Мероприятия

В настоящее время все большее распространение в мире получают методы маркерной (трассерной) диагностики, позволяющие получать качественные и количественные данные по работе интервалов скважины без осуществления внутрискважинных операций. Принципиальное отличие данных технологий от традиционных методов геофизических исследований скважин (ГИС) заключается в возможности мониторинга работы портов МГРП или интервалов скважины на протяжении длительного периода времени при значительном уменьшении задействованных ресурсов, сокращении расходов и повышении безопасности производства.

Исследования скважин c применением маркерных технологий позволяют повысить эффективность диагностики притоков в скважинах при разработке нефтяных и газовых месторождений и решать ряд важных задач, таких как:

  • оценка профиля притока скважины после МГРП;
  • оценка работы каждой ступени по воде и нефти;
  • оптимизация технических решений по заканчиванию скважин на ранних стадиях разработки месторождения;
  • анализ потенциального долгосрочного извлечения флюида;
  • получение развернутой информации для анализа взаимного влияния соседних скважин;
  • получение информации о динамике выработки участка нефтяного пласта.

Также, помимо альтернативного метода ГИС, технологии маркирования внутрискважинного оборудования могут использоваться для данных по расходомерии в компоновках ОРЭ и при мониторинге целостности пакеров.

Ключевой темой доклада является методология комплексной оценки работоспособности, надежности и точности работы для различных маркерных технологий, доступных на рынке. Зачастую нефтегазовые компании принимают решение о применении маркерных технологий без проведения какого-либо тестирования или испытаний, основываясь лишь на репутации компании-поставщика, длительности ее присутствия на рынке или стоимости. Причиной этому может являться отсутствие унифицированных методик испытаний, а также опыта обмена наилучших практик между компаниями-недропользователями. Вместе с тем, маркерные технологии – относительно новая сфера деятельности в области исследований скважин, поэтому подходить к оценке технологий необходимо на основе объективных показателей.

Доклад представляет результаты и методологию испытаний различных маркерных технологий, которые могут быть использованы как технические критерии при выборе подрядчика по маркерным исследованиям.

Об авторе:

Овчинников Кирилл Николаевич имеет обширный опыт в области внутрискважинных операций, сервисов ГНКТ, ГРП и эксплуатации нефтесервисного оборудования. Является экспертом в области обеспечения безопасности и качества полевых операций, стандартизации бизнес-процессов и внедрения систем управления качеством.

Имеет многолетний производственный опыт в ведущих международных сервисных и добывающих компаниях в Саудовской Аравии, ОАЭ, Кувейте, Египте, Австралии и России. MBA по специальности «Управление в нефтегазовой отрасли» (Curtin University, Австралия) и магистратура РГУНГ им. Губкина по специальности «Нефтегазовое дело». Член программного комитета Российской нефтегазовой технической конференции SPE (Society of Petroleum Engineers), член Евразийского союза экспертов по недропользованию (ЕСОЭН).

 

Технология геохимического анализа нефти –  "oil fingerprinting" для управления скважинами и пластами

 Углеводороды в нефтяных месторождениях подвергаются влиянию различных вторичных процессов, таких как биодеградация, миграция глубокозалегающего газа, движение пластовых вод и испарение. Степень изменений углеводородов зависит от многих факторов: пластовой температуры, тектонической активности, расчлененности продуктивных пластов, активности водонапорных горизонтов и др. В связи с этим, нефть изначально мигрировавшая из одной нефтематеринской породы меняется дифференцированно в разных пластах и частях залежей. С помощью газовой хроматографии высокого разрешения возможно выявление различий между пробами нефти различных пластов и участков пласта. Оценка степени вторичных изменений позволяет идентифицировать нефти различных пластов, иными словами определить  уникальный облик нефтей - “oil fingerprints” или по другому конечных членов. Имея набор уникальных “oil fingerprints” - конечных членов представляющих разрабатываемые пласты, становится возможным определение вклада отдельных пластов в добычу смешанной продукции. Эта информация может быть весьма ценной как для решения текущих задач управления  разработкой, так и оптимизации долгосрочной стратегии разработки нефтяного месторождения. В данной работе представлены результаты пилотного проекта по внедрения геохимического анализа нефти по технологии “oil fingerprinting” на основе газовой хроматографии высокого разрешения, в процесс управления разработкой Астохского участка, Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения Основной задачей этой работы было попытаться разработать методику для разделения добычи в скважинах эксплуатирующих несколько пластов с последующим практическим внедрением на производстве. В процессе работы также были выявлены более широкие возможности метода, а именно мониторинг межпластовых перетоков, уточнение геологического строения месторождения, выявление негерметичности добывающих скважин.

Об авторе:

 

Дмитрий Павлов в 1999 г. Закончил Казанский Государственный Университет по специальности Геология Нефти и Газа. В 1999 – 2004 гг работал в ряде сервисных компаний нефтегазового сектора. Занимался геолого-гидродинамическим моделированием нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири. В 2005 г работал инженером-разработчиком в сервисной компании TGT Oil & Gas Service. Занимался исследованием оптимизации схемы заводнения нефтяного месторождения Лехвайр (Султанат Оман). В 2005-2007 гг. работал ведущим инженером-разработчиком в компании ТНК-BP Менеджмент. Занимался оптимизацией схем заводнения  месторождений Оренбургнефть. С 2007 г. по настоящее время работает ведущим инженером-разработчиком Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд. (Сахалинская Энергия). Занимается вопросами управлением текущей разработки, а также оптимизации долгосрочных планов разработки Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного и Лунского газоконденсатного месторождений расположенных на шельфе о.Сахалин (РФ). Область интересов – разработка нефтяных оторочек, современные методы мониторинга и управления разработкой нефтяных и газоконденсатных месторождений, повышение эффективности и методы совершенствования разработки шельфовых месторождений.

 

Аннотация:
Для увеличения добычи нефти используют различные методы повышения нефтеотдачи. Однако реализация таких проектов является трудной задачей, учитывая их повышенную сложность и большую степень неопределенности по сравнению с обычной техникой заводнения.

На примере метода повышения нефтеотдачи с закачкой полимеров показываются различные этапы реализации таких проектов.

Для начала следует изучить портфолио компании для выяснения применимости технологий повышения нефтеотдачи. Затем следует выбрать соответствующее месторождение для пилотного тестирования технологии. Требуются также лабораторные эксперименты для определения диапазона параметров полимерного агента и взаимодействия «полимер-порода». Пилотное тестирование ведет к снижению степени неопределенности подземных условий, а также повышает оперативную работоспособность компании и улучшает экономическое понимание компанией сути проектов с закачкой полимеров.

На примере проекта с использованием полимеров демонстрируются значительные результаты, достигнутые за последние годы в деле прогнозирования поведения полимеров. Приемистость может быть оценена с помощью взаимосвязанных геомеханических потоковых моделей, а поэтапное повышение нефтеотдачи при закачке полимеров может быть смоделировано и оптимизировано с учетом степени неопределенности. Эти достижения и возможность использовать последнюю технологию радиоизотопных индикаторов для мониторинга и интерпретации результатов пилотного тестирования с целью снижения степени нееопределенности позволяют компаниям реализовывать проекты с закачкой полимеров.

Кроме оценки подземных условий, для получения заключительных результатов пилотного тестирования, свидетельствующих о целесообразности реализации или отказа от реализации проекта по повышению нефтеотдачи в промысловых условиях, требуется более целостный подход к пилотным проектам по повышению нефтеотдачи, включая возможные наземные сложности. Для реализации проекта по повышению нефтеотдачи требуются долгосрочные усилия и эффективное сотрудничество между персоналом, занятым в проведении пилотного тестирования, и персоналом, интерпретирующим результаты пилотного тестирования.

 

Докладчик:

Д-р Торстен Клеменс является главным советником по научно-исследовательской работе в компании OMV Upstream. Он работал в проектах по повышению нефтеотдачи компании Shell, занимался трещиноватыми коллекторами, в 2005 г. перешел в компанию OMV. В OMV он занимается вопросами, связанными с повышением/улучшением нефтеотдачи, а также трещиноватыми коллекторами и управлением факторами неопределенности. Торстен опубликовал более 70 технических работ, является членом многих согласительных комитетов (SPE, EAGE, WPC), техническим редактором нескольких журналов, а также председателем программы по технологическому сотрудничеству в области методов повышения нефтеотдачи Международного энергетического агентства.

Работа посвящена комплексной интерпретации промыслово-геофизических и гидродинамических исследований в горизонтальных добывающих (нагнетательных) скважинах при неравномерном притоке (приемистости). Выполнен факторный анализ и выявлены информативности возможности данных методов в горизонтальных скважинах.

 

В отличие от вертикальных скважин промыслово-геофизический комплекс ПГИ, даже адаптированный под условия проведения исследований в горизонтальных стволах (ГС), в силу расслоенного потока при многофазном притоке (вода-нефть-газ) и из-за влияния траектории ствола мало эффективен, особенно в средне- и низко- дебитных скважинах. Считается, что получить по результатам ПГИ достоверные фазовые профили притока на значительной части объектов ГС очень проблематично.

Кроме того, решить одну из важнейших задач ПГИ в нефтяной ГС с неравномерным профилем притока – определить источник обводнения/прорыва воды даже на качественном уровне редко когда удается. На этом фоне прорывы газа вследствие значительного отрицательного коэффициента дросселирования более надежно идентифицируются как по записям нестационарной термометрии, так и по ряду других методов ПГИ (например, спектральной шумометрии).

В рассматриваемых условиях результативность одного из основных методов ПГИ - расходометрии скважин становится очень низкой. Однако у альтернативных геофизических методов (в первую очередь термометрии и методов определения состава) появляются дополнительные возможности. Для их реализации технология измерений должна включать мониторинг периодов запуска и изменения режима работы скважины. С этой целью технология исследований должна быть дополнена серией разновременных замеров в указанные периоды.

Роль ГДИС заключается в диагностике режимов течения, не характерных для классической модели горизонтальной скважины и оценке проницаемости коллектора.

Таким образом, при неравномерном низкодебитном притоке основную информативную нагрузку несут методы: термометрия, гидродинамические исследования и отчасти методы определения состава заполнения ствола, что позволяет:

  • диагностировать фазовый состав контрастных притоков жидкости и газа по динамике заполнения ствола во времени;
  • судить о дебите преобладающей компоненты в притоке по форме, величине и характеру изменения во времени температурных аномалий в интервалах вне работающих толщин;
  • определять проницаемость работающих коллекторов по результатам ГДИС с привлечением информации о профиле и составе притока

Таким образом, комплексная интерпретация результатов перечисленных методов позволяет дать достаточно объективную оценку профиля притока и работающих толщин коллектора. На основе этой информации возможна оптимизация работы скважины со снижением рисков обводнения и прорыва газа.

 

Авторы:

Мельников Сергей – к.т.н., начальник отдела сопровождения международных проектов Научно-Технического центра Газпром нефти. Работает в НТЦ с 2010 г, специализируется на задачах комплексного контроля разработки месторождений. Курировал промысловые исследования на новых проектах Компании, в том числе в Восточной Сибири и на шельфе, а также зарубежные активы. В настоящее время возглавляет отдел, который осуществляет сопровождение зарубежных активов Компании в части геологии и разработки.

В 2015 г. Сергей защитил диссертацию на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», является автором более 30 научных публикаций.

Кременецкий Михаил Израилевич - Высшее инженерное образование Российского государственного университета нефти и газа (Москва, Россия)

Доктор технических наук, профессор. Автор более 170 публикаций, включая монографии и патенты на изобретения, в том числе двух изданных недавно книг, посвященных теории и практике промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин. Работает в нефтяной и газовой отрасли с 1973 года, с 2000 года специалист научно-аналитического департамента Компании Сибнефть, с 2008 г работает в Научно-техническом центре Газпром нефти. В настоящий момент занимает должность эксперта.

  • Докладчик: Олег Ушмаев
     

В докладе представлены основные этапы внедрения технологий строительства многоствольных скважин в проектах Газпром нефти:

  • анализ геологических предпосылок для многоствольного бурения;
  • понимание основных источников ценности и оценка ожидаемого эффекта;
  • организация опытно-промышленных работ, доработка технологий с подрядчиком;
  • применения в ходе эксплуатационного бурения.

Авторы:

Олег Ушмаев - заместитель генерального директора по ранней проработке проектов ООО «Газпромнефть-Развитие». С 2012 года работал в научно-техническом центре Газпром нефти, занимался сопровождением разработки новых проектов. В 2017 году перешел в ООО "Газпромнефть-Развитие", где отвечает за разработку концепций освоения месторождений.

Дмитрий Баженов, заместитель генерального директора – главный геолог ООО «Газпромнефть Ямал».

Евгений Загребельный, заместитель генерального директора – главный геолог Gazpromneft Badra.

Денис Сугаипов – директор дирекции по крупным проектам ПАО «Газпром нефть».

 Большая аналитика данных стала довольно модным словом в последние годы, и ее растущее применение в операциях разведки и добычи обещает быть захватывающей новой разработкой. Он включает в себя: (1) получение и управление данными в больших объемах различных сортов и с большими скоростями и (2) использование статистических методов для «разминирования» данных и обнаружения скрытых моделей ассоциации и отношений в больших, сложных, многомерных наборы данных. Конечной целью является извлечение большего объема информации из нашей постоянно расширяющейся базы данных для повышения эффективности работы и принятия лучших решений для оптимизации производительности нефтяных резервуаров. Тем не менее, предмет остается загадкой для большинства инженеров-нефтяников и геологов из-за тяжелого статистического жаргона и использования сложных алгоритмов.
 
 
Этот разговор обеспечит «нежное» введение в большую аналитику данных, сосредоточив внимание на: (a) простых в понимании описаниях обычно используемых концепций и методов; (б) широких категорий проблем разведки и добычи, которые могут быть решены с помощью больших данных аналитика и (c) тематические исследования, демонстрирующие практическое применение. Первый пример, который будет обсуждаться, предполагает создание надежных прогностических моделей для добычи нефти в нетрадиционном резервуаре с использованием архитектуры скважины и данных о завершении в качестве предикторов. Второй пример включает способность прогнозировать наличие или отсутствие вогнутых зон в карбонатных коллекторах, основанных только на стандартном наборе электрических бревен. Третий пример включает в себя построение модели, основанной на данных, из исторических данных о производстве инъекций в процессах заводнения для оптимизации скоростей впрыска и местоположения. Основное внимание будет уделено демонстрации расширенного репертуара методов статистического и машинного обучения, которые могут помочь в разработке информации, основанной на данных, для понимания и оптимизации работы нефтяных резервуаров.
 
 
Д-р Шриканта Мишра является членом Института и главным ученым (Энергия) в Институте Мемориала Баттель. Он отвечает за разработку и управление ориентированным на геологию технологическим портфелем, связанным с вычислительным моделированием и аналитикой данных для геологического хранения углерода, разработки сланцевого газа и улучшения проектов по добыче нефти. Он является автором предстоящей книги по статистическому моделированию и аналитике данных для нефтяных геонаук, которые будут опубликованы Elsevier. Он имеет степень доктора наук в Стэнфордском университете, степень магистра в Техасском университете и степень бакалавра в индийской школе шахт - все это в области нефтяной инженерии.

 Уважаемые Коллеги !

Мы рады сообщить, что в этом году исполнилось 75 лет Акционерному обществу «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институту имени академика А.П. Крылова» (ВНИИнефть).

В связи с этим знаменательным событием Московская секция SPE приглашает Вас и Ваших коллег принять участие в техническом семинаре посвященном эффективной разработке карбонатных месторождений и торжественном вечере, организованным при поддержке «Всероссийским нефтегазовым научно-исследовательским институтом имени академика А.П. Крылова» (ВНИИнефть).

Мероприятие состоится 3 сентября в Торгово-Промышленной Палате РФ по адресу: г. Москва, ул Ильинка 6.

Программа мероприятия

Сбор гостей в 18.30

  • Официальная часть с 19:00
  • Вступительное слово Директора Московской секции SPE. Аблаев Антон Равильевич.
  • Вводное слово: о целях, технологическом фокусе и стратегии ВНИИнефть.  Заместитель генерального директора по геологии и разработке АО «Зарубежнефть» И.С. Афанасьев, Генеральный директор АО «ВНИИнефть» П.Т. Им.
  • Комплексные и прорывные исследования карбонатов и МУН. Заместитель начальника управления по разработке месторождений АО «Зарубежнефть» А.А. Кожемякин, заместитель генерального директора по исследованиям АО «ВНИИнефть» П.А. Гришин. 
  • Эффективная разработка карбонатных месторождений, подходы к разработке и тестированию новых технологий. Начальник управления по разработке месторождений АО «Зарубежнефть»  Г.Д. Федорченко, заместитель генерального директора по разработке АО «ВНИИнефть»  В.Л. Терентьев.
  • Фуршет

Кислотная обработка скважины требует тщательной оптимизации. Однако, количество кернового материала, имеющегося в наличии, часто бывает недостаточным для проведения достаточного числа лабораторных экспериментов. В связи с этим, сложно переоценить значимость скрининга различных сценариев кислотной обработки, основанного на методах компьютерного моделирования. В большинстве симуляторов в качестве входных параметров используются эмпирические коэффициенты. Выбор этих коэффициентов может значительно влиять на результат моделирования. Более глубокое понимание процессов растворения минералов на масштабе пор будет способствовать правильному выбору параметров для проведения моделирования на большем масштабе.

Мы разработали подход, позволяющий проводить моделирование течений с химическими реакциями в пористой среде, структура которой соответствует структуре реального образца. В основе данного подхода лежит комбинация принципов химической кинетики и термодинамики, а также принципов теории функционала плотности для описания гидродинамических процессов. Ранее была продемонстрирована эффективность применения метода функционала плотности с точки зрения возможности учета сложных физических явлений при моделировании многофазных течений на масштабе пор. Имплементации химических реакций в уравнения гидродинамики проводилась в приближении установления частичного локального равновесия на каждом шаге гидродинамического моделирования.

Разработанный подход был применен для моделирования растворения доломита соляной кислотой. Моделирование было проведено на примере 2D геометрий зерна и криволинейных каналов, а также 3D модели микроструктуры доломита (Silurian dolomite). Результаты моделирования течений в каналах показывают, что в месте контакта минерала с раствором соляной кислоты происходит его растворение, в то время как химически неактивная жидкость не оказывает влияния на геометрию минерала. Согласно полученным данным, скорость растворения доломита зависит от скорости закачиваемой кислоты. Также было показано, что образование газообразного CO2 в системе влияет на скорость растворения минерала. Подобные корреляции, полученные для 3D моделей реальной микроструктуры, могут быть использованы для определения поправок к константам скоростей реакций, используемых при моделировании на больших масштабах.

Разработанный подход позволяет моделировать процессы растворения на масштабах пор. Это открывает возможность учета структурных особенностей реальной породы при крупномасштабном моделировании течения с химическими реакциями, что приведет к улучшению планирования кислотной обработки.

Об авторе:

 

Анна Белецкая

Анна окончила Химический факультет МГУ имени М.В. Ломоносова. Также в МГУ Анна защитила диссертацию на соискание степени кандидата химических наук по специальности «Физическая химия». С 2007 по 2013, работая в МГУ в должности инженера, была вовлечена в несколько исследовательских проектов, посвященных изучению механизмов каталитических реакций с помощью квантово-химического моделирования.

С 2014 Анна работает в Московском научно-исследовательском центре компании Шлюмберже в должности научного сотрудника. В настоящий момент областью научных интересов является моделирование растворения минералов на масштабе пор.   

 

Оптимизация операционных затрат добывающих Компаний Западной Сибири является важнейшей задачей мониторинга разработки нефтяных месторождений. Это связано как со снижением цен на нефть, так и с ростом обводненности добываемой продукции. Компании вынуждены нести большие расходы, связанные с организацией закачки рабочего агента системы ППД, подъема жидкости на поверхность, работами по обезвоживанию флюида. Зачастую, суммарная величина операционных затрат заставляет предприятия отказаться от эксплуатации скважин, что негативно сказывается как на доходе предприятия, так и на степени выработки недр.

 

Развитие инструментов моделирования открывает перед Компаниями возможности по оптимизации ключевых технологических и экономических показателей разработки месторождения. Особенно это актуально для старых месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки, достижение рентабельности которой невозможно без проведения постоянных оптимизационных мероприятий. Однако геологические неопределенности и сложность корректной оценки гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами не позволяет нефтяным Компаниям получать однозначный ответ на вопрос по эффективности текущей системы ППД и отдельных нагнетательных скважин. К сожалению, сложность создания постояннодействующей гидродинамической модели, связанная как с недостоверностью входных данных, так и с высокими трудовыми и вычислительными затратами не позволяет в полной мере отвечать требованиям оптимизации системы заводнения. При этом аналитические методы, несмотря на свою простоту и гибкость в использовании, не популярны среди инженеров-разработчиков ввиду низкой прогнозной способности.

 

В этой связи наибольшее внимание в работе уделено гибридной гидродинамической модели на основе емкостно-резистивной аналогии (CRM). Использование данной модели основано на обучении на исторических данных, проверки качества обучения на тестовых исторических данных и последующем прогнозе показателей разработки. Основанная на физических процессах упрощенная модель материального баланса с минимальным числом неизвестных позволяет эффективно и с достаточным качеством идентифицировать нагнетательные скважины с низким эффектом в добыче и прогнозировать эффект от изменения приемистости нагнетательных скважин. В интеграции с экономической моделью данный CR-метод позволяет осуществлять прогноз и максимизацию NPV в зависимости от условно-переменных затрат предприятия.

 

Отдельное внимание в работе уделено аспектам блочного анализа (БФА): прогнозирования обводненности на основе характеристик вытеснения, факторному анализу изменения добычи нефти и денежного потока предприятия.

 

Использование метода на ряде месторождений Западной Сибири продемонстрировали хорошую сходимость с результатами расчётов на более сложных численных моделях.

 

Об авторе:


Михаил Наугольнов – руководитель направления по разработке ООО «Газпромнефть НТЦ». В 2011-м году окончил с отличием Санкт-Петербургский Горный институт по специальности «Разработка нефтяных и газовых месторождений», в 2012-м - с отличием по специальности «Экономика и управление народным хозяйством». В 2011-2012-м году работал в компании Total E&P Russie в проекте по вводу в эксплуатацию Харьягинского месторождения. С 2013-го года работает в ООО «Газпромнефть НТЦ», занимается вопросами, связанными с проектированием, мониторингом, управлением разработки, гидродинамическим моделированием, автоматизацией методик расчётов. Автор более 20 научных публикаций.

 

 

 

 

 

В первой части доклада будет представлено общее видение докладчика касательно внедрения современных подходов к обработке больших данных (в т.ч. на базе методов машинного/глубинного обучения) в нефтегазовой отрасли. Отдельное внимание будет уделено мифам о BIG DATA, барьерам внедрения когнитивных технологий в отрасли, а также ответам на вопрос, почему в одних отраслях инструменты BIG DATA дают плоды, а в других – нет. Во второй части доклада будут рассмотрены примеры внедрения методов глубинного обучения и спектрального анализа в области петрофизического исследования терригенных пород по цифровым изображениям шлифов, а также то, как данные методы помогают сократить время, затрачиваемое на рутинную обработку, и извлечь дополнительную полезную информацию.

Автор:

Буденный Семен Андреевич. Руководитель Департамента цифровых технологий в индустрии Инжинирингового центра МФТИ, аспирант МФТИ. В 2014 году получил степень магистра по физике в НГУ (специализация: «Физика неравновесных процессов»), в 2011 – степень бакалавра по физике НГУ, в 2007 г. окончил СУНЦ НГУ. С 2014 года работает в Инжиниринговом центре МФТИ. Член SPE с 2014 года.