Статьи и обзорыИнгибитор коррозии-бактерицид СНПХ-1004 для нефте- и газодобывающей промышленности (опыт применения)

Ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-1004 для нефте- и газодобывающей промышленности (опыт применения)

12 january 2010, 10:16

    Основные объемы нефти добываются с помощью метода поддержания пластового давления, для этого используются высокоминерализованные пластовые воды. Нефтепромысловая вода, содержащая в своем составе большое количество хлорид-ионов, кислорода, углекислого газа и сероводорода, является стимулятором возникновения и развития локальных электрохимических процессов [1, 2], являющихся наиболее опасным видом коррозионного воздействия и разрушения металла. По степени агрессивности воздействия на коррозионный процесс и по разнообразию форм проявления наиболее сильным из известных стимуляторов коррозии считается сероводород [3 - 5]. Система металл – вода - сероводород является очень сложной, и в ней могут протекать многие реакции с образованием самых разнообразных соединений. Сероводород может находиться как в форме Н2S, так и в виде НS- и S2-[6]. Образующиеся соединения железа с сероводородом и его диссоциированными формами имеют общую формулу FexSy [7, 8]. Специально проведенными исследованиями [9 - 11] было установлено, что сульфид железа типа FexSy является по отношению к железу и стали катодом и образует с ним макрогальваничексую пару, разность потенциалов в которой может достигать значения 0,2-0,36 В. Наличие на поверхности стали металлургических дефектов, длительная эксплуатация оборудования в условиях нефтедобычи способствуют усилению электрохимической гетерогенности системы металл - сточная вода, облегчают развитие микро- и макронеравномерных процессов коррозии. Обладая полупроводниковыми свойствами, сульфид железа не препятствует встречной диффузии ионов Fe2+ и Н+ через кристаллическую решетку и разряду последних. Большие скорости выделения водорода и проникновения его через сульфидные слои вглубь конструкционных материалов способствуют водородному, или точнее, “сульфидному” разрушению корродирующих стальных конструкций в сероводородсодержащих средах [5, 12 - 15]

    В практике добычи нефти для поддержания пластового давления очень часто используются также поверхностные воды близлежащих источников, содержащие большое количество микроорганизмов. Адаптируясь в нефтяном пласте, микроорганизмы продуцируют сульфатвосстанавливающие бактерии. Оседая на поверхности металла, СВБ выделяют сероводород и органические кислоты, например, уксусную, весьма агрессивную по отношению к углеродистой стали. Колонии бактерий не образуют равномерного слоя, а локализуются на неровной поверхности, тем самым создают локальное распределение мощных гальванопар железо/сульфид железа и развитие глубоких язв. Таким образом, биохимическая коррозия также стимулирует локальный процесс разрушения оборудования и, как следует из литературных данных, увеличивает скорость коррозии в 1,5-2 раза.

    Многочисленные литературные данные и многолетняя нефтепромысловая практика показывают, что наиболее опасные виды локальных коррозионных поражений протекают с участием микроорганизмов. По мнению различных авторов, микробиологическая коррозия обусловливает до 20-50%, а в отдельных случаях до 70-80% общих коррозионных потерь в мире [16 - 22].

    Наиболее интенсивно коррозия металлов протекает в анаэробных условиях при наличии в среде сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), в присутствии которых скорость коррозии возрастает в 2,2 – 4 раза [23 - 31].

    СВБ составляют высокоспециализированную группу анаэробных бактерий, которые способны осуществлять диссимиляционное восстановление сульфатов до сероводорода. Наличие биогенного сероводорода резко увеличивает коррозионную агрессивность среды, особенно скорость локальной коррозии [32]. Это связано с тем, что выделение микробами сероводорода высокой концентрации – процесс, локализованный в раковинах вокруг бактериальных колоний. СВБ постоянно воспроизводят сероводород в своей колонии, используя водород, выделенный при катодной коррозионной реакции, и количество сероводорода на этом участке не снижается. В результате поверхность металла непосредственно под бактериальными колониями находится под действием более концентрированного сероводорода и других «агрессивных» метаболитов СВБ, чем поверхность металла свободная от бактерий, что усугубляет процесс формирования раковины коррозии. Выделение бактериями мукополисахаридной слизи делает осадки FeS вязкими и клейкими, что улучшает контакт между катодным FeS и анодной поверхностью металла.

    Все эти факторы приводят к тому, что СВБ, закрепляясь на поверхности металла, вызывают локализованную коррозию более разрушительную, чем чисто химическая сульфидная коррозия.

    Помимо биокоррозии, микроорганизмы являются причиной закупоривания нефтяного пласта скоплением биомассы бактерий, а также продуктами их метаболизма. Жизнедеятельность бактериальной микрофлоры является причиной биодеструкции химических нефтевытесняющих агентов, а также причиной изменения качества и состава нефтей, что проявляется, прежде всего, в повышении их удельного веса, вязкости, содержания асфальтосмолистых веществ [33].

    В связи с этим исследования распространения СВБ в промысловых водах и разработка мероприятий по защите от биокоррозии становятся все более значимыми.

    Проблема сероводородной коррозии весьма актуальна также в газодобывающей промышленности. В настоящее время, с переходом ряда месторождений по добыче газа в позднюю стадию эксплуатации коррозионные проблемы в связи с повышением влажности транспортируемого газа еще более обостряются. Такое изменение коррозионных условий, как считают специалисты ВНИИГАЗа, требует применения наряду с углеводородорастворимыми ингибиторами сероводородной коррозии водорастворимых ингибиторов, опробованных и эффективно применяемых в нефтяной промышленности.

    На сегодняшний день растворимый в воде ингибитор коррозии – бактерицид СНПХ-1004 широко применяется в нефтедобывающей отрасли, он отличающийся высокими бактерицидными и защитными характеристиками в процессах сероводородной и биологической коррозии, наводороживания и охрупчивания. СНПХ-1004 создан в ОАО «НАПОР» путем химического конструирования полифункциональных азот-, фосфорсодержащих молекул. Для установления механизма защитного действия этого ингибитора был исследован процесс формирования защитной пленки на поверхности металла с использованием метода электронной микроскопии [34], при этом четко выявлялась микроструктура поверхности стали. Электронномикроскопическим данными установлено, что ингибитор коррозии СНПХ-1004 образует на поверхности стали двухслойную защитную пленку, сформированную из микромицелл, координирующихся за счет атомов азота и фосфора. Размер микромицелл составляет 50-100 нм. Микромицелла, координируясь на поверхности, как бы разворачивается по типу разорванной тракторной гусеницы. Такому координированию микромицелл может способствовать градиент поля микрогальванических пар на поверхности стали. Вследствие этого, примыкающий к поверхности слой ингибитора сформирован палочкообразными структурами, плотно покрывающими поверхность. Палочкообразные структурные элементы защитного слоя ингибитора отличаются одной интересной особенностью - они селективно координируются в зонах питтинга, образуя плотные упаковки. Последующий слой формируется из неразвернутых мицелл. Таким образом, защитная пленка ингибитора СНПХ-1004 на поверхности стали состоит из плотноупакованного и последующего рыхлого микромицеллярных слоев. Защитная пленка ингибитора полностью формируется на поверхности металла, по данным электрохимических исследований, в течение 15-18 часов.

    Промысловое применение СНПХ-1004 в нефтедобывающей отрасли показывает, что ингибитор эффективен для защиты скважинного оборудования, нефтесборных коллекторов и трубопроводов системы утилизации сточных вод в дозировках 20-25 г/м3 жидкости. Благодаря растворимости ингибитора в пластовых водах и хорошей диффузии реагента в водную фазу защитная эффективность СНПХ-1004 сохраняется на больших расстояниях от места подачи.

    Среди отечественных бактерицидов, известных в нефтяной отрасли, СНПХ-1004 занимает лидирующее положение. Опыт применения данного реагента насчитывает более 10 лет. В настоящее время он с успехом применяется в таких нефтедобывающих компаниях как: Татнефть, Башнефть, Лукойл, Юкос, Тэбукнефть, Пермьнефть, ЗАО «Стимул» (Оренбург), Беларуснефть.

    Эффективная дозировка СНПХ-1004 для подавления сульфатредукторов в планктонной форме, как правило, не превышает 100 г/м3. Сочетание в одном реагенте свойств, устраняющих одновременно весьма значимые осложнения, сопутствующие процессу добычи нефти, что является очень ценным качеством СНПХ-1004, т.к. за счет этого при соблюдении рекомендаций по технологии применения ингибитора достигается высокий технологический и экономический эффект.

    Внедрение СНПХ-1004 в нефтедобывающей отрасли началось в 1989 году. В объединениях Коминефть, Башнефть, Татнефть где коррозионная ситуация была обусловлена высоким содержанием сероводорода и высокой зараженностью СВБ (до 1012 кл/мл). Применение СНПХ-1004 по технологии постоянного дозирования в систему нефтесбора с концентрацией 25 г/м3 и ежемесячной бактерицидной дозы в количестве 50 - 100 г/м3 в течение двух суток привело к резкому снижению аварийности за счет изменения содержания СВБ до минимальных значений и снижения сероводородной активности среды. Эффект от использования СНПХ-1004 проявляется в резком снижении аварийности защищаемых систем и увеличении периода амортизации труб с 2 – 3 лет до 8 – 10.

    За эффективностью использования ингибитора можно проследить также на примере длительного применения его в НГДУ Южарланнефть и Краснохолмскнефть АНК Башнефть. До 1989 года в этих управлениях применялось более 20 наименований ингибиторов. Проводимые защитные мероприятия с помощью этих ингибиторов показывали недостаточную эффективность, что подтверждалось ростом аварийности на трубопроводах. При проведении опытных испытаний СНПХ-1004 в системе нефтесбора и ППД были получены результаты, резко отличающиеся в лучшую сторону от ранее применяемых ингибиторов, таких как СК-378, Коррексит-7798, Викор-1А, Нефтехим. Так, например, при дозировании СНПХ-1004 с удельным расходом от 17 до 30 г/м3 в систему нефтесбора защитный эффект в контрольных точках, установленных после ТВО (трубный водоотделитель) на водоводах в направлении КНС и в нефтепроводах в направлении нефтесборного парка, составил 90% и выше. В ходе длительного промышленного применения установлено, что не менее 70% реагента, дозируемого в системе сбора , переходит в водную фазу и в дальнейшем оказывает защитное действие в системе ППД и в нефтяных коллекторах, содержащих остаточную воду. Не растворимые в воде ингибиторы типа Викор, Нефтехим в основном переходят в нефтяную фазу, остаточное содержание реагентов этого типа в водной фазе практически не обнаруживается, защитный эффект их вследствие этого не высок, бактерицидными свойствами они не обладают. СНПХ-1004 успешно используется также для защиты скважинного оборудования и выкидных коллекторов по технологии периодической заливки ингибитора в затрубное пространство скважины. Установлено, что после произведенной заливки в течение последующих 2-х месяцев осуществляется постепенный вынос ингибитора вместе с добываемой продукцией, причем в первые 20-25 дней в количествах, вполне достаточных для обеспечения эффективной защиты от коррозии и подавления СВБ, поступающих из зараженного пласта. К концу второго месяца после заливки остаточное содержание ингибитора в водной фазе добываемой эмульсии находилось на уровне 14-15 мг/л, а в одной из четырех исследованных скважин – 24 мг/л (см. табл. 1). Такая величина концентрации ингибитора СНПХ-1004 способна поддерживать защиту оборудования на уровне 70-80%.

 

Таблица 1.

№ скв.

Qж, м/сут3

Обводн., %

Qинг, Кг

Дата Заливки

Остаточное содержание СНПХ-1004, г/м3 (дата)

 2941 130 78  76   6.07 14.09 130 (13.07), 48 (24.07), 24 (14.09), 67 (21.09), 32 (11.10), 10 (17.10) 
 2931 76 97  55,5   6.07 14.09  52 (13.07), 15 (14.09), 19 (21.09), 28 (28.09), 20 (17.10)
 2834 21 58  9,25   6.07 14.09 30 (30.07), 14 (14.09), 87 (21.09), 13 (11.10), 12 (17.10) 
 3529 40  85  25,5   6.07 152 (18.07), 15 (14.09) 

    Кроме защиты от коррозии и подавления жизнедеятельности СВБ, поступающих в систему сбора из зараженного пласта, введение СНПХ-1004 в затрубье нефтяных скважин приводит к снижению вязкости добываемой продукции, тем самым облегчает добычу и транспорт нефтяной эмульсии и повышает надежность эксплуатации оборудования. Изучение влияния СНПХ-1004 на вязкость стойких нефтяных эмульсий с обводненность 68-70% при температурах 11-20 оС проводилось с помощью вискозиметра «Visko Star» компании FUNGLAB (Испания). Из результатов опытов, приведенных в таблице 2 следует, что СНПХ-1004 при концентрации 100-150 г/м3 снижает вязкость эмульсии в зависимости от температуры на 60-85%.

Таблица 2.

№ скважины

Температура, 0С

Обводненность эмульсии, %

Значение исходной вязкости, мПа*с

Снижение вязкости (%) при введении СНПХ-1004 в г/м3 воды

25

50

100

150

3046 21 68 2140 13,4 27,2 57,5 77,6
3046 11 68 12830 30 35,5 38,3 49,3
4586 20,5 70 1937 33 49 72,6 74
4586 15,5 70 15630 19,5 55 81 85

    Таким образом, СНПХ-1004 при использовании его по технологии одноразовых заливок в скважину выполняет одновременно три функции. Регулярность проведения заливок ингибитора в скважины, а также постоянное дозирование СНПХ-1004 в нефтесборные коллектора позволяет повысить:

  1. охват ингибиторной защитой сети нефтесбора,
  2. поддерживать уровень зараженности СВБ и скорость коррозии на приемлемо низком уровне 
  3. облегчить транспорт нефти.

    В другом НГДУ «Краснохолмскнефть» с 1990 по 1998 годы (до перехода на деэмульгатор-ингибитор Реапон-ИФ) применялся только один ингибитор – СНПХ-1004. За эти годы удельная частота аварийности в системе нефтесбора сократилась до 0,01, в системе ППД - до 0,02.

    Опыт применения СНПХ-1004 в качестве бактерицида многообразен. Обобщая экспериментальный материал, приобретенный за годы применения СНПХ-1004, можно выделить несколько направлений, по которым использовался ингибитор для целей подавления СВБ. Это:

  1. Ежемесячная обработка системы нефтесбора и ППД по технологии подачи бактерицидной дозы СНПХ-1004 (100 г/м3) в течение двух суток дозаторными установками типа БР, УДЭ.
  2. Обработка резервуаров на УПС, УКПН, товарных парках ударной дозой СНПХ-1004 в концентрации 200 г/м3 в течение времени, достаточном для полного обмена жидкости в резервуаре ингибированной средой. После заполнения резервуара средой его необходимо отсечь из технологического цикла на 24 часа для осуществления максимального контакта сульфатредукторов с бактерицидом. Если резервуар невозможно вывести из рабочего цикла, то в этом случае для эффективного подавления СВБ необходимо увеличить время дозирования бактерицида на прием резервуара на 24 часа.

    Как видно из приведенных результатов, остаточная зараженность по отобранным пробам составила максимум 101 кл/мл (при этом степень подавления биоценоза СВБ составила 99%). Однако, следует заметить, что при способе обработки путем заливки ингибитора в затрубье скважины (обработано только подземное оборудование скважины) достигается подавление биоценоза лишь в стволе скважины, но не в призабойной зоне пласта, при таком способе обработки репродукция колоний СВБ вплоть до прежнего уровня может происходить за короткий срок.

    Бактерицидная обработка, проведенная путем задавливания реагента в призабойную зону скважины с помощью обезвоженной нефти, позволила получить более длительный период отсутствия свб в добываемой продукции.

    За многолетний период применения СНПХ-1004 в нефтедобывающих промыслах выявлено много положительных свойств этого ингибитора-бактерицида:

  • хорошая растворимость в пластовой воде
  • высокая защитная эффективность: 90 - 95% при удельном расходе 20-25 г/м3
  • снижение вязкости водонефтяной эмульсии при ее транспорте
  • проявление эффекта синергизма со многими деэмульгаторами
  • сохранение высокого эффекта защиты при снижении рН нефтепромысловой среды, связанной с солянокислотными обработками, а также при повышении температуры.

    Есть опыт проведения бактерицидных обработок скважинного оборудования в ОАО «Татнефть» и ЗАО «Стимул» (Оренбург) закачкой 2%-ного раствора бактерицида в сточной воде плотностью 1,18 кг/дм3. Результаты полученного при этом эффекта приведены в Таблице 3.

Таблица 3.

Результаты бактерицидных обработок в НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть»

 № ГЗУ

№ скважины   Обводненность Фактические Содержание СВБ, кл/мл

Объем закачки бактерицида, кг

Уд. расход бактерицида, г/м3

до обработки

через 10 дней после обработки

30  3493 82  20 500 103 0
20516 85 40 540 102 0
254Д 84 40 571 104 101
20517 94 60 500 104 100
14996 92 20 521 102 0
20477 96 40 588 104 100
10880 94 70 500 102 0
10842 91 70 515 102 0
20520 94 20 5000 104 101
32 10851 92 20 5000 102 0
 20523 90 20 6300  101 0
10852 99 20 5000 103 101
10854 92 20 5000 - 0
20446 95 20 5000 104 101
 251 95 20 1250 103 101

Таблица 4.

Результаты бактерицидных обработок в НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть»

№ п/п

Наименование объекта

Расход жидкости, Qж, м3/сут

 Расход бактерицида

Режим обработки

Уровень зараженности 

г/м3

 кг/сут

кг/мес 

 Фон (до обработки)

 Через 2 месяца после обработки 

1 Скв. 11 ГЗУ 44С  14 200 2,8 84 Одноразовая закачка месячной дозы (200 Qмес) товарной формы бактерицида в затрубье скважины насосом агрегатом 106
2  Скв. 17972 ГЗУ 15050 С НГДУ "ЛН" 20 200 4,0 120 104 100
3 Скв. 37935 ГЗУ 15050 С НГДУ "ЛН" 13 200 2,6 80,6 104 100
4 ГЗУ 22 С НГДУ "ЛН"  96 200 19,2 38,4 Постоянная закачка в течение 2-х суток через НД  104
5  ДНС-СТП НГДУ "ЛН" 1327 200 265 530  Постоянная закачка в течение 2-х суток на прием буллита резервуара 106 101
6  ДНС-10 С 2600 200 520 1040 --------"-------- 104 100

 

Таблица 5

Результаты бактерицидных обработок в ЗАО «Стимул» (Оренбург)

№ п/п

Наименование объектов

Сред. обводнен-ность, %

Точка подачи реагента СНПХ-1004

Уд. расход, г/м3

Дата и продолжи-тельность подачи

Зараженность СВБ промысловых сред, кл/мл

Точка отбора жидкости

Фон (до обра-ботки)

Количество суток после обработки

3

6

10

12

21

27

33

41

53

55

1 ДНС "Вишневая поляна"  30 Вход ДНС "Вишевая поляна"  119 17-19.05.01 48 часов Выход  105 0   0       0   0  
2  ГЗНУ "Камышла"  -   200 24-25.05.01 24 часа Выход в напр. БКНС-2 104 0 0   0   0       0
 Выход на ДНС-2 104 0 0   0   0       0
 БКНС-2 вход 104       0   0       0
3  ДНС-2  48 Вход ДНС-2 200

31.05-01.06.01 24 часа

Вход 105   0     0          
Выход 103   0     0          
КНС-1 103   0     0          
4 ДНС-3 35 Вход ДНС-3 200 06-07.06.01 24 часа Вход 105 0           0      
УПС 105 0           0      
КНС-141 104 0           0      

 

    Исходя из результатов проведенных исследований и опыта промыслового применения можно рекомендовать следующие методы использования СНПХ-1004 в качестве ингибитора коррозии:

  1. Подача ингибитора в выкидные коллекторы добывающих скважин или в сборные нефтепроводы дозаторными установками типа БР, УДЭ.
  2. Спуск в добывающие скважины контейнеров – дозаторов с реагентом СНПХ-1004.
  3. Периодическая заливка расчетного объема СНПХ-1004 в затрубье добывающей скважины. Расчет объема заливаемого реагента производится исходя из удельного расхода ингибитора 25 г/м3 жидкости, суточного объема добычи в м3/сутки и периодичности обработки не более одного месяца. Количество реагента для разовой заливки не должно превышать 50 кг.
  4. Обработка законсервированных скважин путем заливки расчетного количества ингибитора в приемный коллектор или в затрубье скважины.
  5. Обработка систем нефтесбора и ППД с целью подавления сульфатвосстанавливающих бактерий в трубопроводах по технологии подачи ударной дозы Снпх-1004 с концентрацией 100 г/м3 в течение двух суток дозаторными установками типа БР, УДЭ.
  6. Обработка резервуаров на УПС, УКПН, товарных парках ударной дозой СНПХ-1004 в концентрации 200 г/м3 в течение времени, достаточном для полного обмена жидкости в резервуаре ингибированной средой.

    С целью оценки применимости СПНХ-1004 в газодобывающей промышленности в отраслевом институте ВНИИГАЗ проведены автоклавные испытания ингибитора применительно к условиям эксплуатации соединительных газопроводов ОНГКМ, транспортирующих неочищенный природный газ при 100% влажности при следующих параметрах:

Робщее - 5,0 Мпа;

РН2S - 0,25 Мпа;

РСО2 - 0,1Мпа;

Т = 400С;

Среда: электролит ( 3% NaCI + 250 мг/л СН3СООН) + керосин, 9:1

    В этих условиях СНПХ-1004 оказался эффективным (более 90%) при концентрации 30мг/л. Кроме того, в процессе исследований в соответствии с требованиями, предъявляемыми к ингибиторам, применяемым в газовой промышленности, установлено:

  • СНПХ-1004 проявляет высокую степень защиты от наводороживания и от охрупчивания, значение которой при 30 мг/л составляет 88%;
  • Ингибитор СНПХ-1004 не только не влияет на пенные характеристики 30% водного раствора диэтаноламина (абсорбента), но и улучшает протекание этого процесса, работая как пеногаситель. Концентрация ингибитора 100 мг/л полностью подавляет образование пены. Также установлено отсутствие отрицательного влияния ингибитора на технологические процессы разделения эмульсии воды и углеводородного конденсата.

    По результатам исследований ВНИИГАЗа СНПХ-1004 признан перспективным ингибитором для защиты газодобывающего и газотранспортирующего оборудования, контактирующего с сероводородсодержащим газом при 100% влажности.

    Эффективность СНПХ-1004 подтверждена также исследованиями зарубежных фирм. По результатам автоклавного тестирования, проведенного в фирме Höehst AG, при концентрации 50 мг/л СНПХ-1004 снижает скорость коррозии углеродистой стали более чем на порядок, что соответствует 94% защите в условиях:

4 bar  СО2 /  2 bar  Н2S;

Т = 1200С;

Среда - 3% NaCI.

    В лаборатории Höehst AG также были проведены испытания бактерицидного действия. СНПХ-1004 на штаммах СВБ показал отличное действие (100%) по их подавлению при концентрациях ингибитора 50-100 мг/л.

    В нашем распоряжении имеются также материалы компании Налко Эксон Энерджи Кемикалз по исследованию реагента на способность к предотвращению локализованной коррозии. Данные работы проводились с использованием метода циклической вольтамперометрии на проточном коррозионнометрическом стенде производства Cormon (Великобритания), в качестве измерительного прибора использовалась портативная электрохимическая лаборатория AEW2-30, производства Sycopel (Великобритания). Циклическая вольтамперограмма снималась при развертке потенциала от –50 mV до +200 mV, при этом измеряется индуцированный ток, а так же потенциал, при котором происходит смена его “направленности”.

    По проведенным работам сделаны следующие заключения:

  • Ветвь обратного хода вольтамперометрограммы лежит ниже ветви обратного хода, т.е. отсутствует гистерезис, что свидетельствует о наличии защитной «пленки» на поверхности электрода, достаточно прочно связанной с поверхностью металла;
  • Максимальное значение индуцированного тока не превышает 2 мкА против 15300 мкА контрольного замера;
  • Значение потенциала, при котором ток меняется с положительного на отрицательный, примерно равно 90 – 100 mV, что также говорит о наличии защитной пленки на электродах;
  • Оценка защитного действия ингибитора СНПХ-1004 против локализованной коррозии дает эффективность 99,99%.

    В настоящее время СНПХ-1004 широко применяется на многих месторождениях: Татнефть, Башнефть, Лукойл, Юкос, Тэбукнефть, Пермьнефть, ЗАО «Стимул» (Оренбург), Беларуснефть. Заявляемая потребность в СНПХ-1004 ежегодно составляет не менее 3-4 тыс. тонн. Реальная возможность производства ограничена производственными мощностями, расчитанными на 7 тыс. тонн.

Поставляется в железнодорожных цистернах. Возможна поставка в бочкотаре и самовывозом.

Держателем НТД и патентообладателем является ОАО «НАПОР».

Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

АО «НАПОР», 1990-2021
420045, г. Казань, ул. Николая Ершова, 29 Тел. (843) 238-90-48

Компания Астен — создание и продвижение сайтов в Казани