Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Новый подход к интерпретации ГДИ горизонтальных скважин в подгазовых зонах

Одна из важнейших задач нефтегазодобывающих компаний состоит в повышении эффективности эксплуатации скважин в условиях разработки нефтяных залежей с газовой или газоконденсатной шапкой (ГШ). Успешное решение данной задачи может, в частности, способствовать существенному росту дебитов нефти скважин, вскрывших объекты, расположенные в подгазовой зоне или вблизи газонефтяного контакта (ГНК) с небольшой толщиной ГШ.
В таких условиях особую важность приобретает задача оценки толщины ГШ, напрямую влияющей на величину газового фактора (Гф) и, соответственно, регулирование режима работы скважин. В частности, это обеспечивает рост производительности скважин с низким газовым фактором, что позволяет существенно увеличить добычу и чистый приведенный доход (NPV).

В настоящей работе предлагается новый подход к интерпретации гидродинамических исследований (ГДИ) горизонтальных скважин (ГС) численными методами в программном обеспечении (ПО) Saphir и аналитический метод оценки газового фактора. Предлагаемые решения позволяют, во-первых, корректно интерпретировать ГДИ ГС, расположенных в подгазовой зоне или вблизи ГНК; во-вторых, определять толщину ГШ над горизонтальным стволом скважины, оценивать ее «расширение» и корректировать карту распространения ГНК; и, в-третьих, регулировать режим работы добывающих скважин.

18.07.2017 Инженерная практика №04/2017
Федоров Алексей Эдуардович Ведущий специалист Управления повышения производительности резервуаров и геолого-технических мероприятий ООО «РН-Пурнефтегаз»

ОСНОВНЫЕ ПОДХОДЫ К ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГДИ ГС

Значительная часть запасов ПАО «НК «Роснефть» (далее – Компании) приходится на газонефтеводяные зоны (ГНВЗ) нефтяных залежей с ГШ. В процессе разработки таких залежей происходят прорывы свободного газа ГШ к забою добывающих скважин, что вызывает необходимость регулирования режимов их работы с целью поддержания депрессии на пласт ниже критического значения депрессии конусообразования газа.

При разработке нефтяных и газовых месторождений в целях получения основной геолого-физической информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию, а также оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом, применяются различные методы контроля разработки месторождений. Например, гидродинамические исследования скважин (ГДИС) [1].

На результаты интерпретации данных ГДИС в зависимости от расположения горизонтальной скважины (ГС) (рис. 1) могут оказывать влияние различные внешние факторы, например, область ГШ (повышенные значения подвижности флюида и пьезопроводности пласта в предполагаемой области ГШ) в случаях 2.1 и 2.2 (рис. 1). В настоящее время не существует аналитических способов (моделей) решения задач интерпретации ГДИС для указанных условий. Однако влияние ГШ на результаты ГДИС исключать нельзя.

Рис. 1. Карта текущих отборов ГНВЗ с описанием различных вариантов расположения ГС относительно ГНК
Рис. 1. Карта текущих отборов ГНВЗ с описанием различных вариантов расположения ГС относительно ГНК

Корректный контроль и уточнение геолого-физического состояния залежи по данным ГДИС позволяет оценивать размеры ГШ, корректировать карту распространения ГНК и регулировать режим работы добывающих скважин в подгазовой зоне на основе оценки значения газового фактора, соответствующего определенной толщине ГШ, что может выразиться в увеличении добычи и чистого приведенного дохода (NPV). В настоящее время интерпретация данных ГДИС в основном осуществляется с помощью специальных программных комплексов, позволяющих использовать различные подходы к интерпретации ГДИ [4]: аналитические (полуаналитические) модели и численные модели, применяющиеся в основном для решения задач за рамками зоны действия первых [2].

На рис. 2а и 2б представлены принципиальные схемы концептуальных моделей, использующихся для интерпретации ГДИ ГС, расположенных в ГНВЗ, в ПО Saphir (KAPPA Engineering) [4].

Рис. 2. Принципиальные схемы концептуальных моделей для интерпретации ГДИ ГС в ПО Saphir
Рис. 2. Принципиальные схемы концептуальных моделей для интерпретации ГДИ ГС в ПО Saphir:
а – подход к аналитической интерпретации; б – подход к численной интерпретации

ОСОБЕННОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГДИ ГС АНАЛИТИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

Модель, представленная на рис. 2а, описывает подход к классической и наиболее применяемой аналитической интерпретации ГДИ ГС. В общем случае модель представлена одной (нефтяной) областью и стволом ГС, обладающими определенными параметрами. На рис. 3 представлен типичный диагностический график интерпретации ГДИ ГС и выделены режимы течения, составляющие основу аналитической интерпретации ГДИ ГС.

Рис. 3. Диагностический график и основные режимы течения
Рис. 3. Диагностический график и основные режимы течения

Режиму вертикального радиального течения соответствует аналитическая формула (1). Данный режим для полной интерпретации ГДИ недостаточен, так как невозможно отделить длину скважины (L) от вертикальной (kv) и латеральной (kh) проницаемостей [2]. Определяемый скин-фактор (SD) напрямую отвечает за загрязнение околоскважинной зоны пласта (ОЗП) и режим, как правило, «скрыт» влиянием ствола скважины.

Режиму линейного течения соответствует формула (2). Данный режим также недостаточен для полной интерпретации ГДИС, так как невозможно отделить длину от латеральной проницаемости [2].

Единственным режимом, достаточным для определения латеральной проницаемости, представляется псевдорадиальный режим, которому соответствует формула (3). Определяемый скин-фактор (S‘) представляет собой интегральный скин-фактор загрязнения и геометрии фильтрации [2].

Определяемый скин-фактор

где Pwf(t) – динамика изменения забойного давления скважины, атм; t – время с начала ГДИ, сут; Pi – начальное пластовое давление, атм; q – дебит скважины до проведения ГДИ, м3/сут; B – объемный коэффициент флюида, м33; µ – вязкость флюида, сПз; L – эффективная длина скважины, м; kv и kh – соответственно вертикальная и латеральная проницаемости, мД; φ – пористость, д.ед.; ct – коэффициент сжимаемости породы, атм-1; rw – радиус скважины, м; SD – скин-фактор (загрязнение ОЗП); S‘ – интегральный скин-фактор (загрязнение ОЗП и геометрия фильтрации).

При интерпретации ГДИ ГС в подгазовых зонах аналитическими методами газовая шапка задается границей раздела (ГНК), принимаемой границей постоянного давления (рис. 2). Это приводит к тому, что распространение давления в ГШ не учитывается в процессе интерпретации. Использование границы постоянного давления для моделирования ГШ адекватно в случае

больших газонасыщенных толщин. В случае наличия тонкого газонасыщенного прослоя при интерпретации исследований должно быть учтено изменение распространения возмущения давления в области с повышенными значениями пьезопроводности пласта и подвижности флюида, так как данные параметры оказывают влияние на качество и результаты интерпретации. Необходимо отметить, что толщина ГШ напрямую влияет на величину газового фактора и, соответственно, на регулирование режима работы добывающих скважин.

ПОДХОД К ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГДИ ГС ЧИСЛЕННЫМИ МЕТОДАМИ

В соответствии с тем, что в настоящее время не существует аналитических способов (моделей) решения задач интерпретации ГДИС для указанных условий (случаи 2.1 и 2.2 на рис. 1) в данной работе предлагается новый подход к интерпретации ГДИ ГС численными методами. Предполагается наличие двух слоев с разной подвижностью (λi) и пьезопроводностью (κi) над стволом ГС, которые находятся в непосредственном контакте между собой, что соответствует нефтяной и газовой зонам. Задание данных областей осуществляется построением численной двухслойной модели в ПО Saphir.

Рис. 4. Схема расчетной области и сетки численной многослойной модели системы скважина-пласт
Рис. 4. Схема расчетной области и сетки численной многослойной модели системы «скважина-пласт»

Соответственно в ПО Saphir была создана многослойная (композитная) модель с учетом перетоков между слоями, включающая область повышенной проводимости или ГШ толщиной hг, нефтяной пропласток толщиной hн и ствол ГС, принципиальная схема которой представлена на рис. 2б. На рис. 4 представлена схема расчетной области и сетки численной многослойной модели системы «скважина-пласт».

Чтобы учесть зону повышенной подвижности флюида и пьезопроводности пласта при построении многослойной (композитной) модели вводятся коэффициенты M (для подвижности) и D (для пьезопроводности) для каждого слоя. Когда выбирается одно контрольное значение (в нашем случае, свойства области, занятой нефтью), свойства другой области вычисляются из первой с помощью:

1) коэффициента подвижности M = (k/μ)н /(k/μ)г;

2) коэффициента пьезопроводности D = (k/Ф·μ·ct)н / (k/Ф·μ·ct)г.

M = 0,01 и D = 0,1 характеризуют значение подвижности и пьезопроводности в области ГШ, увеличенное в 100 и в 10 раз соответственно. Коэффициент подвижности принимает такое значение вследствие того, что k/μг >> k/μнг ≈ 0,01μн ). Коэффициент пьезопроводности в свою очередь увеличивается на порядок из-за одновременного уменьшения вязкости флюида и увеличения общей сжимаемости системы.

Методом суперпозиций простых модулей (фигур) строится сетка Вороного (рис. 4) и для конкретных скважинных геометрий происходит локальное трехмерное сгущение сетки, то есть вдали от скважины сетка двумерная неструктурированная, а вокруг ГС – трехмерная. На рис. 5 представлен вертикальный разрез модели по сечению (рис. 4) с распределением давления в пласте в первоначальный момент времени (после остановки скважины).

Рис. 5. Вертикальный разрез модели (распределение давления в начальный момент времени)
Рис. 5. Вертикальный разрез модели (распределение давления в начальный момент времени)

При интерпретации в модель закладывается информация (на основе «экспертной оценки») о толщинах нефтяного и газового слоев, основных физико-химических свойствах пласта и флюида, пластовом давлении, коэффициенте анизотропии проницаемостей, значении скин-фактора и других параметрах. После чего выполняются анализ чувствительности модели к входным параметрам, сопоставление модельных диагностических графиков с фактическими данными и определение истинных значений основных параметров модели (hг, kv, kh, S, L), при которых достигается удовлетворительное воспроизведение модельным диагностическим графиком фактических данных.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГДИ ГС. РЕАЛИЗАЦИЯ ЧИСЛЕННОЙ МОДЕЛИ

Для опробования нового подхода интерпретации ГДИС было выбрано несколько примеров ГДИ добывающих и нагнетательных ГС месторождения ААА, в частности скважин № 1, 3 и 2. На рис. 1 представлена схема расположения скважин (по состоянию на 01.01.2016) относительно ГНК. Скважина №1 находится в ВНЗ, а скважины №2 и 3 – в ВНЗ на границе с ГНК.

На рис. 6 представлены проводки указанных скважин. Эффективная толщина для исследований выбирается исходя из среднего значения нефтенасыщенной зоны в районе горизонтального участка скважины.

Рис. 6. Проводки скважин 1 и 2 месторождения ААА
Рис. 6. Проводки скважин 1 и 2 месторождения ААА

Диагностические графики интерпретации ГДИС представлены на рис. 7, результаты интерпретации и входные данные приведены в таблице 1.

Рис. 7. Диагностические графики КВД скв. 1 (а) и КПД скв. 2 (б)
Рис. 7. Диагностические графики КВД скв. 1 (а) и КПД скв. 2 (б)
Таблица 1. Входные данные и результаты интерпретации
Таблица 1. Входные данные и результаты интерпретации

В результате численного моделирования получено удовлетворительное воспроизведение модельным графиком фактических данных и адекватные значения физических свойств пласта (табл. 1). Продолжительное снижение производной диагностического графика скважины №2 говорит об увеличении толщины ГШ при отдалении фронта возмущения давления от скважины, о чем свидетельствуют результаты анализа чувствительности диагностического графика численной модели к изменению значения входного параметра – толщины ГШ (рис. 8а).

Рис. 8. Анализ чувствительности диагностического графика численной модели КПД скв. 1 к изменению значений параметров
Рис. 8. Анализ чувствительности диагностического графика численной модели КПД скв. 1 к изменению значений параметров: а – hг и б – S

Как уже было сказано ранее, в процессе интерпретации ГДИ ГС для определения истинных значений основных параметров модели проводится анализ чувствительности численной модели к входным параметрам. Наибольшее влияние на результаты интерпретации ГДИ оказывают величины параметров: hг, kv, kh, S, L, ct и μ.

На рис. 8 представлены графические результаты анализа чувствительности диагностического графика численной модели КПД скважины №1 к изменению параметров hг и S.

Из результатов интерпретации данных ГДИ скважин №1 и 2 численным методом, а также из рис. 8а видно, что новый подход к интерпретации ГДИС численными методами позволяет определять толщину ГШ над стволом скважины. Также по рис. 8а видно, что увеличение толщины ГШ приводит к снижению профиля производной диагностического графика при t≥1 ч, что подтверждает вывод о поведении диагностического графика КВД скважины №2 (рис. 7а). Подход к более точной интерпретации ГДИ ГС типа 2.2 (рис. 1) требует дальнейшего изучения.

На основании результатов ГДИ скважина №1 относится к типу 2.1 классификации, представленной на рис. 1, а скважина №2 – к типу 2.2. Однако первоначально предполагалось, что рассматриваемые скважины находятся в ВНЗ (рис. 1). В соответствии с этим обстоятельством можно утверждать, что новый подход к интерпретации ГДИС позволяет не только определять толщину ГШ, но и оценивать ее «расширение» и соответственно корректировать карту распространения ГНК.

АНАЛИЗ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГДИ ГС

Для ответа на вопрос о целесообразности использования нового подхода для интерпретации ГДИ ГС необходимо рассмотреть и проанализировать альтернативные результаты интерпретации ГДИС, полученные с помощью стандартных аналитических моделей.

На рис. 9 представлены диагностические графики аналитической интерпретации ГДИС рассматриваемых ранее скважин № 1 и 2, проведенной компанией-подрядчиком, результаты интерпретации и входные данные сведены в табл. 1.

Рис. 9. Диагностические графики КВД
Рис. 9. Диагностические графики КВД

Несмотря на получение удовлетворительного воспроизведения модельным графиком фактических данных (рис. 9), полученные физические свойства пласта являются «неадекватными» (табл. 1). На основании полученных данных можно сделать вывод, что полученное при интерпретации ГДИ ГС на основе стандартных аналитических моделей значение скин-фактора (S>8) завышено и соответствует высокой степени загрязнения ОЗП, низким значениям анизотропии проницаемости (kz /kr <= 0,01) и низким значениям эффективной длины ГС.

Для подтверждения приведенных высказываний проведена оценка влияния скин-фактора на добычу флюида.

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ СКИН-ФАКТОРА (S) НА ДОБЫЧУ ФЛЮИДА

Оценка влияния скин-фактора на добычу флюида проведена по формулам Борисова Ю.П. для безразмерного коэффициента продуктивности ГС (5) и скинфактора (6) [3, 5].

В общем случае дебит ГС можно представить по формуле (4):

дебит ГС

где Pw – забойное давление скважины, атм; Pe – давление на контуре питания, атм; Q – дебит скважины, м3/сут; B – объемный коэффициент флюида, м33; μ – вязкость флюида, сПз; k – латеральная проницаемость пласта, мД; h – нефтенасыщенная толщина, м; JD – безразмерный коэффициент продуктивности.

безразмерный коэффициент продуктивности

где L – длина горизонтального участка скважины, м; re – радиус контура питания, м;

радиус скважины

где rw – радиус скважины, м; S – скин-фактор.

кин-фактор

где k/kD – коэффициент загрязнения; kD – коэффициент проницаемости загрязненной зоны, мД;

радиус загрязненной зоны

где rD – радиус загрязненной зоны, м.

В результате оценки влияния скин-фактора на добычу флюида (рис. 10) установлено, что значение скин-фактора 9 соответствует степени ухудшения проницаемости 0,025 (т.е. в 40 раз) при длине ствола 700 м и радиусе загрязненной зоны = 3,5 м. Значение скин-фактора 10 соответствует степени ухудшения проницаемости 0,01(т.е. в 100 раз) при длине ствола 700 м и радиусе загрязненной зоны 0,48 м.

Рис. 10. Зависимость дебита ГС от скин-фактора
Рис. 10. Зависимость дебита ГС от скин-фактора

РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

К преимуществам нового подхода к интерпретации ГДИ ГС необходимо добавить возможность регулирования режима работы добывающих скважин в подгазовой зоне в зависимости от критического значения газового фактора, который напрямую определяется толщиной ГШ. Определить критическое значение газового фактора при эксплуатации скважин в подгазовой зоне предлагается по формуле (7):

критическое значение газового фактора при эксплуатации скважин в подгазовой зоне

где Вн и Вг – объемные коэффициенты нефти и газа соответственно, м33; hн и hг – нефтенасыщенная и газонасыщенная толщины соответственно, м; μн и μг – вязкость нефти и газа соответственно, сПз.

Необходимо отметить, что основная причина, сдерживающая увеличение депрессии на пласт скважин в подгазовых зонах, заключается в конусообразовании (прорыве) газа к забою скважин. При этом критическим газовым фактором называется Гф при добыче флюида из пласта с полностью сформированным газовым конусом, когда основную часть добываемого попутно с нефтью газа составляет свободный газ ГШ. По формуле (7) меньшим значениям толщины ГШ соответствуют меньшие значения Гф. Таким образом, оценка Гф по формуле (7) позволяет оценить возможность «безвредного» увеличения депрессии на пласт скважин в подгазовой зоне и соответственного увеличения добычи.

Помимо аналитической оценки Гф была проведена численная оценка Гф на секторной модели в ПО Eclipse. Задача решалась в двумерной постановке (по оси X одна ячейка). Исходные параметры для построения секторной гидродинамической модели соответствовали входным данным и полученным результатам численной интерпретации ГДИ скважины №1.

На рис. 11 представлены характеристики секторной гидродинамической модели, в том числе вертикальный разрез секторной гидродинамической модели в момент прорыва газа ГШ к ГС.

Рис. 11. Характеристики секторной гидродинамической модели
Рис. 11. Характеристики секторной гидродинамической модели

На рис. 12 представлены результаты численной оценки Гф на секторной модели в ПО Eclipse и их сопоставление с критическим значением Гф, посчитанным по формуле (7). Из рис. 12 видно, что различным режимам работы скважины соответствует одно значение критического газового фактора, равного Гф, определяемому по формуле (7).

Рис. 12. Результаты численной оценки Гф на секторной модели в ПО Eclipse
Рис. 12. Результаты численной оценки Гф на секторной модели в ПО Eclipse

Также на основании результатов, представленных на рис. 12, можно сделать вывод, что при небольших (в зависимости от месторождения) толщинах ГШ и соответствующих им небольших (в зависимости от месторождения) значениях Гф можно «безвредно» увеличивать депрессию на пласт и соответственно дебит скважин.

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

Для оценки возможной экономической эффективности, в частности, увеличения добычи нефти за счет повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин (увеличения депрессии на пласт) в подгазовой зоне, использовались типичные (средние)темпы падения добычи нефти при эксплуатации ГС (L=750 м) в ВНЗ и ГНВЗ на месторождении ААА.

На рис. 13 представлены темпы падения добычи нефти ГС (L=750 м) в ВНЗ и ГНВЗ, а также показано (красная заштрихованная область) возможное увеличение добычи нефти за счет роста депрессии на пласт скважин, находящихся в ГНВЗ с малой газонасыщенной толщиной и приемлемым Гф, до значения депрессии скважин, находящихся в ВНЗ.

Рис. 13. Дополнительная добыча нефти при понижении забойного давления
Рис. 13. Дополнительная добыча нефти при понижении забойного давления скважин в ГНВЗ до значений забойного давления скважин в ВНЗ
Таблица 2. Основные технологические и экономические параметры расчета
Таблица 2. Основные технологические и экономические параметры расчета

В табл. 2 представлены основные технологические и экономические параметры для оценки экономической эффективности.

На рис. 14 представлен сравнительный график прироста NPV за два года при повышении депрессии на пласт скважин, находящихся в ГНВЗ с малой газонасыщенной толщиной, до 25 атм (∆Р (ВНЗ)).

ВЫВОДЫ

Корректная интерпретация ГДИ ГС играет важную роль в регулировании процесса разработки месторождения и планирования мероприятий по его совершенствованию. Определение толщины ГШ и оценка критического значения газового фактора позволяет оценить возможность увеличения депрессии на пласт скважин в подгазовой зоне, увеличения добычи нефти и чистого приведенного дохода (NPV) (рис. 14).

Рис. 14. Прирост NPV при повышении депрессии на пласты скважин, находящихся в ГНВЗ
Рис. 14. Прирост NPV при повышении депрессии на пласты скважин, находящихся в ГНВЗ

В рамках исследований были разработаны новый подход к интерпретации ГДИ ГС в подгазовой зоне и методика интерпретации ГДИ ГС на основе численной (многослойной) модели в ПО Saphir, а также был представлен способ аналитической оценки газового фактора на основе результатов нового подхода к интерпретации ГДИС;

Новый подход позволяет корректно интерпретировать результаты ГДИ ГС, расположенных в подгазовой зоне или вблизи ГНК; определять толщину ГШ, оценивать ее «расширение» и корректировать карту распространения ГНК; а также регулировать режим работы добывающих скважин.

Кроме того, была проведена оценка увеличения добычи нефти за счет понижения забойного давления и увеличения дебита жидкости скважин, находящихся в ГНВЗ с малой газонасыщенной толщиной, подтверждающая целесообразность использования нового подхода для интерпретации ГДИ ГС в подгазовых зонах. S

ЛИТЕРАТУРА

1. Ahmed T., McKinney D., Advanced reservoir engineering. – Elsevier, 2000. – 407 p.

2. Earlougher R.C. Jr.: Advances in Well Test Analysis. – SPE Monograph, 2003 (Эрлагер Р. Гидродинамические исследования скважин. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 512 с.).

3. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. – Pen Well Book. Tulsa, Oklahoma. 1991.

4. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic Рис Analysis. The theory and practice of Pressure Transient, Production Analysis, Well Performance Analysis, Production logging and the use of Permanent Downhole Gauge data. – Sophia Antipolis, France: KAPPA, 2011. – 414 p.

5. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. – М: Недра, 1964. – 154 с. 535 с.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Оптимизация технологического режима работы компрессорной станции по методологии «Шесть сигм»
SPE расширяет регион – открытие новой секции SPE в г. Гомеле, Республика Беларусь
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2017

Инженерная практика

Выпуск №08/2017

Строительство и ремонт скважин. Механизированная добыча. ППД и трубопроводы. Энергообеспечение
Изоляция продуктивных горизонтов и ликвидация проницаемых зон при буренииСистемы очистки бурового раствора и ВЗД с новым профилемЭксплуатация скважин с боковыми стволами и осложненного фондаОчистка сточных вод и скважинное оборудование для ППДЗащита промысловых трубопроводов от внутренней коррозииКоммерческий учет электроэнергии и газаТехнологии выработки тепловой и электроэнергии
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.