Промысловые результаты

Результаты стимуляции скважин: в среднем +40% на ~1,000 скважин

Примерно 600 добывающих и 400 нагнетательных скважин обработано в России, США, Китае, Омане, Индии, Норвегии и Азербайджане (на суше и на море) с документированной успешностью 65–70%.

+45%

Средний рост приёмистости нагнетательных скважин

65–70%

Документированная успешность по всем обработкам

Стран: Россия, США, Китай, Оман, Индия, Норвегия, Азербайджан

30+

Лет непрерывного промыслового применения

Ключевой пример · 1987

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

Самое масштабное задокументированное внедрение виброрезонансной технологии: промышленная программа по семи нефтегазодобывающим управлениям ОАО «Нижневартовскнефтегаз» в Западной Сибири, включая Самотлорское месторождение, одно из крупнейших нефтяных месторождений в истории.

Может ли ваше месторождение отозваться так же? →

281

Обработано добывающих скважин

140,609 t

Injection

До

~430 m³/d

→

После

~710 m³/d

+65%

Как обработка выглядит на кривой добычи

Выбранные показатели до и после обработки, а не полный ежедневный ряд. Исходные кривые показывают колебания и не подтверждают гарантированную долгосрочную добычу.

Prudhoe Bay · Well F-42 (Alaska, USA) +339%

Marmul · Well MM-595 (Oman) +225%

Marmul MM-595: зарегистрированный пик 39 м³/сут на 225% выше исходных 12 м³/сут. Далее исходная кривая показывает снижение.

Задокументированный прирост после одной обработки

Prudhoe Bay F-42 · USA +339%

Yuzhno-Yagunskoe · Russia +270%

Marmul MM-595 · Oman +225%

Samotlor (inj.) · Russia +179%

Absheronneft 1024 · Azerbaijan +100%

Tajmurzino 1535 · Russia +65%

Добывающие скважины: прирост дебита нефти; нагнетательные: прирост приёмистости. Источники: промысловая документация, 1986–2021.

Prudhoe Bay F-42 · Исследование случая (EN)Marmul MM-595 · Исследование случая (EN)

Проницаемость растёт примерно вдвое или больше

На документированных скважинах «Татнефти» и «Нижневартовскнефтегаза» проницаемость керна после обработки выросла в 2–3 раза, дебит нефти вырос на 33–43%, приёмистость выросла на 18–47%.

Средние за 30 лет, ~1,000 скважин

Добыча нефти: добывающие скважины +40%

Средний устойчивый прирост после обработки

Приёмистость: нагнетательные скважины +45%

Средний рост приёмистости после обработки

Документированная успешность 65–70%

По всем обработкам, на суше и на море

Оригинальные промысловые документы

За каждой цифрой на этой странице стоит документ: материалы ГИС, диаграммы коэффициента продуктивности и фотографии, сделанные непосредственно во время обработок.

Оригинальная запись коэффициента продуктивности по скважине 4933, Самотлор — Скв. 4933 · Самотлор: коэффициент продуктивности

Документ прослеживает падение по годам: 10.0 в 1981 году, 7.5 в 1982-м, до 3.8 к 1987 году, и 10.4 после волновой обработки, выше значения на момент ввода скважины в эксплуатацию.

Расходометрия после обработки: работающий интервал стал толще — Расходометрия после обработки

Расходометрия показывает, что после обработки работающий интервал перфорации увеличился по толщине, ранее не работавшие пропластки вновь включились в приток.

Осадок сульфата железа, извлечённый из нагнетательной скважины в West Texas после обработки — Что выносится из скважины: West Texas

Твёрдый осадок сульфата железа, поднятый из нагнетательной скважины в ходе виброрезонансной обработки. Содержание механических примесей в поднимаемой жидкости снизилось в шесть раз, кольматант удалён физически.

Экологические аспекты

Чистота лежит в основе метода

В описанной процедуре используется пресная вода без добавления кислот и химических очищающих реагентов. Совместимость жидкости и обращение с возвратным потоком требуют индивидуального плана.

Стандартное оборудование, стандартная бригада

Для каждой обработки нужен план контроля целостности скважины, пределов давления, совместимости жидкости и обращения с возвратным потоком. Отсутствие химреагентов не исключает рисков.

Интересно, что это даст вашему месторождению?

Поговорить с инженерами