Качественное разобщение пластов определяет здоровую жизнь скважин, или Поэзия крепи

Qualitative segregation of layers determines good operation of wells or support’s poetry

A. BULATOV, professor, Krasnodar

Бурение скважин – это средство, с помощью которого обеспечивается формирование ствола, связывающего продуктивный пласт с поверхностью земли. И сколько бы времени скважина ни бурилась, бурение – это фрагмент в ее жизни. Сооружение же крепи скважины (крепление и цементирование ствола) – это средство обеспечения использования результата, цели бурения – добычи углеводородов. И от качества самой крепи, в конечном счете, зависят срок работы скважины и охрана недр.

Qualitative support of well (support and cementing of borehole) allows effective production of hydrocarbons.
The author narrates how to ensure reliability of well’s work and ecological pureness of production process.

Некачественное цементирование скважин может быть причиной неправильной оценки перспектив разведываемых площадей, появления «новых» залежей нефти и, особенно, газа в коллекторах, перетоков флюидов, грифонообразований, газонефтеводопроявлений и т.д. Газонефтеводопроявления (ГНВП) являются одним из наиболее опасных, но и распространенных видов осложнений, часто переходящих в аварии. Перетоки флюидов – «обычное» явление. Как далеко заходят эти процессы, пока точно неизвестно – таких экспериментов специально не ставят. Но, очевидно, далеко.

Не всегда эти нарушения происходят предумышленно или по нерадивости, халатности. Главная причина их возникновения – непринятие предупредительных мер, что вызвано ограниченными знаниями в этой важнейшей области освоения и разработки месторождений. У исполнителей подчас нет даже представления, от чего зависит качество крепи нефтяных и газовых скважин, кроме самых общих понятий типа «хорошее сцепление, необходимая прочность цемента, высокая скорость движения цементного раствора». Явно прослеживается отсутствие специалистов в системе рассматриваемой проблемы и лабораторий необходимого профиля. Следствие – бесконечная борьба с поступлением посторонней воды, снижение дебита скважин, а при газопроявлениях – все, вплоть до грифонов и ГНВП.

Есть еще одна особенность заключительного этапа – этапа цементирования: что закачал – раствор строго подобранного состава или этот раствор испортил (случайно или умышленно?) тампонажный раствор из «расширяющегося цемента», нефелиновый, шлаковый или любой другой (нужный компонентный состав смеси?) или об этом указал только в акте – никто уже не проверит. Потеря герметичности закладывается не только под действием геолого-физических, но и технологических факторов: знакопеременными деформациями обсадной колонны (создание и снятие давления, температурные изменения), работой инструмента в зацементированной колонне, воздействиями перфораторов и др. Герметичность зацементированного заколонного пространства не следует подменять другими понятиями или выражать как косвенный показатель от прочности цементного камня, перепадов давления между пластами и т. д. Герметичность зацементированного заколонного пространства должна характеризоваться, в первую очередь, отсутствием изначальных или образующихся каналов (в том числе и проницаемости камня) любого вида и размеров; перепад же давления может усугубить ситуацию, ускорить, развить, расширить (пористую – проницаемый камень) или «прорвать» развивающийся канал, а может быть, и «идеальную» перемычку из цементного камня. Но в последнем случае – это уже из другой области: в скважине «идеальные» перемычки весьма редки – они c пороками (глинистая корка, деформация обсадной колонны, дефекты цементного камня и т.д.).

Итак, в зацементированном заколонном пространстве не должно образовываться каналов ни малых, ни больших. А они образуются.

Основная причина – контракционный эффект цементов, проявляющийся в том, что тампонажный раствор, из него приготовленный, при затвердевании развивает на своей поверхности вакуум (разрежение), что способствует обезвоживанию глинистой корки и оставшегося невытесненным бурового раствора. В результате действия этого фактора во всех случаях образуются каналы или в замкнутых участках – зоны пониженного давления. К ним устремляется флюид пласта, в первую очередь газ. Со «своим» пластовым давлением он продвигается по образующемуся каналу (или сети мелких каналов) и продвигается вверх. Это реальность. Вариантов возможно много, и большинство из них изучены в бывшем ВНИИКРнефти до трагедии, которая произошла с институтом [1]. Процессу каналообразований способствует неполное вытеснение бурового раствора тампонажным, в связи с чем не обеспечивается контакта затвердевшего цементного камня с породой, а иногда – и с колонной. Этому же способствует смешение цементного и бурового растворов (правда, до какого соотношения компонентов – до конца не изучено).

Следовательно, первая группа мероприятий – мероприятия, способствующие более полному вытеснению бурового раствора: центрирование обсадных колонн; применение буферных жидкостей; увеличение высоты подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве (увеличение времени воздействия потока цементного раствора на очищение стенки скважины от бурового раствора и корки); повышение скорости движения тампонажного раствора в заколонном пространстве (создаваемое давление должно быть меньше давления гидроразрыва пород в зоне подъема раствора); уменьшение действия контракционного эффекта цементных растворов путем введения в них добавок (кварцевого песка, использования облегченных тампонажных растворов и др.). Целесообразно использование скребков, применение которых приводит к необходимости употребления тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

Вторая группа мероприятий связана с выбором тампонажного цемента. Генеральные вопросы: 1. Какие условия – самые благоприятные для твердения цементного раствора-камня в целях раскрытия его потенциальных возможностей? 2. Зависит ли обеспечение герметичности зацементированного пространства скважины от типа цемента и его параметров?

О параметрах. Речь идет не о тех параметрах, которые приведены в ГОСТах, а об определяющих герметичность зацементированного заколонного пространства. Интегральным параметром камня из тампонажного цемента (любого) остается механическая прочность (тип деформации не имеет значение). Важным является неизменяемость ее величины под действием факторов рабочей среды: снижение прочности – это старение камня с последующим его разрушением (какой вид разрушения в заколонном пространстве скважин возможен – пока не изучено). Значит, постоянство механической прочности – залог сохранности физико-механических свойств цементного камня. Как прочность изменяется под действием тех или иных факторов и времени, каков жизненный ресурс цементного камня? Например, у камня из портландцемента есть момент рождения – затворение цемента водой, период формирования структуры камня, период набора прочности, достижение максимальной прочности и ее постоянство в течение некоторого времени. Затем прочность камня падает, растет проницаемость, что-то в нем разрушается, подтачивается, появляются очаги активного снижения прочности, и камень разваливается (если есть куда разваливаться). Цементный камень может быть открыт всем ветрам и потокам, а может находиться в обойме. Может формироваться и твердеть при различных (очень высоких и отрицательных) температурах, под давлением и в вакууме (им самим создаваемым). Его могут окружать разные жидкости с растворенными в них различными минеральными образованиями, и он может твердеть в пресной воде. Его жизнь могут укорачивать различные факторы. Так какие же условия для портландцементов являются комфортными? В которых снижение прочности цементного камня наступает как можно позже, но, к сожалению, наступит [2].

На этот счет существует одно мнение, различающееся в деталях, – в оценке минимальной температуры. Это положительная температура, близкая к нулю, влажность (грубо – чем она выше, тем лучше) и содержание воды затворения. Близкое к 30% по массе от массы цемента, вот то количество воды, которое требуется для прохождения (медленно!) всех химических процессов. Цементный раствор-камень медленно твердеет и медленно набирает прочность. Есть данные, что этот процесс длится до 100 лет. В результате через длительное время в цементном камне не останется ни одного не прореагировавшего с водой зернышка. Все миллиарды зернышек сполна насытятся водой. Процесс гидратации окончен. Начинается период стабилизации прочности, после чего – ее медленное падение. Очень медленное. Строго говоря, процесс старения начинается раньше насыщения последних зернышек водой, потому что зерна цемента имеют разную величину, разный химико-минералогический состав, разную деформируемость и трещиноватость (возникающую при обжиге и помоле). А значит, и время их гидратации разное: одни зерна полностью прогидратировали, другие – только начинают, а третьи находятся в промежуточном положении. Одни начали «сбавлять прочность», другие еще в расцвете сил. Примем рассмотренную схему.

А как при других температурах? Этот цикл также прослеживается. Но он имеет свои особенности. Чем выше температура, тем эти особенности проявляются более…, порой непонятно как.

Возьмем интервал температур 150 – 200 °С и давления 50 – 100 МПа как крайний, при котором испытывались цементные растворы и портландцементный камень после их твердения в автоклавах. При 120 – 130 °С и давлениях 40 – 50 МПа происходит перелом прочности портландцементного камня без добавок – она резко падает, да так резко, что при 200 °С образцы из портландцементов некоторых заводов после извлечения из автоклавов распадались при легком нажатии. Сроки твердения – от 12 до 168 часов. Сделаем вывод. Через двое суток (по ГОСТу) прочность цементного камня без добавок при различных температурах и давлениях разная: максимальная – при 75 °С, минимальная – при температурах 140 °С и выше. Но невысокие величины при температуре 22 и температурах выше 100 °С неодинаково невысокие: в первом случае – у цементного камня все впереди, во втором – все в прошлом. Поэтому не следует доверять авторам многочисленных цементов и рецептур, которые по двухсуточной прочности и комнатным условиям пытаются протащить в практику свои изобретения. Надо образцы или хранить многие годы, или воздействовать на них высокими температурами и давлениями (экспресс-метод, хотя и не очень точный), что обеспечит правильный ответ на возможности изобретения.

Портландцементный камень (в идеальном случае) по прочности очень разнится по глубине скважин: там, где температура, примерно, 75 °С прочность максимальная через двое суток, в других случаях – существенно меньше. Но в верхней части скважины цементный камень со временем станет более прочным, в нижней – прочность камня понизится (если уже не достигла минимума). Опасно ли это? Об этом я рассказал в «Детективной биографии герметичности крепи скважин» [3]. Этот интегральный показатель тянет за собой и другие показатели цементного камня: его изменениям вторит изменение проницаемости, но обратно пропорционально, а это уже опасно: она при высоких температурах и давлениях достигает больших величин. В ту же сторону изменяется и способность портландцементного раствора-камня обсадной колонны, хвостовика, но это не опасно.

Что еще кардинально влияет на этот интегральный показатель – на механическую прочность? 1. Водоцементное отношение: она тем меньше, чем больше взято воды для затворения цемента, при всех температурах, давлениях и сроках твердения. 2. Введение в цемент добавок, которые бывают активными, т.е. повышающими механическую прочность цементного камня, и пассивными, инертными, т.е. якобы не принимающими участия в химических процессах при гидратации цемента. Вот с этими добавками стоит разобраться – больно много путаницы при их применении и ... спекуляции, т.к. есть где развернуться фантазии и плутовству.

Итак, активные добавки. Это добавки, содержащие SiO2 в любой форме (не будем разбирать, какая из форм – кристаллическая или аморфная – лучше; любая хороша и при высоких температурах необходима) и почти всегда – в немалом количестве. Кварцевый песок принято считать инертной добавкой. Это неверно. Он малозаметно проявляет свои благородные свойства, поддерживая прочность портландцементного камня при низких температурах (до 20 – 30 °С), но с течением времени они становятся все осязаемее – прочность камня не падает к сроку, когда начинается ее падение для цементного камня без песка. При температурах 70 – 100 °С этот эффект прослеживается уже за более короткий срок твердения камня. Дальше – перелом. 120 °С и вплоть до 250 прочность портландцементного камня с кварцевым песком (любым) даже при температурах 200 – 250 °С достигала 10 – 13 МПа при изгибе и до 40 – при сжатии. Количество песка (цемент песок по массе) принималось разным – от 5 : 0,5 до 1 : 5 (при больших количествах песка трудно работать с цементно-песчаным раствором – происходит быстрое расслаивание смеси). Почему добавка становится активной при повышении температуры? Активизируется процесс гидратации цемента, быстро и в значительном количестве выделяется известь, а песок вступает с ней во взаимодействие (по ходу ее выделения) и, кроме того, сам создает новые соединения – низкоосновные гидросиликаты, обладающие при высоких температурах существенной прочностью. Песок в водных условиях при высоких температурах и давлениях растворяется. Для повышения реакционной способности рекомендуется использовать молотый песок, но не стоит забывать, что чем выше его удельная поверхность, тем больше требуется воды для сохранения его подвижности. Категорический вывод: при цементировании скважин при всех температурных условиях в случае использования тампонажного портландцемента следует применять кварцевый песок (в любом виде), а при температурах 100 °С и выше применять его совершенно необходимо. Интегральный показатель – прочность цементного камня – потянет за собой проницаемость (она понизится) и контракцию (ее абсолютная величина станет меньше за счет замены части цемента кварцевым песком; жаль, что не могу ответить на вопрос, какова величина контракционного эффекта нового вяжущего – известь + песок при высоких температурах и давлениях).

Теперь о неактивных добавках к цементу. Их вводили и продолжают вводить (редко) в целях экономии (кажущейся) цемента. Об их пользе или вреде нечего говорить – они часто просто необходимы. Они требуют введения воды, количество которой будет определяться природой материала и его дисперсностью. Надо проверять раствор каждый раз перед цементированием. Совсем другое дело, когда речь идет о наделении цементного раствора особыми свойствами, которыми он не обладал прежде: пониженной или повышенной плотностью за счет увеличения количества воды – глинопорошков, воздухонаполненных «баллончиков» (оболочка которых может иметь кремнезем, что приведет и к его химическому взаимодействию с продуктами гидратации цемента); повышенной плотности за счет введения кварцевого песка крупной узкой фракции при снижении количества воды затворения, кварцево-магнетитового песка, магнетита, гематита, барита. Баритовый порошок имеет высокую дисперсность, поэтому он требует введения повышенного количества воды, а для утяжеления растворов из тампонажного цемента требуется утяжеляющий порошок, в том числе и баритовый, оптимального гранулометрического состава, но такого барита не производят.

Какие же параметры цементного и бурового раствора способствуют повышению качества цементирования скважин?

Именно: не определяют, а способствуют. Почему? Потому что они влияют на величину приведенного параметра Рейнольдса, от которой зависит развитие структурного или турбулентного режима движения одного из растворов (а возможно, сразу обоих). Но нужно еще обеспечить определенную скорость потока в канале переменного сечения по глубине, центрирование обсадной колонны в скважине и выполнить другие технологические мероприятия. Но это только для вытеснения бурового раствора цементным. И время прокачивания вытесняющей жидкости (цементного раствора), которое не входит ни в какие параметры и очень ограничено периодом продавки цементного раствора на некоторую высоту (редко – до устья).

Следовательно, с точки зрения способствования повышению качества цементирования скважин могут рассматриваться только те параметры бурового и цементного растворов, которые участвуют в формировании того или иного режима потока раствора или растворов. А известно, что турбулентный режим движения цементного раствора способствует более полному вытеснению глинистого раствора. Но вытесняется не весь! А глинистая корка не нарушится. Достижение турбулентного режима потока связано с увеличением скорости движения этого потока, что приводит к росту давления в заколонном пространстве скважин и явно будет способствовать гидроразрыву пластов. Значит, достижение турбулентного потока не всегда возможно – тем хуже для вытеснения бурового пространства и для качества (герметичности) зацементированного заколонного пространства. Но при любом режиме движения раствора (растворов) в цементируемом заколонном пространстве за столь короткое время цементирования, которое требуется для процесса подъема цементного раствора на незначительную высоту, и глинистый раствор, и, тем более, глинистая корка останутся и будут ждать активного проявления твердения цементного раствора-камня и развития процесса контракции. Да и без контракции глинистый раствор, оставшийся и находящийся в заколонном пространстве в зоне цементного раствора и выше нее... Что с ним? Его не изучали ... Никогда и никто.
На месторождении. А вокруг голубая, голубая тайга…
А.Г. Вахромеев
Критическое число Рейнольдса Re* или R’, определяющее начало турбулизации цементного раствора, по данным отечественных и зарубежных исследователей, находится в пределах 2000 – 3000. В целях обеспечения турбулентного режима течения до последнего времени предпринимались меры, которые в основном сводились к увеличению скорости течения восходящего потока в затрубном пространстве.

В отечественной и зарубежной практике предпринимаются меры по обеспечению турбулентного режима не только увеличением скоростей восходящего потока, но и регулированием реологических свойств бурового и цементного растворов. Для этой цели применяют химическую обработку буровых и цементных растворов реагентами-понизителями вязкости и предельного напряжения сдвига.

Для уменьшения объема не вытесненного из кольцевого пространства бурового раствора необходимо, чтобы значения его плотности, вязкости и предельного напряжения сдвига были меньшими, чем у цементного раствора.

Для достижения максимально возможного (но не полного!) вытеснения бурового раствора цементным из кольцевого пространства Re’б должно быть больше Re’ц в 2 раза и более. Поэтому при совершенствовании и разработке методов регулирования свойств буровых растворов принимались и были рекомендованы меры к созданию рецептур, отличающихся низкими вязкостью и предельным напряжением сдвига.

Третья группа факторов. В «Детективной биографии…» [3] впервые серьезно поднят вопрос о «цилиндричности» ствола скважин как фактора, играющего кардинальную роль в обеспечении полного вытеснения бурового раствора. Что это такое? Это подобие ствола скважины цилиндру с ровными стенками, хотя бы на интересующих нас участках (где будет формироваться и работать цементный камень), изменения диаметра по глубине ствола, без каверн, без желобов, неровностей. Пока это недостижимо, но это необходимо. Буровой раствор играет чуть ли не первую скрипку в достижении цилиндричности. Он определяет устойчивость ствола скважины, предупреждает набухание, размокание и растворение породы. Он должен способствовать сохранению прочности стенки скважины, предотвращать осыпи, обвалы породы, обеспечивать снижение гидравлических сопротивлений в процессе циркуляции (кстати об этом – о создании цилиндричности ствола скважины: следует подумать и наметить пути решения этой непростой проблемы: мы же рвем породы, раним ствол долотом, создаем желоба и т.д. и хотим вытеснить из всех этих пазух замертвевший там буровой раствор).

Несомненно, что минералогический состав, текстура, пористость, проницаемость породы играют немаловажную роль в динамике взаимодействия с дисперсионной средой бурового раствора. Однако интенсивность разрушения стенок скважин, представленных глинами, аргиллитами и алевролитами, зависит от химического состава и технологических показателей свойств бурового раствора. Определяющее значение имеет характер ингибирующего действия бурового раствора.

Использование углеводородного щелочного раствора (УЩР) и СЩР приводит к более высоким значениям коэффициента набухания (k1), чем применение окзила и ОССБ. Закономерность действия реагентов отмечалась и при замерах пластической прочности (Рm). Окзил и ОССБ в большей степени, чем УЩР и СЩР, способствовали повышению прочности структуры набухших проб. Исследования показали высокое ингибирующее действие фильтратов, содержащих в своем составе гипс, известь и обработанных ОССБ или окзилом. В указанных средах k уменьшилось с 2,2 до 1,09, а Рm повысилось с 0,086 до (0,672 ? 0,697) 10-1 МПа.

Применение хроматов исключило наблюдавшееся ранее резкое повышение вязкости и предельного напряжения сдвига бурового раствора при возросших температурах и давлениях. Увеличилась подвижность буровых растворов, значительно снизились давления в циркуляционной системе. Добавки хроматов также обеспечили ингибирующее действие на глинистую породу, повысилась устойчивость стенок скважин.

В бывшем ВНИИКРнефти была разработана рецептура полимерного бурового раствора, предусматривающая использование порошкового метаса или М-14 в сочетании с модифицированными лигносульфонатами и хроматами при нормированном вводе каустической соды в зависимости от рН среды. Предложенный способ обработки бурового раствора позволил значительно понизить реологические свойства бурового раствора. При этом снизились значения рН среды. Использование бурового раствора с уменьшенным содержанием щелочи и наличие в ней хроматов благоприятно сказались на устойчивости стенки скважины. Это пример. А снижение реологических характеристик, как буровых, так и глинистых растворов, может быть обеспечено и другими химическими обработками.

Влияние фильтрационной корки на герметичность затрубного пространства. Глинистая корка – это крайний «вражеский бастион», препятствующий достижению герметичности зацементированного заколонного пространства. Для его ликвидации в процессе спуска и цементирования обсадных колонн предусматриваются специальные операции по механическому и химическому удалению фильтрационных корок. Однако существующие методы проведения таких работ недостаточно эффективны и, несмотря на (эпизодически) предпринимаемые меры, не удается исключить наличие корки на стенках скважин в цементируемом интервале. Поэтому задача обеспечения герметичности заколонного пространства по-прежнему требует конкретного решения.

В свете изложенного практический интерес представляют исследования по сохранению контакта между твердеющим цементным камнем и коркой за счет соответствующего изменения их состава и свойств. Как один из вариантов решения указанной проблемы он предполагает удовлетворение некоторых основных условий.

Обезвоживание корки не должно приводить к ее деформации и разрушению. Она должна (или не должна) обеспечивать возможность фильтрации жидкости из пласта к твердеющему цементному раствору-камню, не разрушаясь. Необходимо, чтобы образующаяся на стенках скважины корка была устойчивой к кальциевой агрессии фильтрата цементного раствора и собственно камня.

Исследования показали, что буровые растворы, твердая фаза которых содержит большое количество инертного карбонатного материала (60 – 75%) и только 25 – 40% глины, взятой для получения структурированной системы, значительно отличаются от чисто глинистых. Они более подвижны и устойчивы к агрессивному действию среды. При одинаковой водоотдаче корки, образуемые карбонатно-глинистыми системами, имеют меньшую толщину, чем у чисто глинистых буровых растворов.

Это обстоятельство должно сказаться на качестве разобщения пластов. Вследствие более прочного карбонатного скелета корки уменьшается влияние на ее структуру вакуума, развиваемого на границе с цементным раствором в процессе гидратации. Подсос воды через такую корку (и из нее) в меньшей степени вызывает деформацию последней.

Исследования фильтрации тампонажного раствора через предварительно сформированные корки бурового раствора позволили установить характер влияния состава и свойств корок на обеспечение контакта их с твердеющим цементным камнем. Корки глинистых буровых растворов, обработанных углещелочным реагентом, при контакте с цементным раствором коагулировали. В этом случае отмечалась наиболее высокая водоотдача. Водоотдача цементных растворов уменьшалась при использовании кальциевых буровых растворов.

Увеличение прочности и снижение проницаемости фильтрационных корок хлоркальциевых малоглинистых растворов, стабилизированных ММЦ, происходит в результате образования при высоких рН среды гидрооксида кальция, который, адсорбируясь на стенках каналов глинистых корок, уменьшает сечение и закупоривает их. Повышение содержания ионов Са2+ в глинистой корке также обеспечивает наличие поверхности ее контакта с цементным камнем. Рецептуры буровых растворов, способствующих повышению качества крепления скважин, известны.

Оказывают ли влияние высокие забойные температуры и давления на обеспечение герметичности зацементированного заколонного пространства?

Да, но только влияя на реологические свойства цементного раствора, – это для «организации» приведенного Рейнольдса, который включает еще очень важный фактор – скорость движения раствора, чтобы знать, когда будет создан турбулентный режим движения раствора. И вот этот режим будет способствовать более полному вытеснению бурового (глинистого) раствора. Здесь все просто: необходимо подбирать рецептуру тампонажного раствора, строго ориентируясь на скважинные условия. Кроме того, существуют шлакопесчаные тампонажные цементы, разработанные специально для высоких температур и давлений [4, 5] («Правда о тампонажных цементах» в двух томах, посвященных только тампонажным материалам, дано объяснение, что и где применять).

Литература

  1. Булатов А.И. Вклад ВНИИКРнефти в научно-технический прогресс в бурении // Нефтяное хозяйство. 1985. № 9.
  2. Видовский А.Л. Напряжения в цементном камне глубоких скважин. М.: Недра, 1977.
  3. Булатов А.И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин. Третье издание. Краснодар: Просвещение-Юг, 2009. С. 934.
  4. Булатов А.И. Правда о тампонажнных цементах. Краснодар: Просвещение-Юг, 2009. Том I. С. 1011.
  5. Булатов А.И. Правда о тампонажнных цементах. Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. Том II. С. 844.

References

  1. A.I. Bulatov. Contribution of oil VNIIKR to scientific-technical progress indrilling // Oil economy. 1985. #9.
  2. A.L. Vidovsky. Strain in cement stone of deep wells. Moscow: Bowels, 1977.
  3. A.I. Bulatov. Detective biography of leak-proofness of oil and gas wells’ support. The 3rd edition. 934 pages. Krasnodar: Enlightenment (education)-South, 2009.
  4. A.I. Bulatov. Truth about plugging cements. Vol. 1. 1011 pages. Krasnodar: Enlightenment (education)-South, 2009.
  5. A.I. Bulatov. Truth about plugging cements. Vol. 2. 844 pages. Krasnodar: Enlightenment (education)-South, 2009.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Булатов А.И.

    Булатов А.И.

    д.т.н., профессор, заслуженный деятель науки и техники РФ, заслуженный изобретатель РФ

    Просмотров статьи: 5737

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru