Étude de cas phare · 1987

281 puits. Un an. 140,609 tonnes d’huile supplémentaire.

Le plus vaste déploiement documenté de la technologie vibro-résonante : un programme à pleine échelle mené dans sept directions de production de la société par actions « Nijnevartovskneftegaz », en Sibérie occidentale — dont le champ de Samotlor, l’un des plus grands gisements de pétrole jamais découverts.

Voir la présentation complète Le rapport complet de 1987 — 13 pages, dont l’acte original signé.

281

Puits producteurs traités

277 remis en service

140,609 t

Huile supplémentaire en un an

attribuée à la technologie ondulatoire

+45%

Hausse moyenne du débit

+6.7 tonnes/day par puits

137

Puits injecteurs traités

+258 m³/day d’absorption en moyenne

Le contexte

Une association de production entière, pas un pilote

En 1987, la technologie a été déployée sur le parc de puits de sept directions de production de pétrole et de gaz : Nijnevartovskneft, Samotlorneft, Belozerneft, Priobneft, Chernogorneft, Novomolodejinskneft et Ermakovneft.

Le programme couvrait trois axes à la fois — intensifier la production d’huile, intensifier l’injection d’eau dans la formation et améliorer le forage lui-même par colmatation du puits. Les résultats ont été consignés dans un acte approuvé par le directeur général adjoint et géologue en chef de l’association.

Augmentation de la production d’huile

Puits producteurs traités: 281 (sur le parc des 7 directions)
Puits remis en service: 277
Puits avec effet mesuré: 168 — dont 70 conservaient encore l’effet en 1988
Hausse moyenne de production: +6.7 tonnes/day par puits = +45% du débit avant traitement
Huile supplémentaire totale, 1987: ≈ 140,609 tonnes
Étude géophysique et hydrodynamique complète: réalisée sur 7 puits dans le cadre d’un programme spécial

Intensification de l’injection de fluide

Puits injecteurs traités: 137 — dont 125 remis en service
Effet positif: sur 60% des puits traités
Hausse moyenne de l’absorption: +258 m³/day par puits
Durée moyenne de l’effet: 157 jours (~4 mois) ; plusieurs puits l’ont conservé jusqu’en 1988
Évolution mesurée de la formation: coefficient de balayage plus élevé, profil d’injectivité modifié — reconnexion d’interlits jusque-là isolés

III

Gas-lift et forage

Dispersants gas-lift testés: 30 puits à la direction Nijnevartovskneft
Réduction de la consommation de gaz: 15–20% ou plus, à débit de puits maintenu
Puits forés avec colmateurs: 50 — prévention de l’absorption du fluide de lavage dans les formations à basse pression
Effet sur la qualité du forage: meilleure cimentation ultérieure ; risque réduit de surtraction et de coincement du train de forage

Mesuré au fond du puits

Ce qui a changé dans la formation

Diagraphies gamma-gamma spectrales, profils d’injectivité et courbes de remontée de pression enregistrés avant et après traitement — la preuve physique derrière les chiffres de production.

Puits 11087 · Samotlor

Coefficient de balayage

0.45 → 0.74

Absorption d’eau 101 → 493 m³/day

Puits 16069 · Samotlor

Coefficient de balayage

0.34 → 0.48

Absorption d’eau 350 → 580 m³/day

Puits 1176 · formation B22

Perméabilité kh/μ

0.412 → 1.42

Débit 3.5 → 6.0 m³/day

Puits 13152 · formation AB4-5

Injectivité

1,300 → 1,970

m³/day, après 4 h de traitement

Puits 25965 · Priobneft

Indice de productivité

0.17 → 0.385

m³/(day·atm) — +126%

Puits 8131 · Priobneft

Débit d’huile

81 → 95

m³/day ; indice 0.31 → 0.59

Profils d’injection avant et après traitement, champ de Samotlorskoe — Profils d’injection avant et après traitement — champ de Samotlorskoe, Chernogorneft.

Courbes de remontée de pression du puits 1176 avant et après traitement — Courbes de remontée de pression, puits 1176 : la perméabilité a augmenté de 3.4× après le traitement.

Extrait de l’acte signé

Les conclusions de l’association

1 L’application de la technologie ondulatoire constitue une voie prometteuse pour intensifier un large éventail de procédés d’extraction du pétrole.
2 Le traitement de la zone de fond des puits injecteurs et des puits producteurs augmente sensiblement, respectivement, leur absorption et leur débit — sans coûts d’investissement supplémentaires.
3 La colmatation du puits pendant le forage réduit fortement l’absorption dans les horizons perméables, améliore la qualité de la cimentation et abaisse le risque de coincement des outils.

Approuvé le 21 April 1988 par I.F. Efremov, directeur général adjoint et géologue en chef de la société par actions « Nijnevartovskneftegaz ».

Signé par les responsables des services d’exploitation, des services techniques, du développement et des technologies ondulatoires de la société par actions « Nijnevartovskneftegaz », ainsi que par le chercheur principal du département d’ingénierie des vibrations de l’Institut de la science des machines de l’Académie des sciences de l’URSS.