Налко

Химизация процессов добычи нефти и защита внутрискважинного оборудования
ОПЫТ КОМПАНИИ «НАЛКО» В СФЕРЕ ХИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССОВ
ДОБЫЧИ НЕФТИ ТНК-ВР И ЗАЩИТЫ ВНУТРИСКВАЖИННОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ОТ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ
ДАНИЛОВ Игорь Вячеславович
Специалист по внедрению новых технологий и реагентов на территории России ООО «Компания «Налко»
технологической эффективности внедрения СУХ на
скважинах можно судить по таким показателям, как
динамика отказов и СНО. В результате реализации совместного проекта компаний ТНК-ВР и «Налко» по комплексной химизации Самодуровской и Пономаревской групп
месторождений ОАО «Оренбургнефть» удалось снизить число отказов погружного оборудования по коррозии на 87,5%,
отказов внутрискважинного оборудования по солеотложениям — на 42,5%. При этом средняя наработка по данному
фонду выросла почти в два раза за три года. По второму
проекту, внедрению СУХ на скважинах Ем-Еговской площади
ОАО «ТНК-Нягань», в 2010 году удалось достичь 30%-ного
снижения количества отказов по сравнению с 2009 годом,
а СНО за два года увеличилась с 719 до 1126 сут.
Сотрудничество двух компаний доказало свою эффективность, и в 2011 году планируется его продолжить, в частности, по таким направлениям, как ОПИ новых ингибиторов
и растворителей солеотложений, решение проблем образования соляных мостов между насосом и обсадной колонной, повышение защиты оборудования методом постоянного дозирования и методом обработок ПЗП проблемных скважин и др.
О
Компания «Налко» оказывает сервисную поддержку предприятиям нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. Среди подразделений
компании для нефтедобывающей промышленности
можно назвать компанию «Адомайт», которая специализируется на стимулировании добычи и цементаже, и TIORCO — на технологиях ПНП и OFC.
Российские производственные базы «Налко» расположены в г. Альметьевске и Когалыме («Когалымский завод химреагентов»). Наличие производственных единиц и научно-исследовательских лабораторий в непосредственной близости от нефтедобывающих предприятий позволяет оказывать полный
спектр сервисных услуг по подбору и сопровождению применения нефтепромысловых химреагентов.
Исследовательские подразделения в Альметьевске
и Когалыме, в частности, осуществляют разработку
и подбор деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов и растворителей солеотложений, реагентов комплексного действия, бактерицидов, коагулянтов и флокулянтов, растворителей и ингибиторов
АСПО, противотурбулентных присадок.
БОРЬБА С КОРРОЗИЕЙ
Первым совместным проектом «Налко» и ТНК-ВР
стала разработка и реализация стратегии защиты
трубопроводов в ОАО «ТНК-Нягань». Проект осуществлялся в течение 2004–2006 годов. Применение
ингибитора коррозии «Корексит SXT 1003» в комплексе с плановой заменой наиболее аварийных уча50
спецвыпуск
стков нефтепроводов позволило снизить количество
отказов по району пилотного проекта практически
до нуля. Проведенная работа доказала возможность
эффективной защиты трубопроводов со сроком эксплуатации 14 лет и более.
Эффективность данного проекта в значительной
степени обеспечивалась применением подходов,
стандартов и методик, разработанных компанией
«Налко» для мониторинга и контроля коррозии. К
ним относятся: стандартизация управления целостностью трубопроводной системы, включающая сбор
и анализ данных с месторождения до начала работ;
анализ отказов; подбор оптимального метода химической защиты; минимизация вредного воздействия
на окружающую среду; мониторинг коррозионных
процессов; анализ информации в процессе ингибиторной защиты; внесение изменений в регламент обработок в случае необходимости; а также проведение внутренних аудитов для улучшения программы
ингибиторной защиты (рис. 1).
БОРЬБА С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ
К технологическим решениям компании для контроля солеотложений можно отнести установку DepCon (рис. 2), предназначенную для контроля формирования солеотложений в реальном времени в наземном оборудовании. Установка устройства DepCon
в основной или боковой поток позволяет получить
дополнительную информацию, ценную с точки зрения диагностики состояния системы. Данная информация может использоваться для выбора наилучшего
для данных скважинных условий ингибитора солеотложений, оптимизации скорости обработки или
определения стабильности процесса. В защищенной
системе с течением времени увеличение количества
отложений не происходит.
Для проведения прогнозной оценки склонности к
образованию отложений солей можно использовать
электронно-сканирующую микроскопию (ЭСМ). Это
уникальный метод, который используется для анализа состава взвешенных частиц в подтоварной воде
с высокой степенью точности. Использование ЭСМ
позволяет осуществлять измерение образцов непосредственно с месторождения, без какой-либо предварительной обработки.
Кроме того, для борьбы с солеотложениями предлагается проведение обработок ПЗП ингибиторами
солеотложений, применение твердых ингибиторов
солеотложений серии ASP, технологии ингибирования солеотложений ACCESS для малообводненных
скважин. Технология ACCESS, в частности, позволяет контролировать и подавлять процессы отложения солей, коррозии, зараженности СВБ.
инженерная практика
Рис. 1. Анализ системы для оценки рисков и формирования решений
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО
И ГИДРАТОВ
Для предотвращения отложения АСПО и гидратов
разработаны системы Control-2 и Control-3 — продукты для контроля асфальтенов. Они используются для
ингибирования и диспергирования асфальтенов в
нефти. Также они могут применяться для постоянного дозирования в наземном оборудовании или контроля отложений асфальтенов в пласте.
Кроме того, разработан ингибитор парафиноотложений для ОПЗ ЕС 6002A, ингибиторы и антиагломераты для контроля гидратообразованиея. Для предотвращения формирования гидратов мы, в частности, предлагаем три решения:
– Kinetic Hydrate Inhibitors (KHI’s) — полимерные
ингибиторы гидратообразований, которые применяются при температуре до -5°С.
– KHI-MAX — комбинация кинетических ингибиторов гидратообразования и метанола или этиленгликоля, которая предназначена для расширения границы применения при низких температурах, уменьшения объема применения термодинамических ингибиторов и обработки систем с
высокой обводненностью.
– Anti-Agglomerate inhibitors (AA’s) — антиагломераты на основе ПАВ, работающие при температуре
выше 5°С с дозировкой около 1% от объема.
У «Налко» имеется обширный опыт сотрудничества по проектам комплексной химизации с компанией ВР. Данное направление работ мы рассматриваем
как наиболее перспективное. Подобные проекты ведутся в течение нескольких десятилетий в штате Техас (США) и более пяти лет — в Казахстане.
Рис. 2. Технология DepCon
В России компания принимает участие в двух проектах системы управления химизацией (СУХ) месторождений ТНК-ВР: по комплексной химизации Самодуровской и Пономаревской групп месторождений
ОАО «Оренбургнефть» и по защите от солеотложеспецвыпуск
51
Химизация процессов добычи нефти и защита внутрискважинного оборудования
Таблица 1
Фактические показатели эффективности проекта комплексной химизации Самодуровской и Пономаревской групп месторождений
ОАО «Оренбургнефть»
Наименование
Параметры
Давление/дебит
Отказы
оборудования
Данные по
скважинам
Ответственные
Отбор проб/замеры
ТНК/И-Нефтесервис
Периодичность
Анализы
ТНК-ВР/Налко Ежедневно
ТНК-ВР/Налко
Налко
Постоянно
И-Нефтесервис/Налко
Налко
По доп. графику
Вискозиметр/ботлтест
И-Нефтесервис/Налко
Налко
По доп.
Система ТНК
ТНК-ВР
ТНК-ВР/Налко Ежедневно
И-Нефтесервис/Налко
Налко
ТНК-ВР/Налко
ТНК-ВР/Налко Постоянно
И-Нефтесервис/Налко
Налко
Ежемесячно
И-Нефтесервис/Налко
Налко
По мере необх.
И-Нефтесервис/Налко
Налко
раз в полгода
Водяная баня
И-Нефтесервис/Налко
Налко
Еженедельно
Система ТНК
ТНК
ТНК-ВР/Налко Ежедневно
Система ТНК
Фильтрация воды
ТНК
И-Нефтесервис/Налко
ТНК-ВР/Налко Ежедневно
Налко
Ежемесячно
Фильтрация воды
И-Нефтесервис/Налко
Налко
Аналитический
метод
Текущие
показатели
Система ТНК
Визуально, анализ
жидкости и
отложений
Участие на всех
стадиях
расследования
Состав нефти и
воды
Стабильность
нефтяной
эмульсии
графику
Вязкость/эффекти
вность деэм-ра
Давление/объем
жидкости
Гравиметрия по 12
точкам
Данные по АГЗУ
Данные
коррозионного
мониторинга
Аварийность
Данные
мониторинга
солеотложений
Поступающая
эмульсия на УПСВ
Самодуровская
УПСВ
Самодуровская
Система
подготовки нефти
и воды, система
ППД
Система ППД
Откачка нефти на
УПСВ Графское
Трубопровод
СамодуровкаГрафское
Остаточное
содержание
SEM анализы
Остаточное
содержание
Обводненность/
стабильность
Объем жидкости и
нефти
Давление
SEM анализы
Millipores – для
подтоварной воды
Нефтепродукты в
воде
Растворенный
кислород в воде
Уровень
зараженности СВБ
и КPБ
Объем жидкости
Давление
Приемистость
скважин
Потеря массы
Статистический
ASTM D 2327
0,0006–0,005
мм/год
Участие в
расследовании
причин порыва
3,1–8,3 мг/л
Фильтрация воды
Nalco WI 175
5–27 мг/л
До 100 мг/л
ТНК-ВР/Налко
ТНК-ВР/Налко Ежедневно
Экспресс-тесты
0–3,5 мг/л
И-Нефтесервис/Налко
Налко
1 раз в 3 мес
Послед-х раств-й
10°–10
И-Нефтесервис/Налко
Налко
1 раз в полгода
Система ТНК-ВР
Система ТНК-ВР
ТНК-ВР
ТНК-ВР
ТНК-ВР/Налко Ежедневно
ТНК-ВР/Налко Ежедневно
Система ТНК-ВР
ТНК-ВР
ТНК-ВР/Налко Ежемесячно
ТНК-ВР
ТНК/Налко
Ежедневно
Обводненность
до 5%
Качество нефти
ГОСТ
Качество нефти
Массомер
ТНК-ВР
ТНК/Налко
Ежедневно
Давление/Объем
жидкости
Система ТНК-ВР
ТНК-ВР
ТНК/Налко
Ежедневно
ПРОЕКТ КОМПЛЕКСНОЙ ХИМИЗАЦИИ
САМОДУРОВСКОЙ И ПОНОМАРЕВСКОЙ
ГРУПП МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В реализации проекта СУХ на Самодуровской и
Пономаревской группах месторождений можно выделить следующие основные этапы:
спецвыпуск
Ежемесячно
ГОСТ
ний Ем-Еговского месторождения ОАО «ТНКНягань».
52
от 1 до 3 мес
– изучение Самодуровской группы месторождений и проблем, связанных с добычей, транспортом, подготовкой нефти, а также подготовкой
и утилизацией подтоварной воды (май – июнь
2007 года);
– анализ достижимости поставленных заказчиком
целей (июнь 2007 года);
– разработка программ химического и сервисного
обслуживания (июнь 2007 года);
инженерная практика
Рис. 3. Структура фонда скважин Самодуровской
группы месторождений по типам осложнений
– проведение тендера (июнь 2007 года);
– мониторинг, регистрация подобранной линейки
химреагентов (июнь – август 2007 года);
– проведение ОПИ химреагентов (август – октябрь
2007 года);
– плановая работа по проекту с ежемесячным
анализом достигнутых результатов (с ноября
2007 года по настоящее время).
– расширение охвата проекта с включением Пономаревской группы месторождений (с 1 января
2009 года);
– эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт средств электрохимзащиты (ЭХЗ) и протекторов (с 1 июня 2010 года).
В рамках проекта СУХ был проведен комплекс работ (табл. 1). На УПСВ «Самодуровская» выполнена
подготовка нефти с доочисткой воды; защита площадочного оборудования и оборудования системы
ППД от солеотложений; защита оборудования системы ППД от коррозии, защита напорных нефтепроводов УПСВ «Самодуровская» — УПСВ «Графское» и
УПН «Пономаревская» — ПСП «Шкапово» от АСПО.
На Самодуровском, Ефремо-Зыковском, Спасском и
Пономаревском месторождениях реализована защита внутрискважинного оборудования и трубопроводов от АСПО, внутренней и наружной коррозии, ВВЭ
и солеотложений; обеспечена поддержка рабочего
давления в выкидных линиях. На Родниковском, Романовском и Врезовском месторождениях приняты
меры по защите внутрискважинного оборудования
от внутренней коррозии. Кроме того, на Самодуровской группе месторождений компания «Налко» организовала целенаправленную работу с осложненным
фондом скважин с учетом всех осложняющих факторов при добыче, транспортировке и подготовке
нефти. Надо отметить, что для большей части скважин этого месторождения характерны несколько типов осложнений (рис. 3), что требует проведения
комплексных мероприятий.
Рис. 4. Растворенные отложения из подтоварной воды
на Самодуровском месторождении, 1 июня и 2 сентября 2007 г.
На лабораторной стадии проекта применялась
аналитическая программа контроля растворимости
отложений и сканирования микроскопических элементов (ESEM). Она позволила определить количество растворенных солей и частиц в подтоварной воде, их состав, размер и химические характеристики
для последующего выбора эффективного ингибитора солеотложений. Результаты исследований показывают, что большая часть отложений представляет
собой кристаллы гипса, сульфида железа и карбоната кальция. Для этих кристаллов характерны слегка стертые края, и их перемещение невозможно
вследствие больших размеров (рис. 4). Они образуются в подтоварной воде, обработанной местным
продуктом.
Исходя из полученных результатов на лабораторной стадии был разработан ингибитор солеотложений
для постоянного дозирования и разовых заливок с
учетом низкой коррозионной активности и совместимости с материалами дозировочного оборудования.
После этого были определены скважины для
включения в программу аналитического контроля солеотложений, отобраны пробы воды и проведен их
анализ. Чтобы проанализировать причины отказов
внутрискважинного оборудования и выработать меры по их предупреждению, специалисты «Налко»
участвовали в проведении СПО. В соответствии с
фактическим состоянием скважинного оборудования и характером отложений проводилась корректировка программы обработок. Для обработки скважин
применяется специальная техника (рис. 5).
Рис. 5. Спецтехника для обработки скважин
и трубопроводов несколькими видами химреагентов
спецвыпуск
53
Химизация процессов добычи нефти и защита внутрискважинного оборудования
Рис. 6. Динамика аварийности по внутренней коррозии в системе сбора Самодуровского месторождения,
2007–2010 гг.
Одной из задач, поставленных в рамках проекта,
было снижение аварийности по внутренней и наружной коррозии (рис. 6, 7). Соответствующие обработки скважин начали проводиться с ноября 2007 года,
затем 01.10.08 г. они были приостановлены, после
чего возобновлены 24.10.08 г. В результате проведения обработок уровень порывов в системе сбора по
причине внутренней коррозии удалось снизить на
43%. Была рекомендована «участковая» замена тру-
бопровода АГЗУ-15 — АГЗУ-8, где в 2009 году из
22 аварий 11 произошло по причине внутренней коррозии.
В результате реализации проекта количество отказов погружного оборудования по коррозии снизилось на 87,5%, отказов на внутрискважинном оборудовании по солеотложениям — на 42,5%. Отказов погружного оборудования по причине ВВЭ и АСПО не
наблюдалось (табл. 2). Благодаря комплексу мер так-
Рис. 7. Динамика аварийности по наружной коррозии в системе сбора Самодуровского месторождения, 2007–2010 гг.
54
спецвыпуск
инженерная практика
Таблица 2
Оценка технологической эффективности проекта комплексной химизации Самодуровской и Пономаревской групп
месторождений ОАО «Оренбургнефть»
Решаемая проблема
Технологическая эффективность
Снижение аварийности по трубопроводам:
Коррозия трубопроводов
– системы нефтесбора от 43 до 100% (пороговое значение «отлично»)
– системы ППД на от 50 до 96% (пороговое значение «отлично»)
Коррозия внутрискважинного
оборудования
Солеотложения на
внутрискважинном оборудовании
Снижение отказов погружного оборудования по
причине коррозии на 87,5%
Снижение отказов погружного оборудования по
причине солеотложений на 42,5%
АСПО на внутрискважинном
оборудовании и вязкие эмульсии
Отсутствие отказов погружного оборудования
по причине высоковязких эмульсий и АСПО
Подготовка нефти
Снижение среднемесячного количества дней с несоответствием качества нефти
и подтоварной воды с 8 в 2007 году до 0,75 в 2010 году (пороговые значения «цель»
и «отлично»)
Среднемесячная доступность подачи
химреагентов
Проведение работ с показателем доступности подачи химреагентов относительно
запланированной на уровне 80-100% (пороговые значения «цель» и «отлично»)
же удалось достичь увеличения наработки на отказ
по цеху с 406 сут в 2007 году до 740 сут на начало
2011 года.
В 2011 году на Самодуровской группе месторождений планируется организация обработок призабойной зоны скважин солеобразующего фонда и задавка в пласт ингибитора солеотложений ЕС 6145А
для решения проблемы образования соляных мостов
между насосом и обсадной колонной части добывающего фонда скважин. Для решения проблемы нестабильности асфальетнов части добывающего фонда
скважин Родниковского месторождения будет проводиться защита оборудования методом постоянного
дозирования и методом обработок призабойной зоны проблемных скважин и задавкой в пласт ингибитора асфальтенов Control 2. Кроме того, предполагается увеличение производительности осложненных скважин Родниковского месторождения путем их
стимуляции кислотными обработками.
ПРОЕКТ ХИМИЗАЦИИ ЕМ-ЕГОВСКОЙ
ПЛОЩАДИ ОАО «ТНК-НЯГАНЬ»
Проект по защите внутрискважинного оборудования Ем-Еговского месторождения начался в сентябре
2008 года с визита специалистов компании «Налко»
на месторождение. В рамках проекта были поставлены задачи уменьшить количество отказов по фонду СУХ, увеличить НнО по солеобразующему фонду,
снизить операционные затраты и потери нефти от
простоев, связанных с солеотложениями, обеспечить заявленную наработку по скважинам, осложненным солеотложениями, а также провести ОПИ новых
марок ингибиторов и растворителей солеотложений.
Этих целей удалось достичь. Так, в 2010 году число отказов по фонду СУХ сократилось на 30 по
сравнению с уровнем 2009 года. В 2009 году наработка увеличилась на 98 сут, в 2010 году —
на 309 сут и по состоянию на 01.01.11 г. составила
1126 суток (рис. 8).
Увеличение наработки на отказ
по цеху с 406 сут в 2007 году
до 740 сут на текущий период
ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ
Реплика: Хотелось бы отметить два момента. Во-первых,
рост НнО по скважинам «ТНК-Нягани» и «Оренбургнефти»
нельзя отнести исключительно к заслугам компании «Налко». Все-таки это в первую очередь результат мероприятий, проводимых ТНК-ВР и направленных на оптимизацию
данных показателей.
Во-вторых, опыт компании ТНК-ВР говорит о том, что технологии «Налко» успешны не на 100%. В частности, применение технологии задавки ингибитора в «затруб» скважин с уплотняющим бурением не дало ожидаемого эффекта. В связи с этим для предупреждения первого отказа на
этих скважинах впредь будет применяться только ОПЗ –
технология, эффективность которой подтверждена.
Игорь Данилов: Спасибо, учтем.
Вопрос: Есть ли у компании «Налко» решения, позволяющие прогнозировать динамику солеобразующего фонда и
в результате определенных мер предупреждать отказы по
солеотложениям?
И.Д.: Да, такое решение есть, эта программа ScaleSoftPitzerTM. В настоящее время ведется подготовка к внедрению данной технологии.
Вопрос: Какие ингибиторы солеотложений ваша компания
может предложить для скважин с низкой обводненностью?
И.Д.: Маслорастворимые ингибиторы. Как раз в настоящее
время мы ведем их доработку и вскоре сможем предложить
для ОПИ.
Вопрос: В прошлом году со стороны заказчика высказывалось мнение о том, что ингибиторы солеотложений «Налко»
обладают повышенной коррозионной агрессивностью. Можете ли Вы это прокомментировать?
И.Д.: Проведенные исследования не выявили повышенной
коррозионной агрессивности наших ингибиторов. Рост коррозионной агрессивности, который зафиксировал заказчик
на отдельных скважинах при их применении, мог быть связан с повышенным уровнем pH или какими-либо другими
факторами. Этот вопрос еще предстоит изучить.
спецвыпуск
55
Химизация процессов добычи нефти и защита внутрискважинного оборудования
Рис. 8. Динамика солеобразующего фонда и НнО скважин Ем-Еговской площади ОАО «ТНК-Нягань», 2009–2010 гг.
Рис. 9. Структура солеобразующего фонда Ем-Еговской площади ОАО «ТНК-Нягань», 2009–2010 гг.
В реализации проекта СУХ на Ем-Еговской площади «ТНК-Нягань» в 2008–2009 годах можно выделить несколько этапов:
– обеспечение бесперебойной работы дозировочного оборудования;
– выполнение плана периодических обработок;
– подготовка к ОПЗ ЕС 6246А;
– исследование керна на возможное повреждение
проницаемости при сквизинге;
56
спецвыпуск
– исследование применяемых химреагентов на
совместимость с пластовой водой;
– исследования керна с построением изотермы
для уточнения модели выноса реагента;
– организация контроля остаточного содержания
ингибиторов ЕС6246А и VX8697.
В 2008 году произошло 54 отказа внутрискважинного оборудования по причине солеотложений. Был
проведен детальный анализ скважин осложненного
инженерная практика
пласт ков для закрепления реагента в пласте при
проведении ОПЗ (рис. 9).
В целом по фонду СУХ Ем-Еговской площади в
2010 году достигнуто 30%-ное снижение числа отказов по сравнению с 2009 годом.
В 2010 году 76 скважин Ем-Еговской площади были обработаны модифицированными кислотными
композициями, в результате чего удалось увеличить
наработку на отказ в среднем на 54 суток (15%). Одна из скважин отработала 213 суток и была остановлена для проведения ГТМ. По состоянию на
01.11.2011 г. 56 скважин находились в работе со
средней наработкой 77 суток.
На 2011 год намечено выполнение ключевых показателей эффективности по Ем-Еговской площади,
увеличение СНО по солеобразующему фонду и снижение затрат на ТРС путем сокращения отказов по
солеотложениям. Кроме того, запланировано проведение ОПИ новых ингибиторов и растворителей солеотложений, разрабатываемых «Налко».
Также хотелось бы отметить, что в 2010 году
в ОАО «ТНК-Нягань» проведены ОПИ ингибитора
коррозии ЕС 1447WR1 на укрупненном нефтепромысле Каменное. Готовятся испытания ингибитора гидратоотложений ЕС 6481А на Талинской площади. S
Реклама
солями фонда и на его основе внесены изменения
способов защиты скважин. В частности, было решено провести обработки ПЗП ингибитором солеотложений ЕС 6246А.
В начале 2009 года солеобразующий фонд составлял 302 скважины, в 2010 году он увеличился на
52 скважины. В 2009 году СНО увеличилась на 98 суток, а в 2010 году — на 309 суток, составив 1126 суток по состоянию на 01.01.11 г.
В течение 2009 года произошло 133 отказа по солеобразующему фонду УЭЦН, из них 16 — по скважинам, оборудованным установками дозирования
реагента (УДР). Остальные отказы пришлись на
скважины с периодической подачей в затрубное пространство. В течение 2010 года произошло 103 отказа по солеобразующему фонду УЭЦН, из них
17 отказов — по скважинам, оборудованным УДР.
Эти 17 отказов распределились следующим образом: 2 — по причине «R-0» со СНО 393 сут; 11 — по
причине «клин» со СНО 171 сут; 4 — по причине «нет
подачи» со СНО 21 сут.
Более 70 отказов из 133 пришлось на скважины
с периодической обработкой через затрубное пространство, 15 — на скважины после ОПЗ, что объясняется необходимостью введения водяных про -
спецвыпуск
57
Уважаемые читатели!
Начиная с августа 2011 года (с №8’2011), инженерно-технический нефтегазовый журнал
«Инженерная практика» переходит на платное представление материалов.
Бесплатный доступ к содержанию выпусков через интернет-портал www.glavteh.ru будет закрыт. Для того, чтобы
оформить подписку на печатную или электронную версию журнала, заполните, пожалуйста, соответствующую анкету
на нашем сайте (раздел «Подписка») или свяжитесь с нами по телефону (495) 371-05-74, 371-01-74, (499) 270-55-25.
Также Вы можете прислать информацию по факсу (495) 371-01-74 (см. Подписной купон)
СТОИМОСТЬ И УСЛОВИЯ ПОДПИСКИ
Стоимость подписки на печатную/электронную версии*:
на год – 5830 рублей.
на полугодие – 3790 рублей.
* Минимальное количество приобретаемых электронных версий журнала – 3.
Скидки при оформлении корпоративной подписки:
• От 10 до 20 экземпляров – скидка 5%
• От 21 до 30 экземпляров – скидка 10%
• От 31 и более экземпляров – скидка 15%
✁
ПОДПИСНОЙ КУПОН
ПЕЧАТНАЯ ВЕРСИЯ
ЭЛЕКТРОННАЯ ВЕРСИЯ
Фамилия
Имя
Отчество
Должность
Название и юридический статус компании
Количество экземпляров журнала
Адрес доставки журнала:
Индекс
Адрес
Код города, телефон, факс
E-mail
Менеджер отдела подписки – Дарья Мирончикова
Тел.: +7 (495) 371-01-74, +7 (499) 270-55-25
E-mail: info@glavteh.ru
Сайт