Оценка эффективности реализованной системы разработки на объектах с нефтяной оторочкой нефтегазоконденсатного месторождения

Evaluation of the efficiency of the implemented development system at the facilities with oil rim of the oil and gas condensate field

S.V. AREFYEV1,I.S. SOKOLOV2,S.A. FUFAEV2,D.A. ROZBAEV21 LLC «LUKOIL-Western Siberia»Kogalym, Tyumen region, Khanty-Mansi Autonomous Okrug – Yugra, 628484, Russian Federation2 Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in TyumenTyumen, 625000, Russian Federation

В статье рассмотрен подход к проектированию нефтесодержащих объектов одного из месторождений Большехетской впадины, выполнена оценка эффективности реализованной системы разработки и продемонстрированы методы мониторинга разработки нефтяных оторочек. При обосновании уникальной системы разработки был проведен ряд расчетов на актуальной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ), по результату которых были определены оптимальные длины ГС, значения проектных депрессий и проводки скважин в толщи коллектора относительно уровней водо- и газонефтяных контактов. В работе приведена информация о текущем состоянии объектов и оценка процессов конусообразования, что позволяет предупредить риски прорывов газа газовой шапки и подошвенной воды. Кроме этого, согласно геологическому строению, исторических промысловых данных и рабочей депрессии, составлена классификация нефтесодержащих объектов по фазовому составу добываемых флюидов, это дает возможность провести оценку добычи углеводородов и технико-экономическое обоснование на объектах-аналогах. В рамках анализа эффективности выработки запасов реализованной системой разработки выполнен расчет доли дренирования эффективного порового объема. На текущей стадии разработки месторождения отмечается в целом равномерная выработка, по ряду объектов прослеживается опережающая динамика выработки запасов, что, вероятно, обусловлено их малым размером и близостью добывающих скважин к контуру ВНК, вследствие чего в работу включается энергетика законтурной области. Для понимания эффективности реализованной системы разработки выполнено сопоставление фактических уровней добычи нефти относительно двух вариантов разработки, утвержденных в проектных документах ранее. Согласно проведенному анализу, отмечается, что текущая реализованная система разработки, представленная горизонтальными и многозабойными скважинами, является эффективной.

The article considers an approach to the design of oil-bearing objects of one of the fields of the Bolshekhetskaya depression, evaluates the effectiveness of the implemented development system, and demonstrates a method for monitoring the development of oil rims. During the substantiation of unique development system was carried out a number of calculations on the actual geological and hydrodynamic model (GGDM), the results of which were determined by the optimum length of the GW, the values of design depressions and wiring wells in the reservoir column, with respect to levels of water and oil-gas contacts. Also in the work there is information about the current state of objects and evaluation of processes of cone forming, which allows to prevent the risks of gas cap and bottom water breakthroughs. In addition, according to the geological structure, historical field data and operating depression, a classification of oil-bearing objects by the phase composition of produced fluids is made, which allows evaluating the hydrocarbon production and feasibility study on the object-analogues. As part of the analysis of the reserves recovery efficiency of the implemented development system, the calculation of the drainage share of the effective pore volume has been carried out. At the current stage of the field development there is a generally uniform depletion, for a number of objects there is an outstripping dynamics of reserves development, which is probably due to their small size and proximity of production wells to the contour of the water-oil contact, as a result of which the energy of the boundary area is included in the work. To understand the effectiveness of the implemented development system, a comparison of the actual levels of oil production, with respect to the two development options approved in the design documents earlier. According to the analysis, the current implemented development system, represented by horizontal and multihole wells, is effective.

Введение
В объектах с нефтяными оторочками нефтегазоконденсатных месторождений сосредоточены значительные запасы нефти. Однако, вследствие возникновения больших рисков при освоении таких объектов нефтегазовые компании откладывают реализацию данных проектов.
Основные риски при разработке объектов с нефтяными оторочками – небольшая толщина пласта (от 2–3 до 15 м) и динамическая связь нефти с газовой шапкой и/или подстилающей водой. Актуальной становится задача, обусловленная прорывом газа газовой шапки и/или подстилающей воды, чреватой выбытием фонда скважин, недостижения запланированного коэффициента извлечения нефти (КИН) и чистого дисконтированного дохода [1–8].
Нефтегазоконденсатное месторождение Большехетской впадины является одним из приоритетных проектов ПАО «ЛУКОЙЛ», в настоящее время продолжается его активное доизучение. Месторождение представлено объектами с нефтяными оторочками и характеризуется сложным геологическим строением: чередованием в разрезе газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефтяных залежей. В разработке находятся шесть эксплуатационных объектов.

Нефтегазоконденсатное месторождение Большехетской впадины является одним из приоритетных проектов ПАО «ЛУКОЙЛ», в настоящее время продолжается его активное доизучение. Месторождение представлено объектами с нефтяными оторочками и характеризуется сложным геологическим строением: чередованием в разрезе газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефтяных залежей. В разработке находятся шесть эксплуатационных объектов.

Выбор системы разработки объектов с нефтяной оторочкой
Вследствие сложного строения объектов с нефтяной оторочкой эксплуатация фонда осложнена образованиями конусов газа газовой шапки и подстилающей воды, поэтому на стадии проектирования разработки было рассмотрено их освоение с применением:
– наклонно-направленных скважин (ННС);
– горизонтальных скважин (ГС);
– горизонтальных и многозабойных скважин (ГС+МЗС).
После проведения расчетов и оценок, в том числе на основе актуальной геолого-гидродинамической модели месторождения, была сформирована уникальная система разработки, сочетающая применение ГС и МЗС, размещенных по обращенной семиточечной системе [1].
При обосновании предлагаемой системы разработки методами гидродинамического моделирования были определены оптимальные длины горизонтальных стволов и ответвлений, обоснованы проектные депрессии, позволяющие увеличить период добычи нефти без прорывов воды и газа из газовой шапки, а также проводки горизонтальных участков относительно водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов.
При анализе оптимальных проводок ГС+МЗС были рассмотрены варианты их проводки:
– вблизи ГНК;
– между ГНК и ВНК (оптимальная вариативность размещения);
– вблизи ВНК.
При проектной депрессии 4 МПа в варианте с проводкой скважин вблизи контура ГНК наблюдался прорыв газа газовой шапки с первых лет эксплуатации и значительный рост обводненности. При проводке скважины вблизи ВНК отмечалась высокая обводненность (начальная – около 50 %) в отличие от варианта проводки в нефтяной части между ГНК и ВНК (начальная обводненность – примерно 20 %). Таким образом, в варианте с проводкой в нефтяной части коллектора между контурами ГНК и ВНК газовая шапка способствует равномерному вытеснению нефти, и газ постепенно прорывается через 5 лет работы скважины.
Для каждого варианта проводки скважин также была проведена оценка динамики добычи углеводородов при проектных депрессиях, равных 2, 4, 6 МПа. Анализ изменения рабочих депрессий позволяет прогнозировать сроки прорыва газа из газовой шапки и уточнить границу между одновременной добычей газа и нефти и преимущественным отбором нефти. По результату анализа работы скважин на различных режимах в варианте с депрессией 2 МПа наблюдается незначительная добыча газа из газовой шапки после 5 лет эксплуатации и небольшой рост обводненности. При этом дебиты нефти и ее накопленная добыча были соответственно в 2 и 2,5 раза ниже, чем в варианте с депрессией 6 МПа. При работе скважин с депрессией 6 МПа в вариантах отмечались прорыв газа с первых лет эксплуатации и значительный рост обводненности. При депрессии 4 МПа происходила равномерная выработка запасов нефти, а добыча газа газовой шапки – через 5 лет эксплуатации скважин. Динамика технологических показателей работы скважины представлена на рис. 1.
Согласно гидродинамическим расчетам оптимальным вариантом разработки нефтесодержащих объектов с газом газовой шапки и подстилающей водой является бурение скважин по траектории ниже центральной части залежи с проектной депрессией 4 МПа.
После обоснования системы разработки необходимо оценить эффективность реализованной системы разработки. Для этого в работе приведены применяемые методы мониторинга и анализа эффективности системы разработки объектов с нефтяной оторочкой и газовой шапкой данного месторождения, основанные на фактических данных.

Характеристика текущего состояния разработки и проблема прорывного газа
Эксплуатационный фонд на рассматриваемых объектах составляет 44 скважины, из них 32 – добывающие (две скважины находятся в пьезометрическом фонде) и 12 – нагнетательные. В контактных зонах нефтяного пласта с газом газовой шапки эксплуатируются 22 скважины (50 %). Согласно историческим промысловым данным, на объектах с нефтяной оторочкой в первые месяцы работы скважин происходило снижение дебита нефти, в том числе, обусловленное повышением количества добываемого газа газовой шапки. Так, уменьшение дебита жидких углеводородов за первые 6 месяцев составило 34% и сохранялось на этом уровне. Объем газа за первые 6 месяцев увеличился на 14 %, к концу года – до 22 %.
Так как над нефтяным слоем находится газовая шапка, которая динамически связана с нефтью, при интенсивной разработке нефтяной оторочки быстро происходит прорыв газа. В связи с этим важно поддерживать депрессию на таком уровне, чтобы текущий дебит скважины был ниже критического. Под критическим дебитом понимается максимальный дебит скважины, до которого соблюдается условие равенства гидродинамического и гравитационного градиентов потенциала на фронте вытеснения. Для контроля преимущественной добычи воды и газа газовой шапки скважины вводятся в эксплуатацию на докритическом режиме. Оценка всего фонда добывающих скважин показала, что с превышением критического дебита эксплуатируется только одна скважина, остальные – на докритических режимах. Таким образом, при работе скважин риск подтягивания конусов воды и газа контролируется.
Для анализа изменения дебита нефти и газа за определенный период используется ABC-диаграмма. Для ее построения необходимы исторические промысловые данные о дебитах нефти, жидкости и газа на даты, относительно которых проводится оценка изменения дебитов.
На диаграмме в координатах нефть-вода по оси абсцисс откладываются отношение дебита чистой воды к ее дебиту на начальный период анализа. По оси ординат откладывается аналогичное отношение, рассчитанное по дебиту нефти. Таким образом, величины, расположенные по осям, являются безразмерными. Если полученное значение меньше единицы, то имеются потери, если больше – происходит рост параметра за рассматриваемый период.

Для контроля преимущественной добычи воды и газа газовой шапки скважины вводятся в эксплуатацию на докритическом режиме. Оценка всего фонда добывающих скважин показала, что с превышением критического дебита эксплуатируется только одна скважина, остальные – на докритических режимах. Таким образом, при работе скважин риск подтягивания конусов воды и газа контролируется.

На рис. 2 приведены ABC-диаграммы (потери по нефти и газу), согласно которых можно оценить процесс выработки запасов по объектам разработки.
Из рис. 2 следует, что по объектам №№ 1, 4 и 5 за последний год изменение дебитов нефти находится в допустимом диапазоне (около 20 %). По объекту № 2 отмечается существенное снижение дебита нефти при незначительном увеличении дебита воды, что связано с ограничением скважин, эксплуатируемых в фонтанном режиме, устьевыми штуцерами. Потери дебита нефти по объекту № 3 обусловлены проводкой одной из двух разбуренных на данный момент скважин вблизи ВНК. По объекту № 6 при снижении дебита нефти дебит воды возрастает вследствие подтягивания конуса воды.
При этом по объекту № 1 наблюдается повышение дебитов газа примерно в 1,5 раза, что обусловлено изменением пластового давления и необходимостью своевременного формирования системы поддержания пластового давления (ППД). По объекту № 6 увеличение дебитов газа связано с прорывом газа из газовой шапки в единственной эксплуатируемой скважине. На уменьшение дебита нефти из объектов №№ 3, 2, 6 повлияло искусственное ограничение притоков в скважинах для снижения объемов прорывного газа газовой шапки.
Рост добычи газа из объектов с нефтяной оторочкой и газовой шапкой – процесс естественный. Увеличение дебита газа за последний год можно оценить как умеренное. В настоящее время одной из главных задач мониторинга разработки является сохранение дебитов нефти.
Таким образом, одним из основных рисков потерь дебита нефти является прорыв газа из газовой шапки. В результате анализа всех добывающих скважин в контактных зонах по критерию прорыва газа были выделены три группы:
– прорыв газа из газовой шапки сразу после освоения;
– прорыв газа из газовой шапки в первый год эксплуатации скважины;
– отсутствие прорыва газа.

Рост добычи газа из объектов с нефтяной оторочкой и газовой шапкой– процесс естественный. Увеличение дебита газа за последний год можно оценить как умеренное. В настоящее время одной из главных задач мониторинга разработки является сохранение дебитов нефти.
Таким образом, одним из основных рисков потерь дебита нефти является прорыв газа из газовой шапки.

Пороговым значением идентификации прорыва газа из газовой шапки является превышение утвержденного газового фактора, учитывая, что давление насыщения равно начальному пластовому давлению. По критериям прорыва газа в основной доле скважин (86 %), пробуренных в контактных с газом зонах, отмечался прорыв газа газовой шапки сразу после освоения или в первый год их эксплуатации. Средняя депрессия по этим скважинам в среднем составила 3,6 МПа, что близко проектной, равной 4 МПа. Без прорыва газа эксплуатировались три скважины (14 % общего числа скважин).

Фазовый состав добываемых флюидов
На основе мирового и отечественного опыта разработки месторождений с нефтяной оторочкой [2–4] по фазовому составу добываемых флюидов предлагается концепция очередности добычи газа из газовой шапки и нефтяной оторочки. Системы разработки классифицируются следующим образом:
– опережающая разработка газовой шапки;
– опережающая разработка нефтяной оторочки;
– одновременная разработка нефтяной оторочки и газовой шапки.
Данная классификация базируется на геологическом строении залежей – толщинах нефтяной оторочки и газовой шапки. Отношение толщины газовой шапки к толщине нефтяной оторочки определяет границу добычи только газа, а толщина нефтяной оторочки – границу перехода к преимущественному отбору нефти. Этот параметр называется «М-Фактор». Согласно данной концепции, при разработке нефтяных оторочек будет извлекаться преимущественно газ за исключением объекта № 5, где толщина нефтяной оторочки существенна. В данной статье предпринята попытка адаптировать существующую классификацию к условиям объектов рассматриваемого месторождения.
Поскольку выработку запасов объектов с нефтяными оторочками дополнительно осложняет граничное значение давления насыщения, находящееся на уровне начального пластового, особое внимание уделяется динамике текущих показателей эксплуатации скважин и характеристикам вытеснения. На рис. 3 представлены характеристики вытеснения, нормированные по максимальным значениям добычи жидких углеводородов и газа (суммы нефтяного газа и газа газовой шапки) для каждого из анализируемых объектов.
Исходя из рис. 3, можно сделать вывод об удовлетворительной выработке запасов. При этом в основном увеличение добычи газа с начального периода наблюдается по объектам № 1 и № 4, по объекту № 6 – через 9 месяцев с начала эксплуатации, по остальным объектам выработка запасов равномерная. Отмечаются диаметрально противоположные характеристики вытеснения для объектов № 4 и № 6. Основная причина связана с толщиной нефтяной оторочки, повлиявшей на процесс конусообразования газа при одинаковых депрессиях. Кроме того, вид характеристик вытеснения обусловлен временем эксплуатации и числом скважин. Чем больше эти показатели, тем более статистически значимыми являются полученные результаты. Для объекта № 1 время работы скважин составляет более 4 лет, для объектов №№ 2–5 – от 2 до 4 лет, для объекта № 6 – менее 2 лет.

Поскольку выработку запасов объектов с нефтяными оторочками дополнительно осложняет граничное значение давления насыщения, находящееся на уровне начального пластового, особое внимание уделяется динамике текущих показателей эксплуатации скважин и характеристикам вытеснения.

На основе анализа фазового состава добываемых флюидов, в зависимости от геологического строения залежей по параметру прорыва газа газовой шапки, накопленной добыче нефти и газа, характеристикам вытеснения и рабочим депрессиям объекты №№ 1–6 разделили на три категории: 1) добыча газа; 2) одновременная добыча газа и нефти; 3) преимущественная добыча нефти, затем газа. Классификация объектов с нефтяной оторочкой по характеру добычи флюидов приведена на рис. 4.
Все рассматриваемые объекты размещены в двух группах: одновременная добыча газа и нефти (объекты №№ 1–4); преимущественная добыча нефти, затем газа (объекты №№ 5, 6). Следует отметить, что в настоящее время объекты находятся на стадии формирования системы разработки, на объекте № 6 – минимальный период наблюдения, поэтому по мере накопления данных пограничные значения отнесения объектов к той или иной классификации будут уточняться.

Выработка запасов
При анализе эффективности выработки запасов реализованной системой разработки рассчитана доля дренирования эффективного порового объема (рис. 5). Под этим параметром подразумевается отношение чистой (производительной) закачки [5, 6], представляющей собой разность накопленных закачки жидкости и добычи чистой воды к подвижному поровому объему, который рассчитывается по формуле
Vподв = [Vпор](1 – Swc – Sor),
где Vпор – объем пор; Swc, Sor – подвижность соответственно воды и нефти по данным относительных фазовых проницаемостей.
Для текущей стадии разработки месторождения можно отметить равномерную выработку запасов по объекту № 1 и эффективность реализуемой системы ППД по объектам №№ 2, 4 и 5. При этом видна опережающая динамика выработки запасов по объектам №№ 2 и 5, что, вероятно, обусловлено их малым размером и близостью добывающих скважин к контуру ВНК, вследствие чего в работу включается энергетика законтурной области.

Оценка эффективности реализуемой системы ГС и МЗС
Для оценки эффективности реализуемой системы разработки сопоставлены фактические значения добычи нефти с добычей по двум вариантам, утвержденным в ПТД 2011 и 2017 гг. Рассматривались следующие варианты:
1 – бурение скважин с горизонтальными стволами;
2 – бурение горизонтальных и многозабойных скважин;
3 – реализованная система разработки.
Значения добычи нефти и действующего фонда приведено на рис. 6.
С первого года отмечается положительная динамика добычи нефти относительно прогнозных вариантов с различным заканчиванием скважин. Сравнение вариантов разработки показывает, что при меньшем количестве введенных в эксплуатацию скважин и одинаковой депрессии получена большая добыча нефти. Относительная разница суммарной добычи нефти составляет: между текущей системой разработки и вариантом № 1 +31,7 %; между текущей системой разработки и вариантом № 2 +22,3 %. Удельная эффективность скважин при текущей системе разработки выше, чем в варианте № 1 на 84,6%, чем в варианте № 2 на 53,9 %. Полученные данные свидетельствуют об эффективности реализованной системы разработки.

С первого года отмечается положительная динамика добычи нефти относительно прогнозных вариантов с различным заканчиванием скважин. Сравнение вариантов разработки показывает, что при меньшем количестве введенных в эксплуатацию скважин и одинаковой депрессии получена большая добыча нефти.

Выводы
1. При реализации системы разработки дебит нефти скважин в первый год эксплуатации снижается на 34 % за 6 месяцев, далее отборы сохраняются на достигнутом уровне. Добыча прорывного газа из газовой шапки за первые 6 месяцев составила 14 %, а к концу 12 месяцев увеличилась до 22 %.

При реализации системы разработки дебит нефти скважин в первый год эксплуатации снижается на 34 % за 6 месяцев, далее отборы сохраняются на достигнутом уровне. Добыча прорывного газа из газовой шапки за первые 6 месяцев составила 14 %, а к концу 12 месяцев увеличилась до 22 %.

2. Для предупреждения образования конусов газа газовой шапки и воды соблюдается требование по ограничению депрессии и проводки скважин относительно уровней ВНК и ГНК, обоснованной на геолого-гидродинамической модели.
3. При анализе фазового состава добываемых флюидов и геологического строения разрабатываемых объектов была адаптирована и предложена классификация объектов с нефтяной оторочкой месторождения по характеру добычи флюидов.
4. Основным показателем с точки зрения денежных потоков является дополнительная добыча нефти от реализации системы разработки и проведения мероприятий по ее контролю. Относительно первого варианта разработки залежей только скважинами с горизонтальными стволами дополнительная добыча нефти возросла на 31,7 %. Следовательно, реализованная система разработки является эффективной.

Основным показателем с точки зрения денежных потоков является дополнительная добыча нефти от реализации системы разработки и проведения мероприятий по ее контролю. Относительно первого варианта разработки залежей только скважинами с горизонтальными стволами дополнительная добыча нефти возросла на 31,7 %. Следовательно, реализованная система разработки является эффективной.

Литература

1. Солянов С.А. Пат. РФ № 2635926, Е 21В43/20, Е21В43/30. Способ разработки нефтяной залежи / С.А. Солянов, А.В. Зайцев, М.Г. Мавлетдинов; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – № 2016117788; заявл. 04.05.2016; опубл. 17.11.2017.
2. Olamigoke O. First-Pass Screening of Reservoirs with Large Gas Caps for Oil Rim Development / O. Olamigoke, A. Peacock // Nigeria Annual International Conference and Exhibition – OnePetro, – 2009.
3. Ибрагимов И.И. Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газоконденсатных залежей: автореф. дис. ...канд. техн. наук: 25.00.17 / И.И. Ибрагимов. – Москва: Российский государственный университет нефти и газа
им. И.М. Губкина, – 2009. – 24 с.
4. Brandjes M. Annual Report Pursuant to Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 / M. Brandjes. – United States, Washington: Shell, – 2005. – 228 P.
5. Методологический подход к количественной оценке производительной закачки воды / Розбаев Д.А. [и др.] //
Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 9 (609), – С. 23–29.
6. Применение методологических подходов к количественной оценке производительной закачки воды для увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений / С.Ф. Мулявин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 10 (622). – С. 75–81.
7. Шахвердиев А.Х., Арефьев С.В., Давыдов А.В. Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых //
Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 4.
8. Шахвердиев А.Х, Шестопалов Ю.В., Мандрик И.Э., Арефьев С.В. Альтернативная концепция мониторинга и оптимизации заводнения нефтяных пластов в условиях неустойчивостифронтавытеснения// Нефтяное Хозяйство. – 2019.
– № 12. – С. 118–123.

References

1. Patent RU2635926C2, Oil deposit development method, Inventors: Zaytsev A.V., Mavletdinov M.G., Solyanov S.A.
2. Olamigoke O., Peacock A., First-pass screening of reservoirs with large gas caps for oil rim development, SPE-128603-MS, 2009, DOI:10.2118/128603-MS.
3. Ibragimov I.I., Obosnovanie ratsional'nykh tekhnologicheskikh parametrov razrabotki gorizontal'nymi skvazhinami neftyanykh otorochek gazokondensatnykh
zalezhey (Justification of rational technological parameters for the development of oil rims of gas condensate deposits by horizontal wells): thesis of candidate oftechnical science, – Moscow, 2009.
4. Brandjes M., Annual report pursuant to section 13 or 15(d) of the securities exchange act of 1934, Washington: Shell, – 2005, – 228 p.
5. Rozbaev D.A. Methodological approach to the quantitative estimation of the efficient water injection. Neftepromyslovoe delo, – 2019, – no. 10 (622), – pp. 23–29.
6. Mulyavin S.F. et al., Application of methodological approaches to the quantitative estimation of the efficient water injection to enhance oil recovery of developed fields (In Russ.), Neftepromyslovoe delo, – 2020, – no. 10 (622), – pp. 75–81. DOI: 10.30713/0207-2351-2020-10(622)-75-81.
7. Shakhverdiev A.H., Arefyev S.V., Davydov A.V. Problems of transformation of hydrocarbon reserves into an unprofitable technogenic category of hard-to-recover // Oil Industry.– 2022.– № 4.
8.Shakhverdiev A.X, Shestopalov Yu.V., Mandrik I.E., Arefyev S.V. Alternative concept of monitoring and optimization of flooding of oil reservoirs in conditions of instability of the displacement front// Oil Industry. – 2019. – № 12. – pp. 118–123.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Арефьев С.В.

    Арефьев С.В.

    заместитель генерального директора по разработке месторождений, главный геолог

    ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» г. Когалым, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, 628484, РФ

    Соколов И.С.

    Соколов И.С.

    заместитель директора филиала по научной работе в области разработки месторождений

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ

    Фуфаев С.А.

    Фуфаев С.А.

    начальник управления проектирования и мониторинга разработки месторождений

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ

    Розбаев Д.А.

    Розбаев Д.А.

    начальник отдела проектирования и мониторинга разработки месторождений

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ

    Просмотров статьи: 490

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru