Flaggschiff-Fallstudie · 1987

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

Der größte dokumentierte Einsatz der Vibroresonanztechnologie: ein umfassendes Programm in sieben Produktionsdirektionen der OJSC „Nizhnevartovskneftegaz“ in Westsibirien, einschließlich des Samotlor-Feldes, eines der größten jemals entdeckten Ölfelder.

Sehen Sie sich die vollständige Präsentation an Der vollständige 1987 Bericht: 13 Seiten, einschließlich des unterzeichneten Originalgesetzes.

281

Herstellung von Brunnen behandelt

277 wieder in Betrieb genommen

140,609 t

Extra Öl in einem Jahr

der Wellentechnologie zugeschrieben

+45%

Durchschnittliche Tariferhöhung

+6.7 Tonnen/Tag pro Bohrloch

137

Injektionsbrunnen behandelt

+258 m³/Tag durchschnittliche Aufnahme

Ein ganzer Produktionsverband, kein Pilot

Im Jahr 1987 wurde die Technologie im Bohrlochbestand von sieben Öl- und Gasproduktionsdirektionen eingesetzt: Nizhnevartovskneft, Samotlorneft, Belozerneft, Priobneft, Chernogorneft, Novomolodezhinskneft und Ermakovneft.

Das Programm deckte drei Richtungen gleichzeitig ab: Intensivierung der Ölförderung, Intensivierung der Wasserinjektion in das Reservoirgestein und Verbesserung des Bohrprozesses selbst durch Bohrlochkolmatation. Die Ergebnisse wurden in einem vom stellvertretenden Vorstandsvorsitzenden und Chefgeologen der Vereinigung genehmigten Gesetz formalisiert.

Ich

Steigende Ölproduktion

Herstellung von Brunnen behandelt: 281 (aus dem Bestand von 7 Direktionen)
Wells nahm den Betrieb wieder auf: 277
Brunnen mit maßvoller Wirkung: 168, wovon 70 in 1988 noch die Wirkung hatte
Durchschnittliche Produktionssteigerung: +6.7 Tonnen/Tag pro Bohrloch = +45% der Vorbehandlungsrate
Gesamtes zusätzliches Öl, 1987: ≈ 140,609 Tonnen
Vollständige geophysikalische und hydrodynamische Studie: im Rahmen eines Sonderprogramms an 7 Bohrlöchern durchgeführt

Intensivierung der Flüssigkeitseinspritzung

Injektionsbrunnen behandelt: 137, 125 wieder in Betrieb genommen
Positiver Effekt: auf 60 % der behandelten Brunnen
Durchschnittlicher Zufuhranstieg: +258 m³/Tag pro Brunnen
Durchschnittliche Wirkungsdauer: 157 Tage; mehrere Brunnen hielten es in 1988
Gemessene Gesteinsveränderung des Reservoirs: Höherer Sweep-Koeffizient, geändertes Injektivität-Profil, wobei zuvor getrennte Zwischenschichten wieder verbunden wurden

III

Gaslift und Bohren

Getestet mit Gaslift-Dispergiermitteln: 30 Brunnen in der Direktion Nizhnevartovskneft
Reduzierung des Gasverbrauchs: 15–20 % oder mehr, während der Bohrlochfluss aufrechterhalten wird
Mit Kolmatatoren gebohrte Brunnen: 50, verhindert die Absorption von Waschflüssigkeit in Tiefdruckformationen
Auswirkung auf die Bohrqualität: bessere Nachzementierung; geringeres Risiko eines Überziehens und festsitzender Bohrwerkzeuge

Was sich im Reservoirgestein verändert hat

Spektrale Gamma-Gamma-Aufzeichnung, Injektivität-Profile und Druck-Erholungskurven, aufgezeichnet vor und nach der Behandlung: der physische Beweis hinter den Produktionszahlen.

Nun 11087 · Samotlor

Sweep-Koeffizient

0.45 → 0.74

Wasseraufnahme 101 → 493 m³/Tag

Nun 16069 · Samotlor

Sweep-Koeffizient

0.34 → 0.48

Wasseraufnahme 350 → 580 m³/Tag

Brunnen 1176 · Reservoirgestein B22

kh/μ (D·cm/cP)

0.412 → 1.42

Rate 3.5 → 6.0 m³/Tag

Brunnen 13152 · Reservoirgestein AB4-5

Injektivität

1,300 → 1,970

m³/Tag

Nun 25965 · Priobneft

Produktivitätsindex

0.17 → 0.385

m³/(Tag·atm) (+126%)

Nun 8131 · Priobneft

Ölpreis

81 → 95

m³/Tag; Index 0.31 → 0.59

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

Druckwiederherstellungskurven für gut 1176 vor und nach der Behandlung — Brunnen 1176 · Reservoirgestein B22: kh/μ 0.412 → 1.42 D·cm/cP (≈3.4×).

Aus dem unterzeichneten Akt

Das Fazit des Verbandes

1 Die Anwendung der Wellentechnologie ist eine vielversprechende Richtung zur Intensivierung einer Vielzahl von Ölgewinnungsprozessen.
2 Die Behandlung der Bodenzone von Injektions- und Förderbrunnen erhöht deren Aufnahme bzw. Durchfluss erheblich, ohne dass zusätzliche Kapitalkosten anfallen.
3 Die Kolmatation des Bohrlochs während des Bohrens verringert die Absorption in durchlässigen Horizonten erheblich, verbessert die Zementierungsqualität und verringert das Risiko festsitzender Werkzeuge.

Genehmigt am 21 April 1988 von I.F. Efremov, stellvertretender Vorstandsvorsitzender und Chefgeologe, OJSC „Nizhnevartovskneftegaz“.

Unterzeichnet von den Leitern der Abteilungen Bergbau, technische Dienstleistungen, Entwicklung und Wellentechnologie der OJSC „Nizhnevartovskneftegaz“ zusammen mit dem leitenden Forschungsmitarbeiter der Abteilung Vibrationstechnik des Instituts für Maschinenwissenschaft der Akademie der Wissenschaften der UdSSR.