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

Актуальные вопросы эксплуатации систем ОРД, ОРЗ и ОРДиЗ В ПАО АНК «Башнефть»

Одна из главных стратегических задач ПАО АНК «Башнефть» состоит в поддержании темпов добычи на зрелых месторождениях, а приобщение объектов посредством систем ОРЭ является одним из средств для ее решения. Сегодня в скважинах ПАО АНК «Башнефть» эксплуатируются около ста установок ОРД, ОРЗ и ОРДиЗ различных производителей. Каждому из типов внедренных компоновок присущи свои технологические особенности, преимущества и недостатки, которые подробно рассматриваются в предлагаемой Вашему вниманию статье.    

06.11.2016 Инженерная практика №06/2016
Еникеев Руслан Марсельевич Ведущий инженер по новым технологиям Департамента добычи нефти и газа ПАО АНК «Башнефть»
Здольник Сергей Евгеньевич Вице-президент по добыче нефти и газа ПАО АНК «Башнефть»
Гарифуллин Азат Рифович Начальник отдела добычи нефти и газа Департамента добычи нефти и газа ПАО АНК «Башнефть»
Акшенцев Василий Валерьевич Ведущий инженер ОДНГ ООО «Башнефть-Добыча»

По состоянию на конец 2015 года действующий фонд нефтяных и нагнетательных скважин, оснащенных компоновками ОРЭ, в ПАО АНК «Башнефть» составлял порядка ста единиц и включал десять компоновок ОРД (ШГН-ШГН и ЭЦН-ШГН), 15 компоновок ОРДиЗ и 73 компоновки ОРЗ (рис. 1).

Рис. 1. Структура фонда ОРЭ ПАО АНК «Башнефть»
Рис. 1. Структура фонда ОРЭ ПАО АНК «Башнефть»

ВНЕДРЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПОНОВОК ОРД

Начиная с 2009 года установки ОРД разных конструкций были смонтированы в 25 скважинах ПАО АНК «Башнефть». На момент подготовки статьи самые высокие показатели средней наработки на отказ зафиксированы у компоновки ОРД ЭЦН-ШГН производства ООО «СП-Барс» – 1498 суток. (рис. 2). Второе место по наработке среди десяти остающихся в эксплуатации компоновок принадлежит системе ОРД ШГН-ШГН производства ООО «ЭЛКАМ» – 991 сутки. При этом следует отметить, что у некоторых эксплуатируемых компоновок типа ЭЦН-ШГН в настоящее время работает только ЭЦН, тогда как ШГН отказал.

Рис. 2. Опыт внедрения компоновок ОРД
Рис. 2. Опыт внедрения компоновок ОРД

В 2007-2011 годах специалисты ООО «БашНИПИнефть» разработали три варианта компоновок ОРД, испытания которых в дальнейшем проходили в семи скважинах ПАО АНК «Башнефть» (рис. 3). В процессе их эксплуатации проявилась низкая надежность сальникового узла, из-за чего двухплунжерная система быстро выходила из строя, нарушалась герметичность ЭК и происходили обрывы штанг. В связи с низкой НнО установок ОРД данного типа было принято решение отказаться от их дальнейшего внедрения.

Рис. 3. Компоновки ОРД, разработанные в ООО «БашНИПИнефть»
Рис. 3. Компоновки ОРД, разработанные в ООО «БашНИПИнефть»
Рис. 4. Компоновки ОРД ЭЦН-ШГН производства ООО «Элкам» (а) и ООО «СП-Барс» (б)
Рис. 4. Компоновки ОРД ЭЦН-ШГН производства ООО «Элкам» (а) и ООО «СП-Барс» (б)

В составе компоновки ОРД ООО «СП-Барс» (рис. 4) используется, в основном, оборудование серийного производства, чем, по всей видимости, и обусловлены высокие показатели НнО.

Компоновка ОРЭ ШГН-ЭЦН ООО «ЭЛКАМ» изначально не предусматривала возможности замены насосов одного производителя на насосы другого, что создавало определенные неудобства. Кроме того, в данной компоновке часто происходили отказы насосов по причине срыва с опоры. В этой связи мы временно пересмотрели планы дальнейшего внедрения данного оборудования.

После доработки конструкция компоновок ОРД типа ЭЦН-ШГН ООО «ЭЛКАМ» обеспечивает возможность подбора производительности ШГН; замены ШГН без подъема ЭЦН; эксплуатации нижнего пласта при больших глубинах спуска ЭЦН; а также раздельной регулировки подачи насосов.

Среди недостатков схемы ЭЦН-ШГН такого типа можно отметить вынужденное простаивание ЭЦН при подъеме ШГН, необходимость привлечения завода-изготовителя к проведению ТиКРС и невозможность промывки нижнего насоса.

На 2016 год в ПАО АНК «Башнефть» запланированы ОПИ компоновки ОРД ЭЦН-ЭЦН производства ООО «Уралэнергопром» (рис. 5). Планируется оценить работоспособность и надежность узлов ПЭД, а также турбины расходомера, спускаемого на глубину зале гания нижних объектов разработки, продукция которых характеризуется высокими КВЧ и содержанием АСПВ. Также необходимо уточнить алгоритмы диагностики работы нижнего насоса УОРЭП-ЭЦН, который производит забор пластовой жидкости из-под пакера и перекачивает ее в затрубное пространство.

Рис. 5. Компоновки ОРД ЭЦН-ЭЦН производства ООО «Уралэнергопром»
Рис. 5. Компоновки ОРД ЭЦН-ЭЦН производства ООО «Уралэнергопром»

КОМПОНОВКИ ОРД С КОМПЛЕКСОМ МОНИТОРИНГА

Определенной альтернативой традиционным системам ОРД выступают компоновки ОРД с применением комплекса «Спрут» (рис. 6). Эта технология позволяет вести непрерывный раздельный онлайн-мониторинг работы горизонтов и проводить дистанционные геофизические исследования.

Рис. 6. Компоновки ОРД с применением комплекса «Спрут»
Рис. 6. Компоновки ОРД с применением комплекса «Спрут»

Такие компоновки успешно прошли ОПИ на скважинах Манчаровского месторождения и месторождений им. Р. Требса и им. А. Титова. Несмотря на некоторые недостатки системы, такие как отсутствие возможности создания различной депрессии на каждый объект и риск отказа приборов, в обозримом будущем планируется перейти к ее промышленному внедрению.

ОБЩИЕ ПРОБЛЕМЫ КОМПОНОВОК ОРД

В целом среди проблем эксплуатации компоновок ОРД можно выделить следующие основные проблемы:

  • сложность конструкции и, как следствие, относительно невысокие показатели НнО по сравнению со стандартным оборудованием. При кажущейся надежности всей конструкции ключевые элементы в составе компоновки становятся ненадежными, а порой даже неработоспособны в сложных условиях эксплуатации (высокие депрессии, наличие осложнений, низкие дебиты и т.д.);
  • отсутствие возможности контроля состояния и воздействия на призабойную зону нижнего пласта;
  • отсутствие контроля работы нижнего насоса;
  • высокая стоимость оборудования.

На наш взгляд, для устранения этих недостатков и повышения эффективности работы компоновок ОРД следует усилить координацию между сервисными и нефтяными компаниями, повысить гибкость при проведении ОПИ и при поставках оборудования.

ВНЕДРЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПОНОВОК ОРЗ

Компоновки ОРЗ успешно применяются в ПАО АНК «Башнефть» на протяжении нескольких лет. В ООО «Башнефть-Добыча» были успешно внедрены 73 двухлифтовые компоновки с концентрическим расположением труб. Преждевременные отказы оборудования в процессе работы скважин с ОРЗ не отмечались. При этом когда аналогичное оборудование начали внедрять на скважинах ООО «Башнефть-Полюс» и ООО «Бурнефтегаз», выявились проблемы, связанные с коррозией.

В двухлифтовой системе ОРЗ в условиях Соровского месторождения скорость потока достигает 7,9 м/с, что обуславливает скорость коррозии 5,4 мм/год на водах сеноманского горизонта с высоким содержанием CO2. При использовании однолифтовой системы ОРЗ скорость потока составляет 2,4 м/с, а расчетная скорость коррозии уменьшается более чем вдвое – до 2,7 мм/год (рис. 7). При этом при применении данных вариантов ОРЗ в любом случае необходимо использовать технологии защиты ГНО от коррозии.

Рис. 7. Сравнение параметров эксплуатации схем ОРЗ
Рис. 7. Сравнение параметров эксплуатации схем ОРЗ

В одной из скважин Соровского месторождения ООО «Бурнефтегаз» меньше чем за год полностью прокорродировала НКТ 48х4 «Л», что послужило причиной отказа двухлифтовой компоновки ОРД. По данным металлографических исследований НКТ установлено, что ее качество соответствует паспортным характеристикам. Исследования закачиваемых вод на коррозионную агрессивность показали, что скорость коррозии с учетом скорости потока по внутренней трубе ОРЗ составляет 5,5 мм/год, что соответствует фактическому НнО трубы – 268 сут при толщине стенки 4 мм.

Анализ состава отложений, отобранных НКТ 48х4 «Л» показал наличие карбонатно-оксидных отложений в осадке, что свидетельствует о преобладании интенсивных коррозионных процессов углекислотного типа (табл. 1).

Таблица 1. Результаты исследования состава отложений на базе рентгеновской дифрактометрии (Shimadzu ХRD-6000), отобранные с НКТ 48х4 «Л» скважины Соровского м/р в 2015 г.
Таблица 1. Результаты исследования состава отложений на базе рентгеновской дифрактометрии (Shimadzu ХRD-6000), отобранные с НКТ 48х4 «Л» скважины Соровского м/р в 2015 г.

В данном случае применять реагенты для нейтрализации углекислого газа с учетом больших объемов закачки нерентабельно. В связи с этим было решено пой ти по пути внедрения однолифтовых компоновок ОРЗ, в составе которых присутствуют НКТ в коррозионностойком исполнении (с полимерным покрытием или изготовленные из легированной или хромированной стали).

Каждой из предлагаемых разными производителями двухи трехпакерной однолифтовой компоновке со скважинными камерами (мандрелями) присущи свои особенности (табл. 2). Применение таких компоновок позволяет контролировать давление и температуру (Р, Т) по каждому объекту как в НКТ, так и в затрубном пространстве (кроме компоновок производства ООО «Нефтекамский машиностроительный завод»), а также расход по каждому объекту при геофизических исследованиях скважин. В качестве штуцеров в данных компоновках применяется скважинная камера (мандрель) со сменными клапанами, предусмотрена возможность смены режима работы при помощи канатной техники. К недостаткам этих компоновок следует отнести необходимость остановки скважины при изменении режима работы и отсутствие расходомера, из-за чего определение дебита жидкости приходится вести расчетным методом. Необходимость применения канатной техники в составе данной компоновки создает сложности ее доставки на месторождение по подъездным путям, особенно в период весенней распутицы.

Таблица 2. Особенности двух и трехпакерных компоновок со
Таблица 2. Особенности двух и трехпакерных компоновок со скважинными камерами (мандрелями) разных производителей

На 2016 год запланированы ОПИ двух компоновок такого типа производства ООО НПФ «Пакер» и ООО НПО «Новые нефтяные технологии».

Ожидается, что применение компоновок производства НПФ «Пакер» (рис. 8) даст возможность снизить скорость коррозионного износа НКТ за счет снижения скорости потока; уменьшить металлоемкость оборудования за счет отсутствия в компоновке НКТ диаметром 48 мм; увеличить НнО до 600 сут (для сравнения: НнО двухлифтовой компоновки в условиях Соровского месторождения не превышала 240 сут).

Важно, что в данной компоновке клапаны устанавливаются в карманы для скважинных камер, а не непосредственно в лифт. В ранее испытанных системах с клапанами, спущенными непосредственно в лифт, после 1000 сут наработки были проблемы при извлечении компоновок на поверхность из-за «прикипания» элементов конструкции. Изменение положения мандрелей позволило исключить риски возникновения подобных проблем.

Рис. 8. Двух- или трехпакерная компоновка со скважинными камерами (мандрелями) производства ООО НПФ «Пакер»
Рис. 8. Двух- или трехпакерная компоновка со скважинными камерами (мандрелями) производства ООО НПФ «Пакер»

К недостаткам технологии можно отнести необходимость использования геофизической партии для смены штуцеров, что увеличивает затраты.

По заявке ПАО АНК «Башнефть» в 2016 году НПФ «Пакер» готовит компоновку ОРЗ с управляемыми электроклапанами. Подобных компоновок в России еще никто не испытывал. Данное направление является одним из приоритетных для нашей Компании.

Рис. 9. Двух- или трехпакерная компоновка с регуляторами типа РО(2)-ГП(2) производства ООО НПО «Новые нефтяные технологии»
Рис. 9. Двух- или трехпакерная компоновка
с регуляторами типа РО(2)-ГП(2) производства
ООО НПО «Новые нефтяные технологии»

Применение компоновки с регуляторами типа РО(2)-ГП(2) производства ООО НПО «Новые нефтяные технологии» (рис. 9) обеспечивает контроль давления и температуры по каждому объекту как в НКТ, так и в затрубном пространстве, а также позволяет контролировать расход по каждому объекту при проведении геофизических исследований. Существует возможность смены режима с помощью регулятора отсекателя с дистанционным гидроприводом типа РОГП (по одному на каждый объект) через гидролинии. При этом не требуется остановка скважины.

Вместе с тем, система, которую предлагает ООО НПО «Новые нефтяные технологии», не лишена недостатков. При ее использовании необходима установка специальной автоматизированной СУ для управления гидравлическими клапанами. Компоновка отличается сложной конструкцией и более высокой стоимостью по сравнению с компоновкой с неуправляемыми (сменными) клапанами, в ней отсутствует расходомер, что обуславливает необходимость раздельного определения дебита жидкости по пластам расчетным методом.

Следует отметить, что остаются нерешенными проблемы при эксплуатации всех типов компоновок ОРЗ в средах с высоким содержанием коррозионно-активных компонентов. Также сохраняются проблемы с замером и регулированием закачки по пластам при эксплуатации однолифтовых систем ОРЗ. Для компоновок с НнО более 1000 сут актуальна проблема невозможности закачки больших объемов (до 1000 м3/сут).

Для решения указанных проблем следует использовать компоновки в коррозионностойком исполнении, проводить ОПИ НКТ с внутренним покрытием и испытывать различные варианты однолифтовых компоновок.

ВНЕДРЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПОНОВОК ОРДИЗ

В скважины ПАО АНК «Башнефть» по состоянию на 01.12.2015 года спущены 14 компоновок ОРДиЗ, из них – одна перекачивающая жидкость сверху вниз и 13 «перевертышей», перекачивающих жидкость из нижнего пласта в верхний.

Рис. 10. Технология внутрискважинной перекачки жидкости сверху вниз (ОРДиЗ)
Рис. 10. Технология внутрискважинной перекачки
жидкости сверху вниз (ОРДиЗ)

Технология внутрискважинной перекачки жидкости сверху вниз (рис. 10) позволяет контролировать параметры закачки (P, Q, T) и работы УЭЦН (T, P); осуществлять заводнение без затрат на капитальное строительство, добычу и транспортировку дополнительного объема воды. Немаловажно то, что проводить монтаж и демонтаж таких компоновок можно без демонтажа пакера.

Сегодня одна из проблем данных компоновок – это низкая эксплуатационная надежность – средняя наработка составляет всего 240 сут. Основной причиной отказа этих установок является оплавление изоляции удлинителя и выход из строя ПЭД.

Среди других недостатков системы следует отметить ненадежность линий связи ТМСР – фактически они могут быть спущены в скважину только один раз (под одну компоновку). Проблема осложняется тем, что эти линии связи производятся за рубежом, что обуславливает длительные сроки их поставки. А жестко заданная длина линии ограничивает возможности регулирования напора УЭЦН.

Еще одна проблема – это унификация оборудования ТМС. Сегодня на российском рынке присутствуют два конкурирующих крупных производителя этих систем, при этом их технологии развиваются разными путями, из-за чего их оборудование не взаимозаменяемо. На наш взгляд, производитель, предлагающий уникальное оборудование, обязан обеспечить его высококачественным сервисным обслуживанием. Только в этом случае сотрудничество компаний будет эффективным и продолжительным.

Рис. 11. Компоновка производства ООО НПФ «Пакер» для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего пласта в верхний
Рис. 11. Компоновка производства ООО НПФ «Пакер» для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего пласта в верхний

В октябре 2014 года завершена опытно-промысловая эксплуатация двухпакерной компоновки производства ООО НПФ «Пакер» для внутрискважинной перекачки жидкости нижнего пласта в верхний (рис. 11). Критерии успешности эксплуатации были достигнуты, компоновка показала надежную работу. Была проведена организация заводнения без затрат на капитальное строительство, добычу и транспортировку дополнительного объема воды.

Таким образом, для систем ОРДиЗ характерна проблема низкой НнО; проблема унификации оборудования ПЭД и ТМС; ненадежность линии связи между ТМСП и расходомером; проблема коммутации между ПЭД и ТМС разных производителей (отсутствует единый стандарт подключения); проблема регулирования подачи насоса. Кроме того, для улучшения работы этих систем требуется модификация стыковочного узла УЭЦН.

На наш взгляд, доработку конструкций ОРДиЗ целесообразно производить по четырем направлениям. Во-первых, доработать стыковочный узел. Во-вторых, разработать конструкцию беспроводного расходомера с потенциальной НнО не менее 1000 сут. В-третьих, использовать геофизический кабель в качестве линий связи. В-четвертых, усиленно развивать технологии управления закачкой/добычей с возможностью дистанционного регулирования без подхода бригады ТКРС и контролем всех параметров пластов в режиме онлайн.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Руслан Марсельевич, Вы упомянули об использовании в ПАО АНК «Башнефть» компоновок ОРД ШГН-ШГН. Какие именно компоновки применяются?
Руслан Еникеев:: На скважинах ООО АНК «Башнефть» применяются компоновки ОРД ШГН-ШГН с раздельным подъемом по полым штангам. К этой установке есть вопросы и есть направления для совершенствования, но пока мы не решим вопрос обработки нижних насосов, контроля их работы, это направление развиваться не будет.
Вопрос: Пробовали ли вы внедрять установки ОРЗ с параллельным расположением труб с полимерным покрытием внутренней поверхности?
Р.Е.: Нет, поскольку до недавнего времени нас вполне устраивали стандартные установки. Возможности по внедрению таких компоновок зависят от того, готова ли компания-производитель поставить их нам сначала на ОПИ, а затем при положительном решении о внедрении обеспечить их сервис. К тому же такие компоновки значительно дороже.
Реплика: В ПАО «Татнефть» есть опыт внедрения таких установок с гидравлически регулируемыми клапанам, а также однопакерных установок ОРЗ с применением мандрелей. Мы нашли способ решить проблему «прикипания» элементов конструкции – это ежегодное передергивание клапанов. Мы также ушли от пересчетного способа расхода добываемой жидкости по перепаду давления в пластах, внедрив расходомеров определенного типа.
Р.Е.: Эти расходомеры у вас сразу выпускаются в компоновке?
Реплика: Совершенно верно.
Р.Е.: У нас ООО НПФ «Пакер» проводит ОПИ компоновок с расходомерами. По итогам испытаний мы оценим их надежность и примем решение об их внедрении. Вполне возможно, мы тоже пойдем по пути внедрения расходомеров. Другой вариант – будем раз в полгода проверять показатели геофизическими приборами, а не расходомерами.
Вопрос: Учитывая, что в добывающем фонде ПАО АНК «Башнефть» присутствует значительная доля малодебитных скважин, рассматривали ли вы возможность внедрения компоновок ОРД с винтовыми насосами?
Р.Е.: Пока нет, хотя мониторинг рынка показывает, что таких предложений достаточно.
Вопрос: А применяются ли в скважинах ПАО АНК «Башнефть» винтовые насосы без ОРД?
Р.Е.: Одна фирма поставляла их нам года два тому назад, но эти насосы показали низкую НнО, причем во всех компоновках отказывал один и тот же узел. Поставщик почему-то не признал этого факта и не попытался доработать конструкцию. В ближайшее время мы планируем дальнейшие ОПИ данных типов насосов для поиска наиболее приемлемого варианта для наших условий.
Вопрос: Какие показатели СНО вы планируете получить по винтовым насосам?
Р.Е.: Наш ориентир – 700 суток. Это средняя наработка по ООО «Башнефть-Добыча».
Вопрос: Если результаты ОПИ будут положительными, смогут ли винтовые насосы в ПАО АНК «Башнефть» стать альтернативой ШГН и другим типам насосов.
Р.Е.: Конечно, но это вопрос надежности оборудования, а также правильных подходов к его разработке и внедрению (сервису). К сожалению, сейчас большинство российских заводов не работают плотно с нефтяными компаниями на этапе техзадания, а приходят в с уже готовыми решениями, включая алгоритмы для СУ, и предлагают купить это оборудование, обещая высокую надежность и хорошие показатели. А возникающие проблемы они пытаются решить в ходе внедрения. Но гораздо эффективнее было бы, если бы разработчик сначала пришел в нефтяную компанию, узнал особенности ее фонда, потребности в тех или иных установках, изучил риски и затем уже приступил к разработке оборудования. Второй подход характерен для западных производителей.
Реплика: Хотелось бы поднять проблему техзаданий. Сейчас часто бывает так, что нефтяная компания разрабатывает техзадание на установку ОРЭ, но при ближайшем рассмотрении оно оказывается один в один переписанным с уже разработанной конкретной компанией установки. По сути, нефтяная компания дает не техзадание, а задание, чтобы вам кто-то привез такую же установку.
Р.Е.: Возможно, Вы говорите о каких-то частных случаях. У нас в формировании критериев для новых разработок участвуют не только производственные подразделения, но и «наука» (ООО «БашНИПИнефть»).
Вопрос: К сожалению, на сегодняшний день крупные нефтяные компании практически не занимаются разработкой оборудования для ОРЭ. Что мешает им вложиться в разработку оборудования, а не ограничиваться одними ОПИ, как сейчас?
Р.Е.: Разработка нового оборудования – это не только затраты, но и разнообразные риски, в том числе и в области охраны труда и безопасности. Это очень важно. Даже в нашей компании сегодня, когда молодые специалисты предлагают новые идеи, их дальнейшее продвижение упирается в то, насколько это безопасно с точки зрения применения в нефтяных скважинах. Кроме того, возникает резонный вопрос – что это в итоге даст нефтяной компании? Вопрос ответственности за развитие рынка оборудования для ОРЭ это вопрос не только к нефтяным компаниям, но и к государству и остальным участникам рынка.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Системы для ГИС. Системы ОРЭ. Опыт внедрения и эксплуатации
Модель для экспресс-расчета дебита флюида горизонтальной скважины в зависимости от числа трещин ГРП с учетом анизотропии пласта
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2018

Инженерная практика

Выпуск №04/2018

Эксплуатация осложненного фонда скважин. Ремонт скважин. Подготовка и транспорт углеводородов
Осложненный фонд ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз» и др.Оборудование, программное обеспечение и методики для добычи нефти в условиях выноса мехпримесейОпыт и технологии борьбы с АСПОВентильные приводы в составе УЭВН и СШНУОчистка ПЗП и забоя нагнетательных скважин и скважин с боковыми стволамиЗащита сварных соединений трубопроводов от коррозииХимические реагенты для подготовки и транспорта нефтиУтилизация и переработка ПНГ
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг – 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва, МВЦ «Крокус Экспо»
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.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – июль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

23 – 27 июля 2018 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 в рамках авторского курса С. Балянова.