Well Analyst - PetroBAK · well operation Calculation depends on many parameters: physical and...

Well AnalystWell Analyst

Программный продукт для анализаработы фонда скважин и оценки

потенциальных добычныхвозможностей

Software for operational analysis of well stock and estimation of well

potential

Шайхутдинов И.К. Москва 2003

Ildar ShayhutdinovMoscow 2003

Well analyst

ВведениеВведение IntroductionIntroduction

ДостоверностьДостоверность определенияопределениякоэффициентакоэффициента продуктивностипродуктивности –– ККпродпрод((потенциалапотенциала скважиныскважины) ) играетиграетогромноеогромное значениезначение припримеханизированноммеханизированном способеспособеэксплуатацииэксплуатации скважинскважин::

припри подбореподборе насосногонасосного оборудованияоборудования;;припри проведениипроведении мероприятиймероприятий попо

оптимизацииоптимизации;;припри оценкеоценке потенциальныхпотенциальных добычныхдобычных

возможностейвозможностей скважинскважин..

Отсутствие достоверных значенийКпрод (потенциала скважины) влечетза собой некачественный подборнасосного оборудования:! неполная реализация потенциаласкважины;! снижение МРП насосного оборудования;! снижение экономической эффективностипроведения мероприятий по оптимизации.

Accurate estimation of productivity Accurate estimation of productivity index index -- PIPI (well potential) is key when (well potential) is key when wells are produced under artificial lift.wells are produced under artificial lift.

Selection of pumping equipment;

Well optimization;

Estimation of well potential

Absence of accurate values for PI(well potential) results in selection of inappropriate pumping equipment:

!Incomplete realization of well potential;

!Decrease of pump run life;

!Decrease of well optimization economic efficiency.

Well analyst

МетодыМетоды оценкиоценкипотенциалапотенциала скважинскважин

Methods of well potential Methods of well potential estimationestimation

PKQ прод∆= Уравнение притока кскважине

SrRB

khK

c

Kпрод

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

ln

12µπ Плоско-

радиальный, однофазный поток

SrR

Bk

Bk

kh

K

c

K

вв

в

нн

н

прод

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+

=

ln

2**

µµπ Плоско-

радиальный, двухфазный поток

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅−⋅+−=

2

.8,02,018,1 нас

заб

нас

забнаснасKпрод P

РPPPPPKQ

Поправка Вогеля для случаязабойного давления ниже давлениянасыщения

Кривыеотносительныхфазовыхпроницаемостей

Curves of relative permeability

Planar - radial, single-phase flowPlanar - radial, two-

phase flow

Well inflow equation

Vogel correction used when bottom-hole pressure is lower than bubble point pressure

RK

заб

нас

прод

PPBHPPBPPP

PIK

===

=Symbols

Закон ДарсиDarcy’s law

Well analyst

МетодыМетоды оценкиоценкипотенциалапотенциала скважинскважин

Methods of well potential Methods of well potential estimationestimation

Ключевые параметры дляоценки потенциала скважины

Key factors for estimation of well potential

Для оценки потенциала скважинынеобходимо задатьсявеличинами Кпрод, Рзаб, Рк.

Кпрод - определяется на основегидродинамических исследований (ГДИ) скважины, либо оценивается пофактическим данным Q, Рзаб, Рк изуравнения притока. Обычно величинаКпрод неизвестна, и ее приходитсяоценивать по фактическим даннымработы скважины;

Рк - наиболее известная величина, определяется результатами ГДИ, атакже наблюдательного фонда скважин;

Рзаб – параметр работы скважины, величинакоторого наиболее существенно ибыстро меняется при работе скважины, так как зависит от многих факторов, имеющих динамичный характер.

Calculation of well potential requires knowledge of PI, FBHР, Рr.

PI – Ideally determined on the basis of well testing, or is calculated from known values of Q, FBHP, Рr based on the inflow equation. Normally PI is unknown and has to calculated base on day to day well operation data;

Рr – Of the three values Pr is the most accurately known based on testing or observation wells;

FBHР – Key factor which is least accurately known and changes rapidly with well operation changes

Well analyst

ОбзорОбзор основныхосновныхметодикметодик расчетарасчета

Review of the basic Review of the basic design proceduresdesign procedures

ghНРP диннасспзатргжсзатрнассп )( ... −+= ρКлассический подход

3.. / 840 мкгдегазнзатргжс ≈= ρρ

Подход адаптация (пример)

3. / 500 мкгзатргжс ≈ρ

РасчетРасчет давлениядавления нана глубинеглубине спускаспуска насосанасоса

РасчетРасчет давлениядавления нана забоезабое

gННРP насспсквгжснасспзаб )( .. −+= ρвввплнгжс ff ρρρ +−= )1(.

Estimation of pressure at the level of submersible pump inletEstimation of pressure at the level of submersible pump inlet

Classical method

Method of Adaptation (example)

Estimation of bottomEstimation of bottom--hole pressure hole pressure

pressure intake Pump

pressure Annuluslevel flow Dynamic

depth Pumps.c.density Oil

density liquidAnnulus

.

.

.

.

−

−−−−

−

нассп

затр

дин

нассп

дегазн

затргжс

РРhHρ

ρ

Расчетная схема работыУЭЦН на водо-

нефтегазовых смесях.

Typical operation of ESPwith water-oil-and-gas

mixes cutWater density; mixture liquid Gasr.c.;density Oil depth; Well FBHP; .

−−−−−

вгжс

плнсквзаб

fρρHР

Well analyst

НедостаткиНедостатки существующихсуществующихподходовподходов

Errors of existing approachErrors of existing approach

-- ПлотностьПлотность газожидкостнойгазожидкостнойсмесисмеси нене определяетсяопределяется приприрасчетерасчете забойногозабойногодавлениядавления, , аа задаетсязадается каккакисходнаяисходная величинавеличина..

Однако она зависит от целогоряда параметров: физико-химических свойств пластовыхфлюидов, обводненностипродукции, используемогопогружного оборудования, Рпл, Рзаб, Тзаб и т.п.

-- НеНе учитываетсяучитывается весвес столбастолбагазагаза, , находящегосянаходящегося вышевышединамическогодинамического уровняуровня

-- Density of a gas liquid mixture is Density of a gas liquid mixture is typically assigned a point value typically assigned a point value rather than calculated based on rather than calculated based on well operationwell operation

Calculation depends on many parameters: physical and chemical properties of fluids, water cut, pump type and gas handling device, reservoir pressure, bottom-hole pressure, bottom-hole temperature, etc.

-- The weight of the gas column The weight of the gas column above the dynamic flow level is above the dynamic flow level is considered negligible and is considered negligible and is ignoredignored

Well analyst

ВведениеВведение ввпроблематикупроблематику

Используемые в настоящее времяметодики, не позволяют снеобходимой точностьюопределять давление науровне приема погружногонасосного оборудования, атакже на забое добывающихскважин.

ТочноеТочное определениеопределение этихэтих параметровпараметровпозволитпозволит::

•• корректнокорректно определятьопределять текущиетекущиедобычныедобычные возможностивозможности скважиныскважины((потенциалпотенциал););

•• повыситьповысить качествокачество подбораподбора насосногонасосногооборудованияоборудования длядля реализацииреализациипотенциальныхпотенциальных возможностейвозможностейскважиныскважины;;

•• проводитьпроводить достоверныйдостоверный анализанализтекущихтекущих условийусловий работыработы насосногонасосногооборудованияоборудования;;

•• повыситьповысить качествокачество адаптацииадаптации 33DDгидродинамическихгидродинамических моделеймоделей..

The ProblemThe Problem

The procedure utilized at presentThe procedure utilized at presentdoes not provide the required does not provide the required level of accuracy when level of accuracy when determining either pump determining either pump intake pressure or flowing intake pressure or flowing bottom hole pressurebottom hole pressure

Exact definition of these arguments Exact definition of these arguments will allow:will allow:

•• Estimation of correct currentEstimation of correct current wellwellopportunities (potential);opportunities (potential);

•• Appropriate selection of pump type for Appropriate selection of pump type for realization of well potential realization of well potential opportunities;opportunities;

•• Analysis of the current operating Analysis of the current operating conditions of installed pump conditions of installed pump equipment;equipment;

•• Improved quality of 3D hydrodynamic Improved quality of 3D hydrodynamic model history matching.model history matching.

Well analyst

ПредлагаемыйПредлагаемый алгоритмалгоритмрасчетарасчета


0

0

aQa

gdldP

гж +=

ρ

Дифференциальное уравнение движенияГЖС А.П. Крылова при работегазожидкостного подъемника в режименулевой подачи

ср

гдинzTh

затрдин еPPρ03415,0

⋅=

Барометрическая формула, определяющая давление надинамическом уровне

Suggested calculation Suggested calculation algorithmalgorithm

Calculation of pump intake pressureCalculation of pump intake pressure

Numerical iterative solution methodology

The barometric formula determining pressure at a dynamic flow level

re. temperatuAverage density; gas Relative

t;coefficienility compressib Gas level; flow Dynamic

pressure; Annulus pressure; level flow Dynamic parameter; Geometric rate; Gas density; Liquid 0

−−

−−

−−−−−

срг

дин

затрдин

гж

T

zh

PPaQ

ρ

ρ

Метод итерационных приближений и численного интегрированияI Способ (теоретический)/ I Method (theoretical)

Pсп.нас ?

I.I

Equation of A.P. Krylov (for gaslift operation) describing gas liquid flow behavior under conditions of no liquid production




mixes

Well analyst



Алгоритм расчета1. Задается первое приближение давления на уровне приема насоса

Рсп.нас;

2. Численным интегрированием определяется давление надинамическом уровне и сравнивается с фактическим Рдин;

3. Корректируется первоначально заданное давление на уровнеприема насоса Рсп.нас;

4. Пункты 1-3 повторяются до тех пор пока не будет достигнутосхождение фактического и расчетного давления.

Calculation algorithmPсп.нас ?

I.I

1. The initial approximate pressure at a pump intake level Рсп.нас is set;

2. Pressure at the dynamic flow level is calculated and compared with actual Рдин;

3. Pump intake level pressure (Рсп.нас) is corrected based on 2;

4. Steps 1-3 are are repeated until calculated and actual dynamic level pressure converge.




mixes pressure. intake Pumplevel; flow Dynamic depth; Pump

pressure; level flow Dynamic density; mixture liquid Gas

pressure; Annulus density; liquid Annulus

.

.

.

−−−−−

−−

нассп

диннассп

дингжс

затрзатргжс

РhHР

Р

ρ

ρ

Well analyst



Особенности расчета давления наглубине спуска насоса

Features of pump intake pressure estimation

Определение количества свободного газа взатрубном пространстве Qг осуществляется PVTсоотношениями, расчетом коэффициентовсепарации, определяемых в каждом случаеиндивидуально, а также соотношением, учитывающим, выделение из нефтирастворенного газа;

На каждом шаге численного интегрированиядифференциального уравнения движения ГЖСосуществляется расчет PVT свойств, зависящихот состава и свойств добываемого флюида;

Расчет распределения температуры по стволудобывающей скважины осуществляетсяследующей зависимостью

Calculation of free gas quantity in annulus Qг is performed based on PVT relationships, pump type gas separation coefficients, and gas flashing from oil phase;

Each step of numerical integration of the gas liquid column is calculated based on the composition and properties of the fluid at each point;

Temperature effects are incorporated into the calculation based on the Stanton estimation, shown below.

;1)( ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=

dhSttht пл .10202,0

)40ln(10763,1 4

4−

−

⋅−+⋅

=жq

St

St St –– критерий Стантона; tпл – пластоваятемпература; h – высота по вертикали, отсчитываемая от забоя; d – внутреннийдиаметр трубы (ЭК, НКТ); qж – массовыйдебит скважины.

St St -- Stanton criterion; tпл - reservoir temperature; h- altitude on a vertical, counted from bottom;d - an inside diameter of a tube; qж - mass flow rate.

Well analyst



Calculation of pump intake pressureCalculation of pump intake pressure

Regression analysis by measured data of Рсп.нас (at pump level)Регрессионный анализ фактических данных замеров Рсп.нас




mixes

II Способ (корреляция)/ II Method (correlation)

Pсп.нас ?

Влияющие параметры:

Газовый фактор Гф, м3/м3;

Дебит нефти Qн, м3/сут;

Обводненность продукции b, %;

Затрубное давление Рзатр, атм;

Cтолб жидкости над приемомнасоса Hсп.нас-hдин, м;

Influencing factors:

Gas oil ratio GOR (Гф), m3/m3;

Oil rate Qoil (Qн), m3/d;

Water Cut WC (b), %;

Annulus pressure Pannulus(Рзатр), atm;

Height of liquid column above pump Hсп.нас-hдин, m;

( ))(,,,, .. диннасспзатрнфнассп hHPbQГfP −=


Корреляционная зависимость / Correlation

I.II

Well analyst



РасчетРасчет давлениядавления нана глубинеглубине спускаспуска насосанасосаCalculation of pump intake pressureCalculation of pump intake pressure

Calculation of Рсп.нас (at pump level) by annulus pressure test dataРасчет Рсп.нас по данным отжима динамического уровня




mixes

III Способ (замер dP/dt)/ III Method (dP/dt test)

Pсп.нас ?

level. flow Dynamic time;pressure; intake Pump

pressure; Annulus.

−

−−

дин

нассп

затр

h-tРР

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅= дин

затрнассп h

dtdP

fP .

Замер dP/dt :При закрытой затрубной

задвижке замеряетсяизменение давления вовремени (dP/dt)

dP/dt test:By closed annulus measure

pressure change in time(dP/dt)

Используемая зависимостьхарактеризуетсякорреляционной кривойоценивающей долюсвободного газа в жидкостизатрубного пространства

In use this dependence apply correlation curve, which estimates free gas fraction in the annulus liquid

I.III

динзатр hdt

dP⋅

gf

Корреляционная криваяCorrelation curve

Well analyst

Метод численного интегрирования

РасчетРасчет давлениядавления нана забоезабое

Дифференциальное уравнениедвижения ГЖС

Градиент потерь давления на трение

трсм dH

dPgdHdP

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛+= ρ

вн

смсмтр

тр dw

dHdP

2

2 ρλ=⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛

2,0

2Re158067,0 ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ∈+=

внжтр d

λКоэффициент гидравлическихсопротивлений

На каждом шаге численного интегрированиядифференциального уравнения движения ГЖСосуществляется расчет PVT свойств, зависящихот состава и свойств добываемого флюида;

гггжсм ϕρϕρρ +−= )1( Плотность ГЖС



Calculation of bottom hole pressureCalculation of bottom hole pressure

Method of numerical integration

The differential equation of the flowing gas liquid mixture

Gas liquid mixture density

Gradient of frictional pressure drop

Coefficient of hydraulic resistance

For each step of the numerical integration of the differential equation of the flowing gas liquid mixture PVT properties depending on the actual production fluids are calculated.

Расчетная схема работы УЭЦНна водо-нефтегазовых смесях.

Typical operation of ESP with water-oil-and-gas mixes

Pзаб ?

II

Well analyst

1. Анализ работы насосного оборудования(расчет давления и температуры на уровнеприема насосного оборудования);

2. Расчет забойного давления;

3. Определение коэффициента продуктивностискважины, построение индикаторнойдиаграммы;

4. Расчет потенциально-достижимого дебитаскважины;

5. Определение скважин-кандидатов наоптимизацию по величине забойногодавления;

6. Определение скважин-кандидатов повеличине дополнительного прироста дебитанефти;

7. Определение скважин-кандидатов наустранение гидрозатворов;

8. Расчет рекомендуемой глубины спусканасосного оборудования при оптимизации, выдача соответствующих рекомендаций;

Возможность проведения расчетов попунктам 1-8 одновременно по группескважин.

ПрименениеПрименение предлагаемогопредлагаемогоалгоритмаалгоритма

Applying suggested Applying suggested algorithmalgorithm

1. Operational analysis of pumping equipment (calculation of pressure and temperatures at a pump intake level);

2. Calculation of a bottom-hole pressure;

3. Estimation of productivity index of well, constructing of an indicator diagram (well PI curve);

4. Estimation of potential - achievable rate of flow;

5. Definition of wells - candidates for optimization on magnitude of a bottom-hole pressure;

6. Definition of wells - candidates on magnitude of a complementary incremental of a production oil rate;

7. Definition of wells - candidates for eliminate water plugs;

8. Calculation of recommended depth of pump draw-off by optimization, issue of the applicable recommendations;

Opportunity of calculations conducting on posts 1-8 simultaneously on group of wells.

Возможности программыWell analyst

Opportunities of software Well analyst

Well analyst

Исходные данные по свойствам пластовогофлюида

РасчетныйРасчетный примерпример Example of calculationExample of calculationThe source data on properties of reservoir fluid

Пластовая нефть / Reservoir Oil (reservoir conditions

Дегазированная нефть и газоднократного разгазирования /

Oil at surface conditionsТпл, К Рпл,атм Рнас, атм Г, м3/т bн ρн, кг/м3 ρг, кг/м3

Reservoir temperature,

K

Reservoir pressure,

atm

Bubble point

pressure, atm

Gas oil ratio,

m3/tonnVolume

coefficientOil density,

kg/m3Gas density,

kg/m3

Верхне-Колик-Еганское, пластЮВ2

1349 250 206 236 1,45 832 0,85

Верх-Тарское, пласт Ю1 358 244 83 72 1,26 810 1,17Хохряковское 349 204 101 90 1,21 830 1,13

Талинское, пласт ЮК10-11 353 23 175 236 1,4 815 1,22Кошильское 349 202 87 62 1,15 838 0,9

Колик-Еганское 349 212 91 126 1,45 824 1,13Пермяковское 349 212 68 43 1,11 863 0,7

Купарук, Аляска 350 250 170 68 1,127 920 0,84Родниковское, пласт D3 353 209 77 73 1,176 851 1,18Кальчинское, пласт Ач 360 256 116 45 1,15 884 1,04

Варьеганское, пласт БВ28 345 214 156 175,1 1,49 832 1,168

Самотлорское, пласт АВ11 333 171 118 97,8 1,27 844 0,86

Самотлорское, пласт АВ1-2 333 165 94 76 1,18 844 0,86Самотлорское, пласт БВ8 349 212 135 135 1,26 843 1,13Самотлорское, пласт ЮВ1 349 244 110 119 1,24 844 0,955

Месторождение,Пласт / Oilfield, formation

Всего 315 фактическихзамеров Рзаб / Total 315

gagings of FBHP

Well analyst

Расчетный примерТеоретический итерационный и стандартный

Example of calculationTheoretical iterative and Standard

Среднее отклонение(Average error)

–1,9 атм

Среднее отклонение(Average error)

31,4 атм

Сравнение с расчетеом Well Analyst Comparison with Well Analyst calculation

R2 = 0,91480,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0

Расчет, атм (Calculation, atm)

Замер

, атм

(Mea

sure

d, a

tm)

Сравнение со стандартным расчетеом Comparison with standard calculation

R2 = 0,48970,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

0 20 40 60 80 100 120 140 160


Замер

, атм

(Mea

sure

d, a

tm)

0 2

36

143

77

27 208 2,0

0

50

100

150

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20Погрешность расчета Well analyst, атм

(Well Analyst calculation error, atm)

96 % 7 5 718

36 3952

29 3521 16

9

41

0

50

100

-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 >50Погрешность стандартного расчета, атм

(Standard calculation error, atm)

12 %

I.I

Well analyst

Расчетный примерКорреляция и Отжим dP/dt

Well analyst

Example of calculationCorrelation and Pressure test dP/dt

Well analyst

Сравнение с расчетеом Well Analyst (Корреляция) Comparison with Well Analyst (Correlation) calculation

R2 = 0,77350,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0


Замер

, атм

(Mea

sure

d, a

tm)

10,0 10 18

56

121

5032

171

0,0

50,0

100,0

150,0

<-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20Погрешность корреляции, атм

(Correlation error, atm)

88 %

I.II Сравнение с расчетеом Well Analyst (Отжим dP/dt) Comparison with Well Analyst (Pressure test dP/dt)

calculation

R2 = 0,9852

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0


Замер

, атм

(Mea

sure

d, a

tm)

I.III

23

1

0

10

<-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20Погрешность отжима dP/dt, атм (Pressure test dP/dt error, atm)

Well analystWell analystWell analyst

Сохранение данныхпо пласту

Save reservoir properties data

Загрузка ранеесохраненных данных

по пласту

Load reservoir properties data

Вывод на печатьрезультата расчетаPrint of calculation

result

Описаниепрограммы

Program description

Одновременныйрасчет группыскважин

Simultaneous calculation of several

wells

Сохранениерезультата расчетаSave of calculation

result

Построениеиндикаторнойдиаграммы

Constructing of an productivity index

diagram

Переключениена

русский/английский язык

Russian/English switch

Well analyst

Сохранениерезультата расчетаSave of calculation

result

Одновременныйрасчет группыскважин

Simultaneous calculation of several

wells

Описаниепрограммы

Program description

Well analystWell analyst

Переключениена

русский/английский язык

Russian/English switch

Well analystWell analystWell analyst

Построениеиндикаторнойдиаграммы

Constructing of an productivity index

diagram

Well analyst

Учет способаэксплуатации при

расчетеTaking into account of

exploitation type at calculation

Возможность заданияданных фактических

замеров

Opportunity of the actual gagings using

Возможность заданияограничения по

величине забойногодавления

Opportunity of the bottom-hole pressure

limitation using

Учет PVT свойствдобываемого флюида

Account PVT properties of production fluid

Возможностьиспользования

известной величиныкоэффициентапродуктивности

Opportunity of known productivity index using

Well analystWell analyst

Well analyst

ЗаключениеЗаключение ConclusionConclusion

1. Для оценки потенциала скважины нетнеобходимости проводить специальныеисследования. Достаточно лишь стандартныхзамеров Qж, Ндин, Рзатр, обводненности.

2. Расчет величины забойного давления ипотенциала скважин с применениемпрограммы Well analyst дает минимальнуюпогрешность к фактическим замерам посравнению с применяемыми методиками, т.к. лучше описывает физические процессыдвижения ГЖС;

3. Применение данной программы позволяетувеличить качество планированиямероприятий по оптимизации, определитьтекущие параметры работы скважин;

4. Повышение достоверности динамикзабойных давлений, пересчитанных подинамическим уровням позволит проводитьболее точную адаптацию гидродинамическихмоделей и как следствие этого повыситьдостоверность технологических расчетов;

5. Для повышения качества расчетовпрограммы Well analyst необходимыкачественные данные по динамическимуровням, пластовому и затрубномудавлению.

1. For an estimation of well potential there is no necessity to carry out special tests. Enough only standard gagings of liquid rate, dynamic flow level, annulus pressure and water cut.

2. Estimation of a bottom-hole pressure and well potential with applying program Well analystgives the minimal inaccuracy to actual gagings in comparison with applied method of applications since describes physical processes of liquid gas mixtures moving better;

3. Applying of the given program allows to augment quality of actions planning for optimization to determine the current arguments of well operation;

4. Increase of veracity of dynamics of the bottom-hole pressures re-counted on dynamics flow levels will allow to carry out more exact adapting of hydrodynamic models and as a consequent of it to increase veracity of technological calculations;

5. The qualitative data are indispensable for improvement of program Well analystcalculations quality on dynamic flow levels, reservoir and annulus pressures.

По вопросам обсуждения деталей обращаться кШайхутдинову Ильдару Камилевичу, E-mail: [email protected]

On questions of detail discussion address to Ildar Shayhutdinov, E-mail: [email protected]

Well Analyst - PetroBAK · well operation Calculation depends on many parameters: physical and...

Documents

Transcript of Well Analyst - PetroBAK · well operation Calculation depends on many parameters: physical and...