CC BY
32ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.276.72
В.М. Шамилов1, Э.Р. Бабаев2, e-mail: Elbey.Babayev@socar.az; Н.Ф. Алиева1
1 Департамент нанотехнологий SOCAR (Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики) (Баку, Азербайджанская Республика).
2 Институт химии присадок, Национальная академия наук Азербайджана (Баку, Азербайджанская Республика).
Полимерные нанокомпозиты на основе карбоксиметилцеллюлозы и наночастиц Al и Cu для увеличения добычи нефти
В работе изучена возможность применения полимерных нанокомозитов на основе натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и наночастиц Al и Cu размерностью 50-70 нм в качестве агентов для вытеснения остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти. Показано, что полимерные нанокомпозиты более эффективны в качестве агентов вытеснения нефти, чем сама натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы. Изменяя концентрации КМЦ и наночастиц, можно увеличить вязкость раствора вытеснения нефти. Определена динамическая вязкость растворов КМЦ и полимерных нанокомпозитов на основе КМЦ и металлических наночастиц (Al и Cu) различных концентраций. Установлено, что полимерный нанокомпозит с наночастицами Al при одинаковых концентрациях обладает более высокой динамической вязкостью, чем его аналог с наночастицами Cu. Коэффициент извлечения нефти определяли на установке, имитирующей модель пласта. Песок, служивший наполнителем модели, и нефть были отобраны из одной скважины месторождения Биби-Эйбат Апшеронского п-ова Азербайджана. С помощью полученных экспериментальных данных определена эффективная концентрация раствора КМЦ и наночастиц в качестве агента вытеснения нефти. Полученные результаты свидетельствуют о том, что полимерные нанокомпозиты на основе различных нанопорошков металлов по-разному влияют на коэффициент нефтевытеснения. Так, композиция на основе наночастиц Al размерностью 50-70 нм проявила себя в данном эксперименте в качестве агента вытеснения нефти более продуктивной, чем полимерный нанокомпозит на основе наночастиц Cu и КМЦ.
Ключевые слова: натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы (Na-КМЦ), полимерные нанокомпозиты, метод полимерного заводнения, раствор вытеснения нефти.
V.M. Shamilov1, E.R. Babayev2, e-mail: Elbey.Babayev@socar.az; N.F. Aliyeva1
1 Nanotechnologies Department, SOCAR (State Oil Company of Azerbaijan Republic) (Baku, Azerbaijan Republic).
2 Institute of Chemistry of Additives, National Academy of Sciences of Azerbaijan (Baku, Azerbaijan Republic).
Polymer Nanocomposites Based on Carboxymethylcellulose and Nanoparticles (Al and Cu) For Enhanced Oil Recovery
The possibility of using polymer nanocomposites based on sodium carboxymethylcellulose and nanoparticles of Al and Cu with the size of 50-70 nm as an agent for the displacement of residual and hard-to-recover oil reserves is studied. Polymer nanocomposites are shown to be more effective as an oil displacement agent than sodium carboxymethylcellulose which is used to increase oil production. The viscosity of oil displacement solution can be increased by varying the concentration of carboxymethylcellulose and nanoparticles. The dynamic viscosity of the solutions of CMC and polymer nanocomposites based on CMC and metal nanoparticles (Al and Cu) of various concentrations was determined. It was found that the polymer nanocomposite with Al nanoparticles at identical concentrations has a higher dynamic viscosity than its analogue with Cu nanoparticles. Experiments were carried out at the facility simulating the reservoir model. Sand, which served as a filler in the model, and an oil, were taken from the same well of Bibi-heybat oilfield, Absheron Peninsula, Azerbaijan. The effective concentration of the solution of carboxymethylcellulose and nanoparticles as an oil displacement agent is determined using the experimental data obtained. The obtained results show that the nanopowders of metals have different effect on oil displacement factor. Polymer nanocomposites with Al nanopowder with the size of 50-70 nm is more effective for an oil displacement than its analogue with Cu nanoparticles.
Keywords: sodium carboxymethylcellulose, polymer nanocomposites, method of polymer flooding, oil displacing solution
34
№ 3 март 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Современный подход к разработке месторождений нефти требует применения эффективных технологий, повышающих степень извлечения нефти с минимальными затратами. На сегодняшний день в арсенале нефтяных компаний есть различные методы повышения коэффициента извлечения нефти (КИН), которые применяются в зависимости от заданных условий [1]. Одним из таких методов, нашедших широкое применение,является полимерное заводнение - технология увеличения нефтеотдачи пластов за счет увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением и уменьшения остаточной нефтенасыщенности в промытой зоне за счет уменьшения отношения подвижности нефти и вытесняющего агента в пласте [2]. Среди множества водорастворимых полимеров,используемых в качестве агентов вытеснения нефти,широкое
применение нашла натриевая соль кар-боксиметилцеллюлозы [3]. Относительно небольшой расход реагента, возможность использования для добычи высоковязких нефтей на различных стадиях разработки месторождений с неравномерной проницаемостью, различных по свойствам и строению коллекторов, и другие положительные свойства водорастворимых полимеров послужили основой их широкого распространения в нефтедобыче. Однако полимерное заводнение, как и любая технология, имеет негативные стороны, такие как зависимость стабильности полимера от температуры и степени минерализации пластовых вод [4]. Эти недостатки могут быть устранены за счет модификации и стабилизации используемых полимеров. В представленной работе для улучшения свойств водорастворимых полимеров КМЦ авторами были использованы наноча-
стицы А1 и Си (размерность 50-70 нм). Нанотехнологии широко применяются в нефтяной отрасли [5-7], поскольку полученные с использованием наноча-стиц различных металлов полимерные нанокомпозиты могут обладать новыми физико-химическими свойствами и повышенной химической стойкостью [8]. Статья посвящена изучению возможности применения раствора полимерного нанокомпозита на основе натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы ^а-КМЦ) и наночастиц (А1 и Си размерностью 50-70 нм) для вытеснения нефти.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ
В качестве исследуемой нефти использовали нефть месторождения Биби-Эйбат Апшеронского п-ова. В экспериментах использовали водорастворимый полимер КМЦ. Водные растворы полимеров готовили с использованием дистиллированной воды при
Ссылка для цитирования (for citation):
Шамилов В.М., Бабаев Э.Р., Алиева Н.Ф. Полимерные нанокомпозиты на основе карбоксиметилцеллюлозы и наночастиц AI и Cu для увеличения добычи нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 3. С. 34-38.
Shamilov V.M., Babayev E.R., Aliyeva N.F. Polymer Nanocomposites Based on CarboxymethyLceUuLose and Nanoparticl.es (Al and Cu) For Enhanced Oil Recovery. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 3, P. 34-38. (In Russian)
XIV МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА РОССИИ И СНГ
2017
ОРГАНИЗАТОР
RPI
1В-19 мая, Москва, «Балчуг Кемпински»
СПЕЦИАЛЬНЫЙ ФОКУС В 2017!
СУДЬБА ШЕЛЬФОВЫХ ПРОЕКТОВ В УСЛОВИЯХ НЕГАТИВНОЙ ЦЕНОВОЙ КОНЪЮНКТУРЫ И ЗАПАДНЫХ САНКЦИЙ
ВЕДУЩЕМУ МЕРОПРИЯТИЮ ОТРАСЛИ, ежегодно проходящему при поддержке ПАО «ГАЗПРОМ»
НОВОЕ! Технический семинар «Проектирование, строительство и эксплуатация наземных и подводных трубопроводов: технологические вызовы сегодняшнего дня»
Освоение шельфа южных, арктических и дальневосточных морей: перспективы нефтегазоносно:™ месторождений, опыт реализации проектов, проблемы и пути их решения
2.5 года санкций для нефтегазовой отрасли РФ - первые итоги импортозамещения. Оборудование и технологические решения дляреализации шельфовых нефтегазовых проектов
Экономические и нормативно-правовые аспекты освоения месторождений на шельфе РФ. Как достичь экономической эффективности проектов в современных российских условиях и снизить риски?
ВЕДУЩИХ ИГРОКОВ ОТРАСЛИ
АВТОРИТЕТНЫХ СПИКЕРОВ ЭКСПЕРТОВ
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Таблица 1. Динамическая вязкость водных растворов КМЦ Table 1. The dynamic viscosity of aqueous solutions of CMC
Проба Specimen Состав Composition Н2О, л Н2О, 1 КМЦ, г/л CMC , g/1 Динамическая вязкость Па.с, при 20 °С The dynamic viscosity Ра.с, at 20 °С
1 Н2О + КМЦ Н2О + CMC 1,0 1,0 1,0
2 Н2О + КМЦ Н2О + CMC 1,0 3,0 1,8
3 Н2О + КМЦ Н2О + CMC 1,0 5,0 2,4
4 Н2О + ШЦ Н2О + CMC 1,0 7,0 3,4
5 Н2О + ШЦ Н2О + CMC 1,0 9,0 3,8
Таблица 2. Динамическая вязкость полимерных нанокомпозитов на основе КМЦ и наночастиц Al Table 2. The dynamic viscosity of polymeric nanocomposites based on CMC and Al nanoparticl.es
Проба Specimen Состав Composition Н2О, л Н2О, I ШЦ, г CMC, g AI (МНЧ), г AI (Magnetic nanoparticIes -MNP), g Динамическая вязкость, Па.с The dynamic viscosity Pa^
1 Н2О + ШЦ + AI Н2О + CMC + AI 1,0 1,0 0,05 1,8
2 Н2О + ШЦ + AI Н2О + CMC + AI 1,0 3,0 0,05 2,0
3 Н2О + ШЦ + AI Н2О + CMC + AI 1,0 5,0 0,05 5,4
4 Н2О + ШЦ + AI Н2О + CMC + AI 1,0 7,0 0,05 7,1
5 Н2О + ШЦ + AI Н2О + CMC + AI 1,0 9,0 0,05 8,0
аметром 30 мм, заполненные на 3/4 песком соответствующего месторождения, имитирующие модели пласта. На нижнем конце модели пласта устанавливали фильтр из 1-2 слоев металлической сетки. После подготовки модели их устанавливали вертикально и пропитывали пластовой водой, для чего установку подключали к системе вакуумирования и через модель пласта пропускали воду 0). Поры пласта заполняли водой, а излишек воды собирали и измеряли в цилиндре ^выд). Поровый объем (V , мл) модели пласта определяли по формуле V = ^ п - V .
пор. Н20 выд.
Затем производили насыщение приготовленной модели нефтью. Определенный объем подготовленной нефти пропускали через модель пласта (система работает под вакуумом), причем часть пор заполнялась нефтью. В результате модель пласта имеет определенную нефте- и водонасыщенность. В мензурках, где собирается вытесненная жидкость (вода и нефть), замеряли объем вытесненной воды и нефти и рассчитывали исходную нефтенасыщенность пласта как разницу между объемами поданной в пласт нефти и замеренной в мензурках - V . .
г г нефть
Объем вытесненной в мензурку нефти замеряли. Далее определяли коэффициент извлечения нефти (КИН, %):
Таблица 3. Динамическая вязкость полимерных нанокомпозитов на основе КМЦ и наночастиц Cu Table 3. The dynamic viscosity of polymeric nanocomposites based on CMC and Cu nanoparticles
Проба Specimen Состав Composition Н2О, л Н2О, I ШЦ, г CMC, g Cu (МНЧ), г Cu (MNP), g Динамическая вязкость, Па.с The dynamic viscosity Pa^
1 Н2О + ШЦ + Cu Н2О + CMC + Cu 1,0 1,0 0,05 1,80
2 Н2О + ШЦ + Cu Н2О + CMC + Cu 1,0 3,0 0,05 1,70
3 Н2О + ШЦ + Cu Н2О + CMC + Cu 1,0 5,0 0,05 3,00
4 Н2О + ШЦ + Cu Н2О + CMC + Cu 1,0 7,0 0,05 5,10
5 Н2О + ШЦ + Cu Н2О + CMC + Cu 1,0 9,0 0,05 6,90
комнатной температуре. Для полного набухания оставили на 3 сут, затем довели с помощью магнитной мешалки до однородного состояния. Использованные в работе нанопорошки меди и алюминия произведены компанией ООО «Передовые порошковые
технологии» (Томск, Россия). Вязкость водных растворов полимеров определяли реометром Reotest-2. Установка для определения нефтевы-тесняющей способности подготовленных композиций представляет собой стеклянные трубки длиной 70 см и ди-
КИН =у^100 %,
под.
где V1 - объем вытесненной нефти, мл; Vпод - объем поданной нефти, мл. Нефть из модели пласта поочередно вытесняли водными растворами натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы ^а-КМЦ) и полимерными нанокомпо-зитами на основе Na-КМЦ и наночастиц (А1 и Си размерностью 50-70 нм) различных концентраций. Для определения рабочей концентрации были приготовлены водные растворы полимеров с различными концентрациями нанопо-рошков, которые были проанализированы методом ИК-Фурье-спектроскопии на предмет деструктивного влияния наночастиц на структуру полимера. На основании полученных данных определена рабочая концентрация наночастиц в растворе полимера (0,05 г/л). В табл. 1-3 и на рис. 1 приведены результаты измерений динамической вяз-
36
№ 3 март 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
кости водных растворов КМЦ различных концентраций и соответствующих полимерных нанокомпозитов (КМЦ + нано-частицы А1 и Си). Установлено, что при малых концентрациях (1-3 г/л) разница в показаниях динамической вязкости исследуемых полимеров и нанополи-мерных композиций не столь ощутима, а с увеличением концентрации КМЦ (5,0; 7,0; 9,0 г/л) увеличивается разрыв в значениях динамической вязкости. Следует отметить, что полимерный композит с наночастицами М при одинаковых концентрациях обладает более высокой динамической вязкостью, чем его аналог с наночастицами Си. Соотношение динамической вязкости нефти и растворов вытеснения является одним из важнейших факторов при подборе реагента вытеснения нефти. Чем ближе значение динамической вязкости раствора вытеснения к значению динамической вязкости нефти, тем эффективнее будет этот раствор как агент вытеснения. Зная значение динамической вязкости нефти данного месторождения, можно приблизить к ней значение динамической вязкости агента вытеснения, изменяя концентрации КМЦ и наночастиц. Далее был произведен сравнительный анализ нефтевытесняющих свойств водных растворов КМЦ различных концентраций и соответствующих полимерных нанокомпозитов (А1и Си размерностью 50-70 нм). Полученные данные приведены в табл. 4. Сутью полимерного заводнения является растворение полимера в воде с целью уменьшения ее подвижности. Полученное увеличение вязкости является причиной уменьшения отношения подвижностей «нефть - вода». Для достижения поставленной цели можно увеличить концентрацию водного раствора полимера, однако это увеличение имеет свои границы: концентрации КМЦ более 10 г/л отрицательно влияют на вытеснение нефти. В то же время при высоких концентрациях КМЦ плохо смешивается с водой и создает проблемы при закачке раствора в пласт. Полученные полимерные нанокомпозиты на основе КМЦ и наночастиц меди и алюминия обладают улучшенными по сравнению с их полимерными анало-
g я S S
S »Л "'S го <->
<и га
з- с
s >1
£ -а
2 4 6 8
Концентрация КМЦ, г/л The concentration of carboxymethylcelLulose (eme), g/L
10
■ кмц + н2о
CMC+H20
КМЦ + Н20 + А1 CMC + H,0 + Al
КМЦ+Н20 + Си CMC + H20 + Cu
Рис. 1. Влияние концентрации и состава композита на динамическую вязкость
Fig. 1. The dependence of the dynamic viscosity on the concentration and the structure of the
composite
Таблица 4. Коэффициент извлечения нефти Table 4. Oil recovery factor
№ No. Состав композиций Composition of the structure Коэффициент извлечения нефти, % Oil recovery factor, %
1 КМЦ (1 r) + H2O (1,01 r) C MC (1 g) + H2O (1.01 g) 44,0
2 КМЦ (3 r) + H2O (1,01 r) CMC (3 g) + H2O (1.01 g) 56,2
3 КМЦ (5 r) + H2O (1,01 r) CMC (5 g) + H2O (1.01 g) 67,0
4 КМЦ (7 r) + H2O (1,01 r) CMC (7 g) + H2O (1.01 g) 60,5
5 КМЦ (9 r) + H2O (1,01 r) CMC (9 g) + H2O (1.01 g) 41,0
6 КМЦ (1 r) + H2O (1,01 r) + Al (0,05 r) CMC (1 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) 48,7
7 КМЦ (3 r) + H2O (1,0l r) + Al (0,05 r) CMC (3 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) 58,2
8 КМЦ (5 r) + H2O (1,0l r) + Al (0,05 r) CMC (5 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) 69,1
9 КМЦ (7 r) + H2O (1,0l r) + Al (0,05 r) CMC (7 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) 64,8
10 КМЦ (9 r) + H2O (1,0l r) + Al (0,05 r) CMC (9 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) 42,5
11 КМЦ (1 r) + H2O (1,0l r) + Cu (0,05 r) CMC (1 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) 46,2
12 КМЦ (3 r) + H2O (1,0l r) + Cu (0,05 r) CMC (3 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) 57,8
13 КМЦ (5 r) + H2O (1,0l r) + Cu (0,05 r) CMC (5 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) 68,4
14 КМЦ (7 r) + H2O (1,0l r) + Cu (0,05 r) CMC (7 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) 63,7
15 КМЦ (9 r) + H2O (1,0l) + Cu (0,05 r) CMC (9 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) 41,8
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2017
37
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
5 7 9 КМЦ, г/л
CarboxymethyLceLluLose (cmc), g/l
1КМЦ+Н.0 I КМЦ + H 0 + AI ИКМЦ + H.O + Cu
СМС+Н20
CMC+H20 + Al
CMC + H20 + Cu
Рис. 2. Коэффициент извлечения нефти, % Fig. 2. Oil recovery factor, %
гами (КМЦ)свойствами: динамическая вязкость выше, способность вытеснения нефти лучше. Помимо вышеперечисленных свойств полимерный на-нокомпозит (КМЦ + наночастицы Си) имеет ярко выраженные бактерицидные свойства [9].
Данные,полученные из эксперимента по вытеснению нефти водными растворами КМЦ и КМЦ + наночастицы А1 или Си, показывают, что наночастицы улучшают свойства КМЦ по вытеснению нефти. Наиболее эффективные концентрации - это 3,0; 5,0; 7,0 г/л (рис. 2).
При более высоких и низких концентрациях эффективность уменьшается. В качестве агента вытеснения нефти полимерный нанокомпозит КМЦ + М эффективнее, чем КМЦ + Си.
ВЫВОДЫ
1. Полимерные нанокомпозиты на основе натриевой соли карбоксиметилцел-люлозы и наночастиц М и Си размерностью 50-70 нм могут быть использованы в качестве агентов вытеснения нефти.
2. Наночастицы М и Си увеличивают динамическую вязкость водных растворов КМЦ.
3. Среди изученных различных составов концентрация водного раствора КМЦ 5 г/л является самой эффективной для применения в качестве агента вытеснения нефти. Это концентрация явилась и самой эффективной для полимерных нанокомпозитов.
4. Полимерные нанокомпозиты с М эффективнее вытесняют нефть и сильнее увеличивают показатели динамической вязкости, чем их аналоги с наночасти-цами Си.
References:
1. Milovidov K.N., Kolchanova T.I. World practice of EOR. Neftepromyslovoe delo = Oilfield Engineering, 2002, No. 8, P. 46-48. (In Russian)
2. Abidin A.Z., Puspasari T., Nugroho W.A. Polymers for Enhanced Oil Recovery Technology. Procedia Chemistry, 4 (2012), P. 11-16.
3. Fedorova A.F., Shits Ye.Yu., Portnyagin A.S. Study of The Possibility of Using Polymer Solutions as Oil Displacement Agent on Deposits With Abnormally Low Reservoir Temperatures [Electronic resourse]. Access mode: http://www.ogbus.ru/authors/Fyodorova/Fyodorova_2.pdf (Access date: 25.03.2017).
4. Larry W., Lake, R.J., Bill Rossen & Gary Pope. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery, 2014, 496 pp.
5. Yusifzadeh Kh.B. The Current State of Oil and Gas Industry and Future Perspectives. Azerbaijan Oil Industry, 2016, No. 1, P. 10-15.
6. Shamilov V.M., Babayev E.R. Development of Multifunctional Composite Mixtures Based on Water-Soluble Surfactant, Polymer and Metallic Nanopowder as Agents of Oil Displacement. Territorija NEFTEGAZ = Oil And Gas Territory, 2016, No. 6, P. 60-63. (In Russian)
7. Suleimanov B.A., Ismailov F.S., Veliyev E.F., Dyshin O.A. The Influence of Light Metal Nanoparticl.es on The Strength of Polymer Gels Used in Oil Industry. SOCAR Proceedings, 2013, No. 2, P. 24-28.
8. Kovtun G.P., Veryovkin A.L. Nanomaterials: Technologies and Materials Science. National Scientific Center Kharkiv Institute of Physics and Technology, 2010. (In Russian)
9. Egorova E.M., Revina A.A., Rostovschikova T.N., Kiseleva O.I. Germicidal and Catalytic Properties of Stable Metal Nanoparticles in Reverse Micelles. Moscow University Chemistry Bulletin, Ser. 2: Khimiya = Chemistry, 2001, Vol. 42, No. 5, P. 332-338. (In Russian)
Литература:
1. Миловидов К.Н., Колчанова Т.И. Мировая практика применения методов повышения нефтеотдачи // Нефтепромысловое дело. 2002. № 8. С. 46-48.
2. Abidin A.Z., Puspasari T., Nugroho W.A. Polymers for Enhanced Oil Recovery Technology. Procedia Chemistry, 4 (2012), P. 11-16.
3. Федорова А.Ф., Шиц Е.Ю., Портнягин А.С. Исследование возможности применения растворов полимеров в качестве агентов вытеснения нефти на месторождениях с аномально низкими пластовыми температурами [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Fyodorova/ Fyodorova_2.pdf (дата обращения: 25.03.2017).
4. Larry W., Lake, R.J., Bill Rossen & Gary Pope. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery, 2014, 496 pp.
5. Yusifzadeh K.B. The current state of oil and gas industry and future perspectives // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 2016. № 1. С. 10-15.
6. Шамилов В.М., Бабаев Э.Р. Разработка многофункциональных композиционных смесей на основе водорастворимых ПАВ, полимеров и металлических нанопорошков в качестве агентов вытеснения нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 60-63.
7. Сулейманов Б.А., Исмаилов Ф.С., Велиев Э.Ф., Дышин О.А. О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче // SOCAR Proceedings. 2013. № 2. С. 24-28.
8. Ковтун Г.П., Веревкин А.Л. Наноматериалы: технологии и материаловедение. Национальный научный центр. Харьков: Харьковский физ.-техн. ин-т, 2010.
9. Егорова Е.М., Ревина А.А., Ростовщикова Т.Н., Киселева О.И. Бактерицидные и каталитические свойства стабильных металлических наночастиц в обратных мицеллах // Вестник Московского ун-та. 2001. Т. 42. № 5. С. 332-338. (Сер. «Химия».)
38
№ 3 март 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
