Флагманский практический пример · 1987

281 скважин. Один год. 140,609 тонн дополнительной нефти.

Крупнейшее документально подтвержденное внедрение виброрезонансной технологии: полномасштабная программа на семи добывающих управлениях ОАО «Нижневартовскнефтегаз» в Западной Сибири, включая Самотлорское месторождение — одно из крупнейших открытых нефтяных месторождений.

Посмотреть полную презентацию Полный отчет 1987: 13 страниц, включая оригинал подписанного акта.

281

Добывающие скважины обработаны

277 вернулся в работу

140,609 т

Дополнительное масло за год

связано с волновой технологией

+45%

Увеличение средней ставки

+6.7 тонн/сутки на скважину

137

Нагнетательные скважины обработаны

+258 м³/день средний расход

Целое производственное объединение, а не пилот

В 1987 технология внедрена на фонде скважин семи нефтегазодобывающих управлений: «Нижневартовскнефть», «Самотлорнефть», «Белозернефть», «Приобнефть», «Черногорнефть», «Новомолодежинскнефть» и «Ермаковнефть».

Программа охватывала сразу три направления: интенсификацию добычи нефти, интенсификацию закачки воды в породу-коллектор и совершенствование самого процесса бурения за счет кольматации ствола скважин. Результаты были оформлены актом, утвержденным заместителем генерального директора – главным геологом объединения.

Увеличение добычи нефти

Добывающие скважины обработаны: 281 (из запаса дирекции 7)
Уэллс вернулся в строй: 277
Уэллс с измеренным эффектом: 168, из которых 70 все еще сохранял эффект в 1988
Средний прирост производства: +6.7 тонн/день на скважину = +45% от скорости предварительной обработки
Итого дополнительная нефть, 1987: ≈ 140,609 тонн
Полное геофизическое и гидродинамическое исследование: проведено на 7 скважинах по специальной программе

Усиление впрыска жидкости

Нагнетательные скважины обработаны: 137, 125 возвращены в работу
Положительный эффект: на 60% обработанных скважин
Среднее увеличение потребления: +258 м³/сутки на скважину
Средняя продолжительность эффекта: 157 дней; несколько скважин удерживали его в 1988
Измеренное изменение породы коллектора: более высокий коэффициент развертки, изменен профиль приемистость, с повторным подключением ранее отключенных прослоек

III

Газлифт и бурение

Испытаны газлифтные диспергаторы: 30 скважин дирекции «Нижневартовскнефть»
Сокращение потребления газа: 15–20% и более при сохранении дебита скважины
Скважины, пробуренные кольмататорами: 50, предотвращение поглощения промывочной жидкости в пластах низкого давления
Влияние на качество бурения: лучшее последующее цементирование; меньший риск перетягивания и застревания бурового инструмента

Что изменилось внутри породы-коллектора

Спектральный гамма-гамма-каротаж, профили приемистость и кривые восстановления давления, записанные до и после обработки: вещественные доказательства производственных показателей.

Колодец 11087 · Самотлор

Коэффициент развертки

0.45 → 0.74

Забор воды 101 → 493 м³/сутки

Колодец 16069 · Самотлор

Коэффициент развертки

0.34 → 0.48

Забор воды 350 → 580 м³/сутки

Скважина 1176 · порода-коллектор B22

kh/μ (Д·см/сП)

0.412 → 1.42

Скорость 3.5 → 6.0 м³/сутки

Скважина 13152 · порода-коллектор AB4-5

приемистость

1,300 → 1,970

м³/день

Скважина 25965 · Приобнефть

Индекс производительности

0.17 → 0.385

м³/(сут·атм) (+126%)

Скважина 8131 · Приобнефть

Скорость нефти

81 → 95

м³/сутки; индекс 0.31 → 0.59

Профили закачки до и после обработки Самотлорского месторождения — Профили закачки до и после обработки: Самотлорское месторождение, Черногорнефть.

Кривые восстановления давления скважины 1176 до и после обработки — Скважина 1176 · порода-коллектор B22: kh/μ 0.412 → 1.42 D·см/сП (≈3.4×).

Из подписанного акта

К какому выводу пришла ассоциация

1 Применение волновых технологий является перспективным направлением интенсификации широкого спектра процессов нефтедобычи.
2 Обработка призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин существенно увеличивает их прием и дебит соответственно без дополнительных капитальных затрат.
3 Кольматация ствола скважины при бурении существенно снижает поглощение в проницаемых горизонтах, улучшая качество цементирования и снижая риск прихвата инструмента.

Утвержден 21 апрель 1988 И.Ф. Ефремов, заместитель генерального директора – главный геолог ОАО «Нижневартовскнефтегаз».

Подписано руководителями горно-технических служб, отделов разработки и волновых технологий ОАО «Нижневартовскнефтегаз» совместно со старшим научным сотрудником отдела вибрационной техники Института машиноведения Академии наук СССР.