Повышение точности геофизических исследований при совершенствовании глубинных влагомеров нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Институт стратегических исследований РБ

ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ ГЛУБИННЫХ ВЛАГОМЕРОВ НЕФТИ

С.А. Баталов, кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник,

В.Е. Андреев, доктор технических наук,

член-корреспондент АН РБ, директор лаборатории,

Г.С. Дубинский, кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник

Аннотация

влажность скважинный жидкость датчик

Решение проблемы многофазной влагометрии является одной из важнейших задач при добыче нефти. В статье рассматривается метод повышения точности измерения влажности скважинных потоков жидкостей на основе диэлькометрических датчиков за счет различных видов их совершенствования.

Целью является масштабирование линейности диапазона преобразования при регулировании его порога чувствительности.

Методы: системотехника, теория погрешностей и метрологическое обеспечение многофазной влагометрии.

Результаты: показано, что в конструктивной реализации надежность уплотнения чувствительного элемента датчика (ЧЭД) с корпусом скважинного прибора повышается при увеличении глубинных давлений. Разработка схемы датчика позволила линеаризовать его функцию преобразования за счет масштабирования двух составных поддиапазонов при суммарной приведенной погрешности датчика 6_Z < 0,1% и чувствительности S < 0,1%. Установлена возможность контроля всего диапазона преобразования за счет управляемых ключей в цепи ЧЭД. Этим обеспечивается переключение с одного программно-управляемого модуля, проградуированного в диапазоне влажностей W1 = 5 + 49,5%, на другой модуль с диапазоном W₂ = 55,5 + 99,5% и обратно. Переключения выполняются с учетом превалирующих преобразуемых величин влажности.

В данной работе рассматриваются особенности получения высоких показателей точности измерения влагосодержания нефти за счет совершенствования конструктивной и схемной реализации, а также условий градуирования датчика влажности (ДВ).

Ключевые слова: геофизические исследования, диэлькометрический датчик, масштабирование диапазона преобразования, погрешности датчика

Annotation

S.A. Batalov, V.E. Andreev, G.S. Dubinsky

IMPROVING THE ACCURACY OF GEOPHYSICAL STUDIES WITH MODERNIZATION OF DOWNHOLE MOISTURE SENSORS

Solving the problem of multiphase moisture measurements is one of the most important tasks in oil production. The article considers the method for improving the accuracy of downhole fluid flow rate measurements using moisture sensors with various types of their modernization.

The aim of the work is to scale the linearity of transduction flowmeter by regulating its threshold of sensitivity.

Methods: System techniques, theory of errors and metrology support of multiphase moisture measurements.

Results: It is found out that regarding the constructional performance the reliability of the sensing element seal with the downhole device body is enhanced with an increase in downhole pressures. The development of the sensor configuration scheme allowed us to linearize its transduction function through scaling two composite subranges in the case of the cumulative fractional error of the sensor 6Z < 0,1% and sensitivity S < 0,1%. The possibility was revealed to control the whole transduction range through monitoring keys in the sensing element circuit. This ensures switching from one program-controlled module scaled in the moisture range of W1 = 5 + 49,5% to another module in the range of W2 = 55,5 + 99,5% and vice-versa. Switching is performed with an account for prevailing moisture values transduced.

Key words: geophysical studies, dielcometric sensor, scaling of the transduction range, cumulative error of the sensor.

Основная часть

Диэлькометрические влагомеры находят широкое распространение в технологических процессах различных отраслей промышленности [1]. Перспектива их использования в нефтехимических и нефтегазодобывающих технологиях обусловлена простотой конструктивной и схемной реализации, охватом больших объемов среды в локальной зоне чувствительного элемента датчика (ЧЭД), независимостью результатов измерений от температуры и давления исследуемых сред [2].

Наиболее показательным является использование влагометрических параметров дебитов при геофизических исследованиях интегральных и дифференциальных профилей притоков и приемистостей в глубинных интервалах перфораций действующих скважин нефтегазовых залежей [3]. Особенно это касается геологических расчетов остаточной нефтенасыщенности и реструктуризации фонда действующих скважин [4].

Для указанных целей использование серийно-выпускаемых скважинных диэлько- метрических влагомеров типа ВБСТ приводит к ряду его недостатков. В конструкции скважинного влагомера ВБСТ применяется в качестве ЧЭД медный провод со фторопластовой изоляцией, размещенный в пазах внешней образующей поверхности скважинного прибора (СП). Что характерно низкой достоверности результатов измерений вследствие налипаний на поверхность ЧЭД парафинов и битумов с образованием последующей изоляции от локальной зоны исследований.

Низкая точность ВБСТ обусловлена нелинейностью преобразований, а также изначально большой емкостью (более 1,5 нФ) между ЧЭД и металлическим корпусом СП, обуславливающей также и низкий порог чувствительности. Поэтому погрешности преобразований при самых благоприятных условиях исследований составляют более чем 4%, что приводит его к индикаторному классу датчиков.

Проблема повышения точности скважинной влагометрии значительно усугубляется при выполнении созданной метатехнологии сланцевых углеводородов [5, 6] с координатно-разрывными управлениями пластами. Метатехнология направлена на более полную выработку продуктивных пластов и решение проблем экологии, связанных со своевременной изоляцией непродуктивных их участков, а также прорыва участков пластов с наземной поверхностью, залежами пресной воды и водоемами. Реализацию такой метатехнологии можно обеспечить только с помощью точного контроля влагометрических параметров (с приведенной погрешностью преобразования не более 6 = 0,1 %) дебитов жидкостей, закачиваемых в пласт с диапазоном от 0,1 до 100 м³/час и выше.

Ниже приводятся пути повышения точности скважинной влагометрии.

Совершенствование конструкции датчика. На рис. 1 представлена конструкция модуля скважинного влагомера в составе комплексного СП. В ней используется неразъемное (сварное) соединение между герметизируемыми кожухами 1 и переходниками 2 для повышения долговечности в эксплуатации. Охранный кожух 3 имеет два ряда прорезей (порядка 8 ^ 10 шт. в каждом ряде), между которыми установлена резиновая манжета 4. Она обеспечивает центрирование СП по стволу скважины и выполняет функцию пакерующего устройства для направления скважинного потока жидкостей в локальную зону ЧЭД. Через охранный кожух 3 и полости переходников 2 проведена трубка 5.

Рис. 1 Конструкция модуля скважинного влагомера: 1 и 2 - герметизируемые кожух и переходник; 3 - охранный кожух СП; 4 -резиновая манжета; 5 - переходная трубка; 6 - провод чувствительного элемента датчика (ЧЭД); 7 - шайба; 8 - резиновые пробки; 9 - прижимная шайба; 10 - гайка; СТБ - скважинный телеметрический блок

Преимущество конструкции в том, что по мере увеличения скважинного давления (до 100 МПа и выше) герметизация ЧЭД увеличивается. Осесимметричное расположение ЧЭД 6 на основе медной жилы с фторопластовой изоляции (от геофизического кабеля КГ-1-30-180) обеспечивает реализацию конденсаторного метода преобразования диэлектрической проницаемости исследуемой среды в частотно-временную последовательность сигналов датчика.

Информативность влагосодержания скважинной среды определяется степенью охвата контролем локальной зоны ЧЭД, т. е. от глубины проникновения в нее электромагнитной волны. Прежде всего это зависит от амплитуды зондирующих сигналов с выхода ДА1,2 на ЕСД в виде С_х, зависимой от величины его питающего напряжения. Экспериментально подтверждено, что для значений локальных зон ЧЭД в трубах (охранных кожухах с прорезями в корпусах СП) с диаметрами от 60 мм до 18 мм наиболее предпочтительным является использование амплитуд зондирующих сигналов от 27 В до 5 В, соответственно.

Ранее для описания процесса преобразования диэлькометрической проницаемости смесей нефтяных сред рассматривались [2] различные подходы в работах Лоренц - Ло- рентца, Клаузиса - Моссоти, Клугмана И.Ю, Берлинера М.А. и др. Показательным является пример зависимости Бруггемана Д.

Оба вывода провода ЧЭД 6 припаяны к фольгированной стеклотекстолитовой шайбе 7 в герметизированной полости СП за счет перехода через уплотнительные резиновые пробки 8. Данный вид уплотнения получается за счет прижимных шайб 9 и гаек 10.

где є, є₁ и є₂ - диэлектрические проницаемости смеси, дисперсионной среды и дисперсной фазы, соответственно, а_в - объемная концентрация воды скважинной продукции.

Градуирование диэлькометрического ДВ на основании выражения (1) не может обеспечить высоких показателей точности скважинных исследований. Причем даже сужение динамического диапазона влажности W = 10 ^ 60 % приводит к погрешности нелинейности порядка 3 % и более. Анализ выражения (1) показывает, что для низкообводненной продукции нефтедобывающей скважины (W_e < 50 %) дисперсионной фазой является вода. При работе скважины с высокообводненной продукцией (W_e > 50 %) вода занимает место дисперсионной среды, нефть - дисперсионной фазы.

Таким образом, для получения линеаризованной функции преобразования датчика в пределах его допустимой приведенной погрешности (<>_м < 0,1 %) необходимо разделение всего диапазона измерений влажности как минимум на две части. Рассмотрим это на примере схемной реализации и условий градуирования датчика.

Разработка электронной блок-схемы датчика. Особенностью предложенной блок-схемы ДВ (рис. 2) является реализация различных методов преобразований взаимодействующих блоков ПИП, ИП и СТБ.

Функционирование устройства ПИП основано на беспрерывном время - импульсном методе преобразования при использовании аналоговых интегральных микросхем (ИМС) типа 554УД2А с большими входными сопротивлениями и быстродействием как компаратора (ДА1,1), так и интегратора (ДА1.2), а также их малыми потреблениями токов. Повышенные значения быстродействия ПИП получается с применением небольших по длине (~ 10 см) соединительных проводов ЧЭД (С_х) в цепи обратной связи интегратора (ДА1.2). Пониженная начальная емкости ЧЭД С_х0~ 100 нФ позволяет увеличить порог чувствительности и разрешающую способность рассматриваемого ДВ.

Установлено, что для верхнего диапазона преобразования обводненности нефти с величиной W ~ 99% при регулировании резистора R3 = 347 кОм (когда R1 = 211 кОм, R2 = 119,6 кОм, а R4 = 102 кОм), диапазон нижних значений частот составляет ДБ_н ~ 80 ^ 200 кГц. И наоборот, для нижнего диапазона преобразования влажности нефти W ~ 1% регулирование резистора R3 приводит к верхнему диапазону преобразуемых частот ДБ_н ~ 300 ^ 420 кГц и более. При этом выход компаратора ДА1,1 соединен с входом ПП, являющийся входом ФТИ.

Рис. 2 Блок-схема скважинного датчика влажности: ПИП - первичный измерительный преобразователь на основе компаратора (ДА1.1), интегратора (ДА1.2), резисторов обратной связи (R1, R2) и времязадающих резисторов (R3, R4) в режиме «Уст. max»; ПП - промежуточный преобразователь, основанный на следующих блоках: ФТИ - формирователь тактовых импульсов; 1ДЧСИ и 2ДЧСИ - первый и второй делители частоты следования импульсов с входами «Уст. R» и схемой сравнения 2И-НЕ; КС - кодирующий счетчик с режимом «Уст. min»; Сх - емкость чувствительного элемента датчика (ЧЭД); СТБ - скважинный телеметрический блок на основе опорного генератора импульсов (ОГИ); «Уст. R» и «Уст. СЕ» - режимы единичных состояний и записи входных кодов

В блоке ПП осуществляется преобразование исходного информационного частотного сигнала с ПИП в параллельную развертку кода N_x с последующей перезаписью его в буферную память СТБ. В данном случае вес кода N_x определяется количеством опорных импульсов с ОГИ и изменяемой длительности цикла преобразования (частоты опроса датчика). При этом ФТИ выполнен в виде триггера Шмидта (или транзисторного ключа) с высоким входным сопротивлением для представления униполярной формы амплитуды информационных сигналов в частоту следования единичных импульсов. Таким образом, процессу первичного преобразования соответствует беспрерывный процесс считывания импульсов в ФТИ и 1ДЧСИ (ИМС 564 ИЕ16) за счет нулевого состояния входа установки нуля (R-входа). Выходной 2¹ разряд 1ДЧСИ подключен к R-входу 2ДЧСИ совместно с одним входом схемы сравнения 2И-НЕ, обеспечивая включение входа “СЕ” в реализации режима предустановки «Уст. min» и тактирование КС (ИМС 564ИЕ11) с выхода элемента 2И-НЕ.

Операции тактирования 2ДЧСИ и КС осуществляются под управлением ОГИ в СТБ на основе кварцевого генератора с резонансной частотой f_m = 2 мГц. Основной функцией СТБ является процесс синхронизации приемо-передачи геофизических данных от скважинной части к наземной аппаратуре для дальнейшей обработки и интерпретации.

Процессу градуирования ДВ предшествует этап предварительной настройки, когда разрядные выводы N_x с кодирующего счетчика переключают на вход градуировочного модуля (условно не указанного на схеме рис. 2). Данный модуль был реализован в двух типах. В первом из них были использованы дешифраторы (К176ИД1) и семисегментные индикаторы для визуализации измерительной информации в цифровой форме от кодирующего счетчика с двоично-десятичным кодом N_x. Во втором варианте был использован двоичный код N_x с кодирующего счетчика при вводе данных N_x через интерфейс в персональный компьютер (Noytbook).

Другим блоком модуля является три многопозиционных переключателей в соответствии двум знакам числа влажности до запятой и одному знаку числа влажности после запятой при регистрации десятичных значений влажностей исследуемых сред. Поэтому выводы переключателя младшего знака числа соединяются соответственно с выводами 2⁰ + 2³ предустановки разрядов КС, а остальные два переключателя - с группами выводов 2⁴ ^ 2⁷ и 2⁸ ^ 2¹¹, соответственно. При этом КС переводят в режим вычитания, а все позиционные переключатели - в позиции «0» (или уровням логического «0» на всех разрядах предустановки КС), что грубо соответствует режиму «Уст. min».

Таким образом, предварительная настройка ДВ способствует переходу к выполнению этапа градуирования по исходным данным диапазонов преобразуемых параметров влажностей исследуемых жидких смесей при заданных показателях точности и разрешающей способности.

Условия градуирования датчика. Обоснованием процесса градуирования ДВ служит определение не только его информативности и разрешающей способности (веса кода), но и порогов чувствительности преобразуемых поддиапазонов влажностей жидких сред.

Основой метрологического обеспечения результатов градуирования ДВ является метод подготовки эмульсионных растворов. Для этого используются соответствующие объемы воды и трансформаторного масла, заливаемые в эталонирующий резервуар. В него помещают затем ультразвуковой диспергатор (типа УЗДН) для механической разбивки. При этом величины глобул образуемых дисперсных частиц зависят от времени диспергирования, например в течении 5-7 минут. Для получения мелкодисперсных эмульсий рекомендуется разбивки растворов в течении 10-20 минут.

Исходным положением метода градуирования является определение функции преобразования нахождении обводненности нефти в следующей зависимости от измеряемой частоты преобразования F:

где К_ап - аппаратурный коэффициент ДВ в функции преобразования; b - пороговая чувствительность; W₁ и W₂ - изменения влажностей в первом (W_b < 50 %) и втором (W_b > 50 %) поддиапазонах в соответствии измеряемым девиациям частот F₁ и F₂, соответственно.

В результате градуирования ДВ с учетом выражения (2) можно получить реальные его характеристики, как это представлено на рис. 3.

Чтобы получить погрешность преобразования 3 = 0,1% ДВ по схеме рис. 3 его рабочий диапазон делится на две части. Это обусловлено физической природой исследуемой среды, т.е. для прямых эмульсий воды в нефти рабочий диапазон датчика находится от 0,1 до 49,9%, а для обратных эмульсий нефти в воде - от 50,1 до 99,9%.

Сущность операции градуирования сводится к точной настройке датчика на режим функционирования. Например, для поддиапазона с высокой обводненностью преобразований исследуемые растворы готовятся путем разбиения эмульсий с помощью диспергатора УЗДН. Для обводненности W = 55 % раствора эмульсий используется объемная концентрация трансформаторного масла а_тм = 0,45, а для W = 95% раствора эмульсий - а = 0,05. При этом операции выполнения градуировки аналогичны рассмотренным операциям предварительной настройки датчика. Вначале погружают ЧЭД в раствор с W = 55% и в режиме «Уст. min» выводят показания датчика на данные результаты. Затем погружают ЧЭД в раствор с W = 95% и посредством резистора R3 в режиме «Уст. max» выводят показания датчика на 95,0%.

Выполнение 8-10 циклов операций градуирования датчика позволяет обеспечить условия снижения его погрешности преобразований до 0,1%. Экспериментально установлено, что при изменении температуры исследуемой среды до 80°С дополнительных изменений в погрешности преобразований не обнаружено. Аналогичным образом осуществляется градуировка для низкообводненной нефти в диапазоне W = 5 ^ 45%.

Рис. 3 Градуировочная характеристика скважинного влагомера: 1,2 - функции преобразования реальной градуировочной характеристики в первом (W1 = 5 + 45%,) и втором (W2 = 55 + 95%,) поддиапазонах преобразования; 3 - идеальная функция преобразования датчика; ДФ - отклонение реальной функции преобразования датчика от идеальной; и - начальный и конечный граничные участки 1-го поддиапазона частот градуировки, определенные при влажностях 5 % и 45 % приготовленных эмульсий воды в нефти; и - начальный и конечный граничные участки 2-го поддиапазона частот градуировки, определенные при влажностях 55% и 95% приготовленных обратных эмульсий нефти в воде

Обсуждение результатов. Особенности практической реализации разработанной структуры ДВ связаны со спецификой функционирования скважинных объектов и их видов. При исследованиях верхнего динамического уровня расслаиваемой нефтяной продукции добывающей скважины предпочтительным при использовании являются ДВ, функционирующие (см. рис. 3) в 1-ом поддиапазоне влажностей (W_e < 50%). Такие исследования используются для точной установки воронки насосно-компрессорной трубы по координате динамического уровня. Это относится и к исследованиям глубинных интервалов перфораций скважин с низкообводненной продукцией, функционирующих в ранних и промежуточных стадиях разработки месторождения. Данные исследования необходимы в реализации реального времени системы нефтеизвлечения.

По мере вхождения в позднюю стадию разработки месторождения скважинная продукция является высокообводненной. Поэтому необходимо использование в скважинных зонах перфораций ДВ, функционирующих во 2-ом поддиапазоне влажностей (W_e > 50%). Это относится и к исследованиям глубинных интервалов перфораций водонагнетательных скважин с низкообводненной продукцией при контроле времени прохождения трассирующих меток с пониженными величинами диэлектрической проницаемости, например, порций очищенной нефти.

Высокая эффективность диэлькометри- ческой влагометрии достигается в ее использовании на завершающих этапах поздней стадии разработки при реализации метатехнологии сланцевых углеводородов. Здесь ДВ градуируется во 2-ом поддиапазоне преобразования для более достоверного контроля потоков при различных образуемых траекториях каналов выработки продуктивного пласта в его 3D - пространстве на основе координатно-разрывных управлений.

Методические возможности предлагаемой технологии могут обеспечить преобразование всего диапазона влажности от 0 до 100% с использованием программно-коммутируемого метода при гарантированной точности (д_изм < 0,1%) и линейности (д_л ^ 0%) шкалы преобразования. Примером является определение текущей обводненности нефти в наземном трубопроводе от устья скважины. Если при функционировании основного ПИП₁ в первом диапазоне достигается значение W _р = 50% > W₁ = 45%, то осуществляется переход на другой предварительно отградуированный модуль ПИП2 во втором поддиапазоне влажностей W₂ > 50%. И, наоборот, осуществляется переход со 2-го поддиапазона на 1-ый поддиапазон. Это можно реализовать на основе управляемых коммутаторов напряжений (140КН3) в цепях выводов одного и того же ЧЭД.

Таким образом, можно привести следующие выводы с учетом основных условий реализации разработанного датчика влажности:

- увеличение надежности и долговечности функционирования датчика достигается на основе осесимметричной конструкции ЧЭД при защемлении его выводов со стороны исследуемой среды, когда с ростом скважинного давления условия разгерметизации понижаются;

- повышение разрешающей способности и точности преобразований ДВ зависит выбора параметров используемых в ПИП аналоговых ИМС (быстродействия, входных сопротивлений, энергопотребления);

- точность градуирования датчика зависит от числа их проводимых циклов на основе режимов «Уст. min» и «Уст. max», а также от точности приготовления используемых растворов эмульсий.

Примечательно, что данная технология влагометрии скважинных сред на нефтегазовых месторождениях может использоваться в области сбора, подготовки и транспортировки нефти, а также в химико-технологических процессах различного назначения, характеризующиеся большими изменениями параметров давлений и температур.

Литература

1. Aziz K., Settari A.. Petroleum reservoir simulation. Calgary, Alberta: Blitzprinr Lod., 2002. 312 с.

2. Batalov S.A. Study of geophysical parameters by well information-measuring systems on regenerative sources // Instruments and Experimental Techniques. 2005. № 6. C. 726-801.

3. Batalov S.A. Modeling of the initial adjustment parameters of petroleum recovery control systems. Part 1. Degrees of detail and formulation of models of vectors of variables with d disturbances // Chemical and Petroleum Engineering, 52 (3), 231-236. New York, 2016. DOI:10.1007/ s10556-016-0213-6. http://link.springer.com/ article/10.1007/s10556-016-0180-y (дата обращения 30.04.2019).

4. Планирование и обоснование технологии интенсификации притока в залежах высоковязких нефтей / Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Пташко О.А., Котенев Ю.А., Мияссаров А.Ш., Хузин Р.Р., Хузин Н.И. // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). Сб. науч. трудов. Вып. 1 (16). Уфа: Монография, 2012. С. 91-93.

5. Batalov S.A. Modeling of the initial adjustment parameters of petroleum recovery control systems. Part 2. Determination of limits on the vectors of the state variables and disturbances // Chemical and Petroleum Engineering, 52 (7), 452-459. New York, 2016. DOI: 10.1007/s10556- 016-0213-6. http://link.springer.com/article/ 10.1007/ s10556-016-0213-6. (дата обращения 30.04.2019).

6. Патент RU № 201512616. МКИ Е21И43/20. Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми углеводородами / Баталов С.А., Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Хузин Р.Р., Хузин Н.И. // Открытия. Изобретения. 2017. № 2. 15 с.

References

1. Aziz K., Settari A. Petroleum reservoir simulation. Calgary, Alberta: Blitzprinr Lod., 2002, 312 p.

2. Batalov S.A. Study of geophysical parameters by well information-measuring systems on regenerative sources. Instruments and Experimental Techniques, 2005, no. 6, pp. 726-801.

3. Batalov S.A. Modeling of the initial adjustment parametersofpetroleumrecoverycontrolsystems. Part 1. Degrees of detail and formulation of models of vectors of variables with disturbances. Chemical and Petroleum Engineering, vol. 52 (3), pp. 231-236. New York, 2016. DOI:10.1007/ s10556-016-0213-6. Available at: http://link. springer.com/article/10.1007/s10556-016-0180- y (accessed April 30, 2019).

4. Andreev V.E., Dubinsky G.S., Ptashko О.А., Kotenev U.A. MiyassarovA.Sh., Khuzin R.R., Khuzin N.I. Planirovanie i obosnovanie tekhnologii intensifikatsii pritoka v zalezhakh vysokovyazkikh neftey [Planning and substantiation of the technology for inflow intensification in heavy oil accumulations]. Neftegazovye tekhnologii i novye materialy (problemy i resheniya) [Oil and gas technologies and new materials (problems and solutions)]. Collected papers, is. 1 (16). Ufa, 2012, pp. 91-93. (In Russian).

5. Batalov S.A. Modeling of the initial adjustment parameters of petroleum recovery control systems. Part 2. Determination of limits on the vectors of the state variables and disturbances. Chemical and Petroleum Engineering, no. 52 (7), pp. 452-459. New York, 2016. DOI: 10.1007/ s10556-016-0213-6. Available at: http://link. springer.com/article/10.1007/s10556-016-0213- 6 (accessed April 30, 2019).

6. Batalov S.A., Andreev V.E., Dubinsky G.S., Khuzin R.R., Khuzin N.I. Sposob vyrabotki plastov s trudnoizvlekaemymi zapasami uglevodorodov [Method for producing formations with hard to recover hydrocarbon reserves]. Patent RF 2628343. MKI E21B 43/20. Otkrytiya. Izobrete- niya - Discoveries. Inventions, 2004, no. 17, 15 p.

Размещено на Allbest.ru