CC BY
24Библиографический список
1. Технологическая схема разработки Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения: отчет о НИР в 3 т. / ЗАО «Мессояханефтегаз», ООО «Газпромнефть-Развитие», ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр». - Тюмень, 2014.
Сведения об авторах
Коваленко Игорь Викторович, к. т. н., начальник отдела, ООО «Газпромнефть — НТЦ», г. Тюмень, email: Kovalenko.IV@gazpromneft-ntc. ru
Сохошко Сергей Константинович, д. т. н., профессор, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)283027, e-mail: [email protected]
Information about the authors
Kovalenko I. V., Candidate of Engineering, Head of the Department, LLC «Gazpromnef — NTC», Tyumen, e-mail: Kovalenko.IV@gazpromneft-ntc. ru
Sokhoshko S. K., Doctor of Engineering, Professor, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)283027, e-mail: sksohoshko@mail. ru
УДК 622.276.66
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ЗАЛЕГАНИЯ БАЖЕНОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И ОПТИМИЗАЦИЯ СВОЙСТВ БУРОВОЙ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ИХ ВСКРЫТИЯ
GEOLOGICAL AND TECHNICAL FEATURES OF BAZHENOV FORMATION IN THE TERRITORY OF WESTERN SIBERIA FIELDS AND THE OPTIMIZATION OF COMPLETION DRILLING FLUID PROPERTIES COUNTER FLOW IMBIBITION PROBLEM
В. П. Овчинников, П. В. Овчинников, Н. А. Аксенова, Д. С. Герасимов, О. В. Рожкова, С. Т. Полищук
V. P. Ovchinnikov, P. V. Ovchinnikov, N. A. Aksenova, D. S. Gerasimov, O. V. Rozhkova, S. T. Polishchuk
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», г. Москва
Ключевые слова: сланцевая нефть; баженовские отложения; углеводороды; промывочная жидкость; фильтрация; минералы
Key words: slate oil; Bazhenov deposits; hydrocarbons; drilling fluid; filtration; minerals
Интерес к ресурсам углеводородов сланцевых формаций в России возник с открытием залежей нефти в глинистых породах баженовской свиты на Салымском месторождении. Сейчас баженовская свита признана нефтематеринской породой, в которой преобразование органического вещества еще не завершено, и коллектором являются глины (преимущественно монтмориллонитовые) и аргиллиты, считавшиеся ранее одним из основных региональных экранов (водоупоров) Западной Сибири.
Площадь распространения отложений баженовской свиты более 1,2 млн км2, они залегают в пределах основных нефтегазовых месторождений ЗападноСибирского бассейна, что обусловливает потенциальную возможность организации их масштабной разработки. По некоторым оценкам перспективы добычи нефти к 2020 году оцениваются в 15-20 млн т, а к 2030 году — до 70 млн т [1-4].
В литологическом отношении баженовская свита представлена терригенными или метаморфическими горными породами, характеризующимися сланцеватостью — способностью легко расщепляться на отдельные пластинки, ориентированные параллельно вследствие срастания различных минералов (хлорита, актинолита, серицита, серпентина, эпидота, мусковита, альбита, кварца, ставролита). По мнению исследователей [2, 5, 6], сланцевая нефть добывается из прослоек пород, находящихся внутри сланцевой формации (нефтематеринской породы).
Основные породообразующие компоненты свиты — глины, кремнезем и карбонаты. Уникальность баженовского бассейна и его осадков заключается также в
низком содержании в высокоуглеродистых глинах крупнозернистой песчано-алевритовой фракции (0-10 %, в среднем — 5 %) при отсутствии песчано-алевритовых пород, опала (иногда до 25 %, в среднем — 10-15 %), пиритного железа (до 90 % от общего железа), серы (до 6 %) и повышенном содержании в баже-новитах редких элементов (и, ТИ, №, С4 Со, Мо, As, V, Си, В, Ga, Ва) [7, 8].
Проведенные гамма-спектрометрические исследования значений удельного сопротивления образцов керна баженовской свиты Колтогорского месторождения показали, что породы представлены алевритистыми глинами с включениями углей и зерен пирита, мелкозернистыми алевролитами с включениями глауконита, пирита и растительного детрита, имеющими величину суммарной радиоактивности в диапазоне 18,96-149,59 иг, обусловленную небольшим содержанием калия, урана и тория.
Породы пласта баженовской свиты Тагринского месторождения представлены алевритистым песчаником, средне-
мелкозернистым, в основном с глинистым и редко глинисто-карбонатным цементом. Песчаник местами с горизонтально и неясно выраженной слоистой текстурой. Слоистость отмечается неравномерно распределенная; по слою подчеркивается распределение по напластованию растительного детрита, намывов углисто-слюдистого и глинисто-слюдистого материала, с редкими прослоями (0,1-0,15 мм) аргиллита (рис. 1).
Повышенное содержание урана характеризует восстановительные условия, а также свидетельствует о наличии в породе углерода органического происхождения (табл. 1, рис. 2).
Таблица 1
Результаты гамма-спектрометрических исследований образцов керна Колтогорского и Тагринского месторождений
Интервал отбора керна Высота керна, м Количество образцов УЭС, Ом-м Содержание ЕРЭ, % Отношение
К ИДа> 10"4 ТЪ-10-4 ТИ/и к/и ТИ/К
Колтогорское месторождение
2 905,5 2 917,15 12 117 146,9 0,14 86,9 1,58 0,02 0,0016 13,5
2 917,5 2 929,8 12,3 133 125,9 0,14 47,4 1,43 0,04 0,004 11,19
2 929,8 2 940,8 11 110 36,8 0,16 26,9 1,45 0,06 0,0088 9,236
По пласту 35,3 360 105,3 0,15 53,5 1,48 0,03 0,0045 11,3
Тагринское месторождение
2 535,5 2 608,9 73,45 173 0,36 57,8 4,23 0,08 0,007 11,77
2 609,2 2 624,8 15,65 43 0,51 93,3 5,9 0,07 0,006 11,6
2 975,7 3 007,1 31,45 93 0,45 86,9 5,1 0,07 0,06 11,4
По пласту 309 309 0,41 71,5 4,73 0,07 0,006 11,6
Величина отношения ТИ/И служит мерой оценки потенциала органического углерода. Все соединения ТИ имеют очень низкую растворимость и ограниченную подвижность. Во время выветривания они концентрируются в тяжелых и
Рис. 1. Микрофотография кернового материала, представленного алевролитом
(интервал 2 708-2 716 м) Тагринского месторождения
глинистых минералах. Соединения и, напротив, имеют высокую миграционную способность благодаря образованию хорошо растворимого уранил-иона и022+.
О 2 4 6 8 10
ТИ* 10-4, % ■ и* 10-5, % ■ К %
Рис. 2. Распределение радиоактивных элементов по баженовской свите Колтогорского месторождения
Отношение ТИ/К характеризует литологический состав пород и свидетельствует о содержании в породе тех или иных глинистых минералов, отличающихся различным механизмом адсорбции ионов К+ из водных растворов. По отношению К/И можно косвенно судить о литологическом составе образцов и геохимической обстановке во время осадконакопления или о степени вторичных преобразований, если они имели место [9]. Баженовская свита состоит из верхней и нижней, менее плотной, но более радиоактивной пачки (см. рис. 2). Верхняя пачка представлена в основном черными глинистыми породами с отдельными маломощными плотными пропластками с большим содержанием карбонатного (известняки и доломиты) и кремнистого материала (опоки, сложенные аморфным веществом — опалом). Нижняя пачка имеет более сложное строение и представлена чередованием черных глинистых пород, глинисто-кремнистых и глинисто-карбонатных отложений (табл. 2). Зачастую глины содержат скопления раковин двустворок, остатки ихтиофауны, отпечатки аммонитов (рис. 3) [10].
Рис. 3. Фотографии керна баженовской свиты Колтогорского месторождения (интервал 2 905,5-2 917,5 м) [7]
Алевролит песчаный (~20 %) олигомиктовый, с обильным кальцитовым (~20 %) и скудным хлорит-слюдистым (не более 7 %) цементом, контактово-
порового типа, углефицированный. Структура псаммо-алевролитовая, текстура горизонтально -слоистая.
Обломочная часть составляет ~77 % породы и представлена плохо отсортированными и неокатанными зернами размером 0,03-0,05 мм, максимальный диаметр зерен достигает 0,1 мм. Материал представлен кварцем ~45 %, полевыми шпатами ~35 % и частями мусковита и биотита. Кварцевые зерна имеют клиновидную и неправильную форму. Полевые шпаты изменены вторичными процессами, в различной степени серицитизированные и пелитизированные, есть неизмененные идиоморфные таблички плагиоклазов с тонкими полисинтетическими двойниками. Цемент порового и пленочного типа сложен кальцитом, с отчетливо выраженной вторичной перекристаллизацией цементирующей массы, с образованием среднезернистого и по контактам обломков слюдистого хлорида. К вторичным изменениям кальцитового цемента относится его слабая сидеритизация. Единая направленность пластинчато-слюдистого материала (мусковита и биотита), в совокупности с нитевидными прожилками мощностью до 0,1 мм, выполненными органическим веществом ~15 %, обусловила слоистость породы [11, 12].
Над баженовской свитой залегают отложения ачимовской свиты, представленной глинами большой толщины, под ней залегают породы георгиевской и абалак-ской свит. На некоторых участках баженовская свита залегает непосредственно на проницаемых породах васюганской свиты или отделяется от них трещиновато-глинистыми породами небольшой толщины (рис. 4) [9].
Рис. 4. Формационно-стратиграфический разрез юрских отложений Хантыг-Мансийского и Томского Приобья
Сведения о литолого-стратиграфических, физико-механических свойствах пород баженовской свиты ряда месторождений Западной Сибири и о составах применяемых при их вскрытии промывочных жидкостей представлены в таблице 2.
В качестве нефтеносного горизонта баженовской свиты рассматривается пласт Ю0. Коллектор в залежах глинистых пород не имеет жесткого скелета. В силу необычно высокой сжимаемости коллекторов его фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) целиком зависят от давления, при стравливании которого слои смыкаются, фильтрация почти прекращается, что делает невозможным применение механизированного способа добычи.
Таблица 2
Цитологическая характеристика, физико-механические свойства пород баженовской свиты и составы
буровых растворов для их вскрытия
Meстор:: :::енне Интервал залегания, м Мощность, м Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки Тз о ¡3 о о Е о =; = Пористо сть, % 11роницавМосТЪ, мД 1 "линистость, % ¡5 CJ О Е X о VD & ^ Твердость, МПя « 1 1 S 3 = Ь Р ^ & — щ Ö Рецептура растворов, используемых при вскрытии
Самотлорское 2 450-2 465 15 Песчано-алевролитовын комплекс, расслоенный глнннстымн и карбонатными прослоями 2,3 17 3-5 20-95 4 400 4 Boremax BARAZAN D. BARITE. SOLTEX, СаС03: CLAY GRABBER, QUK-THIN", GLYCOL, CAUSTIC SODA, РАС LE, РАС RE, POLYAC - PLUS, TORQ-TRIM II
Север о-Ледовое 2 610-2 625 15 Темно-коричневые битуминозные аргиллиты, плотные, крепкие, плитчатые 2,6 0-10 0-5 3-90 1-3 400 3 Полв мерный UNIK P-R. UWIK P-L. CYPAN M, Лигиотин, NaOH, ФК-2000 гшюс-М, Сульфонол СП, ПЕНТА-465
Средне-Нюрольское 2 390-2 400 10 Морские, различной степени бнтумннозностн аргиллиты черные н буровато-черные с массивной текстурой, плитчатые, реже листоватые, участками нзвестковнстые н кремнистые 2,6 80 Полимерный пало глин петы и ингибироваиный буровой раствор по рецептуре MI Drilling Fluid;
Лянторское 2 740-2 770 30 Аргиллиты черные и буровато-черные, битуминозные, однородные, слабоалеврнтнстые. плитчатые н массивные, иногда с повышенным содержанием кремнистого или карбонатного материала 2,5 4—S 0-3 95-100 1-25 380 2 Глинистый биополнчерный раствор Poly-Kem-D ПБМБ, Кеш-Pas, БИОЛУБ, Ксантановый биополимер, НТФ, Графит, Бикарбонат натрия, БСР
Север о-Ореховское 2 550-2 567 17 Аргиллиты темно-серые, почти черные, битуминозные 2,6 80 210 3 По лп меркарб о н атн ы й Calcium Carbonate F. Calcium Carbonate M. Calcium Carbonate VF, Caustic Soda, Desco CF Duovis NS, M-I Cide, Poly-Plus RD, Resinex, Sodium Bicarbonate, SP-1016 Барит
вя и ч±фэн шг '£ т
¡4
■е и
з;
Мощность, м
I "о ! Е
ы
: и 3
: 5,1 ¡3 I
з
Е
СП
3 '2
и -Е
о н 1 И' и
! м о
I и п>
\ та о
11лотностъ, г/см3
Мори сто сть, %
Проницаемость, м].
1Л
I
Глинистость, %
Карбонатностъ, %
Твердость, М11я
Категория абр азиЕН о сти
в- о
^ п>
> З1
ц >
»
о а е
з*р I
СЛ ЦТ. Г*1
Я1 «
о
Й [И
В
О*
<Ц I
о штз
о
3 е.»
НЦ 5
- гп ет
О ££
а я
осп я. 3 и
И ' Ы(
1с н
§ н
;,И5
Я 2 н 5 в
е.р н
Е
с
Я в Я I я 9
й о ^
Я р?
5 3 5
' 13
г
а/ §
й =
-г
Определить коллекторские свойства пластов по керну баженовской свиты непросто, так как зачастую во время подъема керна на поверхность происходит резкое снижение вертикального стресса, из-за чего отдельные участки, находящиеся под действием аномально высокого порового давления (АВПД) взрываются, рассыпаются или расслаиваются.
По результатам исследования керна пустоты, заполненные углеводородами, представлены в основном трещинами и кавернами (см. табл. 2). Часть углеводородов нижнего бажена находится в запечатанных порах, которые образовались и образуются из-за перехода твердой органики в жидкую с увеличением объема и ростом давления до значений АВПД.
Коллектор в среднем бажене характеризуется минимальным нефтесодержани-ем, углеводороды в нем являются мобильными и доступны для добычи. Под этим телом сконцентрированы большие ресурсы нефти, но эта нефть связанная, без специальной стимуляции ее не добыть [3].
Высокоуглеродистые (от 2 до 20 %, в среднем около 5 % Сорг) отложения баженовской свиты [5] расположены на глубинах от 2 300 до 3 000 м и более, их толщина в пределах 20-60 м, пластовые температуры достигают 130 0С, пластовые давления аномально высокие и превышают гидростатическое в 1,1-2,0 раза.
Отложения характеризуются низкими ФЕС коллекторов: пористостью 12-13 % и проницаемостью < 0,01 мД, а в некоторых коллекторах до нанодарси (10-9) и даже фемтодарси (10-15) [10]. При создании депрессии на пласт с такой низкой проницаемостью просто невозможно получить хоть сколько-нибудь значимых притоков продуктивного флюида, не говоря о естественных фонтанах (сотни кубометров в сутки), полученных из баженовской свиты в результате испытаний и упомянутых во множестве публикаций [11-13].
Освоение баженовской свиты сопряжено с множеством проблем: высокие пластовые давления и температуры; наличие субвертикальных и субгоризонтальных систем трещиноватости; сложное строение с линзообразным переслаиванием глинистых, карбонатных, керогенных (твердое органическое вещество) и кремнистых пород; резкое изменение дебитов и их зависимость от режимов работы соседних скважин; необходимость создания минимальной депрессии во избежание смыкания трещин; отсутствие связи между признаками продуктивности в процессе бурения и их отсутствием при испытании объекта [14].
Промысловый анализ результатов бурения скважин на глубины ниже залегания баженовской свиты показал наличие осложнений, связанных с лавинообразным обрушением породы и заполнением ствола скважины плитчатыми кусками аргиллитов и глинистых сланцев [15]. По нашему мнению, это происходит по двум причинам:
• осмотическое проникновение фильтрата бурового раствора из ствола скважины в пласт и его последующее набухание;
• разрушение глинистых минералов в зоне разгрузки горного давления, в результате чего находящиеся под действием АВПД породы разваливаются.
Сказанное определяет необходимость разработки новых подходов извлечения углеводородов, связанных не только с выбором режима эксплуатации скважин и интенсификацией притока, но и с выбором профиля скважин, технологий и технических средств их бурения и заканчивания. Важную роль при выборе способа первичного вскрытия баженовских коллекторов играет буровая промывочная жидкость.
Проведенный анализ применяемых на различных месторождениях рецептур буровых растворов на нижележащие относительно бажена пласты показал, что в большинстве случаев применяют полимерглинистые ингибированные растворы (см. табл. 2) [16, 17].
Перечисленные геолого-технические особенности строения баженовской свиты, по нашему мнению, определяют целесообразность использования утяжеленных термоустойчивых растворов, отвечающих требованиям, представленным на рисунке 5.
Рис. 5. Требования к БПЖ для вскрытия баженовской свиты
Наиболее перспективными, обеспечивающими высокое качество вскрытия, являются растворы на углеводородной основе (РУО) и их аналоги — инвертные эмульсионные растворы (ИЭР) [18, 19].
Разработанный на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского индустриального университета утяжеленный ИЭР на основе минерального органического масла с присадкой HL-580 отличается высокой стабильностью параметров, по сравнению с остальными полидисперсионными мультифазными системами [19]. Электростабильность раствора — 500 В, коэффициент восстановления проницаемости керна — 98 %, плотность — более 1 100 кг/м3 и термоустойчивость — более 130 0С. Положительные аспекты раствора заключаются в следующем: отсутствие фильтрации; высокий ингибирующий эффект; наличие псевдопластичных свойств и высокой смазывающей способности.
Таким образом, применение предложенного утяжеленного ИЭР на основе минерального органического масла с присадкой HL-580 для вскрытия баженовских отложений наиболее целесообразно в плане ингибирования и возможности регулирования в широком диапазоне плотности бурового раствора. Высокая стабильность, устойчивость к высоким температурам и отсутствие водоотдачи раствора позволяют рекомендовать его для вскрытия высокотемпературных битуминозных аргиллитов бажена. Применение ИЭР приведет к снижению аварийности и улучшению технико-экономических показателей бурения, повышению износостойкости долот и временного ресурса работы забойного двигателя, насосного оборудования и т. д.
Библиографический список
1. Energy Information Administration (EIA). Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States (June 13, 2013). - Available at: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas.
2. Первые 5 лет «сланцевой революции»: что мы теперь знаем наверняка? Информационно-аналитический обзор [Электронный ресурс] / С. Мельникова [и др.]; Центр изучения мировых энергетических рынков ИНЭИ РАН. - М., 2012. - Режим доступа: http://www.eriras.ru/files/slancjevyj_gaz_5_ljet_nojabr_2012.pdf.
3. Дмитриевский А. Н., Высоцкий В. И. Нефтегазовый потенциал сланцевых формаций мира // Новые идеи в науках о Земле. XI Междунар. конф. (9-12 апреля, 2013 г.) / МГРИ-РГГРУ. - М.: Ваш полиграфический партнер, 2013. - С. 27-35.
4. Стрижнев К. Трудноизвлекаемые запасы // ROGTEC. Российские нефтегазовые технологии. - 2013. - № 8.
5. Физико-геохимические и литологические перспективы нефтегазоносности отложений баженовской свиты (на примере Красноленинского свода) / А. В. Лобусев [и др.] // Территория Нефтегаз. - 2009. - № 12. - С. 24-27.
6. Алексеев А. Д. Баженовская свита: в поисках большой сланцевой нефти на Верхнем Салыме (часть 2) // ROGTEC. Российские нефтегазовые технологии. - 2014. - № 35. - С. 15-27.
7. Баженовский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеогеография, экосистема, нефтеносность) / Ю. В. Брадучан [и др.] - Новосибирск: Наука, 1986. - 217 с.
8. Захаров В. А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным палеоэкологии // Эволюция биосферы и биоразнообразия. - М.: Т-во научных изданий КМК, 2006. - С. 552-568.
9. Стратиграфия и палеогеография мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь) / Э. О. Амон [и др.]; под ред. В. П. Алексеева. - Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2010. - 257 с.
10. Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири: сб. науч. тр. - Тюмень: СибНИИНП, 1985.
11. Жук Е. Бажено-абалакский горизонт [Электронный ресурс] // Oil & Gas Eurasia. - 2013. - № 6. - Режим доступа: www.oilandgaseurasia.com/digital/2013-06.html.
12. Полоус М. Режим влечения [Электронный ресурс] // Коммерсант. Приложение «Нефть и газ». № 220 (5005), 21.11.2012. - Режим доступа: http://www.kommersant.ru/ doc/2064484.
13. Газпром нефть: официальный сайт [Электронный ресурс]. - Режим доступа: www.gazprom-neft.ru.
14. Карпов В. А. Еще раз о баженитах Западной Сибири (об инвертном типе природного резервуара УВ в баже-новской свите) // Недропользование XXI век - 2013. - № 3. - С. 70-77.
15. Технологические средства для вскрытия баженовской свиты / В. П. Овчинников [и др.] // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - 2014. - Т. 1, № 2. - С. 28-35.
16. Оценка ресурсов газогидратов на Восточно-Мессояхском месторождении / А. В. Поднебесных [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2015. - № 4. - С. 40^44.
17. Овчинников В. П., Яковлев И. Г., Сирин А. В. Особенности применения биополимерных ингибированных растворов для вскрытия продуктивных пластов, содержащих различные по химической активности глины (на примере месторождений Красноярского края) // Бурение и нефть. - 2014. - № 1. - С. 39^-3.
18. Заявка на патент РФ. Инвертный эмульсионный раствор для вскрытия продуктивных пластов / Овчинников В. П., Яковлев И. Г. - Приоритет 2013111252 от 12.03.2013.
19. Овчинников В. П., Курбанов Я. М. Технологии освоения нетрадиционных коллекторов углеводородов баже-новской свиты // Тюменский международный инновационный форум «Нефть и газ»: сб. Междунар. конф. - Тюмень, 2014.
20. Аксенова Н. А., Рожкова О. В., Лубягина Н. В. К вопросу выбора бурового раствора для вскрытия баженов-ской свиты // Нефть и газ Западной Сибири: материалы Междунар. науч.-техн. конф. - Т. 4. Бурение нефтяных и газовых скважин, машины и оборудование промыслов. Материалы и технология нефтяного машиностроения. Химия, нефтехимия и технология переработки нефти и газа / Отв. ред. П. В. Евтин. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. - С. 37-42.
21. Сланцевая нефть: Российская альтернатива. Приложение к сборнику «Технологии» № 100 (апрель 2013) ОАО Газпромнефть / Сибирская нефть.
Сведения об авторах
Овчинников Василий Павлович, д. т. н., профессор, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 89199418359, e-mail: [email protected]
Овчинников Павел Васильевич, главный специалист управления бурения и заканчивания скважин, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», г. Москва, тел. 8(495)6271280, e-mail: [email protected]
Аксенова Наталья Александровна, к. т. н., доцент кафедры нефтегазового дела, филиал Тюменского индустриального университета, г. Нижневартовск, тел. 8(3466)491073, e-mail: [email protected]
Герасимов Дмитрий Семенович, к. т. н., доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 89199355013, e-mail: [email protected]
Рожкова Оксана Владимировна, ассистент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 89129263213, e-mail: [email protected]
Полищук Сергей Тимофеевич, старший преподаватель кафедры нефтегазового дела, филиал Тюменского индустриального университета, г. Нижневартовск, тел 89224161153, e-mail: [email protected]
Information about the authors
Ovchinnikov V. P., Doctor of Engineering, Professor, Industrial University of Tyumen phone: 89199418359, e-mail: [email protected]
Ovchinnikov P. V., Chief Specialist at the Department of Drilling and Pumping, LLC «LUKOIL-Engineering», Moscow, phone: 8(495)6271280, e-mail: Ovchinni-kovPV@mail. ru
Aksenova N. A., Candidate of Engineering, Associate Professor at the Department of Petroleum Engineering, Nizhnevartovsk branch of Industrial University of Tyumen phone: 8(3466)491073, e-mail: [email protected]
Gerasimov D. S., Candidate of Engineering, Associate Professor at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen phone: 89199355013, e-mail: 8904@mail. ru
Rozhkova O. V., Assistant at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen phone: 89129263213, e-mail: [email protected]
Polishchuk S. T., Senior Lecturer at the Department of Petroleum Engineering, Nizhnevartovsk branch of Industrial University of Tyumen, phone: 89224161153, e-mail: [email protected]
