Мероприятия
Интеграция статических и динамических данных для углубленной оценки параметров пласта и прогноза продуктивности скважин
Коллекторы могут проявлять неоднородность с точки зрения пористости, проницаемости в глинистых песках и карбонатах, а также в трещинах, пустотах, включая смачиваемость. Эта неоднородность влияет на оценку скважины, размещение горизонтальной скважины и оценку производительности, которые будут иметь решающее значение для принятия решений о завершении, тестировании и управлении коллектором. В этой презентации будет обсуждаться методология определения характеристик коллектора, геологического моделирования и прогнозирования производительности скважины путем интеграции полного набора петрофизических данных и данных испытаний при переходных процессах под давлением для построения подробной геологической модели коллектора с анизотропией проницаемости. В последние годы каротаж добычи традиционно использовался для диагностики проблемных скважин и профиля потока в вертикальных скважинах и все чаще в горизонтальных скважинах. Будет показано, как методологии и полевые примеры каротажа горизонтальной добычи могут выявить неоднородности и помочь в характеристике коллектора с помощью интеграции численного моделирования ближней скважины (NWM) и каротажа добычи в многосторонней скважине для получения проницаемости пласта. Производственная регистрация также становится критически важной для диагностики переломов, распределенных в пространстве. Несколько полевых примеров комплексных производственных журналов с анализом будут показаны с примерами. Показана также комплексная интеграция статических и динамических данных с множеством скважин для оценки водоподготовки, диагностики динамических характеристик коллектора в неоднородных коллекторах в условиях смешанной солености.
Докладчик:
Мурат Зайбек
Schlumberger
Мурат Зайбек - консультант по проектированию резервуаров Schlumberger и эксперт по глобальным доменам WL в Москве. Он работает над интерпретацией тестеров пластовой проводки, анализом переходного процесса давления, тестированием помех, отбором проб тяжелой нефти, численным моделированием потока жидкости, сегментных моделей, потока жидкости в пористой среде, каротажем добычи, моделированием перекрытия воды / газа и мониторингом пласта. Он является мировым наставником в Шлюмберже. Он является техническим редактором для SPERE (Оценка и разработка пластов), Канадского журнала нефтегазовых технологий и Журнала нефтегазовых наук. Мурат также был членом комитета ежегодных технических конференций SPE, в том числе нескольких технических симпозиумов SPE в Саудовской Аравии. Он был руководителем дискуссии, основным докладчиком, участником дискуссии и членом комитета нескольких семинаров SPE по прикладным технологиям (ATW), YPTS, включая AAPG, совместные семинары SEG, EAGE. Мурат получил степень бакалавра Степень от Технического университета Стамбула, Стамбул, Турция, и его M.S. степень и доктор философии Степень бакалавра в Университете Южной Калифорнии, Лос-Анджелес, Калифорния, по специальности «Нефтяная инженерия».
Об авторе:
Майкл Коллинс, генеральный директор компании "Салым Петролеум Девелопмент» (СПД)
У Майкла Коллинза 20-летний опыт работы в сфере разведки и добычи нефти. Он занимал различные позиции в области строительства скважин на проектах "Шелл" по всему миру, включая Нидерланды, Филиппины, Норвегию, Бруней, Австралию. До своего назначения на пост генерального директора в компанию «Салым Петролему Девелопмент» (СПД) Майкл Коллинс являлся вице-президентом, курирующим направление по строительству скважин в совместных предприятиях группы компаний "Шелл". Майкл родом из Австралии, где окончил с отличием университет Нового Южного Уэльса по специальности горного инженера. Майкл женат, любит спорт и путешествия.
Успешный супервайзинг при бурении
- Роль супервайзера
- Проблемы, с которыми сталкивается супервайзинг в России
- Работа с контрактами
- Конкуренция
- Заключение
Спонсор этой встречи Московской секции SPE - Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий (АО «НИПЦ ГНТ»)
Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий (АО «НИПЦ ГНТ») создан в 2001 году Российским государственным университетом нефти и газа им. И.М. Губкина для решения инновационных задач нефтегазовой отрасли и нефтегазового высшего образования.
Мы оказываем услуги по супервайзингу строительства и ремонта скважин, ведем разработку проектно-сметной документации на строительство скважин, проводим экспертизы и повышение квалификации полевого персонала для таких Заказчиков, как ЛУКОЙЛ, РОСНЕФТЬ, ГАЗПРОМНЕФТЬ, ТАТНЕФТЬ и НГХ. В настоящий момент успешно реализуем проекты на 280 постах супервайзинга бурения, освоения, реконструкции, текущего и капитального ремонта скважин. Штат сотрудников превышает 800 человек.
Миссией АО «НИПЦ ГНТ» является:
- Повышение интеллектуализации предоставляемых нефтесервисных услуг
- Внедрение современных информационных технологий и цифровизация
- Проведение тренингов, повышение квалификации персонала
- Эффективная интеграция производства, образования и науки
- Предоставление рабочих мест профессионалам и молодым специалистам для сохранения преемственности поколений ученых и специалистов
Конечной целью АО «НИПЦ ГНТ» является повышение эффективности инвестиций в строительство и восстановление скважин путём высокой организации труда и качественном контроле производственных процессов.
Веб-сайт
Абстракт:
В текущей нефтегазовой среде операторы сосредоточились на оптимизации добычи, эффективно вытесняя каждую до последней капли нефти из своих скважин. Технология автономного устройства контроля притока (AICD) была развернута как часть заканчивания старых и новых скважин, что привело к увеличению добычи нефти за счет сокращения добычи воды и газа. В течение многих лет для смягчения этой проблемы использовались устройства контроля притока (ICD), которые ограничивают поток путем создания дополнительного давления. Однако они носят пассивный характер и после прорыва воды или газа эффект дросселирования не может быть скорректирован без вмешательства. AICD является активным устройством управления притоком с саморегулируемой конструкцией для саморегуляции и обеспечения большей дросселирования при неблагоприятных жидкостях, таких как попадание газа и воды. Это предотвращает затопление скважины при прорыве нежелательных жидкостей, что обеспечивает преимущество, заключающееся в возможности выравнивать приток в скважину. Кроме того, это также закроет неблагоприятные прорывные участки скважины и добычу из оставшихся участков, что приведет к большей добыче, снижению добычи воды и газа. Эта технология помогла улучшить добычу в горизонтальной скважине по всему земному шару за счет снижения соотношения газ-нефть или обводненности скважины, тем самым увеличивая максимальную добычу нефти. Ключевым фактором успешного применения является системный подход в моделировании прогнозирования и технологическом процессе проектирования скважины для выбора кандидата для скважины между пассивным и автономным устройством контроля притока.
Ссылка на презентацию: http://connect.spe.org/communities/community-home/librarydocuments/viewdocument?DocumentKey=e1a9c6f5-4549-45c7-9d7f-89e2a74c314a
Об Авторе:
Доктор Исмаруллизам Мохд Исмаил является менеджером по подземным инженерным работам в компании Tendeka, базирующейся в Абердине, Великобритания. Он получил степень магистра. и доктор философии в области машиностроения, Университет Лидса, Великобритания. Более 15 лет он работает в области контроля песка и технологий контроля притока, выполняя различные функции, в основном в морских операциях, проектировании и разработке продукции. Его текущая работа включает разработку новой технологии управления притоком, моделирование недр и управление линейкой продуктов по управлению притоком. Он разработал и смоделировал комплекты форсунок AICD / ICD для более чем 100 скважин по всему земному шару, а также имеет различные патенты на разработку системы контроля притока. До прихода в Tendeka доктор Мохд Исмаил работал в различных крупных сервисных компаниях и проводил исследования в университетах.
Новые подходы к исследованию скважин
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.
Ссылка на презентацию: http://connect.spe.org/communities/community-home/librarydocuments/viewdocument?DocumentKey=fa68b800-2694-442b-a5c1-4b20f3c56f6f
Cсылка на видео: http://connect.spe.org/communities/community-home/librarydocuments/viewdocument?DocumentKey=ec5f1572-4273-4e7c-8aef-a82dcba09379
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
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.
Методы повышения нефтеотдачи от микромасштабной до промысловой реализации — Пример закачки полимеров
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».
