Estudio de caso emblemático · 1987

281 pozos. Un año. 140,609 toneladas de petróleo extra.

El mayor despliegue documentado de tecnología de vibrorresonancia: un programa a gran escala en siete direcciones de producción de OJSC “Nizhnevartovskneftegaz” en Siberia occidental, incluido el campo Samotlor, uno de los campos petrolíferos más grandes jamás descubiertos.

Ver la presentación completa El informe completo 1987: 13 páginas, incluido el acta original firmada.

281

Pozos productores tratados

277 volvió a funcionar

140,609t

Aceite extra en un año

atribuido a la tecnología de las olas

+45%

Aumento de tarifa promedio

+6.7 toneladas/día por pozo

137

Pozos de inyección tratados

+258 m³/día ingesta media

Toda una asociación de producción, no un piloto.

En 1987 la tecnología se implementó en los pozos de siete direcciones de producción de petróleo y gas: Nizhnevartovskneft, Samotlorneft, Belozerneft, Priobneft, Chernogorneft, Novomolodezhinskneft y Ermakovneft.

El programa cubrió tres direcciones a la vez: intensificar la producción de petróleo, intensificar la inyección de agua en la roca yacimiento y mejorar el proceso de perforación en sí mediante la colmatación del pozo. Los resultados fueron formalizados en un acta aprobada por el Director General Adjunto y Geólogo Jefe de la asociación.

Aumento de la producción de petróleo

Pozos productores tratados: 281 (del stock de 7 direcciones)
Wells volvió a funcionar: 277
Pozos con un efecto medido.: 168, de los cuales 70 aún mantenían el efecto en 1988
Aumento promedio de la producción: +6.7 toneladas/día por pozo = +45% de la tasa de pretratamiento
Petróleo adicional total, 1987: ≈ 140,609 toneladas
Estudio geofísico e hidrodinámico completo.: realizado en 7 pozos bajo un programa especial

Intensificación de la inyección de fluidos.

Pozos de inyección tratados: 137, 125 volvió a funcionar
Efecto positivo: en el 60% de los pozos tratados
Aumento promedio de la ingesta: +258 m³/día por pozo
Duración media del efecto: 157 días; varios pozos lo mantuvieron en 1988
Cambio de roca yacimiento medido: coeficiente de barrido más alto, perfil inyectividad modificado, con capas intermedias previamente desconectadas reconectadas

III

Levantamiento de gas y perforación.

Dispersantes de elevación por gas probados: 30 pozos en la dirección de Nizhnevartovskneft
Reducción del consumo de gas: 15–20% o más, manteniendo el flujo del pozo
Pozos perforados con colmatadores: 50, evitando la absorción de fluidos de lavado en formaciones de baja presión
Efecto sobre la calidad de la perforación.: mejor cementación posterior; Menor riesgo de sobretracción y herramientas de perforación atascadas.

¿Qué cambió dentro de la roca yacimiento?

Registro espectral gamma-gamma, perfiles inyectividad y curvas de recuperación de presión registradas antes y después del tratamiento: la evidencia física detrás de las cifras de producción.

Bueno 11087 · Samotlor

coeficiente de barrido

0.45 → 0.74

Consumo de agua 101 → 493 m³/día

Bueno 16069 · Samotlor

coeficiente de barrido

0.34 → 0.48

Consumo de agua 350 → 580 m³/día

Pozo 1176 · roca yacimiento B22

kh/μ (D·cm/cP)

0.412 → 1.42

Tasa 3.5 → 6.0 m³/día

Pozo 13152 · roca yacimiento AB4-5

inyectividad

1,300 → 1,970

m³/día

Bueno 25965 · Priobneft

Índice de productividad

0.17 → 0.385

m³/(día·atm) (+126%)

Bueno 8131 · Priobneft

tasa de petróleo

81 → 95

m³/día; índice 0.31 → 0.59

Perfiles de inyección antes y después del tratamiento, campo Samotlorskoe — Perfiles de inyección antes y después del tratamiento: campo Samotlorskoe, Chernogorneft.

Curvas de recuperación de presión para pozo 1176 antes y después del tratamiento — Pozo 1176 · roca yacimiento B22: kh/μ 0.412 → 1.42 D·cm/cP (≈3.4×).

Del acta firmada

Lo que concluyó la asociación

1 La aplicación de la tecnología undimotriz es una dirección prometedora para intensificar una amplia gama de procesos de extracción de petróleo.
2 El tratamiento de la zona de fondo de los pozos de inyección y producción aumenta significativamente su entrada y flujo respectivamente sin costos de capital adicionales.
3 La colmatación del pozo durante la perforación reduce significativamente la absorción en horizontes permeables, mejorando la calidad de la cementación y reduciendo el riesgo de herramientas atascadas.

Aprobado 21 abril 1988 por I.F. Efremov, director general adjunto y geólogo jefe de OJSC “Nizhnevartovskneftegaz”.

Firmado por los jefes de los departamentos de minería, servicios técnicos, desarrollo y tecnología undimotriz de OJSC “Nizhnevartovskneftegaz”, junto con el investigador principal del departamento de ingeniería de vibraciones del Instituto de Ciencia de Máquinas de la Academia de Ciencias de la URSS.