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NEWSLETTER Society of Petroleum Engineers German Section

Februar 2010

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5th Student Technical Conference 2009 der GSSPE Wietze, 15. und 16. Oktober 2009 2009 hat die Erdöl- und Erdgasindustrie in Deutschland ihr 150 jähriges Jubiläum gefeiert. Zwar haben schon nachweislich im 16. Jahrhundert Bauern aus Wietze am Südrand der Lüneburger Heide Erdöl aus „Theerkuhlen“ geschöpft, um es als Heil- oder Schmiermittel zu benutzen, aber erst die erfolgreich abgeteufte Bohrung des Geologen Konrad Hunäus um 1858/59 wird als Initialzündung zur Begründung der Erdöl- und Erdgasindustrie in Deutschland gesehen. Das Deutsche Erdölmuseum Wietze selbst, feierte 2009 sein 40 jähriges Bestehen, die GSSPE ist stolz auf das 5 jährige Jubiläum der Student Technical Conference (STC) und kann damit inzwischen auf eine gewisse Kontinuität verweisen.

Abbildung 1: Herr Dr. Salesch begrüßt als Museumsleiter und Hausherr die Teilnehmer der STC im Deutschen Erdölmuseum Wietze

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KCA DEUTAG führt seit mehr als 120 Jahren Bohrungen auf Öl, Gas, Kohle und Wasser sowie Geothermie- und Speicherbohrungen weltweit durch.

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Bei der 5th STC waren diesmal fünf Universitäten mit Studenten und Professoren vertreten. Aber auch die Industrie mit in Deutschland tätigen Erdöl- und Erdgasfirmen, Zulieferern sowie Servicefirmen unterstützten nicht nur finanziell, sondern auch personell die STC der GSSPE, wofür wir ihnen herzlich danken.

Abbildung 2: Beim Aufbau der Stände, die von den einzelnen Firmen bei der Student Technical Conference nicht nur zur Imagewerbung genutzt werden … Danke auch an die GSSPE Mitglieder, die wieder engagiert zum Erfolg und reibungslosen Ablauf dieser Veranstaltung beigetragen haben. Nach der Einführung durch Herrn Ingo Forstner, berichtete Herr Professor Reinicke über neue Entwicklungen und Trends aus Clausthal. So hat der Niedersächsische Landtag das Gesetz zur Errichtung der Niedersächsischen Technischen Hochschule (NTHG) beschlossen mit dem Ziel, die Qualität der vorwiegend technisch und naturwissenschaftlich orientierten Universitäten des Landes zu steigern und ihre nationale sowie internationale Wettbewerbsfähigkeit zu verbessern. Die TU Clausthal ist insofern betroffen, da die Universitäten Clausthal, Braunschweig und GSSPE Newsletter Februar 2010

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Hannover in der Niedersächsischen Technischen Hochschule (NTH) zusammengefasst werden, wenn auch die drei Standorte erhalten bleiben sollen. Dabei wird Clausthal sein Profil vor allem im Bereich Energie schärfen. Bei der Lehre in Petroleum Engineering sollen den Studenten vermehrt Veranstaltungen auf Englisch angeboten werden. Bei der Forschung sieht Herr Professor Reinicke Schwerpunkte vor allem bei der CO2 Sequestrierung, bei Gashydraten sowie auf den Gebieten der Tiefbohrtechnik und Geothermie. Aber auch mature oder gealterte Felder werden ein wichtiges Thema für die Zukunft sein.

Abbildung 3: Herr Dipl.-Ing. Ingo Forstner (Baker Hughes) bei der Einführung und Moderation der 5th STC Freiberg hat die Gelegenheit genutzt, die neu besetzte Professur für Geoströmungs-, Förder- und Speichertechnik näher vorzustellen. Herr Professor Amro hat in Clausthal studiert und kam von dem Petroleum Engineering Department der King Saud University aus Saudi Arabien nach Freiberg. An der King Saud Universität besetzte Herr Professor Amro 10

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Jahre einen Lehrstuhl in Riad und er sammelte praktische Erfahrungen bei der International Drilling Company in Qatar.

Abbildung 4: Herr Professor Reinicke (TU Clausthal), Herr Professor Amro und Frau Dipl.-Ing. Röntzsch (beide TU Bergakademie Freiberg) als interessierte Zuhörer Schwerpunkte seiner bisherigen Forschungsarbeiten und Publikationen sind: Enhanced Oil Recovery (EOR), Improved Oil Recovery (IOR), die Benetzbarkeit von Gesteinen, Produktion aus horizontalen und multilateralen Bohrungen, Stimulationen und Formationsschädigungen, speziell durch Asphaltenausfällungen verursacht. Genauso wie schon in den letzten Jahren hat die Montanuniversität Leoben auch wieder Studenten mit sehr gutem Niveau aus Österreich zu unserer Konferenz geschickt. Besonders freuen wir uns für Leonie Ebner, die 2008 bei der 4th STC in Wietze den Vortrag „CO2 Extraction from Flue Gases for Carbon Capture and Sequestration“ gehalten hat. Frau Dipl.-Ing. Leonie Ebner hat mit ihrer Diplomarbeit zu diesem Thema den mit 1.500 Euro dotierten Anerkennungspreis für hervorragende wissenschaftliche Arbeiten junger Nachwuchswissenschaftler, der durch die ÖGEW GSSPE Newsletter Februar 2010

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(Österreichische Gesellschaft für Erdölwissenschaften) vergeben wird, gewonnen.

Abbildung 5: Herr Professor Amro aus Freiberg Polen war zu unserer Freude wie schon in den letzten Jahren durch die Berg- und Hüttenakademie (AGH) University of Science and Technology, Krakow ebenfalls wieder vertreten. Auch die RWTH Aachen hat einen ihrer rund 30.000 Studenten mit einem Vortrag nach Wietze ins Rennen geschickt. Vor allem Absolventen der Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule, die die Fakultät „Georessourcen und Materialtechnik“ in Aachen belegt haben, finden immer wieder den Weg in die Erdöl- und Erdgasindustrie. Vielleicht in der Zukunft vermehrt durch den neu eingerichteten Bachelor- und Masterstudiengang „Rohstoffingenieurwesen“. Key Note Speaker war Herr Vennekate (RWE DEA) zum Thema CO2. Text: Wolfgang Jelinek Fotos: Kurt Sackmaier, Wolfgang Jelinek

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Geothermie weltweit – Stand und Perspektiven Michael Schönherr (TU Bergakademie Freiberg) Die Basis der geothermischen Energie ist der immense Wärmeinhalt des Erdinneren, die einerseits seit der Entstehung der Erde vor 4,6 Mrd. Jahren gespeichert ist und andererseits aus fortlaufenden radioaktiven Prozessen gespeist wird. Die geothermische Energie wird zur Produktion von elektrischem Strom weltweit in 24 verschiedenen Ländern genutzt bei einer jährlichen Wachstumsrate von 3 % seit 1999. Bereits 1905 wurde in der Toskana das erste geothermische Kraftwerk errichtet. Noch erfolgreicher ist die direkte Wärmenutzung, die in 72 Ländern durchgeführt wird und jährliche Wachstumsraten von 7,5 % aufweist. Global wurden bisher geothermische Anlagen mit einer Kapazität von rund 10 GW installiert, die laut Prognose bis 2050 auf über 150 GW anwachsen soll. Folgend einige Beispiele: In Neuseeland sind 130 Gebiete für die geothermische Nutzung geeignet. Die Kawerau Geothermal Station erzeugt 100 MW Strom mit 215 – 220°C heißem Wasser, das aus sechs 1.900 – 2.000 m tiefen Bohrungen gefördert wird. Weirakei ist das älteste Geothermiefeld (1958) Neuseelands und produziert 4,3 % des Strombedarfs. In Australien wird zurzeit an 15 verschiedenen Geothermieprojekten gearbeitet und 2010 wird die erste Inbetriebnahme erwartet. Zentren der Geothermie in Australien sind das Kohlenwasserstoff höffige Cooper Basin sowie das Hunter Valley. Indonesien ist ein weiteres Land, das mit 256 Geothermieregionen großes Potential hat. 80 % dieser Regionen werden als geeignet für die Stromproduktion eingestuft. Island produziert mit fünf geothermischen Kraftwerken 26 % des elektrischen Strombedarfs und versorgt 80 % der Häuser mit Fernwärme. Andere bekannte Länder mit geothermischen Vorkommen sind die USA, Mexiko und Japan. Deutschland ist in Bezug auf die geothermische

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Energie geologisch bedingt benachteiligt, aber vor allem mit dem Hot Dry Rock Verfahren wird ein gewisses Potential gesehen. Als Schlagwort für die geothermische Zukunft hat Herr Schönherr das EGS (Enhanced Geothermal System) genannt, eine Technik die die geothermische Ausbeute erhöhen kann.

Abbildung 1: Bisher wurden weltweit in rund 90 Ländern geothermale Ressourcen identifiziert (nach einem Vortrag von Prof. Dr. Ladislaus Rybach)

Comparison of Aluminium and Steel Drill Pipe for Drilling Applications Alejandro Castro Rodriguez (TU Clausthal) Seitdem in Russland auf der Halbinsel Kola die TVD (True Vertical Depth) von 12.000 m erbohrt wurde, wurden von dieser Front seit vielen Jahren keine neuen Rekorde mehr gemeldet. Neue Rekorde werden jedoch von der Ölindustrie bei der TD (Total Depth) in Bezug auf die horizontale Ablenkung gemeldet (Abbildung 2).

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Abbildung 2: D und TVD Envelope der Tiefbohrtechnik

Abbildung 3: Belastungen des Bohrstrangs bei einer Extended Reach Bohrung

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Erklären lässt sich dieser Trend durch die erhöhte Anzahl von Extended Reach Bohrungen, die aus geologischen, technischen und wirtschaftlichen Gründen gebohrt werden. Manchmal spielen auch Umweltschutzgründe oder die Nachbarschaft eine Rolle, dass der Bohrplatz so verlegt werden muss, dass die Lagerstätte nur noch mit Extended Reach Bohrungen erschlossen werden kann. Bei Extended Reach Bohrungen erfährt der Bohrstrang extreme Belastungen, die an die technischen Grenzen gehen können (siehe Abbildung 3). Von daher ist es nicht verwunderlich, wenn nach Konzepten gesucht und geforscht wird, um einen längeren Bohrpfad abzuteufen. Ein Konzept, das Herr Rodriguez in seinem Vortrag vorgestellt hat, ist die Reduzierung des Bohrstranggewichts. Dieses Ziel kann erreicht werden, indem man ein leichteres Metall, wie zum Beispiel Aluminium verwendet. Ein leichterer Bohtrang kann die Belastungen für den Bohrturm reduzieren, verursacht im Bohrloch geringere Reibungs- und Seitwärtskräfte, reduziert Drag and Torque, beziehungsweise verursacht geringere Beschädigungen am schon eingebauten und zementierten Casing beim Bohren. Es spielen aber auch noch andere Faktoren eine Rolle, wie dass durch das geringere Stranggewicht unter Umständen ein kleiner Bohrturm geordert werden kann, der bei der Rig Rate zum Beispiel kostengünstiger ist und logistische Vorteile erzielt werden können, die besonders im unwegsamen Gelände für ein Bohrprojekt vorteilhaft sein können. Herr Rodriguez hat für seine Arbeit eine Literaturrecherche durchgeführt und die Belastungen verschiedener Bohrstränge simuliert. Dazu hat er die Belastungen eines Bohrstranges aus Steel Drill Pipes (SDP) mit den Belastungen eines Stranges aus Aluminium Drill Pipes (ADP) beziehungsweise mit Kombinationen aus ADP-SDP verglichen. Als Nachteil hat er aufgeführt, dass ADP bei erhöhtem pH Wert erhöhte Korrosion aufweisen. Außerdem kann eine erhöhte Buckling Tendenz sowie erschwerte Tool Face Orientation auftreten. Herr Rodriguez sieht ADP als interessante und umsetzbare Alternative zum konventionellen Bohrgestänge. Anstelle eines Patentrezepts hat er jedoch empfohlen, sich von Fall zu Fall anzusehen, ob mit einem Bohrstrangkonzept aus ADP oder mit Kombinationen aus ADP-SDP, speziell bei Extended Reach Bohrungen, wirtschaftliche Vorteile und bessere technische Ergebnisse erzielt werden können. GSSPE Newsletter Februar 2010

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Non OCMA Bentonite Modifications with Polymer PT-24 for HDD Mud Pawel Kopec (AGH Krakow) Die OCMA ist die Abkürzung für Oil Company Materials Association, einer Organisation, die Standards von Spülungschemikalien für Firmen im Nahen Osten festgesetzt hat. In der Zwischenzeit wurde diese Spezifikation für Spülungszusätze wie Bentonit von der API (American Petroleum Institute) beziehungsweise von der ISO (International Organization of Standardization) übernommen und angepasst. Herr Kopec hat Bohrspülung für das HDD (Horizontal Directional Drilling), wie es für Unterdükerungen eingesetzt wird, untersucht.

Abbildung 4: Vorbereitungen zu dem Testprogramm für HDD Spülung Dazu wurde ein Bentonit, der die oben genannte Spezifikation nicht erfüllte, mit einem Biopolymer erfolgreich modifiziert. Herr Kopec konnte mit seinen Messreihen, die auch Proben mit Spülungsschädigungen durch Salze beinhalteten, zeigen, dass er die besten Resultate mit einer Zugabe von 10 % des Biopolymers PT-24 erzielte.

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Inverse Modelling of the 2005 Tracer Circulation Test at Soultz-sous-Forets, France Christian Kosack (RWTH Aachen) Soultz-sous-Forets ist eine französische Gemeinde im Rheingraben, wo 1986 mit der Planung eines Tiefengeothermiekraftwerks begonnen wurde, das 2008 als erstes seiner Art in Frankreich mit einer Leistung von 1,5 MW in Betrieb genommen wurde (Abbildung 5).

Rhine graben

Soultz-sous-Forêts

Vosges

Black Forest

Rath and Clauser (2002)

Abbildung 5: Das European Deep Geothermal Program in Frankreich in Beteiligung und Zusammenarbeit mit der RWTH Aachen und dem E.ON Energy Research Center Bis 2004 wurden in Soultz-sous-Forets vier Bohrungen auf bis zu 5.100 m abgeteuft und stimuliert. Bei der Bohrung GPK3 wird mit 15 l/s injiziert, während GPK2 mit 11,9 und GPK4 mit 3,1 l/s fördern, wobei die Bohrung GPK3 über Fracs mit GPK2 gut verbunden ist (Abbildung 6).

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Abbildung 6: Bohrpfade der Geothermalbohrungen in Soultz-sous-Forets mit einer Verbindung über Fracs von GPK3 zu GPK2. Die hydraulisch verbunden Fließwege wurden mit Hilfe eines Tracer Tests näher untersucht. Dazu wurde auf der GPK3 ein Tracer mit einer Konzentration von 0,389 mol/m³ über 19 h lang injiziert und die Tracerkonzentrationen fünf Monate lang an den Nachbarbohrungen analysiert. Um die Fließwege besser zu verstehen, hat Herr Kosack auf Basis der Ergebnisse aus dem Tracer Test verschiedene dreidimensionale, heterogene Modelle mit unterschiedlichen Parametern für numerische Simulationen entwickelt und verglichen. Obwohl er für die Modelle eine vereinfachte Geometrie verwendete, konnte er relativ brauchbare Ergebnisse erzielen. Als den dominanten Parameter hat er das Verhältnis k(f)/phi(f) bei seinen Modellen identifiziert.

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Zusammensetzung, Mineralisation und Chemismus von Tiefenwässern in Deutschland Robert Mastaler (TU Bergakademie Freiberg) Als Tiefenwässer werden die Wässer unterhalb der Grundwasserhorizonte bezeichnet. Die Chemie der Tiefenwässer wird vor allem durch das Lagerstättengestein, die Teufe sowie die Genese geprägt. Im Rahmen eines Forschungsprojektes in Bezug auf Chemismus für die Hauptgeothermieregionen in Deutschland werden die Tiefenwässer aus dem Norddeutschen Becken (über 2.800 Proben), dem Oberrheingraben (400 Proben) und dem Molassebecken (über 100 Proben) näher untersucht. Ziel ist, die Tiefenwässer zu klassifizieren, um die Planung von zukünftigen Geothermieprojekten zu erleichtern. Druck-, Temperatur- und Konzentrationsänderungen können im geothermalen Wasserkreislauf Prozesse wie Ausfällungen, Korrosion, Entlösungen etc. verursachen, die nicht nur untertägig im Bohrloch, sondern auch in den obertägigen Anlagen technische Schwierigkeiten bereiten können, die mit zusätzlichen Kosten verbunden sind.

Abbildung 7: Salinitäts–Teufendiagramm von mehr als 700 Tiefbohrungen mit ca. 600 Vollanalysen aus dem östlichen Teil des NDB

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Die Vortragenden der STC 2009: Michael Schönherr, Alejandro Castro Rodiguez, Pawel Kopec, Christian Kosack, Robert Mastaler, Farhath Abbas Mirza, Silvio Lehmann, Awes Ahmed Khan, Theodor Viedenberg, Muhammad Faraz Azam, Philip Mähr, Mazin Idris, Ajala Olawale Ibrahim

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Abgesehen davon, können manche Tiefenwässer giftige Bestandteile wie Arsen, Quecksilber oder radioaktive Ablagerungen wie zum Beispiel natürlich vorkommende Radiumverbindungen enthalten.

Tabelle 1: Kationen/Anionen der Tiefwässer aus ORG, NDB und MB

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Die Tiefenwässer aus dem Norddeutschen Becken (NDB) sind basinal und weisen hohe Salinität auf, die mit der Teufe ansteigt. Im Oberrheingraben (ORG) hat man basinale, meteorische und juvenile Wässer und es muss mit erhöhten Arsen- und Fluoridgehalten gerechnet werden. Während die Tiefenwässer im Molassebecken (MB) basinal und meteorische sind und Schwefelwasserstoff beinhalten können.

Short Term Maintenance of Gas Distribution Networks Farhath Abbas Mirza (TU Clausthal) In Deutschland wurde 2005 das Pipelinenetz mit 341.324 km beziffert. Die Betreiber dieser Rohrleitungen müssen genauso wie andere Anlagenbetreiber die Anlagensicherheit und den Schutz der Personen sowie der Umwelt im Umfeld der Anlagen verantworten und gewährleisten. Am besten sollte dieses Ziel unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit mit Instandhaltungsmaßnahmen erreicht werden, die nicht nur starren, wiederkehrenden Prüfungen unterliegen. Eine Strategie dazu kann die risikobasierte Instandhaltung sein, die vor allem bei komplexen, unübersichtlichen Systemen hilfreich sein kann. Um das Risiko zu erfassen und zu berechnen, müssen für die Beurteilung und zur Entwicklung einer effektiven Instandhaltungsstrategie verschiedenste Parameter aufgenommen werden. Faktoren, wie die Wahrscheinlichkeit einer Betriebsstörung, eines Defekts müssen erfasst werden, genauso wie die Konsequenzen aus diesen Störungen. Die Wahrscheinlichkeit einer Betriebsstörung, eines Defekts hängt vom Alter, der Geschichte der Pipeline, von Belastungen sowie vom Material aus dem die Pipeline gebaut ist, etc. ab. Bei den Konsequenzen aus den Störungen fließen HSE Grundsätze ein und können Faktoren wie Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit etc. berücksichtigt werden. Mit Hilfe der durch die EPANET 2.0 Software (siehe Abbildung 8) berechneten Wahrscheinlichkeiten, unter Berücksichtigung der Konsequenzen, wurde eine Prioritätenliste entwickelt, mit der die dringlichsten Instandhaltungsmaßnahmen bei dem untersuchten Leitungsnetz bestimmt werden konnten. GSSPE Newsletter Februar 2010

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Abgesehen davon, kann dieses System dem Betreiber helfen, von einer reaktiven in eine proaktive Instandhaltung zu wechseln.

Abbildung 8: Software für die risikobasierte Instandhaltungsstrategie mit Risikomatrix

Gas Hydrates – Conditions of Formation and Combined Problems in Production, Storage and Transport Silvio Lehmann (TU Bergakademie Freiberg) Gashydrate sind zurzeit noch Ressourcen, die vielleicht eines Tages in förderbare Reserven umgewandelt werden können. Gashydrate können aber auch operative Probleme bei der konventionellen Gasproduktion, bei der Erdgasspeicherung und beim Transport verursachen. Die ersten Untersuchungen zu den Gashydraten wurden bereits in den 1930er Jahren durchgeführt. Das Gashydrat ist ein Wassermolekül, das sich in einer Käfigstruktur aus Gasmolekülen befindet, die über die van der Waal´schen Kräfte zusammengehalten werden. Dabei reichen bereits 5 – 12 Käfige aus, um eine Struktur zu bilden. Verschiedene Moleküle wie Methan, Ethan, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff und andere höher Kohlenwasserstoffmoleküle bilden unterschiedliche Strukturen aus. Die bestimmenden Faktoren zur Bildung von Gashydraten sind Druck und Temperatur, wie sie in den bekannten Phasendiagrammen von und nach GSSPE Newsletter Februar 2010

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Evaluation and Application of Magnetic Resonance (MR) Logging Awes Ahmed Khan (TU Clausthal) Isidor Isaac Rabi, geboren in Galizien zur Zeit der österreichischen k. u. k. Monarchie, hat als US Amerikaner 1944 den Nobelpreis in Physik für seine Arbeiten über die Nuclear Magnetic Resonance (NMR) erhalten.

Abbildung 9: Systematik der Ergebnisse aus dem MRL

Auf Basis der MR werden seit den 1970er Jahren in der Medizin und seit den 1990er Jahren in der Erdöl- und Erdgasindustrie Messungen durchgeführt, die wertvolle Informationen liefern. Durch ein externes, elektromagnetisches Feld kann der Spin von Atomen, Teilchen im Resonanzfall angeregt werden. Beim Abschalten des Feldes erfolgt innerhalb der Relaxationszeit eine messbare Energieabstrahlung, da der Energiezustand geändert wird. Auf die geophysikalische Bohrlochmessung bezogen bedeutet eine verlängerte Spin-Relaxationszeit größere Poren. Die Bestimmung der

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Porosität: (total) = Clay Bound + Capillary Bound + Moveable mit dem MRL ist unabhängig von der Lithologie und man benötigt keine radioaktive Quelle. Mit dem NMRL können das an Tone gebundene Wasser, Kapillarwasser sowie mobilisierbare Fluide wie Lagerstättenwasser und Kohlenwasserstoffe auch qualitativ über charakteristische Signaturen unterschieden werden. Über die Porosität kann die Permeabilität berechnet werden. Die Permeabilität wird mit Hilfe der Formel von Coates berechnet. Außerdem kann das NMRL zur Charkterisierung der Lagerstätte herangezogen werden, um Sweet Spots im Reservoir einzugrenzen. Abschließend präsentierte Herr Khan, der bei seiner Arbeit von Herrn Dr. Kruspe von Baker Hughes unterstützt wurde, einige Case Studies. So wurde in Italien zum Beispiel eine ausgeförderte Erdgaslagerstätte mit einem MR-LWD (Logging While Drilling) Tool mit einer durchschnittlichen ROP (Rate of Penetration) = 4 m/h gebohrt, um die am besten geeigneten Träger für den Ausbau als Erdgasspeicher zu identifizieren. In einem anderen Fall sollte in einem Bohrloch die Porosität der Formationen ohne die Verwendung einer radioaktiven Quelle gemessen werden. Zusätzlich konnten mit der NMR Messung die tonigen Schichten lokalisiert werden.

Applicability of the Dual Continuum Model to Fractured Reservoirs Theodor Videnberg (MU Leoben) Ein Großteil der bekannten weltweiten Kohlenwasserstoffreserven in Karbonaten (60 % der Erdölreserven und 40 % der Erdgasreserven), kommen laut Schlumberger Marktanalyse (2007) in NFR (Naturally Fractured Reservoirs) vor. NFR haben meist eine niederpermeable Martix und sind oft schwierig für Lagerstättensimulationen zu modellieren.

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Abbildung 10: Formation mit natürlichen Fracs Basierend auf die Pressure Signature weiß man, dass die Produktion von NFR zuerst aus den Fracs kommt. Nach einiger Zeit und mit fallendem Druck fördern NFR dann aus den Fracs sowie aus der Matrix. Der Fluss aus der Matrix wirkt dann wie ein zusätzlicher Nachschub für die Produktion aus den Fracs. Eine Möglichkeit NFR zu berechnen, ist das Dual Continuum Model, das als Dual Porosity oder Dual Permeability mathematisch formuliert werden kann, wobei das Permeabilitätsmodell das komplexere Modell ist.Wichtige Meilensteine waren die Gleichungen von Barenblatt-Zheltov-Kochina (1960) sowie das Modell von Warren, Roots (SPE 426, 1963). 2001 hat Yose et al. in einer Veröffentlichung vorgeschlagen, zur Charakterisierung von NFR sämtliche bekannten Untersuchungen wie Kernuntersuchungen, Studien über geologische Ausbisse, Image Logs, Downhole Cameras und Well Tests zu kombinieren, um repräsentativere Aussagen über die natürlich vorkommenden Fracs beziehungsweise die Permeabilität zu bekommen. Bonnet et al. (2001) und Gale (SPE 78600, 2002) haben dann gezeigt, dass die Verteilung von Fracs statistisch gesehen der Power Law Verteilung folgen. GSSPE Newsletter Februar 2010

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Dadurch kann ein realistischeres Modell als das stark vereinfachte Modell von Warren und Roots entwickelt werden. Eine Schwäche des Dual Continuum Models ist, dass man immer von Fractures ausgeht, die gut miteinander verbunden sind. So hat Cooke et al. (2006) etwa gezeigt, dass Fracs in Reservoirs nicht immer miteinander verbunden sein müssen. Außerdem ist bei diesem Modell ein Shape Factor notwendig, für den die Literatur verschiedene Werte und Berechnungen vorschlägt (SPE 102471) und dieser Faktor damit einige Unsicherheiten aufweist.

Abbildung 11: Warren, Root Modell (1963) im Vergleich mit einer NFR Ausbiss Studie als Analogie (Matthäi, 2008) Für Interessierte, die tiefer in die Materie und Modelle der geklüfteten Lagerstätten eintauchen wollen, hat Herr Videnberg einen äußerst brauchbaren Vortrag gehalten, da er vorbildlich die Quellen zu den umfassenden Literaturzitaten angegeben hat.

Application of Streamline Simulations to Reservoir Studies Muhammad Faraz Azam (TU Clausthal) Herr Azam hat sich mit seinem Vortrag zur Streamline Simulation ein relativ junges und spannendes Thema und Wissensgebiet mit viel Potential für die Zukunft für die Erdölindustrie ausgesucht. Voraussetzung für eine Reservoir Simulation sind ein Simulationsmodell sowie ein Simulator, mit dem hauptsächlich Druck und Rate für eine Lagerstätte prognostiziert werden.

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Abbildung 12: Finite Difference Simulation mit Grid Zellen im Vergleich zu den Fließwegen bei der Streamline Simulation (SPE 54616) Bei der klassischen Lagerstättensimulation als Finite Difference Simulation (FDS) wird das Modell der Lagerstätte über ein Grid beziehungsweise über Blöcke aufgebaut. Das Medium in dem Modell wird für jede Grid Zelle berechnet und fließt dann orthogonal von Zelle zu Zelle zur Produktionsbohrung beziehungsweise vom Bohrloch weg, bei einer Injektionsbohrung (Abbildung 12).

Abbildung 13: Streamline Tracing on Grids (SPE 105069)

Abbildung 14: Streamline Visualisierung (M.R. Thiele, 7th International Forum on Reservoir Simulation) GSSPE Newsletter Februar 2010

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Bei der Streamline Simulation (SLS) arbeitet man mit Potentialkurven und Geschwindigkeitsvektoren, die die Tangenten einer Streamline sind. Miterfasst werden die Sättigungen sowie die Lagerstättendrücke (Grid) im Reservoir (siehe Abbildungen 12 und 13). Obwohl die geologischen Modelle von inhomogenen Lagerstätten über die Jahre immer komplexer und aufwendiger werden, etwa durch den Einsatz von statistischen Methoden, liefern Simulationen aus heutiger Sicht noch lange kein realistisches Abbild der Lagerstätte, selbst wenn durch History Matching einige Unsicherheiten ausgemerzt werden. Ein Vorteil der SLS ist, dass ein gewisser Grad an Heterogenität in der Lagerstätte für die Simulation relativ einfach und gut erfasst, berechnet und visualisiert werden kann. Weil für eine größere Lagerstätte im Gegensatz zur FDS kein Grid mit unter Umständen Millionen von Zellen und noch mehr Rechenoperationen notwendig ist, kann die SLS schneller und mit geringerer Computerleistung brauchbare Resultate liefern. Bisher haben SLS bei Simulationen mit Injektionsbohrungen besonders gute Resultate geliefert. So ist ein klassisches Beispiel für Anwendungsmöglichkeiten der SLS die Optimierung von Wasserflutprojekten, um die Oil Recovery zu maximieren pro injiziertem m³ Wasser. Als Schwächen der SLS hat Herr Azam erwähnt, dass die Simulation bei kompressiblen Medien (Gas) noch nicht reif für den Markt ist. Außerdem berücksichtigt die SLS den Cross Flow zwischen verschiedenen Stream Lines nicht und hat ebenfalls ihre Grenzen bei komplexen, heterogenen, Multilayer Lagerstätten.

Formulation and Development of a 2-Phase, 1-D Fluid Flow Reservoir Simulator Ajala Olawale Ibrahim (TU Clausthal) Gemäß der Definition von Aziz und Settari ist die Lagerstättensimulation die Kunst und Wissenschaft mit Hilfe numerischer Mathematik Gleichungen zu lösen, die Durchflussmengen in porösen Medien beschreiben. Verwendet werden dazu die Materialbilanz, sowie das Gesetz von Darcy.

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Abbildung 15: Ganz1D Simulator mit Modulen Herr Ibrahim präsentierte den Aufbau eines 1-D Fluid Flow Simulators für zwei Phasen, basierend auf Kerndaten. Er erklärte die für den Simulator verwendeten Gleichungen mit der IMPES (Implicit Pressure Explicit Saturation) Solution. Als Grid kam ein blockzentriertes, kartesisches System zum Einsatz. Für die Programmierung wurde Visual Basic 2008 Express Edition verwendet. Parallel wurde mit denselben Daten eine Simulation mit dem EclipseTM100 durchgeführt, um die verschiedenen Ergebnisse zu vergleichen. Der entwickelte 2-Phase, 1-D Fluid-Flow Simulator kann verwendet werden, um das Fluten von Kernen mit Öl, Wasser oder auch Kohlendioxid für Tests zu simulieren. Die Anwendung soll mit Ergebnissen aus CT (Computertomographie) Scans von Kernen mit Sättigungsprofilen ergänzt werden.

CO2 Migration at Sleipner: A Good Match of the Original Expectations? Philip Mähr (MU Leoben) Während der Rest der Welt noch über Kohlendioxid, Klimaerwärmung und mögliche oder sinnlose Lösungswege diskutiert, versenkt die Statoil in GSSPE Newsletter Februar 2010

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Norwegen bereits seit 1996 von der Förderung abgetrenntes, komprimiertes Kohlendioxid in das Offshore Feld Sleipner, um Steuern zu sparen.

Abbildung 16: Das Sleipner Feld mit CO2 Injektion Das Kohlendioxid wird in die Utsira Formation, einer über 200 m mächtigen Sandsteinformation in einer Teufe von 800 – 1012 m, verpresst. Der Sandstein hat gute Porositäten (35 – 40 %) und gute Permeabilitäten (1 – 3 D) bei einer Lagerstättentemperatur von 37°C und einem Lagerstättendruck von 80 – 110 bar. In über 10 Jahren hat die Statoil bisher 8,4 Mio. Tonnen Kohlendioxid in den salinen Aquifer eingespeichert. Das Projekt, das von der Sintef Research Foundation und der NTNU (Norwegian University of Science and Technology) in Trondheim begleitet wird, wird mit Hilfe von 4D Seismik und Simulationen überwacht. Besonderes Augenmerk wird bei der Kohlenstoffdioxidinjektion auf die Migration des CO2 sowie auf physikalische und chemische Prozesse gelegt, die das gesamte Speichersystem inklusive Cap Rock beeinflussen können. Zumal man beim Monitoring an die physikalischen Grenzen der Seismik stößt, die die CO2-Migration nicht immer eindeutig verfolgen kann. Außerdem sollen der Cap Rock und alte verfüllte Bohrungen viele tausend Jahre dicht bleiben. Auf jeden Fall darf man auf die zukünftigen Erfahrungen der Norweger mit Sleipner gespannt sein. Sleipner ist ein erstes großes Versenkprojekt für Kohlendioxid, das über bisherige Ölprojekte mit tertiärer Produktion durch CO2-Injektion weit hinausgeht.

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Partner der Erdölindustrie Cameron ist der weltweit führende Anbieter von Ausrüstungen und Systemen, rund um die Förderung von Erdöl und Erdgas. Seit mehr als 40 Jahren ist Cameron mit der Region verbunden. Unsere Mitarbeiter entwickeln und fertigen in Celle innovative Lösungen, die dazu beitragen, die Energieversorgung zu sichern und wertvolle Ressourcen zu schonen. Cameron Celle I www.c-a-m.com

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Caprock Characterization and Estimation of CO2-Storage Capacity for Depleted Oil and Gas Reservoirs Mazin Idris (TU Bergakademie Freiberg) Die Speicherung von Kohlendioxid aus der Verbrennung von fossilen Rohstoffen in ausgeförderten Erdöl- und Erdgaslagerstätten wird als eine der erfolgversprechenden Methoden gesehen, um CO2-Emissionen zu reduzieren. Für die Eignung für CCS (Carbon Capture and Storage) werden aber auch saline Aquifere, nicht abbaubare Kohleflöze und Salzkavernen untersucht.

Abbildung 17: Daten zum Abdichtungsvermögen von verschiedenen Medien, unterschiedlichen Deckgebirge mit Breaktrough Pressure GSSPE Newsletter Februar 2010

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Ein Vorteil, den erschöpfte Öl- und Gaslagerstätten gegenüber den anderen CO2-Endlagern haben, ist, dass über alte Öl- und Gaslagerstätten bereits Daten existieren. Außerdem hat man bei diesem Konzept die zusätzliche Option zur EOR (Enhanced Oil Recovery) beziehungsweise EGR (Enhanced Gas Recovery). Wichtige Aspekte, die im Vorfeld untersucht werden sollten, sind: geochemisches Monitoring, Simulation der Fließwege, reaktive Transportmodellierung, langfristige Integrität von Caprock und Bohrungen sowie eine Risikoanalyse. Sämtliche Aspekte sollen auf sehr langfristige sprich geologische Zeiträume untersucht werden. Am Beispiel des Breakthrough Pressure zeigte Herr Idris auf, wie im Detail bestimmte Zusammenhänge berücksichtigt werden müssen. Bei einer typischen, ausgeförderten Kohlenwasserstofflagerstätte kann davon ausgegangen werden, dass der Caprock, die geologische Abdichtung der Lagerstätte über geologische Zeiträume intakt war. Voraussetzung ist, dass der Fracdruck nicht überschritten wurde, sodass eine Schädigung des Deckgebirges ausgeschlossen werden kann. Trotzdem kann nach folgenden Überlegungen eine alte Lagerstätte undicht werden, wenn diese mit Kohlendioxid bis zum initialen Lagerstättendruck aufgefüllt wird, da das CO2 den Breaktrough Pressure verändert. Der Breaktrough Pressure hängt vor allem von der Grenzflächenspannung ab. Verschieden Mineralien, Gesteine haben verschiedene Grenzflächenspannungen und Kapillardrücke, bei verschiedenen Poreninhalten wie Erdgas/Wasser oder Kohlendioxid/Wasser (siehe Abbildung 17). Wie ersichtlich hat ein CO2/Wasser System geringere Grenzflächenspannungen als ein Kohlenwasserstoff/Wasser System. Damit kann sich bei einer ausgeförderten Kohlenwasserstofflagerstätte das Abdichtungsvermögen des Deckgebirges verringern, wenn die Lagerstätte wieder mit CO2 aufgefüllt wird. Deshalb empfiehlt Herr Idris, das Deckgebirge neu zu bewerten, bevor eine Speicherung von Kohlendioxid in einem Reservoir durchgeführt wird.

Text: Wolfgang Jelinek Fotos: Kurt Sackmaier, Wolfgang Jelinek

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Abbildung 9: Gashydratmolekül (ifm-geomar), Gashydrat aus einer Pipeline und im Tubing Katz dargestellt sind. Aber auch die Salinität des Wassers und die Art des Flusses spielen neben der schon erwähnten Gaszusammensetzung eine gewisse Rolle bei der Hydratbildung. Wenn sich eine Gasproduktions- oder Speicherbohrung, eine obertägige Anlage oder Pipeline in einem Betriebszustand befindet, der im Gashydratfenster liegt, müssen Gegenmaßnahmen ergriffen werden, um Ausfälle zu vermeiden. Übliche Gegenmaßnahmen sind: - Temperaturerhöhung, um Hydrate aufzulösen oder zu vermeiden - Druckänderungen - Einsatz von Inhibitoren. Inhibitoren können Salze wie NaCl, Alkohole wie Methanol oder Glykol und kinetische Inhibitoren, die das chem. Gleichgewicht beeinflussen, sein. Aus wirtschaftlichen Gründen sollte schon vor der Inbetriebnahme geprüft werden, ob man in ein Hydratfenster gelangen kann, um rechtzeitig Gegenmaßnahmen zu ergreifen, bevor ein Hydratstopfen zu Förderausfällen führt. GSSPE Newsletter Februar 2010

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Erfolgreicher Recruitment-Stammtisch beim Freiberger Student Chapter Am Dienstag, den 27.10.2009 veranstaltete das SPE Student Chapter Freiberg den ersten Stammtisch des Semesters. Die Veranstaltung stand vornehmlich im Zeichen der Mitgliederwerbung. Deshalb waren neben den älteren Semestern auch alle Erstsemester der Studienrichtungen Geotechnik/Bergbau sowie Gewinnungs- und Spezialtiefbaumaschinen eingeladen. Chapter-Präsident Robert Ritschel konnte um 20.15 Uhr erfreuliche 45 studentische Teilnehmer begrüßen. In einem kurzen Vortrag beschrieb er Aufgaben, Tätigkeiten und Strukturen der SPE und ihrer deutschen Sektion und erläuterte die Funktion von SPE Student Chaptern; insbesondere die Förderung der Zusammenarbeit von Wirtschaft und wissenschaftlichen Einrichtungen und des Kontaktes zwischen der Industrie und den Studenten als Nachwuchs der E&E-Branche. Anschließend beschrieb er die Arbeit des Student Chapters Freiberg, erklärte was eine Mitgliedschaft für Studenten bedeutet und stellte schließlich den aktuellen Vorstand vor. Im zweiten Teil des Abends wurde berichtet, was seit dem letzten Meeting vor den Sommerferien passiert ist: Caroline Kannwischer berichtete darüber, dass die neue Webseite http://tu-freiberg.de/vereine/spe ins Netz gestellt wurde. Sie und Björn Brauner hatten einen kleinen Vortrag über die diesjährige Auslandsexkursion nach Texas und Louisiana vorbereitet. Vier Studenten aus dem 7. Semester (Fabian Hanss, Michael Schönherr, André Würker und Robert Ritschel) berichteten über ihre Praktika während der Sommermonate und stellten dabei besonders heraus, welche Erfahrungen sie dabei sammeln und welchen Nutzen für ihr Studium sie daraus ziehen konnten. Der dritte Teil der Veranstaltung war den Vorhaben und Plänen des Student Chapters für die nächsten Monate gewidmet: In nächster Zukunft stehen der Start der GSSPE webinars und die Weihnachtsfeier auf dem Plan. Außerdem sollen Workshops zu den Themen Excel für Fortgeschrittene, Präsentationstechnik und Projektmanagement angeboten werden. Zusätzlich hat sich Caroline Kannwischer bereit erklärt, ihre Erfahrungen mit der Planung von Auslandsexkursionen im Rahmen eines Workshops an die jüngeren Semester weiterzugeben. Langfristig ist geplant, dass SPE-Mitglieder in ihre ehemaligen Gymnasien gehen, um dort für die Erdöl-/Erdgasbranche zu werben (Da die Bergakademie ein ähnliches Programm aufgelegt hat, wird dabei an eine Zusammenarbeit gedacht.) und der Kontakt zu bzw. der Austausch mit den benachbarten Student Chaptern Clausthal, Krakau, Leoben und Berlin soll ausgebaut werden.

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SPE Student Chapter TU Freiberg mit den Professoren Reich (li. außen) und Amro (re. außen) beim Stammtisch am 27.10.2009

Nach dem offiziellen Teil nutzten die meisten Studenten die Gelegenheit, noch eine Weile gemütlich bei Bier und Snacks zusammenzusitzen und den „Neuen“ über ihre ganz persönlichen Erfahrungen mit der SPE-Mitgliedschaft zu berichten. Am Ende des Abends war das Student Chapter TU Freiberg um 19 auf 63 Mitglieder angewachsen. Text: Silke Röntzsch, Foto: André Würker

Newsletter der Deutschen Sektion der Society of Petroleum Engineers „ GSSPE“ c/o Deutsche Bohrmeisterschule Celle, Breite Straße 1c, 29221 Celle Vorsitzender Japp van der Sijp Für den Inhalt verantwortlich: Kurt Sackmaier, Wolfgang Jelinek Auflage 700 Stück

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