Способ эксплуатации скважины и перфоратор для насосно- компрессорных труб

Способ эксплуатации скважины и перфоратор для насосно- компрессорных труб

Реферат

 

Способ эксплуатации скважины и перфоратор могут быть использованы при добыче нефти, освоении, ремонте, запуске и выводе скважины на режим. После спуска колонны насосно-компрессорных труб и оборудования измеряют устьевое и затрубное давления и динамический уровень, замеряют скорость и диапазон изменения этих параметров. Затем определяют глубину расположения, диаметр и количество отверстий, необходимых для сообщения трубного и затрубного пространства. В колонну труб опускают перфоратор и выполняют в стенке труб отверстия, после чего проводят повторные измерения и повторяют процедуру перфорации до достижения оптимального режима работы скважины. Перфоратор содержит собранный из трех частей корпус, в верхней и средней части которого выполнены заполненные воздухом полости и жидкостью камера и размещены поршни с плунжерами, а в нижней части - камера, заполненная жидкостью, и воздушная камера, и размещены опорные поршни и поршень-пробойник, сообщенные каналами между собой и выше расположенной жидкостной камерой, а посредством дроссельного канала - с воздушной камерой. В поперечном сечении опорные поршни и поршень-пробойник выполнены с одинаковым диаметром. Площадь поперечного сечения поршней составляет 4 площади поперечного сечения плунжера, а поршня-пробойника - 2 площади плунжера. В результате повышается эффективность способа эксплуатации скважины. 2 с. и 5 з.п.ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области машиностроения, преимущественно к установкам, которые могут быть использованы в нефтегазодобывающей промышленности, в частности при добыче нефти, а также при освоении, ремонте, запуске и выводе скважины на режим.

Известен способ создания условий для освоения, запуска и эксплуатации скважины, включающий подачу рабочего газа в подъемник через газлифтные клапаны и запуск скважины в эксплуатацию, замер технологических параметров при различных установившихся режимах, на основе которых выбирается технологический режим работы скважины, а в случае невозможности обеспечения согласованной работы системы "пласт-подъемник" изменяют месторасположение скважинных камер (точки ввода газа в подъемник) и типоразмеры газлифтных клапанов (см. , например, Зайцев Ю.В. и др., Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин, Москва, Недра, 1984, с. 181-189).

Недостатком этого способа является необходимость иметь достоверные промысловые данные до спуска подземного оборудования в скважину, что практически невозможно особенно для вновь вводимых из бурения в эксплуатацию скважин. Альтернативный способ требует последовательного проведения подземных ремонтов для оптимизации параметров технологических процессов освоения, ремонта, запуска и вывода скважины на режим, что приводит к чрезмерным затратам и потерям времени.

Известен перфоратор для насосно-компрессорных труб, содержащий заполненную жидкостью полость с рабочим поршнем с плунжером, нагнетательную камеру, заполненную жидкостью и снабженную опорным поршнем и поршнем-перфоратором, и компенсационную камеру с дроссельным каналом (см., например, SU, 685812, 15.09.79).

Данный перфоратор может быть использован в насосно-компрессорных трубах, однако область его использования ограничена в связи с недостаточными усилиями, которые он может развить при заданных габаритах перфоратора.

Наиболее близким к описываемому по технической сущности и достигаемому результату является способ создания условий для эксплуатации скважины, включающий спуск, подъем колонны насосно-компрессорных труб, определение технологических параметров работы скважины, установку оборудования для обеспечения откачки среды из скважины, вывод скважины на технологический режим работы (см. SU, 1219791, 23.03.86).

Недостатком этого способа является трудоемкость его проведения, связанная с многократными операциями спуска-подъема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и проведением глубинных исследований.

Наиболее близким к описываемому устройству как объекту изобретения является перфоратор для насосно-компрессорных труб, содержащий корпус, в верхней части которого выполнена заполненная жидкостью полость и размещены рабочие поршни с плунжерами, в корпусе ниже указанной выше полости выполнена нагнетательная камера, заполненная жидкостью и снабженная опорными поршнями и поршнем-пробойником, а в нижней части корпуса выполнена компенсационная камера, сообщенная посредством дроссельного канала с нагнетательной камерой (см. SU, 1391204, 1987).

Недостатком данного устройства является узкий диапазон его применения: - по глубине спуска и перфорирования без дополнительного источника давления; - по типоразмерам перфорируемых НКТ; - по размерам перфорационного отверстия (только один диаметр).

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение эффективности способа с одновременным упрощением его реализации при недостоверной информации для подбора подземного оборудования скважины и при изменяющихся во время эксплуатации характеристиках скважины и систем, связанных с ней, а также расширение функциональных возможностей и надежности работы перфоратора для насосно-компрессорных труб.

Указанная выше задача в части способа создания условий для эксплуатации и ремонта скважины решается за счет того, что в способе, включающем спуск колонны НКТ, установку оборудования для обеспечения откачки среды из скважины, вывод оборудования на режим, задание нескольких режимов его работы, глушение скважины и подъем колонны НКТ, после спуска колонны НКТ и оборудования измеряют значение устьевого и затрубного давлений и динамического уровня, замеряют скорость и диапазон изменения этих параметров, после чего определяют глубину расположения, диаметр и количество отверстий, необходимых для сообщения трубного и затрубного пространства, в колонну НКТ опускают перфоратор и с его помощью выполняют в стенке трубы отверстия, после чего проводят повторные измерения давлений и динамического уровня и повторяют процедуру перфорации труб до достижения оптимального технологического режима работы скважины.

В части устройства как объекта изобретения указанная выше задача решается за счет того, что у перфоратора для насосно-компрессорных труб, содержащего собранный из трех частей корпус, в верхней и средней части которого выполнены заполненные воздухом полости и жидкостью камера и размещены поршни с плунжерами, а в нижней части (головке) - камера, заполненная жидкостью, и воздушная камера и размещены опорные поршни и поршень-пробойник, сообщенные каналами между собой и выше расположенной жидкостной камерой, а посредством дроссельного канала с воздушной камерой, при этом в поперечном сечении опорные поршни и поршень-пробойник выполнены с одинаковым диаметром, а площадь поперечного сечения поршней составляет 4 площади поперечного сечения плунжера, а поршня-пробойника - 2 площади плунжера.

Перфоратор может быть снабжен дополнительными сменными головками с внешним диаметром, соответствующим типоразмеру НКТ.

Кроме того, дроссельный канал может быть выполнен в виде винта с узкой продольной канавкой, обращенная к стенке трубы прокалывающая поверхность поршня-пробойника может быть образована ступенчато сужающейся конической поверхностью с цилиндрическим выступом с конусной торцевой поверхностью на конце, при этом диаметр цилиндрического выступа соответствует диаметру прокалываемого в трубах отверстия, а для спуска перфоратора могут быть использованы трубы, проволока, кабель, либо перфоратор может быть сброшен в колонну насосно-компрессорных труб.

При проведении исследований было установлено, что эффективность работы оборудования в значительной степени зависит от правильности выполнения отверстий в НКТ, особенно когда нет достоверной информации.

Описываемый способ позволяет при выполнении работы по указанной выше последовательности действий определить достаточно точно место расположения отверстий в стенке для сообщения трубного и затрубного пространства, а также их диаметр, разработанная конструкция перфоратора позволяет выполнять отверстия в стенке труб как на заданной глубине, так и заданного диаметра.

Более того, заложенный в описываемом способе алгоритм последовательного приближения позволяет избежать в условиях недостоверной информации и изменяющихся в режиме эксплуатации характеристик скважины и систем ошибок в определении мест выполнения отверстий и их необходимого проходного сечения, что ускоряет процесс выхода скважины на расчетный режим и запуск ее в эксплуатацию.

Выполнение опорных поршней и поршня-пробойника с одинаковым диаметром в поперечном сечении позволяет четко зафиксировать перфоратор в трубе и усилить воздействие пробойника на стенку трубы, что повышает надежность работы перфоратора и его производительность.

Выполнение поршней с площадью поперечного сечения, равного 4 площадям поперечного сечения плунжера, в сочетании с выполнением поршня-пробойника с площадью поперечного сечения, равного двум площадям плунжера, позволяет создать на поршне-пробойнике давление, в 32 раза превышающее первоначально действующее на верхний поршень. Выполнение ступенчато сужающейся поверхности поршня-пробойника исключает возможность залипания поршня-пробойника в процесса прокалывания отверстий и последующего перевода перфоратора после прокалывания отверстия в исходное положение.

Конструкция перфоратора в зависимости от решаемой задачи позволяет как сбрасывать его в колонну НКТ, где он по достижении заданной глубины сделает в стенке трубы отверстие, обеспечив сообщение трубного и затрубного пространств, так и спуск перфоратора на кабеле, проволоке или трубах, причем в случае последнего варианта предоставляется возможность управлять работой перфоратора, если это будет необходимо, с устья скважины. Выполнение корпуса головки перфоратора сварным позволило упростить технологию изготовления внутренних полостей, камер и сообщающих их каналов, а применение сменных головок с внешним диаметром, соответствующим типоразмеру НКТ, расширить диапазон применения перфоратора.

Перфоратор для насосно-компрессорных труб (фиг. 1) состоит из рабочей головки 1, промежуточного цилиндра 2, хвостовика 3, собираемых с помощью резьбового соединения с уплотнительным резиновым кольцом 22 в общую сборку, при этом образовавшиеся камеры А, Б заполняются рабочей жидкостью, например маслом, а полости В - воздухом.

В верхней части хвостовика 3 имеется муфта 4, служащая для подвески перфоратора на трубах, кабеле, проволоке, а также для фиксации поршня 5 с плунжером 6 срезным штифтом 7 в исходном положении. Поршень 5 имеет резиновое уплотнительное кольцо 23.

Диаметр срезного штифта 7 подбирается в зависимости от диаметра прокалываемого в стенке трубы 24 отверстия или в зависимости от гидростатического столба жидкости в колонне НКТ.

Для сообщения пространства над поршнем 5 со скважинной жидкостью в муфте 4 имеются осевой и радиальные каналы.

Нижний конец плунжера 6 при сборке перфоратора входит в жидкостную камеру А промежуточного цилиндра 2, герметизируется с помощью уплотнения (фиг. 2), состоящего из чередующихся металлических колец 9, фторопластовых 10, резиновых 11 и удерживающей эти кольца гайки 12, образуя верхнюю часть жидкостной камеры А, снизу она ограничивается поршнем 13 с уплотнительным кольцом 23.

Для сброса излишков рабочей жидкости из камеры А при сборке перфоратора предусмотрена пробка 14.

Головка 1 перфоратора имеет сварной из трех частей корпус с камерой Б, в верхней части которой имеется уплотнение, показанное на фиг. 2. Камера Б каналами соединена с поршнем-пробойником 17 симметрично расположенными относительно его опорными поршнями 16 и через канавку в дроссельном винте 18 с гайкой 19 с воздушной камерой Г, образованной стаканом 20, спускной пробкой 21 с уплотнительным резиновым кольцом 10 и нижней частью головки 1 с уплотнительным резиновым кольцом 22.

Уплотнение опорных поршней 16 аналогично уплотнению поршня-пробойника 17 показано на фиг. 3 и состоит из фторопластового кольца 9 и резинового 10. На внешней стороне опорные поршни 16 имеют отверстия с внутренней резьбой для извлечения их из головки 1.

При свинчивании промежуточного цилиндра 2 с головкой 1 их соединение герметизируется резиновым кольцом 22, аналогично герметизируется соединение хвостовика 1 с промежуточным цилиндром 2. Плунжер 15 своим нижним концом входит в жидкостную камеру Б, закрывает ее сверху.

Конструкция перфоратора предусматривает несколько сменных головок 1 в зависимости от типоразмера перфорируемых НКТ, а также возможность установки поршня-пробойника 17 с требуемым диаметром цилиндрического выступа, соответствующего диаметру прокалываемого в НКТ отверстия, при этом объем жидкостной камеры Б, воздушной полости Г и диаметр поршня-пробойника 17 в сменных головках 1 остаются постоянными.

Для спуска перфоратора могут быть использованы трубы, кабели, проволока, либо перфоратор может быть сброшен в колонну НКТ.

Способ создания условий для эксплуатации скважины включает в себя спуск колонны НКТ, установку оборудования для обеспечения откачки среды из скважины (это может быть газлифтное устройство, центробежный насос, штанговый насос или какое либо другое насосное оборудование), вывод оборудования на режим, задание нескольких режимов работы оборудования, глушение скважины и подъем колонны НКТ. При этом после спуска колонны НКТ и оборудования измеряют значение устьевого и затрубного давлений и динамический уровень откачиваемой из скважины среды. Затем замеряют скорость и диапазон изменения этих параметров и на основании полученных данных определяют необходимую глубину расположения, диаметр и количество отверстий, которые необходимо сделать в стенке НКТ для сообщения трубного и затрубного пространств. После этого в колонну НКТ опускают перфоратор и с его помощью выполняют отверстия в стенке трубы, а затем проводят повторные измерения давлений и динамического уровня и повторяют процедуру перфорации НКТ до достижения оптимального технологического режима работы скважины.

Перед спуском перфоратора в зависимости от типоразмера НКТ, глубины спуска и диаметра прокалываемого отверстия подбирают поршень-пробойник 17 с цилиндрическим выступом требуемого диаметра и диаметр срезной шпильки 7.

Перфоратор спускают в колонну НКТ. При достижении заданной глубины штифт 7 под действием давления гидростатического столба жидкости на поршень 5 срезается, поршень 5 с плунжером 6 перемещается вниз и передает усилие через жидкость в камере А на ниже расположенный поршень 13. Поршень 13 с плунжером 15 также перемещается вниз и передает усилие через жидкость в камере Б опорным поршням 16 и поршню-пробойнику 17. В результате поршни 16 упираются в стенку НКТ, а поршень-пробойник 17 цилиндрическим выступом прокалывает стенку (фиг. 3).

Одновременно после начала перемещения поршней 16 и 17 жидкость из камеры Б дросселируется через дроссельный канал винта 18 в воздушную камеру Г. Как следствие, после достижения плунжером 15 своего нижнего положения давление в нагнетательной камере Б падает и становится меньше гидростатического давления в колонне НКТ, что, в свою очередь, приводит к возвращению поршней 16, 17 в исходное положение. После этого перфоратор поднимают из колонны НКТ на поверхность и подготавливают для прокалывания нового отверстия.

В случае недостаточного для срабатывания перфоратора гидростатического давления или неточности расчета давления срабатывания увеличивают устьевое давление путем прикрытия запорной арматуры или подачи давления извне (например, с помощью агрегата ЦА-320).

Рассмотрим несколько конкретных примеров реализации описываемого способа создания условий для эксплуатации скважины с использованием описанного перфоратора.

Освоение скважины при выходе ее из бурения, а также после подземного или капитального ремонта скважины при вытеснении (продавке) жидкости сжатым газом или путем газирования жидкости замеряют динамический уровень, который достигнут для данной скважины при существующих ограничениях давления на компрессоре. Затем на глубине границ раздела между фазами жидкости и газа (динамический уровень) осуществляют гидравлическое сообщение затрубного и трубного пространства с помощью перфоратора, спущенного в колонну НКТ на проволоке или кабеле. Эту процедуру повторяют путем последующего спуска перфоратора до вновь установившегося динамического уровня и так до полного освоения скважины.

При ремонте скважин в случаях, когда в НКТ образуется пробка, появляется проблема в глушении скважины. Пробка может быть песчаной, асфальтено-смолистой, парафинистой, соляной, серной и гидратной и из других твердых веществ, при этом она может частично или полностью перекрывать проход в трубе на любой глубине. В таких случаях для глушения скважины сообщают трубное и затрубное пространство непосредственно над границей раздела твердой и жидкой фаз, то есть прямо над пробкой. При этом кроме спуска перфоратора на проволоке, кабеле или колонне труб возможен свободный сброс перфоратора в колонну НКТ. После срабатывания перфоратора через появившееся в трубе отверстие в скважину закачивают необходимое количество жидкости глушения.

При ремонте скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса, в случаях, когда по какой-либо причине не сбивается сливной клапан, появляется проблема подъема колонны НКТ без перелива на поверхность и предупреждения отрицательного влияния на окружающую среду добываемых флюидов. В таких случаях для предупреждения "сифона" на максимально возможной глубине сообщают трубное и затрубное пространство путем прокола в трубе отверстия диаметром, достаточным для излива добываемых флюидов по мере подъема труб.

Для скважин, оборудованных штанговой насосной установкой, такая же проблема возникает при обрыве плунжера и (или) "незалавливании" конуса. В таких случаях перед подъемом колонны НКТ сообщают трубное и затрубное пространство для слива добываемых флюидов.

В аварийных ситуациях при гидроразрыве пласта (срыв пакера) для глушения скважины сообщают трубное и затрубное пространство непосредственно над пакером.

Для запуска газлифтной скважины границу раздела жидкой и газовой фаз (динамический уровень) измеряют после подачи газа и при ее стабилизации, затем на каждом последующем определенном уровне осуществляют ввод газа в газлифтный подъемник путем перфорации отверстия. То есть делают сквозное(ные) отверстие(ия) с определенным диаметром(ами) на определенной глубине. Эти величины определяют (рассчитывают или ищут методом пробного эксперимента) в зависимости от глубины границы раздела между фазами, темпа и диапазона ее изменения. Отверстие(тия) делают с помощью перфоратора, спущенного в трубы на проволоке, или кабеле, или колонне труб. При этом типоразмеры и параметры работы перфоратора подбирают в зависимости от глубины его спуска, диаметра насосно-компрессорных труб и диаметра(ров) отверстия(тий), затем уточняют технологические параметры и повторяют процедуру до достижения оптимальных параметров технологической операции.

Для более обоснованного определения диаметра(ров) отверстия(тий) и глубины его (их) на насосно-компрессорных трубах замеряют глубины границ раздела между фазами, темп и диапазон их изменения при различных значениях устьевого или(и) затрубного давлений и в зависимости от характеристик скважины и связанных с ней систем. Эту процедуру повторяют до достижения оптимальной рабочей (последней) точки ввода газа в подъемник. При выводе на оптимальный режим в процессе эксплуатации газлифтной скважины отверстие в насосно-компрессорных трубах также делают при неправильном выборе глубин расположения газлифтных клапанов (мандрелей), а также при значительном изменении пускового, пластового, устьевого давлений, коэффициента продуктивности и физико-химических свойств добываемых флюидов и пр. Эту процедуру повторяют до достижения оптимальной рабочей (последней) точки ввода газа в подъемник при существующих на данный момент эксплуатации характеристиках скважины и связанных с ней систем.

Для подбора технологического режима насосной установки (при спущенном подземном оборудовании, а именно насосно-компрессорных труб, насоса и пр.) в случае приближения границы раздела газовой и жидкой фаз (динамического уровня) к приему насоса на недопустимо опасную величину (на практике менее 200 м), при которой уже происходит или может произойти срыв подачи насоса, над насосом производят прокол трубы, при этом несмотря на снижение коэффициента полезного действия насосной установки из-за искусственно организованной утечки добываемой среды в затрубное пространство, скважина и установка эксплуатируются более эффективно, так как значительно повышается их межремонтный период.

Конкретный пример реализации способа проследим на газлифтной скважине Самотлорского месторождения.

Скважину запускают в эксплуатацию через максимально углубленный третий газлифтный клапан, расположенный на глубине 1600 метров. Если при этом удалось достигнуть третьего рабочего клапана и динамический уровень расположен на достаточно близком от него расстоянии менее 70 метров, то процедура запуска считается успешной.

Если из-за неточности исходной информации для проектирования скважины (пластового, устьевого и пускового давлений, коэффициента продуктивности) или несовершенства используемой методики определения глубины расположения газлифтных клапанов в скважинном газлифтном подъемнике запуск газлифтной скважины через рабочий клапан не осуществляется, то на месте стабилизации динамического уровня производят сообщение трубного и затрубного пространства с помощью перфоратора. Причем проходное сечение отверстия для рабочего газа подбирают в зависимости от уточненных в процессе запуска скважины ее геолого-технических и технологических параметров (пластового, устьевого и пускового давлений, коэффициента продуктивности, дебит жидкости, рабочее давление газа, газовый фактор и пр.), для данного примера 7 мм. Затем в соответствие с необходимым диаметром отверстия подбирают диаметр прокалывающего выступа поршня-пробойника 17, а в зависимости от углубления точки ввода газа определяют минимальное давление срабатывания перфоратора, диаметр срезного штифта 7.

Если из-за неточности исходной информации для проектирования скважины (пластового, устьевого и пускового давлений, коэффициента продуктивности) или несовершенства используемой методики определения глубины расположения газлифтных клапанов в скважинном газлифтном подъемнике запуск газлифтной скважины через рабочий клапан осуществляется, но динамический уровень расположен значительно ниже рабочего клапана, например 100 м, то при этом данная скважина будет работать с недобором жидкости (на 90 м³/сут), а значит нефти (при обводненности 99% - 9 т/сут) или с перерасходом удельного расхода газа (в данном примере на 8%). Таким образом, на месте стабилизации динамического уровня, например 1700 м, производят сообщение трубного и затрубного пространства перфоратором. Причем проходное сечение отверстия для рабочего газа подбирают в зависимости от уточненных в процессе запуска скважины ее геолого-технических и технологических параметров (пластового, устьевого и пускового давлений, коэффициента продуктивности, дебит жидкости, рабочее давление газа, газовый фактор и пр.) для данного примера 7,5 мм. Затем в соответствии с необходимым диаметром отверстия подбирают диаметр прокалывающего выступа поршня пробойника 17, а в зависимости от углубления точки ввода газа определяют минимальное давление срабатывания, диаметр срезного штифта 7.

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации скважины, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб, установку оборудования для обеспечения откачки среды из скважины, вывод оборудования на режим, задание нескольких режимов его работы, глушение скважины и подъем колонны насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что после спуска колонны насосно-компрессорных труб и оборудования измеряют значение устьевого и затрубного давлений и динамического уровня, замеряют скорость и диапазон изменения этих параметров, после чего определяют глубину расположения, диаметр и количество отверстий, необходимых для сообщения трубного и затрубного пространств, в колонну насосно-компрессорных труб опускают перфоратор и с его помощью выполняют в стенке труб отверстия, после чего проводят повторные измерения давлений и динамического уровня и повторяют процедуру перфорации труб до достижения оптимального технологического режима работы скважины.

2. Перфоратор для насосно-компрессорных труб, содержащий корпус, в верхней части которого выполнена жидкостная камера и размещены поршни с плунжерами, а в корпусе ниже указанной выше жидкостной камеры выполнена камера, заполненная жидкостью, снабженная опорными поршнями и поршнем-пробойником и сообщенная посредством дроссельного канала с воздушной камерой, отличающийся тем, что корпус собран из трех частей, в верхней и средней части которого выполнены заполненные воздухом полости и жидкостная камера и размещены поршни с плунжерами, а в нижней части (головке) - заполненная жидкостью камера, соединенная каналами с опорными поршнями и поршнем-пробойником, и воздушная камера, сообщенная посредством дроссельного канала с вышерасположенной камерой, заполненной жидкостью, при этом в поперечном сечении опорные поршни и поршень-пробойник выполнены с одинаковым диаметром, площадь поперечного сечения поршней составляет 4 площади поперечного сечения плунжера, а поршня-пробойника - 2 площади плунжера.

3. Перфоратор по п.2, отличающийся тем, что перфоратор снабжен сменными головками с наружным диаметром, соответствующим типоразмеру насосно-компрессорной трубы, и поршнями-пробойниками с различными диаметрами цилиндрического (прокалывающего) выступа.

4. Перфоратор по п.2, отличающийся тем, что дроссельный канал выполнен в виде винта с узкой продольной канавкой.

5. Перфоратор по п.2, отличающийся тем, что обращенная к стенке трубы прокалывающая поверхность поршня-пробойника образована ступенчато сужающейся конической поверхностью с цилиндрическим выступом с конусной торцевой поверхностью на конце, при этом диаметр цилиндрического выступа соответствует диаметру прокалываемого в трубах отверстия.

6. Перфоратор по п.2, отличающийся тем, что корпус головки перфоратора выполнен сварным.

7. Перфоратор по п.2, отличающийся тем, что для спуска перфоратора в насосно-компрессорные трубы могут быть использованы специальные трубы, проволока, кабель, либо перфоратор может быть сброшен в колонну насосно-компрессорных труб.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

QB4A Регистрация лицензионного договора на использование изобретения

Лицензиар(ы): Дябин Александр Геннадьевич

Вид лицензии*: НИЛ

Лицензиат(ы): Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяная Инновационная Компания" Петрос"

Договор № РД0059110 зарегистрирован 13.01.2010

Извещение опубликовано: 20.02.2010        БИ: 05/2010

* ИЛ - исключительная лицензия        НИЛ - неисключительная лицензия