Испытания моделей крепи скважин кумулятивными перфораторами. Карбон био цемент


Восстановление герметичности крепи скважин в условиях поглощений на Усинском месторождении

И.Р. Василенко, Б.А. Кузьмин, А.И. Дяченко, М.В. Чертенков

Разработка Р-С залежи Усинского месторождения осложнена аномально высокой вязкостью добываемой нефти, интенсивными (500-800 м3/сут) поглощениями промывочной жидкости в продуктивных пластах, микробиологической коррозией скважинного оборудования, коррозионной агрессивностью добываемой продукции. Залежь разрабатывается с применением паротеплового воздействия на пласт. Перепады давления и высокая температура быстро нарушают герметичность крепи в процессе эксплуатации скважины. Общепринятой практикой при выполнении ремонтных работ является большеобъемная закачка (50-400 м3) высоковязких растворов с последующим закреплением цементным раствором нормальной плотности (1,85-1,92 г/см3). Однако из-за наличия высокопроницаемых каналов, которые отчетливо видны на керновом материале (рис. 1), данная операция не всегда успешна вследствие существования рыхлых пород и промытых зон.

Во время ожидания затвердевания (ОЗЦ) цементного раствора давление в кольцевом пространстве снижается до гидростатического давления столба жидкости затворения и даже ниже. На рис. 2 показано изменение коэффициента аномальности k2 в зацементированном кольцевом пространстве 245-мм кондуктора во время ОЗЦ в скв. 4193 Харьягинского месторождения. Из него видно, что данный коэффициент в кольцевом пространстве снижается до 0,7-0,5. В этот момент в зацементированное кольцевое пространство может проникать пластовая жидкость, что может нарушить герметичность  скважины. Для предупреждения проникновения пластовых флюидов в зацементированное кольцевое пространство применяют различные физические и химические методы воздействия на прискважинную зону:

-повышение давления на устье во время ОЗЦ;

-использование различных кальмататоров в процессе бурения и подготовки скважины к креплению;

-увеличение плотности жидкости затворения и др.

В условиях Р-С залежи Усинского месторождения (пластовое давление на глубине 1200-1300 м равно 6-12 МПа) в идеальном случае плотность изолирующего материала должна составлять около 0,8-1,2 г/см3. Однако таких изолирующих материалов, обладающих и прочностью, и коррозионной устойчивостью, и термостойкостью, и технологичностью, и экономичностью, нет.

По нашему мнению, одним из способов решения данной проблемы является применение пеноцементных растворов. При формировании структуры пеноцементного камня давление во время ОЗЦ не снижается. Этому способствуют находящиеся в объеме цементного раствора пузырьки воздуха. Они способны создавать дополнительное сопротивление движению жидкости в сформировавшихся капиллярах пеноцементного раствора и проводящих каналах пласта. Этот эффект называется эффектом Жамена. При движении пузырьков газа из широкой части канала в узкую форма пузырька изменяется. При этом изменяются радиусы кривизны его сферической поверхности. Тогда капиллярное давление станет равным соответственно для левого и правого мениска/)с1=2о/Г[,/)с?=2о/г2 (о - поверхностное натяжение на границе жидкость - воздух; ri,r2- радиус сферической поверхности пузырька газа соответственно до сужения и во время сужения). Разность этих давлений будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давления, причем pci<pC2, что способствует целостности структуры раствора во время ОЗЦ.

Таблица 1

Номер образца

Плотность, г/см3

Растекаемость, см

Прочность цементного камня на изгиб, МПа, через 1 сут твердения (при Г=75 °С)

Объемная деформация, %,через 1 сут твердения

Сроки схватывания при температуре 75 С, ч-мин

Начало

Конец

1

1,89

19,4

5,7

+0,1

1-30

1-55

2

1,70

19,8

4,2

+0,2

2-25

3-05

3

1,35

17,5

3,8

+0,5

3-10

4-25

4

0,89

15,2

2,8

+0,4

3-40

5-15

Примечание. Водоцементное отношение равно 0,5; водоотделение отсутствует. Таблица 2________________________________________________________

Тип цемента

Диаметр образца, мм

Размер образца цементного камня, мм

Плотность раствора, г/см3,

Растекаемость, см

Прочность на сжатие, МПа

Стабильность,

%

ПЦТДО-50

18

20x20x100

1,72/1,80

15,5/15,5

6,15/6,36

95/100

1,72/1,80

14,0/14,0

24,40/25,1

Пеноцемент

18

20x20x100

1,40/1,42

22/22

2,65/3,40

87/100

1,40/1,42

22/22

18,45/18,75

Примечание. В числителе приведены параметры неомагниченного раствора, в знаменателе - омагниченного.

Предварительные испытания элементов пеноцементной технологии были начаты с высокотемпературного (Г=ЗОО-32О °С) нагрева образцов. Различные по составу образцы цементного камня длительное время находились в паропроводе высокого давления. Комиссионно бьии выбраны образцы из состава тампонажной смеси, названной нами «КАРБОН-БИО». Состав выбирался с учетом геолого-химических особенностей Усинского месторождения. Приготовленный на основе тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» цементный раствор и цементный камень отвечают всем требованиям, предусмотренным ГОСТ 1581-96. Свойства пеноцементного раствора, приготовленного из смеси «КАРБОН-БИО>>, и цементного камня представлены в табл. 1. Из нее видно, что прочность камня (образцы № 3 и 4), полученного из вспененного цементного раствора плотностью 1,70-0,89 г/см3, вполне достаточна.

Улучшить структуру раствора и в целом повысить качество цементного камня можно, применяя магнитную обработку. При этом в цементном растворе создаются дополнительные центры роста кристаллов гидросиликатов из раствора. Появление дополнительных центров роста кристаллов приводит к образованию более однородной структуры раствора с повышенной седиментационной устойчивостью. Для воздействия магнитным полем на цементный раствор нами разработано устройство гидромагнитной обработки цементных растворов (УМОЦР) в промысловых условиях [5-7]. Результаты влияния магнитного поля на физико-механические свойства тампо-нажных растворов и цементного камня приведены в табл. 2. Из нее видно, что такая обработка несколько увеличивает плотность тампо-нажных растворов за счет создания более однородной структуры раствора, а также прочность цементного камня. Стабильность раствора составляет 100 %, т.е. седиментационного водоотделения не происходит.

Испытания в лабораторных условиях моделей крепи скважин (глубина #с=5-8 м) различными тампонажными составами показали практически полное отсутствие дефектов в составах с пеноцементными растворами (рис. 3).

Таким образом, результаты проведенных исследований подтверждают эффективность применения тампонажньгх растворов на основе тампонажной смеси «КАРБОН-БИО». При этом обращает внимание существенное улучшение свойств пеноцементного раствора.

Широкое применение пенных систем затрудняется расчетом основных параметров, прежде всего плотности. Нами была разработана методика расчета плотности пеноцементных растворов при цементировании скважин, позволяющая определить основные параметры режима цементирования при постоянной степени газирования цементного и буферных растворов [9]. В основу методики положены условия обеспечения требуемых свойств  газожидкостной смеси в кольцевом пространстве скважины от устья до наиболее слабого поглощающего пласта. Условием выбора плотности пенной системы является достижение равновесия между давлением в поглощающем пласте и давлением столба газожидкостной смеси в скважине. Данная методика в настоящее время используется при расчете процесса цементирования скважин с применением пеноцементных растворов на Усинском месторождении при капитальном ремонте [10].

Опытно-промышленные работы с использованием пеноцементной технологии и тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» для водоизоляции пласта и восстановления герметичности крепи при капитальном ремонте скважин (КРС) бьии начаты в 2004-2005 гг. Работы выполнялись в паронагаетательных и добывающих скважинах Р-С залежи Усинского месторождения. За этот период было проведено 10 скважино-операций при КРС: по 5 в нагнетательных и добывающих скважинах. По результатам геофизических исследований ультразвуковым сканером USIT качество работ по восстановлению герметичности крепи скважин паронагнетательного фонда признаны хорошим. По добывающему фонду с учетом переходящего эффекта за 2005 г. получено дополнительно 1952,4 т нефти. Показатели

Таблица 3

Номер скважины

Вид/время окончания работ

Дебит жидкости, т/сут

Дебит нефти, т/сут

Обводненность,

%

Дебит жидкости, т/сут

Дебит нефти, т/сут

Обводненность,

%

Продолжительность эффекта, мес

Дополнительная добыча нефти, т

Удельная эффективность, т/суг

Объем закачки цементного раствора, м3

до обработки

после обработки

Добывающие скважинь

4581

Водоизоляция/03.11.04 г.

59,5

2,5

95,8

22,0

12,5

43,2

14

1182

2,8

12

3088

Водоизоляция/27.08.05 г.

101,3

9,2

90,9

19,8

13,5

32,0

2

214,4

2

12

6013

Водоизоляция/23.08.05 г.

88,2

1,7

98,1

65,6

8,5

87,1

3*

304

2,5

12

8115

Водоизоляция/30.09.05 г.

39,0

3,6

90,7

14,5

13,7

5,4

3*

704

7,6

20

8306

Водоизоляция/17.02.06 г.

32

0,2

99,5

25

21

10

8

Паронагнетательные скважины, находящиеся в работе

4033

Восстановление крепи/10.11.05 г.

3,3

6168

Восстановление крепи/26.01.06 г.

8

4254

Восстановление крепи/11.11.05 г.

8

6122

Восстановление крепи/07.03.06 г.

8

6156

Водоизоляция, восстановление крепи/07.04.06 г.

8

эксплуатации скважин после КРС по пеноцементной технологии приведены в табл. 3

Одним из факторов, определяющих успешность проведения операции цементирования, является правильный выбор буферного раствора, а при применении в условиях поглощений - пенного раствора. Выбор буферного раствора определяется, исходя из времени стойкости пены. Стойкость пенной системы должна быть достаточной для проведения всей операции цементирования как при строительстве скважины, так и при юдоизоляционных работах и КРС. Закачка буферной жидкости позволяет создать оторочку между пластовым флюидом и пеноцементным раствором. Кроме того, закачка аэрированной буферной жидкости создает дополнительное сопротивление в пласте, что уменьшает приемистость скважины. При движении в пласте буферная жидкость оказывает отмывающее действие. Со стенок проводящих каналов удаляются вещества, которые могут обладать пеногасящими свойствами. Другим сложным моментом является выбор продавочной жидкости. В условиях интенсивных поглощений, когда приемистость скважины более 800 м3/сут при нулевом давлении, использование в качестве продавочной жидкости технической воды может привести к ее поглощению. Поэтому для сильно дренированных пластов с целью снижения гидростатического давления в конце закачки пеноцемента нами используются аэрированные продавочные жидкости, например, вязкоупругие пенные составы (ВПС), способные сохранять устойчивость к разрушению в течение продолжительного времени. Разработанные нами некоторые рецептуры ВПС обладают стойкостью пены в течение более 10 сут. С применением пеноцементной технологии были проведены работы по креплению эксплуатационных колонн в скважинах Южно-Низевого и Макаръельского месторождений в условиях частичного поглощения промывочной жидкости при бурении продуктивных пластов. Скважины были введены в эксплуатацию с плановыми показателями.

В настоящее время в ООО «РИНКО АЛЬЯНС» продолжаются работы по совершенствованию рецептур тампонажных смесей. На основе тампонажного состава «КАРБОН-БИО» разработан новый состав «КАРБОН-БИО 2" с добавлением фракционного наполнителя размером 0,5-5 мм и стабилизирующих добавок. Коэффициент тампонирующей способности kT£ составляет около 3-4, что значительно выше, чем у «чистых» цементов (1,3-1,8). Работы по промышленному испытанию нового состава намечены в 2006 г.

Выводы

1. Пеноцементная технология является одним из основных технических решений проблемы восстановления герметичности крепи скважин в условиях поглощений.

2. Пеноцементная технология с использованием тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» в сочетании с гидромагнитной обработкой может быть рекомендована при цементировании эксплуатационных колонн, капитальном ремонте скважин и использовании потокоот-клоняющих технологий в промытых зонах при разработке месторождений.

Список литературы

1. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1980.-343 с.

2. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1982.-311 с.

3. Барановский В.Д., Булатов AM., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин. - М.: Недра, 1983. -С. 167-168.

4. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987. - 373 с.

5. Василенко И.Р. Особенности технологии крепления эксплуатационных колонн на многопластовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. -М., 2002.

6. Совершенствование методов обработки цементных растворов магнитным полем/И.Р. Василенко и др.//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1997. - № 3. - С. 42-43.

7. Патент РФ № 2117750 (RU 2117750 С1,6 Е 21 В 33/14). Способ обработки тампонажного раствора и устройство для его осуществления/И.Р. Василенко, В.И. Лесин.

8. Василенко И.Р., Иванов А.Н., Баишев А.Б. Совершенствование технологии крепления скважин//Тр. ин-та/ВНИИнефть. - 2002. -Вып. 127. -С. 84-89.

9. Василенко И.Р. Повышение качества надежности крепи при бурении и капитальном ремонте скважин в условиях вероятной биокоррозии на нефтяных месторождениях. В сб. Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2003 год. - М.: ОАО «ЛУКОЙЛ», 2004. - С. 234-238.

10. Василенко И.Р. Временная инструкция по использованию пеноцементной технологии при водоизоляционных работах и восстановлении герметичности крепи скважин в условиях Р-С залежи Усинского месторождения. - М.: ОАО «ЛУКОЙЛ», 2004. -100 с.

Журнал «Нефтяное хозяйство» № 5, 2006

Дата добавления: 19.07.2006

www.km.ru

Испытания моделей крепи скважин кумулятивными перфораторами - Бурение и Нефть

burneft.ru

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Well casing model testing with perforators

I. VASILENKO, LUKOIL-Engineering, LLC K. Shepel, VNIPIvzryvgeofizika, OJSC

В работе приводятся результаты стендовых испытаний моделей крепи скважин с армированным тампонажным материалом «КАРБОН-БИО» и моделей продуктивного пласта с использованием классической перфосистемы и перфосистемы «СПАРКА».

The paper describes the results of benchmark tests of effects of conventional SPARKA cumulative perforation system developed by VNIPIvzryvgeofizika institute on well casing models and a carbonate formation (cement-sand) model.

Если вас интересует полный текст статьи, Вы можете заказать ее в издательстве.

  1. Василенко И.Р. Особенности технологии крепления эксплуатационных колонн на многопластовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции: Автореферат дисс. канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2002. 24 с.
  2. Василенко И.Р., Балаба В.И. Технология повышения надежности крепи скважин в сложных горно-геологических условиях / Международная конференция «Молодые ученые – науке, технологиям и профессиональному образованию для устойчивого развития: проблемы и новые решения» / Сб. науч. докладов и тезисов. М.: Изд-во АМИ, 1999. Часть 2. С. 65 – 66.
  3. Василенко И.Р., Сенатов В.В. Повышение качества крепи скважин в осложненных условиях Р-С залежи Усинского месторождения // Бурение и нефть. 2010. №12. С. 32 – 34.
  4. Балаба В.И., Василенко И.Р., Владимиров А.И., Гарин Ю.Р., Кершенбаум В.Я., Михайличенко А.В. Промышленная безопасность строительства и реконструкции скважин. Научное издание. М.: Национальный институт нефти и газа, 2006. 456 с.
  5. Ликутов А.Р., Шепель К.Ю., Исаев В.И., Сафарханова Л.И. Способ и модель вторичного вскрытия пласта перфорацией // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2012. №3. С. 51 – 55.
  6. Шепель К.Ю., Исаев В.И., Ликутов А.Р., Стаценко Е.О. Исследование структуры между каналами перфорации на универсальном компьютерном томографе // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2013. №2. С. 48 – 51.
  7. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев В.С. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М.: ООО «Геоинформцентр», 2003. 364 с.
  8. Исаев В.И., Шепель К.Ю. Исследование структуры искусственных образцов пласта до и после перфорации / Тезисы докладов X Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. С. 86.
  9. Григорян Н.Г. Вскрытие нефтегазовых пластов стреляющими перфораторами. М.: Недра, 1982. 263 с.

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Василенко И.Р.

к.т.н., ведущий специалист отдела технологий внутрискважинных работ

ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

Шепель К.Ю.

научный сотрудник

ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика»

Ключевые слова: крепь скважины, кумулятивная перфорация, перфорационный канал, вторичное вскрытие пласта, трещинообразование, адгезия, цементный камень

Keywords: well casing, cumulative perforation, perforation, casing perforation, fracture formation, adhesion, cement stone

Просмотров статьи: 906

Газета "Северные ведомости" - Крепко-накрепко

С каждым годом перспективы развития нефтяной отрасли все больше связывают с разработкой недр тяжелой нефти и природных битумов. «ЛУКОЙЛ-Коми» добывает вязкую нефть на Ярегском месторождении, а также из пермокарбоновой залежи Усинского промысла. При бурении скважин для добычи трудноизвлекаемых запасов применяется пеноцементная технология крепления обсадных колонн, что обусловлено необходимостью повышения качества цементирования в условиях интенсивных поглощений и высоких температурных нагрузок. В качестве тампонажного материала будет служить состав «Карбон-Био AS».

 

Предпочитают горячее

Длинный и трудоемкий процесс строительства нефтяных скважин делится на несколько этапов, каждый из которых имеет стратегическое значение. На стадии оборудования трубами возникает необходимость крепления обсадных колонн, и от качества выполнения этих работ зависит срок службы скважины и уровень нефтеотдачи.

Так, на Ярегском промысле добычу вязкой нефти ведут с помощью технологии SAGD, а пермокарбоновую залежь Усинского – разрабатывают путем пароциклической обработки. Оба метода предполагают закачку горячего пара, под воздействием которого в нефтенасыщенных пластах разжижается нефть. В процессе эксплуатации скважин происходят температурные расширения обсадных колонн, вследствие чего возможны нарушения целостности цементного камня.

В 2015–2016 годах были успешно проведены опытно-промышленные работы по применению тампонажного состава «Карбон-Био AS» отечественного производителя. Хорошие показатели позволили рекомендовать эту смесь для внедрения на производстве. Уже в этом году крепление скважин начнут производить с применением данного тампонажного состава.

– Обычный цемент не в силах выдержать большую температурную нагрузку, а эта смесь позволяет создать цементный камень на основе армированного вяжущего термостойкого материала, устойчивого к аномально высоким температурам 200–300 градусов, – пояснил ведущий специалист отдела сопровождения строительства скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Илья Якупов.

 

Улучшая качество

Плотность этой тампонажной смеси регулируется за счет аэрации, то есть вспенивания. Происходит это путем смешивания цемента с водой и добавлением в полученный раствор воздуха, что превращает его в пенную массу. Аэрация смеси осуществляется компрессором и позволяет снизить ее плотность до 1000 кг/м3. За счет этого повышается качество цементирования и исключается риск интенсивного поглощения пластом цемента, так как масса закупоривает поры, трещины и пустоты горных пород.

Расчетное количество готового раствора через манифольдную линию подается в скважину, проходит по всей ее длине до башмака, откуда заливается в промежуток за трубами. Распределившись равномерно по высоте, он закрепляет обсадную колонну. В течение двух суток масса затвердевает, и только после этого переходят к следующему этапу строительства скважины.

– Ранее в этих целях мы использовали похожий по составу «Карбон-Био 3А», также отечественного производителя. Преимуществом нового материала является высокоплотная добавка в виде алюминиевых маркеров, которые позволяют определять качество цементирования. После крепления колонны и полного затвердевания цемента в скважину опускается геофизический прибор и проводится акустический каротаж, который позволяет определить, насколько качественно проведена работа, – добавил Илья Якупов.

Стратегическим направлением «ЛУКОЙЛ-Коми» является постоянный поиск новых технологических решений, которые помогут предприятию в дальнейшем сокращать затраты, при этом улучшая качество. Новая смесь оказалась более эффективна, к тому же менее затратна, поэтому применение ее на производстве не только повысит продуктивность, но и позволит сэкономить средства.

Екатерина НАГОГА

 

www.gazetasv.ru

Нарьян-Мар | Крепко-накрепко - БезФормата.Ru

С каждым годом перспективы развития нефтяной отрасли все больше связывают с разработкой недр тяжелой нефти и природных битумов. «ЛУКОЙЛ-Коми» добывает вязкую нефть на Ярегском месторождении, а также из пермокарбоновой залежи Усинского промысла. При бурении скважин для добычи трудноизвлекаемых запасов применяется пеноцементная технология крепления обсадных колонн, что обусловлено необходимостью повышения качества цементирования в условиях интенсивных поглощений и высоких температурных нагрузок. В качестве тампонажного материала будет служить состав «Карбон-Био AS».

 

Предпочитают горячее

Длинный и трудоемкий процесс строительства нефтяных скважин делится на несколько этапов, каждый из которых имеет стратегическое значение. На стадии оборудования трубами возникает необходимость крепления обсадных колонн, и от качества выполнения этих работ зависит срок службы скважины и уровень нефтеотдачи.

Так, на Ярегском промысле добычу вязкой нефти ведут с помощью технологии SAGD, а пермокарбоновую залежь Усинского – разрабатывают путем пароциклической обработки. Оба метода предполагают закачку горячего пара, под воздействием которого в нефтенасыщенных пластах разжижается нефть. В процессе эксплуатации скважин происходят температурные расширения обсадных колонн, вследствие чего возможны нарушения целостности цементного камня.

В 2015–2016 годах были успешно проведены опытно-промышленные работы по применению тампонажного состава «Карбон-Био AS» отечественного производителя. Хорошие показатели позволили рекомендовать эту смесь для внедрения на производстве. Уже в этом году крепление скважин начнут производить с применением данного тампонажного состава.

– Обычный цемент не в силах выдержать большую температурную нагрузку, а эта смесь позволяет создать цементный камень на основе армированного вяжущего термостойкого материала, устойчивого к аномально высоким температурам 200–300 градусов, – пояснил ведущий специалист отдела сопровождения строительства скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Илья Якупов.

 

Улучшая качество

Плотность этой тампонажной смеси регулируется за счет аэрации, то есть вспенивания. Происходит это путем смешивания цемента с водой и добавлением в полученный раствор воздуха, что превращает его в пенную массу. Аэрация смеси осуществляется компрессором и позволяет снизить ее плотность до 1000 кг/м3. За счет этого повышается качество цементирования и исключается риск интенсивного поглощения пластом цемента, так как масса закупоривает поры, трещины и пустоты горных пород.

Расчетное количество готового раствора через манифольдную линию подается в скважину, проходит по всей ее длине до башмака, откуда заливается в промежуток за трубами. Распределившись равномерно по высоте, он закрепляет обсадную колонну. В течение двух суток масса затвердевает, и только после этого переходят к следующему этапу строительства скважины.

– Ранее в этих целях мы использовали похожий по составу «Карбон-Био 3А», также отечественного производителя. Преимуществом нового материала является высокоплотная добавка в виде алюминиевых маркеров, которые позволяют определять качество цементирования. После крепления колонны и полного затвердевания цемента в скважину опускается геофизический прибор и проводится акустический каротаж, который позволяет определить, насколько качественно проведена работа, – добавил Илья Якупов.

Стратегическим направлением «ЛУКОЙЛ-Коми» является постоянный поиск новых технологических решений, которые помогут предприятию в дальнейшем сокращать затраты, при этом улучшая качество. Новая смесь оказалась более эффективна, к тому же менее затратна, поэтому применение ее на производстве не только повысит продуктивность, но и позволит сэкономить средства.

Екатерина НАГОГА

 

narianmar.bezformata.ru


Смотрите также