CC BY
64
УДК 66.086.4
О. С. Носова, Д. Д. Валешина, Г. П. Каткова, Д. Т. Габдрахманов, А. И. Лахова
НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ
РАЗРАБОТКИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ключевые слова: месторождение, нефтегенерационный потенциал, нефть, остаточная нефть, органическое вещество,
состав, свойства.
В статье представлены результаты исследования органического вещества пород, остаточных и добываемых нефтей с проблемных участков Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения физико-химическими методами. Сравнительный анализ показал, что продуктивные пласты разновозрастных отложений данного месторождения крайне неоднородно по своему потенциалу, о чем свидетельствует различное содержание в породах свободных углеводородов и нерастворимого керогена, а также состав извлекаемых из пород флюидов.
Keywords: field, neftegeneratsionny potential, oil, residual oil, organic substance, composition, properties.
This article describes the study of reservoir oils from different deposits, including Romashkinskoye field Abdrahmanovskoy areas of physical and chemical methods, which resulted in the analysis of the composition of the organic matter of rocks, the composition of residual oils, which allows to assume that this area is extremely heterogeneous, as evidenced by a different content of free hydrocarbons and rocks insoluble kerogen and the composition offluids recovered from the rocks.
Введение
Современное состояние сырьевой базы нефтедобывающей отрасли России, в том числе, и в Татарстане характеризуется значительным ухудшением структуры запасов нефти [1]. В результате длительного техногенного воздействия на продуктивные нефтеносные пласты в процессе нефтедобычи изменяются их геолого-физические характеристики, обусловленные ухудшением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и качеством остаточной нефти, а также не полным охватом неоднородных пропластков и другими факторами, которые ведут к снижению технико-экономических показателей разработки месторождения [2]. В этих условиях возрастает роль управления разработкой месторождения, включая контроль над выработкой запасов и методами регулирования процессов эксплуатации. Однако особенности состава остаточных нефтей, характеризующихся наличием смолисто -асфальтеновых компонентов, вызывают серьезные трудности как при их добыче и транспортировке, так и при переработке[3]. Поэтому по мере выработки запасов нефти основных продуктивных горизонтов все большую актуальность приобретают вопросы, связанные с количественной и качественной оценкой остаточных нефтей в пластах коллекторах и их пространственным распределением. Знание явлений, происходящих в пласте, и привязка технологий разработки добычи нефти к конкретным геолого-физическим условиям пласта является важным этапом в разработке мероприятий по повышению нефтеизвлечения на поздних стадиях освоения месторождений.
Объекты и методы исследования
В данной работе объектом исследований служил керновый материал и пластовые нефти, отобранные с наиболее проблемных и характерных
участков и пластов Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения после их длительной разработки. Это образцы пород: из живетских отложений среднего девона (скв. 14042 и 35д), пашийских отложений верхнего девона (скв. 24119 и 24125) и карбонатных отложений нижнего карбона (скв. 8825), где вероятность необратимых деформаций пород - коллекторов высокая, а пластовые нефти характеризуются значительным изменением состава [4]. Исследованные породы крайне не однородны по своему литолого-фациальному составу и нефтегенерационному потенциалу. Песчаные пласты переслаиваются глинистыми алевролитами (табл. 1).
С применением комплекса физико-химических методов проведен анализ состава органического вещества пород, а также состав остаточных нефтей, полученных экстракцией органическими растворителями из пород, и добываемых нефтей из тех же самых продуктивных интервалов отбора.
Нефтегенерационный потенциал изучаемых пород оценен с использованием пиролитического метода Rock-Eval. Данный метод, разработанный под руководством Дж. Эспиталье [5,6], основан на прогреве и термокрекинге образцов пород, содержащих органическое вещество. Исследования выполнены на автоматизированном SR анализаторе (аналог Rock-Eval) американской фирмы Humble Instruments & Service методом объемного термического экстрагирования и пиролиза с использованием пламенно-ионизационного
детектора (FID) при программированном нагреве навесок пород в диапазоне температур 300 - 600оС в токе инертного газа. Сбор и предварительная обработка данных проводилась при помощи программного обеспечения Chemical Station фирмы Hewlett Packard.
Метод Rock-Eval [7] позволяет в первом приближении определить количество свободных
(сорбированных) газообразных и жидких углеводородов, легко выделяемых из породы при нагревании до 300°С (пик и сумму продуктов, главным образом, образовавшихся при высокотемпературном крекинге от 300 до 600°С керогена (пик S2), представляющего собой нерастворимую часть органического вещества, содержащего в основном химически связанные компоненты. Величина Sl (мг УВ/ на г породы или кг УВ/на т породы) представляет собой долю исходного генетического потенциала органического вещества, преобразованного в углеводороды. Метод также используется для оценки степени катагенетического преобразования органического вещества нефтегазоматеринских толщ и определения глубины и температуры генерации нефтяных углеводородов.
Экстракцию битумов из пород проводили в аппарате Сокслета непрерывного действия в течение 24 часов. Выход экстракта оценивали весовым методом к весу породы.
Определение компонентного состава нефтей и экстрактов из пород проводили путем осаждения асфальтенов в 40-кратном количестве петролейного эфира с температурой кипения 40-70оС и последующего разделения деасфальтенизата жидкостно-адсорбционной хроматографией на силикагеле АСК [8]. Углеводородную часть (масла) вымывали с силикагеля гексаном, а также две группы смол, обладающих различной полярностью: смолы бензольные, вымываемые бензолом, и спирто-бензольные смолы - спирто-бензольной смесью взятой в соотношении 1:1.
Результаты и их обсуждение
По данным пиролитического метода Rock-Eval в интервале глубин 678-1715,6 м содержание Сорг. в породах изменяется от 0,04 до 4,37%. Различное в них содержание свободных и пиролизованных углеводородов из керогена ^2): 0,16 - 23,43 и 0,32 -17,01 мг УВ/г породы, соответственно.
Таблица 1 - Характеристика пород из продуктивных отложений Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождениях пиролитическим методом Рок-Эвал
№ скв. Возраст Интервал породы, м Название породы Содержание, % Параметры пиролиза Р1
НОП С ^орг ХБА мг/г мг/г Т -'-та» °С
Нижний карбон
8825 С1, vr+bsh 678-685 м.в. 680 карбонатная порода (серая) 1,5 0,90 5,01 4,84 6,89 428,3 0,41
8825 С1, vr+bsh 700-704 м.в. 703,7 карбонатная порода (светло серая) 0 0,05 0,01 0,16 0,32 427,7 0,33
8825 С1Д 1265-1268 м.в. 1266,2 карбонатная порода (белая) 0,5 0,04 0,04 0,17 0,38 347,0 0,31
Верхний девон
24119 Dз,psh 1771-1776 м.в. 1772,3 песчаник сцементированный нефтенасыщенный 95,0 1,47 1,90 9,66 5,51 413,5 0,64
24119 Dз,psh 1771-1776 м.в. 1773,4 алевролит 75,0 0,16 0,03 0,20 0,44 346,1 0,31
24119 Dз,psh 1806-1809 м.в. 1807,1 алевролит 97,5 0,18 0,04 0,20 0,45 321,0 0,31
24125 Dз,psh 1906-1909 м.в. 1906,5 песчаник нефтенасыщенный 96,7 4,37 5,56 23,43 17,01 430,7 0,58
24125 Dз,psh 1906-1909 м.в. 1908,7 алевролит 97,5 0,35 0,43 0,21 0,45 436,4 0,32
Средний девон
35д Dз, gv 1752-1760 м.в.1759,05 песчаник рыхлый нефтенасыщенный 100,0 1,41 0,90 7,57 5,83 416,5 0,56
14042 D2,gv 1704-1709 м.в. 1706 алевролит 92,5 0,37 0,19 0,26 1,09 435,4 0,19
14042 D2,gv 1709-1715 м.в. 1709,5 песчаник нефтенасыщенный 100,0 0,49 0,73 3,80 2,48 422,2 0,61
Б1 - нефтесодержание образца - жидкие углеводороды С7-С30 (мг УВ/г породы);
Б2 - количество углеводородов, образовавшихся в ходе термодеструкции керогена (мг УВ/г породы);
Р1 = / (Б1 + Б2) - индекс нефтепродуктивности пород; Тмах - температура пиролитической печки в момент максимальной деструкции органического вещества
Для образцов пород из нижнего карбона содержание Сорг. изменяется от 0,04 до 0,9%, для образцов верхнего девона - от 0,16 до 4,37% и отложений среднего девона - от 0,37 до 1,41%. По данному параметру согласно классификации Б.Тиссо и Д.Вельте [9] выделяется 5 типов нефтематеринских пород от очень хороших до
удовлетворительных. Исследованные образцы могут быть отнесены в основном к двум типам пород: удовлетворительные (Сорг 0,5-1,0%) и очень хорошие (Сорг > 3%).
В песчаниках, по сравнению с алевролитами, более высокое содержание как растворимых углеводородов, характеризующих свободное
нефтесодержание ^1=3,80-23,3 мг УВ/на г породы), так и не растворимой органики ^2=0,62-17,01 мг УВ/на г породы). При этом относительное преобладание содержания свободных углеводородов
над связанными углеводородами ^2) приводит к высоким значениям индекса продуктивности данных пород (Р1), равным 0,56-0,61. Расчетная величина PI=S1/S1+S2, так называемая индексом продуктивности, является в определенной мере аналогом битуминологического параметра, характеризующего содержание хлороформенного битумоида (ХБА) в породах, и при значениях выше 0,5 указывает на то, что образцы из песчаных пластов скважин 24119, 24125, 35 и 14042.отобраны из промышленно-нефтеносных интервалов. Эти породы, как следует из данных таблицы 1, характеризуются большим содержанием органического углерода (Сорг = 1,47- 4,37%) и повышенным содержанием ХБА в породах (0,735,56). Образец песчаной породы из скв. 14042, несмотря на высокий индекс продуктивности Р1=0,61, характеризуется невысоким содержанием ХБА (0,73%) и Сорг = 0,49%., что указывает на миграционный тип флюида в данной породе.
Алевролиты представляют собой практически пустые породы. Максимальное содержание свободных углеводородов по данным пиролиза составляет Sl=0.26 мг УВ /на г породы, а связанных углеводородов S2 =0.78 мг УВ/ на г породы. Содержание Сорг в алевролитах из отложений верхнего девона (скв. 24119) и среднего девона (скв. 14042) составляет 0,16-0,18 и 0,37 %, а содержание ХБА 0,028 и 0,19 %, соответственно. Основная часть органического вещества в алевролитах приходится на кероген ^2). Вследствие этого индекс продуктивности образцов из алевролитовых отложений значительно ниже 0,19-0,31.
Исследованные карбонатные породы из отложений нижнего карбона (скв. 8825) Абдрахмановской площади имеет индекс продуктивности Р1=0,26-0,41; т.е. практически на уровне значений индекса продуктивности глинистых алевролитов. Это свидетельствует о невысоком нефтегенерационном потенциале органического вещества данных пород.
Согласно большинству исследователей начало главной фазы нефтеобразования (начальная фаза зрелости органического вещества) отвечает температуре, равной 430-435°С [10]. Степень катагенеза определяется Ттах - температурой максимального выхода углеводородов в зоне крекинга органического вещества. По данным пиролитических исследований для большинства исследованных образцов пород эта температура не выше зоны созревания нефти (321-428°С), что дает основание полагать, что органическое веществ является недостаточно зрелым, и, следовательно, их нефтегенерационный потенциал может быть в дальнейшем реализован под воздействием гидротермальных факторов. Для отдельных образцов из скважин 14042 и 24125 не зависимо от их минерального состава (алевролиты или песчаник) Ттах выше зоны созревания нефти.
В зависимости от литолого-минерального
состава и возраста нефтевмещающих пород наблюдаются определенные различия в составе экстрактов (ХБА) извлеченных из данных пород (табл. 2), представляет собой, по сути дела, остаточную нефть. Однако состав остаточной нефти в породах, в отличие от добываемых нефтей, не однороден. Так, в ХБА из нефтенасыщенных живетских песчаников среднего девона (скв. 35д) и из алевролита пашийских отложениях верхнего девона (скв. 14042) наблюдается высокое содержание асфальтенов: 17,47 и 27,95%, соответственно. Высокое содержание в ХБА из скв. 35д асфальтенов, бензольных и спиртобензольных смол и низкое содержание масел (28,64%) свидетельствует о том, что это сильно промытая зона пласта, в которой сохраняются высокомолекулярные битуминозные компоненты, подобно природным сильно окисленным битумам из пермских отложений Татарстана [11]. Аналогичные изменения отмечены и в составе нефтей, обводненных в процессе из длительной добычи. В тоже время в ХБА из песчаника скв. 14042 (м.в. 1709,5 м) содержание асфальтенов составляет всего 6,54%, а содержание углеводородов 68,22%, что указывает явно на хороший продуктивный пласт.
В образцах из нефтенасыщенных песчаников из скважин 24119 и 24125 верхнего девона также отмечается сравнительно высокое содержание асфальтенов 12,57 и 19,16%, соответственно. В остальных исследованных образцах пород из верхнего девона, включая аргиллиты, содержание асфальтенов значительно ниже и изменяется от 5,20 до 7,38%.
Экстракты из карбонатных образцов пород из отложений нижнего карбона отличаются от экстрактов из терригенных отложений девона более низким содержанием масел (10,67-37,21%), высоким содержанием смол (49,30-57,42%) и асфальтенов (13,49-35,51 %).
Добываемые нефти, по сравнению с ХБА из пород, более легкие, малосмолистые и малосернистые. Так, например, если плотность нефти из живетских отложений (скв. 35д) составляет 0,8595 г/см3, то плотность остаточной нефти из тех же самых отложений - 0,9664 г/см3. Определение плотности ХБА пород для большинства образцов не проводилось, ввиду небольшого количества и малой подвижности извлекаемого продукта.
Одной из характерных особенностей остаточных нефтей, по сравнению с добываемыми нефтями, является преобладание в их составе, высокомолекулярных н-алканов над их низкомолекулярными гомологами. Это находит свое отражение в значениях хроматографических показателях, приведенных в таблице 3.
Следует отметить, что в экстрактах из образца карбонатной породы из отложений нижнего карбона (скв. 8825) и алевролита из живетских отложений (скв. 14042) преобладают н-алканы с четным числом атомов углерода над их гомологами с нечетным числом атомов углерода. Особенно это характерно для последнего образца, который характеризуется невысоким выходом экстракта (0,11%).
По данным компонентного состава (табл. 2), в составе остаточных нефтей промытых зон Абдрахмановской площади значительная доля приходится на асфальтены. Так, в алевролитах из скв. 14042 их содержание составляет 27%, что составляет около 1/3 части их состава. Изучение свойств асфальтенов остаточных нефтей
Таблица 2 - Компонентный состав добываемых Ромашкинского месторождения
представляет особый интерес в плане их нефтедобычи, так как этот класс соединений наиболее чутко реагирует на преобразования, происходящие в залежи под воздействием природных и техногенных процессов [12]. Анализ
нефтей и ХБА пород из продуктивных пластов
№ скважины Тип флюида Возраст Интервал отбора, м Выход экстракта, % ^бщ, мас. % *Компонентный состав, мас.%
УВ СБ ССБ Хсмол Асф.
Нижний карбон
8825 ХБА С1, vr+bsh 678-692 м.в. 680 5,01 5,58 37,21 27,9 21,4 49,30 13,49
8825 ХБА С1, vr+bsh 700-704 м.в. 703,7 0,01 - 22,08 8,52 48,9 57,42 20,50
8825 ХБА СЬ1 1265-1268 м.в.1266, 2 0,04 2,96 10,67 18,65 35,17 53,82 35,51
Верхний девон
13813 нефть Dз,psh 1574-1585 - 2,05 68,53 17,48 11,19 28,67 2,80
24119 нефть Dз,psh 1782-1785 - 1,54 75,00 12,26 8,02 20,28 4,72
24119 ХБА Dз,psh 1771-1776 м.в.1772,3 1,90 2,91 62,80 12,70 19,30 32,00 5,20
24119 ХБА Dз,psh 1771-1776 м.в.1773,4 0,03 2,36 52,15 3,57 31,71 35,28 12,57
24119 ХБА Dз,psh 1806-1808 м.в. 1807,1 0,04 2,11 56,82 7,80 28,00 35,80 7,38
24125 ХБА Dз,psh 1906-1909 м.в. 1906,5 5,56 3,35 65,42 7,94 7,48 15,42 19,16
24125 ХБА D3,psh 1906-1909 м.в. 1908,7 0,43 4,79 59,61 8,38 25,88 34,26 6,13
Средний девон
8855 нефть D2,gV 1652-1668 - 2,20 78,20 10,43 9,48 19,90 1,88
13813 нефть D2,gv 1784-1798 - 1,00 84,70 5,11 8,04 13,15 2,15
35д нефть D2,gV 1800-1812 - 1,43 72,78 13,86 8,91 22,77 4,45
35д ХБА D2,gV 1752-1760 м.в.1759,05 0,90 2,79 28,64 34,4 19,42 53,89 17,47
14042 ХБА D2,gV 1704-1709 м.в. 1706 0,19 - 55,29 5,62 11,19 16,81 27,95
14042 ХБА D2,gV 1709,5-1715 м. в. 1709,5 0,73 3,90 68,22 10,75 14,49 25,24 6,54
* УВ - углеводороды; СБ - смолы бензольные; ССБ - смолы спирто-бензольные; Асф. - асфальтены
Таблица 3 - Значения хроматографических показателей образцов нефтей и пород Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения
№ скважины Тип флюида П/Ф П/н-С17 Ф/н-С18 *К1 **К2
8825 ХБА 0,98 1,12 0,57 0,92 0,68
8825 ХБА 0,50 0,54 0,56 0,27 1,10
24119 нефть 1,19 0,49 0,48 1,12 1,85
24119 ХБА 0,67 0,44 0,70 0,22 1,71
24119 ХБА 0,74 0,48 0,67 0,08 5,27
24125 ХБА 1,87 2,67 0,79 0,52 1,71
8855 Нефть 0,74 0,32 0,50 1,15 1,93
13813 Нефть 0,69 0,38 0,64 1,27 1,88
35д Нефть 0,78 0,38 0,59 1,06 1,94
35д ХБА 0,65 0,42 0,65 0,21 1,61
14042 ХБА 0,84 0,43 0,57 0,25 2,27
14042 ХБА 0,73 0,34 0,53 0,14 1,63
*К1-С11-С14/С15-С18; **К2- С16-С22/С23-С:
асфальтенов методом ЭПР показал, что асфальтены добываемых и остаточных нефтей отличаются концентрацией свободных радикалов и
содержанием ионов ванадия СУ+4), входящего в структуру порфиринового комплекса. Это следует из корреляционной диаграммы, приведенной на рис. 1.
О - нефти,
- экстракты из пород
Рис. 1 - Зависимость интенсивности концентрации свободных радикалов и
четырехвалентного ванадия У+4 в асфальтенах исследуемых объектов
Принято считать, что смолы и асфальтены являются парамагнитными компонентами, а нефти и нефтепродукты термодинамически стабильными парамагнитными растворами.
Парамагнетизмом обладают смолисто-
асфальтеновые компоненты нефти, то есть. компоненты, структурной основой которых являются конденсированные ароматические группировки
Нефтяные компоненты, содержащие
парамагнитные центры, - наиболее химически активная часть нефтей. Возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах [12]. Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате теплового движения. Свободно радикальная природа определяет их повышенную активность, как в процессах генезиса нефтей, так и в технологических процессах нефтедобычи и нефтепереработки [13].
Результаты проведенных исследований свидетельствуют о неравномерной разработки продуктивных пластов в процессе длительной эксплуатации месторождения. С одной стороны, это указывает на недостаточную эффективность извлечения углеводородов из продуктивных пластов, с другой стороны, подтверждает перспективность увеличения нефтедобычи за счет остаточной нефти даже из промытых зон при создании новых современных технологий.
Заключение
Установлено, что породы из промытых зон продуктивных пластов разновозрастных отложений Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения крайне неоднородны по своему нефтегенерационному потенциалу, о чем свидетельствует различное содержание в породах свободных углеводородов и керогена, а также состав извлекаемых из пород флюидов.
Показано, что по содержанию Сорг. породы дифференцированы в основном по двум типам: очень хорошие продуктивные отложения (Сорг > 3%) и удовлетворительные (Сорг 0,5-1,0%). В промытых зонах нефтегенерационный потенциал пород PI=Si/Si+S2 резко снижается, что находит свое отражение в более низких значениях индекса нефтяной продуктивности. При этом, в длительно разрабатываемых пластах разновозрастных отложений, сохраняются высокопродуктивные нефтенасыщенные пропластки с остаточной нефтью.
Выявлены отличия в содержании и составе флюидов песчаников и аргиллитов из промытых зон. Выход экстрактов из песчаных образцов пород (0,38- 0,96 %) на порядок выше, чем из аргиллитов (0,03-0,11%). Независимо от минерального состава пород, в промытых участках исследованных интервалов меньше содержание масел и больше асфальтенов и спиртобензольных смол, что обусловлено не только различными их адсорбционными свойствами к вмещающей породе, но и влиянием окислительных процессов, протекающих в пластах.
Данные о составе флюидов в промытых зонах длительно разрабатываемых пластов продуктивных каменноугольных и девонских коллекторов могут быть использованы при разработке новых методов извлечения из них остаточных углеводородов.
Литература
1. Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каюкова Г.П., Башкирцева Н.Ю. Структурно-групповой состав высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения // Вестник Казанского технологического университета. 2014 Т.17 № 7 с. 248-252
2. Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каюкова Г.П., Башкирцева Н.Ю. Компонентный и углеводородный состав битуминозной нефти Ашальчинского месторождения.//Вестник Казанского технологического университета. 2014 Т.17 № 10 с. 201211
3. Петров С.М., Халикова Д.А., Абдельсалам Я.И., Закиева Р.Р., Каюкова Г.П., Башкирцева Н.Ю.. Потенциал высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения как сырья для нефтепереработки.// Вестник Казанского технологического университета. 2013 Т.16 № 18 с. 261-265
4. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. -Казань: Новое знание, 1996. - 288 с.
5. Ибатуллин Р.Р., Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С. Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи по ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство. 2002. № 5. С. 74-76.
6. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений. - Казань: КГУ, 2002. -596 с.
7. Петрова Л.М., Фосс Т.Р., Романов Г.В., Ибатуллин Р.Р. Сопоставительный анализ остаточных нефтей при отложении в пласте твердых парафинов с высокопарафинистыми нефтями // Тр. научно-практич. конф. «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений». - Казань: Экоцентр, 1999. С. 163-171.
8. Disnar J. R., Guillet B., Keravis D., Di-Giovanni C., Sebag D. Soil organic matter (SOM) сharacterization by Rock-Eval pyrolysis: scope and limitations // Organic Geochemistry. 2003. No 34. P. 327-343.
9. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. - 501 с.
10. Посадов И.А., Дусидман И.А., Поконова Ю.В. Исследование структуры нефтяных асфальтенов методом ЭПР // Исследования в области химии и технологии продуктов переработки горючих ископаемых (выпуск 2). Л.: ЛГУ, 1975. - С. 9.
11. Петров С.М. Углеводороды нефтей. - М.: Наука, 1984. - 264 с.
12. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. К.: «ФЭН» АН РТ, 2004. -584 с.
13. Хавкин А.Я. Учет дисперсности распределения остаточной нефти // Тр. научно-практич. конф. «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений». - Казань: Экоцентр, 1999. С. 163-171.
© О. С. Носова - магистр каф. «Химической технологии переработки нефти и газа» КНИТУ, [email protected]; Д. Д. Валешина - магистр каф. «Химической технологии переработки нефти и газа» КНИТУ, [email protected]; Г.П. Каюкова - профессор каф. «Химической технологии переработки нефти и газа» КНИТУ, [email protected]; Д. Т. Габдрахманов - магистр КФУ, [email protected]; А. И. Лахова - инженер той же кафедры.
© O.S.Nosova - Master of the Department of Chemical Engineering of Oil and Gas, KNRTU, [email protected]; D. D. Valeshina - Master of the Department of Chemical Engineering of Oil and Gas, KNRTU, [email protected]; G. P. Kayukova - Professor of KNRTU, [email protected]; D. T. Gabdrakhmanov - master of KPFU, [email protected]; A. I. Lakhova - engineer of the Department of Chemical Engineering of Oil and Gas, KNRTU.
