Мероприятия

Моделирование фазового поведения многокомпонентных углеводородных смесей является неотъемлемой частью современной практики проектирования и мониторинга разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. Расчеты фазового поведения лежат в основе специализированных PVT-пакетов, а также блоков вычисления фазового состояния и свойств фаз в пакетах композиционного гидродинамического моделирования. Корректное описание фазового поведения важно для моделирования процессов разработки и добычи, сопровождающихся интенсивными фазовыми переходами в пласте, стволах скважин и наземном оборудовании.

Одно из ключевых предположений всех распространенных моделей состоит в том, что фазовое состояние и составы фаз углеводородной системы соответствуют условиям термодинамического равновесия. Однако существуют типовые ситуации для нефтяных и газоконденсатных залежей, когда подобные модели принципиально не применимы. В частности, об этом свидетельствуют фактические данные работы скважин на Новогоднем, Вуктыльском, Красноленинском, Каменном и мн. др. месторождениях.

При разработке месторождений углеводородов неравновесные эффекты проявляются при:

1) повышении давления в залежи (закачка воды, газа) после предшествующего снижения давления с выделением второй фазы (выделение растворенного газа из нефти или ретроградная конденсация в газоконденсатной системе) – так называемый гистерезис обратного растворения газа или испарения конденсата,

2) снижении давления в газоконденсатной системе ниже давления максимальной конденсации (переход от ретроградной конденсации к прямому испарению),

3) закачке газа с неравновесным к пластовой смеси составом в нефтяную или газоконденсатную залежь.

Подобные процессы также могут иметь место при течении углеводородной смеси в стволе скважины или наземном оборудовании.

Неравновесные эффекты приводят к существенным (на десятки процентов и даже в разы) отклонениям фактических параметров системы (давление насыщения, доли фаз и содержание компонентов в добываемой продукции) по сравнению с оцениваемыми по равновесным моделям.

Для решения практических задач для подобных объектов специалисты вынужденно используют или существующие композиционные модели без учета неравновесных эффектов, или модели типа black oil с опцией ограничения скорости обратного растворения газа/конденсата. Эта опция основана на простом инженерном соотношении и не учитывает физические особенности неравновесных процессов.

 

В докладе будут представлены разработанные авторами методы и алгоритмы моделирования неравновесного фазового поведения, пригодные для широкого практического применения. Демонстрируется связь неравновесных эффектов с масштабом моделирования. В качестве приложений рассматриваются задачи гидродинамического моделирования в композиционной и black oil формулировках. Приводятся примеры моделирования неравновесного фазового поведения реальных нефтяных и газоконденсатных смесей, включая воспроизведение фактической неравновесной динамики конденсатоотдачи на поздней стадии разработки Вуктыльского месторождения.

Илья Индрупский, Ольга Лобанова, Вадим Зубов, Кирилл Богачев

 

ИПНГ РАН, Rock Flow Dynamics

Об авторе:

Илья Михайлович Индрупский

Главный научный сотрудник / заведующий лабораторией газо-, нефте-, конденсатоотдачи пластов Института проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН). Профессор кафедры Прикладной математики и компьютерного моделирования Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Окончил РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по специальности "Прикладная математика". Доктор технических наук по специальности "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений". Профессор РАН. Автор более 150 научных публикаций и более 20 патентов.

Основные направления научной деятельности связаны с повышением достоверности 3D компьютерного моделирования залежей углеводородов; развитием методов математического моделирования гидродинамических и термодинамических процессов при разработке месторождений, решения прямых и обратных задач; разработкой комплексных высокоинформативных методов исследования скважин и алгоритмов интерпретации; развитием технологий разработки залежей нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами.

Имеет значительный опыт исследований по программам Российской академии наук и прикладных работ для компаний "Газпром нефть", "ТНК-BP", "Роснефть", "Лукойл", "Газпром" и др.

Достоверная информация о свойствах пласта и их изменении в пределах залежи – ключевой фактор снижения неопределенности при выборе стратегии освоения объекта, технологических решений, оценке извлекаемых запасов и технико-экономической эффективности вариантов разработки. В случае проектирования заводнения и иных методов воздействия на неоднородный, анизотропный коллектор в число необходимых исходных параметров входят данные о коэффициентах вытеснения, функциях относительных фазовых проницаемостей, значениях проницаемости вдоль латеральной и вертикальной координаты, для сложнопостроенных карбонатных объектов – главные направления и главные значения тензора проницаемости. Все эти характеристики в настоящее время определяются по данным лабораторных исследований керна, с невозможностью их корректного переноса на масштаб и условия фильтрации флюидов в пласте при разработке месторождения.

Авторами в течение 15 лет развиваются новые методы и технологии комплексных промысловых исследований скважин. Для каждого вида исследования специально планируемая последовательность технологических операций, расширенный комплекс гидродинамических, геофизических измерений и методов промыслового контроля обеспечивают получение высокоинформативных данных о процессах многомерной многофазной фильтрации непосредственно в пластовых условиях.

Для определения искомых характеристик пласта полученные данные интерпретируются путем решения обратных задач. Соответствующие прямые задачи решаются в нестационарной, многофазной и/или многомерной постановке, с полным учетом специфики объекта (неоднородность и анизотропия свойств пласта, сжимаемость флюидов и породы, возможность выделения растворенного газа, переменная минерализация водной фазы и др.). Решение обратных задач в оптимизационной постановке осуществляется с применением эффективных методов оптимизации и методов теории оптимального управления (сопряженных методов). Для численного решения прямых и обратных задач разработаны алгоритмы и программное обеспечение.

На новые методы исследования скважин и сопутствующие технические решения получена серия патентов. Технологии апробированы на ряде отечественных месторождений. Получены содержательные результаты, выявлены новые интересные эффекты.

В докладе планируется осветить основные идеи, достигнутые результаты и накопленный опыт, с акцентом на научную составляющую развиваемой тематики.

 

С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.М. Индрупский, 

Д.П. Аникеев, Т.Н. Цаган-Манджиев, М.Н. Баганова

Институт проблем нефти и газа РАН (Москва), е-mail:Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Об авторе:

Эрнест Сумбатович Закиров, Институт проблем нефти и газа РАН

д.т.н., профессор РАН Э.С. Закиров – ведущий ученый в области моделирования процессов разработки месторождений нефти и газа, регулирования разработки месторождений природных углеводородов, адаптации гидродинамических моделей, специализированных исследований скважин и пластов, эксперт отечественных нефтегазовых проектов.

Э.С. Закиров опубликовал свыше 225 научных работ, в том числе 7 монографий и 1 книгу, имеет более 40 патентов на изобретения, включая международный (США). Подготовил 5 кандидата наук. Является членом SPE (Международного общества нефтяников).

Образование

В 1991 г. окончил Московский Государственный Университет им. М.В. Ломоносова.

В 1991-1994 гг. - аспирант Московского Государственного Университета им. М.В. Ломоносова.

В 2001 г. защитил докторскую диссертацию.

В 2015 г. Отделением наук о Земле РАН избран профессором РАН.

Профессиональная деятельность

1994 г – по настоящее время

Главный научный сотрудник лаборатории газонефтеконденсатоотдачи Института проблем нефти и газа РАН.

Создает новые и совершенствует существующие технологии разработки месторождений нефти и газа.

Наряду с фундаментальными исследованиями, занимается проектированием и рационализацией процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, в том числе Яро-Яхинского, Западная Сибирь (1997 г.), Северо-Васюганского, Томская область (1998 г.), Талинского месторождения, Западная Сибирь (2000 г.), Прибрежного месторождения (2001 г.), Приразломное, Баренцево море (2002 г.), Новогоднее, Западная Сибирь (2006 г.).

С 1991 г. осуществляет совместные научные исследования с Statoil, Norsk Hydro, Verbundnetz Gas, ЮКОС, СИДАНКО, Лукойл, Роснефть, ТНК-BP и др.

В последнее время для повышения эффективности разработки месторождений всё больше применяется бурение горизонтальных скважин с большими отходами по латерали. При этом стандартные методики, применяемые для обработки и интерпретации данных ГИС зачастую основываются на опыте работы в вертикальных и суб-вертикальных скважинах. При этом не учитываются геометрические эффекты, связанные с большими абсолютными значениями углов проводки горизонтальных стволов и их относительными изменениями. Это, зачастую, приводит к большим погрешностям при интерпретации, а, следовательно, и к различиям в оценках ФЕС горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными и субгоризонтальными. Что не позволяет использовать в полной мере данные зарегистрированные в горизонтальных скважинах при построении геологической и гидродинамической моделей месторождения, а это снижает их достоверность.

В докладе представлены неопределенности, существующие при использовании стандартных методик обработки и интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах и причины их возникновения. Приводится опыт применения специальных методик обработки данных стандартного комплекса ГИС зарегистрированных в процессе бурения горизонтальной секции на примере тестовой скважины на одном из месторождений Западной Сибири.

Стоит отметить практическую часть доклада, в которой применение азимутальных замеров и продвинутого программного пакета моделирования позволило более достоверно оценить эффективную длину вскрытого коллектора, пространственное положение границ коллекторов и их ФЕС; скорректировать показания УЭС за влияние вмещающих пород и поляризацию сигнала, а также локально уточнить геологическую модель.

 

Об Авторе

Бокарёв Антон, Schlumberger

В 2008 г. получил диплом по специальности Геология нефть и газа в Тюменском Индустриальном Университете. В компании Шлюмберже прошел путь от Инженера по организации работ на месторождении до международного инструктора по приборам ГИС в процессе бурения. Принимал участие в проектах Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печерского и Каспийского регионов. Имеет опыт работы на зарубежных проектах в ОАЭ и Омане. В настоящее время занимает позицию старшего инженера-петрофизика в компании Шлюмберже в г. Тюмени. Областью экспертных знаний автора является тема ГИС в процессе бурения. Является автором 10 научных статей и патентов. Имеет опыт работы и преподавания за рубежом.

4 декабря состоится празднование 25-летия Московской секции SPE.

Сбор гостей в 18.30 в Конгресс-центре ТПП РФ, вход по пригласительным.

Для получения приглашения просим написать на Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра., в письме нужно указать ФИО, место работы и должность.

Заявки принимаются до 12.00, 30 ноября.

 

По мере возрастания стоимости проектов значимость этапа опытно-промышленных работ (ОПР) для минимизации геолого-технологических рисков при полномасштабной разработке месторождений только возрастает. Комплексный подход мультидисциплинарных групп на основе детального моделирования и изучения пластов, флюидов и потенциала скважин на этапе ОПР, основываясь на разрозненных и зачастую противоречивых данных, позволяет выработать метрологические и иные требования к проведению исследований, выработать оптимальный дизайн, успешно провести сам этап ОПР, сузить исходный диапазон неопределенностей и улучшить качество прогнозируемых показателей разработки.

Для надежной идентификации параметров исследуемого объекта (месторождение, залежь) на этапе ОПР одинаково необходимы как минимум два компонента – информативность замеров отклика системы и детальное моделирование запланированных процессов в ходе ОПР. Это дает возможность не только создания дизайна исследований, но и последующей оптимизации планов ОПР, без потери точности и полноты ожидаемых результатов. Интересны результаты реализации такого подхода для одного из проектов (комплексные гидродинамические исследования скважин - ГДИС, включая гидропрослушивание), характеризующегося сложными арктическими условиями и практически автономным режимом.

На основе детального геолого-гидродинамического моделирования участка ОПР с уже пробуренным фондом скважин, включая наклонно-направленные и горизонтальные, оценивается чувствительность показателей разработки к базовым свойствам пласта и флюида. Рассмотрение широкого класса неопределенностей, связанных как с особенностями осадконакопления и фациального строения пласта, так и параметрами разработки, технологическими и инфраструктурными ограничениями, позволяет сделать ранжирование по наиболее значимых параметрам и скорректировать при необходимости программу ОПР. Детальное моделирование в этом случае дает численную оценку ожидаемых результатов программы (например, вариации откликов забойного давления на исходные возмущения основных параметров, длительность проведения исследований и т.д.). Подобный инструмент предоставляет широкую возможность для выработки требований к метрологическому обеспечению, а также соответствующего дизайна и плана исследований ОПР с минимизацией риска потери качества данных.

Об авторе:

Диана Юрьевна Шигапова

Roxar, Начальник отдела проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений, Москва

В 2005г. окончила Российский государственный университет нефти и газа, им И.М. Губкина по специальности «Гидромеханика нефтегазоконденсатных месторождений». В 2009 г. защитила кандидатскую диссертацию по специальности «Механика жидкости, газа и плазмы». Автор и соавтор более 30 публикаций и докладов на конференциях.

С 2005 г. специализируется на гидродинамическом моделировании разработки месторождений УВ. В компании Roxar с 2007 года, прошла путь от инженера-разработчика до начальника отдела. Портфолио проектов включает в себя работы более чем по 50 месторождениям Волго-Уральской НГП, Тимано-Печорской НГП, Западно-Сибирской НГП, в т.ч. Ямал, Прикаспийской НГП как для крупных вертикально-интегрированных, так и для небольших компаний.

Сфера интересов - задачи, связанные с разведкой и добычей нефти и газа, на базе 3D моделирования: стратегия разработки месторождений, оценка инвестиционной привлекательности, программы ГРР/ОПР, обоснование бурения, оптимизация разработки (в том числе ППД), локализация остаточных запасов, программы ГТМ, оценка неопределенностей и анализ рисков.

В SPE с 2006г., активный участник мероприятий SPE, член программного комитета SPE Caspian Technical Conference&Exhibition.

Внимание!
Ежемесячная секция Московской секции переносится с 10 октября на 4.
Ждем вас в 19.00 в Конгресс-центре ТПП РФ.
Подробную информацию о лекции вы можете посмотреть по следующей ссылке.

Выбор оптимального способа разработки низкопроницаемых коллекторов является важнейшей задачей для большинства нефтедобываюших компаний в последние годы. Это связано с разбуриванием трудноизвлекаемых запасов как на новых активах, так и в краевых зонах старых месторождений.

В настоящее время в Стратегии ПАО «Газпром нефть» целевая добыча нефти составляет 100 млн. тонн/год. Этого можно достичь лишь за счет ввода в разработку новых месторождений.


Скачать презентацию. Доступ только для членов SPE.

 

Современная экономическая ситуация, а также отсутствие высокорентабельных запасов, заставляют более внимательно относиться к новым инвестиционным проектам. Необходимо точно оценивать затраты на освоение новых месторождений для принятия правильных управленческих и технических решений с целью получения максимума эффекта от вложенных средств, вовлекая низкорентабельные и трудноизвлекаемые запасы.

 

Цели и задачи проекта

 

Цель: Повышение точности оценки капитальных и операционных затрат

 

Задачи:

 

1.    Провести обзор существующих методов и ПО для оценки;

 

2.    Определить пути повышения точности оценки;

 

3.    Разработать инструменты по оценке капитальных и операционных затрат, позволяющих проводить оперативную комплексную оценку инвестиций для вариантов разработки и обустройства месторождений;

 

4.    Автоматизировать процесс – осуществить переход на IT-платформу.

 

Инструменты по оценке затрат

 

Выполненный анализ существующего на мировом рынке программного обеспечения наглядно продемонстрировал отсутствие инструментов, отвечающих требованиям Компании. В 2014 году было принято решение о разработке собственных стоимостных моделей по комплексной оценке затрат, не имеющих аналогов в российской нефтегазовой отрасли. Основой для инструментов был выбран метод декомпозиции.Полученные результаты и выводы

 

К настоящему моменту нами разработаны автоматизированные модули расчета стоимости строительства линейных объектов, площадочных объектов подготовки нефти. Проходит тестирование первая версия инструмента расчета операционных затрат по семи основным производственным процессам. Выполнен сравнительный анализ по одному из месторождений Компании, который подтвердил высокую точность оценки в разрабатываемых инструментах.

 

 

 

Об авторах:

 

Пашкевич Лев Александрович

 

Главный специалист отдела нжиниринга и экономического анализа

 

 

Родился 30 октября 1989 года в Тюмени.

В 2011 году закончил Тюменский нефтегазовый государственный университет по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

С 2011 – 2014 года работал в ООО «ТНК-Уват» в должности главного специалиста в отделе планирования развития месторождений. Занимался разработкой единой цифровой модели на базе PIPESIM. Участвовал в создании цифровой модели по расчету стоимости инженерной подготовки кустовых площадок и автодорог.

С 2014 – 2015 года работал в ООО «ТНК-Уват» в должности главного специалиста отдела аналитики и интегрированных проектов. Занимался формированием интегрированного проекта развития Общества, разработкой концепцией обустройства месторождений, подготовкой ТЭО по улучшениям интегрированного проекта.

 

С 2015 – н.в. работает главным специалистом в отделе стоимостного инжиниринга и экономического анализа. Основным направлением является полный цикл разработки программного обеспечения (от методики до перевода на промышленную IT-платформу) для расчета операционных затрат для нефтегазовых месторождений Компании.

 

Занимается научной деятельностью, регулярно участвует в отраслевых научно-технических конференциях, публикации в журналах «Нефтяное хозяйство», «OnePetro», «PROнефть».

Хлызова Кристина Вячеславовна

Ведущий специалист отдела стоимостного инжиниринга и экономического анализа

«Газпромнефть – НТЦ»

 Родилась 12 ноября 1991 года в Тюмени.

В 2012 закончила Тюменский государственный университет по специальности «Экономика», в 2014 – University of Nordland по специальности «Sustainable management».

C 2014 – н.в. работаю в отделе стоимостного инжиниринга и экономического анализа. Принимаю непосредственное участие в многовариативной оценке сметной стоимости строительства объектов обустройства месторождений нефти и газа, а также в создании укрупненных показателей стоимости строительства.

С 2017 года являюсь разработчиком учебного тренинга по оценке капитальных затрат.

Занимаюсь научной деятельностью, регулярно участвую в отраслевых научно-технических конференциях, имеются публикации в журналах «Нефтяное хозяйство», «OnePetro», «PROнефть».

 

 

Бурение с управляемым давлением как эффективное решение для проводки скважин в условиях катастрофических поглощений в трещиноватых коллекторах.


 

Бурение с регулируемым давлением подразумевает динамическое управление эквивалентными статической и циркуляционной плотностями (ЭЦП и ЭСП) в зависимости от текущих условий бурения и задач, дает неоспоримое преимущество, когда применение материалов для борьбы с поглощениями (МБП) не приносит ожидаемого эффекта и пагубно сказывается на качестве первичного вскрытия продуктивного пласта.

Бурение рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения, неразрывно связано с катастрофическими поглощениями из-за естественной трещиноватости продуктивного коллектора и низких пластовых давлений. Большая часть скважин не добуривалась до проектной глубины из-за осложнений, связанных с потерей циркуляции. Кроме этого, дебиты скважин зачастую не достигали плановых показателей.

Применение технологии БРД позволило обеспечить успешное бурение горизонтальных интервалов скважин в трещеноватом коллекторе рифейских отложений и значительно увеличить продуктивность новых скважин.

В рамках опытно-промышленных испытаний с применением технологии БРД в 2016 году было пробуренно 4 скважины, каждая из которых требовала совершенно индивидуального подхода и технологической гибкости. На сегодняшний момент технология БРД доказала свою эффективность и принято решение продолжить её применение на месторождении.

 

Об авторе:

Павел Доброхлеб

Schlumberger
Инженер по реализации услуг бурения

В 2006 году окончил факультет разработки нефтяных и газовых месторождений РГУ нефти и газа имени Губкина. Начал карьеру в 2006 года в компании M-I SWACO с позиции полевого инженера по буровым растворам. Далее работал на различных инженерных и руководящих должностях на проектах Западной Сибири.

С 2012 года по 2016гг работал в Центре интегрированных решений компании Шлюмберже и осуществлял технологическую поддержку ключевых проектов компании по бурению на суше.

Сейчас занимается развитием продаж сервиса буровых растворов и технологии бурения с управляемым давлением.

Участник отраслевых конференций и автор серии публикаций о бурении в сложных условиях.

Керн является базой для формирования представлений о коллекторе. На его отбор / исследование тратятся колоссальные ресурсы, однако обоснованным выбором корректных методик и глубоким анализом полученных результатов зачастую пренебрегают.