Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Разработка месторождений
  • Обоснование и прогноз продуктивности горизонтальных скважин на основе комплексных гидродинамических и геофизических исследований

Обоснование и прогноз продуктивности горизонтальных скважин на основе комплексных гидродинамических и геофизических исследований

Предлагаемая Вашему вниманию статья посвящена анализу работы скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) в условиях низкой проницаемости коллектора. Цель анализа состояла в снижении неопределенности при интерпретации гидродинамических (ГДИС) и промыслово-геофизических исследований (ПГИ) и обосновании методики оценки и прогноза параметров, определяющих продуктивность скважин с МГРП.

В основе работы лежат результаты ГДИС и ПГИ, выполненных на объектах ПАО «Газпром нефть», а также материалы выполненного авторами численного гидродинамического моделирования.   

20.11.2016 Инженерная практика №07/2016
Гришина Екатерина Игоревна Главный специалист отдела диагностики и управления разработкой Управления геофизических и гидродинамических исследований департамента геологии и разработки месторождений ООО «Газпромнефть НТЦ»
Морозовский Никита Александрович Главный специалист отдела диагностики и управления разработкой Управления геофизических и гидродинамических исследований департамента геологии и разработки месторождений ООО «Газпромнефть НТЦ»
Кременецкий Михаил Израилевич Руководитель направления по ГДИС и ПГИ отдела диагностики и управления разработкой Управления геофизических и гидродинамических исследований департамента геологии и разработки месторождений ООО «Газпромнефть НТЦ», д.т.н, профессор

Следует подчеркнуть, что используемые в работе материалы исследований скважин обладают рядом значимых особенностей. Прежде всего, это касается результатов гидродинамических исследований скважин. Большинство из них получены при долговременном стационарном мониторинге параметров режима работы скважин (в первую очередь давления и расхода). Массовое применение подобных технологий стало возможным благодаря широкому внедрению в Компании стационарных информационных измерительных систем (СИИС). Это позволило для интерпретации замеров массово применять методику анализа падения производительности скважин (Decline analyze).

Необходимость осмысления большого объема исходных данных послужила толчком к разработке новых способов интерпретации, позволяющих объяснить не понятные с точки зрения классических подходов к интерпретации аномалии в поведении гидродинамических параметров.

При этом резко возрастает роль промыслово-геофизических исследований. Совместная интерпретация ГДИС и ПГИ позволяет не только существенно увеличить объем информации о скважине и пласте, но и уменьшить риски неоднозначной и формальной обработки результатов гидродинамических исследований таких скважин.

ВВЕДЕНИЕ

Исследуемое месторождение находится в Оренбургской области и относится к категории сложных. Пластыколлекторы характеризуются низкими фильтрационноемкостными свойствами (ФЕС), высокой слоистостью и неоднородностью по разрезу, значительным коэффициентом расчлененности и сложной тектонической обстановкой, связанной с формированием неантиклинальных ловушек и тектонически ограниченных залежей.

С учетом перечисленных факторов была выбрана рядная система разработки месторождения с бурением горизонтальных добывающих скважин.

Для повышения продуктивности скважин, вовлечения в работу всех пропластков и, соответственно, повышения рентабельности разработки было принято решение остановиться на заканчивании скважин многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) (рис. 1а).

Рис. 1. Горизонтальная скважина с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП): а – схема вскрытия пласта, б – модель ГДИС
Рис. 1. Горизонтальная скважина с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП): а – схема вскрытия пласта, б – модель ГДИС

Как известно, рациональная разработка предполагает постоянный мониторинг эксплуатационных характеристик и энергетики пласта. Информационной основой решения этой задачи служат ГДИС и ПГИ.

Настоящая работа посвящена вопросам комплексного применения ГДИС и ПГИ для определения и прогнозирования продуктивных характеристик скважин с МГРП по ГДИС, что во многом зависит от индивидуального добычного потенциала каждого из вскрывающих пласт портов ГРП.

ЧИСЛЕННАЯ МОДЕЛЬ ПРИТОКА ФЛЮИДА К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ЧАСТИ СКВАЖИН

На первом этапе для оценки информативных возможностей совместной интерпретации ГДИС и ПГИ было выполнено численное моделирование поля давления в горизонтальной скважине с системой магистральных трещин (рис. 2).

По результатам моделирования была определена преобладающая роль трещин в общем дебите скважины, пробуренной в низкопроницаемом коллекторе, практически при любом типичном для изучаемых объектов сочетании числа и размеров трещин и проницаемости пласта.

Этот вывод очень важен для практики интерпретации, поскольку определяет основную роль ПГИ в комплексе исследований скважин, состоящую в диагностике и оценке дебита локальных интенсивно работающих трещин.

Рис. 2. Численная модель поля давления в горизонтальной скважине, дренирующей пласт с системой магистральных трещин
Рис. 2. Численная модель поля давления в горизонтальной скважине, дренирующей пласт с системой магистральных трещин

МОДЕЛЬ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ C МГРП В НЕОГРАНИЧЕННОМ ПЛАСТЕ

Для характеристики информативности ГДИС и ПГИ в скважине с МГРП воспользуемся общепринятой применительно к данному случаю моделью дренирования пласта.

В рассматриваемой модели бесконечный по простиранию пласт ограничен сверху и снизу двумя горизонтальными границами (расстояние между границами по вертикали h – толщина пласта).

Пласт – анизотропная среда с проницаемостью вдоль горизонтальных осей kX, kY и вертикальной kZ, проницаемостью в горизонтальной плоскости kXY = √  kXkY = 1 мД и в вертикальной перпендикулярной оси скважины kYZ = √ kYkZ = 1 мД.

Горизонтальная скважина описывается как цилиндр, ориентированный по горизонтальной оси. Скважину пересекает система трещин, ориентированных перпендикулярно стволу скважины и полностью вскрывающих пласт от кровли до подошвы. Причем трещины расположены на одинаковом расстоянии друг от друга L и длины трещин равны между собой (рис. 1б).  В пласте фильтруется однофазный однокомпонентный флюид (нефть), характеризуемый динамической вязкостью μ и сжимаемостью Сн.

ДИАГНОСТИКА ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ ФИЛЬТРАЦИИ В СКВАЖИНАХ С МГРП

Приток к горизонтальной скважине с МГРП характеризуется несколькими последовательно сменяющими друг друга режимами фильтрации (рис. 3), отличающимися типом симметрии линий тока: линейный, первый переходный (эллиптический), ранний радиальный, второй переходный, псевдорадиальный. При благоприятных условиях интервал времени, где проявляется каждый из режимов, определяется по результатам «Log-log» моделирования.

Рис. 3. Log-Log диагностика характерных режимов фильтрации для горизонтальных скважин с МГРП
Рис. 3. Log-Log диагностика характерных режимов фильтрации для горизонтальных скважин с МГРП

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛНОГО СПЕКТРА ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА И СКВАЖИНЫ ПРИ ДИАГНОСТИКЕ ВСЕХ РЕЖИМОВ ТЕЧЕНИЯ

Согласно теоретическим представлениям в обобщенных логарифмических координатах асимптота к кривой давления при пуске скважины в работу с постоянным расходом определяется соотношениями:

для режимов с радиальной симметрией линий тока,

%d0%bf%d1%80%d0%be%d0%b4%d1%83%d0%ba%d1%82%d0%b8%d0%b2%d0%bd%d0%be%d1%81%d1%82%d1%8c-%d1%81%d0%ba%d0%b2%d0%b0%d0%b6%d0%b8%d0%bd

для режимов с линейной симметрией линий тока.

 

%d0%b3%d0%be%d1%80%d0%b8%d0%b7%d0%be%d0%bd%d1%82%d0%b0%d0%bb%d1%8c%d0%bd%d1%8b%d0%b9-%d1%81%d0%ba%d0%b2%d0%b0%d0%b6%d0%b8%d0%bd%d1%8b

Данные соотношения легко обобщить на случай цикличного изменения расхода, когда соответствующие функции времени заменит их суперпозиция.

%d1%81%d0%ba%d0%b2%d0%b0%d0%b6%d0%b8%d0%bd%d1%8b

Значения тангенсов угла наклона асимптот определяются следующими соотношениями: для раннего линейного режима:

где Q – дебит жидкости, В0 – коэффициент объемного расширения, h – эффективная толщина пласта, Xf – полудлина трещины, N – количество трещин, μ – коэффициент динамической вязкости флюида, kXY – коэффициент проницаемости по горизонтали, Сн – общая сжимаемости пористой среды;

для первого переходного режима:

%d0%bf%d1%80%d0%be%d0%b4%d1%83%d0%ba%d1%82%d0%b8%d0%b2%d0%bd%d0%be%d1%81%d1%82%d1%8c-%d0%b3%d0%be%d1%80%d0%b8%d0%b7%d0%be%d0%bd%d1%82%d0%b0%d0%bb%d1%8c%d0%bd%d1%8b%d1%85-%d1%81%d0%ba%d0%b2%d0%b0%d0%b6

для раннего радиального режима:

%d0%b3%d0%b5%d0%be%d1%84%d0%b8%d0%b7%d0%b8%d0%ba%d0%b0

для позднего радиального режима:

%d0%b3%d0%b5%d0%be%d1%84%d0%b8%d0%b7%d0%b8%d1%87%d0%b5%d1%81%d0%ba%d0%b8%d0%b5-%d0%b8%d1%81%d1%81%d0%bb%d0%b5%d0%b4%d0%be%d0%b2%d0%b0%d0%bd%d0%b8%d1%8f

УСЛОВИЯ НАБЛЮДЕНИЯ РЕЖИМОВ ТЕЧЕНИЯ

Достоверность диагностики того или иного режима для конкретных условий исследуемой скважины зависит в первую очередь от геометрических характеристик системы трещин, фильтрационных свойств коллектора, а также от особенностей ГДИС (главным образом от их длительности).

Проанализируем случаи, когда времени исследования недостаточно, чтобы сформировались все режимы течения либо ситуации, связанные с влиянием негативных факторов, когда признаки режима нечеткие и диагностика затруднена.

Изучив условия образования каждого режима и выделив наиболее благоприятные для изучения каждого из них, можно более уверенно интерпретировать данные ГДИС.

РАННИЙ ЛИНЕЙНЫЙ РЕЖИМ

Ранний линейный режим течения обусловлен течением флюида к трещине. При этом линии тока ориентированы по простиранию пласта в направлении, параллельном оси скважины. Стоит отметить, что приток к стволу скважины исключается за счет применения глухого хвостовика c перфорационными отверстиями только в интервалах трещин. В Log-Log масштабе в интервале линейного течения асимптоты к кривым приращения давления Р и логарифмической производной Р’ характеризуются одинаковым наклоном (0,5) и сдвинуты относительно друг друга по вертикальной оси (рис. 4).

Рис. 4. Ранний линейный режим течения в Log-Log масштабе
Рис. 4. Ранний линейный режим течения в Log-Log масштабе

Основными параметрами, определяющим успешность диагностики данного режима, служат длина трещин и расстояние между ними (определяемое соотношением протяженности горизонтальной части ствола и количества трещин). Характер влияния длины трещин на ранний линейный режим проиллюстрирован на рис. 5. Проекция на ось абсцисс каждой кривой, изображенной на данном рисунке, отражает промежуток времени, при котором линейный режим оказывает преимущественное влияние на логарифмическую производную. В зависимости от длины трещин этот промежуток времени меняется от 10 мин до 10 ч при проницаемости 1 мД.

Рис. 5. К оценке достоверности диагностики раннего линейного режима течения (пояснения в тексте)
Рис. 5. К оценке достоверности диагностики раннего линейного режима течения (пояснения в тексте)

Ранний линейный режим испытывает максимальное влияние послепритока (рис. 6). На начальной стадии цикла исследования коэффициент послепритока оказывает преобладающее влияние на поведение давления. Причем чем больше коэффициент послепритока, тем больше отрезок времени, на котором ощутимо это влияние. Расчеты показывают, что в большинстве типичных для реальных скважин случаев влияние раннего линейного режима течения нивелируется послепритоком практически полностью.

Рис. 6. Влияние послепритока на результаты ГДИС (интервале раннего линейного и первого переходного режимов течения)
Рис. 6. Влияние послепритока на результаты ГДИС (интервале раннего линейного и первого переходного режимов течения)

То есть можно сделать вывод о том, что данный режим течения не пригоден для интерпретации, за исключением случаев, когда флюид, поступающий в ствол скважины, обладает низким газосодержанием и, следовательно, меньшей сжимаемостью.

ПЕРВЫЙ ПЕРЕХОДНЫЙ РЕЖИМ

При дальнейшей работе скважины на давление начинает влиять ограниченность длины трещины. Линии постоянных давлений в горизонтальном сечении пласта приобретают эллиптическую форму. Формируется так называемый первый переходный режим, который длится до образования раннего радиального режима (рис. 7а).

Рис. 7. Режимы течения в Log-Log масштабе: а – первый переходный, б – ранний радиальный
Рис. 7. Режимы течения в Log-Log масштабе: а – первый переходный, б – ранний радиальный

Критерии формирования раннего линейного и первого переходного режимов течения сходны. Но диапазон времени, в пределах которого возможна успешная диагностика последнего, существенно шире: от 1 до 100 часов. Получение достоверной информации по результатам ГДИС в данный период времени реально даже при аномально высоком послепритоке, характерном для горизонтальных стволов. Поэтому переходный режим течения уже можно отнести к базовым для последующего комплексного анализа гидродинамических исследований.

РАННИЙ РАДИАЛЬНЫЙ РЕЖИМ

С течением времени конфигурация линий постоянных давлений вокруг трещин от эллиптической все больше приближается к окружности. Формируется так называемый ранний радиальный режим течения (рис. 7б).

Существование данного режима обусловлено тем, что появляется значимый поток на концах трещин, однако интерференция между трещинами еще отсутствует. Длительность этого периода зависит главным образом от значений полудлин трещин Xf и расстояний между ними x. Наилучшие условия для определения этого режима потока – большое расстояние и короткая длина трещин. Увеличивая расстояния между трещинами, мы можем задержать интерференцию, увеличив тем самым продолжительность раннего радиального потока. Это значит, что при прочих равных условиях ранний радиальный режим будет более продолжительным, если уменьшается число трещин и увеличивается длина горизонтального ствола.

Аналогично влияет полудлина трещины. Чем она меньше, тем увереннее диагностируется ранний радиальный режим.

Основными параметрами, оперируя которыми можно диагностировать ранний радиальный режим течения, служат число трещин N, их полудлина Xf и работающая высота h. Значение h, как правило, совпадает с эффективной работающей толщиной пласта h. Все перечисленные параметры формируют отрицательный интегральный скин-фактор, благодаря которому можно судить об общей рабочей площади поверхности всех трещин:

%d0%b3%d0%be%d1%80%d0%b8%d0%b7%d0%be%d0%bd%d1%82%d0%b0%d0%bb%d1%8c%d0%bd%d1%8b%d0%b5

где S – площадь поверхности трещины, м2.

Зависимости значения скин-фактора от площади поверхности трещин представлены на рис. 8.

Рис. 8. Зависимость интегрального скин-фактора от геометрических размеров и количества трещин при длине горизонтального ствола 1000 м
Рис. 8. Зависимость интегрального скин-фактора от геометрических размеров и количества трещин при длине горизонтального ствола 1000 м

На рис. 8 можно выделить точку инверсии, левее которой значение интегрального скин-фактора не растет (не снижается по абсолютной величине) с увеличе нием длин трещин. Причина этого парадокса в том, что в этом диапазоне значений скин-факторов и поверхности трещин ранний радиальный режим перестает диагностироваться. Другими словами, это зона, в которой соотношение расстояния между трещинами и длина трещины становятся такими, что интерференция между трещинами наступает практически сразу.

Ограничения по диагностике радиального режима более наглядны, если для представленных на рис. 8 сочетаний полудлин и числа трещин построить характеристические графики радиального течения (ΔP = ln(t)) и нанести на них участки, где асимптота к этому графику будет близка линейной.

Пример подобных графиков для горизонтального ствола длиной 1000 м, вскрытого тремя трещинами, представлен на рис. 9. По графику видно, как продолжительность раннего радиального режима, а значит, и надежность его диагностики резко снижаются с ростом полудлин трещин.

Рис. 9. Результативность ГДИС при диагностике раннего радиального режима течения
Рис. 9. Результативность ГДИС при диагностике раннего радиального режима течения

ВТОРОЙ ПЕРЕХОДНЫЙ РЕЖИМ

В связи с тем, что с течением времени воронка депрессии около каждой трещины увеличивается, между ними наступает интерференция. На этот процесс оказывают влияние множество факторов, поэтому отсутствует четкая асимптотическая зависимость, и второй переходный режим не представляет интереса с точки зрения количественной интерпретации.

ПОЗДНИЙ РАДИАЛЬНЫЙ РЕЖИМ

Поздний радиальный режим образуется при продолжительном дренировании пласта, при этом воронка депрессии больше длины ствола скважины. Основным препятствием для диагностики позднего радиального течения оказывается продолжительность исследования. При низкой проницаемости пласта (порядка первых единиц мД) необходимая продолжительность исследования даже для относительно небольших длин горизонтального ствола (около 500 м) и длин трещин порядка 20-50 м должна составлять порядка 2000 часов. При этом размеры зоны дренирования могут достигать 1-1,5 км, что сравнимо с расстоянием между соседними скважинами. Таким образом, очень высока вероятность того, что диагностировать данный режим не удастся. Это жестко ограничивает информативные возможности гидродинамических исследований и требует специальных подходов при интерпретации результатов (рис. 10).

 Рис. 10. Влияние границ дренирования на поздний радиальный режим течения в Log-Log масштабе
Рис. 10. Влияние границ дренирования на поздний радиальный режим течения в Log-Log масштабе

ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА НА ОСНОВЕ СОПОСТАВЛЕНИЯ УГЛОВЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ АСИМПТОТ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМОВ ТЕЧЕНИЯ

Как следует из соотношений (3) – (6) при диагностике всех режимов течения, включая поздний радиальный, по данным ГДИС возможна оценка полного спектра параметров скважины и пласта, включая число трещин, их средний размер и проницаемость коллектора.

Причем для определения числа трещин не обязательно выполнять комплексный анализ ГДИС методом совмещения. Достаточно сопоставить тангенсы угла наклона асимптот для раннего и позднего радиальных режимов течения [1].

Однако, как следует из выводов предыдущего раздела, времени исследования может быть недостаточно для формирования всех режимов течения. Прежде всего, это касается позднего радиального течения, диагностика которого в условиях низкой проницаемости коллектора требует исследования очень большой длительности (около 2000 часов).

В данном разделе рассмотрены способы оценки параметров пласта в условиях диагностики режимов при меньшей продолжительности исследования. За это время можно наблюдать ранний линейный, первый переходный и ранний радиальный режимы. Сопоставление параметров асимптот для данных режимов (аналогично тому, как это было сделано для раннего и позднего режимов) позволило вывести следующие формулы:

  • для оценки проницаемости пласта на основе сопоставления значений tgβ для раннего линейного и первого переходного режима:

%d1%84%d0%be%d1%80%d0%bc%d1%83%d0%bb%d0%b0-%d1%81%d0%ba%d0%b2%d0%b0%d0%b6%d0%b8%d0%bd

  • для оценки полудлины трещины на основе сопоставления значений tgβ для раннего радиального и раннего линейного режима возможна оценка полудлины трещин:

%d1%81%d0%ba%d0%b2%d0%b0%d0%b6%d0%b8%d0%bd%d1%8b-%d0%b3%d0%be%d1%80%d0%b8%d0%b7%d0%be%d0%bd%d1%82%d0%b0%d0%bb%d1%8c%d0%bd%d1%8b%d0%b5

Однако следует иметь в виду, что диапазон использования данных соотношений очень ограничен. Основной недостаток соотношения (7) состоит в его очень низкой точности. Вероятнее всего, его использование приобретает смысл при очень высокой проницаемости пласта.

Практическое использование соотношения (8) более реально. Однако эта формула, связывающая полудлину трещины и горизонтальную проницаемость, не позволяет определять названные параметры отдельно. То есть в условиях отсутствия диагностики позднего радиального режима при оценке параметров пласта нам не обойтись без дополнительной априорной информации. Одним из основных ее источников могут стать промыслово-геофизические исследования (ПГИ).

ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ПЕРЕЧНЯ АПРИОРНОЙ ИНФОРМАЦИИ, ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГДИС

Итак, одной из основных проблем ГДИС (горизонтальные скважины с МГРП здесь не являются исключением) является неоднозначность интерпретации результатов, обусловленная тем, что одну и ту же кривую давления можно описать несколькими моделями.

Поэтому при выборе модели необходимо максимально учитывать конкретную геолого-промысловую обстановку и привлекать априорную информацию из других источников, в первую очередь результаты геофизических исследований в открытом стволе (ГИС) и в процессе эксплуатации (ПГИ). Дополнительно с помощью перечисленных методов можно получить следующую информацию:

  • данные о физических свойствах пластового флюида: компонентный состав, свойства компонентов (динамическая вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент и пр.).
  • емкостные и упругие свойства, насыщенность коллектора;
  • работающие толщины.

ГИС служат одним из основных источников информации о распределении в разрезе коллекторов, а при благоприятных условиях и о фильтрационных свойствах.

ПГИ – это наиболее надежный источник априорных данных о работающих толщинах (в том числе при межпластовых перетоках), а также профиле и составе притока.

Учитывая специфику рассматриваемых авторами объектов (горизонтальные скважины с МГРП) в число априорных данных необходимо включить параметры и данные о работе трещин, в том числе число и расположение трещин и вклад каждой из них в приток.

Основная задача последующей работы авторов состоит в том, чтобы изучить информативность и обосновать оптимальные способы совместной интерпретации геофизических и гидродинамических исследований при мониторинге работы горизонтальных скважин с МГРП.

ВЫВОДЫ

С учетом сложности условий исследования (низкие коллекторские свойства, высокая слоистость и неоднородность по разрезу, значительный коэффициент расчлененности и сложная тектоническая обстановка) по результатам проделанной работы были сделаны следующие выводы:

  • установлено, что в низкопроницаемом коллекторе приток из трещин определяет суммарный дебит по всей скважине;
  • показано, что в случае успешной диагностики всех режимов фильтрации, можно определить полный спектр параметров пласта, включая фильтрационные свойства и число работающих трещин;
  • обоснованы благоприятные условия для выделения основных режимов фильтрации;
  • разработаны способы приближенной количественной оценки параметров пласта при условии, что некоторые режимы не определены.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Подходы к количественной интерпретации ГДИС при длительном мониторинге разработки в условиях низкой информативности традиционных технологий / Н.А. Морозовский, В.М. Кричевский, Д.Н. Гуляев, М.М. Биккулов // Инженерная практика. – 2015. – №11.
  2. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин: Учебное пособие. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 476 с.
  3. Кричевский В.М., Морозовский Н.А., Гуляев Д.Н., Биккулов М.М. Оптимизация работы горизонтальных скважин с многостадийными ГРП по данным скважинных исследований // SPE-176566-RU. 2015
  4. Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов нефти / В.Г. Мартынов, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, Д.Н. Гуляев, В.М. Кричевский, В.В. Кокурина, С.И. Мельников // Нефтяное хозяйство. – 2014. – №3.
  5. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1965. – 236 с.
  6. Оливье Узе, Дидье Витура, Оле Фьяре. Анализ динамических потоков, 2009.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Высокоточные приборы измерения расхода в системах ППД
Управление заводнением на поздней стадии разработки месторождений на примере северного участка Ижевского месторождения
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «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 (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.