CC BY
318
Ключевые слова:
коэффициент вытеснения нефти, модель пласта,
СО2,
азот,
вода,
газ сепарации, раствор полимера.
Keywords:
oil displacement coefficient, reservoir model, СО2,
nitrogen,
water,
separation gas, polymer solution.
УДК 622.276.2(571.5)
В.М. Троицкий, С.Г. Рассохин, А.Ф. Соколов, А.В. Мизин, В.П. Ваньков
Обоснование выбора агентов вытеснения нефти при разработке нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири по результатам экспериментальных исследований
Для эффективного освоения нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) необходимо проведение комплексных экспериментальных исследований по физическому моделированию процессов извлечения нефти из нефтяных оторочек с применением различных инновационных технологий и агентов вытеснения.
Настоящая статья посвящена выбору наиболее оптимальной технологии извлечения нефти при разработке нефтяной оторочки ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ, расположенного в Восточной Сибири. В основе работы лежит совокупность лабораторных экспериментов по вытеснению нефти различными агентами. В качестве таких агентов для сравнения предложены азот, диоксид углерода, газ сепарации, вода и растворы полиакриламида (ПАА) в воде.
Аномальные термобарические условия залегания углеводородов Чаяндинского НГКМ (пластовая температура (Тт) - 9-11 °С, пластовые давления (РЛ - 13,2 МПа) ранее не позволяли осуществить физическое моделирование процессов фильтрации и вытеснения при пластовых условиях.
В настоящей работе с помощью современного прецизионного оборудования (установок двух- и трехфазной фильтрации фирм Temco и TerraTek, компьютерного томографа Tomoscan 60/TX), проведены экспериментальные исследования фильтрационных характеристик керновых моделей пласта, которые дают возможность предложить методический подход к выбору и рациональному использованию вытесняющих агентов для повышения коэффициента извлечения нефти Чаяндинского НГКМ.
Методика проведения эксперимента
Методической основой для подготовки образцов и флюидов к испытанию и для проведения экспериментальных работ по вытеснению нефти является ОСТ 39-195-86 [1].
Метод предусматривает определение полноты извлечения нефти, которой насыщен единичный или составной образец породы, за счет фильтрации через него агента вытеснения до практически полного прекращения выноса нефти из модели пласта. Для определения коэффициента вытеснения нефти применяется специальная фильтрационная установка [2, 3].
Общая характеристика экспериментальной установки
Основные узлы измерительной установки:
• механическая система, обеспечивающая подачу жидкостей в образец при пластовом давлении в различных соотношениях при постоянном расходе;
• кернодержатель;
• контейнеры для подачи жидкостей и газов;
• измерительная система объемов выходящих флюидов;
• система термостатирования;
• система управления, контроля и регистрации данных (в качестве вспомогательной может быть использована система измерения перепада давления).
№ 2 (18) / 2014
Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов
99
Система фильтрации может быть оснащена дополнительным блоком для измерения текущей насыщенности - компьютерным томографом или рентгеновским сканером насыщенности.
Функциональная блок-схема установки двухфазной фильтрации и ее основные технологические параметры приведены на рис. 1. и в табл. 1.
Фильтрация двух фаз происходит по гидравлической системе установки от блока акку-
муляторов до блоков замера объема и/или массы фаз выходящей продукции - сепаратора низкого давления. Две пары насосов фирмы ISCO (США, модель 100DM), работающих в непрерывном парном режиме, подают гидравлическую жидкость к нижней части гидравлических аккумуляторов. Это позволяет перемещать разделительные поршни аккумуляторов и, соответственно, подавать исследуемые фазы в заданном соотношении на вход кернодержателя. Для исследований применялся кернодержатель
I--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------1
ключевые элементы системы
гидравлическая связь (направление течения)
I----------------------------------1
I__________________________________I
зоны термостатирования
электрическая (сигнальная) связь
Рис. 1. Функциональная блок-схема экспериментальной установки двухфазной фильтрации
Таблица 1
Технологические параметры двухфазной установки фильтрации
Параметр Установка двухфазной фильтрации
Пластовое давление, Рпл, МПа До 70
Горное (обжимное) давление, Р„„н„„ МПа До 70
Рабочая температура, Т, °С До 150
Скорость флюидов в керне, м/сут 0,10-255
Диапазон задаваемых расходов при фильтрации, см3/мин 0,00001-25
Точность поддержания расхода насосами, % от установленного значения ~ 0,3
Длина керна (характеристика кернодержателя), L, см До 30, 50, до 1 м
Диаметр керна, D, м 0,03
№ 2 (18) / 2014
100
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
гидростатического двухосевого обжима. Блок аккумуляторов представляет собой два сосуда высокого давления, в которые предварительно заправляются соответствующие флюиды, подаваемые насосами на вход кернодержателя.
Постоянное давление в цепи фильтрации поддерживается регулятором противодавления типа «до себя» (модель BPR Temco BP-10), обеспечивающим надежную работу при температурах до 150 °С и давлениях до 70 МПа. Установка двухфазной фильтрации позволяет проводить исследования в диапазоне скоростей движения флюидов в пористой среде от 0,1 до 255 м/сут, при этом колебания объемной скорости насосов не превышают +0,3 % от заданной величины.
Все основные конструктивные гидравлические элементы установки двухфазной фильтрации размещены в термошкафу, который обеспечивает точное поддержание температуры в интервале от 5 до 150 °С с погрешностью +0,1 °С.
Для создания пластовых температур Чаян-динского НГКМ установка оснащена термостатом, обеспечивающим постоянное термостати-рование системы при аномально низкой пластовой температуре [4]. Описанные принципы технической реализации установки двухфазной фильтрации позволяют использовать ее особенно эффективно для изучения процессов вытеснения углеводородов различными агентами, в том числе и агрессивными.
Порядок проведения исследований при вытеснении нефти агентами
Исходный керновый материал представляет собой высверленные параллельно напластованию цилиндрические образцы правильной формы длиной около 3-5 см и диаметром около 3 см. Перед измерениями образцы подвергаются экстракции спиртобензольной смесью (соотношение компонентов - 1:3) для удаления углеводородов, затем высушиванию до постоянной массы при температуре 102-105 °С. Формирование составного образца производится в соответствии со значениями измеренной на каждом индивидуальном образце абсолютной проницаемости (K) по газу. Порядок компоновки принимается таким, чтобы по направлению вытеснения нефти каждый последующий образец имел меньшую проницаемость [1].
Подготовка моделей пласта
После вакуумирования модели пласта производится насыщение ее керосином в количестве 3-5 объемов пор с одновременным поднятием давления в системе до пластового, после чего керосин замещается нефтью (рекомбинированной пробой), при этом через модель фильтруется не менее 5 поровых объемов нефти.
Эксперимент начинается с момента запуска измерительного насоса, подающего агент вытеснения в модель пласта. Подача флюида осуществляется с постоянной объемной скоростью, выбираемой исходя из ожидаемых скоростей фильтрации воды при принятой системе разработки Чаяндинского НГКМ.
Линейная скорость при испытании вытеснения нефти агентом, как правило, не превышает 2 м/сут. В настоящей работе принятые значения объемной скорости (соответствующие линейной скорости закачки агента ~1 м/сут) составили от 0,04 до 0,06 см3/мин. Нагнетание агента при выбранной скорости происходит до возможно более полного вытеснения нефти из модели пласта, соответствующего прокачке не менее 3-5 объемов пор пустотного пространства.
Принят следующий порядок определения коэффициента вытеснения (кеыт): измеряется количество вышедшей нефти при комнатных условиях; проводится пересчет количества нефти на пластовые условия; дополнительно рассчитывается количество нефти в подводящих трубках и «мертвых» объемах системы; вычисляется насыщенность порового пространства модели нефтью на момент конца испытания. Зная начальный и конечный по-ровые объемы модели, заполненные нефтью, можно рассчитать кеыт нефти соответствующим агентом.
Порядок проведения расчетов после проведения эксперимента
Объем нефти при комнатных условиях необходимо привести к пластовым условиям:
V = ev^,
где VH - объем нефти, вытесненной из образца, приведенный к условиям исследования (пластовым), см3; e - объемный коэффициент нефти (находится по данным термодинамических исследований нефти); VH лаб - объем нефти, вышедшей из образца при комнатных условиях, см3.
№ 2 (18) / 2014
Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов
101
Коэффициент вытеснения в случае вытеснения нефти агентом подсчитывается по формуле:
eblffl тг ^
у пор у во
где ¥пор - суммарный объем пустот составного образца, первоначально содержащийся в образце; ¥ео - объем остаточной воды, изначально находящийся в образце.
Относительная погрешность определения коэффициента вытеснения нефти определяется по формуле:
= Л^ +AV^ + А¥в0 k V V V ’
выт н пор во
где Л¥н, Л¥пор, А¥во - погрешности измерения объемов нефти, порового пространства и остаточной воды, приведенные к условиям эксперимента.
Допускается значение погрешности при определении коэффициента вытеснения нефти агентом вытеснения не выше +0,05.
Подготовка рекомбинированной нефти
Для опытов по определению кеыт нефти агентами использовалась рекомбинированная проба нефти (РПН) на основе отбора проб нефти Чаяндинского НГКМ.
РПН образовывалась путем тщательного перемешивания разгазированной («мертвой») нефти и газа сепарации Чаяндинского НГКМ в специальном сосуде PVT при пластовых условиях. При этом использовалась современная техника и бомбы PVT компании Chandler Engineering (модель 3000-GL PVT system).
Подготовительные стадии проведения исследований
Методика определения кеыт нефти различными агентами при 100%-ном значении начальной нефтенасыщенности включала следующие этапы:
• вакуумирование модели пласта и подводящих трубок;
• насыщение модели пласта керосином (фильтрацией керосина через модели пласта в количестве 5 поровых объемов) при пластовом давлении 13,2 МПа и комнатной температуре;
• термостатирование системы при пластовой температуре в течение 6-8 ч (минимум);
• замещение керосина на РПН путем фильтрации не менее 5 поровых объемов рекомбинированной нефти через модель пласта при пластовом давлении 13,2 МПа.
После указанных процедур и создания пластовых условий в модели пласта производится определение кеыт нефти соответствующим агентом.
Основные характеристики проводимого эксперимента и вспомогательные измерения
Основной эксперимент проводился при термобарических условиях, соответствующих пластовым условиям ботуобинского горизонта Чаян-динского НГКМ: Рт = 13,2 МПа; Тт = 11,0 °С;
Ргорное = 35 МПа.
Для корректного моделирования процессов вытеснения, происходящих в пласте, очень важно следовать критериям подобия: необходимо соблюдать подобие модельных условий натурным условиям залегания пласта [5-7].
В эксперименте перепад давления на составной модели пласта устанавливался не меньше 2 кПа, а длины моделей пласта превышали Lmin, т.е. критерии подобия модельного эксперимента и реальной фильтрации в пласте были полностью соблюдены.
Подготовка моделей пласта ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ
Керновый материал подбирался и высверливался из образцов полномасштабного керна Чаяндинского НГКМ. Для исследования эффективности вытеснения нефти азотом и диоксидом углерода выбраны три модели образцов по проницаемости (200, 700 и 1650 мД). В табл. 2 представлены технологические параметры сформированных моделей.
Для оценки вытесняющей способности минерализованной воды и водного раствора ПАА дополнительно была сформирована модель пласта из оригинального кернового материала ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ с KNz = 1140 мД. В табл. 3 приводятся характеристики керновой модели пласта для такого рода исследований.
Газ сепарации также опробовался в качестве агента вытеснения нефти. Характеристики подготовленных для этого эксперимента трех моделей пласта приведены в табл. 4. Порядок представления образцов в таблице соответствует порядку их расположения в направлении от входа к выходу модели.
Согласно данным табл. 4, представленные модели пласта для вытеснения нефти газом сепарации имеют почти нулевую начальную водонасыщенность (Swo = 0).
№ 2 (18) / 2014
102
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таблица 2
Характеристики моделей пласта для определения квыт нефти азотом и диоксидом углерода
Лаб. № образца kn,, мД Vnор, см3 L, см D, см m*, % S„o**, %
Модель 1 (200 мД)
728/10 275,50 3,1304 2,958 3,041 14,57 0,00
719/10 265,90 2,4776 2,881 3,048 11,79 0,00
695/10 174,80 1,1718 3,36 2,97 5,03 0,00
701/10 х-4 (2) 172,76 2,7540 2,77 2,972 14,33 0,00
729/10 160,07 3,3138 2,97 3,05 15,27 0,00
701/10 х-4 (1) 131,59 2,2778 2,86 2,977 11,44 0,00
Модель пласта 196,6 15,1254 17,80 3,009 11,90 0,00
Модель 2 (700 мД)
9 961,90 6,7923 4,932 2,972 19,85 0,00
705/10 775,51 1,2946 4,875 2,975 3,82 0,00
726/10 673,40 3,6708 2,856 3,035 17,77 0,00
713А/10 671,00 2,6667 4,52 2,975 8,49 0,00
698/10 512,99 2,4323 4,615 2,977 7,57 0,00
Модель пласта 727,1 16,8567 21,80 2,983 11,04 0,00
Модель 3 (1650 мД)
2 1987,40 6,1823 4,099 2,972 21,74 0,00
7 1972,50 6,7196 4,597 2,944 21,47 0,00
779/9 x-41 1722,10 6,4181 4,377 2,97 21,17 0,00
8 1707,70 6,3722 4,474 2,973 20,52 0,00
6 1484,20 7,1018 4,651 2,994 21,69 0,00
1 1363,80 6,3528 4,198 2,98 21,70 0,00
3 1316,40 4,8497 3,51 2,986 19,73 0,00
Модель пласта 1659,89 44,00 29,91 2,974 21,18 0,00
* m - пористость;
** Swo - начальная водонасыщенность.
Таблица 3
Характеристики модели пласта для определения квыт нефти пластовой водой
и водным раствором ПАА
Лаб. № образца № скважины К ^ мД V , см3 пор’ L, см D, см m, % S„o, %
779/9 x-42 321-40 1143,50 7,0897 4,925 2,969 20,79 29,97
713Б 321-41 1135,37 5,0623 4,21 2,965 17,42 29,97
Модель пласта - 1139,75 12,1520 9,135 2,967 19,24 29,97
Таблица 4
Характеристики образцов, используемых для моделей пласта при определении квыт
нефти пластовым газом
Лаб. № образца Kv мД V , см3 пор L, см D, см ^образца, см3 m, % Swo, %
Модель 1
1774/10 257,8 3,7577 3 2,94 20,1715 18,6 0,01
1792/10 224,5 3,4373 2,96 2,94 20,0657 17,1 2,11
Модель пласта 241,3 7,1950 5,96 2,940 40,2372 17,85 1,01
Модель 2
1805/10 372,2 3,5544 2,995 2,95 20,2501 17,6 3,82
1806/10 319,1 3,4526 2,98 2,95 20,1740 17,1 0,00
Модель пласта 345,7 7,0070 5,975 2,950 40,4241 17,35 1,94
Модель 3
1805/10 84,7 2,1234 2,96 2,95 20,1429 10,5 1,43
1806/10 80,29 2,8521 2,96 2,955 20,0846 14,2 0,58
Модель пласта 82,5 4,9755 5,92 2,953 40,2275 12,35 0,95
№ 2 (18) / 2014
Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов
103
Результаты экспериментов
На рис. 2 приведено сравнение эффективности вытеснения нефти как азотом, так и диоксидом углерода для трех моделй коллекторов. Следует отметить, что поведение кривых вытеснения нефти диоксидом углерода значительно отличается от поведения кривых вытеснения азотом. Основные отличия могут быть сформулированы следующим образом:
• величины коэффициентов вытеснения нефти диоксидом углерода значительно больше, чем при вытеснении нефти азотом;
• при вытеснении нефти азотом на коллекторе из модели образцов с K = 700 мД получен максимальный квыт, в то время как при вытеснении нефти диоксидом углерода из этого коллектора значение квыт минимально;
• величины коэффициентов вытеснения нефти диоксидом углерода для разных моделей проницаемостей близки, причем максимальный квыт получен на самом лучшем коллекторе из модели образцов с K = 1650 мД (отметим, что для случая вытеснения азотом наибольший квыт получен для коллектора из модели с K = 700 мД);
• вытеснение нефти как диоксидом углерода, так и азотом носит «поршневой» характер для всех моделей коллекторов. Однако для случая вытеснения нефти диоксидом углерода этот процесс более продолжителен по времени, и допрорывное вытеснение заканчивается в районе 0,5-0,6 поровых объемов прокачанного агента.
Также, согласно рис. 2, при вытеснении нефти с помощью диоксида углерода при пластовых условиях можно вытеснить около 65 % находящейся в коллекторе нефти.
На рис. 3 приведены данные определения коэффициента вытеснения нефти из моделей пласта при закачке воды. Результаты получены на большом количестве моделей, имеющих различную абсолютную проницаемость, с использованием различных методик. Отражено, что как прямой метод вытеснения нефти, так и результаты определения относительной фазовой проницаемости (ОФП) дают для всех моделей абсолютной проницаемости коллектора Чаяндин-ского НГКМ среднюю величину коэффициента вытеснения пластовой водой (квыт ~ 0,3).
В табл. 5 показаны результаты лабораторного эксперимента по определению квыт нефти раствором ПАА в дистиллированной воде.
Авторы использовали 0,2%-ный раствор ПАА, демонстрирующий большую стабильность своих свойств во времени и достаточно высокое значение сдвиговой вязкости (около 8,73 мПа ■ с), близкое к значению вязкости пластовой нефти Чаяндинского НГКМ. В табл. 6 приведены значения вязкостей РПН, пластовой воды и раствора ПАА при пластовых условиях.
Вытеснение нефти раствором ПАА производилось на скорости 1 м/сут. После прекращения выноса нефти из модели пласта осуществлялось ее довытеснение пластовой водой (минерализация пластовой воды - 396,87 г/л) при различных скоростях фильтрации (1, 3, 6 и 12 м/сут).
Накопленный объем закачанного газа, об. пор
Рис. 2. Зависимости коэффициента вытеснения нефти от объема закачанных азота и диоксида углерода для исследованных групп проницаемостей ботуобинского горизонта
Чаяндинского НГКМ
№ 2 (18) / 2014
104
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
0,5
4 0,4
П
Я
Я
я
я 0,3
о
<и
£
я
я
Ё
5 0,2
Я ’
Я-
Я
Г)
о
и 0,1
0
0 500 1000 1500 2000 2500
Абсолютная проницаемость, мД
Рис. 3. Зависимость коэффициента вытеснения от абсолютной проницаемости
моделей пласта
♦
▲ ♦ ♦ •
► ♦♦ ♦ *
▲
♦ по измерению ОФП • по измерению ОФП А прямой метод вытеснения 1
Таблица 5
Комплексное представление результатов экспериментов
Вытесняющий агент Нефтенасыщенность, % квыт, % Линейная скорость закачки, м/сут
начальная конечная
Раствор ПАА 70,03 40,96 41,51 1,0
Довытеснение пластовой водой при различной скорости закачки 40,96 40,86 41,61 1,0
40,86 40,86 41,61 3,0
40,86 40,86 41,61 6,0
40,86 36,23 48,26 12,0
Таблица 6
Значения вязкостей флюидов при пластовых условиях
Флюид Вязкости, мПа • с (при Р„, = 13,2 МПа; Г„, = 11 °С)
Пластовая вода 4,2
Раствор ПАА 8,73
РПН 12,35
В результате при использовании растворов ПАА в воде удалось вытеснить около 41 % имеющейся в модели пласта нефти. Довытеснение нефти пластовой водой позволило повысить это значение до 48 % на скорости фильтрации воды 12 м/сут.
Таким образом, по данным экспериментальной оценки эффективности вытеснения нефти ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ растворами ПАА в пластовой воде можно сделать следующие выводы:
• раствор ПАА является эффективным агентом и позволяет вытеснить более 41 % нефти;
• довытеснение нефти пластовой водой при скоростях прокачки от 1 до 6 м/сут практи-
чески не сказывается на конечном коэффициенте вытеснения;
• при скорости прокачки пластовой воды в 12 м/сут обнаруживается существенное увеличение коэффициента вытеснения (до 48,26 %).
Результаты определения коэффициентов вытеснения нефти газом сепарации на моделях пласта Чаяндинского НГКМ
В табл. 7 представлены результаты определения конечного квыт нефти газом сепарации для трех моделей (с выделением стадий вытеснения одного, трех объемов пор закачанного газа и конечного квыт). Эксперименты выполнены при Рш = 13,04 МПа, Тт = 9 °С и
№ 2 (18) / 2014
Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов
105
Таблица 7
Конечные кеыт нефти газом сепарации для моделей пласта Чаяндинского НГКМ
Модели пласта Проницаемость модели Vm см3 об. пор Конечный кыт, %*
по газу, мД 1 3
Модель 1 241,3 8,68 12,7 16,7
Модель 2 345,7 14,1 22,4 25,42
Модель 3 82,5 1,78 6,23 20,41
* Для модели 1 конец вытеснения - 6,73 об. пор газа; для модели 2 - 4,84 об. пор газа; для модели 3 - 8,34 об. пор газа.
Swo = 0,85М,94 %. При этом скорости фильтрационного потока, геометрические размеры моделей и термобарические условия задавались таким образом, чтобы обеспечить выполнение критериев подобия натурного пласта и физических моделей [7].
Сравнение кеыт нефти газом сепарации для трех моделей пласта, сформированных из керновых материалов Чаяндинского НГКМ различной проницаемости, показывает, что для всех моделей (с проницаемостью 82,5; 241,3; 345,7 мД) конечный кыт не превышает 26 %. Максимальный кеыт нефти газом сепарации (25,42 %) получен на модели пласта с самой большой абсолютной проницаемостью.
Таким образом, на основании экспериментальных исследований, проведенных на моделях пласта ботуобинского горизонта Чаян-динского НГКМ, установлено, что наиболее
Список литературы
1. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти
водой в лабораторных условиях. -М.: Миннефтепром, 1986.
2. Рассохин С.Г. Моделирование водогазового воздействия на низкопроницаемый нефтяной пласт / С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий,
А.В. Мизин и др. // Газовая промышленность. -2009. - № 5. - С. 40-44. 3
3. Рассохин С.Г. Исследование влияния режимов водогазового воздействия на эффективность вытеснения нефти по результатам физического моделирования / С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий, А.Ф. Соколов и др. // Актуальные
вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. ст. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - С. 179-196. -(Серия «Вести газовой науки»).
эффективным агентом вытеснения нефти, включая азот, пластовую воду, растворы ПАА в воде, а также газ сепарации, является диоксид углерода, позволяющий вытеснить до 65 % содержащейся в модели пласта нефти.
Анализ результатов определения коэффициента вытеснения нефти активными агентами при пластовых условиях (Рш = 13,2 МПа; Тт = 11,0 °С; Роорное = 35 МПа) показал, что если кы1т нефти водой из моделей пласта Чаяндинского НГКМ не превышает 40 %, то при вытеснении нефти водным раствором ПАА удается вытеснить более 41 % нефти. Кроме того, довытеснение нефти пластовой водой при скоростях прокачки от 1 до 6 м/сут практически не сказывается на конечном кы1т, а при скорости прокачки пластовой воды в 12 м/сут обнаруживается его существенное увеличение (до 48,3 %).
4. Пат. 103408 Российская Федерация, МПК G 05 D 23/30. Термостат / Соколов А.Ф., Рыжов А.Е., Рассохин С.Г. и др.
5. Эфрос Д.А. Определение фазовых проницаемостей и функций распределения при вытеснении нефти водой / Д.А. Эфрос // Докл. Академии наук СССР. - 1956. - Т. 110. -Вып. 5. - С. 746-749.
6. Эфрос Д.А. Моделирование вытеснения нефти водой / Д.А. Эфрос, В.П. Оноприенко // Труды ВНИИ. - М.: Гостоптехиздат, 1958. - Вып. Х11.
7. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем / Д.А. Эфрос. -М.: Гостехиздат, 1963.
№ 2 (18) / 2014
