Zentrale Fallstudie · 1987

281 Bohrungen. Ein Jahr. 140,609 Tonnen zusätzliches Öl.

Der größte dokumentierte Einsatz der Vibro-Resonanz-Technologie: ein Programm im vollen Feldmaßstab über sieben Förderdirektionen der OAO „Nizhnevartovskneftegaz“ in Westsibirien, einschließlich des Feldes Samotlor, eines der größten jemals entdeckten Ölfelder.

Vollständige Präsentation ansehen Der vollständige Bericht von 1987: 13 Seiten, einschließlich des original unterzeichneten Akts.

281

Behandelte Förderbohrungen

277 wieder in Betrieb genommen

140,609 t

Zusätzliches Öl in einem Jahr

der Wellentechnologie zugerechnet

+45%

Durchschnittliche Ratensteigerung

+6.7 Tonnen/Tag je Bohrung

137

Behandelte Injektionsbohrungen

+258 m³/day mehr Aufnahme im Schnitt

Eine ganze Fördervereinigung, kein Pilotprojekt

Im Jahr 1987 wurde die Technologie im Bohrungsbestand von sieben Erdöl- und Erdgasförderdirektionen eingesetzt: Nizhnevartovskneft, Samotlorneft, Belozerneft, Priobneft, Chernogorneft, Novomolodezhinskneft und Ermakovneft.

Das Programm verfolgte drei Richtungen zugleich: Intensivierung der Ölförderung, Intensivierung der Wasserinjektion in die Lagerstätte und Verbesserung des Bohrprozesses selbst durch Kolmatation der Bohrlochwand. Die Ergebnisse wurden in einem Akt festgehalten, den der stellvertretende Generaldirektor und Chefgeologe der Vereinigung bestätigte.

Steigerung der Ölförderung

Behandelte Förderbohrungen: 281 (aus dem Bestand von 7 Direktionen)
Wieder in Betrieb genommene Bohrungen: 277
Bohrungen mit messbarem Effekt: 168, davon 70 mit anhaltendem Effekt im Jahr 1988
Durchschnittliche Fördersteigerung: +6.7 Tonnen/Tag je Bohrung = +45% der Rate vor Behandlung
Gesamte Mehrförderung, 1987: ≈ 140,609 Tonnen
Vollständige geophysikalische und hydrodynamische Untersuchung: an 7 Bohrungen nach einem gesonderten Programm durchgeführt

Intensivierung der Flüssigkeitsinjektion

Behandelte Injektionsbohrungen: 137, 125 wieder in Betrieb genommen
Positiver Effekt: bei 60% der behandelten Bohrungen
Durchschnittliche Steigerung der Aufnahme: +258 m³/day je Bohrung
Durchschnittliche Wirkdauer: 157 Tage; bei mehreren Bohrungen bis in das Jahr 1988
Gemessene Veränderung in der Lagerstätte: höherer Verdrängungskoeffizient, verändertes Injektivitätsprofil, zuvor abgekoppelte Zwischenschichten wieder angebunden

III

Gaslift und Bohren

Getestete Gaslift-Dispergatoren: 30 Bohrungen in der Direktion Nizhnevartovskneft
Senkung des Gasverbrauchs: 15–20% und mehr, bei gleichbleibender Förderrate
Mit Kolmatatoren niedergebrachte Bohrungen: 50, Verhinderung von Spülungsverlusten in Formationen mit niedrigem Druck
Wirkung auf die Bohrqualität: bessere nachfolgende Zementation; geringeres Risiko von Überzügen und festsitzendem Bohrwerkzeug

Was sich in der Lagerstätte veränderte

Spektrale Gamma-Gamma-Messungen, Injektivitätsprofile und Druckaufbaukurven vor und nach der Behandlung: die physikalischen Belege hinter den Förderzahlen.

Bohrung 11087 · Samotlor

Verdrängungskoeffizient

0.45 → 0.74

Wasseraufnahme 101 → 493 m³/day

Bohrung 16069 · Samotlor

Verdrängungskoeffizient

0.34 → 0.48

Wasseraufnahme 350 → 580 m³/day

Bohrung 1176 · Formation B22

kh/μ (D·cm/cP)

0.412 → 1.42

Rate 3.5 → 6.0 m³/day

Bohrung 13152 · Formation AB4-5

Injektivität

1,300 → 1,970

m³/day

Bohrung 25965 · Priobneft

Produktivitätsindex

0.17 → 0.385

m³/(day·atm), +126%

Bohrung 8131 · Priobneft

Ölrate

81 → 95

m³/day; Index 0.31 → 0.59

Injektionsprofile vor und nach der Behandlung, Feld Samotlorskoe — Injektionsprofile vor und nach der Behandlung: Feld Samotlorskoe, Chernogorneft.

Druckaufbaukurven der Bohrung 1176 vor und nach der Behandlung — Bohrung 1176 · Formation B22: kh/μ 0.412 → 1.42 D·cm/cP (≈3.4×).

Aus dem unterzeichneten Akt

Was die Vereinigung feststellte

1 Der Einsatz der Wellentechnologie ist eine aussichtsreiche Richtung zur Intensivierung eines breiten Spektrums von Prozessen der Ölgewinnung.
2 Die Behandlung der bohrlochnahen Zone von Injektions- und Förderbohrungen erhöht deren Aufnahme bzw. Zufluss erheblich, ohne zusätzliche Investitionskosten.
3 Die Kolmatation der Bohrlochwand während des Bohrens verringert die Spülungsverluste in durchlässigen Horizonten erheblich, verbessert die Zementationsqualität und senkt das Risiko festsitzenden Werkzeugs.

Bestätigt am 21. April 1988 von I.F. Jefremow, stellvertretender Generaldirektor und Chefgeologe der OAO „Nizhnevartovskneftegaz“.

Unterzeichnet von den Leitern der Abteilungen Bergbau, Technische Dienste, Entwicklung und Wellentechnologie der OAO „Nizhnevartovskneftegaz“ sowie vom leitenden wissenschaftlichen Mitarbeiter der Abteilung Schwingungstechnik des Instituts für Maschinenkunde der Akademie der Wissenschaften der UdSSR.