Laboratory Investigations of Using High CO2 Associated Petroleum Gas for Injection at the Tolum Field

  • Authors: Mardamshin R.R.1, Stenkin A.V.1, Kalinin S.A.2, Morozyuk O.O.3, Kalinin S.A.2, Skvortsov A.S.2, Usachev G.A.4, Mett D.A.4
  • Affiliations:
    1. LUKOIL-Western Siberia LLC
    2. PermNIPIneft
    3. Tyumen Oil Research Center LLC
    4. LUKOIL-Engineering LLC
  • Issue: Vol 21, No 4 (2021)
  • Pages: 163-170
  • Section: ARTICLES
  • URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/1928
  • Cite item

Abstract


Various enhanced oil recovery technologies based on the injection of various gases into the reservoir have been successfully used abroad, especially in the United States, since the middle of the 20th century. Carbon dioxide has received the greatest application as a reservoir influencing agent, since it can dissolve in large amounts in oil under reservoir conditions, and also demonstrates a phase behavior that is convenient from a process-oriented point of view. However, in Russia the technology of CO2 injection in order to increase oil recovery has not become widespread due to the absence of large natural sources of CO2. Nevertheless, due to the need to comply with the terms of the Paris Agreement on reducing greenhouse gas emissions, LUKOIL has been paying more and more attention to the development of technologies for utilisation of technogenic greenhouse gas, including associated petroleum gas. This paper presents the results of laboratory investigations to assess the prospects for the application of an enhanced oil recovery technology at the Tolumskoye field by injecting the high CO2 associated petroleum gas, the source of which is the Semividovskaya group of fields. The effect of concentration of associated petroleum gas on reservoir oil properties was studied, the mode of oil displacement by associated petroleum gas was assessed, ratios of oil displacement by water and the model of associated petroleum gas and relative phase permeabilities on core models of the Tolumskoye field were determined. The results of laboratory investigations were used for the further stage of hydrodynamic modeling, which was carried out to select the most optimal associated gas injection technology and to perform a technical and economic assessment of associated gas injection technology to enhance oil recovery from hard-to-recover reserves of the Tolumskoye field.


Full Text

Введение Различные технологии повышения нефтеотдачи, основанные на закачке в пласт различных газов, успешно используются за рубежом, особенно в США, начиная с середины XX в. [1]. Наибольшее применение в качестве агента воздействия на залежь получил диоксид углерода, поскольку способен в большом количестве растворяться в нефти при пластовых условиях, а также обладает удобным с технологической точки зрения фазовым поведением. Однако в России технология закачки СО2 с целью увеличения нефтеотдачи не получила широкого распространения по причине отсутствия крупных естественных источников СО2. Тем не менее в последнее время в связи с необходимостью соблюдения условий Парижского соглашения по снижению выбросов парниковых газов компанией «ЛУКОЙЛ» все больше внимания уделяется развитию технологий утилизации техногенных парниковых газов, в том числе попутного нефтяного газа (ПНГ) [2, 3]. Добыча ПНГ в России постоянно возрастает, что связано как с вводом новых месторождений в разработку, так и с увеличением газового фактора добываемой продукции на месторождения с высокой выработкой запасов [4]. По данным [5] за 2015 г. в России было добыто 78,6 млрд м3 ПНГ, из которых было сожжено около 10 млрд м3, что сопоставимо с годовым потреблением газа некоторых стран Европы [6]. Сжигание ПНГ на факелах является причиной значительной эмиссии диоксида углерода и других парниковых газов, что негативно сказывается на экологической ситуации. Введение трансграничного налога на выбросы парниковых газов совместно со штрафными санкциями государства на сжигание ПНГ станет дополнительной нагрузкой на нефтедобывающие компании [7, 8]. Таким образом, важной задачей является поиск наиболее оптимального варианта утилизации ПНГ, который бы позволил снизить нагрузку на окружающую среду, с одной стороны, и, с другой стороны, снизить финансовые издержки предприятия. Существуют различные общепринятые пути снижения выбросов ПНГ [9, 10]. Учитывая состав ПНГ Семивидовской группы месторождений, в котором основным компонентом является диоксид углерода, а также географическую близость объектов разработки, наиболее целесообразным направлением утилизации ПНГ является его закачка в пласт с целью повышения нефтеотдачи. В зависимости от давления, температуры и состава нефти и газового агента могут развиваться как смешивающиеся, так и несмешивающиеся режимы вытеснения [11-13]. Состав газового агента существенно влияет на величину минимального давления смесимости и, соответственно, на возможность реализации смешивающегося вытеснения. Таким образом, принимая во внимание, что состав нефти и термобарические условия месторождений уникальны, определение режима и полноты вытеснения нефти газовым агентом является сугубо экспериментальной задачей, для чего требуется выполнение комплекса лабораторных исследований. Ранее авторами публиковались результаты лабораторных исследований [14] по определению минимального давления смесимости пластовой нефти Толумского месторождения. В данной статье представлены результаты фильтрационных экспериментов на керновых моделях пласта по оценке возможности применения ПНГ для целей повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов Восточной залежи Толумского месторождения, расположенного на территории Западной Сибири. Общие сведения о Толумском месторождении Толумское газонефтяное месторождение расположено в пределах Кондинского района Ханты-Мансийского автономного окpуга Тюменской области в 50 км северо-восточнее г. Урая. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с юрскими прибрежно-морскими образованиями абалакской свиты (J3 пласт П), континентальными отложениями тюменской свиты (J2 пласт Т) и отложениями коры выветривания палеозоя (ДЮК). Геологический профиль месторождения представлен на рис. 1. На месторождении выделен один объект разработки П+Т+КВ, глубина залегания продуктивных коллекторов 1788-1954 м, текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 14 МПа, текущий коэффициент извлечения нефти (по категории АВ1) составляет 0,390, отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) - 93,8 %, темп отбора от НИЗ - 0,5 %, при обводненности - 97,8 %. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 6 м, коэффициент песчанистости - 0,62 доли ед., коэффициент расчлененности - 4,8 ед., коэффициент пористости - 0,207, коэффициент проницаемости варьируется в диапазоне от 1,5 до 603 мД со средним значением 118 мД [15]. Запасы нефти высокопроницаемых коллекторов практически полностью выработаны, и добываемая нефть обеспечивается работой коллекторов в основном средней проницаемости. Для дальнейшей успешной разработки зон остаточных запасов нефти низкопродуктивных коллекторов рассматривается применение основных видов геолого-технических мероприятий (ГТМ): гидравлический разрыв пласта (ГРП), обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ), реперфорации и применение потокоотклоняющих технологий. В связи с высокой выработкой запасов требуются новые подходы как по поддержанию пластового давления, так и применение вытесняющих агентов. Одним из приоритетных направлений повышения показателя конечного извлечения нефти является закачка ПНГ Семивидовской группы месторождений. Источник попутных нефтяных газов Нефть, добываемая на соседних Северо-Семивидовском и Западно-Семивидовском месторождениях, имеет значительное содержание СО2 в ПНГ - 73,4 % об. Подробный компонентный состав ПНГ Семивидовской группы месторождений представлен в таблице. Рис. 1. Геологический профиль по линии скважин 38Р-1500-3944-35Р-1502-1504-21Р-3955-1509-1513-1520- 34Р-1536-1545-1556-3975-1574-1575-1961-1964-1974-1967-1983-1970-1991-42Р-1973-1178Р. Пласты П, Т, КВ. Добываемая на этих месторождениях скважинная продукция транспортируется существующей газонефтетранспортной системой до ДНС-4, расположенной в непосредственной близости к кустам скважин Толумского месторождения. Максимальное расстояние от источника ПНГ до перспективных участков составляет 7 км. Схема транспортировки ПНГ с Семивидовской группы месторождений до ДНС-4 Толумского месторождения представлена на рис. 2. Выбор участков для закачки попутного нефтяного газа В связи с достаточным количеством поступающего на ДНС-4 ПНГ с высоким содержанием СО2 рассматривается применение технологии газового (ГВ) или водогазового воздействия (ВГВ) на Восточной залежи Толумского месторождения по следующим причинам: - залежь является самой крупной по площади и объему запасов из ближайших от источника ПНГ объектов; - максимальные годовые отборы нефти на залежи составляют более 200 тыс. т, что соответствует также добыче значительного объема добываемого ПНГ; - залежь характеризуется наибольшей инфраструктурной развитостью по отношению к другим залежам, расположенным в непосредственной близости от источника ПНГ. Кровля коллектора в районе залежи вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1690,7 до -1791,7 м, перепад отметок кровли коллектора составляет 101 м. В целом наблюдается погружение кровли в направлении от выступов доюрского основания в сторону прогиба. Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 34,8 и 21,0 м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам варьируются от 0,6 до 19,0 м и в среднем составляют 8,9 м. Водонефтяной контакт (ВНК) вскрыт четырьмя скважинами на абсолютных отметках от -1796 до -1800,8 м и принят на абсолютной отметке -1796 м. В настоящее время под воздействием текущей системы разработки находятся все пласты - П, Т и КВ. Отложения пласта внутри границ залежи вскрыты 175 скважинами, из них чисто нефтяная зона (ЧНЗ) вскрыта 168 скважинами, водонефтяная зона (ВНЗ) - семью скважинами. ВНЗ занимает 15 % от площади залежи. Учитывая текущую систему разработки Восточной залежи, рассматриваются четыре варианта участков опытно-промышленных работ (ОПР) с переводом трех водонагнетательных скважин (три варианта) и одной добывающей скважины под закачку газа. Для каждого участка определена «реагирующая сетка» добывающих скважин, представляющая собой 5-, 6- и 7-точечные системы разработки. Выбор конкретного участка ОПР зависит от системы обустройства каждой залежи и месторождения в целом, эффективной толщины пласта, от степени вскрытия нефтенасыщенных толщин скважинами, неоднородности участка по площади и по разрезу и остаточных запасов. Исходя из отмеченных геолого-физических критериев и особенностей размещения скважин в структуре пласта П Толумского месторождения, для проведения пробных закачек выбраны четыре участка Восточной залежи: блок 2, блок 3 и блок 4 восточной части и блок 4 западной части (рис. 3). В ходе выполнения данной работы были тщательно проанализированы проектные документы по разработке Северо-Семивидовского и Толумского месторождений на предмет выбора участков ОПР и обоснованию скважин-кандидатов для возможности реализации технологии Г/ВГ воздействия на пласты с высоким содержанием СО2 в попутном нефтяном газе. Для увеличения нефтеотдачи пластов, не охваченных активным воздействием закачки при существующей системе разработки, для реализации технологий ГВ/ВГВ на вышеупомянутых месторождениях, рассматривается: Компонентный состав попутного нефтяного газа Семивидовской группы месторождений Компонент Содержание Нормативный документ % об. % масс. [16] Метан (СН4) 17,250 7,01 Этан (С2Н4) 1,99 1,53 Пропан (С3Н8) 2,72 3,09 Изобутан (iС4Нi6) 0,46 0,70 H-бутан (nС4Нi6) 1,25 1,90 Изопентан (iС5Н12) 0,28 0,54 H-пентан (С5Н12) 0,41 0,79 Гексаны (С6Н14) 0,33 0,79 Двуокись углерода (СО2) 73,40 82,30 Азот (N2) 1,89 1,34 Гелий (Не) 0,021 0,0021 Водород (Н2) 0,0026 0,00013 Рис. 2. Схема транспортировки ПНГ с Семивидовской группы месторождений на ДНС-4 Толумского месторождения Рис. 3. Потенциальные участки Восточной залежи Толумского месторождения под закачку ПНГ - проведение комплекса мероприятий (лабораторные исследования на кернах) по обоснованию прироста коэффициента вытеснения нефти при ГВ/ВГВ с применением ПНГ для условий пласта П Толумского месторождения; - уточнение геологических и извлекаемых (дренируемых) запасов нефти пластов П, Т, КВ залежей Северо-Семивидовского и Толумского месторождений. Данный критерий позволит корректно оценить эксплуатационные расходы и экономические показатели пилотного проекта по закачке ПНГ для его дальнейшего масштабирования; - проведение пилотных ОПР по закачке ПНГ на одном из участков Восточной залежи Толумского месторождения. В случае успешной реализации пилотных проектов по реализации технологий ГВ/ВГВ на Восточной залежи для закачки ПНГ в промышленном масштабе рассматриваются участки ОПР в Южной и Малой залежи Толумского месторождения. Направления применения попутно извлекаемых нефтяных газов Среди направлений применения ПНГ широко применяется метод закачки ПНГ в пласт с целью поддержания пластового давления. Так, в «Газпром нефти» для разработки месторождений с нефтяными оторочками и газовой шапкой применяется технология обратной закачки ПНГ в газовую шапку месторождения [17, 18]. Суть технологии заключается том, что ПНГ сепарируется из сырой нефти, необходимым образом подготавливается и нагнетается в газовую шапку месторождения, что позволяет поддерживать пластовое давление. Первый проект по закачке ПНГ был реализован на Новопортовском месторождении. На месторождении построена компрессорная станция с установкой комплексной подготовки газа, а также 10 горизонтальных газонагнетательных скважин на двух кустовых площадках. Закачка газа началась в конце октября 2017 г. Проектная мощность станции составляет 19-20 млн м3 газа в сутки. Повышение нефтеотдачи возможно также за счет реализации смешивающегося вытеснения нефти путем закачки ПНГ. В случае планируемого к использованию на Толумском месторождении ПНГ смешивающееся вытеснение нефти потенциально возможно благодаря высокому содержанию СО2 в составе ПНГ Семивидовской группы месторождений. Выполненные ранее лабораторные исследования [14] показали, что смешивающееся вытеснение нефти достигается при 14,8 МПа. Существуют различные вариации закачки газов с целью реализации смешивающегося вытеснения нефти. Одним из вариантов применения ПНГ для целей повышения нефтеотдачи является его использование в качестве агента закачки при реализации технологии водогазового воздействия (ВГВ). Суть данной технологии заключается в закачке в нефтенасыщенный пласт оторочек воды и газа определенного размера, что позволяет выровнять фронт вытеснения нефти и, в зависимости от геолого-физических условий объекта и состава закачиваемого газа и пластовой нефти, достичь смешивающегося вытеснения нефти. В зависимости от разновидности технологии вода и газ могут закачиваться в пласт в различном виде: одновременно [19], последовательно (WAG) [20], в виде оторочек воды и газа [21] и в виде мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) [22]. Существуют различные вариации ВГВ, появившиеся как результат развития идеи по переменной закачке воды и газа, как, например, попеременное нагнетание МВГС с периодическим изменением дисперсности газовой фазы [23]. Известна также технология ВГВ, предложенная А.Х. Мирзаджанзаде и И.М. Аметовым и развитая в дальнейшем представителями школы А.Х. Мирзаджанзаде, где дисперсная фаза (газ) в водогазовой смеси представляет собой микропузырьки газа (МиП) [24, 25]. Первый проект ВГВ в России был реализован на месторождении Бори-су, Чеченская Республика, с 1945 по 1955 г. [26, 27]. Сухой углеводородный газ и вода одновременно закачивались в приконтурную область пласта на участке, разбуренном по 7-точечной схеме размещения скважин, в период с 1945 по 1954 г. С 1954 по 1955 г. выполнялась закачка только воды. Одновременная закачка воды и газа способствовала дополнительному извлечению нефти. Самым масштабным проектом по реализации ВГВ в России является промышленный эксперимент на Самотлорском месторождении [28]. В период с 1980-х по 1990-е гг. на месторождении применялся классический вариант ВГВ по последовательной закачке оторочек ПНГ и воды. В связи с необходимостью снижения высоких капитальных затрат при реализации попеременной закачки в 2006-2008 гг. рассматривался вариант закачки мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС), создаваемой специальными эжекционно-диспергирующими устройствами. Эффект от закачки МВГС продолжался до конца 2010 г. Суммарно было дополнительно добыто около 24,2 тыс. т нефти, что составило 11,2 % добычи нефти на опытном участке. В работе [29] на примере проекта обустройства Средне-Хулымского месторождения (ОАО «РИТЭК») рассматривается схема закачки ВГС в пласт с утилизацией ПНГ. Предложенное техническое решение базируется на применении освоенного в серийном производстве оборудования. Разработанная технологическая схема позволила не только увеличить коэффициент извлечения нефти и утилизировать попутный газ, но и гибко реагировать на изменение соотношения «вода / газ» в закачиваемой в пласт водогазовой смеси. Существуют также примеры использования парниковых газов (в частности СО2) с целью повышения нефтеотдачи и возможной утилизации газа при циклической закачке газа (Huff’n’Puff) [30-32]. При реализации данной технологии газовый агент закачивается в пласт циклами, каждый из которых состоит из трех стадий: 1) закачка газа до необходимого давления; 2) закрытие скважины для растворения закачанного газа в пластовой нефти; 3) отбор нефти с газом. Циклическая закачка газа может использоваться как на месторождениях легкой [33-35], так и тяжелой высоковязкой нефти [36-38]. При этом большая эффективность достигается на месторождениях легкой нефти при достижении минимального давления смесимости на стадии закачки газа [39]. В России первые [40] успешные опытно-промышленные работы (ОПР) по циклической закачке СО2 с целью повышения нефтеотдачи были выполнены в ОАО «РИТЭК» на Марьинском месторождении высоковязкой нефти в Самарской области [41]. По результатам ОПР закачка СО2 позволила повысить дебит скважин и ввести в эксплуатацию ранее простаивающие скважины. Анализ результатов ОПР показал, что эффект был обусловлен снижением вязкости нефти, ее набуханием вследствие растворения СО2, и очисткой призабойной зоны пласта. Описание методики лабораторных исследований При выполнении лабораторных исследований использовалась рекомбинированная модель пластовой нефти Толумского месторождения. Подготовка рекомбинированной модели нефти заключалась в смешивании в необходимых пропорциях дегазированной устьевой пробы нефти и модели растворенного нефтяного газа Толумского месторождения. Более подробное описание подготовки рекомбинированной модели нефти представлено в [14]. В качестве агента вытеснения в экспериментах использовалась модель ПНГ Семивидовской группы месторождений. Особенностью данного ПНГ является высокое содержание углекислого газа в его составе - до 70 %об. Подготовка модели ПНГ выполнялась путем смешивания чистых газов, входящих в состав реального ПНГ. Подробное описание методики и порядка подготовки модели газа можно найти в работе [42]. Оценка адекватности модели ПНГ выполнялась путем сопоставления результатов хроматографического анализа состава модели ПНГ с составом реального ПНГ Семивидовской группы месторождений. Результаты представлены в ранее опубликованной работе [14]. Для определения физико-химических свойств (давление насыщения, вязкость, плотность, объемный коэффициент) рекомбинированной модели нефти выполнялся стандартный комплекс PVT-исследований в соответствии с данными [43]. После всех подготовительных процедур рекомбинированная модель нефти и модель ПНГ переводились в фильтрационную установку для проведения экспериментов. Керновые модели пласта Толумского месторождения компоновались из стандартных керновых образцов, отобранных из продуктивных интервалов месторождения. Подготовка образцов керна включала в себя следующие операции: образцы высушивались в термошкафу до постоянной массы, определялась проницаемость образцов керна по газу, насыщение образцов под вакуумом моделью пластовой воды, определение пористости образцов методом жидкостенасыщения, создание остаточной водонасыщенности образцов методом полупроницаемой мембраны. С учетом фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) образцов формировались керновые модели пласта в соответствии с данными [44] с близкими друг другу характеристиками для возможности дальнейшего сопоставления результатов. Эксперименты по вытеснению нефти проводились на составных керновых моделях четырех групп газопроницаемости (17, 85, 150 и 260·10-3 мкм2) с применением различных агентов вытеснения и схем их закачки: вытеснение нефти водой, вытеснение нефти ПНГ, вытеснение нефти водой с последующей закачкой оторочек ПНГ и воды, и извлечение нефти при циклической закачке ПНГ. Вытеснение нефти по всех случаях выполнялось с постоянным объемным расходом вытесняющего агента при 0,12 см3/мин до прекращения выхода нефти из керновых моделей пласта. Коэффициент вытеснения нефти рассчитывался как отношение измеренного значения объема вытесненной нефти к объему начально содержащейся в модели пласта нефти с учетом ее объемного коэффициента. Вытеснение нефти при попеременной закачке оторочек газа и воды выполнялось в два этапа: на 1-м этапе осуществлялось вытеснение нефти водой до полного обводнения потока флюидов на выходе из керновых моделей пласта, на 2-м этапе вытеснение проводилось путем попеременной закачки одинаковых по объему (0,25 Vпор модели) оторочек ПНГ и воды. Закачка оторочек газа и воды выполнялась до момента полного обводнения потока на выходе из модели. Эксперименты по моделированию извлечения нефти в циклическом режиме закачки ПНГ (Huff’n’Puff) осуществлялись в двух вариантах. В первом варианте циклическая закачка ПНГ выполнялась в модель пласта с остаточной нефтенасыщенностью, после предварительного вытеснения нефти водой. Во втором варианте циклическая закачка газа выполнялась на модели с начальной нефтенасыщенностью (и связанной водой). В каждом эксперименте производили по пять циклов «закачка - пропитка - отбор». На этапе закачки ПНГ давление в модели пласта поднималось с 10 до 14,8 МПа, при этом фиксировался объем закачки газа. После чего модель закрывалась на пропитку на 12 ч. По завершении стадии пропитки модель открывалась на входном торце для отбора флюидов, при этом осуществлялось ступенчатое снижение давления на клапане противодавления. Отбор флюидов выполнялся до момента снижения давления в модели пласта до начального порового (10 МПа). Темп снижения давления на стадии отбора в обоих экспериментах задавался одинаковым. При моделировании смешивающегося вытеснения в гидродинамическом симуляторе, как правило, используют модель фильтрации Тодда - Лонгстаффа (Todd - Longstaff) [45], которая представляет собой трехкомпонентную систему, состоящую из пластовой нефти, закачиваемого газа и воды. Смешиваемость нефтяной фазы и фазы растворителя задается с помощью коэффициента смешиваемости ω, который в зависимости от степени смешиваемости фаз задается от 0 (нефть и растворитель полностью несмешивающиеся фазы) до 1 (нефть и растворитель полностью смешивающиеся фазы). В данном случае предполагается, что закачиваемый газ и пластовая нефть смешиваются в любых соотношениях, причем в пласте существует только одна углеводородная фаза. Таким образом, эксперименты по определению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в системе «нефть + ПНГ - вода» проводились при пластовой температуре и давлении, при котором ПНГ был полностью растворен в нефти. ОФП определялись при трех концентрациях ПНГ в нефти: 0, 10 и 20 %. Эксперименты по определению ОФП основывались на методе стационарной фильтрации согласно исследованию [46]. Вытеснение нефти водой и моделью ПНГ Результаты экспериментов по определению коэффициентов вытеснения нефти водой и моделью ПНГ на керновых моделях пласта с различной газопроницаемостью при текущих пластовых условиях (10 МПа и 91 ºС) представлены на рис. 4 и 5. Рис. 4. Сопоставление коэффициентов вытеснения нефти водой и газом (ПНГ) от проницаемости керновых моделей Рис. 5. Зависимость максимального перепада давления от газопроницаемости моделей пласта Основываясь на данных на рис. 4, видим, что при низкой проницаемости (около 17·10-3 мкм2), как в случае вытеснения нефти водой, так и в случае вытеснения нефти газом, достигается наибольший коэффициент вытеснения нефти. С увеличением значения проницаемости с 85 до 260·10-3 мкм2 (мД) наблюдается закономерное увеличение коэффициента вытеснения: с 0,481 до 0,615 доли ед. для случая вытеснения нефти водой, и с 0,476 до 0,570 доли ед. - при вытеснении газом. Причем в случае вытеснении нефти газом при высоких проницаемостях наблюдаются более низкие коэффициенты вытеснения, что связано с большей подвижностью газа по сравнению с водой и более ранним прорывом газа сквозь модель пласта. На моделях пласта с проницаемостью 85·10-3 мкм2 (мД) выполнялись эксперименты по вытеснению нефти моделью ПНГ при давлениях 10 МПа (текущее средневзвешенное пластовое) и 14,8 МПа (минимальное давление смесимости - МДС [14]). Как показали результаты экспериментов, при прочих равных условиях при вытеснении нефти ПНГ при поровом давлении, равном МДС, величина коэффициента вытеснения нефти составила 0,651 доли ед., что выше на 0,175 доли ед. по сравнению с вариантом вытеснения нефти ПНГ при 10 МПа. Данный результат свидетельствует, что в условиях Толумского месторождения при достижении МДС при закачке ПНГ можно существенно увеличить степень извлечения нефти. На рис. 5 показаны зависимости пиковых значений перепада давления между торцами керновых моделей от их проницаемости. При вытеснении нефти газом на моделях пласта с низкой проницаемостью наблюдаются, как правило, значительно более низкие перепады давления по сравнению с вытеснением нефти водой (см. рис. 5), что говорит о потенциальной возможности разработки низкопроницаемых зон пласта, которые не могут быть вовлечены в разработку путем закачки воды из-за высоких гидродинамических сопротивлений. Вытеснение нефти попеременной закачкой воды и газа Результаты определения коэффициентов вытеснения нефти водой с последующим вытеснением оторочками модели ПНГ и воды представлены на рис. 6. Как можно заключить из данных рис. 6, после прокачки 2,6 Vпор модели водой в обоих экспериментах был достигнут практически одинаковый коэффициент вытеснения нефти: 0,592 доли ед. при 14,8 МПа и 0,583 доли ед. при 10 МПа. Последующее вытеснение нефти оторочками модели ПНГ и воды привело к увеличению коэффициента вытеснения нефти до 0,734 и 0,724 доли ед. или на 0,142 и 0,141 доли ед. соответственно. Увеличение коэффициента вытеснения нефти после закачки оторочек газа и воды обусловлено выравниванием фронта вытеснения нефти и увеличением коэффициента охвата модели пласта процессом вытеснения. На рис. 7 приведено сопоставление динамики коэффициентов вытеснения нефти водой, моделью ПНГ и водой с последующей закачкой оторочек модели ПНГ и воды. Эксперименты выполнялись на моделях пласта с одинаковыми значениями газопроницаемости. При вытеснении нефти в базовом варианте (вытеснение водой) коэффициент вытеснения составил 0,615 доли ед. При вытеснении нефти моделью ПНГ достигнутый Kвт оказался ниже и составил 0,570 доли ед. В сравнении с перечисленными вариантами, вариант вытеснения нефти водой с последующим вытеснением нефти оторочками ПНГ и воды («Вода+ПНГ») показал существенный прирост коэффициента вытеснения нефти. По сравнению с базовым вариантом («Вода») прирост коэффициента вытеснения нефти составил 0,11 доли ед. (11,0 %). По сравнению с вытеснением нефти моделью ПНГ прирост составил 0,154 доли ед. (15,4 %). Извлечение нефти газом в режиме Huff-n-Puff Результаты экспериментов по извлечению нефти в циклическом режиме на моделях пласта с остаточной и начальной нефтенасыщенностью представлены на рис. 8, где приведена динамика накопленного коэффициента вытеснения и прироста коэффициента вытеснения нефти после вытеснения нефти водой и после пяти циклов закачки ПНГ в режиме Huff-n-Puff (Н’n’P). Как видно из рис. 8, а, после вытеснения нефти водой за пять циклов закачки ПНГ конечный коэффициент вытеснения нефти увеличился на 0,061 доли ед. (на 6,1 %) - с 0,684 до 0,745 доли ед. За пять циклов в модель пласта было суммарно закачено ПНГ в объеме, соответствующем 0,346 Vпор модели пласта. При этом наибольший прирост коэффициента вытеснения нефти достигнут после первого цикла Н’n’P - 0,024 доли ед. (2,4 %). Затем, от цикла к циклу, величина прироста коэффициента вытеснения нефти постепенно снижалась и на пятом цикле закачки газа стала равна нулю. По результатам эксперимента можно отметить, что наибольшей эффективностью обладают первые три цикла закачки ПНГ, которые позволяют дополнительно извлечь более 6 % нефти из модели пласта. Результаты эксперимента по моделированию извлечения нефти моделью ПНГ в циклическом режиме на керновой модели пласта с начальной нефтенасыщенностью представлены на рис. 8, б. Видим, что наибольший прирост вытеснения нефти также достигается за первый цикл закачка ПНГ - 0,073 доли ед. (7,3 %). Далее, с каждым циклом, величина прироста коэффициента извлечения постепенно снижалась и после пятого цикла снизилась до 0. После чего циклическая закачка ПНГ была прекращена. Всего за пять циклов было закачано 22,5 см3 ПНГ, или 0,562 Vпор составной модели пласта, при этом было извлечено 0,131 доли ед. (13,07 %) нефти от изначально содержавшейся в модели пласта. Сопоставление эффективности циклической закачки модели ПНГ на моделях пласта с различной нефтенасыщенностью выполнялось путем сопоставления Рис. 6. Динамика коэффициентов вытеснения нефти оторочками воды и газа (ПНГ) при различных поровых давлениях Рис. 7. Динамика коэффициентов вытеснения нефти оторочками воды и газа (ПНГ) при различных поровых давлениях а б в Рис. 8. Результаты эксперимента по извлечению нефти путем циклической закачки модели ПНГ на модели пласта после: а - вытеснения нефти водой; б - с начальной нефтенасыщенностью; в - с начальной и остаточной нефтенасыщенностью Рис. 9. Кривые ОФП в системе «нефть+ПНГ - вода» для различной концентрации модели ПНГ в модели нефти Толумского месторождения значений коэффициентов извлечения нефти на каждом цикле и величин газонефтяного отношения (объема газа, требуемого для вытеснения единицы объема нефти). Так как за пятый цикл в обоих экспериментах объем извлеченной нефти равен 0, то значения газонефтяного отношения не рассчитывались. Сопоставление выполнялось по четырем циклам. Сопоставление коэффициентов извлечения нефти и значений газонефтяных отношений по циклам при закачке ПНГ в циклическом режиме для моделей пласта с начальной и остаточной нефтенасыщенностью представлено на рис. 8, в. В случае циклической закачки ПНГ на модели пласта с Sн нач за первый цикл извлекается почти в три раза больше нефти по сравнению с первым циклом на модели пласта с Sн ост. При этом величина значения газонефтяного отношения для первого цикла на модели с Sн нач ниже почти в 2 раза (для добычи 1 см3 нефти потребовалось 2,4 см3 газа) по сравнению с аналогичным циклом, выполненным на модели с Sн ост (4,6 см3 газа на 1 см3 извлеченной нефти). На втором цикле эффективность циклической закачки (значение газонефтяного отношения) и величина прироста Kвт на модели с Sн нач также была выше, по сравнению с циклической закачкой на модели с Sн ост. Далее, с каждым следующим циклом, прирост излечения нефти снижался для обоих экспериментов, однако для эксперимента на модели с Sн нач прирост извлечения нефти снижался быстрее, чем для эксперимента на модели с Sн ост. Третий и четвертый циклы закачки ПНГ в обоих случая показали практически одинаковые результаты. На модели с Sн нач прирост Kвт оказался несколько выше, однако большая эффективность вытеснения наблюдалась в эксперименте на модели с Sн ост. Определение относительных фазовых проницаемостей Результаты определения ОФП в системе «нефть+ПНГ - вода» при различных концентрация модели ПНГ в рекомбинированной модели нефти при поровом давлении 14,8 МПа и пластовой температуре 91 °С представлены на рис. 9. По мере увеличения концентрации ПНГ в рекомбинированной модели нефти Толумского месторождения до 20 % наблюдается смещение концевых точек относительной фазовой проницаемости для воды и нефти вправо. Также наблюдается увеличение относительной фазовой проницаемости для нефтяной фазы на всем диапазоне изменения водонасыщенности керновой модели при двухфазной фильтрации. Заключение Выполненные фильтрационные исследования позволяют сделать следующие выводы: 1. При всех равных условиях вытеснение нефти водой несколько более эффективно по сравнению с вытеснением нефти ПНГ, что связано с более благоприятным отношением вязкостей нефти и воды. 2. Значительно более низкие перепады давления, возникающие при вытеснении нефти ПНГ в лабораторных условиях, свидетельствуют о потенциальной возможности вовлечения в разработку новых зон пласта при закачке ПНГ. 3. Вытеснение нефти моделью ПНГ при поровом давлении, равном МДС (14,8 МПа), приводит к заметному увеличению коэффициента вытеснения нефти, что говорит о проявлении режима смешивающегося вытеснения нефти попутным нефтяным газом. 4. Последовательная закачка оторочек ПНГ и воды, выполненная после вытеснения нефти водой, приводит к увеличению коэффициента извлечения нефти на 11-14 % по сравнению с вытеснением нефти только ПНГ или водой, что обусловлено выравниванием фронта вытеснения при закачке оторочек воды и газа. 5. В условиях экспериментов циклическая закачка модели ПНГ, выполненная после этапа вытеснения нефти водой, позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти на 6,1 %. Циклическая закачка модели ПНГ в условиях начальной нефтенащенности позволяет извлечь в два раза больше нефти - 13,07 %. 6. При всех равных условиях увеличение концентрации ПНГ в нефти приводит к возрастанию ОФП для нефти и воды и области двухфазной фильтрации (смещение концевых точек вправо).

About the authors

Ruslan R. Mardamshin

LUKOIL-Western Siberia LLC

Author for correspondence.
Email: Ruslan.Mardamshin@lukoil.com

Andrey V. Stenkin

LUKOIL-Western Siberia LLC

Email: Andrey.Stenkin@lukoil.com

Stanislav A. Kalinin

PermNIPIneft

Email: stanislav.kalinin@pnn.lukoil.com

Oleg O. Morozyuk

Tyumen Oil Research Center LLC

Email: oamorozyk@gmail.com

Sergei A. Kalinin

PermNIPIneft

Email: Sergej.Kalinin@pnn.lukoil.com

Andrey S. Skvortsov

PermNIPIneft

Email: Andrej.Skvortsov@pnn.lukoil.com

Gennadiy A. Usachev

LUKOIL-Engineering LLC

Email: Gennadiy.Usachev@lukoil.com

Dmitry A. Mett

LUKOIL-Engineering LLC

Email: dmitrij.mett@lukoil.com

References

  1. Baikov N.M. Opyt povysheniia nefteotdachi na mestorozhdeniiakh SShA putem zakachki SO2 [Experience in enhanced oil recovery at US fields by injecting CO2]. Neftianoe khoziaistvo, 2012, no. 11, pp. 141-143.
  2. Ramochnaia konventsiia ob izmenenii klimata. Parizhskoe soglashenie [Framework convention on climate change. Paris Agreement], available at: https://unfccc.int/resource/ docs/2015/cop21/eng/l09r01.pdf (accessed 20 June 2021).
  3. Otchet ob ustoichivom razvitii gruppy “LUKOIL” [LUKOIL Group Sustainability Report], 2020, pp. 25-26, 56-57.
  4. Osnovnye pokazateli dobychi prirodnogo i poputnogo neftianogo gaza Rossiiskoi Federatsii [Key indicators of natural and associated petroleum gas production in the Russian Federation], available at: https://minenergo.gov.ru/node/1215 (accessed 20 June 2021).
  5. Eder L.V., Provornaia I.V., Filimonova I.V. Dobycha i utilizatsiia poputnogo neftianogo gaza kak napravlenie kompleksnogo osvoeniia nedr: rol' gosudarstva i biznesa, tekhnologii i ekologicheskikh ogranichenii [Production and utilization of associated petroleum gas as an integrated subsoil development: the role of the state and business, technologies and environmental restrictions]. Burenie i neft', 2016, no. 10, pp. 8-15.
  6. Bocharov D.D. Kompleksnaia otsenka innovatsionnykh proektov ratsional'nogo ispol'zovaniia poputnogo neftianogo gaza [Comprehensive assessments of innovative projects for the rational use of the associated petroleum gas]. Abstract of Ph. D. thesis. Moscow: NIU Vysshaia shkola ekonomiki, 2011, 27 p.
  7. Grushevenko E. et al. Dekarbonizatsiia neftegazovoi otrasli: mezhdunarodnyi opyt i prioritety Rossii [Decarbonization of the oil and gas industry: global experience and Russia's priorities]. Moscow: Skolkovo, 2021.
  8. Mezhdunarodnye podkhody k uglerodnomu tsenoobrazovaniiu [International approaches to carbon pricing]. Moscow: Departament mnogostoronnego ekonomicheskogo sotrudnichestva Minekonomrazvitiia Rossii, 2021.
  9. Braginskii O.B. Utilizatsiia poputnogo neftianogo gaza - faktor ratsional'nogo ispol'zovaniia uglevodorodnogo syr'ia [Utilization of associated petroleum gas as a factor in the rational use of hydrocarbon raw materials]. Ekonomicheskii analiz: teoriia i praktika, 2014, no. 23 (374), available at: https://cyberleninka.ru/article/n/utilizatsiya-poputnogo-neftyanogo-gaza-faktor-ratsionalnogo-ispolzovaniya-uglevodorodnogo-syrya (accessed 20 June 2021).
  10. Knizhnikov A.Iu., Il'in A.M. Vsemirnyi fond dikoi prirody (WWF). Problemy i perspektivy ispol'zovaniia poputnogo neftianogo gaza v Rossii [World Wildlife Fund (WWF). Problems and Prospects of Associated Petroleum Gas Utilization in Russia]. Moscow, 2017.
  11. Kalinin S.A., Moroziuk O.A. Razrabotka mestorozhdenii vysokoviazkoi nefti v karbonatnykh kollektorakh s ispol'zovaniem dioksida ugleroda. Analiz mirovogo opyta [Using carbon dioxide to develop highly viscous oil fields in carbonate reservoirs. Global experience analysis]. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiia, neftegazovoe i gornoe delo, 2019, vol. 19, no. 4, pp. 373-387. doi: 10.15593/2224-9923/2019.4.6
  12. Moroziuk O.A. et al. Eksperimental'nye issledovaniia vytesneniia vysokoviazkoi nefti dioksidom ugleroda iz karbonatnykh porod [Experimental study of heavy oil displacement by carbon dioxide from carbonate rocks]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2019, no. 6, pp. 51-56. doi: 10.30713/2413-5011-2019-6(330)-51-56
  13. Lake L.W. Enhanced Oil Recovery Fundamentals. Society of Petroleum Engineers, 1985. doi: 10.30713/2413-5011-2019-6(330)-51-56
  14. Moroziuk O.A. et al. Otsenka vliianiia poputnogo neftianogo gaza s vysokim soderzhaniem dioksida ugleroda na rezhim vytesneniia nefti pri razrabotke Tolumskogo mestorozhdeniia [Estimation of the Influence of Associated Petroleum Gas with a High Carbon Dioxide Content on the Oil Displacement Regime in the Development of the Tolumskoye Field]. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiia, neftegazovoe i gornoe delo, 2021, vol. 21, no. 1. doi: 10.15593/2712-8008/2021.1.7
  15. Dopolnenie k tekhnologicheskomu proektu razrabotki Tolumskogo neftianogo mestorozhdeniia [Supplement to the technological project for the development of the Tolum oil field]. 2018.
  16. GOST 31371.7. Gaz prirodnyi. Opredelenie sostava metodov gazovoi khromatografii s otsenkoi neopredelennosti. Chast' 7. Metodika izmerenii moliarnoi doli komponentov [GOST 31371.7. Natural gas. Finding the composition of gas chromatography methods with an uncertainty estimate. Part 7. Procedure for measuring the molar fraction of components]. Moscow, 2007.
  17. Alekseev A. Pod naporom. Tekhnologiia obratnoi zakachki gaza v neftianoi plast [Under pressure. Gas re-injection technology into oil reservoirs]. Sibirskaia neft', 2018, no. 152, available at: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2018-june/ (accessed 17 June 2021).
  18. Optimizatsiia obratnoi zakachki gaza s tsel'iu uvelicheniia nefteotdachi na neftegazokondensatnom mestorozhdenii [Optimization of gas re-injection in order to increase oil recovery in an oil and gas condensate field]. Proneft': nauchno-tekhnicheskii zhurnal “Gazprom neft'”, 2016, no. 2, available at: https://ntc.gazprom-neft.ru/research-and-development/proneft /777/13454/ (accessed 17 June 2021).
  19. Stoisits R.F. et al. Simultaneous water and gas injection pilot at the Kuparuk River field, surface line impact. SPE. Annual Technical Conference and Exhibition. OnePetro, 1995. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, October 1995. doi: 10.2118/30645-MS
  20. Afzali S., Rezaei N., Zendehboudi S. A comprehensive review on enhanced oil recovery by water alternating gas (WAG) injection. Fuel, 2018, vol. 227, pp. 218-246. doi: 10.1016/j.fuel.2018.04.015
  21. Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A. Review of WAG field experience. SPE. Reservoir Evaluation & Engineering, 2001, vol. 4, no. 2, pp. 97-106. doi: 10.2118/71203-PA
  22. Savitsky N. Results of experimental studies and field tests of the technology of oil displacement with fine water-gas mixture. SPE. Russian Oil and Gas Conference and Exhibition, 2010. doi: 10.2118/138067-ms
  23. Leibin E.L., Sharifullin F.A., Zanichkovskii F.M., Maksutov R.A. Sposob razrabotki neftianoi zalezhi na pozdnei stadii putem vodogazo-gidrodinamicheskogo vozdeistviia pri periodicheskom izmenenii dispersnosti gazovoi fazy [A method of developing an oil reservoir at a late stage by means of water-gas-hydrodynamic action with a periodic change in the dispersion of the gas phase]. Patent Rossiiskaia Federatsiia no. 2318997 (2008)
  24. Mirzadzhanzade A.Kh., Ametov I.M., Bogopol'skii A.O. Sposob razrabotki neftianoi zalezhi]. Avtorskoe svidetel'stvo [Oil reservoir development method]. Avtorskoe svidetel'stvo no. 1822219 (1990).
  25. Mirzadzhanzade A.Kh., Khasanov M.M., Bakhtizin R.N. Modelirovanie protsessov neftegazodobychi. Nelineinost', neravnovesnost', neopredelennost' [Modeling of oil and gas production processes. Nonlinearity, disequilibrium, uncertainty]. Moscow, Izhevsk: Institut komp'iuternykh issledovanii, 2004, 368 p.
  26. Zatsepin V.V. Tekhnologicheskie osnovy vodogazovogo vozdeistviia na plasty s trudnoizvlekaemymi zapasami nefti v nizkopronitsaemykh kollektorakh [Technological foundations of water-gas stimulation of reservoirs with hard-to-recover oil reserves in low-permeability reservoirs]. Ph. D. thesis. Kazan', 2017.
  27. Eronin N.M. Slovo o groznenskikh neftianikakh [A word about Grozny oil workers]. Neftianoe khoziaistvo, 2001, no. 7.
  28. Zemtsov Iu.V. et al. Rezul'taty zakachek melkodispersnoi vodogazovoi smesi dlia uvelicheniia nefteotdachi ob"ekta BV 8 Samotlorskogo mestorozhdeniia [Results of injection of a finely dispersed water-gas mixture to enhance oil recovery from the BV 8 facility of the Samotlor field]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2013, no. 10, pp. 49-55.
  29. Van'kov A., Nurgaliev R. Skhema zakachki vodogazovoi smesi v plast s utilizatsiei poputnogo neftianogo gaza [Scheme of injection of a water-gas mixture into a reservoir with utilization of associated petroleum gas]. Tekhnologii toplivno-energeticheskogo kompleksa, 2007, no. 5, pp. 63-69.
  30. Stright D.H., Aziz K. Carbon dioxide injection into bottom-water, undersaturated viscous oil reservoirs. Journal of Petroleum Technology, 1977, vol. 29, no. 10, pp. 1248-1258. doi: 10.2118/6116-PA
  31. Patton J.T., Coats K.H., Spence K. Carbon Dioxide well stimulation: Part 1-A parametric study. Journal of Petroleum Technology, 1982, vol. 34, no. 08, Р. 1798-1804. doi: 10.2118/9228-PA
  32. Patton J.T. et al. Authors' reply to discussion of carbon dioxide well stimulation: Part 2-design of Aminoil's North Bolsa Strip project. J. Pet. Technol. (United States), 1983, vol. 35, no. 7. doi: 10.2118/8897-PA
  33. Monger T.G., Coma J.M. A laboratory and field evaluation of the CO2 huff'n'puff process for light-oil recovery. SPE reservoir engineering, 1988, vol. 3, no. 04, pp. 1168-1176. doi: 10.2118/15501-PA
  34. Ma J. et al. Enhanced light oil recovery from tight formations through CO2 huff ‘n’puff processes. Fuel, 2015, vol. 154, pp. 35-44. doi: 10.1016/j.fuel.2015.03.029
  35. Haines H.K., Monger T.G. A laboratory study of natural gas huffn'puff. CIM/SPE International Technical Meeting. OnePetro, 1990. doi: 10.2118/21576-MS
  36. Sahin S. et al. A quarter century of progress in the application of CO2 immiscible EOR project in Bati Raman heavy oil field in Turkey. SPE Heavy Oil Conference Canada, OnePetro, 2012. doi: 10.2118/157865-MS
  37. Olenick S. et al. Cyclic CO2 injection for heavy-oil recovery in Halfmoon field: laboratory evaluation and pilot performance. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. OnePetro, 1992. doi: 10.2118/24645-MS
  38. Issever K., Pamir A.N., Tirek A. Performance of a heavy-oil field under CO2 injection, Bati Raman, Turkey. SPE Reservoir Engineering, 1993, vol. 8, no. 04, pp. 256-260. doi: 10.2118/20883-PA
  39. Torabi F. et al. Comparative evaluation of immiscible, near miscible and miscible CO2 huff-n-puff to enhance oil recovery from a single matrix-fracture system (experimental and simulation studies). Fuel, 2012, vol. 93, pp. 443-453. doi: 10.1016/j.fuel.2011.08.037
  40. RITEK vpervye v Rossii primenil tekhnologiiu Huff & Puff. Novost' ot 16.10.2017 [RITEK was the first in Russia to use Huff&Puff technology. News from October 16, 2017], available at: http://ritek.lukoil.ru/ru/News/News?rid=164926 (accessed October 30, 2017).
  41. Darishchev V.V. et al. Realizatsiia tekhnologii zakachki uglekislogo gaza v dobyvaiushchie skvazhiny [CO2 huff & puff injection into production wells]. Neft'. Gaz. Novatsii, 2020, no. 7, pp. 33-38.
  42. Kalinin S.A., Moroziuk O.A. Laboratornye issledovaniia karbonatnykh kollektorov mestorozhdenii vysokoviazkoi nefti s ispol'zovaniem dioksida ugleroda [Laboratory studies of carbonate reservoirs of high-viscosity oil fields using carbon dioxide]. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiia, neftegazovoe i gornoe delo, 2020, vol. 20, no. 4. doi: 10.15593/2712-8008/2020.4.6
  43. OST 153-39.2-048-2003. Neft'. Tipovye issledovaniia plastovykh fliuidov i separirovannykh neftei [OST 153-39.2-048-2003. Oil. Routine studies of reservoir fluids and separated oils]. Moscow, 2003.
  44. OST 39-195-86. Neft'. Metod opredeleniia koeffitsienta vytesneniia nefti vodoi v laboratornykh usloviiakh [OST 39-195-86. Oil. Method for determining the coefficient of oil displacement by water in laboratory conditions]. Moscow, 1986.
  45. Todd M.R., Longstaff W.J. The Development, Testing, and Application of a Numerical Simulator for Predicting Miscible Flood Performance. Journal of Petroleum Technology, 1972, vol. 24 (07), pp. 874-882. doi: 10.2118/3484-pa
  46. OST 39˗235˗89. Neft'. Metod opredeleniia fazovykh pronitsaemostei v laboratornykh usloviiakh pri sovmestnoi statsionarnoi fil'tratsii [OST 39-235-89. Oil. Method for determination of phase permeabilities in laboratory conditions with joint stationary filtration]. Moscow, 1989.

Statistics

Views

Abstract - 5

PDF (Russian) - 4

PDF (English) - 1

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2021 Mardamshin R.R., Stenkin A.V., Kalinin S.A., Morozyuk O.O., Kalinin S.A., Skvortsov A.S., Usachev G.A., Mett D.A.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies