Задача При применении схемы одновременного нагнетания в несколько пластов важно определить распределение объемов закачки жидкости в различные пропластки.  Обычно для этой цели применяются стандартные промыслово-геофизические методы. Ключевым вопросом является стоимость исследований, которую следует учитывать, так как разработчикам месторождений необходимо покрыть стоимость как самих исследований, так и мобилизации бригады и оборудования на скважину. Кроме того, применение стандартных методов предполагает некоторый риск в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды, так как приборы промыслового каротажа по необходимости спускаются по стволу в работающем режиме скважины. Поэтому в отрасли идет постоянный поиск точных и экономичных методов определения профиля закачки, которые снижают риски в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды с использованием уже существующих ресурсов. Схема скважины со спущенным оптоволоконным кабелем. Сервис «Поток по данным оптоволокна» обладает всеми преимуществами нашего продукта «Общий поток» при использовании в скважинах со спущенными оптоволоконными кабелями, и способен отразить полную картину движения жидкости в скважине из пласта в ствол. Сервис «Поток по данным оптоволокна», используемый в нашей системе «Истинный поток» на платформе Cascade, обеспечивает ясность и понимание, необходимые для более эффективного контроля работы скважины. Сервис «Поток по данным оптоволокна» используется, как правило, для диагностики скважинных систем, работающих в нештатном или нежелательном режиме, но при этом может также использоваться в профилактических целях, для обеспечения оптимального режима работы скважинной системы. Решение Профили приемистости жидкости можно определить путем интерпретации температурных данных, поступающих по постоянно присутствующему в стволе скважины оптоволоконному кабелю, но вплоть до настоящего времени ограничивающим фактором была точность этого метода.  Распределенные измерения температуры (DTS) является эффективной альтернативой стандартным методам промыслово-геофизических исследований. После первичной установки DTS не требуют дальнейших затрат на их мобилизацию и устраняют необходимость проведения геолого-технических мероприятий.   Рассматриваемая в данном примере скважина вертикальная водонагнетательная скважина, расположена на Ближнем Востоке. По внешней поверхности обсадной колонны протянут перманентный оптоволоконный кабель. Вода закачивается в три теригенных пропластка, имеющих разную проницаемость и характеризующихся переслаиванием непроницаемых глинами.  Компания «Петролеум Девелопмент Оман» выбрала разработанный в TGT сервис «Поток по данным оптоволокна» для количественного определения профилей приёмистости в скважинной системе путем температурного моделирования данных DTS. Сервис «Поток по данным оптоволокна» осуществляется на базе диагностической системы «Истинный поток» с использованием технологии моделирования потоков Cascade. По результатам разработанного в TGT продукта «Поток по данным оптоволокна» было установлено, что большая часть закачиваемой воды поступает в нижний интервал (А3). В статическом режиме выявлен нисходящий внутриколонный переток из А1 и А2 в А3. Результат Использование разработанного в TGT сервиса «Поток по данным оптоволокна» позволило получить количественные характеристики по объемам закачки в трех интервалах (А1, А2 и А3) исследуемой скважины. Также выявлен нисходящего переток по стволу из интервалов А1 и А2 в интервал А3. Переток был определен путем изучения эффекта восстановления температуры в остановленной скважине по данным DTS, по характеру изменения температуры по стволу скважины. Результаты исследования «Поток по данным оптоволокна» показали хорошее соответствие с результатами стандартного промыслового каротажа, ранее проведенного в скважине.   Сервис «Поток по данным оптоволокна» представляет возможность раскрыть потенциал оптоволоконных систем, уже установленных во множестве скважин. Использование существующих встроенных систем контроля означает, что разработчик месторождения максимально использует имеющиеся ресурсы и средства, выделенные на монтажные работы.  Помимо этого, исключение необходимости проведения каротажей значительно снижает углеродный след при проведении исследований. В данном случае сервис «Поток по данным оптоволокна» помог разработчику месторождения более эффективно использовать уже установленные в скважине оптоволоконные системы, что позволило оценить работу скважины по важным критериям и, в том числе, определить необходимые объемы закачки.

Задача Эффективная разработка слабопроницаемых нефтяных оторочек предусматривает бурение горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. Задача недропользователя состоит в том, чтобы подобрать такой дизайн гидроразрывов, который позволит увеличить уровень добычи при минимальном риске прорыва газа или воды из нецелевых пластов. Прорыв нецелевого флюида негативно сказывается на экономических показателях скважин и может привести к значительному воздействию на окружающую среду, например, из-за необходимости сжигания газа на факелах. Прогнозирование и предотвращение прорыва воды или газа являются важнейшими задачами, стоящими перед специалистами по разработке месторождений. Недропользователи обычно используют гидродинамические исследования для оценки эффективности созданной системы трещин, при этом такой подход предоставляет только усредненные параметры созданных трещин ГРП. Для обнаружения интервалов прорыва воды или нецелевого газа в скважину на ранних стадиях требуется более глубокое понимание динамики потоков в скважинах. Горизонтальная скважина была пробурена в слабопроницаемой нефтяной оторочке и подвергнута 12-и стадийному гидравлическому разрыву. Высокий газовый фактор указывал на потенциальную проблему с системой трещин и текущим дизайном ГРП, что критично для строительства новых скважин на месторождении. Количественная оценка потоков в горизонтальных скважинах и получение точного профиля притока по пласту имеют основополагающее значение для эффективного управления производительностью скважин и пластов. Сервис «Горизонтальный поток» и Cascade3 позволяют инженерам по добыче и разработке пластов принимать обоснованные и целевые решения. Сервис «Горизонтальный поток» предоставляет надежные сведения о профиле притока в широком диапазоне сценариев для горизонтальных скважин, независимо от того, имеет ли место поиск прорыва воды или газа, понимание влияния системы трещин или улучшение геолого-гидродинамической модели пласта. Достоверная информация позволит команде разработчиков предпринять необходимые действия по поддержанию эксплуатационных характеристик скважин и пластов на должном уровне. Решение Новый диагностический сервис компании TGT «Горизонтальный поток» на платформе Cascade3 был создан для предоставления инженерам-разработчикам важной информации о потоке, необходимой для более эффективного управления производительностью горизонтальной скважины. Данная технология позволяет оценивать приток флюидов из различных трещин и пористой матрицы в широком диапазоне сценариев потоков флюида и видов конструкции скважины. Данный подход позволяет определять эффективность созданных трещин ГРП и проводить точную количественную оценку профиля притока в горизонтальных скважинных системах. В данном примере приводится моделирование потока с использованием технологии Cascade3 и анализ пассивной спектральной акустики Chorus, применение которых позволило аналитикам TGT определить интервалы и произвести количественную оценку зон прорыва газа в горизонтальной скважине, а также оценить параметры нецелевых трещин ГРП. Диагностика с использованием сервиса «Горизонтальный поток» на базе платформ Cascade3 и Chorus выявила три зоны прорыва газа и позволила провести оценку роста трещин в вышележащий нецелевой газовый пласт. Высота трещин ГРП показана в колонке «Траектория скважины». Профиль притока QZI показывает три зоны поступления газа с наиболее интенсивным вкладом из порта ГРП №9. В целевом пласте наблюдается незначительный приток флюида. Вероятно, более высокое пластовое давление нецелевой газоносной зоны препятствует притоку нефти из целевого пласта. Результат Диагностика с использованием сервиса «Горизонтальный поток» помогла выявить три зоны прорыва газа и оценить рост трещин ГРП в  вышележащий нецелевой газоносный пласт (см. схему ниже). Дополнительно диагностика Chorus выявила интервалы целевого нефтеносного пласта, которые имеют небольшой вклад ввиду влияния прорыва газа. В конструкции данной скважины были использованы набухающие заколонные пакера, что дает возможность механического перекрытия нецелевых интервалов прорыва газа. Результаты исследования позволили переработать дизайн ГРП для последующего бурения таким образом, чтобы максимизировать добычу в слабопроницаемой нефтяной оторочке, предотвращая при этом прорывы газа.

Задача Добыча газа из слабопроницаемых пластов до сих пор остается сложной задачей, поэтому принятие взвешенных решений по разработке таких запасов имеет решающее значение. Недропользователям необходимо учитывать такие аспекты, как тип и конфигурацию скважины, а также длину ствола скважины для текущих геологических условий. Достоверные профили добычи газа уже введенных в эксплуатацию скважин помогают недропользователям принимать обоснованные решения по дальнейшей разработке месторождений.   Решения, принятые на ранних стадиях разработки месторождения, могут оказать огромное влияние на экономические показатели активов и их долговечность. В данном случае недропользователи столкнулись с особой проблемой получения точных профилей добычи по проницаемым зонам в горизонтальных скважинах с нецементированными хвостовиками, являющейся крайне нетривиальной задачей для механической расходометрии. Это связано со сложными режимами потока газа в стволе и в заколонном пространстве скважины и вероятностью существенного отличия потока по пласту от потока по стволу скважины. Количественная оценка потоков в горизонтальных скважинах и получение точного профиля притока по пласту имеют основополагающее значение для эффективного управления производительностью скважин и пластов. Сервис «Горизонтальный поток» и Cascade3 позволяют инженерам по добыче и разработке пластов принимать обоснованные и целевые решения. Сервис «Горизонтальный поток» предоставляет надежные сведения о профиле притока в широком диапазоне сценариев для горизонтальных скважин, независимо от того, имеет ли место поиск прорыва воды или газа, понимание влияния системы трещин или улучшение геолого-гидродинамической модели пласта. Достоверная информация позволит команде разработчиков предпринять необходимые действия по поддержанию эксплуатационных характеристик скважин и пластов на должном уровне. Решение Новая система диагностики «Горизонтальный поток», основанная на платформе Cascade3, решает многие задачи, с которыми стандартные методы исследования не справляются. Она обеспечивает более достоверную и полную оценку динамики потока в широком диапазоне сценариев в горизонтальной скважине, тем самым позволяя инженерам-нефтяникам принимать необходимые действия по поддержанию эксплуатационных характеристик скважин и пластов на должном уровне.   Аналитическая платформа Cascade3 создана специально для горизонтальных скважин. В ней использованы самые передовые в отрасли наработки термодинамического и гидродинамического моделирования. Они позволяют сервису «Горизонтальный поток» преобразовывать значения температуры, давления и других параметров, замеренные вдоль горизонтального ствола, в непрерывные профили притока по пласту. Это позволяет оценивать эффективность работы как пласта, так и заканчивания скважины, обеспечивая максимально полное представление о характеристиках скважинной системы. В данном примере диагностическая система «Горизонтальный поток» позволила недропользователю месторождения оценить профиль добычи газа в пласте и убедиться, что он соответствует ожидаемому распределению проницаемости и и текущей динамической модели. Исследование с помощью сервиса «Горизонтальный поток» подтвердило, что профиль добычи в данной газодобывающей скважине соответствует ожидаемому распределению проницаемости. С точки зрения общего вклада из каждой зоны выявлено хорошее соответствие между результатами сервиса «Горизонтальный поток» и Cascade3 (14%, 24%, 62%) и традиционных средств диагностики (13%, 25%, 62%), но при этом «Горизонтальный поток» показывал истинный профиль потока по пласту из каждого проницаемого участка за хвостовиком. Использование только результатов традиционных средств диагностики могло привести к неэффективным решениям по разработке месторождения. Результат Диагностика с использованием сервиса «Горизонтальный поток» на базе платформ Cascade3 и Chorus позволила получить точный профиль добычи газа в горизонтальной скважине, пробуренной в газоносном слабопроницаемом пласте. Исследуемая скважина была закончена нецементируемым хвостовиком с установленными фильтрами в трех интервалах, разделенными набухающими пакерами. С помощью полученного непрерывного профиля притока по пласту произведена точная количественная оценка притока каждого активного проницаемого участка вдоль горизонтального ствола скважины за спущенным хвостовиком. Благодаря полученной достоверной информации заказчик смог  смог улучшить гидродинамическую модель пласта и оптимизировать строительство последующих скважин в рамках программы разработки месторождения.   Исследование с использованием сервиса  «Горизонтальный поток» подтвердило, что целевые пласты и носочная часть скважины несут существенный вклад в добычу. Как показывает практика, носочная часть скважины потенциально является проблемной зоной в горизонтальных газодобывающих скважинах по причине дополнительного трения по стволу горизонтальной скважины. Результаты исследования не показали значительных потерь добычи для скважины в направлении носка при текущих геологических условиях. Это подтвердило ожидания в отношении свойств пласта и доказало, что горизонтальные скважины являются наиболее целесообразным вариантом для разработки данного месторождения.   Диагностика с использованием сервиса «Горизонтальный поток» на базе платформы Cascade3 подтвердила эффективность бурения горизонтальных скважин в данном слабопроницаемом терригенном пласте и дала предпосылки для дальнейшей разработки месторождения. Результаты данного исследования могут быть масштабированы недропользователем на аналогичных газовых месторождениях.

Дубай, ОАЭ – 22 февраля 2022 года   Новая система диагностики «Горизонтальный поток» компании TGT, основанная на платформе Cascade3, обеспечивает проведение точной оценки динамики потока в горизонтальных скважинах, тем самым позволяя инженеру по разработке месторождения осуществлять более эффективную эксплуатацию скважин и рабочих пластов.   Компания TGT Diagnostics объявила сегодня о запуске системы диагностики «Горизонтальный поток» с использованием платформы Cascade3. Эта новая многофункциональная система, специально разработанная для горизонтальных скважин, предоставляет инженерам по разработке месторождения результат достоверного моделирования потоков в системе скважина- пласт, которым являются точные непрерывные профили потока флюида для широкого спектра видов конструкций скважин и видов коллекторов, включая пласты после многостадийных гидроразрывов. Диагностика «Горизонтальный поток», основанная на совершенно новой платформе анализа потока Cascade3, представляет собой специализированную систему, построенную на самых передовых принципах термодинамического и гидродинамического моделирования в отрасли. Платформа моделирует замеры температуры, давления и учитывает прочие параметры скважины и пласта, а результатом ее работы являются непрерывные профили потока флюида по пласту. Важно отметить, что моделируются потоки как в стволе скважины, так и за колонной, обеспечивая максимально полное представление о сценариях потока в скважине и пласте.   Генеральный директор TGT Мохаммед Хегази прокомментировал этот запуск: «Понимание динамики потока в скважинной системе является ключевым фактором для улучшения эксплуатационных характеристик скважин и пластов. На сегодняшний день «Горизонтальный поток» является самой высокоэффективной системой для анализа потоков в горизонтальных скважинах, пласте и трещинах. Она позволяет решать многие проблемы, с которыми не справляются стандартные методы исследований, и также дает возможность недропользователям максимально увеличить добычу углеводородов, при этом обеспечивая безопасную и эффективную эксплуатацию скважин без загрязнения».   «Более ясное понимание гидродинамических процессов в скважинах расширяет возможности для увеличения добычи эксплуатационного фонда, – объясняет Кен Физер, директор по маркетингу TGT, – Переход к более чистой энергии и сокращение возможностей для разработки новых месторождений означает, что недропользователям необходимо инвестировать активы в более эффективную отдачу из уже освоенных месторождений. Разработка месторождений с бурением горизонтальных скважин существенно повышает экономическую выгоду от эксплуатации пластов, однако появляются проблемы, связанные со сложностью эксплуатации таких скважин. «Горизонтальный поток» и Cascade3 решают множество диагностических задач, с которыми сталкиваются инженеры по добыче и разработке пластов. Эти системы обеспечивают специалистов точной информацией, необходимой для снижения эксплуатационных расходов и энергопотребления, а также увеличения добычи». Система «Горизонтальный поток» совместно с платформой Cascade3 позволяют проводить полный и точный анализ горизонтальных скважин, программа исследований позволяет получить уникальную информацию, уменьшить неопределенность диагностики и сократить последующие дополнительные операции со скважиной. Юлия Фесина, руководитель проекта Cascade: «Cascade3 помимо прямого применения для определения профилей потоков по пласту позволяет также проводить оценки и верифицировать такие ключевые характеристики пласта, как пластовое давление, проницаемость и скин- фактор. Такая независимая проверка ключевых параметров позволит помочь специалистам по разработке месторождений устранить неопределенность и улучшить адаптацию гидродинамической модели месторождения по фактическим промысловым данным» Теперь среди широкого спектра продуктов сервиса «Истинный поток» недропользователям также доступна диагностика «Горизонтальный поток».

Задача Исследуемая скважина не вышла на запланированный объем добычи газа, в связи с чем разработчик месторождения пожелал разобраться в проблеме и установить ее первопричину. Предполагалось, что оба подвергшиеся гидроразрыву продуктивных интервала вносят вклад в добычу, поэтому первоочередная задача заключалась в сравнительной оценке объемов добычи газа из каждого интервала. Еще одной сложностью была обводненность продукции, которая в газовой скважине может представлять собой критическую проблему. Соответственно, следующей задачей было определить место поступления воды в скважину для разработки плана КРС. Спущенная в газодобывающую скважину колонна НКТ выходит за пределы нижнего интервала перфорации, тем самым исключая возможность диагностики с использованием стандартных методов промыслово-геофизического каротажа. Сервис «Общий поток» позволяет определять местонахождение и рассчитывать объем потоков флюида по стволу и пласту, а также устанавливать зависимость между ними. Осуществляемое при помощи диагностической системы «Истинный поток» с использованием технологий Chorus и Cascade исследование «Общий поток» обеспечивает ясность и понимание, необходимые для более эффективного контроля за работой скважинной системы. Сервис «Общий поток» используется, как правило, для диагностики скважинных систем, работающих в нештатном или нежелательном режиме, но может также использоваться и в профилактических целях, для обеспечения оптимального режима работы скважинной системы. Решение Геологическим подразделением компании «AGL Energy Ltd», включающим в себя инженеров-разработчиков и инженеров-нефтяников, был выбран разработанный в TGT сервис «Общий поток» для определения продуктивных интервалов  и расчета объемов потоков флюида по стволу и пласту за спущенным НКТ. Осуществляемое при помощи системы «Истинный поток» с использованием технологий Chorus и Cascade, сервис «Общий поток» обеспечивает ясность и понимание, необходимые разработчикам месторождений для более эффективного контроля за работой скважинной системы. Сервис «Общий поток» используется, как правило, для диагностики скважинных систем, работающих в нештатном или нежелательном режиме, но при этом может также использоваться и в профилактических целях, для обеспечения оптимального режима работы скважинной системы. В данном случае сочетание методов моделирования потоков Cascade и акустического исследования Chorus позволило аналитикам TGT построить точный профиль многофазного потока в скважине и представить заказчику четкую картину движения флюида за обсадной колонной и ниже интервала исследований. Максимальная глубина исследования в режиме работающей скважины составила Х204 м, т.е. в нижнем интервале перфорации (X207–X209 м) исследование не проводилось. Кривая TFM в колонке ТЕРМОМЕТРИЯ каротажной диаграммы представляет собой смоделированный профиль динамической температуры. Он совпадает с кривой TEMP_F1D1 до максимальной глубины исследования, а ниже этой глубины отображает расчетные температурные характеристики. Результат По результатам моделирования температуры c применением платформы Cascadе были определены основные интервалы притока, показав при этом, что около 50% от общего объема газа и около 40% от общего объема воды поступают из нижнего интервала перфорации. Это говорит о том, что около 90% общего объема газа и 100% воды поступает из нижнего интервала песчаникового пласта Валлабелла. Верхняя зона перфорации (пласт Тиноуан) не вносит значительного вклада в добычу газа, поэтому скважина и не смогла выйти на запланированный режим работы. Разработчик месторождения может использовать представленные выводы при дальнейшей разработке планов по КРС и моделировании. Поступление незначительного объема газа из нижнего терригенного пласта Тиноуан происходит в результате заколонного перетока, который невозможно было бы обнаружить стандартными методами промыслово-геофизического каротажа.

Задача Первый барьер является ключевым фактором в обеспечении целостности скважинной системы. Образующиеся дефекты барьеров необходимо оперативно выявлять во избежание небезопасных условий эксплуатации, производственных потерь и риска дальнейшего ухудшения ситуации. Утечки через спущенные в скважину трубы могут вызвать нежелательные межпластовые перетоки флюида, что в свою очередь может привести к значительным производственным потерям у разработчиков нефтяных и газовых месторождений.   Приводимая в данном примере скважина работает в режиме естественного фонтанирования, с добычей из верхнего продуктивного пласта по короткой колонне НКТ, в то время как нижний продуктивный пласт, добыча из которого ведется по длинной колонне НКТ, обводнен и не фонтанирует. Внезапный рост обводненности привел разработчика месторождения к необходимости выяснить причину этого. Cхема скважины при проведения исследования «Целостность первой колонны». При проведении исследования «Целостность первой колонны» оперативно и точно определяются места утечек и оцениваются эксплуатационные характеристики уплотнительных элементов всех первичных барьеров по всей скважинной системе. Сервис «Целостность первой колонны», используемый в нашей системе «Истинное техсостояние» на акустической платформе Chorus, обеспечивает четкую диагностику утечек и нежелательных каналов движения флюида, что позволяет принять правильные корректирующие меры и подтвердить герметичность скважинных барьеров. Сервис «Целостность первой колонны» является конкретно-ориентированным и направлен на выявление предполагаемых мест разгерметизации в колонне НКТ и прочих компонентов первичных барьеров, а также в профилактических целях, для подтверждения соответствия регламентам. Решение Разработанный в TGT продукт «Целостность первой колонны» позволяет определять местонахождение утечек и оценивать герметизирующие характеристики колонны без необходимости использовать подъемник КРС. Подобный подход к диагностике герметизирующих компонентов позволяет разработчикам месторождений оптимизировать программы КРС и значительно снизить свои расходы. Это особенно актуально в тех случаях, когда результаты диагностики указывают на возможность проведения ремонтно-восстановительных работ без монтажа подъемника и тем самым возникает возможность избежать затрат на мобилизацию подъемника КРС.   Сервис «Целостность первой колонны», используемый в нашей системе «Истинное техсостояние» по технологии Chorus, позволяет выявлять негерметичности и нежелательные каналы фильтрации флюида, определять программы корректирующих мер, а также использоваться для подтверждения эффективности ремонтно-восстановительных работ. Сервис «Целостность первой колонны» объединяет в себе анализ профиля температуры с усовершенствованным анализом акустических данных для диагностики проблем. Данный метод обычно применяется для конкретно-ориентированного выявления предполагаемых нарушений целостности НКТ и прочих компонентов первичного барьера в скважине. Как термометрия, так и данные пассивной спектральной акустики Chorus указывают на переток воды из нижнего пласта вверх по обсадной колонне и НКТ в интервал негерметичности. Затем вода поступает в кольцевое пространство и, смешиваясь там с продукцией из верхнего пласта, поступает на устье. Результат Исследование «Целостность первой колонны» выявило негерметичность элемента компоновки заканчивания, а именно муфтового соединенияусиленной части длинной НКТ (см. схему ниже). Через эту негерметичность вода, поступающая из нижнего пласта, перетекала в короткую колонну и смешивалась с добычей из верхнего пласта, что вызвало резкий рост обводненности на поверхности. Для перекрытия канала перетока воды из нижнего пласта была установлена заглушка в посадочный ниппель длинной НКТ без использования подъемника КРС. После установки заглушки произошло резкое снижение обводненности продукции, свидетельствуя об успешности принятых мер. Предлагаемое TGT решение позволило сэкономить расходы на несколько дней работы подъемника КРС и снизить углеродный след при проведении ремонтно-восстановительных работ.

Abu Dhabi – 8 November 2021   TGT Diagnostics and Crayon today announced an agreement to develop ‘predictive diagnostics’ for oil and gas operators. This new AI-powered capability will help operators target the use of their well intervention resources, minimise their carbon footprint and the occurrence of well integrity failures.   “Operators devote significant energy and maintenance resources to protecting well integrity, but failures still occur. The predictive diagnostics we are developing with Crayon will flag integrity weaknesses before they escalate, enabling operators to take action early, keeping wells safe, clean and productive”, commented Rizkallah Ward, TGT’s Chief Digital Officer.   The collaborative agreement will bring together TGT’s category-leading technology and domain expertise in well diagnostics, with Crayon’s AI and cloud solutions.   Dr. Dani Abu Ghaida, the Chief Digital Officer of Crayon MEA commented “This partnership presents a joint commitment from both companies to innovation, to Digital Transformation through AI and to sustainability. We will work hand in hand with TGT to transform how operators envision, manage, and maintain their assets through leveraging the full strengths of AI in general, and Predictive Analytics in particular”.   The initial offering will focus on tracking and predicting corrosion rates in oil and gas wells. Corrosion is a persistent issue that attacks the metal tubes and casings that wells are made from, undermining integrity. Innovative solutions such as TGT’s Pulse1 and Pulse4 technology, already provide a detailed snapshot of tube condition to enable proactive surveillance. Adding a predictive aspect to integrity management programmes will help oil and gas operators to deliver energy more efficiently, reduce intervention costs, and lower environmental impact.