75 лет Акционерному обществу «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институту имени академика А.П. Крылова» (ВНИИнефть)
Уважаемые Коллеги !
Мы рады сообщить, что в этом году исполнилось 75 лет Акционерному обществу «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институту имени академика А.П. Крылова» (ВНИИнефть).
В связи с этим знаменательным событием Московская секция SPE приглашает Вас и Ваших коллег принять участие в техническом семинаре посвященном эффективной разработке карбонатных месторождений и торжественном вечере, организованным при поддержке «Всероссийским нефтегазовым научно-исследовательским институтом имени академика А.П. Крылова» (ВНИИнефть).
Мероприятие состоится 3 сентября в Торгово-Промышленной Палате РФ по адресу: г. Москва, ул Ильинка 6.
Программа мероприятия
Сбор гостей в 18.30
- Официальная часть с 19:00
- Вступительное слово Директора Московской секции SPE. Аблаев Антон Равильевич.
- Вводное слово: о целях, технологическом фокусе и стратегии ВНИИнефть. Заместитель генерального директора по геологии и разработке АО «Зарубежнефть» И.С. Афанасьев, Генеральный директор АО «ВНИИнефть» П.Т. Им.
- Комплексные и прорывные исследования карбонатов и МУН. Заместитель начальника управления по разработке месторождений АО «Зарубежнефть» А.А. Кожемякин, заместитель генерального директора по исследованиям АО «ВНИИнефть» П.А. Гришин.
- Эффективная разработка карбонатных месторождений, подходы к разработке и тестированию новых технологий. Начальник управления по разработке месторождений АО «Зарубежнефть» Г.Д. Федорченко, заместитель генерального директора по разработке АО «ВНИИнефть» В.Л. Терентьев.
- Фуршет
Лекция 15 мая в рамках проекта SPE Knowledge Sharing
-
15 мая, в 18.00 состоится встреча в рамках проекта SPE Knowledge Sharing. Своим опытом поделится Нияз Гараев, консультант компании FM Global, выпускник РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.
-
Нияз за 8 лет карьерного пути работал в разных странах мира (Россия, США, Бельгия), в таких компаниях как Гипроспецгаз (Газпром), T.D.Williamson и FM Global. Приглашаются все желающие!
Встреча молодых специалистов, 16 мая 2018
Приглашаем Вас на встречу для молодых специалистов, организуемую Обществом инженеров нефтегазовой промышленности SPE, на тему: Перспективы нефтегазоносности юрских отложений Баренцевоморcкого шельфа
Моделирование многофазных течений с химическими реакциями в пористой среде с применением цифрового керна
Кислотная обработка скважины требует тщательной оптимизации. Однако, количество кернового материала, имеющегося в наличии, часто бывает недостаточным для проведения достаточного числа лабораторных экспериментов. В связи с этим, сложно переоценить значимость скрининга различных сценариев кислотной обработки, основанного на методах компьютерного моделирования. В большинстве симуляторов в качестве входных параметров используются эмпирические коэффициенты. Выбор этих коэффициентов может значительно влиять на результат моделирования. Более глубокое понимание процессов растворения минералов на масштабе пор будет способствовать правильному выбору параметров для проведения моделирования на большем масштабе.
Мы разработали подход, позволяющий проводить моделирование течений с химическими реакциями в пористой среде, структура которой соответствует структуре реального образца. В основе данного подхода лежит комбинация принципов химической кинетики и термодинамики, а также принципов теории функционала плотности для описания гидродинамических процессов. Ранее была продемонстрирована эффективность применения метода функционала плотности с точки зрения возможности учета сложных физических явлений при моделировании многофазных течений на масштабе пор. Имплементации химических реакций в уравнения гидродинамики проводилась в приближении установления частичного локального равновесия на каждом шаге гидродинамического моделирования.
Разработанный подход был применен для моделирования растворения доломита соляной кислотой. Моделирование было проведено на примере 2D геометрий зерна и криволинейных каналов, а также 3D модели микроструктуры доломита (Silurian dolomite). Результаты моделирования течений в каналах показывают, что в месте контакта минерала с раствором соляной кислоты происходит его растворение, в то время как химически неактивная жидкость не оказывает влияния на геометрию минерала. Согласно полученным данным, скорость растворения доломита зависит от скорости закачиваемой кислоты. Также было показано, что образование газообразного CO2 в системе влияет на скорость растворения минерала. Подобные корреляции, полученные для 3D моделей реальной микроструктуры, могут быть использованы для определения поправок к константам скоростей реакций, используемых при моделировании на больших масштабах.
Разработанный подход позволяет моделировать процессы растворения на масштабах пор. Это открывает возможность учета структурных особенностей реальной породы при крупномасштабном моделировании течения с химическими реакциями, что приведет к улучшению планирования кислотной обработки.
Об авторе:
Анна Белецкая
Анна окончила Химический факультет МГУ имени М.В. Ломоносова. Также в МГУ Анна защитила диссертацию на соискание степени кандидата химических наук по специальности «Физическая химия». С 2007 по 2013, работая в МГУ в должности инженера, была вовлечена в несколько исследовательских проектов, посвященных изучению механизмов каталитических реакций с помощью квантово-химического моделирования.
С 2014 Анна работает в Московском научно-исследовательском центре компании Шлюмберже в должности научного сотрудника. В настоящий момент областью научных интересов является моделирование растворения минералов на масштабе пор.
Сost-БФА: стоимостной анализ разработки и управление заводнением на нефтяных месторождениях Западной Сибири
Оптимизация операционных затрат добывающих Компаний Западной Сибири является важнейшей задачей мониторинга разработки нефтяных месторождений. Это связано как со снижением цен на нефть, так и с ростом обводненности добываемой продукции. Компании вынуждены нести большие расходы, связанные с организацией закачки рабочего агента системы ППД, подъема жидкости на поверхность, работами по обезвоживанию флюида. Зачастую, суммарная величина операционных затрат заставляет предприятия отказаться от эксплуатации скважин, что негативно сказывается как на доходе предприятия, так и на степени выработки недр.
Развитие инструментов моделирования открывает перед Компаниями возможности по оптимизации ключевых технологических и экономических показателей разработки месторождения. Особенно это актуально для старых месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки, достижение рентабельности которой невозможно без проведения постоянных оптимизационных мероприятий. Однако геологические неопределенности и сложность корректной оценки гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами не позволяет нефтяным Компаниям получать однозначный ответ на вопрос по эффективности текущей системы ППД и отдельных нагнетательных скважин. К сожалению, сложность создания постояннодействующей гидродинамической модели, связанная как с недостоверностью входных данных, так и с высокими трудовыми и вычислительными затратами не позволяет в полной мере отвечать требованиям оптимизации системы заводнения. При этом аналитические методы, несмотря на свою простоту и гибкость в использовании, не популярны среди инженеров-разработчиков ввиду низкой прогнозной способности.
В этой связи наибольшее внимание в работе уделено гибридной гидродинамической модели на основе емкостно-резистивной аналогии (CRM). Использование данной модели основано на обучении на исторических данных, проверки качества обучения на тестовых исторических данных и последующем прогнозе показателей разработки. Основанная на физических процессах упрощенная модель материального баланса с минимальным числом неизвестных позволяет эффективно и с достаточным качеством идентифицировать нагнетательные скважины с низким эффектом в добыче и прогнозировать эффект от изменения приемистости нагнетательных скважин. В интеграции с экономической моделью данный CR-метод позволяет осуществлять прогноз и максимизацию NPV в зависимости от условно-переменных затрат предприятия.
Отдельное внимание в работе уделено аспектам блочного анализа (БФА): прогнозирования обводненности на основе характеристик вытеснения, факторному анализу изменения добычи нефти и денежного потока предприятия.
Использование метода на ряде месторождений Западной Сибири продемонстрировали хорошую сходимость с результатами расчётов на более сложных численных моделях.
Об авторе:
Михаил Наугольнов – руководитель направления по разработке ООО «Газпромнефть НТЦ». В 2011-м году окончил с отличием Санкт-Петербургский Горный институт по специальности «Разработка нефтяных и газовых месторождений», в 2012-м - с отличием по специальности «Экономика и управление народным хозяйством». В 2011-2012-м году работал в компании Total E&P Russie в проекте по вводу в эксплуатацию Харьягинского месторождения. С 2013-го года работает в ООО «Газпромнефть НТЦ», занимается вопросами, связанными с проектированием, мониторингом, управлением разработки, гидродинамическим моделированием, автоматизацией методик расчётов. Автор более 20 научных публикаций.
Анализ больших данных в нефтегазовой отрасли: барьеры и возможности
В первой части доклада будет представлено общее видение докладчика касательно внедрения современных подходов к обработке больших данных (в т.ч. на базе методов машинного/глубинного обучения) в нефтегазовой отрасли. Отдельное внимание будет уделено мифам о BIG DATA, барьерам внедрения когнитивных технологий в отрасли, а также ответам на вопрос, почему в одних отраслях инструменты BIG DATA дают плоды, а в других – нет. Во второй части доклада будут рассмотрены примеры внедрения методов глубинного обучения и спектрального анализа в области петрофизического исследования терригенных пород по цифровым изображениям шлифов, а также то, как данные методы помогают сократить время, затрачиваемое на рутинную обработку, и извлечь дополнительную полезную информацию.
Автор:
Буденный Семен Андреевич. Руководитель Департамента цифровых технологий в индустрии Инжинирингового центра МФТИ, аспирант МФТИ. В 2014 году получил степень магистра по физике в НГУ (специализация: «Физика неравновесных процессов»), в 2011 – степень бакалавра по физике НГУ, в 2007 г. окончил СУНЦ НГУ. С 2014 года работает в Инжиниринговом центре МФТИ. Член SPE с 2014 года.
Измерение эффективности бурения на суше
Drilling groups and executives generally have a different view of measuring drilling performance. To executives, “Drilling” commonly refers to all aspects of well construction, including drilling, completions, hook-up, procurement, the asset team, and other groups. Good measures of performance can drive improvements between these groups. The first key to success is how to communicate drilling performance in terms that answer the questions of executives and managers, which requires a business-focused cross-functional process. The second key to success is to drive operational performance improvement, which requires a different set of measures with sufficient granularity to define actions. Over the past 10 years, a very workable system has evolved through various approaches used in drilling more than 16,000 wells in the US, South America, and the Middle East. The system has delivered best-in-class performance. It has proven that an effective performance measurement system which addresses both executive requirements and operational requirements can both deliver outstanding results, and also communicate those results, with remarkable value to the organization.
Author:
John Willis is New Mexico Drilling and Completions Manager for Occidental Oil & Gas Corporation. His responsibilities include all aspects of drilling, fracturing, and completing unconvetional horizonal wells. Prior to this role, he was Chief of Drilling, with responsibility for standards, operational support, global systems, the drilling data system, and tools for drilling performance measurement. Prior to his Chief role, he served as Drilling Manager in Oman and Drilling Manager in Libya. His experience prior to Oxy includes other drilling roles, service company roles related to project management and software development, and he operated a consulting and software business. He has Chaired two SPE Forums, served on Forum Steering Committees, and Chaired the 2003 SPE/IADC Drilling Conference.
НЕРАВНОВЕСНОЕ ФАЗОВОЕ ПОВЕДЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОМ МОДЕЛИРОВАНИИ
Моделирование фазового поведения многокомпонентных углеводородных смесей является неотъемлемой частью современной практики проектирования и мониторинга разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. Расчеты фазового поведения лежат в основе специализированных PVT-пакетов, а также блоков вычисления фазового состояния и свойств фаз в пакетах композиционного гидродинамического моделирования. Корректное описание фазового поведения важно для моделирования процессов разработки и добычи, сопровождающихся интенсивными фазовыми переходами в пласте, стволах скважин и наземном оборудовании.
Одно из ключевых предположений всех распространенных моделей состоит в том, что фазовое состояние и составы фаз углеводородной системы соответствуют условиям термодинамического равновесия. Однако существуют типовые ситуации для нефтяных и газоконденсатных залежей, когда подобные модели принципиально не применимы. В частности, об этом свидетельствуют фактические данные работы скважин на Новогоднем, Вуктыльском, Красноленинском, Каменном и мн. др. месторождениях.
При разработке месторождений углеводородов неравновесные эффекты проявляются при:
1) повышении давления в залежи (закачка воды, газа) после предшествующего снижения давления с выделением второй фазы (выделение растворенного газа из нефти или ретроградная конденсация в газоконденсатной системе) – так называемый гистерезис обратного растворения газа или испарения конденсата,
2) снижении давления в газоконденсатной системе ниже давления максимальной конденсации (переход от ретроградной конденсации к прямому испарению),
3) закачке газа с неравновесным к пластовой смеси составом в нефтяную или газоконденсатную залежь.
Подобные процессы также могут иметь место при течении углеводородной смеси в стволе скважины или наземном оборудовании.
Неравновесные эффекты приводят к существенным (на десятки процентов и даже в разы) отклонениям фактических параметров системы (давление насыщения, доли фаз и содержание компонентов в добываемой продукции) по сравнению с оцениваемыми по равновесным моделям.
Для решения практических задач для подобных объектов специалисты вынужденно используют или существующие композиционные модели без учета неравновесных эффектов, или модели типа black oil с опцией ограничения скорости обратного растворения газа/конденсата. Эта опция основана на простом инженерном соотношении и не учитывает физические особенности неравновесных процессов.
В докладе будут представлены разработанные авторами методы и алгоритмы моделирования неравновесного фазового поведения, пригодные для широкого практического применения. Демонстрируется связь неравновесных эффектов с масштабом моделирования. В качестве приложений рассматриваются задачи гидродинамического моделирования в композиционной и black oil формулировках. Приводятся примеры моделирования неравновесного фазового поведения реальных нефтяных и газоконденсатных смесей, включая воспроизведение фактической неравновесной динамики конденсатоотдачи на поздней стадии разработки Вуктыльского месторождения.
Илья Индрупский, Ольга Лобанова, Вадим Зубов, Кирилл Богачев
ИПНГ РАН, Rock Flow Dynamics
Об авторе:
Илья Михайлович Индрупский
Главный научный сотрудник / заведующий лабораторией газо-, нефте-, конденсатоотдачи пластов Института проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН). Профессор кафедры Прикладной математики и компьютерного моделирования Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.
Окончил РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по специальности "Прикладная математика". Доктор технических наук по специальности "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений". Профессор РАН. Автор более 150 научных публикаций и более 20 патентов.
Основные направления научной деятельности связаны с повышением достоверности 3D компьютерного моделирования залежей углеводородов; развитием методов математического моделирования гидродинамических и термодинамических процессов при разработке месторождений, решения прямых и обратных задач; разработкой комплексных высокоинформативных методов исследования скважин и алгоритмов интерпретации; развитием технологий разработки залежей нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами.
Имеет значительный опыт исследований по программам Российской академии наук и прикладных работ для компаний "Газпром нефть", "ТНК-BP", "Роснефть", "Лукойл", "Газпром" и др.
Промысловые исследования по оценке эффективности вытеснения и относительных фазовых проницаемостей
Достоверная информация о свойствах пласта и их изменении в пределах залежи – ключевой фактор снижения неопределенности при выборе стратегии освоения объекта, технологических решений, оценке извлекаемых запасов и технико-экономической эффективности вариантов разработки. В случае проектирования заводнения и иных методов воздействия на неоднородный, анизотропный коллектор в число необходимых исходных параметров входят данные о коэффициентах вытеснения, функциях относительных фазовых проницаемостей, значениях проницаемости вдоль латеральной и вертикальной координаты, для сложнопостроенных карбонатных объектов – главные направления и главные значения тензора проницаемости. Все эти характеристики в настоящее время определяются по данным лабораторных исследований керна, с невозможностью их корректного переноса на масштаб и условия фильтрации флюидов в пласте при разработке месторождения.
Авторами в течение 15 лет развиваются новые методы и технологии комплексных промысловых исследований скважин. Для каждого вида исследования специально планируемая последовательность технологических операций, расширенный комплекс гидродинамических, геофизических измерений и методов промыслового контроля обеспечивают получение высокоинформативных данных о процессах многомерной многофазной фильтрации непосредственно в пластовых условиях.
Для определения искомых характеристик пласта полученные данные интерпретируются путем решения обратных задач. Соответствующие прямые задачи решаются в нестационарной, многофазной и/или многомерной постановке, с полным учетом специфики объекта (неоднородность и анизотропия свойств пласта, сжимаемость флюидов и породы, возможность выделения растворенного газа, переменная минерализация водной фазы и др.). Решение обратных задач в оптимизационной постановке осуществляется с применением эффективных методов оптимизации и методов теории оптимального управления (сопряженных методов). Для численного решения прямых и обратных задач разработаны алгоритмы и программное обеспечение.
На новые методы исследования скважин и сопутствующие технические решения получена серия патентов. Технологии апробированы на ряде отечественных месторождений. Получены содержательные результаты, выявлены новые интересные эффекты.
В докладе планируется осветить основные идеи, достигнутые результаты и накопленный опыт, с акцентом на научную составляющую развиваемой тематики.
С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.М. Индрупский,
Д.П. Аникеев, Т.Н. Цаган-Манджиев, М.Н. Баганова
Институт проблем нефти и газа РАН (Москва), е-mail:Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.
Об авторе:
Эрнест Сумбатович Закиров, Институт проблем нефти и газа РАН
д.т.н., профессор РАН Э.С. Закиров – ведущий ученый в области моделирования процессов разработки месторождений нефти и газа, регулирования разработки месторождений природных углеводородов, адаптации гидродинамических моделей, специализированных исследований скважин и пластов, эксперт отечественных нефтегазовых проектов.
Э.С. Закиров опубликовал свыше 225 научных работ, в том числе 7 монографий и 1 книгу, имеет более 40 патентов на изобретения, включая международный (США). Подготовил 5 кандидата наук. Является членом SPE (Международного общества нефтяников).
Образование
В 1991 г. окончил Московский Государственный Университет им. М.В. Ломоносова.
В 1991-1994 гг. - аспирант Московского Государственного Университета им. М.В. Ломоносова.
В 2001 г. защитил докторскую диссертацию.
В 2015 г. Отделением наук о Земле РАН избран профессором РАН.
Профессиональная деятельность
1994 г – по настоящее время
Главный научный сотрудник лаборатории газонефтеконденсатоотдачи Института проблем нефти и газа РАН.
Создает новые и совершенствует существующие технологии разработки месторождений нефти и газа.
Наряду с фундаментальными исследованиями, занимается проектированием и рационализацией процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, в том числе Яро-Яхинского, Западная Сибирь (1997 г.), Северо-Васюганского, Томская область (1998 г.), Талинского месторождения, Западная Сибирь (2000 г.), Прибрежного месторождения (2001 г.), Приразломное, Баренцево море (2002 г.), Новогоднее, Западная Сибирь (2006 г.).
С 1991 г. осуществляет совместные научные исследования с Statoil, Norsk Hydro, Verbundnetz Gas, ЮКОС, СИДАНКО, Лукойл, Роснефть, ТНК-BP и др.
Отмена ежемесячной встречи молодых специалистов
Внимание!
Запланированная встреча молодых специалистов на 15 февраля отменена!