Risultati sul campo
Il record tecnologico fornito comprende circa 600 produzione e 400 pozzi di iniezione e un tasso di successo riportato del 65–70%. Esplora gli esempi misurati e i record originali. I risultati individuali non prevedono la risposta del tuo pozzo.
Incremento medio iniettività sui pozzi di iniezione
Tasso di successo documentato in tutti i trattamenti
Paesi: Russia, USA, Cina, Oman, India, Norvegia, Azerbaigian
Anni di continua implementazione sul campo
Trattamenti selezionati nei pozzi di produzione, iniezione e orizzontali.
Stati Uniti (Alaska)
Prima
94 BOPD
Dopo
413 BOPD
Riportata risposta di produzione F-42. Il record fornito descrive la produzione dei trattamenti di sollevamento del gas a Prudhoe Bay ma non include un registro completo del lavoro F-42.
Oman
Prima
12 m³/g
Dopo
39 m³/d
Picco post-trattamento segnalato; la curva della sorgente mostra un successivo declino. La durata del trattamento dipende dall'intervallo orizzontale.
Russia
Prima
37 m³/g
Dopo
137 m³/g
Pozzo di iniezione: tasso di assunzione quasi quadruplicato dopo la pulizia a risonanza.
Russia
Prima
239 m³/d
Dopo
668 m³/d
Uno dei giacimenti petroliferi più grandi del mondo: risposta all’iniezione dopo il trattamento.
Azerbaigian
Prima
MTBF di 20 giorni
Dopo
MTBF di 60 giorni
2021: produzione raddoppiata; periodo senza manutenzione triplicato (20 → 60 giorni).
Russia (Siberia occidentale)
Prima
Profilo di base
Dopo
Intervallo più spesso
Il registro del profilo di produzione mostra un intervallo di perforazione contribuente più spesso dopo la stimolazione e un corrispondente aumento della produzione di petrolio.
Russia
Prima
~430 m³/d
Dopo
~710 m³/d
Stimolazione di lunga durata utilizzando la pressione di iniezione esistente nel pozzo.
Queste curve semplificate mostrano i tassi documentati prima e dopo il trattamento. La forma illustra il confronto; non è una cronologia completa della produzione giornaliera o un profilo di risposta garantito.
Selezionato prima/dopo il confronto. La curva originale mostra variazioni in un breve periodo di osservazione; vedere la fonte completa e il contesto del trattamento nel caso di studio riportato di seguito.
Solo confronto selezionato: 39 m³/giorno è un picco post-trattamento riportato. La curva della sorgente originaria mostra un successivo declino; vedere il caso di studio completo di seguito.
I pozzi di produzione mostrano un aumento del prezzo del petrolio; i pozzi di iniezione mostrano un aumento di immissione. Fonti: documentazione sul campo, 1986–2021.
Pozzi più puliti, tempi di attività più lunghi, stimolazione permanente: effetti misurati sul campo, non previsti.
Absheronneft · Azerbaigian · 2021
Ben 1024 ha raddoppiato la produzione di petrolio dopo il trattamento, mentre il periodo senza manutenzione è triplicato (20 → 60 giorni). Nel pozzo vicino 1025, la produzione è aumentata del 30% e il periodo senza manutenzione è andato da 22 a 108 giorni, 4.9× più lungo.
Campo White Face · Texas, Stati Uniti
Durante il trattamento di vibrorisonanza di un pozzo di iniezione, il contenuto di particelle solide (solfato di ferro) nel fluido sollevato è diminuito di sei volte, fornendo una prova diretta e misurabile della pulizia della zona vicino al pozzo.
Tajmurzino · Bene 1536 · Russia
Un generatore è stato installato in modo permanente nel pozzo e ha funzionato ininterrottamente per circa 1.5 mesi, mantenendo un iniettività più alto di circa lo 40% per l'intero periodo, utilizzando solo la pressione di iniezione esistente del pozzo.
Samotlor · Bene 4933 · Russia
L’indice di produttività è salito dal 3.8 al 10.4 t/giorno/atm (+173%), 4% superiore al valore che il pozzo aveva quando è entrato in funzione per la prima volta. La pulizia a risonanza non ha solo recuperato il pozzo; ha battuto il suo stato originale.
Sui pozzi Tatneft e Nizhnevartovskneftegaz documentati, la permeabilità del nucleo è aumentata 2–3× dopo il trattamento (0.33 → 0.77 D; 0.114 → 0.363 D), con tassi di petrolio in aumento 33–43% e iniettività in aumento 18–47%.
Queste non sono stime di superficie; sono misurazioni downhole del cambiamento fisico nella zona vicino al pozzo: permeabilità, piezoconduttività e livello dinamico cambiano tutti insieme.
Medie di 30 anni, ~1,000 pozzi
Aumento medio sostenuto dopo il trattamento
Aumento medio dell’assunzione dopo il trattamento
Attraverso tutti i trattamenti, onshore e offshore
Ogni figura presente in questa pagina riconduce ad un documento: registrazioni di pozzi geofisici, diagrammi di indici di produttività e fotografie scattate durante i trattamenti stessi.
Ebbene 4933 · Samotlor: indice di produttività
La documentazione traccia il declino del pozzo anno per anno: 10.0 in 1981, 7.5 in 1982, fino a 3.8 entro 1987, poi 10.4 dopo la stimolazione delle onde, al di sopra del valore che aveva al momento del primo completamento.
Tronco dello spinner dopo il trattamento
L'indagine del flussometro mostra che l'intervallo di perforazione contribuente è diventato più spesso dopo la stimolazione, con strati precedentemente silenziosi che si ricongiungono al flusso.
Cosa viene fuori: Texas occidentale
Solidi di solfato di ferro sollevati da un pozzetto di iniezione durante il trattamento di vibrorisonanza. Il contenuto di particelle solide nel fluido sollevato è diminuito di sei volte quando il blocco è stato rimosso fisicamente.
Risparmio e tempi di inattività
Inizia con la produzione giornaliera di olio, confronta i tempi di inattività totali, quindi aggiungi i preventivi effettivi per ciascun trattamento. Esplora le ipotesi nel nostro calcolatore USD.
Confronta il tuo bene in USDRisparmio potenziale
$9,870 USD
da un arresto più breve con Resonflux
36 ore in meno offline in questo esempio: 12 ore con Resonflux vs 48 ore per l'acidificazione.
Esempio illustrativo · non una citazione
94 barili/giorno × $70/barile × 36 ore ÷ 24. Solo il riferimento produttivo deriva dal caso Prudhoe Bay; prezzo e tempi di inattività sono ipotesi modificabili.
Si tratta della riduzione del valore della produzione lorda differita, non garantita del risparmio o del profitto. Sono escluse le spese di trattamento; la produzione differita potrà essere recuperata successivamente.
Aspetti ambientali
La procedura documentata utilizza acqua dolce senza aggiunta di acidi o reagenti chimici per la pulizia. La compatibilità dei fluidi e la gestione dei resi restano parte del piano operativo ben specifico.
La procedura di circolazione utilizza attrezzature standard per giacimenti petroliferi e un equipaggio qualificato. Il piano di trattamento deve tenere conto dell'integrità del pozzo, dei limiti di pressione, della compatibilità dei fluidi e della gestione dei resi.
