Résultats de terrain
Le dossier technologique fourni comprend environ 600 puits de production et 400 puits d'injection et un taux de réussite rapporté de 65–70 %. Explorez les exemples mesurés et les enregistrements originaux. Les résultats individuels ne prédisent pas la réponse de votre puits.
Augmentation moyenne des injectivité sur les puits d'injection
Taux de réussite documenté pour tous les traitements
Pays : Russie, États-Unis, Chine, Oman, Inde, Norvège, Azerbaïdjan
Des années de mise en œuvre continue sur le terrain
Traitements sélectionnés dans les puits de production, d’injection et horizontaux.
États-Unis (Alaska)
Avant
94 DBOPD
Après
413 DBOPD
Réponse de production F-42 signalée. Le dossier fourni décrit la production de traitements par élévation de gaz à Prudhoe Bay, mais n'inclut pas de journal de travail F-42 complet.
Oman
Avant
12 m³/j
Après
39 m³/j
Pic post-traitement signalé ; la courbe source montre une baisse ultérieure. La durée du traitement dépend de l'intervalle horizontal.
Russie
Avant
37 m³/j
Après
137 m³/j
Puits d'injection : le taux d'admission a presque quadruplé après nettoyage par résonance.
Russie
Avant
239 m³/j
Après
668 m³/j
L’un des plus grands gisements pétroliers du monde : réponse à l’injection après traitement.
Azerbaïdjan
Avant
MTBF de 20-jours
Après
MTBF de 60-jours
2021 : production doublée ; la période sans entretien a triplé (20 → 60 jours).
Russie (Sibérie occidentale)
Avant
Profil de base
Après
Intervalle plus épais
Le journal du profil de production montre un intervalle de perforation contributif plus épais après stimulation et une augmentation correspondante de la production pétrolière.
Russie
Avant
~430 m³/j
Après
~710 m³/j
Stimulation de longue durée utilisant la pression d’injection existante du puits.
Ces courbes simplifiées montrent les taux documentés avant et après traitement. La forme illustre la comparaison ; il ne s'agit pas d'un historique de production quotidien complet ni d'un profil de réponse garanti.
Comparaison avant/après sélectionnée. La courbe originale montre une variation sur une courte période d'observation ; voir la source complète et le contexte de traitement dans l’étude de cas ci-dessous.
Comparaison sélectionnée uniquement : 39 m³/jour est un pic post-traitement signalé. La courbe source originale montre un déclin ultérieur ; voir l’étude de cas complète ci-dessous.
Les puits de production montrent une augmentation des taux de pétrole ; les puits d’injection montrent une augmentation des apports. Sources : documentation de terrain, 1986–2021.
Puits plus propres, disponibilité plus longue, stimulation permanente : effets mesurés sur le terrain, non projetés.
Absheronneft · Azerbaïdjan · 2021
Eh bien, 1024 a doublé sa production de pétrole après traitement, tandis que sa période sans entretien a triplé (20 → 60 jours). Sur le puits voisin 1025, la production a augmenté de 30% et la période sans entretien s'est étendue de 22 à 108 jours, soit 4.9× plus longtemps.
Champ White Face · Texas, États-Unis
Au cours du traitement par vibro-résonance d'un puits d'injection, la teneur en particules solides (sulfate de fer) dans le fluide soulevé a été divisée par six, fournissant une preuve directe et mesurable du nettoyage de la zone proche du puits.
Tajmurzino · Puits 1536 · Russie
Un générateur a été installé en permanence au fond du puits et a fonctionné en continu pendant environ des mois 1.5, maintenant injectivité environ 40 % plus élevé pendant toute la période, en utilisant uniquement la pression d'injection existante du puits.
Samotlor · Eh bien 4933 · Russie
L'indice de productivité est passé de 3.8 à 10.4 t/jour/atm (+173%), 4% au-dessus de la valeur qu'avait le puits lors de sa première mise en service. Le nettoyage par résonance n’a pas seulement permis de récupérer le puits ; il a battu son état d'origine.
Sur les puits documentés de Tatneft et Nizhnevartovskneftegaz, la perméabilité du noyau a augmenté de 2–3× après traitement (0.33 → 0.77 D ; 0.114 → 0.363 D), avec des taux de pétrole en hausse de 33–43% et de injectivité en hausse de 18–47%.
Ce ne sont pas des estimations de surface ; ce sont des mesures en fond de trou du changement physique dans la zone proche du puits : la perméabilité, la piézo-conductivité et le niveau dynamique changent tous ensemble.
Moyennes sur 30 ans, ~1,000 puits
Augmentation moyenne soutenue après traitement
Augmentation moyenne de l'apport après le traitement
Dans tous les traitements, onshore et offshore
Chaque figure de cette page renvoie à un document : enregistrements de diagraphies géophysiques, diagrammes d'indice de productivité et photographies prises lors des traitements eux-mêmes.
Eh bien 4933 · Samotlor : indice de productivité
Le dossier retrace le déclin du puits d'année en année : 10.0 en 1981, 7.5 en 1982, jusqu'à 3.8 en 1987, puis 10.4 après stimulation par ondes, au-dessus de la valeur qu'il avait au début.
Journal de spin après traitement
L'étude du débitmètre montre que l'intervalle de perforation contributif s'est épaissi après la stimulation, avec des couches auparavant silencieuses rejoignant le flux.
Ce qui en ressort : l'ouest du Texas
Solides de sulfate de fer extraits d'un puits d'injection lors d'un traitement de vibro-résonance. La teneur en particules solides dans le fluide soulevé a été divisée par six à mesure que le blocage était physiquement éliminé.
Économies et temps d'arrêt
Commencez par la production quotidienne de pétrole, comparez le temps d’arrêt total, puis ajoutez les devis réels pour chaque traitement. Explorez les hypothèses de notre calculateur USD.
Comparez votre bien en USDÉconomies potentielles
9,870 USD $
d'un arrêt plus court avec Resonflux
36 heures de moins hors ligne dans cet exemple : 12 heures avec Resonflux contre 48 heures pour l'acidification.
Exemple illustratif · pas une citation
94 barils/jour × $70/baril × 36 heures ÷ 24. Seule la référence en matière de production provient du cas de Prudhoe Bay ; le prix et les temps d'arrêt sont des hypothèses modifiables.
Il s’agit de la réduction de la valeur brute de la production différée, et non des économies de trésorerie ou des bénéfices garantis. Les frais de traitement sont exclus ; la production différée peut être récupérée ultérieurement.
Aspects environnementaux
La procédure documentée utilise de l’eau douce sans ajout de réactifs acides ou chimiques de nettoyage. La compatibilité des fluides et la gestion des retours font toujours partie du plan d’exploitation spécifique au puits.
La procédure de circulation utilise un équipement pétrolier standard et une équipe qualifiée. Le plan de traitement doit tenir compte de l'intégrité du puits, des limites de pression, de la compatibilité des fluides et de la gestion des retours.
