ИВАНОВА НАТАЛЬЯ ВЛАДИМИРОВНА СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ И ПРОГРАММНО-ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
реклама
На правах рукописи ИВАНОВА НАТАЛЬЯ ВЛАДИМИРОВНА СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ И ПРОГРАММНО-ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ Специальность 05.13.01 – Системный анализ, управление и обработка информации (нефтегазовая отрасль) АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Тюмень 2008 2 Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Федерального агентства по образованию Российской Федерации на кафедре «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи». Научный руководитель: доктор технических наук, профессор, заслуженный работник Высшей школы РФ Кучумов Рашит Ямгитдинович Официальные оппоненты: доктор физ.-мат. наук, профессор Кутушев Анвар Гумерович; кандидат технических наук Ведущая организация: Стрекалов Александр Владимирович Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, г. Тюмень Защита состоится 25 декабря 2008 г., в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.08 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, БИЦ, конференц-зал, каб. 46. С диссертацией можно ознакомиться в Библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72. Автореферат разослан Ученый секретарь диссертационного совета 21 ноября 2008 г. Т.Г. Пономарева 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы. Современное состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири обусловлено ухудшением структуры текущих и вводимых в освоение запасов, неоднородностью нефтяных пластов по литологии и коллекторским свойствам. Наличие в продуктивных пластах низкопроницаемых коллекторов, отличающихся повышенным и высоким газовым фактором, способствует отложению высокомолекулярных соединений в пласте и вблизи забоев добывающих скважин. Для борьбы с данными сложностями более эффективным является применение тепловых методов, которые основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти и соответственно остаточной нефтенасыщенности пласта. Также важным является учет влияния теплофизических процессов, происходящих в пласте. Кроме теплофизических явлений, происходящих в пласте, большое практическое значение представляют температурные эффекты в стволе скважины. С учетом теплообменных процессов скважина в период эксплуатации, а также после ее остановки представляет совместно с окружающим массивом пород сложную термодинамическую систему, которая характеризуется естественным температурным полем. В конечном счете, задача сводится к определению основных характеристик теплопереноса и результирующего температурного поля в системе «скважина-массив горных пород». Для системного анализа процессов, происходящих при тепловом воздействии на пласт, и повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений в неизотермических условиях с помощью гидродинамического моделирования требуется разработать и внедрить в практику исследовательских работ новые алгоритмы и программные продукты. Поэтому тема диссертационной работы, посвященной информационной поддержке процесса моделирования теплового воздействия на нефтенасыщенный пласт и мониторингу влияния температурного поля пласта и скважин на повышение эффективности разработки нефтяного месторождения, является весьма актуальной для нефтедобывающей отрасли. 4 Цель работы. Разработать систему методик программноинформационного обеспечения процесса моделирования температурного поля при создании гидродинамической модели разработки пласта. Основные задачи исследований. 1. Провести анализ математических методов и моделей расчета теплофизических параметров в пласте и стволе скважины для оценки эффективности теплового воздействия на пласт. 2. Разработать алгоритмы и программный продукт для исследования теплофизических процессов в стволе добывающей скважины. 3. Разработать алгоритмы, программный комплекс и затем провести анализ результатов исследования температурного поля пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине. 4. Провести анализ результатов расчета коэффициента нефтеотдачи пласта при применении теплового метода воздействия на пласт и обычного заводнения. Методы исследований и достоверность результатов. Основой для проведенных в работе исследований и разработки программно-информационного обеспечения являются методы нефтегазовой механики, численные методы решения возникающих задач, объектноориентированное программирование в среде Borland Delphi. Достоверность результатов работы подтверждается корректным использованием методов прикладной математики и нефтегазопромысловой механики и совпадением частных случаев результатов работ других авторов. Научная новизна диссертационной работы заключается в разработке методик, алгоритмов и программных продуктов для системного анализа теплофизических процессов при разработке месторождений, заключающихся в: методике исследования температурного поля призабойной зоны пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине; оценке средней по сечению температуры модели пористой среды; анализе профилей температуры, теплопередачи по стволу скважины; давления и оценке эффективности теплового воздействия на пласт. коэффициента 5 Основные защищаемые положения. 1. Методика расчета теплофизических параметров (профилей температуры и давления) многофазного потока в скважине (алгоритмы, программные продукты, результаты исследования). 2. Методика расчета температурного поля пласта, определяющего эффективность методов теплового воздействия на призабойную зону (алгоритмы, программные продукты, результаты исследования). 3. Методика оценки эффективности методов теплового воздействия на призабойную зону (алгоритмы, программный комплекс с учетом остаточной нефтенасыщенности, коэффициента охвата воздействием при различных системах вытеснения). Практическая ценность работы. Разработан комплекс программных продуктов для исследования теплофизических процессов, происходящих в пласте и скважине: расчет средней по сечению температуры образца пористой среды; расчет профилей температуры и давления потока, коэффициента теплопередачи в добывающих скважинах; расчет изменения температуры в призабойной зоне пласта при притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине; расчет коэффициента нефтеотдачи пласта при обычном заводнении и тепловом воздействии на пласт. Результаты диссертационной работы широко используются в учебном процессе на специальности «Прикладная математика». Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на региональной научно-технической конференции «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (30 – 31 марта 2006 г., г. Нефтеюганск, ХМАО), региональной научнотехнической конференции «Инновации и эффективность производства» (21 – 22 апреля 2006 г., г. Сургут, ХМАО), всероссийской научной конференции «Наука, технологии, инновации» (7 – 10 декабря 2006 г., г. Новосибирск), научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2005-2007гг. 6 Публикации. По результатам исследований опубликовано 14 научных работ, в том числе 9 тезисов докладов и 1 статья в журнале, рекомендованном ВАК России. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных результатов и выводов, списка использованной литературы, включающего 99 наименований. Работа изложена на 173 страницах текста, включая 74 рисунка, 19 таблиц и приложения на 28 страницах. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследования, научная новизна, практическая ценность, основные защищаемые положения и их апробация. В первом разделе проведен анализ существующих методов и методик исследования теплофизических процессов в системе «пласт-скважина-массив пород» при неизотермических условиях фильтрации. Теоретическими исследованиями теплофизических процессов, происходящих в пласте, скважине занимались такие ученые, как И.А. Чарный, Э.Б. Чекалюк, Л.И. Рубинштейн, А.Г. Кутушев, А.П. Телков, К.М. Федоров и др. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах рассматривается классической гидромеханикой как изотермический процесс. Однако развитие и совершенствование технологии разработки нефтяных и газовых месторождений, совершенствование методов исследования пластов вызвало значительный интерес исследователей к термодинамическим процессам, происходящим в естественном пласте. Проведенный анализ существующих методов и методик исследования нестационарных теплофизических процессов в скважине и пласте показал, что данный вопрос недостаточно полно изучен. Отсутствуют комплексные алгоритмы решения задач и пакеты прикладных программ, которые могли бы быть использованы при создании гидродинамической модели разработки пласта или интегрированы в данную модель. Поэтому для программно-информационного обеспечения процесса разработки в неизотермических условиях была разработана система, которая 7 позволяет более полно учитывать возникающие теплофизические процессы при создании гидродинамической модели разработки пласта (рис.1). Определение основных термодинамических параметров двухфазного потока в стволе скважины Программноинформационное обеспечение процесса разработки месторождений в неизотермических условиях Алгоритм расчета средней по сечению температуры модели пористой среды Модель температурного поля в призабойной зоне несовершенной скважины Алгоритм расчета коэффициента нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт Рис. 1. Система исследования теплофизических процессов Во втором разделе представлена модель расчета средней по сечению температуры образца пористой среды. Для этого была рассмотрена следующая задача: цилиндрический дан образец неограниченный радиусом R, однородный насыщенный пористый несжимаемой жидкостью, в состоянии теплового равновесия с окружающей атмосферой при температуре T0 . В начальный момент времени t 0 жидкость приводится в движение с постоянной скоростью. За основу исследования тепловых процессов в образце пористой среды принято уравнение теплопроводности. Расчет средней по сечению температуры пористого образца проводился по следующему алгоритму: 1. Исходные данные: R – радиус образца, [м] ; h – мощность образца, [м] ; L – длина образца, [м] ; Сж – теплоемкость нагнетаемой жидкости, [ Дж / м 3 К ] ; С п – теплоемкость породы, [ Дж / м 3 К ] ; – вязкость жидкости, [ Па с] ; k – проницаемость образца, [ м 2 ] ; v – скорость 8 движения жидкости, [ м / с] ; I – коэффициент Джоуля - Томсона, [ К / Па] ; –теплопроводность породы, [ Дж / м с К ] ; а – температуропроводность породы, [ м 2 / с] ; Qж – расход жидкости, [ м 3 / с] ; К – коэффициент теплопередачи, [ Дж / м 2 с К ] ; Т 0 – начальная температура образца, [К ] ; Т ж – температура нагнетаемой жидкости, [К ] . 2. Вычисляем величину удельной мощности W по формуле W I Cж 2 . v Сп k 3. Определяем критерий Био, используя выражение Bi К R. 4. Для расчета средней температуры по разрезу пористого образца возможные следующие варианты: 4.1. Если необходимо рассчитать температуру по разрезу образца пористой среды без учета теплопотерь, то используем следующую формулу: T (t ) Т 0 W Li v и находим разность температур: Т n (t ) T (t ) T0 . 4.2. В случае расчета средней температуры с учетом теплопотерь необходимы дополнительные вычисления: рассчитываем безразмерную величину из соотношения 12 aLi ; vR2 если 0,1 , то среднюю температуру определяем как 1 4 L Tcp1 (t ) Т 0 W 1 12 i , 8 Bi v иначе Т ср (t ) Т 0 2 1 W 2 4 R 1 8 a Bi 1e ; 9 рассчитываем разности температур по формулам: Т ср1 (t ) Tср1 (t ) T0 , если 0,1 ; Т ср 2 (t ) Tср 2 (t ) T0 , если 0,1 ; определяем соотношений: П Т ср1 (t ) Tn (t ) замедление темпа , если 0,1 ; П нагревания Т ср 2 (t ) Tn (t ) образца из , если 0,1 . 4.3. Для определения средней температуры при неограниченном времени движения жидкости в пористом образце и разности температур используем соответственно следующие выражения: Tmax Т 0 1W 8 a 4 2 1 R ; Bi Т max Tmax T0 . Разработанный на основе данного алгоритма программный продукт «Average temperature» позволяет исследовать влияние основных теплофизических параметров пористой среды на изменение ее средней температуры по сечению пористого образца. Результаты исследования показали, что для пористой среды с более низкой теплопроводностью средняя температура по сечению пористого образца ниже. Полученные зависимости не противоречат существующим законам теплофизики. С другой стороны показывают, что разработанные алгоритм и программный продукт могут быть использованы для исследования тепловых процессов в пористой среде. В третьем разделе исследованы основные термодинамические параметры двухфазного потока в добывающих скважинах. Для этого разработан алгоритм расчета профилей температуры и давления потока в стволе скважины. Разработанный на основе алгоритма программный комплекс «Calculation temperature and pressure» позволяет пользователю выбрать для изучения однофазный (газовый) или двухфазный поток, а также закон распределения давления по стволу газовой скважины (линейный или параболический). На рис. 2 представлена блок-схема алгоритма расчета температуры и давления потока газа в действующей скважине. 10 Начало Ввод исходных данных расчета Расчет общих параметров Ср, I , Линейный Выбор закона распределения давления Температура Выбор расчета физического Промежуточ ный расчет а2, b Давление Линейный Коэффициент сверхсжимаемости газа Z ст , G * , Fr 2 Выбор закона распределения давления a1 , a 2 параметра S Параболический Расчет функции f : f 1 Расчет функции f : f2 Расчет температуры Т Расчет температуры Параболический М Т у : Т у ( л) Расчет температуры Промежуточный расчет ( Y ) Т у : Т у ( п) Расчет давления на забое скважины Рс2 Вывод данных Конец Рис.2. Блок – схема алгоритма расчета температуры и давления потока газа в стволе скважины Теоретическое исследование температурного поля газовой скважины при двух законах распределения давления по стволу скважины: линейному и параболическому показало, что при большой разности давлений Рс Р у 9,8 МПа расхождение результатов расчета температуры на устье скважины составляет 10%. При уменьшении потерь давления по стволу до 3,4 МПа данное расхождение снижается до 2% . Таким образом, с увеличением потерь давления выбор закона распределения давления по стволу скважины при расчетах величины температуры потока играет значительную роль. В четвертом разделе представлена расчетная модель исследования температурного поля в призабойной зоне несовершенной скважины. При решении ряда технологических вопросов, связанных с добычей нефти и газа, необходимо систему «пласт-скважина-массив горных пород» рассматривать как единое целое. Механизм фильтрации флюида в пористой среде существенно отличается от его движения в стволе скважины. Условия теплопереноса при этом также различны. Однако 11 термодинамические параметры потока в стволе скважины в основном определяются особенностями работы пласта. Таким образом, исследование температурного поля призабойной зоны пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине направлено на повышение эффективности разработки месторождения и является актуальным для нефтегазовой отрасли. На рис. 3 представлена блок-схема расчета изменения температуры на забое несовершенной скважины при притоке газа. Начало Расчет теплоемкостей породы, газа и коэффициента Джоуля-Томсона Загрузка исходных данных Сп , С г , I Р, r c , h , С р , Рпр , Т пр Выбор периода исследования Вывод данных нет да t t0 Промежуточные расчеты t0 K , , , ( P), Z ( P), Расчет нового периода исследования Промежуточные расчеты Определение функции фильтрационного сопротивления R ( f 0* , r c , h); да rt , a0 , f 0* , , f 0' линейный нелинейный Промежуточные расчеты выбор закона a1 , b1 , C0 R ( f 0' , r c , h) Определение дополнительных сопротивлений C1 ( , r c , h) C 2 ( , r c , h) t t0 Расчет изменения фильтрационного сопротивления Расчет нового периода исследования нет t : t t R Промежуточные расчеты t : t t S0 , S Расчет изменения температуры T : Tc1 Вывод данных Расчет изменения температуры T : Tc 2 Расчет изменения фильтрационного сопротивления R Конец Рис. 3. Блок-схема расчета изменения температуры на забое несовершенной скважины (приток газа) На основе составленных алгоритмов расчета изменения температуры на забое несовершенной скважины разработан программный продукт «Temperature field of bed», в котором реализованы основные расчеты наиболее часто используемых показателей для исследования призабойной зоны пласта. 12 Результаты исследования показали, что при небольшом относительном вскрытии пласта h 0,2 разница в расчетах изменения температуры на забое с учетом закона фильтрации значительна, величина Т с для различных времен исследования практически остается постоянной. В случае увеличения вскрытой части пласта скважиной до 90% разница в расчетах величины Т с с учетом различных законов фильтрации снижается, но сама величина Т с для разных периодов исследования различна. В пятом разделе проведен анализ эффективности теплового воздействия на пласт в условиях неизотермических процессов вытеснения нефти водой. Одним из основных параметров оценки потенциала добычи залежей нефти является коэффициент вытеснения нефти водой или содержание остаточной нефти в поровом пространстве коллекторов. Остаточная вода активизирует в разрабатываемом пласте капиллярные процессы и это благотворно влияет на вытеснение нефти водой, особенно при небольших скоростях фильтрации. Коэффициент безводного вытеснения нефти при наличии остаточной воды заметно выше, чем при ее отсутствии. Это объясняется тем, что остаточная вода, находясь преимущественно в микропорах и сужениях, занимая большую часть порового пространства на границе раздела со стороны менее проницаемых прослоев, способствует снижению фильтрационных сопротивлений, особенно в менее проницаемых включениях, а также увеличению фазовой проницаемости для нагнетаемой воды. В результате фронт вытеснения продвигается более равномерно. При тепловом воздействии на пласт повышение температуры вызывает понижение вязкости нефти, изменение молекулярноповерхностных сил, расширение нефти и горных пород. Горячая вода, нагнетаемая в начале процесса в пласт, быстро отдает тепло породе, остывает до пластовой температуры и поэтому между вытесняемой нефтью и последующими порциями теплоносителя возникает зона остывшей воды. Следовательно, нефть в дальнейшем будет вначале 13 вытесняться холодной водой (пластовой температуры), а затем горячей. Поэтому прирост нефтеотдачи при нагнетании горячей воды будет наблюдаться в основном в водный период эксплуатации пласта. На основе методик, изложенных в первом разделе диссертационной работы, разработаны алгоритмы расчета коэффициента нефтеотдачи при применении теплового воздействия на пласт и обычного заводнения. При расчетах для сравнения результатов учитывался также вид вытеснения нефти водой (поршневой или непоршневой). Алгоритмы расчета коэффициента нефтеотдачи при различном воздействии на пласт представлены на рис. 4, 5. Рис. 4. Блок - схема расчета коэффициента нефтеотдачи на основе модели непоршневого вытеснения нефти водой (обычное заводнение) Рис. 5. Блок – схема расчета коэффициента нефтеотдачи на основе модели непоршневого вытеснения нефти водой (тепловое воздействие) Результаты исследования, представленные на рис. 6, показали, что при применении обычного метода заводнения за 18 лет разработки месторождения коэффициент нефтеотдачи пласта увеличился на 12%, в то время как при применении теплового воздействия на пласт коэффициент нефтеотдачи увеличился на 32%. Первые 6 лет разработки месторождения 14 Коэффициент нефтеотдачи тепловое воздействие на пласт не оказывает влияния на увеличение дополнительных объемов добычи, т.к. в этот период закаченная в пласт горячая вода играет роль теплоносителя как при обычном заводнении. 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 Время, год Обычное заводенние Заводнение горячей водой Рис. 6. Зависимости изменения коэффициента нефтеотдачи от времени разработки месторождения при разных методах заводнения Из рисунка видно, что коэффициент нефтеотдачи при обычном заводнении стабилизируется с 18 года от начала разработки, а при применении теплового воздействия на пласт выравнивание коэффициента нефтеотдачи происходит с 24 года от начала разработки. Стабилизация коэффициента нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения указывает на необходимость применения других методов воздействия на пласт. Основные результаты и выводы 1. Разработаны методики исследования теплофизических процессов в пористой среде и стволе добывающей скважины. Проведен системный анализ влияния основных термодинамических параметров на характеристики фильтрационного потока в пласте и призабойной зоне, а также многофазного потока в скважине. 2. Разработан комплекс алгоритмов и программный продукт для расчета профилей температуры и давления потока в стволе скважины. Показано, что выбор закона распределения давления вдоль ствола скважины значительно влияет на расчетную величину изменения температуры потока. Установлено, что при разности давлений до 1 МПа 15 расхождение результатов по линейному и параболическому законам распределения давления не превышает 2%. 3. Разработан комплекс алгоритмов и программный продукт по расчету изменения температуры в призабойной зоне пласта. Установлено, что увеличение на 70% дополнительных фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины, приводит к снижению температуры на забое скважины на два градуса. 4. Разработан алгоритм и проведен анализ результатов расчета коэффициента нефтеотдачи пласта при различных методах воздействия на пласт. Установлено, что первые 6 лет разработки месторождения эффективность применения теплового воздействия на пласт совпадает с эффективностью применения обычного метода заводнения. Последующие 18 лет разработки месторождения при тепловом воздействии на пласт обеспечивают увеличение коэффициента нефтеотдачи на 20% больше, чем при обычном заводнении. Основные положения диссертации опубликованы: В журнале, рекомендованном ВАК России: 1. Иванова Н.В. Моделирование профилей температуры и давления в добывающей скважине /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Изв. ВУЗов Нефть и газ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - № 6. - С. 26 – 31. В других печатных изданиях: 2. Иванова Н.В. Алгоритм расчета температурного поля пласта при неустановившемся притоке газа к несовершенной скважине по линейному закону /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Сб. науч. тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений». – Тюмень: «Вектор-Бук», 2003. Вып. 4. – С. 272 – 276. 3. Иванова Н.В. Алгоритмизация и анализ математической модели течения газонефтяной смеси в вертикальных трубах /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Сб. науч. тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». – Тюмень: «Вектор-Бук», 2006. Вып. 6. – С. 77 – 82. 4. Иванова Н.В. Численное моделирование температурного профиля и градиента давления в наклонных скважинах при установившемся движении жидкости и газа /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Сб. науч. тр. 16 «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». – Тюмень: «Вектор-Бук», 2006. Вып. 6. – С. 82 – 87. 5. Иванова Н.В. Алгоритмизация задачи расчета температурного поля пласта при неустановившемся притоке газа к несовершенной скважине по нелинейному закону /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Сб. науч. тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». – Тюмень: «Вектор-Бук», 2006. Вып. 6. – С. 87 – 95. 6. Иванова Н.В. Исследование влияния теплофизических характеристик на изменение температурного поля пласта при неустановившемся притоке газа к несовершенной скважине /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Матер. регион. науч.-техн. конф. «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях». 30-31 марта 2006 г., - Нефтеюганск. – С. 77. 7. Иванова Н.В. Исследование температурного поля одиночной скважины /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Матер. регион. науч.-техн. конф. «Инновации и эффективность производства». 21-22 апреля 2006 г., - Сургут. – С. 3. 8. Иванова Н.В. Исследование влияния тепловых процессов на температурное поле в добывающей скважине /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Матер. регион. науч.-техн. конф. «Инновации и эффективность производства». 21-22 апреля 2006 г., - Сургут. – С. 4. 9. Иванова Н.В. Исследование влияния неизотермических процессов на нефтеотдачу пласта. //Матер. всерос. науч. конф. «Наука. Технологии. Инновации». 7-10 декабря 2006 г., – Новосибирск. – С. 22. Подписано к печати __.__.2008 г. Заказ №_____ Бум. ГОЗНАК Уч.- изд. л. 1,0 Формат 60х84 1/16 Отпечатано на RISO GR 3770 Усл. печ. л. 1,0 Тираж 100 экз. Издательство Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства 625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52
