ROGTEC Magazine - Russian Oil & Gas Technologies - News, Reviews & Articles

ROGTEC Magazine - Russian Oil & Gas Technologies - News, Reviews & Articles

Friday, June 25th, 2010

ROGTEC Интервью с Фабио Гомез, вице-президентом компании Tenaris

Какую должность в компании Вы занимаете и как долго в ней вы работаете?
Я работаю в Москве с 2008 года, выполняя обязанности директора Tenaris по сбыту в регионе СНГ.

Как долго Вы работаете в России и Каспийском регионе?
Компания Tenaris работает на российском рынке с 1992. Мы открыли свой офис в Москве в 2004 году. В течение 2008 мы увеличили размеры своего представительства вдвое, включив в российских представителей в штат отдела сбыта. Лично я уже два года работаю в этом регионе.

С какими компаниями здесь Вам довелось работать?
В этом регионе работают большинство национальных и частных нефтегазодобывающих компаний.

Расскажите о своих последних достижениях на этом рынке?
Очень успешным было внедрение решения Tenaris Blue Dopless в арктическом регионе России.

Появлялись ли в регионе какие-либо новые продукты?
Да, это решения TSH 563 Dopeless и Near Flush в России и Казахстане, соответственно.

Какая группа и композиция в ее исполнении Вам больше всего нравятся?
Это Eagles со своей песней Hotel California

Какую точку мира Вы бы хотели посетить и почему?
В Индию, эта страна, как мне кажется, имеет очень богатую и очень экзотичную культуру.

Какие виды спорта Вам нравятся, болеете ли Вы за какие-либо команды?

Мои любимые виды спорта — это теннис и футбол. А болею я за аргентинскую команду Boca Juniors.

Что Вы думаете о ближайших и долгосрочных перспективах нефтяного и газового рынка России?

С начала 2010 года я отмечаю реальное оживление работ по разведке и добыче ресурсов, особенно в нефтедобывающих проектах. Отчасти это обусловлено тем, что цены на нефть восстановились после падения до 35 долларов за баррель, а отчасти стимулируется конкретными действиями российского правительства в налоговой сфере, нацеленными на увеличение производства. В газодобывающих проектах ситуация представляется достаточно устойчивой с более прозрачной средне- и долгосрочной перспективами и ориентацией на большие проекты, такие как Ямал и Штокман. В целом, начиная с 2010 года, я ожидаю медленного и устойчивого восстановления отрасли.



Friday, June 25th, 2010

«Северный поток» – Cамый крупный европейский проект инфраструктуры близок к реализации

«Северный поток» (Nord Stream) переходит от планов к реальности

Пол Коркоран, финансовый директор Nord Stream AG

Вступление

«Северный поток» (Nord Stream) – это трубопровод, по которому природный газ будет транспортироваться из обширных газовых месторождений северной России в Европейский союз. Являясь проектом четырех крупных компаний, ОАО «Газпром», BASF SE/Wintershall Holding AG, E.ON Ruhrgas AG и N.V.Nederlandse Gasunie, «Северный поток» будет состоять из двух параллельных линий протяженностью 1220 км, проходящих по дну Балтийского моря, и станет самым протяженным подводным трубопроводом в Европе, а также одним из самых важных континентальных проектов инфраструктуры за последние десятилетия.

Этот год является определяющим в развитии проекта; первая фаза финансирования, утвержденная в марте, позволила начать строительство первой линии в начале этого месяца. Пропускная способность первой линии достигнет около 27,5 млрд куб. м в год после ввода ее в эксплуатацию в 2011 году. После завершения строительства второй линии пропускная способность будет вдвое больше и достигнет около 55 млрд куб. м в год, обеспечивая количество энергии, достаточное для снабжения 26 миллионов домов в Европе. Пол Коркоран, финансовый директор Nord Stream AG, предоставляет последние новости по проекту, в то время как Nord Stream начинает строительство нового маршрута газоснабжения из России в Европу.

Разрешения
Осенью 2009 года и в начале 2010 года Nord Stream получила все необходимые для строительства разрешения у Дании, Швеции, Финляндии, России и Германии. Полученные разрешения явились результатом многолетней тяжелой работы по проектированию трубопровода и указывают на то, что федеральные власти убеждены в том, что проект отвечает самым строгим экологическим и экономическим требованиям пяти стран, через чьи воды будет проходить трубопровод. Эстония, Латвия, Литва и Польша также были привлечены в качестве международных консультантов, установив новый стандарт международного сотрудничества в подобных проектах. Фактически, подробные изучения и исследования возможного экологического и социально-экономического влияния трубопровода «Северный поток» начались уже в 90-е годы. В общей сложности, Nord Stream инвестировала более Ђ 100 млн в экологические исследования для обеспечения экологической безопасности маршрута трубопровода.

Несмотря на то, что процедуры получения разрешений занимают много времени и сил, все разрешения были получены заблаговременно, позволяя начать строительство в апреле, как и было запланировано.

Финансирование
Финансирование проекта осуществляется акционерами Nord Stream, инвестирующими 30% средств, необходимых для трубопровода, с помощью взносов, пропорциональных их доле в совместном предприятии.

Остальные 70% будут финансироваться извне путем финансирования проекта банками и экспортными кредитными агентствами. Официальные запросы на предложения (ЗНП) для финансирования первой фазы были направлены заинтересованным банкам в августе 2009 года. К концу октября 2009 года 29 международных банков представили предложения на более чем Ђ 6.4 млрд, из которых было выбрано 26 банков. Финансирование первой фазы было закончено в марте 2010 года после получения необходимой суммы в Ђ 3.9 млрд.

Положительная реакция кредитных учреждений привела к тому, что их количество для проекта Nord Stream превысило намеченное на 60 процентов. Реакция на первую фазу финансирования ясно дает понять, что инвесторы рассматривают «Северный поток» как значительную возможность для инвестиций, несмотря на тяжелые экономические условия. Действительно, в обществе инвесторов наблюдается неподдельный интерес к общеевропейскому проекту, который создаст рабочие места и обеспечит надежные и безопасные поставки энергии в Европу на много
лет вперед.


В ближайшее время Nord Stream выйдет на финансовые рынки в поисках финансирования второй фазы на сумму около Ђ 2.5 млрд. Nord Stream отобрала двух основных партнеров из экспортных кредитных агентств – Hermes, Германия и SACE, Италия. Это отражает тот факт, что компанией заключены важные договоры с немецкой компанией EUROPIPE и итальянской компанией Saipem, а также договоры с другими итальянскими поставщиками, включая PetroValves, Saipem Energy Services S.p.A. и Metec.

Важно отметить, что на данном этапе контракты с Saipem и EUPEC заключены на оба трубопровода. Заводы по нанесению покрытия на трубы (включенные в обе фазы) уже построены и работают, и заказы на сталь для обоих трубопроводов размещены. Кроме того, «Северный поток» предполагает, что работа, проделанная для составления документации по первой фазе, значительно сократит процесс финансирование второй фазы, означая, что все финансирование будет завершено не позднее конца 2010 года.

Строительство
Первоочередной задачей является этап строительства, на что будут направлены основные усилия в этом году. «Северный поток» осуществляет установку трубопровода в тесном сотрудничестве с соответствующими властями и согласно требованиям, отраженным в разрешениях. Фактически, подготовка к строительству началась уже в августе прошлого года, когда была проведена перевозка труб из Мукрана в Карлскрону.

Saipem начала работу по укладке труб в начале этого месяца с помощью судна по укладке труб Castoro Sei; судно по укладке труб Solitaire начнет работу в сентябре 2010 года. Предполагается, что укладка первой линии будет закончена к 2011 году; укладка второй линии должна начаться в 2011 году и будет закончена в 2012 году.

Большой вклад в энергетические ресурсы Европы
Перспектива дополнительного и безопасного газоснабжения по трубопроводу «Северный поток» для Европы появилась как нельзя кстати. В настоящее время Европа испытывает острый недостаток энергии, так как местные запасы энергии иссякают, а возобновляемые источники энергии не эксплуатируются в полной мере. С помощью трубопровода «Северный поток» запланировано дополнительно обеспечить 25% газоснабжения Европы к 2025 году, что увеличит общий размер поставок России в Европу до 28% к 2020 году. Что касается европейского рынка, договоры на поставку природного газа между европейскими и российскими компаниями подписаны на срок до 2035 года. Это укрепляет долговременные отношения между двумя сторонами и налаживает сотрудничество на многие десятилетия. Важно, что как Европейский парламент, так и Европейский совет рассматривают «Северный поток» как «проект в интересах Европы» с основной целью энергоснабжения Европейского союза. Это подтверждает, что трубопровод соответствует трем основным задачам энергетической политики ЕС: устойчивое развитие, конкурентоспособность и безопасность поставок.

Строительство первой линии уже запущено, и поставка российского газа в Европу по трубопроводу «Северный поток» начнется вовремя в 2011 году.




Friday, June 25th, 2010

Рост в использовании многофазных измерителей и ключевые проблемы, которые они помогают решать

Винсент Вьег,
Емерсон Управление Процессами

Современный рынок многофазных измерителей
Без всякого сомнения, рынок многофазных измерителей в нефтегазовом секторе продолжает расти.

Например, Дуглас Вествуд (Douglas Westwood) полагает, что около тысячи подводных многофазных измерителей будут введены в эксплуатацию к 2015 году, а также большое количество компаний продолжает интенсивный ввод в эксплуатацию как подводных, так и поверхностных многофазных измерителей. Примеры включают компанию Петробраз (Petrobras), которая заявила, что намерена использовать многофазные измерители на каждой подводной скважине и компанию Статоил (Statoil), начавшую одной из первых использовать данную технологию и в настоящее время эксплуатирует свыше 150 многофазных и мокрых газовых измерителей.

На сегодня многофазные измерители являются критическим компонентом, обуславливающим рост компаний и разработку их месторождений.

Они могут использоваться как для мониторинга производства, так и для пробной эксплуатации отдельных скважин, а также для планирования отбора и мониторинга продуктивных пластов. Они так же в состоянии предоставить критическую информацию о характеристиках скважины, например, о водонасыщении и сбойках, прорывах газа, характеристик проницаемости и расплывания.
Нужно отметить, что возможности развития этого направления далеко не исчерпаны. В настоящее время, согласно исследованию Ристад Энержи Глобал (Rystad Energy Global), только 12 % мировой нефтегазовой индустрии эксплуатируют многофазные измерители.

Перемены от первого к третьему поколению
Для того, чтобы понять процесс внедрения многофазных измерителей и их потенциал необходимо провести анализ процесса их развития.

Многофазные измерители прошли значительный путь развития со времён, когда они впервые появились на потребительском рынке в начале девяностых годов прошлого столетия.

Первые коммерческие поверхностные многофазные измерители, например Роксар (Roxar’s), появившийся на рынке в 1992 году, базировались на микроволновой технологии, учитывая единую скорость, подразумевая, что в гомогенном потоке жидкость и газ движутся с одинаковой скоростью.

В начале этого века было внедрено второе поколение многофазных измерителей (схема 1 показывает подводный измеритель Роксар (Roxar) второго поколения). Этот измеритель впервые позволил измерять скорости жидкости и газа отдельно друг от друга. Он включал в себя метод Дьюал Велосити™ (Dual Velocity™), который основывался на расчёте базовых компонентов, базируясь на ёмкостных и проводниковых измерениях. Этот измеритель также комплектовался однозарядным гамма плотномером и блоком вентури.

Другими отличительными свойствами измерителей второго поколения, включая то, что они были рассчитаны на тридцатилетний срок службы в тяжелых условиях эксплуатации, было энергопотребление в четыре раза меньше по сравнению с измерителями первого поколения. А также в подводных измерителях была применена извлекаемая канистра.

На этой стадии были ясны преимущества с точки зрения эксплуатации. Они включали в себя отсутствие необходимости в сепарации и дорогих контрольных сепараторов, моментальный и непрерывный процесс измерения в трех-фазном темпе – не только в дискретный момент времени и не только для отдельной скважины. Кроме того, измерители второго поколения требовали гораздо меньшего техобслуживания.

Как результат вышеперечисленного, наблюдалось снижение капитальных и операционных затрат, улучшение контроля за работой скважин и рост дебита месторождений.

Изменение требований эксплуатации
В то время как многофазные измерители увеличивали своё присутствие на рынке, происходили изменения спроса и требований к ним.

Большое количество современных нефтегазовых месторождений является гораздо более сложными с геологической точки зрения, более удалёнными и неоднородными. Это поднимает спрос на многофазные измерители, позволяющие производить точные и надёжные измерения в реальном времени, помогающие в диагностике и оптимизации работы скважин и предотвращать погрешности в измерениях добычи.

Необходимость в удовлетворении этих новых потребностей не могла быть обеспечена многофазными измерителями второго поколения, которые в основе своей применяли принцип упрощения сложных моделей потоков и зависели от того факта, что резервуар был относительно гомогенным.

Во-вторых, за последние годы наблюдался рост разработки относительно малых месторождений (в среднем от 200 до 300 миллионов баррелей), а также старых месторождений. Только недавно компания Статоил (Statoil) объявила об активизации работ, направленных на разработку старых месторождений для поддержания производства на Норвежском континентальном шельфе.

Многофазные измерители играют важную роль в разработке старых месторождений, в сфере улучшения качества измерения среды скважин, зачастую сложных зависимостей сроков эксплуатации и современных технологий.

Наконец, существует необходимость удовлетворять требования по охране окружающей среды и технике безопасности, особенно там, где использование ядерных технологий запрещено законодательством или стандартами компании. Возможность эксплуатации многофазных измерителей без привлечения ядерных технологий и в то же время обеспечение точности измерений требуют достаточно сложных технических решений.

Обобщая вышесказанное, в то время как второе поколение многофазных измерителей продолжает успешно эксплуатироваться, увеличиваются и требования к ним, как с точки зрения прецизионности, так и принципов измерений. Это должно улучшить возможности эксплуатации управлять сложными режимами и увеличить производительность.В добавок ко всему, необходимость внедрения многофазных измерителей должна учитывать последствия для окружающей среды, расширения рабочего диапазона, снижение операционных затрат и необходимость работы в прежде труднодоступных условиях.

Многофазные измерители третьего поколения

Итак, как многофазные измерители третьего поколения (см. схему 2) могут ответить вызову рынка?
Например, применение новой конфигурации электрода сенсора может позволить производить измерения в отдельных секторах, вдобавок к измерениям по всему сечению. В результате может быть достигнуто большее количество комбинаций, более точные измерения фракций, скоростей в каждом сегменте.

Вместо осуществления измерений по всему сечению, новые принципы позволят измерителю производить измерения как вращательные у стенок, так и объёмные измерения. Тем самым обеспечивая подробную картину потока. Ассиметричные потоки и не совершенные смеси газа и дисперсной среды так же могут успешно обрабатываться, что не позволяли измерители прошлых конструкций. Принципы измерений показаны на схемах 3а и 3б (красный цвет представляет зону высокой чувствительности, синий цвет представляет зону низкой чувствительности).

Таким образом оператор может получить возможность точного понимания режимов потока, эффектов смешивания и профилей скорости. Также возможны обнаружения моментальных изменений в смеси, тем самым делая измерения более точными и стабильными по сравнению с другими технологиями.

Следует отметить потенциальное расширение рабочей среды в случае применения многофазных измерителей следующего поколения. Это может быть достигнуто путём уменьшения размеров и веса, в свою очередь снижая затраты на монтаж, техобслуживание и производственные площади.

Заменяемые на рабочем месте вставки вентури позволяют увеличить время эксплуатации и операционные режимы, также снижают необходимость подгонять параметры измерителя под неопределённые размеры производства.

Например, измеритель с несколькими разными по размеру вставками вентури позволит подогнать оптимальный размер на разных стадиях эксплуатации. Таким образом будет достигнута оптимальная производительность вентури.

Наконец, проблемы отрицательного воздействия на окружающую среду также требуют решения. Применение безядерных измерителей вместо ядерных, позволяет работать в диапазоне 0-100% обводнения и 0-95% газовой фракции.

Однако для тех операторов, которые не могут допустить ограничения по максимальной границе газовой фракции, Емерсон (Emerson) разрабатывает плотномер, основанный на рентгеновском излучении, как альтернатива ядерным измерителям.

Плотномер, основанный на рентгеновском излучении, известный как Флюор-Экс (FluorX) был разработан в сотрудничестве с ПАНалитика (PANalytica), применяет демпфированные измерения протонами с идентичной энергией, что и слабо энергетическое гамма излучение при идентичной точности измерений. Включение Флюор-Экс (FluorX) компонента в нерадиоактивный измеритель позволяет достичь полного 0-100% диапазона в измерении газовой фракции и повышения точности измерений, что и доказали наши испытания.

Дальше – лучше!
В связи с тем, что спрос на многофазные измерители продолжает расти, как и потребность в точном измерении потоков с расширенной операционной средой, как никогда необходимо удостоверится, что современные измерители удовлетворяют запросам Заказчика.

Новый принцип измерений, новая геометрия электрода, также как и околостенные измерения подтверждают, что многофазные измерители последнего поколения отвечают требованиям современного рынка.

Такое техническое развитие, в совокупности с заботой об окружающей среде, имея в виду разработку плотномера основанного на рентгеновском излучении, позволяет надеяться, что использование многофазных измерителей становится всё более распространённым. Они используются не только для измерений, но и для мониторинга резервуаров, достоверного расчета потоков и оптимизации производства.

Винсент Вьег (Vincent Vieugue) является Вице Президентом отдела Маркетинга и Продаж компании Роксар Флоу Мезуремент (Roxar Flow Measurement), которая является частью Эмерсон Процесс Манаджемент (Emerson Process Management).



Friday, June 25th, 2010

Обобщение опыта выбора потенциальных скважин-кандидатов и технологий для проведения ремонтно-изоляционных работ

Габдулов Р.Р. (ООО «РН-Юганскнефтегаз»),
Никишов В.И. (ОАО «НК «Роснефть»),
Сливка П.И. (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Введение
Среди геолого-технических мероприятий (ГТМ), осуществляемых в процессе эксплуатации месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, основную часть составляют ремонтно-изоляционные работы (РИР) в добывающих и нагнетательных скважинах и работы по освоению, поддержанию и увеличению приемистости нагнетательных скважин. Это обосновывает целесообразность разработки алгоритмов подбора скважин-кандидатов для РИР. Большинство отдельных ГТМ проводится в небольших объемах, некоторые из них осуществляются в условиях разработки конкретных месторождений, эпизодически.

Планирование объемов ГТМ прежде всего должно исходить из их назначения – обеспечение запланированных уровней выработки запасов нефти из продуктивных пластов, выполнение заданий по добыче нефти, а также решение вопросов охраны недр и окружающей среды.

Многие нефтяные месторождения, находящиеся на поздних стадиях разработки, характеризуются значительной текущей выработкой запасов, высокой обводненностью продукции и большим числом неработающих скважин. Эффективное проведение капитального ремонта скважин (КРС) в этих условиях позволяет значительно снизить темпы естественного падения добычи нефти месторождений и получить значительную прибыль. Особое место в КРС занимают РИР.

В прошлом РИР сводились к установке цементных мостов либо закачке полимеров. Главной причиной последовательных неудач в попытках борьбы с водопритоками являлось недостаточное понимание возникающих проблем и, как следствие, принятие неправильных решений. Успешность РИР во многом определяется (рис. 1):
1 правильным выбором скважин для проведения РИР и качеством проводимых геолого-геофизических исследований скважин;
2 правильным выбором технологии РИР;
3 правильным выбором соответствующего изоляционного материала.

Исключение или недооценивание значения одного из этих факторов снижает успешность всего мероприятия по планированию РИР.

В данной статье авторы постарались обобщить эти показатели успешности, с учетом которых планируются все РИР. Даже отрицательный результат при решении многофакторных задач является результатом, требующим анализа, доработки, эксперимента.

Анализ геологической и технологической успешности РИР
Планирование РИР включает:
– определение интервалов негерметичности обсадных колонн или цементного камня;
– обоснование подбора скважин-кандидатов для проведения РИР с использованием различных методов, которые в большей части основаны на установлении причин обводнения:
» определение несоответствия дебита нефти и содержания воды в продукции скважины (степень ее обводнения);
» оценка несоответствия продуктивности характеру насыщенности эксплуатируемого пласта и др.;
– проведение технико-экономического обоснования РИР;
– выполнение серии прямых геолого-геофизических исследований по выбранным скважинам с целью определения:
» профиля и состава притока жидкости из пласта в нефонтанирующих скважинах;
» интервалов перетока воды и др.;
– непосредственно само проведение РИР (изоляция отдельных заводненных пластов/прослоев, ликвидация перетоков воды за колонной и негерметичности обсадных колонн с применением современных технологий и оборудования, а также качественных тампонажных материалов: цементных растворов со специальными химическими добавками, смол  идругих изолирующих композиций);
– щадящую реперфорацию нефтенасыщенных интервалов и пластов после проведения РИР;
– проведение комплекса геофизических и гидродинамических исследований после выполнения работ, позволяющего получить сведения о качестве проведенных РИР, интенсивности работы интервалов пластов, составе притока, продуктивности скважины и фильтрационных характеристиках пластов;
– избирательную глубокопроникающую реперфорацию низкопродуктивных или неработающих интервалов, применение других методов воздействия на призабойную зону пласта. Для выявления факторов, негативно влияющих на текущее состояние разработки, необходимо провести анализ выполненных РИР. В данной работе предлагается провести оценку РИР по двум ключевым показателям, которые позволяют оценить правильность выбора скважины-кандидата для проведения РИР и эффективность применяемой технологии: достижение расчетного прироста (геологическая успешность) и успешность выполнения РИР (технологическая успешность).

Геологическая успешность определяется условным порогом геологической эффективности (достижением расчетного прироста дебита), обусловленным достоверностью геофизических данных и субъективными факторами (правильностью расчетов ожидаемых параметров: геологического потенциала, обводненности и др.). Ключевым здесь является слово «ожидаемых», так как оно отражает степень неопределенности в оценке. Ниже этой границы расчет ожидаемых показателей оценивается как некорректный.

Оценка технологической успешности проводимых РИР сопряжена с рядом трудностей, связанных с многообразием и сложностью явлений, возникающих как в результате РИР, так и вызванных причинами, не связанными с ними, например обводнение пластовой водой скважин, расположенных в чисто нефтяныхзонах, при отсутствии в разрезе водоносных пластов или наличии в разрезе водоносных пластов, насыщенных водой, отличаемой от воды эксплуатируемого пласта. Технологическая успешность РИР подтверждается как геофизическими исследованиями после проведения РИР, так и параметрами работы скважины при выводе на режим. Например, при обводнении пластовой водой скважин, расположенных в чисто нефтяных зонах, при отсутствии в разрезе водоносных пластов или при наличии в разрезе  водоносных пластов и отличии добываемой воды от пластовой воды эксплуатируемого пласта. Технологическая успешность РИР подтверждается как геофизическими исследованиями после проведения РИР, так и параметрами работы скважины при выводе на режим.

По числу выполненных РИР можно уже судить о их значимости и проблемах, возникающих приремонтах. Низкая геологическая и технологическая успешность свидетельствует о неправильном выборе скважин-кандидатов, технологии, состава изоляционных материалов и т.д.

ГТМ можно признать успешным, если режим работы скважины после его проведения будет рентабельным, расходы на выполнение ГТМ будут окупаться в течение межремонтного периода работы скважины.

Как показывает практика ремонтных работ, часть ремонтов заканчивается неудачно (ремонтные работы не завершены, не достигаются прогнозируемые технологические режимыработы скважин и др.). Причемдоля неудачных ремонтов различна для различных ГТМ (в ча стности, при смене насоса доля успешности работ составляет от 0,95 до 1).

Предложенный метод анализа РИР позволяет наглядно продемонстрировать успешность РИР по подрядчикам, предлагающим те или технологии, а также видам выполняемых работ.

Избирательность тампонирования водопроводящих каналов будет определяться не только химическим составом водоизоляционной композиции, но и неравномерностью ее проникновения в нефте- и водонасыщенные интервалы за счет вязкости, плотности флюида и проницаемости породы, а также некоторыми технологическими особенностями обработки и эксплуатации скважин.

Приоритетным фактором для выбора технологии и тампонирующего материала является характер обводнения скважин. По данному фактору РИР можно разделить на следующие виды [1]:
ликвидация заколонных перетоков, как с
» ликвидация заколонных перетоков как с выше-, так и с нижележащих водоносных пластов;
» ограничение притока подошвенных вод (залежи с подстилающими подошвенными водами);
» ликвидация прорыва пластовых и нагнетаемых вод по наиболее проницаемым прослоям внутри нефтяной толщи;
» повышение нефтеотдачи продуктивных пластов за счет выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
» водоизоляционные работы, проводимые в добывающих и нагнетательных скважинах одновременно;
» отключение отдельных пластов (необходимость проведения данного вида РИР возникает в скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов);
» ликвидация нарушений обсадных колонн;
» перевод скважин на нижние пласты/горизонты, временная консервация и ликвидация скважины (осуществляется с действующим положением о порядке перевода скважин на другие горизонты, временной консервации и ликвидации скважин).

Кроме того, на выбор технологии РИР и тампонирующего материала влияют следующие факторы:
» особенности геологического строения месторождения, пласта, собственно объекта воздействия;
» геолого-промысловые характеристики месторождения, пласта, условия разработки и т.д.;
» конструкция скважины, ее техническое состояние, имеющееся подземное и наземное оборудование и др.

С учетом указанных факторов разрабатывается собственно технология проведения РИР и подбирается наиболее подходящая к ним рецептура изоляционной композиции.

Таким образом, если ориентироваться на обоснование необходимости и установление вида РИР без уточнения метода и технологии их проведения, то задачу можно   решить,базируясь на сведениях банка данных,созданных для подсчета запасов и анализа разработки месторождений.

Целесообразность проведения РИР в первую очередь зависит от общего состояния и эффективности системы разработки на участке залежи (месторождения). В настоящее время имеется множество методов/критериев выбора потенциальных скважин-кандидатов для проведения РИР (см. таблицу),каждый из которых имеет свои преимущества инедостатки. Использовать лишь один метод/критерий при планировании РИР было бы неправильно, поскольку каждый из них является опорным инструм ентом в отборе скважин из большого массива данных и требует в дальнейшем детального поскважинного просмотра.

При разработке алгоритмов определения потребности в проведении РИР в добывающих и нагнетательных скважинах ставились задачи выявления потребности в указанных работах в целом. Выбор же технологии проведения РИР в условиях разработки каждого конкретного пласта осуществляется отдельно с учетом таких факторов, как наличие опыта, оснащенность оборудованием, уровень организации службы КРС, наличие необходимых материалов и др.

Для быстрого принятия решения необходима простая методика, не требующая сложных расчетов и времени. Нужно учитывать, что после подбора скважин рассчитывается потенциал скважины (для спуска насоса оптимального типоразмера), оценивается обводненность (один из параметров, осложняющих планирование РИР) и определяется экономическая эффективность.

В основном методы/критерии подбора скважинкандидатов базируются на:
» сопоставлении показателей их разработки с состоянием разработки месторождения в целом;
» использовании критериев применимости, учитывающих геолого-физическую характеристику коллекторов, физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов, систему разработки, состояние выработки запасов нефти;
» изучении причин невязок, т.е. причин обводнения (рис. 2).

Для обоснования вида РИР должны быть установлены причины несоответствия, т.е. причины обводнения скважины: нарушение обсадной колонны, негерметичное цементное кольцо, обводнение отдельных интервалов продуктивного пласта и др. Установить причины обводнения можно на основе анализа геолого-эксплуатационных данных по скважине и данных о разработке отдельных участков залежи и пласта в целом.

Иногда может быть установлена необходимость проведения того или иного вида РИР и сделан выбор метода, технологической схемы и изоляционного материала или разобщающего  средства. Если же анализ перечисленных сведений не позволяет получить однозначных заключений о причинах обводнения скважини путях поступления воды в них, то на его основе можно определить комплекс дополнительных исследований для уточнения причин обводнения.

Заключение
1. Современное состояние разработки многих нефтяных месторождений характеризуется все возрастающей потребностью в проведении в скважинах РИР, являющихся одним из основных средств обеспечения рациональной разработки месторождений. Ключевым фактором в современной разработке и эксплуатацииместорождений становится понимание  проблем обводнения и их решение.

2. Своевременность и эффективность осуществления РИР во многом определяют технико-экономические показатели процесса разработки месторождений в целом.

3. Успешность РИР во многом зависит от решения таких задач как:
» правильность выбора скважин для проведения РИР, обеспечения качества проводимых геолого-геофизических исследований скважин;
» выбор соответствующего изоляционного материала и технологии РИР.

4. Для выявления проблем в планировании РИР необходимо проведение анализа выполненных работ с целью определения области решаемых задач (геологических или технологических).

5. Главным фактором для выбора технологии и тампонирующего материала является характер обводнения скважин.

6. В настоящее время разработано множество методов/критериев выбора потенциальных скважин-кандидатов для проведения РИР, каждый из которыхимеет свои преимущества и  недостатки. Выбор метода/критериев зависит от решения поставленной задачи (времени, масштаба, т рудозатрат и т.д.).

7. Большинство рассмотренных проблем проведения РИР требуют дальнейшего более глубокого исследования с целью обоснования условий проведения РИР, совершенствования их технологии и повышения эффективности.

Список использованной литературы
1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. – 236 с.
2. Обобщение результатов и исследование критериев применимости технологий селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических соединений / А.Н. Куликов [и др.]// Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 9. – C. 36-45.
3. Селективная изоляция водопритоков при разработке многопластовых месторождений / А.Г. Пасынков, Р.Р. Габдулов, В.И. Никишов, П.И. Сливка // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 5. – C. 64-66.
4. Куликов А.Н., Нигматуллина Р.Г. К вопросу оптимизации выбора объектов изоляционных работ на водоплавающих залежах Западной Сибири // Интервал. – 2008. – № 6. – C. 36-40.
5. Куликов А.Н., Никишов В.И. Исследование особенностей обводнения скважин нефтяных залежей различного типа при проведении ГТМ с целью планирования мероприятий по ограничению добычи воды // Интервал. – 2007. – № 8. – C. 27-31.
6. Диагностика и ограничение водопритоков / Б. Бейли, М. Крабтри, Д. Тайри [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – 2001. – C. 44-67.



Friday, June 25th, 2010

Гидроразрыв пласта с использованием воды — новые перспективы на базе промысловой практики

Джон Эли: Ely and Associates

Практически сразу после открытия метода гидравлического разрыва пластов стала применяться обработка с использованием маловязких жидкостей. Мы определяем обработку с применением маловязких жидкостей как использование воды с незначительными количествами загустителя, при этом поверхностная вязкость при температуре окружающего воздуха составляет менее 10 сП при скорости сдвига 511 сек-1. И действительно, для бассейна Сан-Хуан обработка реагентами на водной основе являлась доминирующим методом до 1968 года и сохраняется в этом качестве по настоящее время. До внедрения в 1968 году сшитых гелей обработка жидкостями с незначительной вязкостью составляла довольно большую часть операций по гидроразрыву пластов.

С развитием жидкостей разрыва, загущенных сшитым полимером, и их характеристик, гидравлический разрыв составами с малой вязкостью стал считаться низкотехнологичным и его применение в подготовке скважин снизилось до небольшой доли. За последние девять с небольшим лет был сделан громадный рывок к использованию незагущенных жидкостей, содержащих мелкий расклинивающий наполнитель. Изначально метод продвигался первыми стараниями UPRC c их публикациями об отсутствии необходимости в расклинивающих наполнителях и самыми ранними попытками обработки в толщах плотных песчаников, как например в Коттон Вэлли, Трэвис Пик, Боссьер и на многих участках с малопроницаемыми песками в разных районах Скалистых гор. С появлением метода интенсификации притока в материнской породе на месторождении Барнетт и в других сланцевых нефтегазоносных комплексах рост применения разрывов пластов с использованием воды принял практически взрывной характер. Успех метода потряс теорию гидравлических разрывов. Чрезвычайно больших успехов метод интенсификации притока достиг при использовании расклинивающих агентов, которые, если мыслить стандартно, практически не имеют проводимости в условиях скважины. Что примечательно, применение более крупных, с большей проницаемостью расклинивающих наполнителей в жидкости, имеющей 1 сП, не только не улучшило результативность интенсификации притока, но также доказало, что может быть гораздо губительнее проблемы вероятного выпадения расклинивающего агента из жидкости разрыва из-за плохого переноса.

Избыточная промывка стала нормой, а перемежающаяся закачка жидкости с песком и без него привела к улучшению результатов вместо того, чтобы ожидаемо их снизить из-за отсутствия эффективной проводимости. Вместо традиционных требований, предъявляемых к коэффициенту прироста полезного давления для достижения лучшей проводимости, теперь необходимо, чтобы при правильной обработке прирост полезного давления отсутствовал вовсе. Прирост полезного давления является индикатором набивки расклинивающим агентом и, по нашему мнению, мелкий расклинивающий состав, используемый в гидроразрывах, работает не как наполнитель, а скорее как закупоривающий или тампонирующий агент, или действует в качестве механизма, удерживающего разрыв раскрытым, сродни тому, что описывается теорией частичного заполнения монопластов.  Это реализуется в использовании низких концентраций расклинивающего агента с предусмотренным вытеснением, чтобы исключить образование уплотнений.

Применение вязких жидкостей на большей части сланцев оказалось конртпродуктивным.  Принято считать, что высоковязкие жидкости обычно создают доминирующий гидравлический разрыв, а это отрицательно сказывается на производительности в пластах с естественными трещинами. Там где добыча в основном ведется на природных трещинах, лучше не шунтировать трещинные системы, которые представляют собой естественный проход при использовании вязких жидкостей. Мы следили за этим явлением при проведении микросейсмических работ, когда во время закачивания маловязкой жидкости наблюдалось большое количество сейсмических проявлений на большом удалении от скважины. В начале закачивания вязкой жидкости, как например, при смешанной обработке, все сейсмические волны затухают на удалении от ствола скважины, а вблизи от нее создается рисунок с преобладанием тонких трещин. Создается впечатление, что жидкость с низкой вязкостью стремится следовать за естественными трещинами в одной плоскости, позволяя улучшить интенсификацию притока по сравнению с шунтированием доминирующих разломов и этих же трещин.  Некоторые авторы предположили, что успех использования гидроразрыва многопластовых сланцевых песков, как например, на месторождениях Грэнит Уош, Коттон Вэлли, Олмос и пр. связан с разницей в ширине пластов песка и сланца и наличием сшивок из мелкого расклинивающего агента, которые бесконечно долго удерживают проницаемые трещины открытыми. Еще один механизм, который возможно является более приемлемым, заключается в том, что многие из так называемых микропроницаемых (microdarcy) формаций имеют преобладание естественных трещин в пласте и, в действительности, проницаемость основной массы породы слишком низка для образования углеводородов в геологическую эпоху. Практически, в пользу этого свидетельствует громкий успех использования метода гидроразрыва с применением воды на многих пластах, где сшитые гели оказались малоэффективны.

Наиболее интригующим стал тот факт, что на все большем количестве «традиционных пластов» смогли добиться лучших результатов с использованием гидроразрывов водой, чем обычной набивкой пачками расклинивающего агента с применением сшитых гелей.  В качестве примеров можно назвать кливлендский пласт на месторождении Панхэндл в Техасе, глубокозалегающую свиту Морроу там же, формации в Олмосе на юге Техаса, Коттон Вэлли и Трэвис Пик на северо-востоке этого штата, Меса-Верде в Колорадо и многие другие. Несомненно, что применение систем со сшитыми гелями позволило добиться значительных успехов на многих пластах, однако на ум приходит вопрос, чего можно было бы достичь на этих же самых пластах, используя правильно разработанный гидроразрыв. До 1968 года практически все высокотемпературные пласты с глубоким залеганием обрабатывались реагентами на водной основе или же с применением систем, не обладающих стабильной вязкостью, однако такая обработка обычно была ограничена по масштабу и использовала крупные расклинивающие наполнители.

Доводы в пользу применения мелких и в ряде случаев нестандартно мелких расклинивающих агентов
На ранних этапах, когда гидроразрывный метод набирал популярность, операторы испытывали трудности с выпадением частиц при использовании расклинивающих наполнителей с размером 20/40 или крупнее. Для уменьшения выпадения частиц из жидкости они перешли на более мелкий наполнитель с размером 40/70 и смогли закачивать расклинивающий агент с концентрацией свыше 2 фунтов на галлон. Удивительно не то, что им удалось закачивать наполнитель, они смогли добиться лучших результатов в интенсификации притока по сравнению со скважинами, в которые был закачан более крупный расклинивающий агент. Следуя той же логике, операторы на сланцевом месторождении Барнетт начали использовать песок с зернистостью 100 в качестве основного расклинивающего наполнителя. Огромное количество операций по обработке и чрезвычайно большие количества закачиваемого наполнителя привели к тому, что оттавского песка просто не хватило, и операторы Барнетта стали использовать песок с зерном 100 более низкого качества.  Такой расклинивающий агент можно было найти вблизи от сланцевого нефтегазоносного комплекса Барнетт и примечательно, что скважины восприняли его так же хорошо, как и оттавский песок с зерном 100 и 40/70. Мы отметили успех использования песка в качестве расклинивающего агента в сланцах с более глубоким залеганием, как в Хейнсвилле, Вудфорде и Иглфорде, где в зависимости от градиента давления гидроразрыва было необходимо применять керамические наполнители. Первым приходящим на ум объяснением этого феномена был вывод о том, что, поскольку сланец во многих случаях не имеет преобладающего давления, смыкание будет меньше. Возможно, более правдоподобным объяснением для этого сланца будет то, что, поскольку в скелете основной породы практически отсутствует проницаемость, нет и механизма, который направлял бы давление вниз для сдавливания наполнителя. Само собой разумеется, такое использование слабо концентрированного наполнителя не обязательно переносить на традиционные пласты, где присутствует измеряемая проницаемость вмещающей породы. Следует заметить, что один из операторов сообщил об успешном применении гидроразрывного метода в традиционном пласте с использованием оттавского песка с зерном 100. Глубины залегания находятся в пределах оттавского диапазона, но не оправдывают необходимость набивки проводящим наполнителем в малопроницаемом пласте.

Использовать или не использовать поверхностно-активные добавки в гидроразрывах пластов с применением воды
Более девяти лет назад один расчетливый клиент взялся удалить поверхностно-активные добавки из гидроразрыва на песках в Коттон Вэлли. Те из нас, кто учился, внимая бесчисленным гуру гидроразрывного способа, и сами учили этому методу, пришли в ужас от такой оплошности. Мы не сомневались, что скважина, в которой находится жидкость с высоким поверхностным натяжением, не очистится, и вину за возможные проблемы возложат на нас. Мы внимательно следили за скважиной и были удивлены, обнаружив, что она хорошо очистилась и выглядит лучше, чем периферийные стволы.  Поразмыслив некоторое время над столь очевидной аномалией, кто-то сделал предположение, что вероятно не стоит закачивать жидкости с низким поверхностным натяжением в пласты с крайне малой проницаемостью, позволяя воде проникать в каналы с мелкими порами и небольшими трещинами, где поверхностно-активная добавка неизбежно будет осаждаться, оставляя жидкость с высоким поверхностным натяжением в порах, что будет приводить к разрушению. Вот уже более шести лет мы не рекомендуем использовать поверхностно-активные вещества в гидроразрывах, и такое исключение ни разу не привело к каким-то негативным последствиям.

За всю историю применения гидроразрывного способа в отрасли появилось несколько продуктов для отбора воды и интуитивно мы предполагали, что улучшенный отбор воды должен позволять достичь лучших результатов в добыче. В действительности же, мы обнаружили, что увеличенный отбор воды оказывает незначительный или нулевой эффект на уровень добычи. Многие чрезвычайно сложные материалы типа «скотчгард», а также относительно дорогие поверхностно-активные фторуглеродные добавки использовались для создания разрывов и действительно помогали увеличить вынос, но это не приводило к реальному росту производительности добычи. Нами замечено, что в нескольких случаях для пород с крайне низкой проницаемостью, некоторые отдельные составы поверхностно-активных добавок на самом деле повреждали породу в такой степени, что в интервалах не накапливалось давление после предшествующей добычи. И действительно, существует корреляция между восстановлением нагрузки и производительностью добычи, однако эта зависимость является обратной, т. е. производительность и качество скважины лучше всего при минимальном восстановлении нагрузки, а скважины с очень низким дебитом возвращают значительный процент нагрузки.

Итоговые выводы
Громкий успех разрывного метода с использованием воды действительно поколебал основы традиционной теории гидроразрыва пластов. Крайне любопытно наблюдать за теми, кто продолжает использовать традиционные высоковязкие гели и концентрированные наполнители в нестандартных породах и, даже после очевидной неудачи в попытке добиться успеха по сравнению с гидроразрывным методом с использованием воды, продолжают упорствовать в своих мыслях и действиях. Хотя, очевидно, мы не полностью понимаем механизм, благодаря которому этот метод работает столь хорошо, в то же время мы не можем себе позволить игнорировать недвусмысленные результаты. Большие надежды на будущее связаны с тем, что нами найдена технология, которая позволит вскрыть прежде недостижимые пласты углеводородов, и что в наших руках находится возможность сделать нашу страну, впервые за более чем 60 лет, самодостаточной в добыче углеводородного сырья, путем использования природного газа в качестве основного энергоносителя.



Friday, June 25th, 2010

Восходящая геометрия ствола позволит повысить эффективность ГРП в горизонтальных скважинах

Михаил Гапонов, главный специалист отдела планирования ГТМ, Департамент планирования ГТМ, ЦДО «Самотлорнефтегаз», ТNК-ВР

Решение задачи поддержания высокого уровня добычи подразумевает максимальное использование возможностей каждой скважины, в том числе, за счет реализации комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ) – гидравлических разрывов пласта (ГРП), кислотных обработок и других. В 2009 году специалисты Департамента планирования ГТМ ОАО «Самотлорнефтегаз» совместно с коллегами из Корпоративного центра ТNК-ВР предложили беспрецедентный комплексный подход к проведению ГРП без дополнительной перфорации в горизонтальных скважинах с незацементированным перфорированным хвостовиком в горизонтальном участке ствола. Высокая эффективность и перспективность этого метода позволили команде разработчиков стать обладателями Премии ТNК-ВР в области технологий по итогам 2009 года.

BОАО «Самотлорнефтегаз» операции по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах впервые были проведены в марте 2007 года. Наибольшее распространение метод получил при разработке высокопроницаемых коллекторов БВ10(1-2) и низкопроницаемых пластов групп АВ и ЮВ. В 2009 году ГРП стали проводить и в горизонтальных скважинах пласта БВ8(0). Он характеризуется малой нефтенасыщенной мощностью (2,5 – 4 м) и относительно малой расчлененностью, проницаемость составляет 30 мД. Помимо прочего, разработка этого объекта осложняется наличием подстилающего водонасыщенного горизонта.

Необходимость применения методов интенсификации притока в скважинах пласта БВ8(0) обусловлена существенным снижением продуктивности горизонтальных скважин, пробуренных в 2005-2008 годах: к концу 2008 года многие из них работали в заштуцированном или периодическом режиме, средний дебит безводной нефти составлял 10,6 т в сутки. Причинами такого падения дебитов могли стать:
»    кольматация призабойной зоны при бурении или заканчивании скважины;
»    неправильно подобранные или проведенные в недостаточном объеме обработки по устранению фильтратной корки при заканчивании;
»    снижение проницаемости в призабойной зоне при эксплуатации скважины в результате движения мелких частиц, изменений в фазах жидкостей или деформации породы.

Неоднократное проведение кислотных обработок призабойной зоны и пластических перфораций с использованием щелевого гидромеханического перфоратора не принесли ожидаемого результата. Некоторые скважины работали в режиме ниже рентабельного или вовсе уходили в бездействие по причине отсутствия притока. Эффективность ГРП по ряду горизонтальных скважин пласта БВ8(0) также оказалась весьма низкой из-за прорыва трещины в нижележащий обводненный пласт. Анализируя причины неудач, специалисты ОАО «Самотлорнефтегаз» обнаружили, что на дебит скважины после ГРП значительно влияет геометрия ее горизонтального ствола; зависимости коэффициента продуктивности скважины от ориентации горизонтального ствола в пространстве по азимуту выявлено не было (Рис. 1).

Таки образом, необходимо было отработать алгоритм подбора и оценки скважин-кандидатов для проведения ГРП с тем, чтобы в дальнейшем избежать системных ошибок и снизить технологические и геологические риски. В решении этой задачи специалистам ОАО «Самотлорнефтегаз» помогали коллеги из СНГДУ-2, ОАО «ТNК-Нижневартовск», Департамента внутрискважинных работ БН «Разведка и Добыча» и БН «Технологии».

Скважины с «изюминкой»
Выявленные закономерности, определяющие дебит скважины после ГРП, позволили сформировать новый подход к решению задачи интенсификации притока в горизонтальных скважинах. Его ключевая идея состоит в изменении геометрии горизонтального участка ствола скважины и создании наиболее благоприятных условий для последующего проведения гидроразрыва в пластах групп АВ, БВ и ЮВ.

Типичная горизонтальная скважина бурится с пологой или синусоидальной геометрией ствола на горизонтальном участке (Рис. 2), длина которого составляет 200-300 м.

Используя методы геомеханического моделирования, специалисты предложили новую, специфическую и наиболее эффективную для ГРП геометрию горизонтального участка ствола скважины, предусматривающую крутое вхождение в пласт с переходом в пологий восходящий ствол с таким расчетом, чтобы окончание ствола было выше, чем вход в пласт или отсечение пологой части горизонтального ствола неперфорированными трубами хвостовика (Рис. 3 ). Такой профиль скважины, получивший название «корыто», проводится вне зависимости от ориентации горизонтального ствола по отношению к направлению минимального горизонтального напряжения.

При проведении ГРП в скважине с вертикальным окончанием трещина развивается в конце горизонтального участка, так как геостатическое давление породы в конце ствола меньше, чем на других участках. Создание трещины именно в конце горизонтального участка расширяет дренируемую область пласта, что позволяет увеличить дебит скважины в несколько раз. Забойное давление при этом распределяется равномерно по горизонтальному стволу, и приток из скважины сначала поступает из горизонтального участка и лишь затем из созданной трещины в концевой части.

Новая геометрия – отличные результаты
Изменение концепции выбора скважин-кандидатов в пользу горизонтальных скважин с восходящим профилем привело к значительному увеличению коэффициента продуктивности и добычи нефти после проведения ГРП.

Так, по пласту БВ8(0) было выполнено 15 операций в скважинах со средним дебитом нефти до ГТМ, равным 10,7 т в сутки. После гидроразрыва средний дебит нефти увеличился почти в четыре раза и составил 41,1 т в сутки (Рис. 4).

Кроме того, по рекомендации отдела планирования ГТМ ОАО «Самотлорнефтегаз», в 2009 году горизонтальные скважины, пробуренные на пласты групп АВ, БВ, ЮВ, были построены с геометрией пологого горизонтального ствола с вертикальным окончанием «корыто». После бурения и зарезки боковых стволов на 15 скважинах были проведены ГРП со средним приростом дебитов 45,8 т в сутки. Общая дополнительная добыча нефти по 30 скважинам за 10 месяцев 2009 года составила 103,3 тыс. т.

Помимо увеличения дебитов и получения дополнительной добычи нефти изменение геометрии ствола позволило существенно сократить затраты на бурение и зарезку вторых стволов. Во-первых, после проведения ГРП дренируемая площадь пласта увеличивается до 100 м за счет полудлины трещины, поэтому для скважины новой конструкции достаточно горизонталь- ного участка длиной 100-150 м, в то время как длина горизонтального участка «обычной» скважины составляет 250-300 м. Уменьшение длины ствола сокращает сроки бурения, и соответствующие статьи затрат (в основном, на телеметрию). Кроме того, появляется возможность сократить и само число скважин – вместо двух наклонно-направленных скважин с последующим гидроразрывом достаточно пробурить одну горизонтальную скважину с восходящим профилем и провести в ней ГРП.

Таким образом, в совокупности, переход к строительству скважин с геометрией «корыто» позволяет сократить стоимость добычи одного барреля нефти до 15%.

Перспективы технологии
По оценкам разработчиков проекта, внедрение нового подхода к проведению ГРП на горизонтальных скважинах только в ОАО «Самотлорнефтегаз» позволит «оживить» 51 скважину. Полученные в ходе анализа эффективности ГРП выводы были учтены и при планировании производственной деятельности предприятия на 2009-2010 годы:
»    горизонтальные скважины и вторые стволы с горизонтальной секцией на пласты групп АВ, БВ8(0) и БВ10 и ЮВ будут буриться с восходящей геометрией ствола, после чего в них будет проведен ГРП (46 скважин);
»    для обсадки горизонтальной части вновь пробуренных скважин будет использоваться подготовленный для ГРП фильтр без сетки с диаметром отверстий 16-18 мм, что обеспечит дополнительное снижение затрат за счет исключения перфорации перед ГРП;
»    при бурении горизонтальных скважин и зарезке вторых стволов будут применяться менее дорогостоящие буровые растворы (допускается в связи последующим проведением ГРП), что также снизит затраты на бурение;
»    планируется проведение двух ГРП в горизонтальных скважинах – в начале и в конце ствола, что приведет к увеличению коэффициента продуктивности и обеспечит максимальный коэффициент нефтеизвлечения.

Метод увеличения продуктивности горизонтальных скважин, предложенный в ОАО «Самотлорнефтегаз», может также найти применение и на других предприятиях ТНК-ВР, эксплуатирующих горизонтальные скважины с низким коэффициентом продуктивности. Внедрять эту технологию разработчики рекомендуют поэтапно, с предварительным опробованием на «пилотных» проектах до 10 скважин с целью учета особенностей различных регионов и месторождений Компании. Используя опыт проекта, реализованного в ОАО «Самотлорнефтегаз», другие предприятия ТНК-ВР смогут планировать бурение горизонтальных скважин и зарезки боковых стволов с горизонтальной секцией на всех пластах с последующим ГРП.

Участники проектной команды уверены, что в целом для Компании предложенный подход открывает новые возможности для вовлечения в разработку труднодренируемых запасов, а также для оптимизации и интенсификации системы разработки месторождений, имеющих как низкопроницаемые, так и высокопроницаемые пласты.

В свою очередь, разработчики проекта не планируют останавливаться на достигнутом: поиск новых методов повышения нефтеотдачи пластов продолжится и в будущем, ведь доля трудноизвлекаемых запасов нефти растет с каждым годом, а значит, поиск методов повышения эффективности скважин будет всегда оставаться актуальной задачей.



Friday, June 25th, 2010

Технология за круглым столом – винтовые насосы кавитационного типа

Евгений Чашин
Директор по маркетингу, Baker Hughes


Кертис Хейде
Менеджер по прикладному инжинирингу, компания NOVMonoflo

Франциско Диаз Телли
Tenaris по оказанию технической поддержки по штанговым насосам по всему миру

Винтовые насосы кавитационного типа хорошо зарекомендовали себя при работе с применением твердых веществ и вязких жидкостей. Хотя разрабатываются новые модели, эксплуатация большинства насосов в настоящее время более ограничена по температуре и по глубине, по сравнению с другими системами подъема. Насосы обладают хорошей производительностью, однако малопригодны для работы с летучими углеводородами из-за агрессивного воздействия на статор, выполненный из резины. В статье перечислен ряд вопросов, относящихся к эксплуатации винтовых насосов кавитационного типа в России и к проблемам, которые могут встречаться при работе с ними. Всегда полезно сравнить замечания по эксплуатации у других операторов, продолжительность службы систем и причины возникших отказов.

Каковы основные преимущества винтовых насосов кавитационного типа перед прочими методами механизированной добычи в России?

Евгений Чашин: Винтовые насосы кавитационного типа превосходно зарекомендовали себя как системы механизированной добычи при работе с тяжелой нефтью, флюидами с содержанием песка и прочих абразивных материалов. Они также эффективны при работе с газосодержащими флюидами (в отличие от обычных ПЭН, использование которых приводит к появлению газовых пробок). Объемный коэффициент полезного действия — еще одна характеристика, превосходящая аналогичный показатель для струйных насосов, станков-качалок, газлифтов и малообъемных ПЭН, что позволит российским компаниям минимизировать эксплуатационные расходы за счет экономии энергии. Винтовые насосы кавитационного типа применяются также в режиме слабого притока.

Кертис Хейде: Винтовые насосы кавитационного типа действуют по принципу осевого насоса с низкой скоростью течения внутренней жидкости, что позволяет минимизировать сбалтывание жидкости, снижая формирование эмульсии и эрозии вследствие выработки сухого остатка. Вот некоторые преимущества винтовых насосов кавитационного типа перед прочими системами механизированной добычи:
»    сокращение капитальных затрат;
»    высокая эффективность насосной установки и системы;
»    снижение способности подтоварной воды образовывать отложения благодаря подвижным отметкам уплотнителя;
»    выработка сухого остатка в большем объеме по сравнению с прочими методами механизированной добычи (МД);
»    низкие расходы на техническое обслуживание;
»    простая настройка для увеличения объемов производства;
»    эффективное производство различных видов вязких флюидов.

Франциско Диаз Телли: Винтовые насосы кавитационного типа представляют собой высокоэффективную систему механизированной эксплуатации нефтяных скважин. Однако, эти насосы являются хорошим решением только в определенной области, а не для всех скважин или месторождений. Можно сказать, что такие насосы подходят идеально для скважин с высоким содержанием песка или для скважин с вязкой нефтью, учитывая их удобную поверхностную установку по сравнению со штанговыми глубинными насосами.
Несмотря на то, что эти насосы требуют меньших капитальных вложений для получения полной системы механизированной эксплуатации, не все операторы знакомы с этой системой.

Какие регионы и какие месторождения оптимально подходят для применения винтовых насосов кавитационного типа?

Евгений Чашин: Месторождения с ограниченными запасами, низкопродуктивные месторождения, новые месторождения с описанными характеристиками. Винтовые насосы кавитационного типа также применяются на тех месторождения, где по желанию клиента существующая старая технология (например, станки-качалки) может быть заменена более технологически совершенной и эффективной системой.

Кертис Хейде: Месторождения тяжелой нефти, преимущественно с выносом песка в процессе добычи, на глубинах менее 6 000 футов. В условиях низких температур, в нефтеносных пластах тяжелой нефти, где невозможно достичь максимальной нормы отбора при использовании иных методов МД в связи с неустойчивостью насосных штанг станков-качалок, низкий уровень перемешивания газа в тяжелой нефти для газлифтных устройств, и на тех месторождениях, где разработка с использованием ПЭН невозможна вследствие того, что точки пересечения кривых показателя IPR и OPR находятся в зоне нестабильности, что связано с определенным риском.

Франциско Диаз Телли: Винтовые насосы кавитационного типа являются очень гибкими, что позволяет прогнозировать им множество разработок и модификаций в будущем и что делает их хорошей альтернативой для использования на различных месторождениях.

Они находят применение, как в неглубоких, так и в глубоких скважинах, как с высокой, так и низкой производительностью. Пределы температур являются основным ограничением этих насосов, но в настоящее время уже есть насосы, которые справляются с этим недостатком. Мы считаем, что основным ограничением является недостаток знаний персонала, работающего на площадке с системой.

В каких доработках нуждается оборудование (скважинное или наземное), используемое в суровых условиях на территории России?

Евгений Чашин: Винтовые насосы кавитационного типа могут использоваться в наклонно-направленных или вертикальных скважинах, при этом в наклонно-направленных скважинах устанавливается новая нижняя часть колонны с системой ESPCP, на поверхности — ЧПС. В вертикальных скважинах возможно применение винтовых насосов кавитационного типа с поверхностным приводом в паре с ЧПС. Система проста в установке, которую можно произвести с помощью обычного оборудования для закачивания скважин.

Кертис Хейде: Для разработки любых винтовых насосов кавитационного типа необходимо провести анализ данных определенной скважины, а также параметров месторождения.  В настоящее время насосные системы NOV работают в жестких внешних условиях во многих странах мира, например в Венесуэле, Канаде, США, Аргентине, Африке, Египте, Албании, Мексике, Колумбии.

Франциско Диаз Телли: Системы винтовых насосов кавитационного типа используются в суровых условиях окружающей среды по всему миру, от Аляски до Австралии. Они адаптированы как к чрезвычайно низким, так и чрезвычайно высоким температурам окружающей среды. Никаких специальных приспособлений для России не требуется, за исключением внимательного подхода к процедуре подбора насоса.

Каким образом можно увеличить объемы производства при минимизации эксплуатационных расходов?

Евгений Чашин: Проведение соответствующих тестов на совместимость скважинного флюида и компонентов винтового насоса кавитационного типа (эластомер) позволяет определить подходящий материал, способный обеспечить долговечность системы и тем самым оптимизировать расходы. В этом типе насосных установок КПД очень высоки за счет низких энергозатрат.

Кертис Хейде: Значительный рост производительности и износостойкости винтовых насосов кавитационного типа возможен благодаря использованию регуляторов и/или скважинных измерительных приборов насосных установок с системой ВЛД.  Оптимизация производства также достигается за счет сокращения риска повреждения насосной установки вследствие низкого КПД насоса.

Франциско Диаз Телли: Если мы включим расходы на техническое обслуживание в оценку стоимости эксплуатационных расходов на промысле, большое количество денежных средств уходит на ремонт всевозможных поломок. Если операторы смогут свести до минимума поломки, они смогут увеличить производственное время скважины и снизить расходы на техническое обслуживание. Чтобы достичь этого, необходимо использовать высоконадежную систему.

Расходы на ремонт неполадок будут аналогичными, будь то неполадка с насосом, насосной штангой, колонной или устьевым оборудованием – поэтому все элементы должны быть тщательно подобраны с целью повышения надежности скважины. Хотя гладкопроходное соединение полого штока и дороже обычного, оно увеличивает срок службы колонны, и оператор может забыть о неполадках на этих двух элементах. Вот это и следует выполнить на всех частях системы механизированной эксплуатации скважин.

Каков средний срок службы ваших систем в условиях России до первой поломки?

Евгений Чашин: Средний срок службы значительно разнится в зависимости от условий скважины (свойства песка, температура, характеристик нефти и т.д.) и может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. Продления срока службы можно добиться за счет особенностей конструкции, установки, ухода и обслуживания. Так, средний срок службы 150 винтовых насосов кавитационного типа нашего клиента в Волго-Уральском регионе превышает 700 дней.

Кертис Хейде: В Канаде средний срок службы установок в регионах с залежами тяжелой нефти и продолжительной добычей песка составляет примерно 12 месяцев.  При применении систем на давно используемых скважинах или скважинах, где производится контроль за откачкой, срок службы составляет примерно 24 месяца, а на скважинах с высокой обводненностью, при добыче нефти среднего или низкого уровня плотности — 36 месяцев.

Франциско Диаз Телли: КомпанияTenaris не производит винтовые насосы кавитационного типа, но мы знаем, что правильное построение системы гарантирует продолжительный срок службы. Как говорилось ранее, важно провести тщательный анализ всех элементов системы и принципа их работы, прежде чем запускать их для работы в скважине.

Каким образом возможно уменьшить износ и увеличить срок службы насоса и оборудования?

Евгений Чашин: За счет выбора оптимальных материалов в зависимости от условий скважины, а также за счет проведения соответствующих тестов на совместимость с флюидом с целью удостовериться в правильности выбора системы в каждом конкретном случае и исключить такие факторы, как чрезмерность вращения или низкий кпд.

Кертис Хейде: За счет автоматизации!  Мониторинг таких данных, как давление на входе в забойный насос, давление на выходе из насоса, а также дебит скважины может помочь в разработке более эффективной стратегии оптимизации.  Также имеет значение правильная конструкция скважины, где верный выбор насоса, системы труб, напорной системы обеспечит высокие показатели времени непрерывной работы на основе определенных данных о скважине, полученных, в том числе, при проведении анализа нефти, газа и воды

Франциско Диаз Телли: Так как контакт между штоком и колонной в системах винтовых насосов кавитационного типа всегда находится рядом с соединительной штанговой муфтой, срок службы колонны обычно короткий, особенно отклоненных скважин. Существует несколько способов увеличения срока службы колонны; один из наиболее распространенных – использование направляющих центраторов, хотя это и не самое лучшее решение.

Как было сказано ранее, гладкопроходное соединение распределяет износ колонны по насосной штанге, вследствие чего дает большие преимущества. По нашему мнению, это является наилучшей альтернативой, так как количество элементов в скважине уменьшается и так как это позволяет увеличить срок службы колонны и штанги.

Расскажите о новейших технологических разработках, применяемых в винтовых насосах кавитационного типа?

Евгений Чашин: Новые эластомеры могут использоваться при более высоких температурах и показателях API, эксклюзивная тормозная система для недопущения повреждения наголовника для забивки обсадных труб вследствие обратного вращения. Теперь мы можем предложить клиентам нашу новую разработку – экологически приемлемую систему уплотнения и новый датчик высоких температур для мониторинга данных о давлении на входе в забойный насос и на выходе из насоса, а также о температуре двигателя.

Кертис Хейде: NOV является разработчиком запатентованной системы No Go Tag™, которая позволяет сократить количество вспомогательных устройств на уровне до всасывающего отверстия,  что обеспечивает свободную проходимость потока во входной канал насоса, доступ через насосно-компрессионные трубы и защищает эластомер при работе змеевика-поглотителя.

Разработкой NOV также является запатентованная система Insert PCP, обеспечивающая работу и извлечение винтовых насосов кавитационного типа на колонне насосных штанг в системе насосно-компрессионных труб. Запатентованная система NOV также позволяет измерять давление в системе насосно-компрессионных труб в процессе установки и извлечения.

Франциско Диаз Телли: Компания Tenaris производит насосные штанги и работает в направлении увеличения надежности и эксплуатационной производительности систем с винтовыми насосами кавитационного типа.

В рамках этой работы стало понятно, что традиционные насосные штанги были созданы много лет назад, когда винтовые насосы кавитационного типа не использовались в нефтяной промышленности, и, поэтому они представляют несколько ограничений, которые снижают надежность системы винтового насоса кавитационного типа. Чтобы решить эту проблему компания Tenaris разработала серию полых насосных штанг с соединением приложения момента затяжки с максимальным крутящимся моментом и пониженной эластичностью (снижение эффекта подкрутки и прерывистого трения). Их гладкопроходные и почти гладкопроходные соединения обеспечивают идеальное применение для отклоненных скважин, увеличивая срок службы колонн. Кроме того они также используются в скважине с традиционными трубными ключами и, поэтому, не требуют специальных инструментов или буровой установки, как другие решения проблем износа штанги и колонны.

Tenaris также разработали исключительную соединительную штангу, которая благодаря диаметральному контакту, увеличивает максимальный крутящий момент соединения и уменьшает тенденцию расслабления во время эффекта подкрутки, в результате чего повышается надежность системы винтового насоса кавитационного типа.

Евгений Чашин
Директор по маркетингу и производству
Baker Hughes, Россия, Каспийский регион
В 2001 году Евгений Чашин закончил МГУ и с 2003 года является сотрудником Baker Hughes. В прошедшие годы он занимал различные должности в головном и международных офисах компании, работая в отделе сбыта, эксплуатации, производства и маркетинга. Основными направлениями его деятельности являются решения для добычи нефти, включая механизированную эксплуатацию и используемые при добыче реагенты.

Кертис Хейде
менеджер по прикладному инжинирингу,
компания NOVMonoflo
Кертис Хейде (Curtis Heide), дипломированный инженер, член Ассоциации дипломированных инженеров, геологов и геофизиков провинции Альберта (APEGGA), Канада.  Окончил Саскачеванский институт прикладных наук и технологий с дипломом по автоматизированному проектированию и производству, а также Университет Лейкхеда со степенью бакалавра машиностроения. В 2009 году Хейде пришел в компанию NOVMonoflo в отдел разработок и проектирования.  Работая в должности менеджера по прикладному инжинирингу, он использует свои знания и опыт, чтобы помогать заказчикам NOV со всего мира решать задачи, связанные с проектированием, производством, оптимизацией и эксплуатацией систем механизированной добычи, применяющихся в разработке современных нефтяных месторождений и к которым предъявляются высокие требования.

Франциско Диаз Телли
Техническая поддержка от компании Tenaris Sucker Rod
по штанговым насосам по всему миру
Франциско Диаз Телли закончил технологический факультет университета Nacional de Cuyo в Аргентине и прошел специализацию инженера-механика в ENISE во Франции. Он также получил степень магистра в университете IAE – Universidad Austral в Аргентине. Господин Диаз Телли имеет свыше 7 лет опыта работы по оказанию технической помощи заказчикам и фактически является руководителем подразделения компании Tenaris по оказанию технической поддержки по штанговым насосам по всему миру.



Friday, June 25th, 2010

Новые стандарты изучения месторождений – разрез своими глазами опыт отбора и анализа керна на месторождениях «Салым Петролеум Девелопмент»

Я.Е. Волокитин,  Хабаров А.В., Баранов В.Б., Анискин А.А., G.de Brouker

Салым Петролеум Девелопмент

Введение
Выбуренный и доставленный на поверхность образец горной породы – керн, является, пожалуй, единственным достоверным источником геологической информации об изучаемом нефтегазоносном пласте.

В сопоставлении с масштабами всего месторождения скважина подобна тонкой нити, подвешенной в огромной комнате. Вместе с тем, в отношении геологического моделирования изучаемого резервуара, керновые данные являются тем основополагающим фундаментом, на котором базируются все последующие слои накопленных знаний.

Таким образом, огромную значимость керновых материалов, в сравнении с  их физическим объемом, сложно переоценить. В связи с этим, сохранность каменного материала при его отборе, выносе и транспортировке представляется, как одна из первоочередных задач в ходе сбора  информации об изучаемом резервуаре.

К сожалению, и в наши дни, применение архаичных технологий отбора керна приводит, зачастую, к безвозвратной потере ценнейшей информации, вследствие механического  разрушения керна и замещения поровых флюидов фильтратом бурового раствора. Как уже не раз упоминалось, компания SPD придерживается принципа «принятия решений на основе качественных данных». В соответствие с этим правилом в компании делается все возможное для достижения 100%-го выноса керна, сохранения его естественного насыщения и всестороннего анализа отобранного каменного материала.

Осуществленный SPD анализ существующих технологий (и подрядных компаний владеющих ими) привел к выбору НПП «СибБурМаш».

Научно-производственное предприятие «СибБурМаш» владеет специальными технологиями бурения с отбором изолированного керна, предельно минимизирующими фильтрацию РВО в керн и сохраняющими его естественное насыщение.

Повышение эффективности производства при отборе керна
Из опыта концерна «Шелл» в других странах при различных условиях бурения вынос керна на поверхность составляет в среднем 60-70% при метраже отбора 20-25 метров за одну спуско-подъёмную операцию.

Интеграция мирового опыта Шелл и технологии СибБурМаш, тесное взаимодействие специалистов обеих компаний привели к тому, что, начиная с 2004 года на Салымской группе месторождений был успешно отобран керн из 27 скважин. Суммарная длина извлеченного на поверхность керна составила более 2-х километров со средним качеством выноса 98,9% (средний вынос керна в компании «СибБурМаш» ≈94%). Выполнено 82 спуско-подъёмные операции. В 68 случаях достигнута 100%-ая сохранность каменного материала.

В начале сотрудничества, длина поднятого за один рейс керна составляла 6-12 метров (средний показатель по Западной Сибири), что требовало 4-6 рейсов для полного отбора керна в исследуемом интервале (пластах АС10-АС11).

С целью снижения экономических затрат и повышения эффективности проводимых работ компанией «SPD» был осуществлен пересмотр производственных стандартов. Интервал отбора керна за один рейс был увеличен до 36 метров (рис. 1). Компания СибБурМаш успешно справилась с поставленной задачей. Это привело к снижению до числа двух общего количества рейсов на скважину. В январе 2008 года был достигнут рекордный показатель: 48,5 метров за один рейс со 100% выносом, несмотря на суровые погодные условия во время операции – минус 38 градусов С°.

В результате, механическая скорость бурения с отбором керна с 2004 года увеличилась с 1,96 м/час до 7,93 м/час. Затраты времени на извлечение 72 метра керна снизились с 6 до 2 дней. Это позволило сократить более чем на 50% время бурения скважин с керном. Таким образом, «СибБурМаш» с помощью специалистов «SPD» поднял планку отбора керна на территории Западной Сибири на новую высоту.

Подход к вопросам техники безопасности и охраны труда
Техника и технология отбора керна
Применяемая в SPD методика по отбору и анализу изолированного керна позволяет получить керновый материал, в котором проникновение фильтрата бурового раствора в керн сведено к минимуму.

Для этого используется керновый снаряд «КИ» (керноотборник изолирующий) с внутренними пластиковыми пеналами и изолирующим агентом (неполярное масло) внутри керноприемника (рис. 2).
Благодаря изолирующему агенту керн наименее подвержен влиянию фильтрата бурового раствора, а пластиковые пеналы обеспечивают дополнительную защиту от механических повреждений и изоляцию от внешней среды (рис.3).

При подъеме компоновки низа бурильной колонны (КНБК) на стол ротора, керноприемник спускается на мостки, где из него извлекаются пластиковые пеналы с керном. Шестиметровые пеналы маркируются и разрезаются на метровые секции.
Далее, с торца каждой полученной секции откалываются небольшие кусочки 4-5мм толщиной, используемые в дальнейшем для экспресс-анализа литологии, минералогии и характера насыщения горных пород непосредственно на скважине. После отбора торцевых образцов секции герметично закрываются с обеих сторон и отправляются в лабораторию для анализа (рис. 4).

Проводимая в лаборатории распиловка керна с последующим фотографированием в дневном и ультрафиолетовом свете позволяет ориентировочно оценить видимую глубину проникновения ФБР. Так, на фотографии керна в ультрафиолетовом свете (рис.5) хорошо видно, что глубина проникновения ФБР в керн не превышает в среднем 5-10мм.

При этом, насыщение внутренней части керновой колонки практически не подвержено искажающему влиянию технической жидкости. С целью  проверки, в SPD был проведён отбор керна с применением люминесцентного раствора (флуоресцеин-натрия), добавлявшегося в систему циркуляции промывочной жидкости при отборе керна (рис.6).

После извлечения, из центральной части керна высверливались цилиндрические образцы (2 см в диаметре), немедленно консервируемые посредством парафинирования и используемые в дальнейшем для оценки загрязненности поровых флюидов фильтратом БР (рис.7).

Проведенные лабораторные исследования показали, что степень проникновения фильтрата в центральную часть керна составляет в среднем 2%, т.е. практически отсутствует.

Анализ керна с сохраненным насыщением
Высокий процент выноса керна и сохранение его естественного насыщения выводят геологические и петрофизические представления о месторождении, поистине, на новый уровень знаний.

Очевидно, что высокая сохранность поднятого на поверхность каменного материала является важнейшим составляющим последующего эффективного моделирования резервуара по результатам лабораторных исследований ФЕС, литологии, минералогии, гранулометрии и структурных особенностей изучаемых горных пород.

Вместе с тем, в этой статье, авторам хотелось бы сделать акцент на активной работе исследователя с имиджевыми материалами керна. В этом свете, особую роль при анализе каменного материала, наряду с лабораторными определениями,  играют фотографии керновой колонки в дневном и ультрафиолетовом свете. Будучи загруженными в программу обработки и интерпретации геолого-геофизических данных, изображения керна, увязанные с каротажными материалами позволяют исследователю, в буквальном смысле, увидеть своими глазами весь разрез, вскрытый скважиной.

По своей информативности сформированные цифровые имиджи полноразмерного керна можно сравнить с обнажениями горных пород в условиях их «мгновенного» выноса из недр на дневную поверхность с сохранением глубинного насыщения и охарактеризованных в дополнение каротажным материалом. Такие данные позволяют снять  большинство традиционных неопределенностей связанных с ограничением разрешающей способности каротажных методов, уточнить литологию горных пород, увидеть истинные мощности прослоев, текстурные особенности, распределение насыщенности, наличие невидимых для каротажа гетерогенных коллекторов.

Полная сохранность каменного материала устраняет также проблему привязки керна к каротажным данным, позволяя сопоставлять керновые и каротажные характеристики горных пород во всем целевом интервале с высокой статистической обоснованностью (рис.8).

Приведем некоторые примеры, иллюстрирующие ключевую роль подобной керновой информации при разрешении различного рода геологических неопределенностей.

Так в одной из скважин был вскрыт новый (для разбуриваемой территории) тип нефтенасыщенного гетерогенного коллектора – «песчано-глинистый конгломерат». В отсутствии керновых данных, такой коллектор был бы, скорее всего, практически полностью пропущен, в связи с его «невидимостью» для каротажных методов и стандартной методики их интерпретации (рис.9).

При вскрытии разведочными скважинами разрезов ачимовской свиты на участках SPD, как правило, возникают существенные сложности интерпретации полученных материалов ГИС. Причиной этого, зачастую, являются крайне низкие коллекторские свойства пород ачимовской пачки, недостаточная изученность их петрофизических  характеристик, затруднения с получением достоверных величин минерализации пластовой воды в малоприточных объектах и т.д.

В то же время, как известно, даже незначительные изменения калибровочных параметров интерпретационной модели для подобных низкопроницаемых коллекторов приводят к значительным изменениям в оценке их эффективных толщин и степени насыщения. Все это может привести к серьезным ошибкам при прогнозе продуктивности таких резервуаров, сложных с позиции их разработки.

Так, при анализе каротажных данных одной из разведочных скважин SPD, вскрывших ачимовскую толщу (рис.10), может возникнуть впечатление о наличии значительных эффективных толщин и возможной перспективности рассматриваемых отложений, в связи с повышенными значениями удельного электрического сопротивления опесчаненных пачек и их вероятным нефтенасыщением (рис.10, левая часть).

Вместе с тем, изображение керновой колонки в ультрафиолетовом свете убедительно свидетельствует, что из общей кажущейся эффективной толщины, едва ли, десятая часть является нефтенасыщенной (рис.10, правая часть).  Остальная подавляющая  доля опесчаненных разностей является, по всей видимости, либо неколлектором, либо, так называемым «субколлектором», неспособным (при данных капиллярных давлениях) принимать нефть и содержащим исключительно рыхлосвязанную воду.

Другим примером высокой информативности керна с сохраненным насыщением является возможность обоснования положений ВНК и определения различного характера насыщения одновозрастных песчаных тел. Так на рисунке 11 приведен пример однозначного обоснования ВНК для пласта АС11.2 по материалам керновых  изображений в ультрафиолетовом свете. Эта же иллюстрация (рис.11) демонстрирует существование независимых нефте и водонасыщенных каналов в интервале пласта АС11.3.

Сохранение естественного насыщения керна позволяет напрямую (методом ретортирования) определить текущую водо/нефтенасыщенность коллекторов (рис.12). Такой подход может быть с успехом использован для прямой оценки нефтенасыщенности разрезов скважин с начальным нефтенасыщением и, что особенно важно, для определения текущей нефтенасыщенности в обводненных зонах, в ситуации, когда оценка текущих величин Кн по данным каротажа , как правило, затруднена, а ее результаты не объективны.

Вместе с тем, необходимо помнить, что полученные по керновым образцам величины нефтенасыщения могут быть несколько завышены, вследствие неизбежной потери поровой воды при выносе, транспортировке, обработке и анализе керна (обусловленной процессами дегазации и усушки).  При этом, наиболее сильное проявление этого эффекта наблюдается в интервалах недонасыщенных коллекторов, характеризующихся повышенным содержанием свободной воды. В области предельного нефтенасыщения, где вся поровая вода становится остаточной этот эффект, по мнению авторов, практически исчезает.

В заключение, приведем интересный пример, связанный с проблемами оценки нефтенасыщенности и продуктивности гетерогенных коллекторов. Так, при бурении нового куста скважин на Ваделыпском месторождении был встречен новый  тип разреза с аномально низким  (менее 40% по данным ГИС) нефтенасыщением выше ВНК. Вместе с тем, результаты освоения новых скважин показали неожиданно низкую обводненность скважинной продукции, в результате чего достоверность модели насыщения в этой зоне была подвергнута сомнению.  Однако, бурение скважины с отбором керна с сохраненным насыщением немедленно прояснило ситуацию.
Как оказалось,  кажущийся относительно однородным коллектор, представляет собой тонкослоистое переслаивание пропластков с различными свойствами, плохо различимое по данным ГИС вследствие их ограниченной разрешающей способности (рис.13). При этом, будучи расположенными недалеко от зеркала чистой воды, наименее проницаемые прослои являются практически полностью водонасыщенными под действием капиллярной пропитки (отсутствие свечения в уль трафиолетовом свете).

Таким образом, мы имеем дело с преимущественно водонасыщенными коллекторами выше принятого уровня ВНК. К счастью, вследствие их плохих коллекторских свойств содержание в них свободной воды невелико и, по той же причине, их вклад в общую продукцию скважины мало ощутим. В то же время, коэффициент нефтенасыщенности прослоев с улучшенными ФЕС составляет (по  данным керна) величину порядка 50%, что является нормальным для данного типа коллектора. Видимая же общая низкая насыщенность обусловлена усреднением Кн нефте и водонасыщенных прослоев.

Заключение
Резюмируя, можно выделить следующие основные аспекты достигнутой эффективности работ по отбору и анализу керна:
»    уменьшение времени отбора керна осуществлено за счет увеличения длины керноотборника, что привело к снижению количества спуско-подъёмных операций при стабильно высоком проценте выноса
»    сокращение операционного времени прямым образом понижает трудовые и денежные затраты, уменьшает вероятность получения травм и, как следствие,  увеличивает безопасность работ

Российский подрядчик ООО НПО «СибБурМаш» демонстрирует качество проводимых работ на уровне, а по некоторым показателям и выше, ведущих мировых компаний по отбору керна. Тем не менее, как показывает практика, необходимо вести постоянную работу по совершенствованию мероприятий по отбору керна для понимания сложного строения месторождений.

Успехи в области сбора керновой информации позволили вывести интерпретационную составляющую на новый качественный уровень. Хотелось бы также отметить снятие неопределенностей в оценке характера насыщения в керновых скважинах, устранение проблем привязки каменного материала, создание цифровых имиджей керна – ценного дополнительного источника информации о вскрытом разрезе.



Friday, June 25th, 2010

ЛУКОЙЛ: Технологии повышения нефтеотдачи

B 2010 году началась добыча нефти на месторождении им. Ю. Корчагина в Каспийском море. Разработка месторождения будет вестись с помощью горизонтальных скважин сверхпротяженной длины – более 5 километров, что является уникальным для России проектно-технологическим решением. Путем равномерного радиального размещения скважин достигается одновременное вскрытие всех продуктивных пластов. Уникальным для России также является метод мониторинга буровых работ. Данные с систем регистрации, установленных на морской буровой, поступают по спутниковому каналу связи в режиме реального времени в Aстраханский офис ЛУКОЙЛа. Таким образом, находясь на берегу, специалисты ЛУКОЙЛа имеют возможность контролировать процесс бурения в он-лайновом режиме.

В Западной Сибири внедрение инновационных технологий бурения боковых стволов из старых скважин и подбора технологий гидроразрыва пластов позволило ОАО «ЛУКОЙЛ» за семь лет увеличить добычу нефти из ачимовских отложений со 100 тыс. тонн в год до почти 1 млн. тонн и увеличить вдвое балансовые запасы.

В Пермском крае на базе современных технологий бурения и безопасной эксплуатации горизонтальных скважин с большими отходами от вертикали реализована программа вовлечения в активную разработку запасов нефти, находящихся под залежами калийно-магниевых солей уникального Верхнекамского месторождения. Это позволило вовлечь в оборот более 110 млн. тонн ранее недоступных запасов.

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции промышленное применение технологий термогравитационного дренирования пластов при разработке месторождений высоковязкой нефти позволило увеличить сырьевую базу нефтедобычи на 300 млн. тонн и существенно повысить промышленную и экологическую безопасность производства.

В Саудовской Аравии СП ЛУКОЙЛа и Saudi Aramco, ЛУКСАР выполнило самый глубокий в мире гидроразрыв пласта на глубине 5 500 метров. Впервые в Саудовской Аравии ЛУКСАР применил 11¾-дюймовую колонну для перекрытия зоны поглощения, использовал многопакерные компоновки для испытания скважин.

Одним из важнейших результатов деятельности Компании в сфере развития технологий является активное применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Эти методы позволяют существенно увеличить извлекаемые запасы и добычу нефти, вовлечь в промышленную разработку запасы высоковязкой нефти, запасы в низкопроницаемых коллекторах и трудноизвлекаемые запасы на поздней стадии разработки месторождений. В течение последних лет на месторождениях Группы «ЛУКОЙЛ» доля добычи нефти за счет применения различных технологий воздействия на нефтяные пласты составляет более 20% от общего объема добычи. Компания применяет физические, химические, гидродинамические и тепловые методы воздействия на продуктивные пласты.

В 2009 году Группа выполнила 5 098 операций ПНП, что на 300 операций меньше, чем в 2008 году. При этом дополнительная добыча, полученная от этих операций, превысила уровень 2008 года. В отчетном году дополнительная добыча за счет применения методов ПНП составила 23 млн т, или 25% от общей добычи нефти Компанией в России.

В 2009 году на месторождениях ЛУКОЙЛа были проведены 634 операции ГРП со средним приростом дебита нефти 9,6 т/сут. Объемы и эффективность работ по гидравлическому разрыву пласта в 2009 году сопоставимы с аналогичными показателями 2008 года. В 2009 году специалисты Компании награждены дипломом Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Роспатент) в номинации «100 лучших изобретений России» за изобретение метода локального направленного гидроразрыва пласта нефтяного или газового месторождения. Метод используется для повышения отдачи нефтяных, газовых и газокондесатных месторождений и, в частности, месторождений на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью обводненности добываемой продукции и наличием застойных и тупиковых зон, добыча из которых невозможна традиционными методами.

За счет других методов ПНП (гидродинамических, тепловых, химических, интенсификации добычи нефти) было добыто 9 млн т. В 2009 году продолжилось активное внедрение химических технологий: при практически неизменном числе операций (1 357 в 2009 году, 1 324 в 2008 году) дополнительная добыча достигла 1,9 млн т (рост на 18%).

Высокоэффективным методом ПНП является также бурение вторых стволов на существующих скважинах. В отчетном году продолжилось активное бурение вторых стволов. Были пробурены 264 скважины со вторыми стволами (260 годом ранее) со средним приростом дебита 16,8 т/сут. В 2009 году Компания сохранила объемы работ по бурению вторых стволов на уровне предыдущего года, несмотря на общее снижение инвестиционной программы. Следует отметить, что бурение вторых стволов применяется с целью доизвлечения остаточных запасов в основном на бездействующем фонде скважин месторождений, длительное время находящихся в разработке, характеризующихся значительной степенью выработки активных запасов и высокой обводненностью добываемой продукции. Для увеличения эффективности добычи нефти применяется бурение горизонтальных скважин, обеспечивающих рост продуктивности в 1,5–2 раза. В 2009 году в эксплуатацию была введена 91 новая горизонтальная скважина средним дебитом 78,2 т/сут (в два раза выше, чем у обычных скважин).

Компания динамично разрабатывает и использует новые технологии добычи высоковязких нефтей. Наибольший отечественный опыт освоения запасов высоковязких нефтей накоплен в Республике Коми, где ОАО «ЛУКОЙЛ» осуществляет разработку Ярегского и Усинского месторождений с начальными геологическими запасами тяжелых нефтей свыше 1 млрд т по российской классификации. На обоих месторождениях применяются термические методы увеличения нефтеотдачи пласта и добывается более 2,2 млн т/год, что составляет около двух третей от объема добычи тяжелых нефтей в России.

Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения разрабатывается по технологиям площадного паротеплового воздействия и пароциклического воздействия на пласт. В последние годы успешно проводятся работы по повышению эффективности применения термических технологий в системе вертикальных скважин (продолжается освоение технологии комбинированных пароциклических обработок (ПЦО) и начаты опытные работы по интенсификации притока нефти за счет совместной закачки теплоносителя и нефтевытесняющей композиции). Ведется внедрение новых термических технологий – технологии паротеплового воздействия на пласт в системе горизонтальных скважин; технологии перпендикулярного термогравитационного дренирования пласта; технологий ПЦО горизонтальной скважины, вертикальных скважин с радиальными отводами и всего продуктивного разреза; технологий вытеснения нефти паром.

Ярегское месторождение разрабатывается по термошахтной технологии. Поверхностная добыча находится на стадии опытно-промышленных работ. Для организации эффективной поверхностной добычи нефти на опытном участке Ярегского месторождения в 2009 году проведены работы по технологии термогравитационного дренирования пласта. В 2010 году начинаются работы с применением нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин. Закачка пара планируется с 2011 года.

Несколько лет назад специалисты ЛУКОЙЛа разработали новый реагент, РИТИН-10, для повышения нефтеотдачи неоднородных терригенных и карбонатных заводненных пластов в условиях предельной обводненности на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений. За 8 лет применения обработано 1002 скважины, дополнительно получено 1300 тыс. тонн нефти. Средний технологический эффект составляет  1296 тонн на скважино-операцию, а в отдельных случаях достигает 5500 тонн дополнительно добытой нефти при среднем сроке окупаемости затрат от несколько недель до 3-х месяцев.

Для повышения нефтеотдачи пластов и проведения ремонтно-изоляционных работ созданы различные модификации реагента РИТИН-10. Проект по коммерциализации этого реагента включает создание совместного предприятия по организации крупнотоннажного производства и сервисной инфраструктуры по применению.



Friday, June 25th, 2010

Каспийское море: морфометрические характеристики и стохастическое моделирование – Часть 2

Во 2 части этой статьи, впервые опубликованной в мартовском номере Журнала ROGTEC 2010 года, мы рассматриваем результаты и заключения статистического анализа морфометрического и статистического моделирования Каспийского моря

Олибий Йшола - biyiishola@yahoo.com

Результаты и заключения
Данные, полученные на основании замеров, показывают, что протяженность русла дельты Волги составляет от 0,28 до 24,03 км, со средней длиной 5,41 км (Рис 5a).

Средняя длина русла иерархической группировки колеблется между 1,32 и 18,06 км. Величины средних протяженностей самые высокие в иерархии 3, а самые низкие вниз по 15 иерархии русла, что указывает на некоторое сокращение средней протяженности вниз по иерархии (Таблица 5.1).

Среднее отклонение протяженности русла (L) составляет 4,38 км (Приложение 1). Стандартное отклонение колеблется между 0,3 и 4,72 км в иерархических группировках, с самым высоким значением наверху иерархии и самым низким значением у основания (Таблица 5.1).

Извилистость русел дельты Волги колеблется от 1 до 1,5, тогда как средняя величина извилистости составляет 1,1.

Средняя величина извилистости иерархической группировки колеблется между 1 и 1,34 (Таблица 5.1). Величина извилистости достигает самого высокого значения в 3 иерархии, а самого низкого значения – в 15 иерархии, указывая на понижение величины средней извилистости вниз по иерархии. Такое понижение не наблюдается в иерархии 11 и 12 (Таблица 5.1).

Стандартное отклонение извилистости русел в дельте Волги составляет 0,09 (Приложение 1), и колеблется от 0 до 0,1 в группировках иерархии (Таблица 5.1).

Ширина русел дельты Волги, согласно замерам, колеблется от 70 м до 833 м, тогда как средняя величина ширины составляет 248 м со стандартным отклонением 162 м.

Для сравнения, данные увеличенного участка от дельты Волги (Рис 5b ) показывают колебания протяженности русла от 0,23 до 13,42 км, тогда как средняя протяженность составляет 1.61 км. Извилистость увеличенного участка колеблется от 1 до 1,33, тогда как средняя извилистость составляет 1,07.

Средняя протяженность, средняя извилистость и средние отклонения русел увеличенного участка карты дельты Волги, с аналогичной иерархией, показаны в Таблице 5.2.

Графики протяженности в сопоставлении с извилистостью, иерархии в сопоставлении с извилистостью, иерархии в сопоставлении с шириной и извилистости в сопоставлении с шириной рукавов дельты представляет рассредоточенную диаграмму. Диапазон значений коэффициента детерминации R-квадрата на диаграммах ниже колеблется между 0,002 и 0,12.

Результаты столбчатой диаграммы и интегральной кривой распределения протяженности, ширины, иерархии и извилистости русел в дельте Волги показаны на графиках ниже.

Толкование результатов
Результаты, полученные на основании статистического анализа, интерпретируются следующим образом. Значения коэффициента детерминации R- квадрата, полученные на основании диаграммы разброса, наводят на мысль, что не существует тесной взаимосвязи между переменными характеристиками протяженности, извилистости, ширины и иерархии на графике зависимости, по той причине, что значения R- квадрата, полученные для всех графиков, равны приблизительно нолю (Рисунки 5.1-5.5, и 5.11-5.13).

Это дает основания полагать, что эти переменные характеристики являются независимыми и могут быть взяты как самостоятельные составляющие при построении модели бассейна.

Таблица 5.1 показывает распределение средней протяженности и средней извилистости русла в дельте Волги вниз по иерархии. Значение протяженности в 3 иерархии, которое составляет 18 км, предполагает значительную протяженность русла. Средняя протяженность в пределах иерархии порядка от 4- до 13 указывает на то, что большинство русел в пределах этого диапазона иерархий составляют русла значительной протяженности, а разветвленная сеть рукавов дельты, которая указывает на движение с верхней дельтовой равнины в нижнюю. Тогда как средние и стандартные значения отклонения средней протяженности и извилистости русел в иерархии порядка от 14 до 15 указывают на русла с покровным песком или впадины.

Сравнение средней протяженности 5,41 км со стандартным отклонением 4,38 км указывает на наличие обширного отклонения от средней протяженности русел в дельте Волги. Это связано с большой разницей между обоими значениями, и тем фактом, что диапазон значений для протяженности русла распределяется далеко от среднего значения. На основании значений среднего и стандартного отклонений, диапазон протяженности русла в большей части дельты Волги составляет от 1,03 до 9,79 км.

Кривая распределения частот указывает на то, что протяженность большинства русел в дельте Волги является короткой, с интерквартильным диапазоном 5,25 км и средним значением 4 км (Рис 5.7). Столбчатая диаграмма также указывает на понижение частоты русел с большой протяженностью. Это наводит на мысль, что вероятность русел с низкой протяженностью выше, тогда как вероятность русел с высокой протяженностью ниже.

Сравнение средней извилистости 1,1 со стандартным отклонением 0,09 указывает на незначительное отклонение, и на то, что большая часть значений извилистости русла в дельте Волги распределяется близко к среднему значению. Это связано с незначительным различием между стандартным отклонением и средними значениями. Изображение контура реки является характерным для типа с разветвленными руслами, от прямой до слабо извилистой формы. Поправки контура, замеренные как вариации извилистости тесно связаны с типом, размером и содержанием наносов (мутностью воды). Они также связаны с устойчивостью к отмели и характеристиками дебита потока. Взаимосвязь между уклоном русла и извилистостью была разработана в лабораторных опытах Шума (Schumm) и Хана (Kahn) в 1972 году. Также, на основании исследований, проведенных Саркером (Sarker) и другими в 1999, были сделаны выводы, что уклон реки уменьшается (в ответ на сокращение поступления воды и осадочных пород вверх по течению) по мере того как она становится более извилистой. Кроме того, это также подтверждает наблюдения и заключения Адамса (Adams) в 1919 году о том, что рукав дельты становится более извилистым в процессе деклинации. На основании результатов моих исследований, я прихожу к выводу, что большинство русел дельты Волги имеют высокую скорость течения.

Значение извилистости русел связано с объемом пройденной воды и, впоследствии, содержанием наносов. Это является типичным для более низких дельтовых равнин и более низкой крутизны склона. Извилистость русел характеризуются от прямого до слабо извилистого контура.

Пространство участка к низкой дельтовой равнине является обыкновенным, где уклоны реки и дельты русла в сторону моря низкие. Обычно, в таких средах, количество русел увеличивается, и часто имеет вилкообразный или разветвляющийся вид на плане. Такой вид является типичным для дельты Волги и виден на изображениях, полученных с помощью ИСЗ. С точки зрения формирования песчаного горизонта, отложения, заполняющие бухты, которые часто образуют клинообразные обломочные породы, находящие друг на друга и разделенные промежуточными рукавами и болотными отложениями. Это позволяет понять какой тип гетерогенности следует ожидать и учитывать при построении объектно-ориентированной модели. Кроме того, извилистость зависит от угла наклона и объема пропущенной воды, но не зависит от прочих переменных.

Среднее значение иерархии 9 и стандартное отклонение 2,5 указывают на то, что существует умеренное отклонение от средней иерархии, принимая во внимание диапазон иерархий между 7 и 12.
На основании столбчатой диаграммы видно, что большинство иерархий русла имеют нормальное или симметрическое распределение, с ассиметрией распределения приблизительно равной нолю (Рис 5.9). Можно заметить, что диапазон иерархий от 6 до 12 встречается наиболее часто. Это также очевидно на основании графика накопительных частот.

Столбчатая диаграмма также показывает ассиметричное распределение по длине, ширине и извилистости русел в дельте Волги (Рис 5.7, 5.8, 5.10 и 5.14). Это указывает на то, что большая часть значений протяженности, ширины и извилистости русел дельты Волги находится в диапазоне низких значений, ниже среднего значения.

Предел разрешения данных усложняет определение истинного среднего и стандартного отклонения ширины большинства русел в дельте Волги. Однако, на основании полученных результатов видно, что средняя ширина 248 м, при сравнении со стандартным отклонением 162 м, обнаруживает обширное отклонение от средней величины в диапазоне от 86-410 м. Большая часть ширины русла, которую невозможно замерить, подпадает под диапазон 70 м (51 м для увеличенной части) или меньше, что связано с пределом разрешения данных на изображениях дельты (Приложение 1 и 3), полученных с помощью ИСЗ.

Суммарная кривая частот ширины русел в дельте Волги показывает, что около 50% русел имеют ширину от 70 м или меньше (51 м на увеличенном участке) до 140 м. Интерквартильный диапазон составляет 175 м. Также, предполагается, что вероятность русел с менее обширной широтой выше по сравнению с более широкими руслами.

На основании столбчатой диаграммы и суммарной частоты извилистости на Рис 5.10, можно судить, что диапазон извилистости от 1 до 1,8 характерен для большинства русел, затем следует диапазон от 1,1 до 1,2, тогда как наименее встречающийся диапазон извилистости находится между 1,22 до 1,4.  График суммарной частоты показывает, что приблизительно 50% извилистости находится в пределах 1-1,1, на основании чего можно заключить, что русла имеют в основном контур от слабо извилистого до умеренно извилистого.

Предыдущие исследования, проведенные Филдингом (Fielding) и его группой в 1987 году на основании использования набора данных по ширине, глубине и плотности слоя речных отложений песчаника в русле, были проведены с целью демонстрации взаимосвязи между геометрией песчаного горизонта и типом речного русла. Сравнительные графики различных типов русел, таких как русел со слабо выраженной извилистостью, заплетенных, меандрических и разветвляющихся, были выполнены с целью получения соотношения ширины к плотности и глубины относительно плотности. На основании их графиков была составлена диаграмма разброса, которая указывает на отсутствие связи между плотностью и шириной русел. При сравнении с набором данных изображения русла Волги, полученных с помощью ИСЗ, большее количество параметров, таких как протяженность, ширина, извилистость, иерархия и схема дренажа русел, могут быть использованы. Однако, набор данных не предоставляет замеров плотности русел.

Проблемы с морфометрией изображений, полученных с помощью ИСЗ, включают слабую разрешающую способность, и тот факт, что все, что находится между руслами, может быть основано только на предположениях и может не совсем соответствовать действительности.

Программное обеспечение для моделирования бассейна
Собранные данные могут быть использованы для исследований недр во время моделирования для получения общего представления пространственного распространения песчаных тел, геометрии русла и наличия связей, которые часто бывают ниже разрешающей способности сейсмической разведки и не могут быть точно предсказаны на основании необработанного материала. Различные параметры, такие как длина, извилистость и ширина могут быть внесены в модель самостоятельно, независимо от их позиции в иерархии.

Морфометрический набор данных может быть использован для создания стохастической трехмерной геологической модели на основании программного продукта IRAP RMS, используя фациальное русло и прочие методы. Набор данных будет являться руководством для моделей, создаваемых в IRAP, тогда как ввод различных параметров (длины, извилистости и ширины) даст реальное отражение гетерогенности бассейна.

Форма, распределение бассейна и природа взаимосвязей, в которой может быть применен набор данных является типичной для слабо-энергетической или грязевой дельты, со многими вилкообразными рукавами от прямых до извилистых, с прерывистыми песками и грязью по береговой линии. Эта картина является типичной для современной дельты Волги, другие примеры включают Миссисипи, Ориноко и Лену.

На основании набора данных можно получить типы песчаных горизонтов, которые могли быть введены в систему и которые являются основными песчаными отложениями русла, пойменного русла или дельтовидного рукава, впадин/ пластовых песчаных залежей с болотистыми отложениями.

В большом бассейне, таком как продуктивные нефтяные месторождения Каспийского моря, набор данных может быть использован для определения геометрии дельты Волги, на основании чего можно прогнозировать, где в распределении бассейна находятся основные пески русла или пески пойменного /разветвленного русла.

На основании полученного набора данных, можно эффективно построить модель средней извилистости 1,1 в IRAP для всех частей дельты. Это благодаря тому, что низко-стандартное отклонение 0,09 и значение извилистости 1,1 представляет извилистость от низкой до умеренной, что является типичным для дельты Волги. Моделирование будет основано на характеристике донных наносов, подразумеваемых на основании вариаций извилистости, среды отложений и сравнения с аналоговыми месторождениями, такими как дельта Миссисипи.

Заключения
»    Количественные данные будут использованы для объектно-ориентированного моделирования бассейнов Каспийского моря с системами, аналогичными современной дельте Волги, например Миссисипи, Ориноко и Лена (все, доминируемые реками).

»    Совокупность статистических данных, собранных на основании диаграмм геофизических исследований скважин и данных сейсморазведки, может быть использована для ввода в построение модели бассейна для создания более подробной и точной модели подземных течений.

»    Набор данных позволяет собрать аналоги резервуаров на изучаемых площадках и также дает общее представление о пространственных распределениях песчаных горизонтов на площадках ниже разрешающей способности сейсмической разведки.

»    Параметры протяженности, ширины и извилистости русел дельты Волги могут быть введены в модель независимо от их позиции в иерархии.

»    Набор данных может быть синтезирован в кумулятивные кривые вероятностей, которые предоставляют быстрый обзор характера резервуара  P10, P50 и P90.

»    Набор данных может быть использован для создания объектно-ориентированной модели в таких программах как IRAP или PETREL, тогда как ввод переменных, длины, ширины и извилистости даст реальное представление гетерогенностей резервуара.

»    Замеры количественной архитектуры, полученные на основании сейсмических данных систем дельты рек, могут быть интегрированы с замерами, собранными с изображениями дельты Волги, полученными ИСЗ для улучшения качества моделей резервуара.

»    Использование седиментологического анализа, отчетов по образцам и диаграмм геофизических исследований скважин также помогают в построении модели резервуаров.

»    Рекомендуется проведение дополнительных исследований нескольких наборов данных дельтовых фаций для предоставления количественной геоморфологии.

Список справочной литературы
Брянт (Bryant, I.D.) и Флинт (Flint, S.S.,) 1993. Геологическое моделирование количественных кластических резервуаров: проблемы и перспективы (Quantitative clastic reservoir geological modelling: problems and perspectives: In Flint, S.S and Bryant, I.D., eds.), Геологическое моделирование резервуаров углеводородов и выявление аналогов (The Geological Modelling of Hydrocarbon Reservoirs and Outcrop Analogues, Int. Ass. Sedimentologists) Специальное издание 15, Блэевелл, Оксфорд стр 3-20, Чемберс (Chambers, J.,)

Кливленд (Cleveland, W.), Кляйнер (Kleiner, B.), Терки (Tukey, P.), 1983. Графические методы анализа полученных данных (Graphical methods for data analysis, Wadsworth).

Филдинг (Fielding, C. R.), Крейн (Crane, R.C.), 1987. Применение статистического моделирования для прогноза факторов добычи углеводородов в серии речных резервуаров (An application of statistical modelling to the prediction of hydrocarbon recovery factors in fluvial reservoir sequences). Современные разработки в речной седиментологии ( In: Recent Developments in Fluvial Sedimentology ) (Редакция Эсридж (Ethridge, F.G.), Флорес (Flores, R.M., Harvey, M.D.) Общество экономистов палеонтологов и минерологов (Society of Economic Paleontologists and Mineralogist, Spec Pub. 39. 321-327)

Галловей (Galloway, W.E.), 1981. Архитектура отложений прибрежной равнины Мексиканского залива (depositional architecture of Cenozoic Gulf Coastal Plain fluvial systems). В современных и древних не морских условиях осадконакопления: модели для исследования (In: Recent and Ancient Nonmarine Depositional Systems: models for exploration0 (Ed. By F.G., Ethridge and R.M., Flores). Soc. econ. Miner., 31, 127-156. Талса (Tulsa).

Харденбол (Haq, B.U., Hardenbol, J.), и Вайл (P.R. Vail), 1988, Мезозойская и генозойская хроностратиграфия и циклы изменения уровня моря (Mesozoic and Cenozoic chronostratigraphy and cycles of sea-level change), по Вильгусу (Wilgus, C.K.), Хастингу (Hastings, B.S.), Кендалу (Kendall, C.G.St.C.), Позаминтьер (Posamentier, H.W.), Росс (Ross, C.A.), Ван Вагонер (Van Wagoner, J.C.), eds., Изменение уровня моря: Интегрированный подход Общество специалистов по экономической палеонтологии и минералогии (Sea-level change: an integrated approach: SEPM) Специальное издание 42, стр. 40-45.

Исаакс (Isaaks, E. H.), Шривастава (Srivastava, R. M.), 1989, Введение в прикладную геостатистику (An introduction to applied geostatistics): Нью Йорк, издание Оксфордского университета (New York Oxford University press), стр. 10-21

Джоунс (Jones, R.W.) и Симмонс (Simmons, M.D.), 1996, Обзор стратиграфии восточного Паратетиса (a review of the stratigraphy of eastern Paratethys (Oligocene-Holocene): Бюллетень Национального исторического музея (Дополнение к геологии), т. 52, стр. 25-49

Крунберг (Kroonenberg, S.B.), Симмонс (Simmons, M.D.), Оверим (Overeem, I.), Хиндс (Hinds, D.), Алиева (Aliyeva,) Свиточ (E.,Svitoch,), Русаков ( A.A., Rusakov), G.V., 2001, Современная дельта Волги как аналог продуктивного нефтяного месторождения южного Каспийского бассейна (The recent Volga delta as an analogue for the Productive Series in the South Caspian Basin). Выборка EAGE Амстердам июнь 2001 (Expanded abstract, EAGE Amsterdam June 2001).

Крунберг (Kroonenberg, S.B.), Оверим (Overeem, I.), Русаков (Rusakov, G.V.), Свиточ (Svitoch, A.A.), 2001, Влияние изменения уровня моря на развитие дельты реки: Каспийские уроки (Impact of Sea-Level change on river delta development: lessons from the Caspian. ICSF), Амстердам июль 2001.

Косарев (Kosarev, A.N.), Яблонская (Yabblonskaya, E.A.),1994. Каспийское море (The Caspian Sea. SPB. The Hague), Стр 259.

Mathword, 2005,

http://mathworld.wolfram.com/Skewness.html

NASA;http://www.loc.gov/exhibits/earthasart/images/eaa-37s.jpg

Overeem, I., Kroonenberg, S.B., Veldkamp, A., Groenesteijn, K., Rusakov, G. V.,

Svitoch, A.A., (accepted for publ. 2002). Small-Масштаб stratigraphy in a large ramp delta: recent and Holocene sedimentation in the Volga delta, Caspian Sea.

Pidwirny, M., 2005, Stream Morphometry: in Chapter 10: Introduction to the geography.net)

Schmaltz, J., 2005, www.parstimes.com/MODIS/CaspianSeaTerra.jpg

Weber, K., J., Van Geuns, L.C.,1989. Концепция построения расчетных геолого-математических моделей кластического водоема  Framework for constructing clastic reservoir  Расчетной геолого-математической модели simulation models. SPE paper 19582 presented at Annual Technical Exhibition, San Antonio.







СПОНСОРСКАЯ РЕКЛАМА























rogtec
Tel: +350 2162 4000    Fax:+350 2162 4001
ROGTEC Magazine © 2009/2014 - All rights Reserved | Legal Disclaimer
Website design and development by Saul Haslam and Tictac Studio - SEO by Solar Internet Specialists in SEO Spain
[Valid RSS] Valid XHTML 1.0 Transitional ROGTEC Magazine in Twitter ROGTEC Magazine in LinkedIn ROGTEC Magazine Feed
ROGTEC Magazine in englishROGTEC Magazine in russian
s