Вторник, 08 Октябрь 2019 19:00

"Фракты" жизни

Мартин Райланс

BP

 

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.

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).

 

Abstract: Include “What is the one idea you would like the members to take away from this lecture? “ Unconventional reservoirs have had tremendous success over the last decade due to technical advances including long horizontal wells and multi-stage hydraulic fracturing; however, their potential may be even higher. There are trillions of barrels of oil in these resources, and while wells start out at high rates, they decline quickly and primary recovery factors are low, often in the single digits. This clearly indicates a need for some form of enhanced oil recovery (EOR) for these types of reservoirs. In this presentation, the efforts to implement EOR in unconventional reservoirs will be examined in full detail. A number of different injection fluids have been proposed including miscible gas, water and surfactants. Early work focused on modeling and lab studies, and this provided a base of knowledge that was leveraged to carry out pilot field studies. Pilots have been implemented in at least four basins, and the Bakken and Eagle Ford have both had multiple field trials. Huff-n-puff natural gas injection has been shown to be very successful in the Eagle Ford, and today, large-scale field development is occurring there. Because most of the field trials have been completed in North America, the examples presented are mainly from there; however, as these techniques are reproduced in other basins, the worldwide potential is enormous, and that potential also is discussed in the presentation. While much has been achieved over the last decade in unconventional reservoirs, implementing EOR in these types of reservoirs will likely bring about even greater success.

Lecturer’s Name: B. Todd Hoffman

Lecturer’s Employer: Montana Tech

Biography: Todd Hoffman is an Associate Professor in the Petroleum Engineering Department at Montana Tech. He teaches classes on Reservoir Simulation, Enhanced Oil Recovery, and Unconventional Reservoirs. Prior to that, he was a reservoir engineering consultant to the oil and gas industry. Todd has worked on reservoir models for more than 30 fields on six continents, and has published over 50 technical papers. His research involves improved recovery for conventional and unconventional reservoirs, fractured reservoir modeling and history matching. Todd received his B.S. in petroleum engineering from Montana Tech and his M.S. and Ph.D. in petroleum engineering from Stanford University.

Содержание доклада:
  • Роль супервайзера
  • Проблемы, с которыми сталкивается супервайзинг в России
  • Работа с контрактами
  • Конкуренция
  • Заключение
Докладчик:
 
Джон Митчелл
Президент Drilbert Engineering Inc
 
Джон Митчелл имеет степень бакалавра по специальности Инженер-механик, выданной Горным институтом штата Колорадо. Он вырос в семье владельцев буровой компаниии, основанной еще его дедом в 1950-х годах. У него за плечами 40 лет работы у 35 основных подрядчиков и нефтяных компаний. Он трудился на всех должностях, от подсобного рабочего до мастера буровых работ, получив уникальный опыт работы, как на месторождениях, так и параллельно в офисе. Это дало ему уникальное и глубокое видение тех проблем коммуникации, которые так характерны для отрасли сейчас.
 
Джон Митчелл является автором бестселлера «Безаварийное бурение» («Trouble-Free Drilling”), продаваемой Международной Ассоциацией Буровых подрядчиков (IADC). Джон Митчелл недавно опубликовал еще одну книгу, озаглавленную «Лидерство на буровой», которая доступна на английском языке через издательство «Pegasus Vertex” в Хьюстоне, штат Техас.
 

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»)созданв 2001 году Российским государственным университетом нефти и газа им.И.М. Губкина для решения инновационных задач нефтегазовой отрасли инефтегазового 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 капитальногоремонта скважин. Штат сотрудников превышает 800 человек. 

Миссией АО «НИПЦ ГНТ» является: 

  • Повышение интеллектуализации предоставляемых нефтесервисных услуг 
  • Внедрение современных информационных технологий и цифровизация 
  • Проведениетренингов, повышениеквалификации 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» являетсяповышение эффективности инвестиций в строительство и восстановление скважин путём высокойорганизации трудаи качественном контроле производственных процессов.

 

Веб-сайт 

www.gasoilcenter.ru 

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.

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.