США (Аляска)
Прадхо Бэй · Ну F-42
До
94 БОПД
После
413 БОПД
+339%
Сообщен ответ на производство F-42. В прилагаемом отчете описывается проведение газлифтных обработок на месторождении Прудо-Бей, но не содержится полный журнал работ F-42.
Результаты полевых работ
Результаты очистки нефтяных скважин: что изменилось до и после очистки
Поставленные технологические данные включают примерно 600 добывающих и 400 нагнетательных скважин и зарегистрированный показатель успеха 65–70%. Изучите примеры измерений и оригинальные записи. Отдельные результаты не предсказывают реакцию вашей скважины.
+45%
Среднее увеличение приемистость на нагнетательных скважинах
65–70%
Документированный уровень успеха для всех методов лечения
7
Страны: Россия, США, Китай, Оман, Индия, Норвегия, Азербайджан.
30+
Годы непрерывного внедрения на местах
Документированные реакции скважин
Выбранные обработки для добывающих, нагнетательных и горизонтальных скважин.
Оман
Мармул · Ну ММ-595
До
12 м³/сутки
После
39 м³/сутки
+225%
Сообщается о пике после лечения; исходная кривая показывает последующий спад. Продолжительность лечения зависит от горизонтального интервала.
Россия
Южно-Ягунское
До
37 м³/сутки
После
137 м³/сутки
+270%
Инжекторная скважина: после резонансной очистки скорость всасывания увеличилась почти в четыре раза.
Россия
Самотлор (инъекционный)
До
239 м³/сутки
После
668 м³/сутки
+179%
Одно из крупнейших нефтяных месторождений мира: реакция на закачку после обработки.
Азербайджан
Абшероннефть · Скважина 1024
До
20-дневное среднее время безотказной работы
После
60-дневное среднее время безотказной работы
+100% масла
2021: производство увеличено вдвое; период безобслуживания увеличен втрое (20 → 60 дней).
Россия (Западная Сибирь)
Когалымское месторождение
До
Базовый профиль
После
Более толстый интервал
Подтверждено журналом
Каротажные диаграммы профиля добычи показывают увеличение мощности интервала перфорации после стимуляции и соответствующий рост добычи нефти.
Россия
Таймурзино · Колодец 1535
До
~430 м³/сут
После
~710 м³/сут
+65%
Длительная стимуляция с использованием существующего давления нагнетания в скважине.
Как обработка выглядит на кривой производства
Эти упрощенные кривые показывают документально подтвержденные показатели до и после лечения. Форма иллюстрирует сравнение; это не полная ежедневная история производства или профиль гарантированного реагирования.
Selected before/after comparison. Исходная кривая показывает изменение за короткий период наблюдения; полный источник и контекст лечения см. в примере ниже.
Только избранное сравнение: 39 м³/день — это зарегистрированный пик после обработки. Исходная кривая источника показывает последующий спад; see the full case study below.
Прадхо Бэй F-42 · США +339%
Южно-Ягунское · Россия +270%
Мармул MM-595 · Оман +225%
Самотлор (инж.) · Россия +179%
Абшероннефть 1024 · Азербайджан +100%
Таймурзино 1535 · Россия +65%
В добывающих скважинах наблюдается рост дебита нефти; нагнетательные скважины показывают увеличение водозабора. Источники: полевая документация, 1986–2021.
Другие изменения, зафиксированные на месторождениях
Более чистые скважины, более продолжительное время безотказной работы, постоянная стимуляция: эффект измеряется в полевых условиях, а не прогнозируется.
Абшероннефть · Азербайджан · 2021
Добыча выросла вдвое, и скважина перестала разрушаться
Скважина 1024 удвоила добычу нефти после обработки, а период ее безремонтного периода утроился (20 → 60 дней. На соседней скважине 1025 добыча выросла на 30%, а период без технического обслуживания продлился с 22 до 108 дней, 4.9× дольше.
4.9× более длительный период без обслуживания (ну 1025)
Поле Белого Лица · Техас, США
В шесть раз чище снятая жидкость
При виброрезонансной обработке нагнетательной скважины содержание твердых частиц (сульфата железа) в поднимаемой жидкости снизилось в шесть раз, что является прямым и измеримым свидетельством очистки призабойной зоны.
6× снижение содержания твердых частиц
Таймурзино · Колодец 1536 · Россия
Непрерывная стимуляция, месяц за месяцем
Генератор был стационарно установлен в скважине и работал непрерывно в течение примерно 1.5 месяцев, удерживая приемистость примерно на 40% выше в течение всего периода, используя только существующее давление нагнетания в скважине.
1.5 мес. непрерывной работы скважины
Самотлор · Скважина 4933 · Россия
Лучше, чем в день сдачи в эксплуатацию
Индекс продуктивности вырос с 3.8 до 10.4 т/сут/атм (+173%), что на 4% превышает значение, которое скважина имела при первом вводе в эксплуатацию. Резонансная очистка не просто восстановила скважину; оно превзошло исходное состояние.
+173% увеличение индекса производительности
Проницаемость увеличивается примерно вдвое или лучше.
На зарегистрированных скважинах Татнефти и Нижневартовскнефтегаза проницаемость керна выросла на 2–3× после обработки (0.33 → 0.77 D; 0.114 → 0.363 D), при этом дебиты нефти выросли на 33–43% и приемистость вверх. 18–47%.
Это не поверхностные оценки; это скважинные измерения физических изменений в прискважинной зоне: проницаемость, пьезопроводимость и динамический уровень меняются вместе.
Средние значения за 30год, ~1,000 скважин
Добыча нефти: добывающие скважины +40%
Среднее устойчивое увеличение после лечения
приемистость: нагнетательные скважины +45%
Среднее увеличение потребления после лечения
Документированный показатель успеха 65–70%
Для всех видов лечения, на суше и на море
Исходные полевые записи
Каждая цифра на этой странице связана с документом: записями геофизических исследований скважин, диаграммами индексов продуктивности и фотографиями, сделанными во время самих обработок.
Скважина 4933 · Самотлор: индекс продуктивности
Запись отслеживает падение скважины из года в год: 10.0 в 1981, 7.5 в 1982, до 3.8 на 1987, затем 10.4 после волновой стимуляции, выше значения, которое она имела при первом завершении.
Журнал спиннера после лечения
Исследование расходомером показывает, что интервал перфорации, способствующий этому, увеличился после стимуляции, при этом ранее молчавшие слои вновь присоединились к потоку.
Что получается: Западный Техас
Сульфат железа, вынесенный из нагнетательной скважины при виброрезонансной обработке. Содержание твердых частиц в поднятой жидкости упало в шесть раз после физического устранения закупорки.
Экономия и время простоя
Сколько вы могли бы сэкономить с помощью Resonflux?
Начните с ежедневной добычи нефти, сравните общее время простоя, а затем добавьте фактические расценки для каждой обработки. Изучите предположения в нашем калькуляторе долларов США.
Сравните свою скважину в долларах СШАПотенциальная экономия
$9,870 долларов США
из более короткого отключения с помощью Resonflux
36 меньше часов в автономном режиме в этом примере: 12 часов с Resonflux против 48 часов для кислотной обработки.
Показательный пример · не цитата
94 баррелей/день × $70/баррель × 36 часов ÷ 24. Только базовые данные по производству взяты из дела Прадхо Бэй; цена и время простоя являются редактируемыми предположениями.
Это отложенное сокращение валовой продукции, а не гарантированная экономия денежных средств или прибыль. Плата за лечение не включена; отложенное производство может быть восстановлено позже.
Экологические аспекты
Чистый дизайн
В документированной процедуре используется пресная вода без добавления кислоты или химических чистящих реагентов. Совместимость жидкостей и обработка возвратов остаются частью плана эксплуатации конкретной скважины.
Стандартное оборудование, стандартный экипаж
В процедуре циркуляции используется стандартное нефтепромысловое оборудование и квалифицированная бригада. План обработки должен учитывать целостность скважины, пределы давления, совместимость жидкостей и обработку возвратов.