения нефтенасыщенной части пласта при водоизоляционных работах применялись цементные и цементо-бентонитовые мосты под давлением с закачкой цемента либо непосредственно в зону перфорации, либо в специально выполненные технологические отверстия. Позже стали применять кремнийорганические составы на основе этилсиликата и жидкого стекла. Эффективность проводимых ранее работ была крайне низка, изоляция с применением закачки цементных и цементо-бентонитовых растворов не ликвидировала водопритоки в связи со сложностью целенаправленного заполнения раствором каналов поступления воды и отрицательно влияла на призабойную зону пласта, параметры работы скважины ухудшались. Изоляция с применением кремнийорганических материалов на основе этилсиликата и жидкого стекла также не приводила к ликвидации водопритоков из-за несовершенства применявшихся технологий. С 1980 по 2000 г. разработаны и широко применяются селективные водоизолирующие кремнийорганические составы. Например, на месторождениях Западной Сибири, Краснодарского края, Республики Коми и в других регионах бывшего СССР в технологиях увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритоков использовались композиции на основе ГКЖ, ЭТС, АКОР первого поколения, ВТС-1 и ВТС-2, продукт 119-204 и др. [2, 3]. Композиции на основе этих составов имеют недостатки: АКОР-2, АКОР-4, ВТС-1 и ВТС-2 являются многокомпонентными составами, продукт 119-204 требует создания в пласте предварительной оторочки из ацетона. Более того, приготовление данных композиций на действующем стандартном оборудовании, применяемом при ремонтно-изоляционных работах (РИР), затруднительно. Для устранения перечисленных недостатков были разработаны селективные водоизолирующие кремнийорганические составы АКОР-БЮО и АКОР-БЗОО, а также организовано их промышленное производство. Эти составы широко и успешно применялись в нефтегазодобывающей отрасли бывшего СССР, особенно на месторождениях Западной Сибири. К началу 90-х годов производство и востребованность этих материалов достигали 2000 т/год.
ЗАО «Арктикнефть»
А.М.Строганов, В.М.Строганов, А.В.Сахань
ООО НПФ "Нитпо"
В мире ежедневно добывается около 33 млн. м3 воды вместе с каждыми 12 млн. м3 нефти [1]. Ограничение водопритоков является одним из самых быстрых и дешевых путей уменьшения эксплуатационных расходов и увеличения добычи углеводородов.
Основной целью водоизоляционных работ в нефтяных скважинах является изоляция каналов водопритока при сохранении проницаемости нефтенасыщенной части пласта. При применении неселективных водоизолирующих материалов нефтенасыщенные пласты необходимо изолировать от воздействия тампонирующего материала с помощью пакера, перекрывающих устройств, песчаных мостов, других приспособлений и технологий. Применение с этой целью цементной суспензии обусловливается ограниченной фильтруемостью ее в пористую среду при избирательном вскрытии перфорацией только нефтенасыщенной части пласта. Наиболее целесообразным является выполнение указанных работ селективными материалами, ограничивающими приток жидкости только из водонасыщенной части пласта и сохраняющими проницаемость нефтенасыщенных участков.
Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение (о. Колгуев, Баренцево море) представляет пластово-сводовую, линзовидную залежь. Сверху находится газовая шапка, снизу залежь подстилается пластовой водой. Продуктивные интервалы представлены часто переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Коллекторы перового типа, кварц-сернисто-полевошпатовые с включениями биотита, мусковита, агрегатов хлорита. Цемент пленочно-поровый, глинистый, реже карбонатный. Пористость песчаников составляет 22-24 %, средняя проницаемость 0,050 мкм2, глубина залегания продуктивных пластов 1500-1540 м, пластовая температура на глубине 1520 м - 32 °С, начальное пластовое давление 15,3 МПа. Особенностью является блоковое строение месторождения: возможно, скважины гидроизолированы, и пласты не связаны друг с другом. Месторождение разрабатывается на естественном режиме, скважины эксплуатируются фонтанным способом. Для подъема жидкости используется энергия растворенного газа, поэтому даже незначительное присутствие (15-25 %) в продукции скважины пластовой воды приводит к прекращению фонтанирования и остановке скважины. Источниками пластовой воды служат водонасыщенные интервалы песчаников ниже ВПК либо перетоки из нижележащих водонасыщенных пластов за стенками эксплуатационной колонны по негерметичному цементному кольцу.
Ранее на месторождении для изоляции водопроводящих каналов и сохранения нефтенасыщенной части пласта при водоизоляционных работах применялись цементные и цементо-бентонитовые мосты под давлением с закачкой цемента либо непосредственно в зону перфорации, либо в специально выполненные технологические отверстия. Позже стали применять кремнийорганические составы на основе этилсиликата и жидкого стекла. Эффективность проводимых ранее работ была крайне низка, изоляция с применением закачки цементных и цементо-бентонитовых растворов не ликвидировала водопритоки в связи со сложностью целенаправленного заполнения раствором каналов поступления воды и отрицательно влияла на призабойную зону пласта, параметры работы скважины ухудшались. Изоляция с применением кремнийорганических материалов на основе этилсиликата и жидкого стекла также не приводила к ликвидации водопритоков из-за несовершенства применявшихся технологий. С 1980 по 2000 г. разработаны и широко применяются селективные водоизолирующие кремнийорганические составы. Например, на месторождениях Западной Сибири, Краснодарского края, Республики Коми и в других регионах бывшего СССР в технологиях увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритоков использовались композиции на основе ГКЖ, ЭТС, АКОР первого поколения, ВТС-1 и ВТС-2, продукт 119-204 и др. [2, 3]. Композиции на основе этих составов имеют недостатки: АКОР-2, АКОР-4, ВТС-1 и ВТС-2 являются многокомпонентными составами, продукт 119-204 требует создания в пласте предварительной оторочки из ацетона. Более того, приготовление данных композиций на действующем стандартном оборудовании, применяемом при ремонтно-изоляционных работах (РИР), затруднительно. Для устранения перечисленных недостатков были разработаны селективные водоизолирующие кремнийорганические составы АКОР-БЮО и АКОР-БЗОО, а также организовано их промышленное производство. Эти составы широко и успешно применялись в нефтегазодобывающей отрасли бывшего СССР, особенно на месторождениях Западной Сибири. К началу 90-х годов производство и востребованность этих материалов достигали 2000 т/год.
Таблица № 1
* - Эффект продолжается.
Кремнийорганические материалы АКОР-Б одноупаковочные, их можно использовать в товарном виде и готовить на их основе водонаполненные составы, разбавляя водой в 3-8 раз и более. Составы коррозионнонеактивные, не требуют предварительной обработки пласта и используются с применением стандартного оборудования. Составы АКОР-Б предназначены для ограничения водопритоков в скважинах с пластовыми температурами до 300 °С.
Технология с использованием составов АКОР-Б применима при всех видах обводнения: по прослоям, подошвенном, для ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и паронагнетательных скважинах. Работы проводятся с подъемом и без подъема внутрискважинного оборудования в скважинах с любым способом эксплуатации. Материал АКОР-Б используется уже много лет, накоплена достаточная информация о результатах его применения [2-5].
На Песчаноозерском месторождении в 1999 - 2002 гг. составами АКОР-Б выполнено пять скважино-операций. Четыре скважины обрабатывались с целью ликвидации притоков пластовой воды при обводненности продукции от 10 до 98 %, одна скважина обрабатывалась с целью ликвидации притока газа из верхнего пласта при эксплуатации многопластовой залежи. В результате обработки водоприток в двух скважинах был ликвидирован полностью, в двух снизился соответственно с 50 до 3 % и с 98 до 35 % (см. таблицу).
Технологические схемы выполнения РИР рассмотрены на примере скв. 12 и 541.
Скв. 12 была введена в эксплуатацию в июле 1994 г. с начальным дебитом 21,8 м3/сут в интервале 1499-1510 м. На дату проведения работ скважина не фонтанировала из-за резкого падения пластового давления в данном продуктивном интервале. Целью проводимых работ был переход на продуктивный нижележащий горизонт. При этом предусматривалась изоляция заколонных перетоков из нижележащих водоносных пластов при отсутствии сцепления цементного камня с колонной (по результатам АКЦ). Эксплуатационная колонна была перфорирована в интервале 1543-1549,7 м. По данным ГИС, коллекторы насыщены водой и нефтью. В интервал перфорации закачано 11 м3 водонапол-ненного состава АКОР-Б100, установлен цементный мост в интервале 1539-1552 м. После перфорации продуктивных интервалов 1528,0-1530,2 и 1531,6-1537,6 м получен приток безводной нефти дебитом 10 т/сут. В настоящее время скважина фонтанирует безводной нефтью. Схема проведения водоизоляцион-ных работ представлена на рис.1.
Рис.1 - Схема проведения водоизоляционных работ на скважине 12 Песчаноозерского месторождения
Скв. 541 введена в эксплуатацию а - в процессе обработки водным раствором состава АКОР-в сентябре 1995 г. в фонтанном ре- Б100; б -после обработки жиме с дебитом 30 м3/сут. Интервал эксплуатации 1776-1784 м. В процессе эксплуатации в продукции скважины отмечено появление пластовой воды. На период проведения изоляционных работ скважина эксплуатировалась в режиме периодического фонтанирования: накопление давления 28-30 ч, фонтанирование через 6-мм штуцер 2-3 ч, средний дебит нефти 3,0 т/сут. Содержание пластовой воды в продукции скважины 10-20 %. Предположительно пластовая вода поступала по Рис. 2. Схема изоляции заколонного перетока скв. 541 заколонному пространству из нижележащего водонасыщенного горизонта 1794-1802 м. Водоизоляционные работы проведены 20.01.99 г. Изолирующий состав закачивался непосредственно в зону перфорации в интервал 1776-1784 м. Было закачано две порции водного раствора АКОР-Б100 по 5,5 м3 с разделительной пачкой раствора хлористого кальция такого же объема без перепродав™ в пласт. Схематично процесс водоизоляции показан на рис.2.
Рис.2 - Схема проведения водоизоляционных работ на скважине 541 Песчаноозерского месторождения
Затем была проведена глинокислот-ная обработка пласта. После освоения и очистки скважина перешла на стабильное фонтанирование безводной нефтью с дебитом 6 т/сут.
В скв. 580, где был обработан вышележащий газонасыщенный интервал, приток газа был ликвидирован полностью. В настоящее время скважина находится в освоении. Практика применения тампонажного материала АКОР показала, что в каждом конкретном случае в зависимости от характера притока пластовой воды необходимо использовать различные варианты обработки, т.е. необходим дифференцированный подход к каждой скважине. В результате проведенных работ было получено около 238 тыс. долл. США дополнительной прибыли. Научно-производственная фирма «НИТПО» разработала новую группу кремнийорганических тампонажных материалов АКОР БН (АКОР БН 100, АКОР БН 101, АКОР БН 102, АКОР БН 103, АКОР БН 104 и АКОР БН 3ОО). В настоящее время наиболее широко применяется кремнийорганический тампонажный материал АКОР БН 102 (ТУ 2458-001-01172772-99), который выпускается вместо снятого с производства АКОР-Б 100.
Сравнительный анализ реагентов АКОР БН102 и АКОР-БЮО показал, что при сохранении всех положительных технологических показателей АКОР-БЮО (высокая водоизолирующая способность независимо от минерализации вод, простота реализации технологических процессов, возможность регулирования времени ге-леобразования в широких пределах путем добавления необходимого количества воды и других компонентов) состав АКОР БН102 имеет следующие преимущества:
- лучше совместим с водой, водными растворами солей и полимеров;
- практически не образует осадок при совмещении с водой;
- водные растворы (составы) обладают пониженной адсорбционной активностью к поверхности пор (песчаных, заглинизированных и карбонатсодержащих кернов) и лучшими фильтрационными характеристиками в пористых средах;
- обладает более высокими селективными свойствами в обводненных интервалах пласта;
- имеет более высокие прочностные характеристики и обладает повышенной гидролитической стойкостью.
Материалы группы АКОР БН - это жидкости с температурой замерзания ниже -50 °С, которые можно использовать в товарной форме или готовить на их основе водонаполненные составы с различной степенью разбавления водой. Из 1 м3 материала АКОР БН можно приготовить до 15 м3 водонаполненного тампонажного состава. Расход материала АКОР БН на одну скважино-операцию зависит от вида проводимых работ, объекта воздействия, выбранной технологической схемы ведения работ [6, 7].
С 2000 г. материалы группы АКОР БН102 успешно применяются на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», НК «ЛУКОЙЛ» (ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», «Коминефть»), НК "Славнефть-Мегионнефтегаз", ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», 000 СП «Ваньеганнефть», НК «Черногорнефтеотдача» и др. Разработаны новые технологические схемы выполнения ремонтно-изоляционных работ с использованием данного материала.
Список литературы:
1. Диагностика и ограничение водопритоков. ШЛЮМБЕРЖЕ /Нефтегазовое обозрение. II - 2001.- С. 44-70.
2. Артемьев В.Н. Новые технологии и тех нические средства в АО «Юганскнефте газа/Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. - С. 8-11.
3. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторожде ниях Западной Сибири/Ю.А.Вершинин, В.М.Возмитель, А.Т.Кошелев и др./Неф тепромысловое дело. - 1992. - Вып. 3. - С. 40-43.
4. Эффективность использования тампо нажных составов АКОР/К.Э.Колесников и др.//Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 4. - С. 44-45.
5. Скородиевская Л.А., Строганов А.М., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использо вания материала АКОР-Б 100 Нефтяное хозяйство. -1999. - № 2. - С. 16-19.
6. АКОР-БН - кремнийорганические тампонажные материалы /Нефтяное хозяйст во. - 2000. - № 5. - 49 с.
7. Научно-производственная фирма «НИТП0»//Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 6. - С. 4.
Статья опубликована в : "Нефтяное хозяйство" №12, 2002 г.
© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.
Кремнийорганические материалы АКОР-Б одноупаковочные, их можно использовать в товарном виде и готовить на их основе водонаполненные составы, разбавляя водой в 3-8 раз и более. Составы коррозионнонеактивные, не требуют предварительной обработки пласта и используются с применением стандартного оборудования. Составы АКОР-Б предназначены для ограничения водопритоков в скважинах с пластовыми температурами до 300 °С.
Технология с использованием составов АКОР-Б применима при всех видах обводнения: по прослоям, подошвенном, для ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и паронагнетательных скважинах. Работы проводятся с подъемом и без подъема внутрискважинного оборудования в скважинах с любым способом эксплуатации. Материал АКОР-Б используется уже много лет, накоплена достаточная информация о результатах его применения [2-5].
На Песчаноозерском месторождении в 1999 - 2002 гг. составами АКОР-Б выполнено пять скважино-операций. Четыре скважины обрабатывались с целью ликвидации притоков пластовой воды при обводненности продукции от 10 до 98 %, одна скважина обрабатывалась с целью ликвидации притока газа из верхнего пласта при эксплуатации многопластовой залежи. В результате обработки водоприток в двух скважинах был ликвидирован полностью, в двух снизился соответственно с 50 до 3 % и с 98 до 35 % (см. таблицу).
Технологические схемы выполнения РИР рассмотрены на примере скв. 12 и 541.
Скв. 12 была введена в эксплуатацию в июле 1994 г. с начальным дебитом 21,8 м3/сут в интервале 1499-1510 м. На дату проведения работ скважина не фонтанировала из-за резкого падения пластового давления в данном продуктивном интервале. Целью проводимых работ был переход на продуктивный нижележащий горизонт. При этом предусматривалась изоляция заколонных перетоков из нижележащих водоносных пластов при отсутствии сцепления цементного камня с колонной (по результатам АКЦ). Эксплуатационная колонна была перфорирована в интервале 1543-1549,7 м. По данным ГИС, коллекторы насыщены водой и нефтью. В интервал перфорации закачано 11 м3 водонапол-ненного состава АКОР-Б100, установлен цементный мост в интервале 1539-1552 м. После перфорации продуктивных интервалов 1528,0-1530,2 и 1531,6-1537,6 м получен приток безводной нефти дебитом 10 т/сут. В настоящее время скважина фонтанирует безводной нефтью. Схема проведения водоизоляцион-ных работ представлена на рис.1.
Рис.1 - Схема проведения водоизоляционных работ на скважине 12 Песчаноозерского месторождения
Скв. 541 введена в эксплуатацию а - в процессе обработки водным раствором состава АКОР-в сентябре 1995 г. в фонтанном ре- Б100; б -после обработки жиме с дебитом 30 м3/сут. Интервал эксплуатации 1776-1784 м. В процессе эксплуатации в продукции скважины отмечено появление пластовой воды. На период проведения изоляционных работ скважина эксплуатировалась в режиме периодического фонтанирования: накопление давления 28-30 ч, фонтанирование через 6-мм штуцер 2-3 ч, средний дебит нефти 3,0 т/сут. Содержание пластовой воды в продукции скважины 10-20 %. Предположительно пластовая вода поступала по Рис. 2. Схема изоляции заколонного перетока скв. 541 заколонному пространству из нижележащего водонасыщенного горизонта 1794-1802 м. Водоизоляционные работы проведены 20.01.99 г. Изолирующий состав закачивался непосредственно в зону перфорации в интервал 1776-1784 м. Было закачано две порции водного раствора АКОР-Б100 по 5,5 м3 с разделительной пачкой раствора хлористого кальция такого же объема без перепродав™ в пласт. Схематично процесс водоизоляции показан на рис.2.
Рис.2 - Схема проведения водоизоляционных работ на скважине 541 Песчаноозерского месторождения
Затем была проведена глинокислот-ная обработка пласта. После освоения и очистки скважина перешла на стабильное фонтанирование безводной нефтью с дебитом 6 т/сут.
В скв. 580, где был обработан вышележащий газонасыщенный интервал, приток газа был ликвидирован полностью. В настоящее время скважина находится в освоении. Практика применения тампонажного материала АКОР показала, что в каждом конкретном случае в зависимости от характера притока пластовой воды необходимо использовать различные варианты обработки, т.е. необходим дифференцированный подход к каждой скважине. В результате проведенных работ было получено около 238 тыс. долл. США дополнительной прибыли. Научно-производственная фирма «НИТПО» разработала новую группу кремнийорганических тампонажных материалов АКОР БН (АКОР БН 100, АКОР БН 101, АКОР БН 102, АКОР БН 103, АКОР БН 104 и АКОР БН 3ОО). В настоящее время наиболее широко применяется кремнийорганический тампонажный материал АКОР БН 102 (ТУ 2458-001-01172772-99), который выпускается вместо снятого с производства АКОР-Б 100.
Сравнительный анализ реагентов АКОР БН102 и АКОР-БЮО показал, что при сохранении всех положительных технологических показателей АКОР-БЮО (высокая водоизолирующая способность независимо от минерализации вод, простота реализации технологических процессов, возможность регулирования времени ге-леобразования в широких пределах путем добавления необходимого количества воды и других компонентов) состав АКОР БН102 имеет следующие преимущества:
- лучше совместим с водой, водными растворами солей и полимеров;
- практически не образует осадок при совмещении с водой;
- водные растворы (составы) обладают пониженной адсорбционной активностью к поверхности пор (песчаных, заглинизированных и карбонатсодержащих кернов) и лучшими фильтрационными характеристиками в пористых средах;
- обладает более высокими селективными свойствами в обводненных интервалах пласта;
- имеет более высокие прочностные характеристики и обладает повышенной гидролитической стойкостью.
Материалы группы АКОР БН - это жидкости с температурой замерзания ниже -50 °С, которые можно использовать в товарной форме или готовить на их основе водонаполненные составы с различной степенью разбавления водой. Из 1 м3 материала АКОР БН можно приготовить до 15 м3 водонаполненного тампонажного состава. Расход материала АКОР БН на одну скважино-операцию зависит от вида проводимых работ, объекта воздействия, выбранной технологической схемы ведения работ [6, 7].
С 2000 г. материалы группы АКОР БН102 успешно применяются на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», НК «ЛУКОЙЛ» (ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», «Коминефть»), НК "Славнефть-Мегионнефтегаз", ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», 000 СП «Ваньеганнефть», НК «Черногорнефтеотдача» и др. Разработаны новые технологические схемы выполнения ремонтно-изоляционных работ с использованием данного материала.
Список литературы:
1. Диагностика и ограничение водопритоков. ШЛЮМБЕРЖЕ /Нефтегазовое обозрение. II - 2001.- С. 44-70.
2. Артемьев В.Н. Новые технологии и тех нические средства в АО «Юганскнефте газа/Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. - С. 8-11.
3. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторожде ниях Западной Сибири/Ю.А.Вершинин, В.М.Возмитель, А.Т.Кошелев и др./Неф тепромысловое дело. - 1992. - Вып. 3. - С. 40-43.
4. Эффективность использования тампо нажных составов АКОР/К.Э.Колесников и др.//Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 4. - С. 44-45.
5. Скородиевская Л.А., Строганов А.М., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использо вания материала АКОР-Б 100 Нефтяное хозяйство. -1999. - № 2. - С. 16-19.
6. АКОР-БН - кремнийорганические тампонажные материалы /Нефтяное хозяйст во. - 2000. - № 5. - 49 с.
7. Научно-производственная фирма «НИТП0»//Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 6. - С. 4.
Статья опубликована в : "Нефтяное хозяйство" №12, 2002 г.
© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим