Институт нефти и газа
Скачать 4.53 Mb.
|
9.3 Тампонажные материалы для высоких температур Учитывая выделение в процессе гидратации малого количества кальция, малостадийное формирование низкоосновных гидросиликатов из двухкальциевого силиката широкое распространение получили вяжущие материалы на основе доменных шлаков и отходов других производств [170, 171] их содержащие. Наиболее полно свойства некоторых шлаковых вяжущих исследованы В.К.Мачинским, А.И.Булатовым, Д.Ф.Новохатским, В.С. Данюшевским и др. [167, 172-174]. В результате их исследований появились шлаковые цементы ШПЦС, УШЦ и композиции на их основе. В этих работах изучались тампонажные материалы на основе литейных и передельных шлаков Донбасса. Установлено что литейные шлаки затвердевают при температуре 348К и атмосферном давлении. Прочность камня при этих указанных условиях невысокая, но водопроницаемость не превышает 2 1015 мкм 2. Образцы из передельных шлаков с выдержкой 2-е суток имеют несколько меньшую прочность, чем из литейных. Авторы это объясняют замедленными реакциями гидролиза и гидратации передельных шлаков по сравнению с литейными. Водопроницаемость камня из передельных шлаков, так же как и из литейных, не превышает 2 1015 мкм 2. Медленный рост прочности наблюдается в интервале температур 348...423 К и очень резкий при температуре свыше 423 К. Такой характер изменения прочности объясняется тем, что с ростом температуры увеличивается растворимость исходного вяжущего, меняется состав жидкой фазы, что приводит к появлению новообразований, стабильных в данных температурных условиях. Повышение температуры обработки с 423К, а затем до 473К качественно не изменяет состав новообразований, но при температуре выше 423К резко интенсифицируются реакции гидролиза и гидратации, что приводит к образованию низкоосновных гидросиликатов кальция, придающих камню высокую прочность. По данным [174] неблагоприятными для твердения литейных и передельных шлаков является температура 398...423 К. В этом интервале температур наиболее часто наблюдаются "сбросы прочности", что указывает на образование микротрещин в шлаковом камне. Иногда "сбросы прочности" сопровождаются ростом проницаемости образцов, что служит результатом появления сообщающихся трещин. Механизм этого явления объясняют перекристаллизацией новообразований и их дальнейшим ростом. Учитывая, что при повышенных температурах кремнезем наиболее активно связывает известь, которая образуется в процессе гидратации, А.И.Булатов и Д.Ф.Новохатский предложили ввести добавки песка в шлаковый цемент. Прочность камня зависит от содержания песка, его удельной поверхности. Причем, чем больше удельная поверхность кремнезема, тем больше процентное содержание его в смеси, при которой образуется камень максимальной прочности. Представителями этих видов цемента являются тампонажные шлакопесчаные цементы типа ШПЦС: ШПЦС-120 – для скважин с забойными температурами 253…433К; ШПЦС-200 – для скважин с забойными температурами 433…523К. Имеются также тампонажные шлакопесчаные цементы, получаемые совместным измельчением высушенного гранулированного доменного шлака (не более 70%) и кварцевого песка (не более 50%) с последующим добавлением для цемента марки ШПЦС-120 портландцемента (не более 20%). Рекомендуемое водоцементное отношение: 0,43 для ШПЦС-120 и 0,40 для ШПЦС-200. На основе шлака выпускают также тампонажный утяжелительный цемент типа УЦГ для температур 293…373К и утяжелённый шлаковый цемент типа УШЦ для температур 353…523К. Данные вяжущие получают смешением портландцемента, железной руды и гранулированного доменного шлака путём измельчения в определённых соотношениях. Следует отметить, что свойства шлака определяются рядом факторов: видом исходного сырья и видом выплавляемого чугуна, химическим составом, технологией производства, температурой, способом и скоростью грануляции и т.д. В силу этого, свойства шлаков не стабильны и поэтому свойства вяжущего на основе шлака различны. Они различаются даже по поставкам. К числу других недостатков следует отнести их низкую водоудерживающую способность. Водоотдача чистых шлаковых растворов при температуре 393 ... 573К через 1 минуту составляет более 80 % от объема воды затворения. Снижение водошлакового отношения ведет к интенсивному загустеванию раствора, ухудшению его прокачиваемости. В зоне с повышенным водошлаковым отношением образуется рыхлая проницаемая структура камня. Для температур более 423 К из этой группы рекомендуются известково-песчаные и нефелино - песчаные цементы (см. п. 6.3.2). Еще одной разновидностью цементов этой группы является смесь кремнеземистого компонента с саморассыпающимися шлаками рафинированного флюсового феррохрома. При охлаждении сплава в этом шлаке до 80 % кристаллизуется двухкальциевый силикат - модификаций, который затем переходит в - модификацию. Этот процесс сопровождается увеличением объема, что приводит к его рассыпанию в тонкий порошок называемый ферропылью. -C2S при низкой температуре гидратируется чрезвычайно медленно, однако при высоких температурах (373 К и более) в смеси с молотым кремнеземистым компонентом затвердевает в прочный цементный камень. В качестве ускорителя рекомендуется использование кальцинированной соды или жидкое стекло. Недостатками этих материалов являются недостаточная однородность, низкое содержание белитовой фазы (до 50%), ограниченность сырьевых ресурсов, в частности белитового шлама. Кроме того, высокое содержание кремнезема при малой гидравлической активности белитовой фазы снижает водоудерживающую способность и седиментационную устойчивость раствора на его основе. 9.4 Проницаемые тампонажные материалы для крепления пластов со слабосцементированными коллекторами Иногда при креплении скважин со слабосцементированными пластами, с невысокой проницаемостью применяют тампонажные растворы, формирующие в процессе твердения проницаемый цементный камень – фильтр, предотвращающий вынос песка в скважину. Для создания за колонной в интервалах залегания продуктивных пластов проницаемых искусственных фильтров непосредственно в процессе первичного цементирования скважины используются цементно-песчаные, цементно-полимерные, материалы на основе смол, песчано-солевые, смоло-солевые и другие смеси, например с добавками нефти или пористого наполнителя, после затвердевания которого получается пористый и прочный камень [175-177]. Роль фильтра может выполнять высокопроницаемый тампонажный камень, образующийся в результате схватывания закачанной в скважину тампонажной смеси [175,178]. Для этих целей Ашрафьяном М.О. и Лебедевым О.А. [175] предложена тампонажная смесь, включающая следующие компоненты (в частях по массе): портландцемент - 1, песок с размерами зерен 0,15-1,5 мм - 1-2, гравий с размерами частиц 1,5-2,5 - 4,7 , стабилизатор пуццолан - 0,1-0,4, вода 1,5-2,5. Через 48 часов прочность тампонажного камня из этой смеси при сжатии достигает 0,28 Мпа, а через 17 суток - 7мпа Крепление призабойной зоны скважин цементными и песчаноцементными растворами малоэффективно поскольку имеется вероятность образования пробок в стволе и значительное снижение проницаемости пород в призабойной зоне. В таких условиях лучшие результаты дает применение цементно-солевых и особенно песчано-цементно-солевых смесей. Используется поваренная соль с размерами частиц 1-2 мм. В зависимости от степени дренированности и поглотительной способности пластов соотношение цемента и соли составляет 1:2, а песка, цемента и соли 1:0,75:0,8. Из проведенных 15 промысловых испытаний применение этих смесей оказалось эффективным в 10-ти случаях. Дебит ряда скважин возрос в несколько раз за 4-5 месяцев эксплуатации. Увеличение отбора нефти, по-видимому, объясняется растворением в пластовом флюиде поваренной соли, введенной в цементную смесь. Существенным недостатком растворов с большими добавками песка является их седиментационная неустойчивость. Это приводит к неоднородности цементного камня и снижает его проницаемость [178]. Цементный камень с высокой проницаемостью и однородной структурой можно получить при закачивании, затворенной на водонефтяной эмульсии, цементно-карбонатной смеси (соотношение 1:1) и 10 %-ного раствора соляной кислоты. Формирование высокопроницаемого камня во многом зависит от того, насколько однородная смесь получается при смешении ее компонентов в забойных условиях. Сформированный камень, по данным лабораторных испытаний, имеет предел прочности на сжатие около 1,2 Мпа, а газопроницаемость достигала 500 мкм2. Эффективность работ при использовании таких смесей выше, чем при применении песчано-цементных растворов. Седиментационной устойчивостью обладают также цементно-пековые растворы. Способность пека частично растворяться в керосине, а еще лучше в нефти способствует формированию проницаемого цементного камня. Формирование проницаемого цементного камня облегчается при введении в цементный раствор пористых наполнителей, предварительно насыщенных водой или нефтью. В качестве наполнителей могут быть применены керамзитовый песок, гранулированная пемза и другие материалы, обладающие открытой пористостью. Рациональные размеры гранул-0,5-8,0 мм. При таких размерах гранул достигается наибольшая пористость. При этом гранулы свободно проходят через клапанные узлы насоса и перфорационные отверстия. Предварительное насыщение гранул жидкостью под вакуумом позволяет сохранить их первоначальную проницаемость, предупреждая попадание цементной суспензии или её фильтрата в поровое пространство гранул. Приготовленная таким образом цементная смесь седиментационно устойчива [179-182]. Известны газоцементные составы [183], позволяющие получить в интервале продуктивного пласта не требующий перфорации проницаемый цементный камень. Добавка к цементному раствору алюминиевого порошка (не более 0,2-0,4% от массы сухого цемента) позволяет получать расширяющийся цементный камень, по проницаемости аналогичный песчаникам. Цементные растворы с добавками алюминиевого порошка успешно применяют для селективной изоляции водонасыщенных пластов, чередующихся с нефтеносными песчанниками. Эффект объясняется тем, что при соляно-кислотной обработке зацементированной зоны разрушается высокопроницаемый цементный камень в интервалах залегания нефтенасыщенных пластов. Однако опыт ведения работ по креплению призабойной зоны скважин в объединении «Узбекнефть» показал, что проницаемость такого камня недостаточна [184]. Экспериментальные работы по созданию высокопроницаемого тампонажного камня проводили и во ВНИИКРнефти. Проницаемый тампонажный камень формировали в воде при температуре около 40 0С и атмосферном давлении. Определяли водопроницаемость тампонажного камня и предел его прочности при сжатии. Результаты представлены в таблице 23. Как видно из таблицы 23, из смесей рецептур 2 и 3, включающих большое количество наполнителя, формировался камень с достаточно высокой прочностью при сжатии (более 2 МПа) при низкой проницаемости (менее 0,03 мкм2). Количество нефтепродуктов, использованных для предварительного насыщения наполнителя, существенно влияет на свойства получаемого тампонажного камня (рецептуры 6 и 7). Добавки нефтепродуктов к раствору портландцемента позволяют без использования наполнителя создавать проницаемый камень с удовлетворительными физико-механическими свойствами Таблица 23 – Проницаемые тампонажные составы для крепления призабойной зоны пласта пескопроявляющих скважин
Продолжение таблицы 23
Продолжение таблицы 23
Окончание таблицы 23
(рецептура 8). Наконец, введение в портландцементный раствор наряду с нефтепродуктами небольшого количества алюминиевого порошка (0,05-0,1% от массы сухого цемента ) позволяет формировать достаточно прочный и в то же время высокопроницаемый камень ( рецептуры 10 – 13 ). Газоцементный тампонажный раствор [185] содержащий алюминиевую пудру имеет неудовлетворительные технологические свойства, обусловленные преждевременным газовыделением и повышенным динамическим сопротивлением сдвигу, что приводит к низкой растекаемости тампонажного раствора и потере его подвижности. Эти процессы происходят за счет быстрого взаимодействия алюминия с гидрооксидом кальция жидкой фазы цементного раствора с последующим образованием коллоидного раствора гидрооксида алюминия и появления в нем коагуляционной структуры. Указанное ведет к осложнениям при цементировании, в частности к возможности гидроразрыва пласта, а преждевременное выделение газа из цемента в окружающую среду - к снижению показателя пористости цементного камня (рецептуры 6 и 7). Добавки нефтепродуктов к раствору портландцемента позволяют без использования наполнителя создавать проницаемый камень с удовлетворительными физико-механическими свойствами (рецептура 8). Наконец, введение в портландцементный раствор наряду с нефтепродуктами небольшого количества алюминиевого порошка (0,05-0,1% от массы сухого цемента ) позволяет формировать достаточно прочный и в то же время высокопроницаемый камень ( рецептуры 10 – 13). Газоцементный тампонажный раствор [185] содержащий алюминиевую пудру имеет неудовлетворительные технологические свойства, обусловленные преждевременным газовыделением и повышенным динамическим сопротивлением сдвигу, что приводит к низкой растекаемости тампонажного раствора и потере его подвижности. Эти процессы происходят за счет быстрого взаимодействия алюминия с гидрооксидом кальция жидкой фазы цементного раствора с последующим образованием коллоидного раствора гидрооксида алюминия и появления в нем коагуляционной структуры. Указанное ведет к осложнениям при цементировании, в частности к возможности гидроразрыва пласта, а преждевременное выделение газа из цемента в окружающую среду - к снижению показателя пористости цементного камня. Газоцементный материал, содержащий в своем составе кроме алюминиевой пудры метасиликат натрия [186], также не обеспечивает в полной мере ожидаемого результата, вследствие преждевременного выделения газа, что приводит к частичной потере порового давления раствора, при этом понижается пористость и проницаемость образующегося цементного камня. Улучшение технологических свойств газоцементного раствора за счет замедления газовыделения и снижения динамического напряжения сдвигу достигается введением в цементный раствор смешанного комплексона амонийнонатриевых солей аминополикарбоновых кислот (СКАСАК) [187]. Недостатком данного состава является невозможность применения предлагаемого тампонажного материала в условиях АВПД и малая вероятность образования проницаемых каналов, поскольку взаимодействие оксида алюминия (в частности алюминиевой пудры) происходит в процессе гидратации портландцемента, когда скважина согласно данному изобретению находится под давлением. В этом случае образуется замкнутая пористость, а выделение газа вместе с образованием проницаемых каналов, когда уже сформирована структура камня маловероятно. Кроме того, повышенное содержание оксида алюминия вызывает быстрое схватывание портландцементного раствора в начальный период, что усугубляется при высоких температурах. Некоторые исследователи, решают задачу преждевременного газообразования в алюминий содержащем тампонажном растворе в процессе продавки последнего в скважину и повышения проницаемости цеменного камня при воздействии щелочной среды, заменой алюминиевой пудры на менее химически активную алюминевую крупку (АКП). АКП изготавливается в соответствии с ТУ 48-5-38-78 путем распыления первичного алюминия с последующим отсевом крупных фракций, представляющих собой порошок серого цвета из игольчатых частиц размером до 0,5 мм в поперечном сечении. Данная тампонажная смесь с оптимальным соотношением компонентов обладает лучшими свойствами, чем выше приведенные. В среднем на порядок снижается газообразование в тампонажной смеси и примерно в пять раз повысилась проницаемость цементного камня [188]. Введение в тампонажный раствор песка и метасиликата натрия для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов не позволило получить однородный по проницаемости тампонажный камень. Кроме того, метасиликат натрия, активно взаимодействующий с гидрооксидом кальция цементного раствора с образованием кристаллов гидросиликата кальция, не позволяет получить тампонажный камень с проницаемостью более 0,1 мкм2, что неприемлимо для большинства эксплуатационных скважин. Присутствие в тампонажном растворе части песка, размером более 0,9 мм обеспечивает высокую седиментационную неустойчивость раствора [189]. По этой же причине, седиментационной неустойчивости, тампонажный раствор содержащий в своем составе песок, полиакриламид (ПАА), хлористый натрий не нашел широкого применения. Применение ПАА значительно снижает растворимость хлорида натрия, но является малоэффективным для получения цементного раствора с крупнозернистым наполнителем стабилизированного фазового состава. Поэтому в течение 24 часов, необходимых для обеспечения начала схватывания крепящего материала, происходит значительное изменение его плотности по высоте обрабатываемой зоны, связанное с седиментацией корупнозернистых инградиентов и образованием более плотного (а значит, менее проницаемого) камня на большей глубине закрепляемого участка ПЗП. К недостатком данного состава следует отнести, также низкую растекаемость образующихся растворов, обусловленную малым содержанием воды при наличии больших количеств ПАА, что создает необходимость их прокачивания при высоких гидродинамических сопротивлениях. Это усложняет работу оборудования и повышает вероятность увеличения размеров каверн при задавливании раствора в закрепленный участок ПЗП. Кроме того, образование проницаемого тампонажного материала в фильтровой части скважин происходит только при условии проведения дополнительных операций по продавливанию пресной воды в пласт через созданный цементно-песчаный барьер с целью растворения закристаллизованной в нем соли. Помимо усложнения технологии ремонтных работ дополнительная фильтрация воды в пласт является неприемлимой в обводненных скважинах, где одной из причин разрушения коллектора являются близко залегающие пластовые воды, размывающие цементирующий песчаные частицы материал. Поэтому технология получения проницаемого барьера закачкой дополнительного объема воды в пласт может лишь ослабить структуру естественного коллектора в зоне контакта с искусственно созданным барьером из цементно-песчаной смеси, что приведет к необходимости увеличения ширины закрепляемого обрабатываемого участка ПЗП и проведения повторных ремонтных работ [190]. Положительный технический результат: стабилизированный фазовый состав тампонажного раствора и как следствие образование цементного камня с более равномерной проницаемостью по всей высоте обрабатываемой ПЗП, сохранение естественной структуры пласта за счет исключения дополнительных операций по вымыванию наполнителя из сформировавшегося искусственного коллектора, был достигнут в результате дополнительного введения водорастворимого полимера (гипана), поливинилацетатной эмульсии (ПВАЭ), щелочного компонента в виде гидрооксида и карбоната полимера, щелочного компонента в виде гидрооксида и карбоната щелочного металла. В качестве наполнителя использованы древесные опилки, а размеры зерен используемого кварцевого песка 0,315-0,630 мм. Совместное применение гипана и ПВАЭ приводит к образованию сложного полимерного комплекса с одинаковой по составу основной цепью инградиентов, но неодинаково ориентированными свободными концами различного строения. Такая структура образующегося сополимера обуславливает его сопряженную адсорбцию на частицах зерен и продуктах гидратации цемента. При этом происходит наиболее равномерное заполнение порового пространства гидрофильными соединениями, в результате чего удерживающая способность состава увеличивается. Появление сетчатой структуры, высокомолекулярных соединений сополимера гипана и ПВАЭ обусловлено взаимодействием последнего с поливалентными катионами Са, А1, Fе, находящимися в растворе песчано-цементной смеси. Таким образом, благодаря компонентному составу и количественному соотношению инградиентов в песчано-цементном растворе реализуется ряд коллоидно-физических свойств образовавшегося сополимера, обуславливающий совместно с мелкодисперсным гидросиликатом или карбонатом кальция органо-минеральной матрицы, стабилизирующей фазовый состав всей системы. Такая матрица способна удерживать всю твердую фазу в устойчивом состоянии. Однако многокомпонентность состава, особые требования к наполнителю: влажность опилок 10-12% , кварцевый песок фракции 0,315-0,630 мм, трудно исполнимы в условиях буровой. Так, при влажности опилок более 12% происходит ослабление адгезии сополимера и некоторое ухудшение стабильности, при влажности опилок менее 10% они впитывают воду из раствора, снижая его растекаемость и соответственно прокачиваемость. Кроме того, впитывание воды опилками приводит к набуханию и возникновению дополнительных напряжений в камне. При использовании кварцевого песка с меньшим размером зерен (менее 0,315 мм) образующийся камень имеет газопроницаемость меньше требуемой, а при размере зерен более 0,630 мм не обеспечивается стабилизация фазового состава раствора [191]. Известен также способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин путем закачивания цементного раствора с древесными опилками в качестве наполнителя, при этом массовое соотношение цемент-опилки составляет 1:2 [192] или при соотношении цемент - опилки (1:0,15) - (1:0,20)[193]. Известны составы для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов на основе цемента, песка, полимера и воды [194]; песка, цемента, хлористого натрия и отхода производства [195]. Сотрудниками ОАО «ТюменНИИгипрогаз» Баталовым Д.М. и Щербичем Н.Е. проведены исследования проницаемости камня, приготовленного из раствора на основе тамапонажного портландцемента ПЦТ 1-150 с различными известными добавками наполнителями [181]. Формирование и твердение образцов камня проводилось при нормальных условиях в термостате, а при умеренных и повышенных температурах и давлениях – в автоклаве таблица 24. В таблице 25 представлены результаты испытаний проницаемости цементного камня с наполнителями, предварительно пропитанными нефтью и сформированные при давлении 0,1 и 20 МПа. Результаты показывают, что большинство известных составов, приготовленных из цемента с пористыми и порообразующими наполнителями, образуют при атмосферном давлении камень с повышенной проницаемостью, а образцы сформированные при повышенном давлении приближенном к пластовым условиям имеют низкую проницаемость. Таблица 24 - Проницаемость образцов цементного камня с добавками-наполнителями при различных условиях твердения
Окончание таблицы 24
Таблица 25 - Проницаемость цементного камня с пористым наполнителем предварительно пропитанным нефтью
Это объясняется сжатием газа находящимся в порах и формированием закрытой пористости. Проницаемый камень не образуется при использовании пористого наполнителя (керамзита, пемзы, опоки) при их недостаточном количестве в структуре цементного камня. Концентрация пористого наполнителя со сквозной пористостью в цементном растворе должна быть такой, чтобы обеспечить непосредственный контакт между частицами (гранулами) и фильтрующимся флюидом. Только в этом случае, при отсутствии перепада давления возможно образование сквозных пор в камне и поддержание гидравлической связи их со стволом скважины. В Тюменском государственном нефтегазовом университете разработана рецептура тампонажного состава, формирующего проницаемый цементный камень и технология его формирования на забое, которая позволяет предотвратить вынос песка в скважину. Создание проницаемого цементного камня осуществляется путем введения в состав тампонажного раствора газообразующей добавки – карбоната аммония. Разложение добавки происходит только при температурах порядка 60 0С согласно химическому уравнению: (NH4)2CO3 = 2 NH3+ СО2 + Н20 При создании перепада давления в период начала твердения несвязанная вода и газ постепенно вытесняется из камня газом газогенерирующего состава, при этом в образце образуются сквозные каналы небольшого диаметра. По мере дальнейшей фильтрации газа через камень происходит стабилизация процесса. Технология создания цементного камня-фильтра с добавкой карбоната аммония заключается в следующем: По окончании процесса бурения осуществляется спуск эксплуатационной колонны, обсадные трубы которой, располагающиеся в интервале продуктивного пласта заранее проперфорированы. В отверстиях установлены магниевые заглушки. Число отверстий выбирается из расчета повышения забойной температуры до требуемой для разложения карбоната аммония, но не менее числа отверстий, обеспечивающих максимально-возможную производительность скважины (устанавливается из опыта эксплуатации месторождения или расчетным методом). Процесс цементирования осуществляется практически без изменения существующей технологии прямого одноступенчатого способа цементирования, за исключением лишь того, что в состав закачиваемого тампонажного раствора включена последняя порция (в объеме равном объему затрубного пространства против продуктивного пласта) предлагаемого состава (карбонат аммония – 6%, ПЦТ-20 %, керамзит – 40 % , песок 40 %, нефть1,6 % мл (от состава смеси), В/Ц 0,75-0,8. Последняя порция тампонажного раствора, которая будет размещена ниже продуктивного пласта должна быть представлена бездобавочным тампонажным раствором с пониженным водосодержанием (В/Т не более 0,4), особенно при наличии подошвенных вод, в целях предупреждения преждевременного обводнения. По окончании цементирования скважина выдерживается в течении времени требуемого для затвердевания тампонажного раствора. Таким образом, при взаимодействии водного раствора соляной кислоты с материалом заглушек произойдет их расстворение. Температура окружающей среды в результате процесса взаимодействия увеличится. В формирующейся структуре цементного камня карбонат аммония разлагается с выделением углекислого газа и аммиака, что способствует протеканию дальнейших процессов, связанных с формированием пористой структуры цементного камня. Образующийся в результате реакции взаимодействия соляной кислоты и магния водород вызывает повышение давления в скважине. Для обеспечения притока газа из пласта и образования проницаемой структуры в цементном камне необходимо создать депрессию. Предлагаемое решение проблемы пескопроявлений при эксплуатации скважин позволит сохранить коллекторские свойства пласта и сократить сроки освоения скважины. Предлагаемый тампонажный состав и технология его получения проста и не требует проведения дополнительных технологических операций по его формированию, что позволит уменьшить металлоемкость скважины и ее стоимость. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 | Кандидат юридических наук, доцент кафедры гражданского процесса и социальных отраслей права юридического факультета Российского государственного... | | Кандидат юридических наук, доцент кафедры гражданского процесса и социальных отраслей права юридического факультета Российского государственного... |
| Проект строительства наклонно направленной добывающей газовой скважины глубиной 3150 м на Ен-Яхинском месторождении | | Геология и геохимия нефти и газа: Электронное Учебное пособие (для вузов) / Под ред. А. Н. Резникова. – Ростов-на-Дону: юфу, 2008.... |
| Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб пособие для вузов. –Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый... | | Методические рекомендации предназначены для студентов всех форм обучения по специальности 240134 Переработка нефти и газа и являются... |
| Далее – Методические указания устанавливают единые требования к расчету стоимости услуг, оказываемых спецтехникой и автомобильным... | | Далее – Методические указания устанавливают единые требования к расчету стоимости услуг, оказываемых спецтехникой и автомобильным... |
| Разработаны: Институтом по проектированию объектов нефти и газа зао «Инжиниринговая компания «КазГипроНефтеТранс», Самарским филиалом... | | «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» (оао «ак «Транснефть»), обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский... |