Скважина с высокотехнологичной компоновкой (smart, intelligent well) – это скважина, в конструкции которой заложен ряд компонентов для сбора, передачи и анализа данных о добыче и пласте (например: температуре, давлении и притоке) в режиме реального времени, и дающих возможность управлять притоком на отдельных интервалах перфорации в целях оптимизации добычи, без проведения внутрискважинных работ [1-3]. По сравнению с применением скважин без высокотехнологичного заканчивания, «умные» скважины позволяют увеличить дебит, повысить коэффициент нефтеотдачи [4, 5], сократить эксплуатационные затраты путем оптимизации текущих показателей работы скважин и смягчить влияние геологических неопределенностей на экономические и технологические показатели [6, 7].

В работе авторами представлен подход к построению индикаторных кривых высокотехнологичных скважин с ОРЭ на основе теории Конопчинского (Michael Konopczynski). На примере «умной скважины» L1 одного из месторождений КНР была проиллюстрирована процедура её осуществления. По результатам анализа характеристик индикаторных кривых «умной скважины» L1 с установками ОРЭ осуществлялось управление давлениями и притоками (дебитами) из отдельных продуктивных коллекторов в целях увеличения суммарного дебита «умной скважины» L1. Полученные результаты имеют важное значение для решения задачи по оптимизации показателей работы высокотехнологичных скважин.

Модели расчета массовых расходов и обводнённости продукции из отдельных продуктивных коллекторов

Важным источником информации, необходимой для построения индикаторных кривых высокотехнологичных скважин и управления дебитами из отдельных коллекторов, являются такие данные, как давление, температура, обводнённость добываемой продукции и дебит скважины в режиме реального времени. На основе полученных результатов в работах [8-10], в данной работе предложены модели расчета обводнённости продукции и притоков из отдельных продуктивных коллекторов, дренируемых высокотехнологичной скважиной. С помощью анализа данных мониторинга в режиме реального времени, таких как давление и температура флюидов в затрубном пространстве и НКТ из отдельных продуктивных коллекторов, представляется возможным определить дебиты и обводнённость продукции, добываемой из разных продуктивных коллекторов.

Флюиды из отдельных продуктивных коллекторов в затрубном пространстве входят в НКТ через клапаны, установленные в устройствах контроля притока (ICV), и смешиваются в НКТ. Согласно смешанной модели температуры Mckinley [11], энергия флюидов после смешивания в НКТ равна сумме энергии флюидов в НКТ перед смешиванием и энергии флюидов, проникающих в НКТ из затрубного пространства скважины. В соответствии с этим, формула для расчета энергии флюидов после смешивания по закону сохранения энергии может быть представлена следующим образом:

Подставляя формулы (2), (3) и (4) в формулу (1), получим выражение для расчета массовых расходов флюидов, добываемых из отдельных продуктивных коллекторов:

В формулах (1) – (5) использованы следующие обозначения:

Q_mj,t – массовый расход смешанных флюидов в НКТ, соответствующий j-ому продуктивному коллектору, кг/с; Q_m(j-1),t – массовый расход смешанных флюидов в НКТ, соответствующий (j-1)-ому продуктивному коллектору, кг/с; Q_mj,ICV – массовый расход флюидов, входящих через ICV в НКТ из j-ого продуктивного коллектора, кг/с; c_pj,t – удельная теплоёмкость смешанных флюидов в НКТ из j-ого продуктивного коллектора при постоянном давлении, Дж/(кг·°C); c_p(j-1),t – удельная теплоёмкость смешанных флюидов в НКТ из (j-1)-ого продуктивного коллектора при постоянном давлении, Дж/(кг·°C); c_pj,a – удельная теплоёмкость флюидов в затрубном пространстве из j-ого продуктивного коллектора при постоянном давлении, Дж/(кг·°C); T_tj,d – температура флюидов в части НКТ, расположенной ниже клапана ICV в j-ом продуктивном коллекторе, °C; T_tj,u – температура флюидов в части НКТ, расположенной выше клапана ICV в j-ом продуктивном коллекторе, °C; T_aj,u – температура флюидов в затрубном пространстве, расположенном выше клапана ICV в j-ом продуктивном коллекторе, °C; ∆T_ICVj – изменение температуры флюидов в ICV в j-ом продуктивном коллекторе, °C; T_t(j-1),d – температура флюидов в части НКТ, расположенной ниже клапана ICV в (j-1)-ом продуктивном коллекторе, °C; ζ_Jj,ICV – коэффициент Джоуля-Томсона ICV в (j-1)-ом продуктивном коллекторе; P_aj,u – давление флюидов в части НКТ, расположенной выше клапана ICV в j-ом продуктивном коллекторе, °C; P_tj,d – давление флюидов в части НКТ, расположенной ниже клапана ICV в j-ом продуктивном коллекторе, °C; x_j – толщина j-ого продуктивного коллектора.

Модели расчета обводнённости продукции из отдельных продуктивных коллекторов

Запишем массовый расход флюидов из j-ого продуктивного коллектора с учетом движущихся в пласте флюидов в следующем виде:

Поток флюидов из продуктивных коллекторов в затрубное пространство происходит при стационарном режиме течения. С использованием уравнения Бернулли и уравнения сохранения массы получено уравнение сохранения энергии флюидов, входящих в затрубное пространство:

Подставив соотношение (6) в формулу (7), получим выражение для расчета обводненности скважинной продукции из отдельных продуктивных коллекторов:

В формулах (6) – (8) использованы следующие обозначения:

q_j,I – объемный расход флюидов из j-ого продуктивного коллектора, м³/с; c_pj,I – удельная теплоёмкость флюидов из j-ого продуктивного коллектора при постоянном давлении, Дж/(кг·°C); y_j,Ig – объемная доля газовой фазы в флюидах из j-ого продуктивного коллектора; y_j,Iw – объемная доля водной фазы в флюидах из j-ого продуктивного коллектора; ρ_j,I – плотность флюидов из j-ого продуктивного коллектора, кг/м³; ρ_j,Ig – плотность газовой фазы в флюидах из j-ого продуктивного коллектора, кг/м³; ρ_j,Iw – плотность водной фазы в флюидах из j-ого продуктивного коллектора, кг/м³; ρ_j,Io – плотность нефтяной фазы в флюидах из j-ого продуктивного коллектора, кг/м³; T_fj – температура флюидов из j-ого продуктивного коллектора, °C; ∆T_ɘj – изменение температуры флюида из j-ого продуктивного коллектора из-за перфорации, °C; c_pj,aw – удельная теплоёмкость водной фазы в флюидах в затрубном пространстве из j-ого продуктивного коллектора при постоянном давлении, Дж/(кг·°C); c_pj,ag – удельная теплоёмкость газовой фазы в флюидах в затрубном пространстве из j-ого продуктивного коллектора при постоянном давлении, Дж/(кг·°C); c_pj,ao – удельная теплоёмкость нефтяной фазы в флюидах в затрубном пространстве из j-ого продуктивного коллектора при постоянном давлении, Дж/(кг·°C); ζ_Jj,ɘ – коэффициент Джоуля-Томсона в отверстии перфорации j-ого продуктивного коллектора; f_wj – массовая обводненность флюидов из j-ого продуктивного коллектора, %; – первоначальное пластовое давление в j-ом продуктивном коллекторе, МПа.

Анализ отношения между степенями открытости ICV, перепадом давления и расходами

Ключевым инструментом для управления притоком и давлением в продуктивных коллекторах является ICV. С помощью анализа взаимного отношения между степенями открытости ICV, перепадом давления и притоком, представляется возможным точно регулировать давление и дебит скважины. В качестве управляющих переменных выступали степени открытости ICV высокотехнологичных скважин. С применением ICV реальной становится задача селективной выработки продуктивных коллекторов или их разработка с ограничением, что приводит к повышению коэффициента нефтеотдачи пласта.

Движение флюида происходит через клапаны ICV из затрубного пространства в НКТ. На рис. 1 представлена схема течения флюида в ICV, в которой использованы следующие обозначения:

P_a – давление флюида в секции № 2, расположенной выше по течению флюида (верхняя часть ICV) в ICV; P_t – давление флюида в секции № 1, продвигающегося через клапаны ICV вниз по течению; q_a – объемный расход флюида в затрубном пространстве; A_ICV, A_a, и A_t – площади сечения клапана ICV, затрубного пространства и НКТ, соответственно; L₁ и L₂ – расстояние восходящего потока флюида вверх и вниз по расположению клапана ICV, соответственно.

РИС. 1. Схема течения флюида в ICV

Из рисунка 1 следует, что во время движения флюида из затрубного пространства в клапаны ICV происходит потеря местного напора h_ICV-u из-за сужения ICV. В случае потока флюида из клапанов ICV в НКТ происходит потеря локального напора h_ICV-d из-за расширения трубы. Исследования, проведенные D.S. Miller и другими, показали, что существует интерференция между потерями локального напора h_ICV-u и h_ICV-d. В связи с этим поправочный коэффициент интерференции введен в качестве расчета потери локального напора при течении флюида через клапаны ICV [12].

Потерями напора флюида при его течении по сегментам L₁ и L₂ можно пренебречь в связи с их незначительными величинами [13]. Уравнение Бернулли между секциями 1 и 2 представлено следующим образом:

Уравнение неразрывности запишется в следующем виде:

Местные потери напора h_ICV-u и h_ICV-d можно определить по формуле Вейсбаха[1]:

Подставляя формулы (10) и (11) в уравнение (9), получим следующее выражение:

Определим комплексный коэффициент течения C_V как:

где α – степень открытости клапана ICV, определяемая из соотношения:

В формулах (9) – (14) использованы следующие обозначения:

v_a – средняя скорость течения флюида в затрубном пространстве, м/с; v_t – средняя скорость течения флюида в НКТ, м/с; v_ICV – средняя скорость течения флюида в клапанах ICV, м/с; C_v – комплексный коэффициент течения, л/c/Па^0,5; C – поправочный коэффициент интерференции; α –степени открытости клапана ICV, %; ρ_a – плотность флюида в затрубном пространстве, кг/м³.

Из формулы (13) следует, что комплексный коэффициент течения C_v выступает в качестве функции степени открытости ICV. Зависимость комплексного коэффициента течения C_v от степени открытости ICV показана на рис. 2.

РИС. 2. Зависимость комплексного коэффициента течения Cv от степени открытости ICV α

Подставляя формулу (13) в формулу (12), получим:

Формула (15) характеризует зависимость между притоком (потоком) флюида, управляемым (обусловленным) ICV, и перепадом давления. Из формулы (15) видно, что поток флюида, протекающего через клапаны ICV, пропорционален перепаду давления.

Высокотехнологичная скважина с установками ОРЭ «L1» расположена на участке тектонически экранированной залежи с подошвенной водой из одного месторождения КНР. Нефтеносная площадь данной залежи составляет 0,9 км². Она состоит из двух продуктивных коллекторов. Глубина залегания залежи изменяется в диапазоне от 2 120 м до 2 220. Газ представлен в растворенном в нефти виде. Коллекторные свойства залежи приведены в таблице 1. Совместная эксплуатация двух отдельных продуктивных коллекторов проводилась до применения установок ОРЭ. Средний дебит скважины по жидкости составляет 20,4 т/сут, средний дебит по нефти – 5,5 т/сут, средний дебит по воде – 14,9 м³/сут, обводенность – 73 %. Данная скважина находится в фазе высокого обводнения. После превращения добывающей скважины в высокотехнологичную скважину с установками ОРЭ, благодаря управлению притоком из продуктивных коллекторов с помощью ICV, средний дебит скважины по жидкости увеличился до 24,96 т/сут, средний дебит по нефти – до 9,47 т/сут. Средний дебит по воде уменьшился на 0,59 м³/сут, обводенность упала до 62,1 %, КИН увеличился на 10,5 %.

Регулирование степени открытости ICV, установленного в «умной скважине» с установками ОРЭ, осуществлялось гидравлическим приводом. С помощью двухточечной системы контроля измерялись давление и температура флюидов в затрубном пространстве и НКТ из отдельных продуктивных коллекторов. После остановки скважины было замечено, что забойное давление в продуктивном коллекторе 2 выше, чем в коллекторе 1. В связи с этим ICV в коллекторе 1 настроен на полное открытие, а ICV в коллекторе 2 – в дроссельном состоянии в целях обеспечения одновременно равновесной эксплуатации двух коллекторов. На рис. 3 приведена принципиальная схема «умной скважины» с установками ОРЭ. Измеренные скважинные данные показаны на рисунках 4, 5 и 6.

ТАБЛИЦА 1. Коллекторные свойства залежи

Параметры	Значение	Параметры	Значение
Глубина скважины, м	2 240	Давление насыщения, МПа	12,5
Среднее пластовое давление, МПа	17,9	Глубина кровли продуктивного коллектора 2, м	2 130
Первоначальная пластовая температура, °C	100	Эффективная толщина продуктивного коллектора 2, м	32
Проницаемость, 10-3μм2	13,4	Глубина кровли продуктивного коллектора 1, м	2 179
Пористость, %	14	Эффективная толщина продуктивного коллектора 1, м	25
Градиент давления, МПа/м	0,01	Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,8985
Градиент температуры, °C /м	0,034	Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПаˑс	17,22

РИС. 3 Принципиальная схема «умной скважины» с установками ОРЭ


РИС. 4 Динамика обводненности и общего дебита по жидкости, нефти и воде «умной скважины» с установками ОРЭ



РИС. 5 Динамика давления «умной скважины» с установками ОРЭ в двух продуктивных коллекторах



РИС. 6. Динамика температуры «умной скважины» с установками ОРЭ в двух продуктивных коллекторах

Расчеты дебитов и обводненности продуктивных коллекторов

Подставляя измеренные данные по давлению и температуре в модель для расчета дебита и обводненности, можно построить динамику изменения дебита и обводненности в двух коллекторах (см. рис. 7 и 8). Из рисунка 7 и 8 видно, что средний дебит скважины по жидкости из коллектора 2 составляет 20,28 т/сут, средний дебит по нефти – 5,51 т/сут, средний дебит по воде – 14,78 м³/сут, средняя обводенность – 72,8 %; средний дебит скважины по жидкости из коллектора 1 составляет 4,67 т/сут, средний дебит по нефти – 3,96 т/сут, средний дебит по воде – 0,71 м³/сут, средняя обводенность – 15,5 %. По результатам сравнительного анализа характеристик, показанных на рисунках 4, 7 и 8, следует, что тенденция динамики дебита по воде из коллектора 2 схожа с тенденцией динамики общего дебита по воде. При этом можно сделать вывод о том, что добыча воды происходит в основном из коллектора 2.


РИС. 7. Динамика обводненности и дебита по жидкости, нефти и воде из коллектора 2


РИС. 8. Динамика обводненности и дебита по жидкости, нефти и воде из коллектора 1

Построение индикаторных кривых высокотехнологичных скважин с установками ОРЭ

По данным манометрического термометра следует, что давление ICV в затрубном пространстве для коллектора 2 составляет P_a2,u. Объемный расход жидкости рассчитывается по формулам (5) и (8) для коллектора 2. Согласно теории Конопчинского (Michael Konopczynski), посвященной исследованию динамики притока к «умной скважине» с установками ОРЭ [15], построенная индикаторная кривая при полном открытии ICV (без дросселирования) проходит через точку Н(q₂, P_a2,u). По уравнениям Petrobras [16] можно построить индикаторную кривую для коллектора 2 без учета эффекта дросселирования ICV.

Таким же образом можно построить индикаторную кривую для коллектора 1 при полном открытии ICV, в которой находится точка I(q₁, P_a1,u). Абсцисса q₁ представляет собой объемный расход жидкости и рассчитывается по формулам (5) и (8). Ордината P_a1,u представляет собой давление ICV в затрубном пространстве, измеренное с помощью манометрического термометра.

Согласно теории Конопчинского, посвященной исследованию динамики притока к «умной скважине» с установками ОРЭ [15], объемный расход жидкости, соответствующий точке пересечения J индикаторной кривой при совместной эксплуатации коллекторов 1 и 2 после дросселирования и индикаторной кривой НКТ, составляет q₃, значение которого равно сумме q₁ и q₂. Давление, соответствующее точке баланса J, составляет P_a1,u. Таким образом, координаты точки пересечения J представляют собой (q₃, P_a1,u).

По закону распределения расходов жидкости из разных коллекторов, прямая линия, на которой находится точка давления баланса J, и индикаторная кривая для коллектора 2 после дросселирования пересекаются в точке L. Объёмный расход из коллектора 2 составляет q₂, отсюда следует, что координаты точки пересечения L представляют собой (q₂, P_a1,u). По уравнениям Petrobras можно построить индикаторную кривую для коллектора 2 с учетом эффекта дросселирования ICV.

Подставляя комплексный коэффициент течения ICV, объемный расход из коллектора 2 после дросселирования и плотность жидкости в формулу (15), получим выражение для расчета перепада давления △P_ICV-HH’, вызванного потоком жидкости в коллекторе 2 через ICV. По механизму работы ICV можно сделать вывод о том, что перепад давления △P_ICV-HH’, вызванного потоком жидкости в коллекторе 2 через ICV, представлен в виде разницы P_IPR-H и P_TPC-H’. Из этого следует, что координаты точки H представляют собой (q₂, P_a2,u-△P_ICV-HH’).

На основе координат точек H’ и J с использованием уравнения Беггса-Брилла (Beggs-Brill) строится индикаторная кривая НКТ при устьевом давлении (0,06 МПа). Построены индикаторные кривые высокотехнологичных скважин с установками ОРЭ, представленные на рис. 9.

РИС. 9. Индикаторные кривые высокотехнологичных скважин с установками ОРЭ

РИС. 10. Индикаторные кривые высокотехнологичных скважин с установками ОРЭ после снижения устьевого давления

Из рисунка 10 следует, что индикаторная кривая НКТ после снижения устьевого давления и индикаторная кривая при совместной эксплуатации коллекторов 1 и 2 после дросселирования пересекаются в точке J’, а индикаторная кривая НКТ после снижения устьевого давления и индикаторная кривая при совместной эксплуатации коллекторов 1 и 2 без дросселирования пересекаются в точке А’. Точка J’ продвигалась направо относительно местонахождению точки J и соответствующее давление уменьшается, что проводит к повышению дебитов из коллекторов 1 и 2. Точка А’ продвигалась вправо относительно местонахождения точки А, и соответствующее давление уменьшается, что проводит к повышению дебитов из коллектора 2 и введению в эксплуатацию коллектора 1 без применения каких-либо мер для повышения дебитов. В табл. 2 приведено сравнение результатов расчетов дебитов высокотехнологичных скважин с установками ОРЭ до и после снижения устьевого давления.

ТАБЛИЦА 2. Дебит по жидкости, нефти и воде до и после регулирования ICV

По данным, приведенным в таблице 2, видно, что после снижения устьевого давления скважины, дебит по нефти с дросселированием из коллектора 2 уменьшился на 0,08 т/сут, однако дебит по нефти из коллектора 1 вырос на 1,04 т/сут, общий дебит по воде уменьшился на 0,04 т/сут, а обводненность скважины упала до 56,2 %. По сравнению с обычной ОРЭ, общий дебит по нефти увеличился на 2,22 т/сут, в то время как общий дебит по воде снизился на 9,69 т/сут. Таким образом, после регулирования давления и дебита высокотехнологичной скважины исключение интерференции между продуктивными коллекторами способствует значительному увеличению дебита умной скважины – L1 и, следовательно, повышению нефтеотдачи пласта.

1. В работе получена зависимость забойного давления скважины, вскрывшей продуктивные коллекторы, от дебита скважины на основе анализа зависимости между степенями открытости ICV, перепадом давления (в скважине) и притоком на отдельных интервалах перфорации. Полученная зависимость дает возможность осуществить проектирование устройств контроля притока.

2. На основе анализа характеристик притока к «умной скважине» с установками ОРЭ предложен подход к построению индикаторных кривых высокотехнологичных скважин с ОРЭ. С помощью построенных индикаторных кривых представляется возможным определить способы увеличения дебита скважины.

Данная исследовательская работа выполнена при финансовой поддержке Китайского Государственного Совета по стипендиям (China Scholarship Council) и Государственного фонда естественных наук Китая (National Nature Science Foundation of China).

1. Wang Jinlong, Zhang Ningsheng, et al.: «The Technology Analytic of Foreign Intelligence Well Interval Control Valve», paper ICRSM00188 presented at the International Conference & Exhibition on Reservoir Surveillance and Management, China. 16-18 September 2013.

2. Wang Jinlong, Zhang Ningsheng, et al., The Study of Intelligent Well System Design [J]. Journal of Xi’an ShiYou University (Natural Science Edition), 2015, 30(1), 83-88.

3. A.A. Khrulenko, A.B. Zolotukhin : «А Case Study of Smart Well Deployment for Arctic Offshore Subsea Field Development», paper SPE138072 presented at the SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition, Russia, 26–28 October 2010.

4. Wang Jinlong, Zhang Bing, Wang Rui, Zhang Ningsheng, Wang Yuelong: «The Development of Intelligent Wells Downhole Inflow Control Valve», paper IPPTC2017867 presented at the International Petroleum and Petrochemical Technology Conference, Beijing, China. 20-22 March 2017.

5. Jinlong Wang, Ningsheng Zhang, Yuelong Wang, Bing Zhang, Yingru Wang. Development of a downhole incharge inflow control valve in intelligent wells [J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 29 (2016): 559-569.

6. Alexey Khrulenko, Anatoly B. Zolotukhin: «Approach for Full Field Scale Smart Well Modeling and Optimization», paper SPE149926 presented at the SPE Arctic and Extreme Environments Conference & Exhibition, Russia, 18–20 October 2011.

7. Zhiqiang Huang, et al., Study of the Intelligent Completion System for Liaohe Oil Field [J]. Procedia Engineering. 15 (2011): 739-746.

8. Jinlong Wang, Ningsheng Zhang, Junbin Chen, Yingru Wang. Data Analysis of the Real-time Pressure and Temperature along the wellbore in Intelligent Well Lei 632 with Commingling Production in LH Oilfield [J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 138(2016): 18-30.

9. Jinlong Wang, Ningsheng Zhang, et al., The analysis model of real-time pressure and temperature in intelligent well with commingling production [J]. Petrol. Geol. oilfield Dev. DaQing, 2015, 34 (6): 71-76.

10. K.M. Muradov, D.R. Davies: «Temperature Transient Analysis in a Horizontal, Multi-zone, Intelligent Well», paper SPE150138 presented at the SPE Intelligent Energy International, Netherlands, 27-29 March 2012.

11. Guo Haimin. Production logging introduction [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2003: p. 287–289. (Published in Chinese)

12. Feng Jinmei. Fluid Mechanics [M]. Wu Han: Hua zhong University of Science & Technology Press, 2010: p. 150–152. (Published in Chinese)

13. Jia Liting, He Dongsheng, Lu Lingling, et al. Application Analysis of Flow Control Valve in Intelligent Well Completion [J]. Mechanical Research & Application, 2015, 28(1):18-21. (Published in Chinese)

14. Yang Shuren, et al. Engineering Fluid Mechanics [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2006: p. 75–120. (Published in Chinese)

15. Michael Konopczynski, Arashi Ajayi: «Design of Intelligent Well Downhole Valves for Adjustable Flow Control», paper SPE90664 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, U.S.A., 26–29 September 2004. SPE90664.

16. Zhang Qi. Petroleum Engineering Principles and Design [M]. Qing Dao: China University of Petroleum Press, 2006: p. 19–21. (Published in Chinese)

[1] Формула Вейсбаха в гидравлике – эмпирическая формула, определяющая потери напора или потери давления при развитом турбулентном течении несжимаемой жидкости на гидравлических сопротивлениях (предложена Юлиусом Вейсбахом в 1855 г.) [14].

Авторы:

Ван Цзиньлон, Колледж нефтяного машиностроения, Университет Сиань Шийоу, Кафедра разработки нефтегазовых месторождений, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Исследовательский центр интеллектуальных скважин, Университет Сиань Шийоу, Центр прикладных технологий бурения нефтяных скважин

Золотухин А.Б., Кафедра разработки нефтегазовых месторождений, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Чжоу Цяофэн^, Кафедра разработки нефтегазовых месторождений, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Ибрагимов Ж.Ж.^, Кафедра разработки нефтегазовых месторождений, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Чжан Ниншенг_, Колледж нефтяного машиностроения, Университет Сиань Шийоу, Исследовательский центр интеллектуальных скважин, Университет Сиань Шийоу