Document 2511850

НЕФТЕХИМИЯ
sciences thesis. She is Doctor of Physics and Mathematics Sciences, professor of the Chair
of Polymer and Crystal Physics at Physics Department of Lomonosov Moscow State University. Author of more than 100 scientific and educational works.
E-mail: phil@polly.phys.msu.ru
УДК 622.276.72
ВЛИЯНИЕ СТЕПЕНИ ОБВОДНЕННОСТИ
И МИНЕРАЛИЗАЦИИ ВОДНОЙ ФАЗЫ НА ОБРАЗОВАНИЕ
АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
ИЗ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДМУРТИИ
 В.К. МИЛЛЕР, Л.В. ИВАНОВА, Ю.А. ПУГАЧЕВА, В.Н. КОШЕЛЕВ
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Минобрнауки РФ,
Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский просп., д. 65)
WATER CUT AND SALINITY OF THE AQUEOUS PHASE EFFECT
ON FORMATION OF DEPOSITS OF ASPHALTS,
RESINS, AND PARAFFINS OF OILS FROM FIELDS
OF UDMURTIA
V.K. MILLER, L.V. IVANOVA, J.A. PUGACHEVA, V.N. KOSHELEV
(Gubkin Russian State University of Oil and Gas,
Leninskiy рrospect, 65, 119991, Moscow, Russian Federation)
Рассмотрено влияние количественного содержания и минерализации попутно добываемой воды на интенсивность процесса осадкообразования из
водонефтяных эмульсий. Установлено, что для нефтей Удмуртии, характеризующихся повышенным содержанием высокомолекулярных смолистоасфальтеновых веществ, с ростом доли водной фазы до 80 % отмечается
увеличение устойчивости водонефтяных эмульсий и, как следствие, увеличение количества АСПО. Снижение минерализации попутно добываемой
воды увеличивает агрегативно устойчивость эмульсии, что усиливает процесс формирования отложений.
The effect of the quantitaty and salinity of produced water on the intensity of the
precipitation of the water-oil emulsions is studied. It was found that for Udmurtia
oils characterized by a high content of high molecular weight resin-asphaltene
compounds with the share of the aqueous phase growing up to 80 % the stability
of oil-water emulsions increases and, thus the number of AFS increases as well.
Reduced salinity of produced water increases the aggregate stability of the
emulsion, which enhances the formation of deposits.
Статья
довой.
рекомендована к печати доктором технических наук, профессором Л.А. Мага-
№ 3 (280) 2015
117
ХИМИЧЕСКИЕ НАУКИ
Ключевые слова: осадкообразование, АСПО, пластовая вода, водонефтяная эмульсия, устойчивость эмульсии, метод «холодного стержня».
Keywords: sedimentation, deposits of asphalts, resins, and paraffins, formation
water, water-oil emulsion, emulsion stability, method of «cold core».
Переход большинства нефтяных месторождений России на позднюю стадию разработки и интенсивное применение методов увеличения нефтеотдачи
(МУН) существенно влияют на качество добываемой нефти [1, 2]. Отмечается
ухудшение ее химического состава, обусловленное ростом количества серосодержащих соединений, увеличением доли высокомолекулярных компонентов
в составе нефти, что в свою очередь способствует усилению процесса образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхности нефтепромыслового оборудования [3]. Данные закономерности характерны, практически, для всех месторождений Удмуртии  старейшего нефтедобывающего
региона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [4]. Наряду с названными выше осложнениями, возникающими при добыче и промысловом сборе
нефти, происходит постепенное обводнение добываемой продукции, вызванное прорывом пластовых вод к добывающим скважинам и применением пластового заводнения [5], что в свою очередь, увеличивает вероятность образования водонефтяных эмульсий (ВНЭ), снижает пластовую температуру и минерализацию попутно добываемой воды. Совокупность перечисленных факторов может оказывать значительное влияние на процесс образования АСПО.
Существует мнение, что в условиях повышенного содержания водной фазы
количество образуемых отложений должно уменьшаться, поскольку вода гидрофилизирует поверхность оборудования и препятствует закреплению на ней
гидрофобных кристаллов парафинов [6]. Однако на практике наблюдается обратная зависимость, с ростом обводненности скважины проблема образования
АСПО усугубляется.
Целью данного исследования являлось изучение влияния степени обводненности и минерализации водной фазы на процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтей двух месторождений Удмуртии.
Для моделирования процесса парафиноотложения был использован метод «холодного стержня». Объектами исследования являлись парафинистые
нефти Карсовайского и Чутырского месторождений и искусственные водонефтяные эмульсии (ВНЭ), полученные с использованием данных нефтей, при
варьировании содержания и минерализации водной фазы. Физико-химические
характеристики данных нефтей представлены в табл. 1. При близких значениях показателей плотности, вязкости и фракционного состава нефть Карсовайского месторождения отличается большим содержанием суммы смолистоасфальтеновых веществ, что, вероятно, и определяет более низкие значения
температуры застывания, за счет проявляемого этими компонентами депрессорного эффекта. Данные нефти также различаются и количеством образуемых отложений при условии практически равного содержания твердых
парафиновых углеводородов (ПУ). Этот факт подтверждает, что количественное содержание твердых парафинов в нефти является недостаточным
118
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА
НЕФТЕХИМИЯ
Таблица 1
Физико-химические характеристики нефтей Удмуртии
Месторождение
Показатель
Карсовайское, скв. 83
Чутырское, скв. 984
879,1
878,8
30,6
10,6
21,0
8,2
46,0 C
6,5
15,0
23,0
30,5
41,5
40,0 C
6,5
13,5
23,0
31,0
39,0
Содержание серы, %
1,63
2,45
Т застывания, C
27
3
5,7
17,4
5,7
23,1 (3,05)
0,25
5,5
12,8
3,0
15,8 (4,27)
0,35
3,81
1,66
Плотность при 20 C,
кг/м3
Вязкость кинематическая,
при 20 C
при 50 C
мм2/с
Фракционный состав, % об.
Тн.к
до 100 C
до 150 C
до 200 C
до 250 C
до 300 C
Компонентный состав, %
Парафины
Смолы «силикагелевые»
Асфальтены
С+А (С/А)
П/(С+А)
m АСПО, г/100 г нефти (метод «холодного стержня»)
показателем низкотемпературных свойств нефти, важен их качественный
состав.
Для исследуемых нефтей и полученных из них парафиновых отложений
было определено молекулярно-массовое распределения (ММР) н-алканов с
использованием метода ГЖХ. Известно, что роль н-алканов с разной длиной
алкильной цепи в процессе кристаллизации различна. Высокомолекулярные
н-алканы первыми теряют растворимость при понижении температуры системы и выделяются в отдельную фазу, выступая центрами кристаллизации. Низкомолекулярные н-алканы выступают растворителями для высокомолекулярных углеводородов и замедляют процесс кристаллизации в системе. Среднемолекулярные н-алканы занимают промежуточное положение и могут менять
свою «роль» в зависимости от конкретной ситуации. Для того, чтобы оценить
взаимное соотношение н-алканов с различной длиной алкильной цепи, все
определяемые углеводороды были разбиты на три группы: низкомолекулярные ΣС10-15, среднемолекулярные ΣС16-22 и высокомолекулярные Σ > С22
(табл. 2).
Из приведенных данных видно, что относительное содержание высокомолекулярных н-алканов в составе АСПО численно выше, чем в исходной
№ 3 (280) 2015
119
ХИМИЧЕСКИЕ НАУКИ
Таблица 2
Взаимное молекулярно-массовое распределение н-алканов в нефти и АСПО
Месторождение
Содержание, % отн.
Σ С10-15
Σ С16-22
Σ  С22
Карсовайское
Чутырское
Нефть
АСПО
Нефть
АСПО
39,09
37,27
23,65
37,84
34,65
27,52
49,08
32,56
18,36
39,71
30,18
30,11
нефти. Это доказывает, что именно данная группа углеводородов, в первую
очередь, участвует в образовании отложений на холодной поверхности. Нефть
Карсовайского месторождения отличается более высокой долей высокомолекулярных н-алканов, прежде всего, участвующих в образовании отложений.
В нефти Чутырского месторождения выше доля низкоплавких н-алканов, которые выступают в качестве естественных растворителей для высокомолекулярных углеводородов. Этим и объясняется тот факт, что количество отложений, образуемых их нефти Карсовайского месторождения более чем в два раза
больше, чем количество отложений из нефти Чутырского месторождения.
Для исследования влияния количества и минерализации водной фазы на
интенсивность образования отложений были приготовлены искусственные
ВНЭ с использованием электрической мешалки (1500 об/мин). На начальном
этапе, для исключения влияния минерализации пластовой воды исследования
проводили на эмульсиях, полученных с использованием дистиллированной
воды, содержание которой варьировалось от 20 до 80 % с шагом в 20 %. Интенсивность процесса осадкообразования оценивали методом «холодного
стержня», при градиенте температур стержня и нефти/ВНЭ 25 C. Как видно
из рис. 1, с увеличением доли водной фазы количество образуемых отложений
увеличивается.
Увеличение количества отложений на холодной поверхности, как следует
из рис. 1, связано с интенсивным вовлечением эмульгированной воды в состав
АСПО. В то же время, в присутствии воды возрастает и масса органических
компонентов, вовлекаемых в состав АСПО. Как видно из рис. 1, при начальной
обводненности 20 % отмечается увеличение доли углеводородной части в составе отложений по сравнению с количеством АСПО из безводной нефти. Последующее увеличение количества АСПО вызвано, прежде всего, возрастанием доля водной фазы, вовлекаемой в процесс осадкообразования.
Компонентный состав органической части отложений, образованных из
ВНЭ Карсовайского месторождения (табл. 3), показывает, что увеличение
водной фазы в ВНЭ сопровождается значительным перераспределением смолисто-асфальтеновых веществ, вовлекаемых в процесс образования отложений
по сравнению с исходной нефтью.
Так, содержание асфальтенов в составе органической части АСПО снижается и до обводненности 60 % почти не меняется, а при содержании водной
120
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА
НЕФТЕХИМИЯ
Рис. 1. Количество АСПО и содержание воды в составе АСПО, образованных нефтью Карсовайского (а) и Чутырского (б) месторождений при различной степени обводненности
фазы 80 % вновь возрастает. В то время как содержание смол в составе органической части ВНЭ значительно возрастает при минимальной обводненности
20 % и затем постепенно уменьшается. Содержание н-парафинов в составе
АСПО, выделенных из обводненной нефти, меньше, чем данный показатель
для исходной нефти. Все выделенные АСПО относятся к асфальтеновому типу
отложений. Количество образуемых отложений из водонефтяной эмульсии
напрямую связанно с количеством и характером обеспечивающих процесс
эмульгирования природных стабилизаторов. В составе стабилизаторов, выделенных из ВНЭ Карсовайского месторождения, основная доля приходится на
асфальтены (табл. 4). Причем максимальное их количество наблюдается для
Таблица 3
Компонентный состав АСПО из ВНЭ Карсовайского месторождения
Нефть
АСПО из нефти
20 % ВНЭ ДВ
40 % ВНЭ ДВ
60 % ВНЭ ДВ
80 % ВНЭ ДВ
№ 3 (280) 2015
Асфальтены
Смолы
Парафины
Масла  ПУ
Тип АСПО
5,7
7,3
4,8
4,9
4,1
7,8
17,4
14,2
32,8
11,2
10,9
7,3
5,5
5,9
4,7
2,3
3,2
5,0
76,8
78,5
62,4
83,8
85,0
85,0

Асфальтеновый
Объект
121
ХИМИЧЕСКИЕ НАУКИ
Таблица 4
Состав стабилизаторов из ВНЭ нефти Карсовайского месторождения
Компонент
Нефть
20 % ВНЭ
40 % ВНЭ
60 % ВНЭ
80 % ВНЭ
Асфальтены, %
Смолы, %
Масла  ПУ, %
5,7
97,1
93,8
81,4
77,1
17,4
2,4
3,2
5,2
11,0
76,8
0,5
3,1
13,5
11,9
20%-ной ВНЭ. Затем, с повышением доли водной фазы, количество асфальтенов снижается при одновременном увеличении доли смол и масляной фракции. Следовательно, для данной нефти при формирования 20%-ной эмульсии
достаточно только высокомолекулярных асфальтенов, последующее увеличение воды вовлекает в процесс эмульгирования и другие природные ПАВ.
Изучение группового химического состава органической фазы, образующей межфазный слой позволяет установить тип стабилизатора эмульсии,
определить поверхностно-активные вещества, образующие прочную оболочку
вокруг глобул воды, диспергированной в нефти. В данном случае, независимо
от содержания водной фазы в образовании эмульсии участвует асфальтеносмолистый тип стабилизаторов. Содержание парафинов в межфазном слое водонефтяной эмульсии значительно меньше суммарного содержания асфальтенов и смол.
Для повышения степени извлечения нефти из пласта и достижения необходимых темпов разработки в нефтепромысловой практике широко применяют методы поддержания пластового давления за счет нагнетания в залежь воды. В настоящее время на месторождениях Удмуртии для заводнения используются как пресные воды открытых поверхностных водоемов, так и пластовые
воды, добываемые попутно с нефтью из обводненных скважин. Для продолжительно разрабатываемых месторождений отмечается тенденция снижения
минерализации пластовой воды при условии пресного заводнения.
Для исследования влияния минерализации водной фазы на количество
образуемых отложений использовалась пластовая вода (ПВ) Карсовайского
месторождения хлор-кальциевого типа с минерализацией 250 г/л. Снижение
содержания минеральных солей достигалось разбавлением ПВ дистиллированной водой (ДВ).
На рис. 2 приведено сравнение количества образуемых отложений на холодной поверхности из водонефтяной эмульсии при варьировании минерализации водной фазы. Как видно из приведенного рисунка, отмечается схожая
тенденция для исследуемых нефтей: при снижении содержания минеральных
солей в воде количество образуемых отложений возрастает. Причем для нефти
Карсовайского месторождения при прочих равных условиях, количество образующихся АСПО больше, чем для нефти Чутырского месторождения. Полученные значения можно объяснить различной устойчивостью водонефтяных эмульсий. На рис. 3 представлена агрегативная устойчивость водонефтя122
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА
НЕФТЕХИМИЯ
Рис. 2. Количество образуемых отложений на холодной поверхности из водонефтяной
эмульсии при варьировании минерализации водной фазы для Карсовайского (а) и Чутырского (б) месторождений
ных эмульсий в зависимости от содержания и минерализации водной фазы.
Для водонефтяной эмульсии, образованной дистиллированной водой, отмечается 100%-ная устойчивость для обеих нефтей. Устойчивость к расслоению
Рис. 3. Агрегативная устойчивость ВНЭ образованных нефтью Карсовайского (а) и Чутырского (б) месторождений в зависимости от минерализации водной фазы:
1  0 г/л (ДВ); 2  50 г/л; 3  150 г/л; 4  250 г/л
№ 3 (280) 2015
123
ХИМИЧЕСКИЕ НАУКИ
значительно падает при обводненности выше 60 % и увеличении минерализации водной фазы ВНЭ.
Следует отметить, что для нефти Карсовайского месторождения все ВНЭэмульсии характеризуются более высокими значениями агрегативной устойчивости по сравнению с ВНЭ, образованными нефтью Чутырского месторождения. Наименьшими значениями устойчивости характеризуется 80 % ВНЭ на
пластовой воде с минерализацией 20 г/л.
С одной стороны, полученные значения устойчивости водонефтяных
эмульсий можно объяснить разностью плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды. Чем больше разница плотностей межу нефтью и водной фазой,
тем легче происходит процесс разделения. В зависимости от разности плотностей воды и нефти эмульсии подразделяются на трудно расслаиваемые (Ар 
 0,2000,250 г/см3), расслаиваемые (Ар  0,2500,300 г/см3) и легко расслаиваемые (Ар  0,3000,350 г/см3) [7]. Так, при минерализации 250 г/л разница
плотностей нефтяной и водной фаз составляет 0,28, то есть это расслаиваемая
эмульсия; при минерализации 150 г/л и менее разница плотностей  0,22 и ниже – это уже трудно расслаиваемые эмульсии.
Полученные данные по разнице плотностей между нефтью и водой с разной степенью минерализации свидетельствуют о том, что изменение содержания солей в составе пластовой воды оказывает существенное влияние на
устойчивость образуемой эмульсии. Поскольку основу процесса разделения
воды от нефти составляют гравитационные силы, следовательно, снижение
плотности воды за счет снижения ее минерализации уменьшает силу тяжести.
В случае снижения минерализации попутно добываемой воды до 150 г/л для
большинства нефтей еще возможно формирование расслаиваемых эмульсий.
Дальнейшее опреснение воды будет способствовать образованию высоко
устойчивых эмульсий, поскольку получаемые значения разности плотностей
лежат ниже заданного уровня для трудно расслаиваемых эмульсий.
Считается, что с увеличением содержания воды может происходить обращение фаз с образованием эмульсии прямого типа, и тогда водная фаза будет смачивать поверхность, на которой образуются отложения, оттесняя нефть
внутрь потока. При этом контакт поверхности оборудования с нефтью практически исключается и кристаллизация ПУ происходит в объеме нефти, вследствие чего такие системы, как правило, не осложнены образованием АСПО.
Поскольку в данном случае обращения фаз не наблюдается, то механизм формирования отложений в эмульсиях остается прежним, т.е. заключается в возникновении и росте кристаллов ПУ на контактирующей с нефтью поверхностью. Присутствие в эмульгированной воде минеральных солей может оказывать влияние на перераспределение парафиновых углеводородов, вовлекаемых
в процесс образования стабилизационных слоев ВНЭ. Изучение молекулярномассового распределения н-алканов в составе стабилизаторов эмульсий, выделенных из АСПО, образованных из ВНЭ на минерализованной воде, показало
уменьшение количества высокомолекулярных н-алканов, участвующих в образовании стабилизационных слоев ВНЭ при формировании отложений на холодной поверхности. Причем, для обеих нефтей в составе стабилизационных
124
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА
НЕФТЕХИМИЯ
слоев водонефтяной эмульсии, полученной при использовании воды с минерализацией 50 г/л, отмечается максимальное значение данной группы парафинов. Для нефти Карсовайского месторождения с ростом минерализации количество среднемолекулярных парафиновых углеводородов практически не изменяется, в то время как низкоплавкие углеводороды являются основными
парафиновыми углеводородами, участвующими в формировании стабилизационных слоев эмульсий, образующих отложения на холодной поверхности.
Для нефти Чутырского месторождения отмечается обратная зависимость, при
снижении доли низкомолекулярных парафинов содержание среднемолекулярных н-алканов значительно увеличивается.
Таким образом, содержание и минерализация водной фазы, участвующей
в образовании отложений из водонефтяной эмульсии, оказывает существенное
влияние на количество и состав отложений. Увеличение количества АСПО из
ВНЭ по мере снижения минерализации водной фазы обусловлено характером
и устойчивостью формируемой эмульсии, разностью плотностей фаз и изменением состава стабилизационных слоев, в частности, характера парафиновых
углеводородов, участвующих в процессе образования отложений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гаврилов В.П., Грунис Е.Б. Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания//Геология нефти и газа. – 2012.  № 5.  С. 3038.
2. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химичсекими методами/Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин, Т.И. Зайнетдинов, М.З. Тазиев, Р.С. Нурмухаметов. – М.:
ВНИИОЭНГ, 2001. – 184 с.
3. Тарасов Е.А., Никандров Ю.Н., Никифорова Г.Э. Изменение физико-химических
свойств нефтей в процессе разработки Ромашкинского месторождения//Нефтяное хозяйство,
1999.  № 7.  С. 2527.
4. Савельев В.А. Нефтегазоносность и перспективы освоения ресурсов нефти Удмуртской
Республики. – Москва, Ижевск. – 2003. – 288 с.
5. Хисматулин А.Р., Детков В.П. К вопросу об обводненности скважин//Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 1. – С. 47–53.
6. Сейткасымов Б.С., Баталин О.Ю., Лесин В.И. Лабораторные исследования влияния магнитного поля на процесс отложения асфальтосмолопарафинов из нефти//Нефтепромысловое
дело, 2005. – № 7. – С. 32–34.
7. Персиянцев М.Н., Гришагин А.В., Андреев В.В., Рябин А.Н. О влиянии свойств нефтей
на качество сбрасываемой воды при предварительном обезвоживании продукции скважин//
Нефтяное хозяйство, 1999. – № 3. – С. 47–49.
REFERENCES
1. Gavrilov V.P., Grunis E.B. Sostojanie resursnoj bazy neftedobychi v Rossii i perspektivy ee
narashhivanii. Geologija nefti i gaza, 2012, no. 5, р. 3038.
2. Problemy izvlechenija ostatochnoj nefti fiziko-himichsekimi metodami. N.I. Hisamutdinov,
Sh.F. Tahautdinov, A.G. Telin, T.I. Zajnetdinov, M.Z. Taziev, R.S. Nurmuhametov. M.: VNIIOJeNG,
2001, 184 p.
3. Tarasov E.A., Nikandrov Ju.N., Nikiforova G.Je. Izmenenie fiziko-himicheskih svojstv neftej v processe razrabotki Romashkinskogo mestorozhdenija. Neftjanoe hozjajstvo, 1999, no. 7,
p. 2527.
№ 3 (280) 2015
125
ХИМИЧЕСКИЕ НАУКИ
4. Savel’ev V.A. Neftegazonosnost’ i perspektivy osvoenija resursov nefti Udmurtskoj Respubliki. Moskva, Izhevsk, 2003, 288 p.
5. Hismatulin A.R., Detkov V.P. K voprosu ob obvodnennosti skvazhin. Neftepromyslovoe delo, 2005, no. 1, p. 4753.
6. Sejtkasymov B.S., Batalin O.Ju., Lesin V.I. Laboratornye issledovanija vlijanija magnitnogo
polja na process otlozhenija asfal’tosmoloparafinov iz nefti. Neftepromyslovoe delo, 2005, no. 7,
p. 3234.
7. Persijanzev M.N., Grishagin A.V., Andreev V.V., Rjabin A.N. O vlijanii svojstv neftej na
kachestvo sbrasyvaemoj vody pri predvaritel’nom obezvozhivanii produkcii skvazhin. Neftjanoe hozjajstvo, 1999, no. 3, p. 4749.
Вероника Константиновна МИЛЛЕР окончила магистратуру РГУ нефти и газа
имени И.М. Губкина в 2010 г. Аспирантка кафедры органической химии и химии нефти
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (заочная форма обучения). Инженер 1-й категории Группы коррозионного мониторинга ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр».
Veronika K. MILLER graduated from Gubkin Russian State University of Oil and Gas in
2010. She is post-graduate student of the Department of Organic Chemistry and Chemistry of
Oil at Gubkin Russian State University of Oil and Gas. She works as engineer of the Corrosion monitoring group at ZAO «Izhevsk Oil Research Center».
E-mail: VKMiller@udmurtneft.ru
Людмила Вячеславовна ИВАНОВА окончила в 1983 г. Московский институт
нефтехимической и газовой промышленности имени И.М. Губкина, доцент кафедры
органической химии и химии нефти РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Автор более
80 научных работ в области химии нефти.
Lydmila V. IVANOVA graduated from Gubkin Moscow Institute of Petrochemical and
Gas Industry in 1983. She is assistant professor of the Department of Organic Chemistry and
Chemistry of Oil at Gubkin Russian State University of Oil and Gas. She is author of 80 publications in the field chemistry of oil.
E-mail: ivanova.l@gubkin.ru
Юлия Александровна ПУГАЧЕВА студентка кафедры органической химии и химии нефти РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
Julia A. PUGACHEVA is student of the Department of Organic Chemistry and Chemistry of Oil at Gubkin Russian State University of Oil and Gas.
E-mail: musyaka91@bk.ru
Владимир Николаевич КОШЕЛЕВ родился в 1953 г., окончил в 1975 г. Московский институт нефтехимической и газовой промышленности имени И.М. Губкина, первый проректор по учебной работе, заведующий кафедрой органической химии и химии
нефти РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Автор более 280 научных работ в области
органической химии и химии нефти.
Vladimir N. KOSHELEV was born in 1953. He graduated from Gubkin Moscow Institute
of Petrochemical and Gas Industry in 1975. He is First Vice Rector for Academic Work, Head
of the Department of Organic Chemistry and Chemistry of Oil at Gubkin Russian State University of Oil and Gas. He is the author of over 280 publications in the field of organic chemistry and chemistry of oil.
E-mail: koshelev.v@gubkin.ru
126
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА