Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть»

за период 2001-2008 год.

Доп. добыча нефти на 1 скв. - 530 т.

Продолжительность эффекта более 12 месяцев

Карбонатные коллекторы

Терригенные коллекторы

ярус, горизонт

БашкирскийМосковский

0

2

4

6т/сут

КсТурнейский

Артинский

0

1

2

3

4

5

ярус, горизонт

т/сут

Кн Пн

ТТНК

0

1

2

3

4

ярус, горизонт

т/сут

КнТТД

0

1

2

3

4

ярус, горизонт

т/сут

Дв

Прирост дебитов нефти - в 2 раза

Успешность работ - 90%

Снижение обводненности продукции – 4%(средние значения)

Профили приемистости по скв. 4468 Ново-Елховского месторождения (пласт D1 верхнего девона) ОАО «Татнефть» до и после обработки

Профили притока по скв. 708 (пласт Б-4) Приразломного месторождения НК «ЮКОС» до и после обработки

Q*=450 м3/сут,Р=8,0 МПа

Q=25 м3/сут,Р=8,0 МПа

Q=600 м3/сут,Р=8,0 МПа

Начальный До обработки После обработки

Инт

ерва

л пе

рфор

ации

, м

1821.0

1816.0

0 20 % 0 20 % 0 20 40 %

Приток нефтиQ=5 т/сут

До обработки

Инт

ерва

л пе

рфор

ации

, м

0 8 % 0 8 16 24 %2630.0

После обработки

2600.0

Приток нефтиQ<1т/сут.

1492.8

1494.4

1496.0

1497.6

1499.2

1501.00 2 4 6 %

До обработки: 05.02.90 г.

0 2 4 6 8 10 12 14 %

После обработки: 09.02.90 г.

И н

т е

р в

а л

п е

р ф

о р

а ц

и и

[m

]:

Приемистость Q = 100 м /сут,

при давлении закачки Р = 10.0 МПа.

Приемистость Q = 546 м /сут,

при давлении закачки Р = 8.0 МПа.

Профили приемистости по скважине 3057 Бураевского месторождения НГДУ "Краснохолмскнефть".

1397.0

1395.0

1393.0

1399.0

1413.0

1415.0

1417.0

0 2 4 6 %

До обработки: 30.04.89 г.

И н

т е

р в

а л

ы

п е

р ф

о р

а ц

и и

[м

] :

Приемистость Q = 0 м /сут,

при давлении закачки Р = 13.0 МПа.

0 2 4 6 8 10 12 %

После обработки: 06.05.89 г.

Приемистость Q = 597 м /сут,

при давлении закачки Р =10.0 МПа.

Профили приемистости по скважине 697 Игровского месторождения НГДУ "Краснохолмскнефть".

2068.0

2069.0

2070.0

2071.0

2072.0

2073.0

0 2 4 6 %

До обработки: 09.04.89 г.

И н

т е

р в

а л

п е

р ф

о р

а ц

и и

[m

] :

Приемистость Q = 30 м /сут,

при давлении закачки Р = 13.0 МПа.

0 2 4 6 8 10 12 14 16 %

После обработки: 13.04.89 г.

Приемистость Q = 190 м /сут,

при давлении закачки Р =13.0 МПа.

Профили приемистости по скважине 94 Сатаевской площади НГДУ "Аксаковнефть".

1

1,5

0,1

2,2 2,7

7,1

0,7

0,9

1,6

0,2 1,7 3,6

Кпр, после

ε, до

ε, после

640с1 Кпр, до 1398с1 319с1

Коэ

фф

. про

д. К

пр

[м

3 /сут

.• М

Па]

.

Гид

ропр

овод

ност

ь ε

, [1

0-14 м

3 /мП

а*с]

.

Фильтрационные характеристики ПЗП и продуктивность скважин Туймазинского месторождения ОАО «АНК Башнефть» до и после проведения работ по технологии ВДХВ

Индекс пласта,

ярус/гори-зонт

Типы кол-

лекторов

Кол-во скважин

Успеш-ность,

%

Прирост дебитов нефти, т/сут

Средние изменения обводнен-

ности скв. , %

Ср.технол. эффект на 1

скв., тыс. т

Доп. добыча нефти, тыс.т

D1ps + D0

kn

пашийский+кынов-

ский

Терр. 164 93 0,5-14,0 -5.6 1.3 194

C12bb

бобриковский

Терр. 62 97 0.3-6.8 -2.8 2.7 127

C1tur

турнейский

Карб. 176 97 0.3-8.5 -3.4 1.6 278

C1bash

башкирский

Карб. 1 100 8.1 0.0 15

Итого 403 96 614Прирост дебитов скважин в среднем - в 3 раза (2,5 т/сут)Снижение обводненности продукции в среднем - на 4 %Ср. доп. добыча нефти на 1 скв.-операцию - 1520 т. Успешность работ в среднем – 96%Ср. продолжительность эффекта - 30 мес.

а) добывающие скважины

Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть» за период 1996-2005гг

Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть» за период 1996-2005гг

Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть»

Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть»

Индекс пласта

Типы кол-

лекто-ров

Количество обработан-

ных скважин

Успеш-ность, %

Прирост приемис-

тости, м3/сут

Среднее уменьшение

обводнен-ности

окружающих скважинотн. ед.

Ср.технол. эффект на 1

скв. (по окружаю-

щим скв.), тыс. т

Доп. добыча нефти, тыс.т

D1ps+ D0

kn

пашийский+кынов-

ский

Терр. 146 93 30-300 1,9 1,6 239

C12bb

бобриковский

Терр. 40 94 30-180 2,0 1,4 54

C1tur

турнейский

Карб. 14 95 50-450 2,7 0,7 9,8

Итого 183 303

б) нагнетательные скважины

Ср. увеличение приемистости скважин – 2 раза (120 м3/сут)Доп. закачка воды на 1 скв. – 11,5 тыс.м3Ср. доп. добыча нефти на одну скв. (по окружающим скважинам) – 1660 тДоп. закачка воды - 2,1 млн. м3Доп. добыча нефти – 303 тыс.тУспешность работ в среднем – 94%Ср. продолжительность эффекта - 19 мес.

Результаты внедрения технологии ВДХВ на нагнетательных скважинах

Талинского месторождения АО «Кондпетролеум»

Ср. увеличение приемистости - 340 м3/сут

Приемистость

нагнетательные скважины м3/сут

№№ скв.

Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ЗАО "ЛУКойл-Пермь" и 000 "ЛУКойл-Пермнефть"

нагнетательные скважины

Всего: 30 скв.- операций

Мест-ния: Уньва (С1bb), Сибирь (С1bb),

Павловское (Сtl), Чашкинское (Сtl)

Ср. увеличение приемистости - 200 м3/сут

Приемистость

м3/сут

№№ скв.

т/сут

№№ скв.

Результаты внедрения комплексной виброволновой технологии на месторождениях ЗАО "ЛУКойл-Пермь" и 000 "ЛУКойл-Пермнефть".

Дебит нефти

Всего: 47 скв.-операцийМест-ния: Павловское (Сtl), Шатовское (Сtl), Уньва (С1bb),

Средние показателиПрирост дебитов нефти - в 2 раза (6т/сут)

Уменьшение обводненности продукции – 12%Успешность - 98%

Продолжительность эффекта - 8-15 мес. и более

добывающие скважины

Количество доп. добытой нефти по годам за период 1997 по 2005гг в результате обработки доб. скважин по технологии ГРВП на Ново-

Елховском месторождении ОАО "Татнефть" в 1997г.

3437

49685376

4981

5980

4272

28103119

568

10

9

7

5 5

4 4

3

2

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

Годы

До

по

лн

ите

ль

на

я д

об

ыч

а н

еф

ти,

тон

н

0

2

4

6

8

10

12

Ко

ли

че

ств

о с

ква

жи

н с

п

ро

до

лж

ен

ие

м э

фф

ект

а

ополнительная добыча, тонн Количество скважин с продолжением эффекта

пласты турнейского яруса (суммарная доп. добыча 35511т )

Результаты внедрения технологии ВПВ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть»

за период 2001-2008 год

Доп. добыча нефти на 1 скв. - 490 т.Ср. продолжительность эффекта более 12 месяцев

Карбонатные коллекторы

Терригенные коллекторы

Прирост дебитов нефти - в 2 раза (1,9т/сут)Успешность - 89%

Снижение обводненности продукции – 7%(средние значения)

т/сут

БашкирскийМосковский

0

2

4

6т/сут

ярус, горизонт

Кс

т/сут

ярус, горизонтКн

ТТНК

0

1

2

ярус, горизонтКн

Результаты внедрения технологии ВПВ в ОАО «Юганскнефтегаз» (1992-1995гг)

Всего обработано - 25 скв.- операцийМест-ния: Южно-Балыкское

(БС-10, АС, АС-5), Приразломное (БК-4)Ср. прирост дебитов – 12 т/сутДоп. добыто нефти - 70 тыс.т

нагнетательные скважины

Приемистость

м3/сут

№№ скв.№№ скв.

т/сут

Дебит нефти

добывающие скважины

Южно-Балыкское месторождение, 1992г

Доп. закачано воды - 65 тыс.м3Продолжительность эффекта 8-15 мес. и болееУспешность – 80%

0

4

8

12

16

48992653го 2970го 4397го

52763599го 1023с1 4396го 3595го 5256о 3515го 5257о

До обработки

После обработки

№ скв.

Дебит, т/сут.

Результаты освоения скважин на месторождениях ОАО «АНК Башнефть»

пласты московского, башкирского, турнейского и визейского ярусов

Результаты освоения скважин на месторождениях ОАО «Татнефть»

0

4

8

12

8086а 8613 8185а 88068811

8615 8393 88188602Г

8828 8827 8728 8247 8831 6461 8732До обработки

После обработки

Дебит, т/сут.

№№ скв.

турнейский ярус

0

1

2

3

4

5

q,

т/с

ут

989

4338

3192

6976

6878 № скважин

до обработки

после обработки

Дебит нефти

0

20

40

60

80

100

об

во

дн

енн

ост

ь,

%

989

4338

3192

6976

6878 № скважин

до обработки

после обработки

Обводненность

Результаты внедрения технологии селективной водоизоляции на месторождениях ОАО «Татнефть»

добывающие скважины (пласты D3 ps, С1 bb)

алюмосиликатный

полимер

0

2

4

6

8

10

12

14

16

К, к

уб.м

/сут

*МП

а*м

29

37

9

29

21

6

85

49

13

66

2

18

56

6

11

03

7

18

52

0

71

90

29

36

1

14

30

н

13

14

24

39

24

81

36

03

34

87

72

62

11

54

6

11

40

4

23

12

0

14

84

0

20

11

8

38

28

22

07

38

43

10

40

24

37

3

61

98

Б

22

84

а

12

47

4

86

76

19

95

7

17

76

2

16

34

8

10

73

№ скважины

Технология гидровибросвабирования

до обработки после обработки

Удельный коэффициент приемистости до и после обработки нагнетательных скважинРомашкинского месторождения ОАО «Татнефть».

Показатели эффективности технологии Гидровиброфрак

Параметры До воздействия(ухудшенная зона)

После воздействия(зона воздействия)

а) параметры призабойной зоны скважин

радиус зоны изменений ФЕС, м

0,5 – 10 и более 20 - 50

проницаемость, мкм2 0,01 – 0,20 0,1 – 1,0

скин-эффект +5 – (-1) -2 – (-5)

б) показатели работы скважин

дебит нефти, т/сут 0 - 8 3 - 30

дебит жидкости, м3/сут 0 - 15 3 - 50

№№ скв.

0

2

4

6

8

2001

4268

4269

7009

7006

4220

1748

4500

27

4510

4502

4888

о

4507

3929

7004

До обработки

После обработки

Коэ

ф. п

роду

ктив

ност

и, к

уб.м

/(су

т*М

па)

а)

0

20

40

60

80

100

2001

4268

4269

7009

7006

4220

1748

4500

27

4510

4502

4888

о

4507

3929

7004

До обработки

После обработки

Обв

одне

ннос

ть, %

№№ скв.

б)

Показатели обработок скважин по технологии Гидровиброфрак на месторождениях ОАО «АНК Башнефть».

Показатели внедрения технологии «ГИДРОВИБРОФРАК» на добывающих скважинах ОАО "Татнефть"

Прирост дебитов нефти в – 2,7 раза (2,5 т/сут)Успешность работ - 98 %

Карбонатные коллекторы

Снижение обводненности продукции – 2%(средние значения)

т/сут

Кс

ярус, горизонт

Кн Дв

ярус, горизонт

%

КсКн Дв

Обводненность

Результаты внедрения технологии «ГИДРОВИБРОФРАК» на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» за период 2005-2008 год.

Прирост дебитов нефти в - 2 раза (3,5 т/сут)Успешность работ - 92 %

БашкирскийВерейский

0

2

4

6

8

10

Карбонатные коллекторы

Снижение обводненности продукции – 2%(средние значения)

т/сут

Кс

Ср. доп. добыча нефти на 1 скв. - 617 т.Ср. прод. эффекта 251сут.

ярус, горизонт