CC BY
26
© Ю.Ф. Васючков, М.Ю. Васючков, 2004
УДК 662.69
Ю. Ф. Васючков, М.Ю. Васючков
РАЗВИТИЕ НАУЧНОГО НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА УГОЛЬНЫЙ ПЛАСТ ДЛЯ ДОБЫЧИ УГОЛЬНОГО МЕТАНА
Семинар № 5
1ТЛ ак правило, дебиты подземных сква-
XV жин, используемых для целей дегазации угольных пластов, весьма незначительны и не могут удовлетворить не только потребности угольных шахт, но тем более и требования добычи угольного метана для промышленных целей. Достаточно проанализировать данные по газопроницаемости угля, чтобы объяснить этот факт. В табл. 1 приведены тщательно собранные и обобщенные В.М. Фалькович экспериментальные материалы различных исследователей по изучению газопроницаемости ископаемых углей за период 1949-1970 гг.
По инициативе акад. А.А. Скочинского в МГИ в конце 50-х годов XX столетия были начаты работы по искусственному увеличению газопроницаемости угольных пластов [I]. Развитие работ потребовало пристального внима-
Таблица1
Газпроницаемость ископаемых углей
ния к поведению системы «уголь-метан» в реальной минеральной среде, что реализовалось в создание нового научного направления - физическая химия газодинамического состояния угольного массива [2]. Это направление включило гидродинамические, физикохимические, тепловые и волновые способы воздействия на массив для решения задач управления состоянием системы «уголь-метан» и переноса метана в сложной пористотрещиноватой и осложнённой сорбционными явлениями среде. Был сделан вывод, что эффективные способы добычи угольного метана могут быть созданы только на основе учета переноса в угле связанного метана, что резко отличало постановку таких задач от теории газовых коллекторов. Широкими экспериментальными и теоретическими работами было пока-
Метод определения Значение газопроницаемости угля, мдарси Объект исследования Авторы
от ДО
Лабораторные опыты:
-метану 3,82 66,40 Кузнецкий уголь Гуревич М.Г., Коц Я.М.,1949
- по метану 2,90 88,40 Донецкий уголь Лидин Г.Д., Петросян А.Э., 1962
- по метану 4,07 2310,00 Донецкий уголь Липаев Ю.А., 1961
- углекислому газу 464,00 464,00 Донецкий уголь Щербань А.Н., Цы-рульников А.С., 1958
- по азоту Кузнецкий уголь Питин Р.Н. и др., 1957
Шахтные эксперименты:
- по метану 0,66 - 10-5 0,12 Донбасс КрупеняВ. Г .,1970
- по метану 0,10 0,25 Воркута КрупеняВ.Г.1970
- по метану 0,06 0,50 Караганда КрупеняВ. Г.,1970
По аншлифам:
- структура малонару- 29,00 4715,00 Донбасс Премыслер Ю.С., 1963
шенная
- структура сильнона- 6,00 98,00 Донбасс Премыслер Ю.С., 1963
рушенная
зано, что существуют законы, в частности -термодинамические, которым подчиняется в угле широкий класс явлений физико-химического порядка. К основным законам и закономерностям можно отнести [2]:
- при дегазации угольного массива после короткого периода фильтрации наступает длительный период диффузионного переноса метана в пористо-трещинной среде, осложненной процессами перехода метана из связанного (молекулярного) в свободное (вязкое) состояние; период, когда метан движется в массиве по законам фильтрации, зависит от структурных и термодинамических условий пласта, но почти всегда занимает менее протяженный период времени, чем период диффузионного переноса;
- связанный метан в микропоровой структуре угля характеризуется остаточной энергией молекул; термодинамическая стабильность молекул в связанном состоянии обратно пропорциональна остаточной энергии;
- активные средства воздействия на связанный метан для интенсификации его извлечения через скважины можно располагаются в термодинамический ряд по величине их термодинамической стабильности: замещение молекул метана в связанном состоянии (интенсификация газоотдачи из связанного объема) по обменному механизму возможно лишь путем, если молекулы метана замещают молекулы с большей термодинамической стабильностью; к веществам-заместителям отнесли водяной пар, хлористый водород, углекислый газ, азот и др. [2];
- соляная кислота, поданная в пласт, не только увеличивает газопроницаемость угольного массива, но и способствует десорбции угольного метана:
- нагнетаемая вода не может заместить метан в больших количествах, так как вытеснение метана в процессе нагнетания воды происходит, в основном, за счет «отмывки» его из свободного объема угля, а также за счет теплового эффекта от смачивания внутренней поверхности угля.
В качестве средств интенсификации ранее нами были исследованы жидкие рабочие среды
- растворы солей, кислот, оснований и поверхностно-активных веществ, а также газообразные агенты - углекислый газ и пропан [2, 3, 4,]. В 1966 г., в частности было показано, что газо-емкость одного и того же угля для метана ниже углекислотоемкости в 2,2-2,5 раза. Позже [2]
нами было показано, что на основании закона убывания термодинамической стабильности углекислый газ стоит в термодинамическом ряду рядом и немного левее от метана, т.е. углекислый газ является слабым заместителем (в смысле «вытеснения») метана в сорбционном объеме. Этим еще в 1967 г. была предсказана перспективность использования углекислого газа в качестве интенсификатора добычи угольного метана. Тем не менее, эффективность использования СОз - обработок для интенсификации метаноотдачи должна быть строго доказана как с гидродинамических, так и с физико-химических позиций. В частности, уже тогда по результатам наших исследований стало понятно, что для замещения метана в сорбционном объеме потребуется его, по крайней мере, в 2 - 2,5 раза больше, чем можно получить метана. Это наше положение, как и другие вышеуказанные, подтверждены в рецензируемой здесь статье американских исследователей [5].
Ниже приводится сокращенное изложение этой статьи, опубликованной в трудах Международного симпозиума по проблемам угольного метана в США в 1999г. Сегодня все значимые проекты по добыче угольного метана (СВМ), считают авторы статьи, используют, в основном, традиционную производственную методику - откачка воды в больших объемах из месторождения для снижения пластового давления и извлечения десорбирующегося метана. Это часто малоэффективно, т.к. позволяет добывать лишь 20 - 60 % от газоносности и оставляет в недрах значительные запасы газа. Традиционные способы дегазации также осуществляются при низком давлении, а увеличение пластового давления от почти атмосферного до примерно 7 МПа весьма дорого.
Обработку пластов углекислым газом (С02) на нефтяных месторождениях в США применяют с 70-х годов прошлого века. Постоянно около 42 млн. м3/сут чистого С02 транспортируют через длинный трубопровод на месторождения бассейна Permian западного Техаса и Нью-Мехико - крупнейших нефтеносных провинций для стимулирования нефтедобычи нагнетанием в пласт С02. Сегодня технология углекислотной обработки доказана, а затраты имеют тенденцию к понижению. Главная углекислотная труба этой системы передает около 28 млн. м3/сут чистой углекислоты под высоким давлением. На этом принципе предложен один из способов интенсификации добычи
Рис. 1. Схема закачки углекислого газа в пласт Fruit-land на Allison Unit Pilot: глубина приведена в футах; скважины № 112 и № 114 служат для добычи угольного метана; скважина № 142 предназначена для нагнетания углекислого газа. Подача углекислоты
угольного метана, применяемых сейчас в США и Российской Федерации (Enchanced Coalbed Methane Recovery - сокращенно ECBM).
Пилотные испытания углекислотной стимуляции добычи метана проводятся Burlington Resources с 1996 г. путем многоскважинного нагнетания углекислоты. Результаты оказались обещающими, некоторые из них изложены ниже.
Основной принцип, заложенный в технологии углекислотной обработки газоносного пласта, заключается в замещении адсорбированного метана азотом или углекислым газом [6]. Однако эти процессы совершенно отличны. Азот работает как понизитель парциального давления метана, чтобы увеличить его десорбцию, а процесс называют «вскрытие метана инертным газом». Примером служит с 1998г площадь Tiffany в северной части бассейна San Juan, имеющая 12-сопловый нагнетатель фирмы Amoco на 34 продуктивных скважинах. Нагнетание С02, напротив, способствует замещению метана в микропоровой структуре угля.
Имеются несколько преимуществ углекислотной отработки пласта против его азотной обработки. Во-первых, - высокое давление упругости пара и потому более низкие затраты по сравнению с азотом, который должен быть отделен от воздуха в охлажденном виде и сжат. Во-вторых, проникновение в пористо-
трещиноватую структуру угля у углекислоты более плавное и глубокое, чем у азота, что обеспечивает добычу большей части метана. В тоже время удельный расход углекислоты больше, чем у азота: для замещения 1 объема метана требуется 2 объема CO2, в то время как у азота это соотношение составляет примерно 1:1 [7].
Выполнение способа С02-ЕСВМ
Первым объектом для этого была избрана установка Burlington Resources Allison Unit Pilot, которая работает на пласте средней проницаемости Fruitland. Первый шестимесячный период остановки скважины и применения кавитации на продуктивных скважинах в течение
нагнетания углекислоты завершили анализом первых результатов.
Установка включала 4 скважины для нагнетания С02 и 9 метано-продуктивных скважин, которые заканчивали традиционно (обсадка, цементирование, вскрытие забоя, промывка), осуществляли кавитацию забоя или гидравлическое стимулирование (гидроразрыв). Они функционировали в течение 5 лет примерно с 1990 г. В 1995 г. были пробурены нагнетательные скважины и начато нагнетание углекислоты (рис. 1). Каждая скважина пропускала через перфорированную обсадную колонну около 21240 м3/сут углекислоты в пласт Fruitland на глубине в среднем 945 м (рис. 1). В течение следующих трех лет было закачано около 36 млн.м3 углекислоты с незначительными прорывами ее в продуктивные скважины. При этом приток воды в них уменьшился.
Одним из критических требований к углекислотной обработке угольных пластов является низкозатратная поставка С02. Маловероятно, чтобы углекислота под высоким давлением, получаемая из подземных резервуаров, была бы дешевой. В то же время регион Rocky Mountain содержит избыток доказанных запасов С02 и не подготовленных резервов: месторождение Shell's Me Eimo Dome в Югозападной части штата Колорадо содержит 28,3 млрд м доказанных запасов С02 98 % чистоты. В настоящее время месторождение производит С02 из 40 скважин с расходом около 30 млн.м3/сут. Продукция транспортируется в закритической жидкой фазе в искусственное газохранилище под давлением около 14 МРа по 800километровому трубопроводу Cortez. Стоимость природной углекислоты оценивается в интервале 8,9-12,5 ам. долл. за 1000 м3 газа.
Другим потенциальным источником С02
поставки в бассейне San Juan является поток побочных продуктов от заводов по переработке природного газа. Эти заводы удаляют природную загрязняющую добавку С02 к газу, извлекаемого из пласта Fruitland. Около 4,2 млн м3/сут С02 и извлекается постоянно из основного газового потока этого пласта с концентрацией 6-12 %. Однако, вследствие того, что С02, как газ отходов, является влажным и выбрасывается в атмосферу под атмосферным давлением, может понадобиться его осушение и компримирование до необходимого уровня. Для подготовки С02 в эксплуатацию по технологии ЕСВМ примерно 35,3 ам.долл. за 1000 м3 газа потребуются значительные дополнительные вложения в производственные расходы и затраты на компримирование, что делает С02 недешевым источником дополнительного метана. В будущем этот источник газовых отходов С02 может быть квалифицирован как средство снижения выбросов в защитных проектах от влияния разрушающего антропогенного фактора на окружающую среду. Такие мероприятия по уменьшению влияния С02 на атмосферу находятся постоянно в поле зрения конгресса США.
Выбор варианта проекта
На существующей начальной стадии использования технологии ЕСВМ основные эмпирические критерии их отбора еще не существуют. Для сравнения - критерии отбора эффективных технологий интенсификации нефтедобычи потребовали десяток лет исследований и еще совершенствования [8]. Однако уже сейчас можно определить основные характеристики коллектора, необходимые для успешного осуществления проекта и основанные на опыте как моделирования коллекторов, так и заводнения залежей, т.е. на способах интенсификации добычи нефти (EOR).
Как технологии EOR и заводнения пласта, применение С02 -ЕСВМ может потребовать относительно простой структурной геологии, с минимальной трещи-
Рис. 2. Динамика дебитов метана через скважины: А- нагнетание С02 перед началом эксплуатации скважины; нагнетание С02 после 6 мес. эксплуатации скважины; а базовый вариант (без инъекции, с кавитацией). На рис: Mcfd/well тыс. куб. футов в сут/скв; 1000 cfd = 28,3 м/сут.
новатостью коллектора и незначительным разделением его на блоки, которые могут мешать эффективности «оттеснения» метана. Смешиваемость фаз является ненужной (в отличие от технологии EOR) при вскрытии неглубоких пластов (до 800 м). Угольный коллектор должен иметь большие поперечные размеры и иметь изолированное направление по нормали к напластованию, чтобы избежать утечки рабочей жидкости в соседние пласты. Необходимо также иметь проницаемость массива на уровне хотя бы средней (до 5 мдарси), но это еще точно не установлено. С приобретением большего опыта могут возникнуть и другие критерии. И, тем не менее, большая часть месторождения San Juan может удовлетворять указанным выше критериям.
Другой важной проблемой выбора варианта проекта является стадия эксплуатации, на которой нужно применять технологию ЕСВМ -поздняя стадия или в начале эксплуатации. Базовой является технология завершения скважины с использованием кавитации на площади 1,3 км2 и запасами метана около 122 млн м3. Продуктивная скважина является наиболее крупной из эксплуатационных нагнетательных скважин. Было допущено, что расход С02 через скважину - инжектор составляет 28300 м3/сут.
Моделирование технологии двух вариантов интенсификации метаноотдачи угля осуществлялось по двум сценариям: естественное истощение пласта в течении шести лет, а затем обработка призабойной зоны углекислотой (1) и обработка пласта углекислотой перед началом эксплуатации скважин (2). На рис. 2 представлена кривая дебитов метана при базовой технологии и метана при этих двух сценариях. Данные моделирования показали, что максимальным эффектом влияния обладает технология по сценарию (2), т.е. после углекислотной
обработки пласта до начала эксплуатации
скважины. Сценарии (1) также дает прирост метаноотдачи, однако общий абсолютный прирост добычи метана здесь в 2,8 раза меньше, чем по сценарию (2).
Перенос углекислотной обработки пласта на шестилетний период способствует меньшему увеличению метаноотдачи в конце периода эксплуатации. При этом крупные прорывы С02 не ожидаются в течение 15 лет, хотя некоторые языки могут наблюдаться в высокопроницаемых зонах. Даже частично истощенные запасы угольного метана могут активно заработать после закачки углекислоты, т.к. в этом случае нет необходимости восстанавливать высокое давление в пласте, чтобы усилить метаноотдачу. Учитывая вышесказанное, авторы статьи полагают, что очень многие участки месторождения San Juan могут быть пригодны для применения технологии ЕСВМ с углекислотным воздействием. (С02 - ЕСВМ).
Дизайн ЕСВМ, оборудование, операции
Система нагнетания С02 в пласт достаточно проста в строительстве и эксплуатации. Аналогом может служить схема интенсификации отбора нефти с использованием С02 (С02
- EOR) на истощенном месторождении бассейна Permian, охватывающая продуктивные и нагнетательные скважины, отделение С02 и установку рециклинга - вторичного нагнетания С02 после его сепарации.
Установка Allison демонстрирует, что существующие продуктивные скважины могут быть приспособлены для процесса ЕСВМ без дорогого вторичного завершения скважины или реконструкции забоя скважины. Конечно, через долгий период (5 и более лет) С02 неизбежно будет прорываться в продуктивные скважины. Эти прорывы будут зависеть от распределения проницаемости пласта: высоко
проницаемые зоны позволят обходить углекислому газу основную низкопроницаемую массу угля, достигая продуктивных скважин.
Предназначенная для отработки пласта скважина требует соответствующих инвестиций. Так, новая скважина, пробуренная и оборудованная для обработки пласта С02, в условиях бассейна San Juan обходится в 300000 ам. долл. Скважины для нагнетания существенно проще, чем продуктивные скважины, которые требуют стимуляции. Нагнетательная скважина обсаживается колонной 5,5", цементируется, перфорируется и обрабатывается кислотой.
Для предотвращения коррозии труб может быть использовано стекловолокно, хотя в этом нет особой необходимости вследствие поставляемого сухого С02 или использования его сушки. С другой стороны, для снижения затрат существующие, неиспользованные скважины на участке могут быть восстановлены и завершены (пущены в эксплуатацию) на месторождении Fruitland при ориентировочных затратах 100000 ам. долл. на скважину. При наличии нагнетательного углекислотопровода можно использовать горячие (сварочные) отводы, стоимость которых составляет примерно 150000 ам. долл. в одном соединении.
Нагнетательная система должна быть способна выдержать давление, по крайней мере, до 7-8 МПа. Полагая, что углекислый газ будет сухой, коррозию незащищенной трубной части следует считать незначительной. Для завершающих испытаний эти линии могут быть проложены даже по поверхности. Поверхностные клапаны, особенно оборудованные кольцами и сделанные на основе совместимых с С02 тензодатчиков, используются для определения потенциальных утечек и обеспечения быстроты ремонтных работ.
Нагнетательные головки скважин состоят из контрольно-измерительной аппаратуры и трубной головки типа «елочка». Аппаратура включает неизолированный, сталеуглеродистый орифайс (расходомер), работающий на солнечной энергии клапан, инструменты и микропроцессор. Трубная головка должна включать тройник для нагнетания С02 на главном клапане. Кроме того, линия должна содержать контрольный клапан, внутреннюю линию и шаровой клапан. Встраиваются клапаны безопасности, которые являются переключателями «высокое/низкое давление» в системе, чтобы контролировать отклонения давления от нормы в колонне или затрубном пространстве. Увеличение давления может показать трубную утечку, а падение давления - утечку в пакере.
Отделение С02 от метана может быть востребовано после нескольких лет эксплуатации системы в зависимости от расхода, с которым происходит прорыв С02 в продуктивную скважину. Отделение может быть выполнено на основе криогенной методики и по мембранной технологии. Система циклического нагнетания, по опыту бассейна Permian, требует эксплуатационных затрат 10,6-17,7 ам. долл. на 1000 м3 газа. Это обычная цена ожидаемой поставки
Таблица 2
Экономические показатели технологии С02 - ЕВСМ
Показатель Затраты на единицу, ДОЛЛ Число единиц Общие затраты, млн.долл Затраты на добычу дополнительных 1 тыс. еГ метана, долл.
Новые нагнетательные 300 000 50 15 0,12
скважины под СО2
Переоборудованные скважины под СО2 100 000 50 5 0,04
Внутренние трубные 6" линии 12000071,6км 16 1,2 0,01
Распределительные линии 80 000/1,6 км 80 4 0,03
Нагнетаемый СО2 0,3/ тыс. cf 250 млн. cf 75 0,60
Всего -100 0,7-0,8
Примечание: 1 cf= 0,0283 м
С02 в бассейне San Juan.
Производственная операция по ЕСВМ еще требует очистки добываемого газа. Продукция ЕСВМ должна быть согласована с процессом нагнетания С02. Остановок в подаче С02 следует избегать, т.к. они могут стимулировать приток пластовых вод в зону обработки. Кроме того, такие остановки могут временно снизить эффективность добычи метана за счет уменьшения диффузии и снижения фазовой проницаемости пласта для газа.
Экономическая оценка С02 - ЕСВМ
Для установления экономической пригодности использования углекислотной обработки угольных коллекторов требуются основательные промышленные испытания. Для сравнения
- этот способ интенсификации нефтеотдачи пласта потребовал довольно длительного времени, прежде чем эта технология стала применяемой на промыслах.
Прежде всего, концептуально был определен участок с сотней метановых скважин на месторождении San Juan. первоначальные запасы метана при традиционной технологии оценивали в 14 млрд. м3, близко к запасам метана вокруг единичной скважины в среднем по месторождению 140 млн. м3/скв. Проектируемая зона расположена в 16 км от магистрального углекислотного трубопровода Shell's Cortez. Нагнетательные скважины расположены на площади 1,3 км2, включающей половину пробуренных скважин и половину восстановленных из существующих скважин с низкими затратами. Прибавка добычи метана от применения способа интенсификации оценивалась в 25 % (добавочные 3,5 млрд. м3) и это было сущест-
венно меньше теоретически возможной прибавки 50 %. Чистое отношение объема закачки С02 к приросту добычи метана оценена как 2:1, что существенно ниже теоретического, исходя из изотерм. Затраты на осуществление С02 - ЕСВМ включали статьи -бурение нагнетательных скважин (50 шт.); переоборудование действующих скважин (50 шт.); сварочные соединения (врезка в магистраль С02), внутрипромысловые трубные линии; распределительные линии и приобретение С02, капитальные и эксплуатационные затраты (на бесдисконтной базе) оценены как 30,7 - 38,5 ам. долл. за 1000 м3 С02. Полагают, что улучшение отношения С02/СН4 существенно скажется на экономике участка в лучшую сторону.
Американские специалисты весьма оптимистично рассматривают перспективы применения способов интенсификации метаноотдачи (ЕСВМ) на угольных месторождениях США. Они полагают, что к 2020 г. с использованием этих способов будет добываться добавочно 20 % к основной добыче метана или 72,8 млрд.м3.
Оптимистично также рассматриваются перспективы применения способа С02 - ЕСВМ на глубинах залегания угольных пластов более 1,5 км. Неизбежное снижение газопроницаемости и уменьшение пластового давления может нейтрализовываться газовой фазой С02 с высоким давлением упругости (при t=20°C рупр > 5,6 МПа).
В 1997 году в США зарегистрировали резервы угольного метана: более 500 млрд. м3, из них в бассейне San Juan - 364 млрд. м3. Наиболее перспективны для добычи метана с использованием способа интенсификации метаноотдачи пласта
угольные бассейны Piceance, Green River, Uinta и, конечно San Juan.
Заключение
1. Научное направление, сформулированное в Московском горном институте - физическая химия газодинамического состояния пласта получает развитие в работах американских исследователей по применению углекислотных разработок.
2. Основной эффект углекислотной обработки угольного пласта американские исследователи относят за счет замещения метана углекислым газом в сорбционном объеме.
3. Важен еще один эффект, ранее отмеченный нами и не упомянутый в статье американских коллег: при углекислотной обработке рабочий агент нагнетается в пласт в жидком состоянии, а в пласте он переходит в газовую фа-
1. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. - М.: Недра, 1979, 217с.
2. Васючков Ю.Ф. Физико-химические способы дегазации угольных пластов. - М.: Недра, 1986, 255 с.
3. Васючков Ю.Ф. Исследование движения сорбирующихся жидкостей при дегазации угольного массива с применением направленного расчленения пласта. Автореферат канд. дисс. - М.: МГИ, 1966.
4. Ксенофонтова А.И., Васючков Ю.Ф., Яновская М.Ф. Исследование сорбционных и газодинамических свойств углей в зоне направленного гидравлического расчленения пласта Карагандинского бассейна. Доклады АН СССР, - М., 1966, т.5, № 169.
5. Stevens S.H., Schooling L., Pekot L. COz Injection for Enhanced Coalbed Methane Recovery: Project Screening and Design. Proceeding of International
зу, резко повышая фазовую проницаемость пласта для метана.
4. Учитывая отсутствие данных о промышленной эффективности углекислотных обработок и значительные расходы на реализацию способа, в отечественной практике для интенсификации добычи угольного метана следует использовать более широкий спектр физикохимических способов воздействия на массив.
5. Наиболее рациональной схемой является обработка пласта на первой стадии жидким химическим(ми) агентом(ами), который позволяет создать разветвленную и достаточно протяженную дренирующую систему трещин в массиве, а на следующей(их) стадии(иях) провести мероприятия по повышению фазовой проницаемости пласта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Coalbed Methane Symposium. USA, Tuscaloosa, University of Alabama. 1999, pp. 309 - 317.
6. Pun R., Yee D. Enhanced Coalbed Methane Recovery. Proceeding of Society of Petroleum Engineers. 65-th Annual Technical Conference and Exhibition. USA, New Orleans, Louisiana, 1990, Paper № SPE 20732.
7. Arri L.E., Yee D., Morgan W.D., Jeansonne M. W. Modeling Coalbed Methane Production with Binary Gas Sorption. Proceeding of Society of Petroleum Engineers. USA, Casper, Wyoming, 1992, pp. 459 - 472.
8. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria Revisited - Part 1: Introduction to screening Criteria and Enhanced Recovery Field Project. Society of Petroleum Engineers, Reservoir Engineering. USA, 1997, Auust, pp. 189 - 198.
Коротко об авторах
Васючков Юрий Федорович — профессор, доктор технических наук, Московский государственный горный университет.
Васючков М.Ю. - кандидат технических наук, ИЭУСП.
