Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Особенности технологии крепления эксплуатационных колонн на многопластовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Диссертация: Особенности технологии крепления эксплуатационных колонн на многопластовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Для рентабельной добычи нефти на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) необходимо использование вторичных методов воздействия на продуктивные пласты, результативность которых в значительной степени зависит от технического состояния скважин. Но только на Усинском месторождении при действующем фонде скважин 679 было выявлено 105 негерметичных эксплуатационных… Читать ещё >

Содержание

  • ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, ПРИНЯТЫЕ В ДИССЕРТАЦИИ
  • 1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ. ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ
    • 1. 1. Постановка проблемы
    • 1. 2. Горно-геологические условия и технология крепления скважин на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
      • 1. 2. 1. Горно-геологические условия
      • 1. 2. 2. Конструкция скважин
      • 1. 2. 3. Осложнения при креплении эксплуатационных колонн
      • 1. 2. 4. Технология крепления скважин
      • 1. 2. 5. Результаты цементирования эксплуатационных колонн
    • 1. 3. Техническое состояние крепи эксплуатационных колонн действующего фонда скважин
    • 1. 4. Современные представления о путях повышения качества крепи скважин
      • 1. 4. 1. Причины проявления пластовых флюидов при креплении скважин
      • 1. 4. 2. Влияние пластовых флюидов на крепь скважины
      • 1. 4. 3. Гидродинамические аспекты доставки тампонажных материалов в кольцевое пространство при цементировании обсадных колонн
      • 1. 4. 4. Состояние тампонажного раствора во время ОЗЦ
      • 1. 4. 5. Усадка и адгезия тампонажного раствора и камня
      • 1. 4. 6. Воздействие физических полей на физико-механические свойства цементных растворов
    • 1. 5. Цель и задачи исследования
  • 2. ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЙ
    • 2. 1. Рабочая гипотеза
    • 2. 2. Выбор объектов исследования
    • 2. 3. Методика анализа промысловых данных
    • 2. 4. Методика экспериментальных исследований
      • 2. 4. 1. Тампонажные растворы
      • 2. 4. 2. Испытание цементного камня в пластовых условиях
      • 2. 4. 3. Краткая характеристика опытной скважины
      • 2. 4. 4. Оценка степени коррозионного разрушения тампонажных материалов
      • 2. 4. 5. Исследование щелочности образцов тампонажных материалов и пластовых флюидов
      • 2. 4. 6. Исследования продуктов коррозии тампонажных материалов, нефти, пластовой жидкости из скважины на фотомикроскопе
      • 2. 4. 7. Исследование химического состава продуктов коррозии тампонажных материалов
      • 2. 4. 8. Изучение микроструктуры порового пространства образцов тампонажных материалов
      • 2. 4. 9. Определение содержания углерода, водорода, азота и серы в образцах тампонажных материалов, извлеченных из скважины
      • 2. 4. 10. Рентгенофазовый и дифференциально-термический анализ тампонажных материалов, извлеченных из скважины
      • 2. 4. 11. Изучение корродированных тампонажных материалов, извлеченных из скважины, и нефтесодержащей породы на микроанализаторе и электронном микроскопе
      • 2. 4. 12. Изучение коррозии металла, извлеченного из скважин и находившегося в лабораторных условиях
    • 2. 5. Микробиологические исследования
      • 2. 5. 1. Лабораторные исследования биокоррозионной и химической стойкости цементного камня
      • 2. 5. 2. Биотестирование разрабатываемой тампонажной композиции
      • 2. 5. 3. Определение скорости пропитки цементного камня радиометрическим методом
    • 2. 6. Изучение технологических свойств тампонажных растворов и цементного камня
      • 2. 6. 1. Оценка объемных изменений цементных растворов и камня
      • 2. 6. 2. Оценка толщины пристенного слоя тампонажного раствора и адгезии к металлу
      • 2. 6. 3. Оценка седиментационной устойчивости тампонажных растворов
      • 2. 6. 4. Определение тампонирующей способности цементных растворов
      • 2. 6. 5. Определение градиента гидропрорыва исследуемых тампонажных растворов и цементного камня
      • 2. 6. 6. Определение сил сцепления цементного камня с металлом
      • 2. 6. 7. Определение реологических характеристик тампонажных растворов
      • 2. 6. 8. Оценка влияния постоянного магнитного поля на физико-механические свойства тампонажного раствора и цементного камня
  • 3. ИЗУЧЕНИЕ МЕХАНИЗМА КОРРОЗИИ ЭЛЕМЕНТОВ КРЕПИ СКВАЖИН
    • 3. 1. Коррозионная активность пластовых флюидов
      • 3. 1. 1. Нефть
      • 3. 1. 2. Пластовая и закачиваемая воды
    • 3. 2. Изучение коррозионной стойкости цементного камня и металла обсадных труб в пластовых условиях
      • 3. 2. 1. Цементный камень
      • 3. 2. 2. Металл насосно-компрессорных и обсадных труб
    • 3. 3. Изучение причин и факторов, влияющих на коррозию элементов крепи скважин
      • 3. 3. 1. Исследование водной вытяжки из тампонажного камня
      • 3. 3. 2. Исследование нефти и продуктов коррозии тампонажного камня на фотомикроскопе
      • 3. 3. 3. Исследование химического состава цементного камня
      • 3. 3. 4. Исследование переходной зоны
      • 3. 3. 5. Дифференциально-термический и рентгенофазовый анализ тампонажных материалов, извлеченных из скважины
      • 3. 3. 6. Локальный микроанализ цементного камня и нефтесодержащей породы
      • 3. 3. 7. Изучение микроструктуры порового пространства образцов тампонажных материалов
    • 3. 4. Микробиологические исследования пластовых флюидов, цементного камня, бурового раствора, нефти
      • 3. 4. 1. Результаты исследований в Институте микробиологии АН Беларуси
      • 3. 4. 2. Исследования на кафедре микробиологии и генетики Кубанского государственного университета
      • 3. 4. 3. Исследования в НПО «Союзнефтепромхим»
      • 3. 4. 4. Исследования в лаборатории микробиологии Института химической физики РАН
      • 3. 4. 5. Механизм биохимической коррозии тампонажных материалов
      • 3. 4. 6. Выбор добавок к тампонажным материалам, повышающих их микробиологическую стойкость
  • 4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СОЗДАНИЯ НАДЕЖНОЙ КРЕПИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ БИОГЕОЦЕНОЗА ТИМАНО-ПЕЧОР СКОЙ ПРОВИНЦИИ
    • 4. 1. Разработка биостойких антикоррозионных рецептур тампонажных материалов
      • 4. 1. 1. Обоснование и выбор направления решения поставленной задачи
      • 4. 1. 2. Лабораторные исследования химической и биокоррозионной стойкости тампонажного камня
      • 4. 1. 3. Изучение капиллярной пропитки цементного камня радиометрическим методом
    • 4. 2. Изучение технологических свойств тампонажных материалов с повышенной стойкостью к микробиологической коррозии
      • 4. 2. 1. Оценка объемных изменений цементных растворов и камня
      • 4. 2. 2. Оценка толщины пристенного слоя тампонажного раствора и его адгезии к металлу
      • 4. 2. 3. Оценка седиментационной устойчивости тампонажных растворов
      • 4. 2. 4. Определение тампонирующей способности цементных растворов
      • 4. 2. 5. Определение гидропрорыва исследуемых тампонажных растворов
      • 4. 2. 6. Определение силы сцепления цементного камня с металлом
      • 4. 2. 7. Определение реологических характеристик тампонажных растворов
    • 4. 3. Биотестирование разработанной тампонажной композиции
      • 4. 3. 1. Биотестирование в лабораторных условиях
      • 4. 3. 2. Испытания тампонажных материалов в пластовых условиях
    • 4. 4. Использование постоянного магнитного поля при цементировании
      • 4. 4. 1. Влияние постоянного магнитного поля на физико-механические свойства тампонажных растворов
      • 4. 4. 2. Разработка технологии цементирования с использованием магнитных полей
    • 4. 5. Разработка дополнительных элементов компоновки эксплуатационной колонны
      • 4. 5. 1. Изучение коррозии металла обсадных труб в лабораторных условиях
      • 4. 5. 2. Оценка биостойкости металла обсадных труб
      • 4. 5. 3. Изучение контактных поверхностей металла обсадной трубы с цементным камнем (с протекторами и без)
      • 4. 5. 4. Обоснование увеличения толщины стенки обсадной трубы в зоне перфорации
    • 4. 6. Оценка надежности крепления скважин
  • 5. ПРОВЕРКА И ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ МЕРОПРИЯТИЙ, ПОВЫШАЮЩИХ НАДЕЖНОСТЬ РАБОТЫ КРЕПИ СКВАЖИН
    • 5. 1. Проведение предварительных промысловых испытаний
    • 5. 2. Проведение промысловых испытаний разработанной технологии крепления эксплуатационных колонн в продуктивных отложениях
    • 5. 3. Проведение промысловых испытаний технологии воздействия магнитным полем на тампонажные растворы при креплении эксплуатационных колонн в продуктивных отложениях
    • 5. 4. Выводы

Особенности технологии крепления эксплуатационных колонн на многопластовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Для рентабельной добычи нефти на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) необходимо использование вторичных методов воздействия на продуктивные пласты, результативность которых в значительной степени зависит от технического состояния скважин. Но только на Усинском месторождении при действующем фонде скважин 679 было выявлено 105 негерметичных эксплуатационных и нагнетательных скважин с заколонными перетоками.

Места нарушений связаны, как правило, с плохим качеством сцепления «трубацементный камень — порода». Неудовлетворительное состояние крепи приводит к обводнению добывающих и непроизводительной работе нагнетательных скважин, увеличению интенсивности техногенного воздействия на окружающую среду.

Нарушение герметичности зацементированного кольцевого пространства в интервале продуктивных отложений как в результате некачественного первичного цементирования (неполное заполнение кольцевого пространства цементным раствором, отсутствие плотного контакта с породой и колонной и т. д.), так и в результате физико-химического воздействия на уже сформировавшийся цементный камень (разрыв цементного кольца при перфорации, гидродинамических воздействиях, коррозии и т. д.), приводит к преждевременному прорыву подошвенных вод, газоводонефтеперетокам, образованию грифонов, загрязнению горизонтов пресной воды. Экологическое состояние нефтедобывающего региона может стать в этом случае просто катастрофическим, а затраты на ликвидацию последствий — сопоставимыми с первичными затратами на ввод месторождения в эксплуатацию.

Использование существующих, тех или иных, технологических приемов при первичном креплении обсадных колонн не всегда эффективно, так как решается при этом, как правило, только узкий круг научно-технологических проблем: сцепления цементного камня с колонной, центрирования эксплуатационной колонны, реологических свойств тампонажного раствора, химической коррозии тампонажного камня и т. д. При этом надежность крепи скважины как основного элемента сложного горнотехнологического сооружения остается невысокой.

Технология крепления скважин, разработанная на начальном этапе разбуривания месторождения, должна совершенствоваться по мере уточнения условий работы их крепи на основе анализа статистической промысловой и исследовательской информации по действующему фонду скважин.

Исходя из этого, были сформулированы цель и основные задачи исследований.

Цель работы: разработка технологии крепления эксплуатационных колонн на многопластовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на основе изучения факторов, определяющих надежность крепи скважин.

Основные задачи работы:

1. Идентифицировать и изучить факторы, определяющие надежность крепи скважин.

2. Исследовать тампонажные материалы и элементы крепи скважин.

3. Разработать технологию цементирования обсадных колонн (тампонажные смеси и растворы, процесс цементирования).

4. Совершенствовать оснастку эксплуатационных обсадных колонн в интервале продуктивных пластов.

5. Разработать нормативную документацию, провести промысловые испытания новых решений и оценить их технологическую эффективность.

Исследования в диссертационной работе в целях решения поставленной задачи позволили достигнуть следующих научных результатов:

1. Идентифицированы и экспериментально изучены основные факторы, влияющие на качество крепи скважин в условиях ТПНГП. Среди причин разрушения материалов крепи скважин выявлен биокоррозионный фактор.

2. Установлено, что в условиях ТПНГП крепь скважин подвергается одновременно воздействию различных видов микроорганизмов (бактерий, грибков), образующих пластовые микробные сообщества.

3. Экспериментально установлено, что биохимическая коррозия металла и цементного камня имеет техногенное происхождение. Источниками поступления микроорганизмов являются буровые технологические жидкости и нагнетаемая в пласты вода. Впервые показаны основные стадии развития биохимической коррозии в там-понажном камне, работающем в интервале продуктивных отложений.

4. Предложено производить выбор компонентов тампонажных материалов с учетом их биостойкости, безопасности и технологичности в промысловых условиях, влияния на усадку, седиментацию, величину пристенного слоя, тампонирующую способность, динамическое напряжение сдвига, консистенцию, пористость и проницаемость цементного камня, адгезию к металлу. Показано, что этим требованиям удовлетворяют полифункциональные добавки ТСК н УТСК, содержащие сажу, титановый компонент, мелкодисперсный мел и сернокислый алюминий.

5. Предложена новая методика оценки биохимической стойкости обсадных труб, заключающаяся в измерении сил адгезии микроорганизмов к металлу труб, и их защиты с использованием в составе технологической оснастки необходимых элементов — протекторных биметаллических колец.

6. Теоретически и экспериментально показано, что эффективность первичного цементирования скважин повышается на 30−50% за счет применения комплексной технологии крепления: полифункциональных добавок ТСК, УТСК и биметаллических колец в интервале продуктивных отложений.

7. Исследован механизм магнитной активации цементного раствора, ее положительное влияние на свойства раствора — камня, создано на уровне изобретений специальное устройство (патент РФ № 2 098 604) и на его основе — технология магнитной обработки при цементировании (патент № 2 117 750).

Все указанные выше положения выносятся автором на защиту.

По результатам исследований разработана нормативно-техническая документация, проведены промысловые испытания нововведений и оценена их технологическая эффективность.

Под руководством автора и при непосредственном его участии выполнены и переданы в производственные организации отчеты о НИР:

Разработка регламента по креплению скважин на Усинском и Возейском месторождениях. — Ухта, ПечорНИПИнефть. 1988. — 58 с.

Разработка технологических регламентов на крепление скважин для районов с многолетнемерзлыми породами. Раздел «Определение сил сцепления «труба-цементный камень». — Ухта, ПечорНИПИнефть, 1988.

Авторский надзор за строительством скважин с разработкой регламентов крепления на Харьягинском месторождении. — Ухта, ПечорНИПИнефть, 1989. — 147 с.

Разработка дополнительных элементов технологии крепления эксплуатационных колонн, повышающих надежность работы крепи скважин (на Харьягинском месторождении). — Ухта, ПечорНИПИнефть. 1993. 132 с.

Испытание коррозионной стойкости образцов цементного камня в пластовых условиях ОАО «Татнефть». — Москва, ВНИИнефть, 1999. — 30 с.

Разработка и внедренне методов повышения надежности крепи скважин на Та-линском месторождении. — Москва, ВНИИнефть, 2001. — 54 с.

Комплексная технология крепления внедрена в полном объеме на 10 скважинах и частично на 12 скважинах с положительным результатом. Проверка надежности крепи скважин, находящихся в эксплуатации в течение 8−10 лет, проведенная в январе 2000 г. комиссиями Усинского управления геофизических работ и ОАО НК «Коми ТЭК», отказов не выявила.

По материалам исследований опубликовано 15 научных работ (13 работ и 3 авторских свидетельства).

Основные положения диссертации используются автором при чтении лекций слушателям Учебно-исследовательского центра по проблемам повышения квалификации РГУ нефти и газа им И. М. Губкина и при экспертизе проектных документов в Научном центре экспертиз ОАО «ВНИИнефть» .

Автор считает своим долгом выразить искреннюю благодарность за научное руководство к.т.н. доценту В. И. Балабе, за помощь в процессе подготовки работы профессору B.C. Бакшутову, профессору Е. Г. Леонову, профессору В. И. Крылову, доценту И. А. Ведищеву, за участие в проведении исследований и промысловом внедрении м.н.с. Т. А. Куприяновой, инженеру Т. А. Соловьевой.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ.

1. Установлен факт участия пластовой микрофлоры в коррозионном разрушении тампонажного портландцемента в условиях действующих скважин ТПНГП.

2. Предложено выбирать технологические свойства и компонентный состав тампонажного раствора — камня с учетом его биохимической стойкости и технологичности при цементировании и надежности крепи скважин.

3. Разработана комплексная технологическая добавка УТСК к тампонажным материалам, позволяющая устранить осложнения в процессе цементирования, улучшить физические свойства цементного раствора — камня в кольцевом пространстве, предотвратить выщелачивание компонентов цементного камня и развитие микроорганизмов в поровом пространстве.

4. Разработана компоновка эксплуатационной колонны для условий многопластовых месторождений, снижающая вероятность прихватов при спуске, предотвращающая развитие продольных трещин при перфорации, значительно снижающая коррозию металла труб.

5. Разработана технология магнитной обработки цементного раствора при креплении эксплуатационных колонн (патенты РФ № 2 098 604 и № 2 117 750).

6. Комплексная технология крепления эксплуатационных колонн позволяет существенно (до 70−100% интервалов с «жестким» сцеплением) повысить качество первичного цементирования. Надежность разработанной технологии крепления эксплуатационных колонн доказана длительными (более 9 лет) промысловыми наблюдениями за работой скважин.

7. Комплексная технология может быть использована на многопластовых месторождениях страны, эксплуатация которых осложнена микробиологической жизнедеятельностью.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Авторский надзор за строительством скважин с разработкой регламентов крепления на Харьягинском месторождении: Отчет о НИР (заключительный) / ПечорНИПИ-нефть- Руководитель Василенко И. Р. Ухта, 1989. — 146 с.
  2. Авторский надзор за строительством скважин: Отчет о НИР / ПечорНИПИнефть. Руководитель И. Р. Василенко. Ухта., 1990. — 270 с.
  3. А.Н. Межпластовые перетоки при разработке газовых месторождений. -М.: Недра, 1966. 203 с.
  4. А.Н. Приближенная оценка величины межпластовых перетоков газа в процессе разработки Шебелинского месторождения // Нефтяная и газовая пром-сть. -1961.-№ 4.-С. 42−44.
  5. С.Н., Иванов Ф. М., Модри С. Долговечность железобетона в агрессивных средах. М.: Стройиздат, 1990. — 217 с.
  6. Алиев Назим Мохсин оглы, Смородин А. Е. Современное состояние проблемы предотвращения бактериальной коррозии в нефтяной промышленности: Обзорн. инф. ВНИИОЭНГа, сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды. 1986. -Вып.7(59). — С. 1−53.
  7. О.К., Калинин А.Г., Данюшевский B.C. и др. А.с. № 1 657 614, Е21 В 33/138. Устройство для определения тампонирующей способности цеменгаых растворов. -1991.
  8. Е.И., Козлова И. А., Рожанская A.M. Микробиологическая коррозия строительных сталей и бетонов. Биоповреждения в строительстве / Под ред. д. т. н. Иванова Ф. М. М.: Стройиздат, 1989. — С. 209−221.
  9. Е.И., Билай В. И., Коваль Э. Э., Козлова И. А. Микробная коррозия и ее возбудители. Киев.: Наукова думка, 1980. — 378 с.
  10. Е.И., Козлова И. А. Литотрофные бактерии и микробиологическая коррозия. Киев: Наукова думка, 1977. — 164 с.
  11. A.A. Повышение качества крепления скважин путем разработки и внедрения добавок понизителей контракции тампонажного раствора и камня : Авто-реф. дис.. канд. техн. наук. — Грозный, 1987. — 26 с.
  12. Арт Бонетг, Демос Пафитис. Миграция газа взгляд вглубь проблемы // Нефтегазовое обозрение. — 1998. — С. 18−19.
  13. Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампонажных жидкостей. М.: Недра, 1981 — С. 57−93.
  14. Р.Г., И.В. Куваев. A.C. № 1 399 321 СССР, МКИ С 09 К 7/00. Способ определения реологических свойств буровых растворов.
  15. М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. — 228 с.
  16. И.П., Зенова Г. М. Биология почв. М.: 1983. — 460 с.
  17. Д. Поверхностные явления при адгезии и фрикционном взаимодействии. -М.: Машиностроение, 1986. 328 с.
  18. В.Д., Булатов А. И., Крылов В. И. Крепление и цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1983. — С. 167−168.
  19. С.С., Борзенков И. А., Ибатулин Р. Р. и др. Разработка микробиологических методов увеличения нефтеотдачи на Ромашкинском месторождении // Нефтяное хоз-во. 1993. — № 12. — С. 15−17.
  20. А.И. и др. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин. М.: Недра, 1976. — 183 с.
  21. Э. Нефтяная микробиология. Л.: Госгоптехиздат, 1957. — С. 217−223.
  22. Р., Занова В. Микробиологическая коррозия. М.: Химия, 1965. — 325 с.
  23. Ф.П., Колесников А. Е. Новый метод определения прочности угля на разрыв // Технология и экономика угледобычи / ЦНИИТЭИ. 1963. — № 4. — С. 75−76.
  24. А.И. Основные направления и задачи повышения качества строительства скважин // Нефтяное хоз-во. 1990. — № 6. — С. 21 — 26.
  25. А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1977.
  26. А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Не* дра, 1973. — 296 с.
  27. А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра, 1990. — 409 с.
  28. А.И., Мариампольский H.A., Пеньков А. И. Материалы и химические реагенты для буровых и тампонажных растворов. Обзорн. инф. ВНИИОЭНГа, сер. Бурение. — 1986. — Вып. 17.-54 с.
  29. А.И., Обозин О. Н., Куксов А. К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования // Газовая пром-сть. 1970. — № 2. — С. 3−6.
  30. А.И., Пеньков А. И. и др. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984.-340 с.
  31. А.И., Рябченко В. И., Сибирко И. А., Сидоров H.A. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. М.: Недра, 1969. — 280 с.
  32. А.И., Сидоров H.A. Осложнения при креплении глубоких скважин. М.: Недра, 1966. — 204 с.
  33. И.Р., Бакпгутов B.C., Куприянова Т. А. и др. Разработка технологий борьбы с биокоррозионным фактором нарушения герметичности элементов крепи скважины // Нефтепромысловое дело. 1994. — № 7−8. — С. 24 -27.
  34. И.Р., Куприянова Т. А. Испытания образцов тампонажного камня в условиях скважины // Тез. докл. 3-й всесоюзной конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». Краснодар: ВНИКРнефть, 1991. — С. 87−88.
  35. И.Р., Лесин В. И. и др. Совершенствование методов обработки цементных растворов магнитным полем // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. — № 3. — С. 42−43.
  36. А.Л., Булатов А. И., Шишов В. А. Определение изменения давления цементного раствора в зоне цементирования скважин // Промывка и цементирование скважин. М.: Недра, 1973.- С. 134−138.
  37. Временная инструкция по изготовлению антикоррозионной добавки к тампонажно-му цементу и ее перемешиванию для эксплуатационных колонн Харьягинского и Западно-Возейского месторождений. Усинск, 1991. — 8 с.
  38. А.З., Шестернина Н. В. Перспективы применения микробиологической очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтяное хоз-во. -1998. -№ 2. -С. 19−20.
  39. М.П., Соловьев Е. М. Об одном проявлении седиментации в цементном растворе: Э.И. ВНИИЭгазпрома, сер. Разработка и эксплуатация газовых и газокон-денсатных месторождений. 1970. — № 4. — С. 31—40.
  40. М.П., Соловьев Е. М. Оценка тампонирующей способности цементных растворов // Газовая пром-сть. 1972. — № 2. — С. 4 — 7.
  41. A.A. Защита машин от биоповреждений. М.: Машиноведение, 1984. -113 с.
  42. Г. Н., Куртов В. Д. Опыт цементирования эксплуатационных колонн в скважинах Леляковской площади // Бурение. 1979. — № 1. -С. 30−33.
  43. A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1976. — 192 с.
  44. В.Д. Изменение объема набухших бентонитов под воздействием минерализованных сред // Нефтяное хоз-во. 1966. — № 8. — С. 15 — 17.
  45. В.В., Леонов Е. Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания // Бурение. 1969. — № 3. — С. 17 — 21.
  46. В.В., Малеванский В. Д. Повышение суффозионной устойчивости цементных растворов : Э.И. ВНИИЭгазпрома, сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин.-1980. № 2. — С. 11 — 16.
  47. Э.Н. Особенности процессов коррозии и повышения стойкости бетона подземных сооружений в сероводородных минерализованных водах: Дис.. канд. техн. наук. Тбилиси, 1980. — С. 114 — 118.
  48. Е.С., Рухадзе Е. Г. и др. Защита от обрастания. М.: Наука, 1989. -С. 197−200.
  49. И.М., Личевский H.A. К вопросу о влиянии качества цемента на успешность разобщения пластов // Вопросы геологии и бурения нефтяных и газовых скважин. Элиста, 1970. — Вып. 1.- С. 232 — 239.
  50. B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. -М.: Недра, 1973. -412 с.
  51. B.C., Алиев P.M., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампо-нажным материалам. М.: Недра, 1987. — С. 373.
  52. И.В. Анализ причин затрубных проявлений и межпластовых перетоков // Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Львов, 1969. — Вып. 5. -С. 34−38.
  53. Г. В., Никитин Е. Д. Экологические функции почвы : Учебн. пособие. М.: МГУ, 1986, — 13 с.
  54. Дон Н.С., Титков Н. И., Гайворонский А. А. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1973. — 271с.
  55. Г. Я. Жизнедеятельность микроорганизмов в порах бетона // Приклад, биох. микроб. 1986. — Т. 22. — Вып. 6. — С. 844−849.
  56. Л.М., Ханмурзин И. И. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1979. — 296 с.
  57. М.М. Повышение эксплуатационной надежности скважин. Обзорн. инф. ВНИИОЭНГа, сер. Коррозия и защита в нефтегазовой пром-сти. 1983. -Вып. 2(26). -С. 3−24.
  58. Р.П. Адгезионные свойства глинистых пород и снижения трения и прилипания при их разработке: Дис. докт. техн. наук. Волгоград, 1984. — С. 77−113.
  59. Д.Г. Взаимодействие микроорганизмов с твердыми поверхностями. М., 1973.-356 с.
  60. Инструкция на изготовление и сборку центровочных колец для обсадных эксплуатационных колонн диаметром 146 и 168 мм с резиновыми элементами (для опытной партии). Усинск, 1991.
  61. Инструкция по применению ингибитора коррозии ГРМ для защиты скважинного оборудования от углекислотной коррозии. Киев: УкргипроНИИнефть, 1975. — 35 с.
  62. Исследование и разработка мероприятий по защите от коррозии коммуникаций и оборудования нефтепромысловых систем на Харьягинском месторождении :-Отчет о НИР / ПечорНИПИнефть (закл. 47/68). Ухта., 1990. — 85 с.
  63. Исследование характера коррозионного разрушения резервуаров очистных сооружений с выдачей рекомендаций по способу защиты: Отчет о НИР / ПечорНИПИ-нефть (Арх. номер 537). Ухта, 1990. — 25 с.
  64. И.Г. Биологические повреждения промышленных материалов. JL: Наука, 1984. — 231 с.
  65. .В., Воробьев В. П., Василенко И. Р. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. 1996. — № 12. — С. 17−18.
  66. .В., Воробьев В. П., Персиянцев М. Н., Василенко И. Р. Использование физических полей для предупреждения отложений парафина при добыче нефти // Нефтяное хоз-во- 1997. № 7. — С. 46−47.
  67. В.Д. О механизме возникновения каналов в затрубном пространстве скважин // Труды Гипротюменьнефтегаз. 1971. — Вып. 30. — С.9−31.
  68. H.A., Жданова Н. В. и др. Способ восстановления плодородия загрязненных нефтью почв // Нефтяное хоз-во. 1997. — № 4. — С. 51−52.
  69. В.И. Омагничивание водных систем. М.: Химия, 1978. — 378 с.
  70. A.A., Гноевых А. Н., Кривобородов Ю. Р. и др. Гидродинамическая активация тампонажных растворов // Газовая пром-сть. 1997. — № 1. — С. 36−37.
  71. A.A., Кривобородов Ю. Р., Гноевых А. Н. и др. Тампонажные материалы для арктических условий : Обзорн. информ, сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1996. — С. 54.
  72. A.A., Мнакацанов A.B., Рябоконь A.A. и др. Пластификаторы цемента : Обзорн. информ., сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИГаз-пром, 1990. — С. 26.
  73. В.К. Опыт измерения гидростатического давления на забое скважины после окончания цементирования // Бурение. 1970. — № 4. — С. 29−32.
  74. Р., Уэкда М. Кинетика и механизм гидратации цемента // Пятый международный конгресс по химии цемента. М.: Стройиздат, 1973. — С. 185−206.
  75. Ю.М., Леденев A.B. и др. Коррозионная стойкость и микрообрастание металлов в Центральной Атлантике //Защита металлов. 1991. — Т. 27. — № 1. — С. 92−101.
  76. В.М., Кузнецов Ю. С., Мавлютов М. Р. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. М.: Недра, 1987. — С. 44−70.
  77. А .Я., Вассерман Б. Я. Геологические предпосылки развития крупного центра нефтедобывающей промышленности на территории Тимано-Печорской провинции // Тематические научно-технические обзоры. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. — С. 3−21.
  78. В.И., Овечкин А. И. Разобщение пластов в сложных гидрогеологических условиях. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. — 64 с.
  79. С.Т., Воронин И. Н. Испытание горных пород на разрыв методом раскалывания // Технология и экономика угледобычи / ЦНИИТЭИ. 1964. — № 92. — С. 104 -106.
  80. А. К. Установление и исследование некоторых факторов, предотвращающих заколонные проявления в начальный период ОЗЦ : Дис.. канд. техн. наук. Грозный, 1972. — 175 с.
  81. А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин : 06-зорн. инф. ВНИИОЭНГа, сер. Техника и технология бурения скважин, 1988. С. 15−53.
  82. Я.М., Хахаев Б. Н., Алиев P.M., Данюшевский B.C. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин. М.: Недра, 1996. — 66 с.
  83. Е.Г., Исаев В. И. Гидроаэромеханика в бурении. М.: Недра, 1987. — 304 с.
  84. В.И., Дюнин А. Г., Хавкин А. Я. Изменение физико-химических свойств водных растворов под воздействием электромагнитного поля // Журнал физической химии. 1993. — Т. 67. — № 7. — С. 1561−1562.
  85. Р.Н. и др. Микробиологическая коррозия и методы ее предотвращения. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977.
  86. С.Н. Защита нефтепродуктов от воздействия микроорганизмов. М.: Химия, 1977. — 143 с.
  87. А.Ю., Микульскине А. И. Каталог микромицетов биодеструкторов полимерных материалов // Биологические повреждения. — М.: Наука, 1987. — С. 10−11.
  88. В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. М.: Гостоптехиз-дат, 1963.-211 с.
  89. A.B. Объемные изменения при твердении тампонажных материалов в гидротермальных условиях при повышенном давлении : Дис.. канд. техн. наук. -Краснодар, 1982.-С.50−125.
  90. У.Д. Динамическая характеристика промывочных растворов и осложнений в бурении. Л.: Недра, 1972. — 74 с.
  91. A.A. Предотвращение нарушений обсадных колонн. М.: Недра, 1990. -С. 63−104.
  92. H.A., Костырин В. И. Роль химреагентов в изменении физико-механических свойств цементного камня во времени : Э.И. ВНИИОЭНГа, сер. Бурение. Отечественный опыт. 1987. — Вып. 3. — С. 14−16.
  93. Мелик-Пашаев B.C. Геология, разведка и разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1979. 334 с.
  94. Методическое руководство по селективной закупорке микробной биомассой высокопроницаемых пропластков с целью увеличения охвата пласта заводнением: РД-39−147 276−204−85. Уфа.: БашНИПИнефть, 1986. — 45 с.
  95. В.И. Магнитная обработка водно-дисперсных систем. Киев: Техника, 1970. — 168 с.
  96. А.Х., Мищевич В. И., Титков Н. И. и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975. — 232 с.
  97. ЮО.Михайлов И. М., Яковлев Б. М. О происхождении залежей нефти и газа из биомассы 1990. — Вып. 3. — С. 1−6.
  98. B.C., Миненко В. И. Магнитная обработка дисперсных систем. Киев: Техника, 1969. — 210 с.
  99. Ю2.Морская коррозия / Под ред. Шумахера М. М.: Металлургия, 1983. — 512 с.
  100. ЮЗ.Москвин В. М., Иванов Ф. М., Алексеев С. М. и др. Коррозия бетона и железобетона, методы их защиты. М.: Стройиздат, 1980. — 536 с.
  101. Ю4.Муслимов Р. Х. Шавалиев A.M. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинско-го месторождения. Т. 2. — М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — С. 131−135.
  102. Набухание глины в магнитоактивированной воде / ВалееваН.А., Демчук A.A., Б. М. Лейберт, Мархасин И. Л. // Нефтяное хоз-во. 1984 — № 6. — С. 18−22.
  103. Юб.Нечаева Н. Б. Роль микроорганизмов в растворении цемента и бетона // Микробиология. 1938. — № 7. — Вып. 6. — С. 732−742.
  104. В.Н. Подземная гидродинамика и проблемы геофизики // Проблемы теории фильтрации и механика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Наука, 1987.-С. 170−178.
  105. Ю8.Новохатский Д. Ф., Меденцев В. М. Некоторые направления повышения качества цементирования скважин // Рассмотрение научно-технических проблем глубокого разведочного бурения: Материалы НТС РАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1997. — С. 20−28.
  106. Отчет о НИР по договору № 119/89. Авторский надзор за строительством скважин с разработкой регламентов крепления на Харьягинском месторождении / Рук. Василенко И. Р. Ухта: Фонды ПечорНИПИнефти, 1989. — С. 63−66.
  107. Отчет о НИР по договору № 173/92−93. Разработка дополнительных элементов технологии крепления эксплуатационных колонн, повышающих надежность работы крепи скважин (на Харьягинском месторождении) / Рук. Василенко И. Р. Ухта: Фонды ПечорНИПИнефти, 1993 .
  108. Отчет о НИР. Разработать технологические регламенты на крепления скважин для районов с многолетнемерзлыми породами, Ухта: Фонды ПечорНИПинефти, 1987. -№ Гос. регистрации 01.8.70 031 368. С. 73−78.
  109. Отчет о НИР. Разработка регламента по креплению скважин на Усинском и Возейском месторождениях по фаменской и среднедевонской залежам / Рук. Василенко И. Р. Ухта: Фонды ПечорНИПИнефть, 1988. — № Гос. регистрации 01.8.70 03/368. — С. 73−78.
  110. Н.Пантелеев A.C., Колбасов В. М. Цементы с минеральными добавками-микронаполнителями // Новое в химии и технологии цемента. М.: Госстройиздат, 1961. — С. 155−164.
  111. Патент РФ № 2 098 604 (RU 2 098 604 С1, 6 Е 21 В 37/00, С02 F1/48). Устройство для магнитной обработки жидких сред / Василенко И. Р., Лесин В.И.
  112. Патент РФ № 2 117 750 (RU 2 117 750 С1, 6 Е 21 В 33/14). Способ обработки цементного тампонажного раствора и устройство для его осуществления / Василенко И. Р., Лесин В. И. и др.
  113. Л.В., Ананьев В. П. Набухание и усадка глинистых грунтов : Учебн. пособие. Ростов-на-Дону.: Ростовского инж.-строит. ин-т, 1973. — 144 с.
  114. Ю.И., Перейма A.A., Дибров И. Д. и др. Методы исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях // Нефтяное хоз-во. 1984. — № 1. — С. 18−21.
  115. В.М., Ведищев И. А. Практикум по закачиванию скважин. М.: Недра. 1985. — 168 с.
  116. Портландцемент тампонажный без добавок: Документ о качестве // 5-я Международная выставка «Нефть и газ» / ОАО «Сухоложскцемент». 21 -24 июня 1999 г.
  117. B.C. Исследование и разработка техники и технологии цементирования обсадных колонн и рецептуры седиментационно-устойчивого тампонажного раствора для повышения качества крепления наклонных скважин : Дис.. канд. техн. наук. -Оха, 1979. -160 с.
  118. Ш. М. и др. О совершенствовании существующих и разработке новых методик испытаний тампонажного раствора и камня // Сб. науч. тр. / Среднеазиатский НИИ геолог, и мин. сырья. 1977. — № 29. — С. 68−75.
  119. Ш. М., Каримов Н. Х. Обоснование методик определения и нормирования некоторых свойств тампонажных раствора и камня И Нефтяное хоз-во. 1978. -№ 7.-С. 18−21.
  120. РД 39−147 009−708−87. Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве. Краснодар: ВНИКР-нефть, 1987.
  121. РД 39−147 035−213−86. Руководство по применению методов повышения эффективности технологических операций нефтедобычи на основе использования физических полей. М.: ВНИИнефть, 1986.
  122. РД 39−1-1112−84. Методика оценки надежности крепи скважин. М.: МНП, 1985.
  123. РД 39−3-519−81. Методика испытания ингибиторов коррозии в двухфазных серово-дородсодержащих средах. М.: МНП, 1981.
  124. РД 39−3-973−83. Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод и оценка защитного и бактерицидного действия реагентов
  125. А.М., Андреюк E.H. Микробиологические сообщества на железобетонных конструкциях // Микробиол. журнал. 1988. — Т.50, — № 4. — С. 30−34.
  126. A.M., Гончаров В. В., Теплицкая Т. В., Андреюк E.H. Инфицирование капиллярно-пористых материалов микроорганизмами // ДАН УССР, сер. Б. 1988. -№ 12. -С. 60−61.
  127. Е.П. Методы культивирования и идентификации анаэробных бактерий, восстанавливающих серу и ее окисленные соединения // Теоретические и методические основы изучения анаэробных микроорганизмов. Пущино- АН СССР, 1978. — С. 123−136
  128. Е.П., Кузнецов С. И. Микрофлора нефтяных месторождений. М.: Наука. 1974.- 188 с.
  129. Руководство по применению акустических и радиометрических методов контроля качества цементирования нефтяных и газовых скважин / ВНИИнефтепромгеофизи-ка. Уфа, 1978.
  130. И.А. Процессы на границе контакта неорганического вяжущего вещества с заполняющими материалами // Строительные материалы на основе вяжущих веществ. М.: Высшая школа, 1978. — С. 88−95.
  131. Л.И., Сурикова O.A. Влияние химреагентов на долговечность крепи скважин : Обзорн. инф. ВНИИОЭНГа, сер. Техника и технология бурения скважин. М., 1988.-47 с.
  132. С.А., Пеньков А. И. и др. Современное состояние технологии заканчива-ния газовых и нефтяных скважин // Совершенствование технологии заканчивания газовых и нефтяных скважин: Материалы НТС РАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1998.-С. 9−21.
  133. Л.С., Ефремов А. П. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии : Справочник. М.: Недра, 1985. — 7 с.
  134. Сеид-Рза М. К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях.-Баку: Азернефть, 1963. 338 с.
  135. НО.Словарь по геологии нефти и газа. JL: Недра, 1988. — С. 650,244.
  136. В.И., Селяев В. П. Химическое сопротивление композиционных строй" тельных материалов. М.: Стройиздат, 1987. — 55 с.
  137. Справочник по микробиологическим и вирусологическим методам исследований, Под ред. М. О. Биргера М.: Медицина, 1982. — С.5−64.
  138. Справочник по химии цемента / Под ред. Б. В. Волконского, Д. Г. Судакаса.- Л.: Стройиздат, 1980. 90 с.
  139. В.Ф., Горох Г. Г. и др. Рост и растворение анодного оксида алюминия в растворе щавелевой кислоты // Защита металлов. 1991. — Т.27. — № 1. — С. 125−126.
  140. В.Т. Повышение качества разобщения пластов на нефтяных месторождениях с подошвенной водой: Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 1961. — 35 с.
  141. Н.И., Дон Н.С., Неретина АЛ. Качественные изменения цементного камня при его формировании в нормальных условиях // Нефтяное хоз-во. -1964. № 7. — С. 30−32.
  142. Фам Ван Тхань. Исследование процессов каналообразования в тампонажном растворе с целью получения качества цементирования: Дис.. канд. техн. наук / МИНГ им. И. М. Губкина. М, 1987. — С. 58−129.
  143. P.A., Силищев H.H., Леонов В. В. и др. Влияние температурных условий продуктивного пласта на особенности формирования биоценоза нефтепромысловой микрофлоры // Нефтяное хоз-во. 1991. — № 7. — С. 37−39.
  144. A.B. Исследование условий, определяющих герметичность зацементированного затрубного пространства скважин : Дис.. канд. техн. наук. Краснодар, 1981.-161 с.
  145. A.B., Горлов А. Е. О седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Нефтяное хоз-во. 1977. — № 7. — С. 2−23.
  146. A.B., Куксов А. К. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонажного камня // Нефтяное хоз-во. 1972. — № 10. — С. 21−24.
  147. A.B. Органогенная коррозия / Саратовского ун-т. 1978. — С. 37−87.
  148. Л.Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. М.: Недра, 1969. — 145 с.
  149. Л.Н. Технология и организация крепления скважин. М.: Недра, 1975. — 342 с.
  150. A.M. Защита бетонных и железобетонных конструкций от коррозии. -Минск: Высш. школа, 1986.
  151. Н.М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М.: Недра, 1979. — 304 с.
  152. Р.И. Гидравлика глинистого раствора. Баку: Азнефтеиздат, 1951. — 136 с.
  153. З.П., Берковский Б. М. Пограничный слой неньютовских жидкостей. -Минск: Наука и техника, 1966. 227 с.
  154. ГГ., Мавлютов М. Р., Спивак А. И. и др. Биодеструкция нефти и полимеров в отходах буровых растворов // Нефтяное хоз-во. -1996. № 4. — С. 67−68.
  155. И.З. Разработка методов регулирования структурно-механических свойств для снижения тампонажных растворов давления при цементировании: Дис.. канд. техн. наук. Уфа, 1984. — 245 с.
  156. W.K. 21. Petrol Technologu. — 1968. -№ 11.- P. 301−314.
  157. M.Shwartz, H. Fisher, R.Kokenstein. Pulsed Electromagnetic Fields Affect Neutric Outgrowth FromRegenerating Goldfish.
  158. Maciuka J. Problema cimentului de sonde si al cumentariu soudefor in regiunsa Tichni Petrol si Case vol. 1960. — № 1. — P. 9−14.
  159. Microbial deterioration, Ed. A.H. Rose. London-N.-Y.-Toronto-Sydney-San-Francisco. Acad. Press. 1981.-315 p.
  160. Microbiologically influenced corrosion of metale and alloya / Little В., Wagner P., Mansfeld F. // Intern. Matter. Rev. 1991. — Vol. 36, № 6. — P. 253−272.
  161. Tomiska J., Klugl utal/ Zmeny hudrastatickehe tiara sloupce cementov souspense tuhnute a jejich prekticke dusletaly pri tanonasi vetu. Praga ustavu geologucheho insenysatve. -1975.-Sr. 32.-P. 119−137.
  162. Л.Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. М.: Недра, 1969. — 145 с.
  163. Л.Н. Технология и организация крепления скважин. М.: Недра, 1975. — 342 с.
  164. A.M. Защита бетонных и железобетонных конструкций от коррозии. -Минск: Высш. школа, 1986.
  165. Н.М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М.: Недра, 1979. — 304 с.
  166. Р.И. Гидравлика глинистого раствора. Баку: Азнефтеиздат, 1951. — 136 с.
  167. З.П., Берковский Б. М. Пограничный слой неньютовских жидкостей. -Минск: Наука и техника, 1966. 227 с.
  168. Г. Г., Мавлютов М. Р., Спивак А. И. и др. Биодеструкция нефти и полимеров в отходах буровых растворов // Нефтяное хоз-во. 1996. — № 4. — С. 67−68.
  169. И.З. Разработка методов регулирования структурно-механических свойств для снижения тампонажных растворов давления при цементировании: Дис.. канд. техн. наук. Уфа, 1984. — 245 с.
  170. W.K. 21. Petrol Technology — 1968. — № 11. — P. 301−314.
  171. M.Shwartz, H. Fisher, R.Kokenstein. Pulsed Electromagnetic Fields Affect Neutric Outgrowth FromRegenerating Goldfish.
  172. Maciuka J. Problema cimentului de sonde si al cumentariu soudefor in regiunsa Tichni Petrol si Case vol. 1960. — № 1. — P. 9−14.
  173. Microbial deterioration, Ed. A.H. Rose. London-N.-Y.-Toronto-Sydney-San-Francisco. Acad. Press. 1981. — 315 p.
  174. Microbiologically influenced corrosion of metale and alloya / Little В., Wagner P., Mansfeld F. // Intern. Matter. Rev. 1991. — Vol. 36, № 6. — P. 253−272.
  175. Tomiska J., Klugl utal/ Zmeny hudrastatickehe tlaru sloupce cementov souspense tuhnute a jejich prekticke dusletaly pri tanonasi vetu. Praga ustavu geologucheho insenysatve. -1975.-Sr. 32. -P.119−137.
  176. Министерство мафтимой и гхэовой промышленное&trade- СССР1. Бурение ВНИИКРнефгь «
  177. Генеральному директору ДО «Коминефть» т. Леонидову В.З.
  178. Директору ЯечорНИПИнефть т. Филиппову В.П.
  179. В связи с тем, что во ВНИИКРнефти не проводятся исследования по данной тематике, просим обеспечить продолжение работ по проблеме в Вашем институте.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!