Предремонтное обоснование вывода газопроводов в капитальный ремонт в ООО "Газпром трансгаз Саратов" Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

ДИАГНОСТИКА

УДК 66.026.2

А.А. Филатов1, И.И. Велиюлин2, А.Ю. Романов3, А.В. Виноградов3, В.И. Городниченко2, Р.З. Темирсултанов2

1 ПАО «Газпром» (Москва, Россия).

2 Центр «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия).

3 ООО «Газпром трансгаз Саратов» (Саратов, Россия).

Предремонтное обоснование вывода газопроводов в капитальный ремонт в ООО «Газпром трансгаз Саратов»

В работе показано, что задача определения количества труб, подлежащих замене, при проведении предремонтного технико-экономического обоснования может быть решена на основе стандарта системы управления техническим состоянием и целостностью [1]. Для этого предлагается расчеты количества труб, ремонт которых возможен заменой по условиям прочности и трудоемкости шлифовальных работ, дополнить уточняющим расчетом, учитывающим вероятность обнаружения дефектов, а для газопроводов, подверженных стресс-коррозионному растрескиванию под напряжением, - статистическим анализом стресс-коррозионного состояния. Этот подход был апробирован на газопроводах, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Саратов». Всего было рассмотрено три газопровода, основными повреждающими факторами которых были коррозия и стресс-коррозия. Для выполнения расчетов использовались данные внутритрубного технического диагностирования (ВТД), которые корректировались по результатам предремонтного неразрушающего контроля в шурфах. По скорректированным данным проводилось технико-экономическое обоснование вывода газопроводов в ремонт, в результате которого было установлено, что газопроводы по техническому состоянию могут быть выведены в ремонт. Кроме того, для двух газопроводов также выполняются экономические условия вывода в ремонт. Расчеты количества труб, подлежащих замене, показали, что при производстве капитального ремонта на рассматриваемых газопроводах потребуется заменить 10, 20 и 30% труб, а это в среднем на 20% меньше результатов, получаемых по экспертным оценкам положений стандартов [2-3]. Следовательно, предлагаемый подход позволит повысить качество планирования капитального ремонта и снизить издержки на его производство.

Ключевые слова: капитальный ремонт, газопровод, метод ремонта, внутритрубное техническое диагностирование, дефект.

A.A. Filatov1, I.I. Veliyulin2, A.Yu. Romanov3, A.V. Vinogradov3, V.I. Gorodnichenko2, R.Z. Temirsultanov2

1 Gazprom Public Company (Moscow, Russia).

2 Orgremdigaz Centre Orgenergogaz JSC (Moscow, Russia).

3 Gazprom Transgaz Saratov OOO (Saratov, Russia).

Pre-repair evaluation of gas pipelines out of service for overhaul at Gazprom Transgaz Saratov LLC

The work shows that the quantity of pipes to be replaced can be determined during pre-repair feasibility study on the basis of technical condition and integrity control system standard [1]. For this purpose it is suggested that the calculation of the quantity of pipes that can be repaired by replacement under the terms of strength conditions and grinding works labor input, be supplemented with refine calculation that takes into account the probability of flaws detection, and for gas pipelines subjected to stress-corrosion cracking under load - with statistical analysis of stress-corrosion condition. This approach was tested on gas pipelines operated at Gazprom Transgaz Saratov LLC. Three gas pipelines with the main affecting factors being corrosion and stress corrosion were considered. Data of in-line technical diagnostics (ITD), which were adjusted following the results of pre-repair non-destructive testing in well bores were used for calculations. Feasibility study of gas pipelines out of service for repair was conducted according to adjusted data, and the results of this study allowed for determination that the gas pipelines can be shut down for repair according to their technical condition. In addition, for two gas pipelines economic conditions of out of service for repair are also met. The calculation of the pipes quantity to be replaced, have shown that during overhaul on the concerned pipelines 10, 20 and 30% of pipes should be replaced, and it is on the average 20% less than the results obtained by expert analysis of the standards provisions [2-3]. Consequently, the proposed approach will improve the quality of overhaul scheduling and reduce its costs.

Keywords: overhaul, gas pipeline, repair method, in-line technical diagnostics, flaw.

28

№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DIAGNOSIS

Таблица 1. Перечень газопроводов Table 1. List of gas pipelines

№ газопровода Gas pipeline No. Протяженность, км Distance, km Диаметр и толщина стенки трубы, мм Pipe waLL diameter and thickness, mm Разрешенное давление, МПа Permitted pressure, MPa Год ввода в эксплуатацию Year of commissioning Наработка, лет Running time, years

1 90 1020*10 5,4 1967 48

2 41 1220*11 5,4 1974 41

3 41 1220*11 5,4 1975 40

При проектировании капитального ремонта газопроводов методом переизоляции с частичной заменой труб выбор метода ремонта по классификации стандарта [2] основывается на анализе коррозионного и стресс-коррозионного состояний по результатам предремонт-ного технико-экономического обоснования вывода газопровода в ремонт. Анализ технического состояния газопровода осуществляется по имеющимся диагностическим данным, включая результаты коррозионных обследований, и данным неразрушающего контроля в шурфах, полученным в ходе предре-монтного технико-экономического обоснования вывода газопровода в ремонт. При этом неразрушающий контроль в шурфах, как правило, проводился с целью подтверждения дефектов, выявленных при ранее проведенных диагностических обследованиях газопровода. Для повышения количественной оценки труб, подлежащих замене, предлагается данные неразрушающего контроля использовать не только для качественной оценки технического состояния планируемого к выводу в ремонт газопровода, но и для уточнения метода ремонта в соответствии с установленным объемом труб, подлежащих замене. Для этого предремонтное технико-экономическое обоснование вывода газопровода в ремонт необходимо проводить поэтапно в следующей последовательности: 1) организационный этап, 2) технический этап и 3) аналитический этап. На организационном этапе выполняется: составление технического задания, оформление договорных отношений, осмотр трассы газопровода, сбор и анализ

существующей диагностической информации и коррозионных обследований с целью составления плана предремонт-ного технического диагностирования газопровода, в котором должны быть указаны места экскавации газопровода и время ее проведения. На техническом этапе выполняются работы по неразру-шающему контролю в шурфах согласно плану предремонтного технического диагностирования. На аналитическом этапе с целью уточнения выводов газотранспортного общества по методу ремонта выполняется в соответствии с стандартом [4] корректировка результатов ВТД, расчеты на прочность, оценка объемов шлифовальных работ, технико-экономическое обоснование целесообразности вывода газопровода в капитальный ремонт, уточнение количества труб, подлежащих замене, с учетом вероятности обнаружения дефектов и прогнозирования стресс-коррозионного состояния. В итоге по результатам расчетов на прочность, оценки трудоемкости выполнения шлифовальных работ и уточняющих расчетов определяется количество труб, подлежащих замене. Расчеты на прочность труб с дефектами и оценку трудоемкости работ по шлифовке дефектов рекомендуется выполнять в соответствии со стандартом [1], а для уточнения количества труб, подлежащих замене, установленных по результатам расчетов на прочность и оценкам по объему шлифовальных работ, следует использовать подходы, приведенные в стандарте [4] и работе [5].

Такой подход, основанный на оценке количества труб, подлежащих замене,

в отличие от экспертных подходов, изложенных в стандартах [2-3], позволяет избежать грубых ошибок в выборе метода ремонта, хотя бы потому, что в нем не используются факторы, влияющие на техническое состояние газопровода, но напрямую не связанные с поврежден-ностью газопровода. Апробация этого подхода была осуществлена на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Саратов», характеристики которых представлены в таблице 1.

Прежде чем определять количество труб, подлежащих замене, необходимо проверить обоснованность вывода газопроводов в ремонт. По результатам экономического обоснования газопровод рекомендуется выводить в ремонт, если соблюдается следующее условие:

N s N ,

вр тп

где N - количество труб, которое потребуется заменить на участке газопровода при эксплуатации по техническому состоянию с выборочным ремонтом дефектных труб;

- количество труб,заменяемых при эксплуатации по техническому состоянию с выборочным ремонтом дефектных труб, при котором экономически целесообразно проведение капитального ремонта методом переизоляции. То есть газопровод может быть выведен в ремонт, если затраты на его ремонт по техническому состоянию (выборочном ремонте) со временем (не менее 25 лет) превысят затраты на проведение капитального ремонта. В противном случае суммарные затраты

Ссылка для цитирования (for references):

Филатов А.А., Велиюлин И.И., Романов А.Ю., Виноградов А.В., Городниченко В.И., Темирсултанов Р.З. Предремонтное обоснование вывода газопроводов в капитальный ремонт в ООО «Газпром трансгаз Саратов» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 28-33.

Filatov A.A., VeLiyuLin I.I., Romanov A.Yu., Vinogradov A.V., Gorodnichenko V.I., TemirsuLtanov R.Z. Pre-repair evaluation of gas pipelines out of service for overhaul at Gazprom Transgaz Saratov LLC (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 10. P. 28-33.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY o. 10 october 2015

29

ДИАГНОСТИКА

Таблица 2. Результаты экономического предремонтного обоснования вывода газопроводов в ремонт Table 2. The results of the economic pre-repair evaluation of gas pipelines out of service for repair

№ газопровода Gas pipeline No. N вр N rr N тп Nt, Вывод Conclusion

1 354 2253 Экономическое условие вывода в ремонт не выполняется Economic condition of out of service for repair is not met

2 1230 877 Экономическое условие вывода в ремонт выполняется Economic condition of out of service for repair is met

3 1542 877 Экономическое условие вывода в ремонт выполняется Economic condition of out of service for repair is met

на выборочный ремонт будут превышать затраты капитального ремонта методом переизоляции или заменой труб. Количество труб можно вычислить по формуле

N ¿4 , тп С

вр

где С - стоимость капитального

" кр

ремонта 1 км трассы газопровода, значение которой определяются по Прейскуранту стоимости работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов Ду 530-1420 мм, руб.;

Свр - стоимость выборочного ремонта одной трубы, определяемая по Прейскуранту стоимости работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов Ду 530-1420 мм, руб.; L - протяженность участка, планируемого к выводу в капитальный ремонт.

Количество труб N определяется в соответствии со стандартом [4] по формуле

Мвр=ехр[-0,3/у(Ц].п(Ц,

где у(Ц - значение параметра закона распределения поврежденностей от коррозионных дефектов, зависящего от времени эксплуатации; п^) - прогнозируемое количество труб с коррозионными дефектами, зависящее от времени эксплуатации. Параметр закона распределения поврежденностей от коррозионных дефектов и прогнозируемое количество труб с коррозионными дефектами определяются в соответствии с стандартом [4] по формулам:

ВТД

и

о ч л к s ю

0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00

1000

5000

6000

2000 3000 4000

Длина дефекта, мм

граница допустимых дефектов для ремонта методом шлифовки данные ВТД

Рис. 1. Объемы замены труб на газопроводе № 1

Fig. 1. The scope of pipe replacement in the gas pipeline No. 1

пф-гКО)^.^

ВТД

где ^ - время эксплуатации участка газопровода до проведения последнего ВТД;

у(0) - параметр закона распределения поврежденностей от коррозионных дефектов на момент проведения ВТД; п(0) - прогнозируемое количество труб с коррозионными дефектами на момент проведения ВТД (количество труб с коррозионными дефектами с учетом дефектов, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа); ^ - интервал времени, равный сумме времени, прошедшего от года проведения ВТД до года вывода газопровода в ремонт, и сроку безопасной эксплуатации.

Параметр закона распределения поврежденностей труб от коррозионных дефектов у(0) и прогнозируемое количество труб с коррозионными дефектами на момент проведения ВТД п(0) определяется по формулам стандарта [4].

В таблице 2 приведены данные, по которым можно сделать вывод о целесообразности вывода газопроводов в капитальный ремонт по экономическим соображениям.

Из результатов экономического обоснования вывода газопроводов в ремонт следует, что условие вывода в ремонт не выполняется для газопровода № 1. Однако для окончательного принятия решения о целесообразности его вывода в ремонт необходимо выполнить техническое предремонтное обоснование. В таблице 3 приведены результаты расчета показателей технического состояния, по которым в соответствии со стандартом [6] осуществляется техни-

30

№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DIAGNOSIS

Таблица 4. Результаты определения объема труб, подлежащего замене Table 4. The results of the pipes to be replaced quantity determination

Таблица 3. Показатели технического состояния Table 3. Technical state indexes

№ газопровода Gas pipeline No. Значение показателя технического состояния, при котором рекомендуется выводить газопровод в ремонт The value of the technical condition factor, which recommends shutting down the gas pipeline for repair Показатель технического состояния P втд Technical state index P втд Вывод Conclusion

1 > 0,06 0,072 Условие вывода в ремонт по техническому состоянию выполняется The condition of out of service for repair under the technical condition is met

2 0,113

3 0,087

№ газопровода Gas pipeline No. Количество труб под замену по условию прочности Quantity of pipes to be replaced under the strength condition Количество труб под замену по условию трудоемкости шлифовальных работ Quantity of pipes to be replaced under the condition of grinding works labour input Количество труб, подлежащих замене, не обнаруженных при ВТД Quantity of pipes to be replaced, not detected during ITD Количество труб с стресс- коррозионными трещинами Quantity of pipes with stress-corrosion cracks Итого Total

1 67 73 2 - 142 (1,8%)

2 205 144 5 243 480 (16%)

3 324 272 25 243 552 (23%)

ческое обоснование вывода в ремонт. В соответствии со стандартом [6], у всех газопроводов, представленных в таблице 3, показатель технического состояния превышает значение, равное 0,06, и, следовательно, условия вывода в ремонт выполняются. Поскольку для газопроводов № 2 и № 3 выполняются и технические, и экономические условия вывода газопровода в ремонт, а для газопровода № 1 выполняется техническое условие вывода в ремонт, то рассматриваемые объекты обоснованно выведены в капитальный ремонт, и для них можно производить оценку объема труб, подлежащих замене, и уточнять метод ремонта. Для газопровода № 1 объемы замены труб по условиям прочности на участке протяженностью 90 км (участок, на котором проведено ВТД) представлены на рисунке 1.

Из рисунка следует, что на участке газопровода № 1 следует заменить по условиям прочности 36 труб, т.е. 0,74 трубы на км. Тогда на всем участке газопровода № 1 протяженностью 90 км необходимо будет по условиям прочности заменить 67 труб. Для газопроводов № 2 и № 3 объемы замены труб представлены на рисунках 2-3. Для этих газопроводов потребуется заменить 205 и 324 трубы, что отражено в таблице 4

Следующий этап заключался в определении количества труб, подлежащих замене, по условию трудоемкости выполнения шлифовальных работ. Результаты определения количества труб, подлежащих замене, по условию трудоемкости выполнения шлифовальных работ приведены в таблице 4. Поскольку в соответствии с требованиями ПАО «Газпром» к внутритрубным дефектоскопам они

должны обнаруживать коррозионные дефекты с вероятностью, равной 0,9, то результаты расчетов количества труб по условиям прочности и трудоемкости выполнения шлифовальных работ подлежали корректировке на величину не обнаруженных при ВТД труб, подлежащих замене. Результаты расчета количества труб, подлежащих замене, не обнаруженных при ВТД, также отражены в таблице 4.

0,60

Длина дефекта, мм

• данные ВТД

граница допустимых дефектов для ремонта методом шлифовки

Рис. 2. Объемы замены труб на газопроводе № 2

Fig. 2. The scope of pipe replacement in the gas pipeline No. 2

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2015

31

ДИАГНОСТИКА

В связи с тем что на газопроводе № 2 при ВТД были обнаружены стресс-коррозионные трещины, для этого газопровода количество труб со стресс-коррозионными трещинами предлагается определять по формуле

N =тахШ . N ),

сг * пг сп'

где Мпт - количество труб со стресс-коррозионными трещинами с учетом наличия стресс-коррозионных трещин, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа, количество которых может быть оценено в соответствии со стандартом [4];

- количество труб со стресс-коррозионными трещинами, вычисляемое по средней плотности стресс-коррозионных трещин на 1 км. Оценка количества труб со стресс-коррозионными трещинами по результатам ВТД с учетом наличия стресс-коррозионных трещин, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа, осуществляется на основе статистической обработки данных ВТД с использованием экспоненциальной функции распределения относительной глубины стресс-коррозионных трещин. Для экс-

поненциального закона функция распределения относительной глубины стресс-коррозионных трещин записывается в виде

^)=а.ехр(Ьф,

где £ - относительная глубина стресс-коррозионной трещины; а,Ь - коэффициенты. Для определения коэффициентов а и Ь используется следующий алгоритм:

1) определяется минимальная относительная глубина стресс-коррозионных

трещин ^п;'

2) определяется максимальная относительная глубина стресс-коррозионных

трещин ^ах'

3) вычисляется среднее значение относительной глубины стресс-коррози-онныхтрещин по формуле

ьср 2 ,

4) вычисляется п - количество стресс-коррозионных трещин с относительной глубиной, не превышающей значения Н ;

5) вычисляется п2 количество стресс-коррозионных трещин с относительной глубиной, превышающей значения Н ;

ср

0,00

т-1-1-1-1-1

1000 2000 3000 4000 5000 6000

Длина дефекта, мм

• данные ВТД

— граница допустимых дефектов для ремонта методом шлифовки

Рис. 3. Объемы замены труб на газопроводе № 3

Fig. 3. The scope of pipe replacement in the gas pipeline No. 3

6) в соответствии с математической моделью, приведенной в работе [5], уточняются с учетом не обнаруженных при ВТД стресс-коррозионных трещин значения п и п2, новые значения которых обозначим через пк1 и пк2;

7) через точки с координатами

строится экспонента, коэффициенты которой принимаются равными коэффициентам функции распределения относительной глубины стресс-коррозионных дефектов.

Количество стресс-коррозионных трещин с учетом наличия труб со стресс-коррозионными трещинами, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа, определяется по формуле

N =n +n +a,

п к1 к2 '

где пк1 - количество стресс-коррозионных трещин с относительной глубиной, не превышающей значения £ср, рассчитанное с учетом вероятности их обнаружения;

пк2 - количество стресс-коррозионных трещин с относительной глубиной, превышающей значения рассчитанное с учетом вероятности их обнаружения; а - коэффициент в уравнении для функции распределения относительной глубины стресс-коррозионных трещин. Для определения по данным о количестве трещин числа труб со стресс-коррозионными трещинами воспользуемся данными ВТД о количестве стресс-коррозионных трещин и труб со стресс-коррозионными трещинами и вычислим по формуле

N

N =М -гт^ ,

пт п М

крн

где 1Чп - количество стресс-коррозионных трещин с учетом наличия труб со стресс-коррозионными трещинами, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа;

N - количество труб со стресс-коррозионными трещинами, обнаруженное при ВТД;

32

№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

N - количество обнаруженных

крн г

стресс-коррозионных трещин. В связи с тем что, по данным ВТД, в ООО «Газпром трансгаз Саратов» стресс-коррозионные трещины были обнаружены только на газопроводе № 2, вычисление Исп не производилось, а величина N была принята равной значению N

сг ~ ~ пч

(243 трубы). Но информация о средней плотности труб со стресс-коррозионными трещинами на газопроводе № 2 использовалась для оценки труб со стресс-коррозионными трещинами на газопроводе № 3, так как при нераз-рушающем контроле в шурфах на нем были обнаружены стресс-коррозионные трещины.

В итоге для рассмотренных газопроводов можно, ориентируясь на Прейскурант стоимости работ по капитальному

ремонту линейной части магистральных газопроводов Ду 530-1420 мм, рекомендовать следующие методы ремонта:

• № 1- переизоляция с 10%-ной заменой труб;

• № 2 - переизоляция с 20%-ной заменой труб;

• № 3 - переизоляция с 30%-ной заменой труб.

Таким образом, оценка количества труб, подлежащих замене, и уточнение метода ремонта на основе стандарта системы управления техническим состоянием и целостностью дает объективную картину, и, следовательно, применение этого подхода позволит повысить качество планирования и избежать как недопоставки, так и поставки излишнего количества труб.

Литература:

1. Р Газпром 2-2.3-595-2011 Правила назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром». М.: Газпром экспо, 2012. 47 с.

2. СТО Газпром 2-3.5-302-2009 Планирование капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М.: Газпром экспо, 2009. 18 с.

3. СТО Газпром 2-2.3-750-2013 Критерии вывода участков линейной части магистральных газопроводов в капитальный ремонт. М.: Газпром экспо, 2014. 49 с.

4. СТО Газпром 2-2.3-361-2009 Руководство по оценке и прогнозу коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов. М.: Газпром экспо, 2009. 35 с.

5. Филатов А.А., Велиюлин И.И., Городниченко В.И., Шуваев А.С., Васьков И.В. Предпроектное обоснование объемов замены трубы при капитальном ремонте газопроводов // Газовая промышленность. 2015. Спецвыпуск № 724. С. 59-62.

6. СТО Газпром 2-2.3-292-2009 Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции. М.: Газпром экспо, 2009. 27 с.

References:

1. R Gazprom 2-2.3-595-2011 Pravila naznachenija metodov remonta defektnyh uchastkov linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov Edinojsistemy gazosnabzhenija OAO «Gazprom» [Rules of repair methods assignment for defective sections of the linear part of Gazprom unified gas supply system main gas pipelines]. Moscow, Gazprom Expo, 2012. 47 pp.

2. STO Gazprom 2-3.5-302-2009 Planirovanie kapital'nogo remonta linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov [Overhaul planning for the linear part of main gas pipelines]. Moscow, Gazprom Expo, 2009. 18 pp.

3. STO Gazprom 2-2.3-750-2013 Kriterii vyvoda uchastkov linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov v kapital'nyjremont [Criteria for the linear parts of main gas pipelines outage for overhaul]. Moscow, Gazprom Expo, 2014. 49 pp.

4. STO Gazprom 2-2.3-361-2009 Rukovodstvo po ocenke i prognozu korrozionnogo sostojanija linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov [Guidelines for the assessment and prediction of corrosion condition of the linear part of main gas pipelines]. Moscow, Gazprom Expo, 2009. 35 pp.

5. Filatov A.A., VeLioLin I.I., Gorodnichenko V.I., Shuvayev A.S., Vaskov I.V. Predproektnoe obosnovanie ob'emov zameny truby pri kapitaL'nom remonte gazoprovodov [Pre-design substantiation of the pipes replacement scope during the gas pipelines overhaul]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2015, Special issue No. 724. P. 59-62.

6. STO Gazprom 2-2.3-292-2009 Pravila opredelenija tehnicheskogo sostojanija magistral'nyh gazoprovodov po rezul'tatam vnutritrubnoj inspekcii [Rules for determination of technical condition of main gas pipelines subject to inline inspection results]. Moscow, Gazprom Expo, 2009. 27 pp.

РОССИИСКИИ РАЗРАБОТЧИК И ПРОИЗВОДИТЕЛЬ противокоррозионных и огнезащитных лакокрасочных материалов марки Акрус®, специального и промышленного назначения.

НАДЕЖНЫЕ СТРАТЕГИИ ЗАЩИТЫ

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY o. 10 october 2015

«лллм.акрус.рф www.akrus-akz.ru info0akrus-akz.ru 117420, г. Москва, ул. Намёткина, д. 10Б тел./факс: +7(495] 363 5669