CC BY
26
ДОБЫЧА
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-61-65
УДК 622.276 I Научная статья
Аналитический поиск скважин-кандидатов для проведения ремонтно-изоляционных работ на примере месторождений Западной Сибири
Ялашев И.И., Ганиев Ш.Р., Жданов Л.М., Никитенко В.Ю.
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия yalashevii@bnipi.rosneft.ru
Аннотация
В статье приводится расчет потенциала снижения добычи воды, разработанный в рамках проекта по снижению затрат на подъем скважинной продукции. Идея работы заключается в расчете вероятности и объема добычи воды, превышающего уровень текущей выработки запасов нефти. Предполагается, что положительная разница фактической и теоретической обводненности, рассчитанной от выработки запасов нефти, по скважине определяет потенциал снижения добычи воды (объем «чужой воды»). Вероятность добычи «чужой воды» оценивается по степени соответствия критериям аномального обводнения.
Материалы и методы
В статье описана методика по аналитическому поиску скважин-кандидатов для проведения ремонтно-изоляционных работ на основе разработанных критериев. В качестве исходных данных для расчетов объемов и вероятности используются геолого-промысловые данные месячных эксплуатационных рапортов, данные технологических режимов, данные по интервалам перфорации.
Ключевые слова
ремонтно-изоляционные работы, ограничение водопритока, ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны, «чужая вода», коэффициент продуктивности, обводненность, преждевременное обводнение
Для цитирования
Ялашев И.И., Ганиев Ш.Р., Жданов Л.М., Никитенко В.Ю. Аналитический поиск скважин-кандидатов для проведения ремонтно-изоляционных работ на примере месторождений Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 61-65. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-61-65
Поступила в редакцию: 03.11.2022
OIL PRODUCTION UDC 622.276 Original Paper
Analytical search of candidate wells for repair and insulation works on the example of fields in Western Siberia
Yalashev I.I., Ganiev Sh.R., Zhdanov L.M., Nikitenko V.Y.
"RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia yalashevii@bnipi.rosneft.ru
Abstract
The article presents the experience of calculating the potential for reducing water production, developed as part of a project to reduce the cost of lifting well products. The idea of the work is to calculate the probability and volume of water production exceeding the level of current production of oil reserves. It is assumed that the positive difference between the actual and theoretical water cut calculated from the production of oil reserves in the well determines the potential for reducing water production and is associated with extraction from an inappropriate interval, or with a violation of the integrity of the well structure, or with water breakthroughs through highly permeable layers, or cone formation. The probability of extraction of "foreign water" is estimated by the degree of compliance with the signs of abnormal flooding.
Materials and methods
The article describes a methodology for analytical search of candidate wells for repair and insulation works based on the developed criteria. Geological and field data of monthly operational reports, data of technological modes, data on perforation intervals and information of
design. The results of the calculations allow us to assess the economic efficiency of potential measures to reduce water production.
Keywords
squeeze job, water shut-off operations, casing patch operations, "foreign water", productivity coefficient, water cut, premature watering
For citation
Yalashev I.I., Ganiev Sh.R., Zhdanov L.M., Nikitenko V.Y. Analytical search of candidate wells for repair and insulation works on the example of fields in Western Siberia. Exposition Oil Gas, 2023, issue 1, P. 61-65. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-61-65
Received: 03.11.2022
Введение
Большинство месторождений компании ПАО «НК «Роснефть» Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки, характеризуются высокой выработкой, высокими значениями обводненности. Сложившиеся условия добычи нефти приводят
к высоким операционным затратам, поэтому для Компании актуальным становится вопрос снижения их затрат. Ряд месторождений с продолжительной историей разработки Компании являются неустойчивыми по рентабельности в условиях высокой волатильности макроэкономических параметров.
Ухудшение технического состояния скважин в процессе их длительной работы повышает вероятность увеличения объемов попут-но-добываемой воды (рис. 1).
Для снижения операционных затрат на перекачку попутно-добываемой воды инициирован проект по оценке фонда скважин
и потенциала снижения ее объемов. Первым этапом проекта стала разработка методики по оперативной диагностике наличия «чужой воды» на основе анализа промысловой информации.
Описание методологии
Отправной точкой для разработки методики стал анализ возможных причин появления «чужой воды» и их сопоставление с возможными методами ликвидации либо минимизации ее доли в продукции скважин (табл. 1).
Традиционными методами снижения объемов попутно-добываемой воды являются: ремонтно-изоляционные работы (РИР), в том числе ограничение водопритока (ОВП) и ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК).
Диагностировать факт наличия «чужой воды» можно следующими методами: химико-аналитическими, геофизическими, графо-аналитическими. Эти методы хорошо опробованы, но требуют значительных трудозатрат для построения зависимостей по каждой скважине.
Для подбора кандидатов существует большое количество различных методик, такие как экспресс-анализ состояния фонда нефтяных скважин; метод диагностики водопри-токов графическим методом; экспресс-метод диагностики скважин для определения основных причин обводнения; скважинная диагностика водопритоков; расчет функции целесообразности проведения РИР [1]. У всех методик есть общие черты:
• выявление индикаторов (показатели, по которым делают вывод о наличии зако-лонной циркуляции (ЗЦК), перетоков);
• анализ и обобщение исходных данных статистическими методами;
• комбинирование параметров, построение графоаналитических зависимостей. Вышеупомянутые общие положения
были взяты за основу при разработке данной методики. В рамках работы проведена адаптация положений существующих методов диагностики «чужой воды» для условий месторождений Компании. Для определения вероятности добычи «чужой воды» принят нормированный комплексный параметр, отражающий суммарное соответствие основным признакам причин, представленных в таблице 1, среди которых величина относительной продуктивности по жидкости (Кр, динамика продуктивности (К2), относительная обводненность (К^) и динамика обводненности (К) (рис. 2).
Для расчета вероятности наличия «чужой воды» были введены четыре
Рис. 1. Соответствие выработки запасов нефти от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) и водонефтяного фактора по месторождениям Компании
Fig. 1. Compliance of the development of oil reserves from the IRR and the water-oil factor for the Companys fields
Рис. 2. Основные положения методики подбора кандидатов на ремонтно-изоляционные работы
Fig. 2. The main provisions of the methodology for selecting candidates for repair and insulation work
коэффициента (К1-К4). Каждый коэффициент имеет свой вес. Для того чтобы объединить эти коэффициенты в один, были выделены границы, ниже и выше которых значения получали минимальный и максимальный процент соответственно. Методика в большей мере основывается на коэффициенте продуктивности, поэтому К1 получил максимальный вес в 40 %, а оставшиеся три коэффициента по 20 %. Веса для параметров были определены экспертной оценкой. Таким образом, скважина может получить максимальное
значение вероятности наличия чужой воды в 100 %. Итоговое выражение выглядит следующим образом:
К = К*+ К*+ К*+ К*4,
(1)
где К*-К* — это процентные меры значений параметров К*-К* относительно их максимальных границ.
К* — процентная мера относительной продуктивности по жидкости:
Табл. 1. Причины появления «чужой воды»
Tab. 1. The reasons for the appearance of "foreign water"
Причины
К*= 0
К*=
если 0,9 < K1 < 15,
, если Кj < 0,9, (К-0,9) х 40/14,1, если
К*=
40 %, если К1 > 15,
(2)
(3)
(4)
Решение
Нарушение герметичности заколонного пространства
Проведение ремонтно-изоляционных работ по ликвидации ЗКЦ
Нарушение герметичности эксплуатационной колонны
Проведение ЛНЭК
Опережающее обводнение отдельных интервалов, а также конусообразование
Проведение ОВП
где К] — это относительная продуктивность по жидкости, показывающая отклонение удельного коэффициента продуктивности скважины от удельного коэффициента продуктивности по блоку, и определяется по формуле:
К,
прод_уд
к.
(5)
прод уд блок
где К , , = К Ук ,, — продуктивность
прод_уд проб эфф г '
скважины на метр эффективной мощности пласта, т/(атм-сут-м); К . = О У(Р -Р У)
' проб ^жиб 1 пл заб
— коэффициент продуктивности, т/(атм-сут); Ожиб — дебит жидкости, т/сут; Рпл, Рзаб — пластовое и забойное давление, атм; к фф — эффективная мощность пласта, м;
Кпрбб_уб блок — средняя удельная продуктивность по блоку, за исключением рассматриваемой скважины, т/(атм-сут м).
Границы для относительной продуктивности по жидкости были выбраны исходя из общего расчета по всем скважинам региона. По всей выборке скважин наблюдалось, что у большинства скважин К1 находился в диапазоне от 0 до 15, однако скважины, у которых вышло менее 0,9, имели низкий коэффициент продуктивности на метр эффективной толщины.
Приведем пример расчета вероятности наличия «чужой воды» в скважине, на которой продолжительное время не было «тяжелых» геолого-технических мероприятий (ГТМ) (ГРП, ПВЛГ, ЗБС). На рисунке 3 представлен блок № ХХ месторождения № 4 объекта разработки АВ. В данном блоке на текущий момент работают три скважины: УУУ, ZZZ, ВВВ (табл. 2).
Относительная продуктивность по жидкости выявляет скважины с аномальным превышением продуктивности относительно других скважин в блоке.
К* — процентная мера динамики продуктивности скважины:
К* = 0 !
если K2 < 0,
К* = 20 х K2 %, если 0 < K2 < 1, (7)
К* = 20 !
, если K2 > 1,
Рис. 3. Блок № ХХ месторождения № 4 объекта АВ
Fig. 3. Block № XX of field № 4 of the AV object
Табл. 2. Показатели удельной продуктивности и коэффициента для блока №XXместорождения № 4 объекта АВ
Tab. 2. Indicators of specific productivity and coefficient Кг for block № XX of field № 4 of the AV object
Скважина
К,
прод_уд'
т/(атм-сут-м)
К
прод_уд_блок,
т/(атм-сут-м)
К1, д.е.
К*, %
YYY 2,84 0,201 14,094 37,4
ZZZ 0,208 1,517 0,137 0
BBB 0,195 1,524 0,128 0
этой скважины коэффициент К2 будет равняться 0,0164. Данный параметр позволяет оценить, как резко изменяется коэффициент продуктивности скважины во времени.
К* — процентная мера относительной обводненности скважины:
К* = К3 х 20/110 %,
(9)
где К3 — это относительная обводненность, характеризующая отклонение начальной обводненности скважины от обводненности блока на ту же дату, и считается следующим образом:
К. = W + 10% -
3 с скв на начало эксп
- W ~ ~ ~
с_блока_на_дату_запуска_скв '
(10)
коэффициенту добавляется 10 % к расчету, так как обводненность по новым скважинам в Компании в среднем на 10 % ниже обводненности по блоку.
Для скважины № УУУ К3 будет равняться 5 % (90 + 10 - 95).
Относительная обводненность позволяет оценить, как сильно скважина была обводнена на старте ее эксплуатации в сравнении с текущей ситуацией в блоке, т.к. есть вероятность попадания в промытый интервал.
К* — процентная мера динамики обводненности скважины:
К*= (1-К4) х 20 %, если 0 < К4 <1, (11)
(12)
К*= 0 !
если K4 < 0,
где
W
(б)
(7)
(8)
ность сяц после
W
с скв на начало эксп
скважины на
ввода в
где К2 — это динамика продуктивности скважины по жидкости, показывающая изменение коэффициента продуктивности за скользящий год эксплуатации.
Для определения К2 строится линейный тренд изменения коэффициента продуктивности за скользящий год, и за К2 принимается значение углового коэффициента получившейся зависимости. Границы для динамики продуктивности были выбраны таким образом, чтобы отслеживать скважины, у которых коэффициент продуктивности со временем возрастает, а не снижается. Скважины, у которых К2 превышает единицу, получают максимальный вес, т.к. по ним наблюдается резкое увеличение продуктивности (рис. 4). Для
— обводнен-третий ме-эксплуатацию, %; — обводненность
солока _на _бату_запуска_скв
блока на третий месяц после ввода в эксплуатацию рассматриваемой скважины, %.
На рисунке 5 графически показана разность между обводненностью блока и рассматриваемой скважины. Следует учесть, что обводненность берется на третий месяц работы скважины, для установившегося режима (табл. 3). Обратим внимание, что данному
где К4 — это динамика обводненности, показывающая отклонение ХВ (характеристики вытеснения) скважины от эталонной ХВ, и равна:
К4 = Угловой коэф. ХВскв/Угловбй коэф. ХВ, (13) если Угловой коэф. ХВскв < Угловой коэф. ХВ, К4 = Угловой коэф. ХВ/Угловой коэф. ХВскв, (14) если Угловой коэф. ХВскв> Угловой коэф. ХВ,
где Угловой коэф. ХВскв — угловой коэффициент ХВ скважины, вычисленный с помощью
Табл. 3. Сравнение обводненности блока №XX и скважины № YYYместорождения № 4 Tab. 3. Comparison of the water content of block № XX and well № YYY of field № 4
Дата
Динамика обводненности блока, %
Динамика обводненности скважины, %
1 месяц эксплуатации 94 87
2 месяц эксплуатации 94 87
3 месяц эксплуатации 95 90
4 месяц эксплуатации 95 93
5 месяц эксплуатации 95 93
= 0, 0164/- 715,iSf{
/
алр 2016 CkT 2017
Рис. 4. Изменение коэффициента продуктивности за историю разработки, скважина № YYYместорождения № 4 Fig. 4. Change in the productivity coefficient over the history of development, well № YYY of field № 4
Рис. 5. Динамика обводненности скважины № YYY и блока №XXместорождения № 4 Fig. 5. Dynamics of water cut of well № YYY and block №XX of field № 4
Табл. 4. Сопоставление результатов апробации методики с ранее выполненными мероприятиями на скважинах Tab. 4. Comparison of the results of approbation of the methodology with previously performed measures at wells
Параметры до ОВП Параметры после ОВП Прирост
Месторождение № скв. Дата ОВП Вероятность наличия «чужой воды», % Объем «чужой воды», м3/сут Цж, м3/сут Цн, т/сут W, % Цж, м3/сут Цн, т/сут W, % Цж, м3/сут Цн, т/су
№ 2 ZYB 01.2016 80 173 384 16,1 95 202 16,1 90,5 -182 0
№ 2 ZAZ 01.2016 65 151 364 6,1 98 218 11,0 94 -146 4,9
№ 22 ZD 01.2017 74 122 496 13,1 97 372 13,1 96 -124 0
№ 21 YZC 12.2017 64 139 283 2,5 99 127 6,6 94 -156 4,1
№ 21 YOD 01.2018 65 306 480 8,3 98 160 8,3 94 -320 0
№ 4 PPP 08.2018 69 375 554 2,3 99,5 163 5,6 96 -391 3,3
построения линейного тренда по кривои ХВ; . ХВ — угловоИ коэффициент эталонной ХВ блока, вычисленный с помощью построения линейного тренда по кривой ХВ.
Строится линейный тренд изменения ХВ по скважине и эталонной ХВ блока [2], и берутся значения углового коэффициента изменения ХВ (рис. 6). К4 варьируется от 0 до 1. Для скважины № УУУ месторождения № 4 К4 = 35,2/234,5 = 0,15. Оценивая коэффициент динамики обводненности, можно понять, как сильно отличается обводнение скважины от эталонного значения.
Для получения итоговой вероятности наличия «чужой воды», параметры К—К4 скважины № УУУ месторождения № 4 перевели в их процентные меры и получили следующие значения: К*= 37,4 %, К*= 1 %, К*= 0,33 %, К* = 17 %. По данной скважине весомыми стали коэффициенты К* и К4, а по К2 и К3 получились низкие значения вероятности, поэтому методика и подразумевает анализ скважин по нескольким параметрам. Итоговая вероятность наличия «чужой воды» составила 55,73 %.
После оценки вероятности наличия «чужой воды» на скважине рассчитываем ее объем по следующему выражению:
Q = (К
Z--ЧУЖ.в. \ П1
- К
'-■ чуж. в. \ ~ vпрод_уд. прод_уд_блоК
х (Р - Р б) X W х ,,,, (15)
1 пл заб c х пэфф' 4 J
оК
отмечается работа проектных пластов АВ. В притоке вода с пленкой нефти. Обводнение продукции скважины происходит по пласту, а также в результате ЗКЦ с глубины 1 868,8 м и подтягивания воды с неперфори-рованной части с глубины 1 904,8 м (пласт монолит). После проведения РИР 09.08.2018 объем попутно добываемой воды снизился на 391 м3/сут (значение хорошо коррелирует с объемом «чужой воды» — 375 м3/сут), а дебит нефти вырос на 3,3 т/сут. На рисунке 7 приведен график дебитов нефти и жидкости до и после проведения РИР на скважине № РРР. Расчет вероятности наличия
«чужой воды» на данной скважине составляет 69 % (табл. 5).
По предложенной методике было подобрано 16 первоочередных кандидатов и на текущий момент выполнено три скважи-но-операции ОВП. Проведенные работы технологически успешны (табл. 6).
Результаты, приведенные в таблицах 4 и 6, описывают вероятность наличия «чужой воды» и подтверждают работоспособность методики. Скважины с возможным наличием «чужой воды» сопоставляются с прямыми исследованиями, проведенными на скважинах (термометрия, дебитометрия, выявления ЗКЦ
Табл. 5. Расчет вероятности наличия «чужой воды» на скважине № PPP месторождения № 4
Tab. 5. Calculation of the probability of the presence of "foreign water" at well № PPP of field № 4
Кпрод_уд, Кпрод. т/(атм-сут-м) уд.блок,
Угловой Обводненность коэф.
т/(атм-сут-м) Кпрод
Фактическая,
%
1,357
0,353
К1
3,845 К*
40%
0,098
К2
0,098
К* К2
20%
62
Эталонная
по блоку,
%
76,7
Угловой
коэф.
ХВскв
118,74
К3 -4,7
К3* 0%
Угловой коэф. ХВ
208,5
К4 0,57
К4
9%
где Кподуд. — удельная продуктивность скважины на метр эффективной мощности пласта,
т/(сут^атм^м); Кпрод^д. 6яок — средний удельный коэффициент продуктивности окружения (вычисляется по блоку); Рпл — пластовое давление на текущую дату, атм; Рзаб — забойное давление на текущую дату, атм; Ш — текущая обводненность скважины, д.е.; &эфф — эффективная мощность пласта, м.
Объем «чужой воды» на скважине № УУУ составил 9,6 м3/сут, при дебите жидкости 42,6 м3/сут.
В качестве дополнительного теста для определения работоспособности разработанной методики был произведен ретроспективный расчет вероятности наличия «чужой воды» на скважинах с уже проведенными мероприятиями по ограничению водопри-токов. Результаты расчетов и оценка вероятности наличия «чужой воды» приведены в таблице 4.
Рассмотрим скважину № РРР месторождения № 4. По комплексу проведенных исследований от 10.07.2018 на скважине № РРР
К
69 %
| ■"е 400
I
ь
э зоо
- РЩ 09-08.2018
— дебит жидкости
дебит нефти 1—---
1 ^
и 1 J .
ш гого гого ч» гог)
Рис. 6. Эталонная характеристика Рис. 7. Дебит нефти и жидкости скважины
вытеснения нефти по блоку и фактическая № PPP месторождения № 4
характеристика вытеснения скважины Fig. 7. Oil and liquid flow rate of well № PPP
№ YYYместорождения № 4 of field № 4
Fig. 6. Reference characteristic of oil
displacement by block and actual characteristic
of displacement of well № YYY of field № 4
Табл. 6. Результаты проведения ограничения водопритока на скважинах-кандидатах, выбранных по предложенной методике Tab. 6. Results of water inflow restriction at candidate wells selected according to the proposed methodology
д ж
CO
О
S S. S u
б
о
Параметры до ОВП Параметры после ОВП Прирост
Цж, м3/сут qh, т/сут W, % Цж, м3/сут qh, т/сут W, % Цж, м3/сут
Цн, т/сут
№ 21 PAD 07.21 85 480 800 6,9 99 299 7,8 97 -501 0,9
№ 22 DSA 07.21 70 90 104 7,3 92 19 4,5 73 -85 -2,8
№ 4 NNN 11.21 66 162 386 3,3 99 220 3,7 98 -166 0,5
и т.д.). Методика позволяет оперативно проанализировать все скважины региона и выделить наиболее проблемные.
Итоги
Разработана методика комплексной оценки вероятности наличия «чужой воды» на скважине. Методика, в силу своей простоты и оперативности, масштабируема на другие месторождения ПАО «НК «Роснефть».
Выводы
• Методика позволяет оперативно оценить состояние всего фонда и выявлять скважины с «чужой водой». На основе данной оценки составляется
приоритетный перечень скважин-кандидатов с высокой вероятностью наличия и величиной «чужой воды». Данный перечень является основой для составления программы промыслово-геофи-зических исследований и ГТМ по всему дочернему обществу. Апробация методики показала качественную сходимость на уже выполненных ОВП с расчетом вероятности наличия «чужой воды» на скважинах.
На трех скважинах-кандидатах по предложенной методике были проведены эффективные работы по ОВП. Вероятность наличия «чужой воды» по данным скважинам 66-85 %.
Литература
1. Габдулов Р.Р., Никишов В.И., Сливка П.И. Обобщение опыта выбора потенциальных скважин-кандидатов и технологий для проведения ремонтно-изоляционных работ // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2009. № 4.
С. 22-26.
2. Антонов М.С., Гумерова Г.Р., Рафикова Ю.И., Салиенко Н.Н., Кевлич Р.В., Чермянин П.И. Повышение эффективности процесса мониторинга разработки месторождений на основе построения эталонных характеристик вытеснения // Нефтяное хозяйство. 2019. № 4. С. 44-48.
ENGLISH
Results
A method of complex assessment of the probability of the presence of "foreign water" at the well has been developed. The methodology, due to its simplicity and efficiency, is scalable to other fields of "NK "Rosneft" PJSC.
Conclusions
• The methodology allows you to quickly assess the condition of the entire fund and identify wells with "foreign water". Based on this assessment, a priority list of candidate wells is compiled with a high probability of the presence and magnitude of "foreign water". This
list is the basis for the compilation of the field and geophysical research and geological and technical measures program for the entire subsidiary.
The approbation of the methodology showed qualitative convergence on already performed water shut-off operations with the calculation of the probability of the presence of "foreign water" on wells. Effective water shut-off operations work was carried out at three candidate wells according to the proposed methodology. The probability of the presence of "foreign water" according to these wells is 66-85 %.
References
1. Gabdulov R.R., Nikishov V.I., Slivka P.I. Best practice for selecting potential candidate wells and methods for repair and insulation works (RIW). Technical Bulletin of Rosneft,
2009, issue 4, P. 22-26. (In Russ). Antonov M.S., Gumerova G.R., Rafikova Yu.I., Saliyenko N.N., Kevlich R.V., Chermyanin P.I. Improving the efficiency of monitoring oil fields development
on the basis of standard displacement characteristics. Oil Industry, 2019, issue 4, P. 44-48. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Ялашев Искандар Ильгизович, старший специалист отдела разработки и мониторинга месторождений СН-МНГ, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия Для контактов: yalashevii@bnipi.rosneft.ru
Ганиев Шамиль Рамилевич, начальник отдела разработки и мониторинга месторождений СН-МНГ, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия
Жданов Ленар Маратович, начальник управления по разработке месторождений СН-МНГ, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия
Никитенко Владимир Юрьевич, заместитель начальника управления по разработке месторождений СН-МНГ, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия
Yalashev Iskandar Ilgizovich, senior specialist of the department for development and monitoring of SN-MNG Fields, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia Corresponding author: yalashevii@bnipi.rosneft.ru
Ganiev Shamil Ramilevich, head of the department for development and monitoring of SN-MNG Fields, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
Zhdanov Lenar Maratovich, head of department for development of SN-MNG Fields, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
Nikitenko Vladimir Yurievich, deputy head of department for development of SN-MNG Fields, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
