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

Дополнительной нефти за год

Документированные дебиты до и после одной виброрезонансной обработки. Ступень — день обработки: без периода вывода на режим, без химии, без КРС.

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

Стилизованная кривая — дебиты задокументированы.

Marmul · Well MM-595 (Oman) +225%

Стилизованная кривая — дебиты задокументированы.

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.

Измерено в пласте

Проницаемость растёт примерно вдвое — или больше

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

Из архива

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 — в основе метода

Единственная рабочая жидкость — пресная вода; химические реагенты в пласт не закачиваются никогда. Очищающий эффект даёт физика, а не химия.

Безопасность

Стандартное оборудование, стандартная бригада

Процедура практически идентична обычной промывке скважины и выполняется собственной бригадой ПРС промысла на обычном оборудовании — операции остаются в рамках привычных, контролируемых процедур безопасности.

Интересно, что это даст вашему месторождению?

Поговорить с инженерами