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.

Смотреть презентацию целиком Полный отчёт 1987 года — 13 страниц, включая оригинал подписанного акта.

281

Обработано добывающих скважин

277 возвращено в эксплуатацию

140,609 t

Дополнительной нефти за год

отнесено на счёт волновой технологии

+45%

Средний прирост дебита

+6.7 тонн/сут на скважину

137

Обработано нагнетательных скважин

+258 m³/day средний прирост приёмистости

Контекст

Целое производственное объединение, а не пилотный проект

В 1987 году технология была применена 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 пласт и улучшение самого процесса бурения за счёт кольматации стенок скважины. Результаты оформлены актом, утверждённым заместителем генерального директора — главным геологом объединения.

Увеличение добычи нефти

Обработано добывающих скважин: 281 (из фонда 7 НГДУ)
Возвращено в эксплуатацию: 277
Скважин с измеренным эффектом: 168 — из них 70 сохраняли эффект в 1988 году
Средний прирост добычи: +6.7 тонн/сут на скважину = +45% к дебиту до обработки
Всего дополнительной нефти за 1987 год: ≈ 140,609 тонн
Полный комплекс геофизических и гидродинамических исследований: выполнен на 7 скважинах по специальной программе

Интенсификация закачки жидкости

Обработано нагнетательных скважин: 137 — 125 возвращено в эксплуатацию
Положительный эффект: на 60% обработанных скважин
Средний прирост приёмистости: +258 m³/day на скважину
Средняя продолжительность эффекта: 157 суток (~4 месяца); на ряде скважин эффект сохранился и в 1988 году
Измеренные изменения в пласте: рост коэффициента охвата, изменение профиля приёмистости — ранее отключённые пропластки вновь подключены к разработке

III

Газлифт и бурение

Испытания газлифтных диспергаторов: 30 скважин НГДУ «Нижневартовскнефть»
Снижение расхода газа: 15–20% и более при сохранении дебита скважины
Пробурено скважин с кольмататорами: 50 — предотвращение поглощения промывочной жидкости в пластах с низким давлением
Влияние на качество бурения: улучшение последующего цементирования; снижение риска затяжек и прихватов бурильного инструмента

Измерено на забое

Что изменилось в пласте

Спектрометрическая гамма-гамма-каротажная съёмка, профили приёмистости и кривые восстановления давления, снятые до и после обработки, — физическое подтверждение промысловых цифр.

Скв. 11087 · Самотлор

Коэффициент охвата

0.45 → 0.74

Приёмистость по воде 101 → 493 m³/day

Скв. 16069 · Самотлор

Коэффициент охвата

0.34 → 0.48

Приёмистость по воде 350 → 580 m³/day

Скв. 1176 · пласт B22

Проницаемость kh/μ

0.412 → 1.42

Дебит 3.5 → 6.0 m³/day

Скв. 13152 · пласт AB4-5

Приёмистость

1,300 → 1,970

m³/day, после 4 h обработки

Скв. 25965 · «Приобнефть»

Коэффициент продуктивности

0.17 → 0.385

m³/(day·atm) — +126%

Скв. 8131 · «Приобнефть»

Дебит нефти

81 → 95

m³/day; коэффициент 0.31 → 0.59

Профили приёмистости до и после обработки, Самотлорское месторождение — Профили приёмистости до и после обработки — Самотлорское месторождение, «Черногорнефть».

Кривые восстановления давления по скважине 1176 до и после обработки — Кривые восстановления давления, скв. 1176: проницаемость после обработки выросла в 3.4 раза.

Из подписанного акта

К чему пришло объединение

1 Применение волновой технологии является перспективным направлением интенсификации широкого круга процессов нефтедобычи.
2 Обработка призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин существенно увеличивает соответственно их приёмистость и дебит — без дополнительных капитальных затрат.
3 Кольматация стенок скважины в процессе бурения существенно снижает поглощения в проницаемых горизонтах, улучшая качество цементирования и снижая риск прихвата инструмента.

Утверждено 21 апреля 1988 года И.Ф. Ефремовым, заместителем генерального директора — главным геологом ОАО «Нижневартовскнефтегаз».

Подписано руководителями горного отдела, технических служб, отдела разработки и отдела волновой технологии ОАО «Нижневартовскнефтегаз», а также старшим научным сотрудником отдела вибрационной техники Института машиноведения АН СССР.