Field application of injectivity profile alignment in carbonate reservoirs

Full Text

Введение

Карбонатные коллекторы играют ключевую роль в мировой нефтегазовой промышленности, поскольку, по оценкам из различных источников, на их долю приходится около 50% разведанных запасов углеводородов [1–3]. Однако, несмотря на их значительный ресурсный потенциал и широкое распространение, разработка этих коллекторов сопряжена с рядом технологических и геологических трудностей. Течение жидкости через кавернозные, трещиноватые известняки и доломиты существенно отличается от процесса в коллекторах песчаника с однородной системой пор. Это различие обусловлено более сложной структурой пористой системы карбонатных коллекторов, что приводит к формированию неоднородных текучих систем [4].

В условиях разработки карбонатных коллекторов закачка воды является важной мерой для восстановления пластового давления и формирования системы поддерживающего воздействия, направленной на увеличение и стабилизацию добычи нефти [5–7]. Однако ввиду высокой неоднородности фильтрационно-ёмкостных свойств (далее – ФЕС) процесс заводнения нередко сопровождается неравномерным охватом продуктивного пласта воздействием и преждевременным обводнением добывающих скважин [8]. Как показывает опыт разработки месторождений АО «Газпромнефть-ННГ», прорыв закачиваемой воды в нагнетательные скважины по высокопроницаемым каналам фильтрации и трещинам приводит к стремительному росту обводнённости добывающих скважин до 80–90%, при этом коэффициент извлечения нефти (далее – КИН) зачастую не превышает 40–50% от начальных извлекаемых запасов [9]. Подобные потери эффективности объясняются тем, что, в отличие от песчаных коллекторов, гидродинамические процессы в которых описываются через однородные пористые среды, в карбонатных коллекторах используется теория перколяции в многокомпонентных полях непрерывной среды [10]. Это позволяет учитывать не только поровую проницаемость, но и трещиноватость, а также взаимодействие различных фильтрационных каналов. В связи с этим для оптимизации процесса заводнения в карбонатных коллекторах актуально применение технологий, которые способствуют улучшению гидродинамического распределения жидкости и повышению эффективности разработки месторождений [11]. В целях увеличения охвата заводнением и минимизации прорывов закачиваемой воды применяются такие решения, как клапаны автономного управления [12], технологии селективной изоляции водопритока [13], обработки интервалов с пониженной приемистостью [14], а также потокоотклоняющие технологии, показавшие высокую эффективность при работе с трещиноватыми карбонатными коллекторами.

В данной работе представлен практический опыт применения технологии выравнивания профиля приемистости (далее – ВПП), впервые реализованной на карбонатных коллекторах месторождений АО НК «КазМунайГаз». Особенность проведённых мероприятий заключается в том, что они были выполнены в сложных геолого-физических условиях, характеризующихся высокой трещиноватостью, неоднородностью по проницаемости и значительной обводнённостью. В исследовании рассматриваются как лабораторные этапы подбора оптимальных химических композиций, так и опытно-промышленные испытания (далее – ОПИ), направленные на оценку их эффективности. Полученные результаты позволяют не только подтвердить применимость технологии в карбонатных коллекторах, но и выработать рекомендации для её дальнейшего масштабного внедрения на других объектах компании.

Технология ВПП представляет собой набор инженерно-технологических решений, направленных на управление направлением и интенсивностью фильтрационных потоков закачиваемых агентов с целью повышения эффективности разработки нефтяных и газовых залежей. Основная задача данной технологии заключается в перераспределении потоков в продуктивном пласте для активизации разработки низкопроницаемых и малодренируемых зон. Существуют различные подходы к реализации ВПП в зависимости от состава применяемых реагентов, цели обработки и характеристик коллекторов. Среди наименее ресурсоёмких и широко применяемых технологий можно выделить гелевые системы, композиции на основе поверхностно-активных веществ (далее – ПАВ), полимерные растворы, гелеобразующие ПАВ, а также инновационные материалы, созданные с использованием нанокомпозитов. Особое внимание уделяется составам, способным к образованию гелей и осадков в результате реакции с поливалентными катионами, содержащимися в пластовой воде. Такой механизм позволяет отказаться от использования дополнительных химических сшивателей, что упрощает технологический процесс и повышает его экологическую безопасность [15]. В работе [16] предложена матрица выбора водоизолирующих составов для карбонатных коллекторов, учитывающая тип коллектора, степень минерализации как закачиваемой, так и пластовой воды, а также уровень выработанности запасов. Подобный подход позволяет обеспечить более обоснованный подбор технологий изоляции, адаптированных к конкретным геолого-гидродинамическим условиям месторождений.

Анализ литературных данных, представленных в табл. 1, демонстрирует значительную эффективность технологии ВПП при её использовании в системах заводнения карбонатных коллекторов. Дополнительная добыча нефти на одну операцию варьируется от 0,75 до 40,8 тыс. т, что подтверждает значительный технологический потенциал данного направления [16–18]. В работе [19] рассматривается опыт ВПП на карбонатных месторождениях с использованием композиционного состава с замедлителями. Для скважины К-024 исходная приемистость составила 90,4 м²/сут с заметной дискретностью поглощения – 61,31% вскрытой толщины пласта, при этом основной объём поглощения ограничивался 19,1%. После применения ВПП с композиционным составом наблюдалось значительное улучшение показателей, а именно: приемистость увеличилась до 204,5 м³/сут с поглощением 72,31% вскрытой толщины пласта.

 

Таблица 1. Промышленные кейсы применения ВПП в системах заводнения карбонатных месторождений

Table 1. Field cases of IPA application in waterflooding systems of carbonate reservoirs

Месторождение Field	Состав Composition	Пластовая температура, °С Reservoir temperature, °C	Вязкость нефти, мПа·с Oil viscosity, mPa·s	Количество нагн. скважин, ед. Number of injection wells	Технологический эффект Technological effect	Доп. добыча нефти, тыс. т Incremental oil, thousand t
Мишкинское [16] Mishkinskoye [16]	Гелеполимерные составы на основе частично гидролизованного ПАА Gel–polymer formulations based on partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM)	25	17,4	4	Снижение обводнённости добывающих скважин на 2–6% Reduction in water cut of production wells by 2–6%	3
Киенгопское [16] Kyengopskoye [16]	Композиция на основе щелочного раствора полиакриловой кислоты с добавками силиката натрия Composition based on an alkaline solution of polyacrylic acid with sodium silicate additives	-	-	11	1,79 тыс. т нефти на одну скважино-обработку 1.79 thousand t of oil per well treatment	19,7
Ванкорское (Як-III–VII) [17] Vankorskoye (Yak-III–VII) [17]	Гелеполимерный состав Gel–polymer formulation	34	8,9	2	Подтверждена технологическая эффективность в ходе ОПИ Technological efficiency confirmed during pilot field trials	81,6412
Гремихинское [16] Gremikhinskoye [16]	Термогель Thermogel	-	150	8	0,8 тыс. т нефти на одну скважино-обработку 0.8 thousand t of oil per well treatment	>6
Жанажол [18] Zhanazhol [18]	ПАА + АХ HPAM + chromium acetate (CrAc)	81	0,41	1 / 3 / 4	Эффективность составила 80% Efficiency reached 80%	2,433 / 9,186 / 11,318

ПАА / HPAM – полиакриламид / hydrolyzed polyacrylamide; АХ / CrAc – ацетат хрома / chromium acetate

 

После обработки для скважины А-324 приемистость увеличилась с 63,3 до 136,0 м³/сут при давлении 24,2 МПа.

Механизм действия технологии реализуется через два ключевых процесса: (1) воздействие на призабойную зону нагнетательных скважин, направленное на ВПП; (2) формирование зон повышенного фильтрационного сопротивления в межскважинном пространстве, что способствует изменению направления потоков и повышению охвата заводнением ранее не вовлечённых зон продуктивного коллектора [20].

Материалы и методы

Объектами испытаний являются карбонатные коллекторы. На момент начала ОПИ они характеризовались низкой степенью выработанности и высоким уровнем обводнённости.

Перед проведением ОПИ был выполнен комплекс лабораторных исследований по подбору оптимальных химических композиций. Для испытаний были отобраны составы на основе сшитых полимерных гелей. Технология ВПП реализуется путём закачки в пласт гелевых растворов, создающих фильтрационные барьеры в зонах с низким сопротивлением, тем самым перенаправляя вытесняющий агент в ранее не охваченные зоны коллектора.

Оценка эффективности проводилась на основании количественных (снижение обводнённости, дополнительная добыча нефти) и качественных (результаты промыслово-геофизических исследований (далее – ГИС) до и после обработки) показателей. Мониторинг технологической эффективности продолжался не менее 180 сут.

Основанием проведения технологии ВПП является поиск оптимальных решений для снижения обводнённости и повышения добычи нефти за счёт блокирования каналов с низким фильтрационным сопротивлением и вовлечения в разработку ранее не дренируемых участков пласта. Научная значимость выполненных исследований заключается в увязке параметров композиций с геолого-физическими характеристиками пласта: были изучены реологические свойства при различных скоростях сдвига, скорость и механизм гелеобразования, прочность и стабильность гелей, а также совместимость составов с минерализованной пластовой водой. Такой подход позволяет обосновать выбор состава с учётом особенностей порового пространства карбонатных коллекторов и повысить эффективность применения технологии ВПП.

Результаты и обсуждение

Результаты лабораторных исследований

Лабораторные исследования по подбору составов для технологии ВПП включали комплекс экспериментальных работ, направленных на изучение физико-химических свойств реагентов, оценку их реологических характеристик в условиях, максимально приближенных к пластовым, а также проверку термической стабильности и устойчивости к химической деструкции при воздействии пластовых температур. Для лабораторного исследования были подготовлены три варианта композиции на основе ПАА и АХ:

• композиция № 1 – полимер, предварительно сшитый (далее – ПСП), 0,5 г/л, с использованием АХ в качестве катион-сшивателя, ПАА 5 г/л и АХ 0,3 мл/л;
• композиция № 2 – ПАА 7 г/л + АХ 0,5 мл/л;
• композиция № 3 – ПАА 10 г/л + АХ 0,7 мл/л.

Основные различия композиций заключались в концентрации компонентов и применении технологии предварительной сшивки полимера. АХ использовался как основной сшиватель, обеспечивающий формирование устойчивых гелей.

Программа лабораторных исследований включала:

• определение времени и скорости гелеобразования;
• измерение прочности гелей;
• изучение реологических свойств при различных скоростях сдвига;
• проверку совместимости с пластовой водой и устойчивости при повышенных температурах.

В составе №1 ПАА использовался в виде ПСП. Сшивка проводилась заранее с применением поливалентного катиона (АХ), что обеспечивало высокую устойчивость геля, контролируемую скорость формирования структуры и стабильность реологических свойств.

Результаты измерений вязкости композиций представлены на рис. 1, где показаны замеры при пластовой и атмосферной температуре. Анализ позволяет смоделировать условия фильтрации в порах коллектора и оценить поведение геля при различных скоростях потока. Образцы №1 и №2 продемонстрировали стабильность состава при различных значениях скоростей сдвига, что свидетельствует о высокой стабильности этих композиций в условиях, близких к реальным условиям месторождения.

 

Рисунок 1. Замеры вязкости образцов при различных скоростях сдвига

Figure 1. Viscosity measurements of samples at different shear rates

а) при 25°С / at 25 °C; б) при 67°С / at 67 °C

 

На рис. 2 представлены результаты оценки термостабильности готовой композиции при пластовой температуре и скорости сдвига 7,32 с⁻¹, выбранная скорость сдвига соответствует характерным значениям в поровом пространстве при заводнении. По результатам лабораторных исследований составлена итоговая сводная таблица с основными параметрами, по результатам которой проводится сравнительный анализ и определяется оптимальный вариант состава.

 

Рисунок 2. Термостабильность готовой композиции

Figure 2. Thermal stability of the prepared formulation

 

Образец № 1 продемонстрировал стабильность состава и был визуально оценен как умеренно текучий гель, не претерпевший изменений до финальной стадии измерений. Композиция №1 была выбрана для дальнейших работ, т.к. она показала лучшие результаты по совместимости с промысловой водой и водой водозаборной скважины, а также проявила высокую эффективность гелеобразования, термостабильности и устойчивости к воздействию деструктора.

 

Таблица 2. Результаты лабораторных исследований по подбору оптимальной композиции

Table 2. Results of laboratory studies for selecting the optimal formulation

№ композиции Formulation No.	Время гелеобразования Gelation time	Совместимость с промысловыми водами Compatibility with field water	Эффективная вязкость (мПа*с) при 7,32 с⁻¹ при температуре Effective viscosity (mPa·s) at 7.32 s⁻¹, °C			Термостабильность до 30 сут Thermal stability up to 30 days	Начальный градиент давления сдвига, атм/м Initial shear pressure gradient, atm/m	Фактор остаточного сопротивления Residual resistance factor	Проницаемость по воде, (до закачки), мДа Water permeability (before injection), mD	Проницаемость по воде, (после закачки), мДа Water permeability (after injection), mD
			до гелеобразования before gelation		после гелеобразования after gelation
			25°С	67°С	67°С
1	48 ч 48 h	совместимо compatible	311	8161	4441	стабилен stable	76	42961	744	0,02
2	24 ч 24 h	совместимо compatible	111	5947	3342	стабилен stable	36,6	7557	870	0,12
3	<40 мин <40 min	частично совместимо partially compatible	39	18	15	нестабилен unstable	0,1	51	928	20

 

Скрининг и подбор участков

Для проведения ОПИ по технологии ВПП было выбрано карбонатное месторождение Казахстана, на котором аналогичные мероприятия ранее не проводились. Геологическое строение месторождения отличается высокой степенью литологической неоднородности, а также выраженной трещиновато-пористой структурой. Целевой объект разработки характеризуется пониженным пластовым давлением и ограниченной эффективностью системы поддержания пластового давления (далее – ППД), что обуславливает низкий коэффициент охвата вытеснением и преждевременное обводнение добывающих скважин. Средняя глубина залегания продуктивных коллекторов составляет порядка 3000 м. По данным гидродинамических исследований, проницаемость пород варьируется от 0,57 до 4,7 × 10⁻³ мкм². Геолого-физические характеристики и ФЕС исследуемого объекта систематизированы и представлены в табл. 3.

 

Таблица 3. Основные параметры целевого объекта

Table 3. Key parameters of the target reservoir

Показатели Parameter	Значения Value
Средняя глубина залегания, м Average reservoir depth, m	~3000 м
Тип залежи Reservoir type	массивно-пластовая massive bedded
Пластовая температура, °C Reservoir temperature, °C	67
Текущее пластовое давление, МПа Current reservoir pressure, MPa	17,9
Вязкость пластовой нефти, сП Reservoir oil viscosity, cP	0,35
Пористость по керну, д. ед. Core porosity, frac. units	0,10
Проницаемость, *10⁻³ мкм² (доб. / нагн. скважины) Permeability, ×10⁻³ µm² (producers / injectors)	0,71 / 0,57
Минерализация пластовой воды, г/л Formation water salinity, g/L	68,6–101,5
Выработка, % Recovery factor, %	38

 

Для реализации технологии ВПП были отобраны шесть нагнетательных скважин. Критерии выбора скважин основывались на анализе данных, представленных в табл. 4, которые включают геолого-технические параметры. Дополнительно учитывались результаты трассерных исследований, позволяющих оценить эффективность воздействия на добывающие скважины. В зависимости от характеристик конкретных нагнетательных скважин, количество реагирующих добывающих скважин варьируется от 6 до 17 ед. на одну нагнетательную, что демонстрирует степень распространения воздействия ВПП в залежах.

 

Таблица 4. Критерии выбора нагнетательных скважин для реализации технологии ВПП

Table 4. Selection criteria for injection wells to implement IPA technology

Критерий Criteria	Параметры Parameters
Техническое состояние нагнетательных скважин Technical condition of injection wells	герметичность забоя, отсутствие заколонных перетоков Bottomhole integrity, absence of behind-casing flows
Давление закачки нагнетательной скважины Injection pressure	максимально допустимое давление оборудования – 120 МПа Maximum allowable equipment pressure – 120 MPa
Максимальная приемистость без штуцера, м³/сут Maximum injectivity without choke, m³/d	> 100
Количество реагирующих скважин на 1 нагнетательную скважину, ед. Number of responding producers per injection well	> 3
Суммарный дебит нефти сетки реагирующих скважин, т/сут Total oil production rate of responding wells, t/d	>50

 

Прогноз технологических показателей добычи

Для построения прогноза базовой добычи был использован аналитический метод, путем расчёта темпа падения, определённого на основе фактических показателей добычи за последние 90 сут, в течение которых наблюдается стабильная добыча. Основные параметры прогноза:

• накопленная дополнительная добыча нефти – 1800 т;
• расход полиакриламида – 3,425 т;
• снижение обводнённости – 1%;
• дополнительная добыча нефти на 1 т сухого реагента – 525,55 т/т.

 

Обработка и мониторинг эффективности

Были проведены подготовительные работы скважин и оборудования, контроль качества реагентов.

Основные работы включали опрессовку, закачку химической композиции и буферного объёма воды, выдержку скважины для формирования геля. Работы были проведены с параметрами графика закачки, представленными в таблице ниже.

 

Таблица 5. Критерии выбора нагнетательных скважин для реализации технологии ВПП

Table 5. Parameters of injection wells selected for IPA implementation

Параметры Parameters	№ скважины / Well No.
	1	2	3	4	5	6
Объем раствора, м³ Treatment volume, m³	150	100	100	100	100	135
ПСП, кг PSP, kg	75	50	50	50	50	67,5
ПАА, кг HPAM, kg	750	500	500	500	500	675
АХ, л CrAc, L	45	30	30	30	30	40,5
Начальная приемистость, м³/сут Initial injectivity, m³/d	256	656	295	154	232	130
Конечная приемистость, м³/сут Final injectivity, m³/d	163	650	262	120	96	60
Начальное давление закачки, атм Initial injection pressure, atm	134	21	150	217	173	145
Конечное давление закачки, атм Final injection pressure, atm	157	74	175	232	220	220

 

По завершении периода мониторинга, который составил 180 сут, были получены следующие показатели технологической эффективности применения ВПП. Общая дополнительная добыча нефти составила 7024,8 т, снижение обводнённости – 12,2%, что подтверждает положительное воздействие реагентов на снижение водосодержания в добываемой нефти. В расчёте на 1 т сухого реагента дополнительная добыча нефти составила 2051 т, что указывает на высокую экономичность использования реагентов в процессе закачки. Также следует отметить, что максимальный уровень дополнительной добычи нефти в сутки за весь период составил 117,4 т/сут, что также свидетельствует о стабильности и высоком потенциале технологии в условиях текущего мониторинга.

 

Рисунок 3. Динамика прогнозных базовых технологических показателей

Figure 3. Dynamics of forecast baseline technological indicators

 

Рисунок 4. Основные фактические и прогнозные показатели по участку ОПИ

Figure 4. Key actual and forecast indicators for the pilot test area

 

В рамках оценки влияния технологии ВПП на фильтрационные характеристики продуктивного пласта были проведены ГИС для нагнетательных скважин до и после закачки. Изменения профиля приемистости по результатам ГИС представлены на рис. 5.

 

Рисунок 5. Изменение профиля приемистости нагнетательных скважин до и после применения технологии ВПП

Figure 5. Changes in injectivity profiles of injection wells before and after IPA treatment

а) скв. 1, до / Well No. 1, before; б) скв. 1, после / Well No. 1, after; в) скв. 2, до / Well No. 2, before; г) скв. 2, после / Well No. 2, after; д) скв. 3, до / Well No. 3, before; е) скв. 3, после / Well No. 3, after; ж) скв. 4, до / Well No. 4, before; 3) скв. 4, после / Well No. 4, after

 

Результаты ГИС показали улучшение коэффициента охвата пласта по вертикали, что указывает на восстановление проницаемости отдельных интервалов и более равномерное распределение закачиваемого объёма. Также было зафиксировано подключение ранее не работавших интервалов, свидетельствующее о расширении зоны дренирования и повышении эффективности заводнения.

 

Таблица 6. Результаты проведения ГИС до и после

Table 6. Well logging results before and after IPA

№ скв. Well No.	Дата проведения до ВПП Date before IPA	Дата проведения после ВПП Date after IPA	Кохв по вертикали, % VSE, %
			до before	после after
1	05.05.2024	27.10.2024	17%	23%↑
2	03.05.2024	30.10.2024	69%	76%↑
3	05.08.2024	18.10.2024	45%	45%
4	18.05.2024	24.10.2024	79%	82%↑

К_охв / VSE – коэффициент охвата пласта / vertical sweep efficiency

 

Заключение

Полевое внедрение технологии ВПП продемонстрировало высокую эффективность. Фактическая дополнительная добыча нефти за период мониторинга составила 7024,8 т, что более чем в 3,9 раза превышает прогнозное значение. Снижение обводнённости составило 12,2%, в то время как прогнозируемое значение находилось на уровне 1%, что подтверждает положительное влияние технологии на перераспределение фильтрационных потоков и вовлечение остаточных запасов в разработку.

Тем не менее по результатам интерпретации данных ГИС наблюдается ограниченность охвата заводнением. При средней мощности перфорационного интервала 114 м коэффициент охвата (по профилю приемистости) увеличился лишь с 52,3% до 57%, что указывает на локальный, но неравномерный характер воздействия. Зафиксированы признаки подключения ранее неработавших интервалов и улучшения фильтрационных свойств по вертикали, однако масштабы изменений остаются незначительными.

Дополнительно установлено, что большинство реагирующих добывающих скважин откликается одновременно на воздействие нескольких нагнетательных скважин, являющихся смежными, что свидетельствует о высокой степени межскважинной связи и неравномерности фронта заводнения. Учитывая вышеизложенное, рекомендуется:

• оптимизировать параметры системы ППД с акцентом на повышение охвата воздействием;
• рассмотреть возможность проведения дополнительных мероприятий по изоляции сверхприемистых интервалов;
• использовать адаптивный подход к выбору объектов воздействия с учетом пространственной фильтрационной неоднородности и характера межскважинных взаимодействий.

Проведённый анализ показал, что внедрение данной технологии способствует повышению эффективности системы заводнения за счёт перераспределения фильтрационных потоков и вовлечения в разработку слабодренируемых зон. Полученные результаты подтверждают перспективность потокоотклоняющих мероприятий для карбонатных коллекторов как инструмента увеличения КИН на поздней стадии разработки месторождения.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Нұғман Н.Т. – сбор информации, обобщение полученных данных и написание статьи; Бухарбаева А.Н. – литературный обзор по теме исследования, систематизация научных источников; Құрақов Д.Н. – сбор первичных данных и оформление иллюстративного материала; Баспаев Е.Т. – проведение аналитических расчётов и интерпретация результатов; Башев А.А. – разработка методологии исследования; Джаксылыков Т.С. – контроль качества данных, корректировка структуры статьи; Марданов А.С. – согласование окончательной версии для публикации; Мушарова Д.А. – интерпретация результатов лабораторных исследований и участие в написании раздела по лабораторной части; Жаппасбаев Б.Ж. – редактирование текста и формулирование основных выводов.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Nurdaulet T. Nugman – data collection, synthesis of results, article writing; Aidana N. Bukharbayeva – literature review, systematization of scientific sources; Daniyar N. Kurakov – primary data collection, preparation of illustrative material; Yerlan T. Baspayev – analytical calculations, interpretation of results; Adilbek A. Bashev – methodology development; Talgat S. Jaxylykov – data quality control, adjustment of article structure; Altynbek S. Mardanov – coordination of the final version for publication; Darya A. Musharova – interpretation of laboratory research results, contribution to writing the laboratory section; Birzhan Zh. Zhappasbayev – text editing, formulation of key conclusions.

About the authors

Nurdaulet T. Nugman

Atyrau branch of KMG Engineering

Author for correspondence.
Email: n.nugman@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0002-5597-2926
Kazakhstan, Atyrau

Айдана N. Bukharbayeva

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: a.bukharbayeva@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0001-3861-7888
Kazakhstan, Atyrau

Daniyar N. Kurakov

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: d.kurakov@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0000-8679-3731
Kazakhstan, Atyrau

Yerlan T. Baspayev

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: y.baspayev@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0009-8912-9938

PhD

Kazakhstan, Atyrau

Adilbek A. Bashev

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: a.bashev@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0009-7050-7249
Kazakhstan, Atyrau

Talgat S. Jaxylykov

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: t.jaxylykov@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-1530-3974
Kazakhstan, Atyrau

Altynbek S. Mardanov

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: a.mardanov@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-8342-3046
Kazakhstan, Atyrau

Darya A. Musharova

KMG Engineering

Email: d.musharova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0008-9605-0737
Kazakhstan, Astana

Birzhan Zh. Zhappasbayev

KMG Engineering

Email: b.zhappasbayev@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-9342-3023

PhD

Kazakhstan, Astana

References

Supplementary files