Étude de cas phare · 1987

281 puits. Un an. 140,609 tonnes de pétrole supplémentaire.

Le plus grand déploiement documenté de technologie de vibro-résonance : un programme à grande échelle dans sept directions de production de l'OJSC « Nizhnevartovskneftegaz » en Sibérie occidentale, y compris le champ de Samotlor, l'un des plus grands gisements de pétrole jamais découverts.

Voir la présentation complète Le rapport complet de 1987 : 13 pages, comprenant l'acte original signé.

281

Puits producteurs traités

277 remis en service

140,609t

Huile supplémentaire en un an

attribué à la technologie des vagues

+45%

Augmentation du taux moyen

+6.7 tonnes/jour par puits

137

Puits d'injection traités

+258 m³/jour apport moyen

Toute une association de production, pas un pilote

En 1987, la technologie a été déployée sur le parc de puits de sept directions de production de pétrole et de gaz : Nizhnevartovskneft, Samotlorneft, Belozerneft, Priobneft, Chernogorneft, Novomolodezhinskneft et Ermakovneft.

Le programme couvrait trois directions à la fois : l'intensification de la production pétrolière, l'intensification de l'injection d'eau dans la roche réservoir et l'amélioration du processus de forage lui-même grâce à la colmatation des puits de forage. Les résultats ont été formalisés dans un acte approuvé par le directeur général adjoint et géologue en chef de l'association.

Augmentation de la production pétrolière

Puits producteurs traités: 281 (du stock de 7 directions)
Wells a repris ses activités: 277
Des puits à effet mesuré: 168, dont 70 avaient toujours l'effet dans 1988
Augmentation moyenne de la production: +6.7 tonnes/jour par puits = +45% du taux de prétraitement
Huile supplémentaire totale, 1987: ≈ 140,609 tonnes
Etude géophysique et hydrodynamique complète: menée sur 7 puits dans le cadre d'un programme spécial

Intensification de l'injection de liquide

Puits d'injection traités: 137, 125 remis en service
Effet positif: sur 60% des puits traités
Augmentation de la consommation moyenne: +258 m³/jour par puits
Durée moyenne d'effet: 157 jours ; plusieurs puits l'ont retenu dans 1988
Changement mesuré de la roche du réservoir: coefficient de balayage plus élevé, profil injectivité modifié, avec intercalaires précédemment déconnectés reconnectés

III

Gas-lift et forage

Dispersants à gaz testés: 30 puits de la direction de Nijnevartovskneft
Réduction de la consommation de gaz: 15–20% ou plus, tout en maintenant le débit du puits
Puits forés avec des colmatateurs: 50, empêchant l'absorption du liquide de lavage dans les formations à basse pression
Effet sur la qualité du forage: un meilleur cimentage ultérieur ; risque moindre de traction excessive et d'outils de forage bloqués

Ce qui a changé à l'intérieur de la roche réservoir

Enregistrement spectral gamma-gamma, profils injectivité et courbes de récupération de pression enregistrés avant et après traitement : les preuves physiques derrière les chiffres de production.

Eh bien 11087 · Samotlor

Coefficient de balayage

0.45 → 0.74

Consommation d'eau 101 → 493 m³/jour

Eh bien 16069 · Samotlor

Coefficient de balayage

0.34 → 0.48

Consommation d'eau 350 → 580 m³/jour

Puits 1176 · roche réservoir B22

kh/μ (D·cm/cP)

0.412 → 1.42

Tarif 3.5 → 6.0 m³/jour

Puits 13152 · roche réservoir AB4-5

injectivité

1,300 → 1,970

m³/jour

Eh bien 25965 · Priobneft

Indice de productivité

0.17 → 0.385

m³/(jour·atm) (+126%)

Eh bien 8131 · Priobneft

Taux de pétrole

81 → 95

m³/jour ; indice 0.31 → 0.59

Profils d'injection avant et après traitement, champ de Samotlorskoe — Profils d'injection avant et après traitement : champ Samotlorskoe, Chernogorneft.

Courbes de reprise de pression du puits 1176 avant et après traitement — Puits 1176 · roche réservoir B22 : kh/μ 0.412 → 1.42 D·cm/cP (≈3.4×).

De l'acte signé

Ce que l'association a conclu

1 L'application de la technologie des vagues est une direction prometteuse pour intensifier un large éventail de processus d'extraction de pétrole.
2 Le traitement de la zone de fond des puits d'injection et de production augmente considérablement leur apport et leur débit respectivement sans coûts d'investissement supplémentaires.
3 La colmatation du puits de forage pendant le forage réduit considérablement l'absorption dans les horizons perméables, améliorant la qualité de la cimentation et réduisant le risque de coincement des outils.

Approuvé le 21 avril 1988 par I.F. Efremov, directeur général adjoint et géologue en chef de l'OJSC « Nizhnevartovskneftegaz ».

Signé par les chefs des départements des mines, des services techniques, du développement et de la technologie des vagues de l'OJSC « Nizhnevartovskneftegaz », en collaboration avec le chercheur principal du département d'ingénierie des vibrations de l'Institut des sciences des machines de l'Académie des sciences de l'URSS.