Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть»

1. т/сут т/сут ярус, горизонт Кс Кн Пн т/сут т/сут ярус, горизонт ярус, горизонт Кн Дв Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» за период 2001-2008 год. Карбонатные коллекторы ярус, горизонт Терригенные коллекторы Прирост дебитов нефти - в 2 раза Успешность работ - 90% Доп. добыча нефти на 1 скв. - 530 т. Продолжительность эффекта более 12 месяцев Снижение обводненности продукции – 4% (средние значения)

2. Начальный До обработки После обработки 1816.0 Интервал перфорации, м 1821.0 0 20 % 0 20 % 0 20 40 % Q=600 м3/сут, Р=8,0 МПа Q*=450 м3/сут, Р=8,0 МПа Q=25 м3/сут, Р=8,0 МПа После обработки До обработки 2600.0 Интервал перфорации, м 2630.0 0 816 24 % 0 8 % Приток нефти Q=5 т/сут Приток нефти Q<1т/сут. 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

5. Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть» за период 1996-2005гг а) добывающие скважины Прирост дебитов скважин в среднем - в 3раза (2,5 т/сут) Снижение обводненности продукции в среднем - на 4% Ср. доп. добыча нефти на 1 скв.-операцию - 1520т. Успешность работ в среднем – 96% Ср. продолжительность эффекта - 30мес.

6. Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть» б) нагнетательные скважины Ср. увеличение приемистости скважин – 2 раза (120 м3/сут) Доп. закачка воды на 1 скв. – 11,5 тыс.м3 Ср. доп. добыча нефти на одну скв. (по окружающим скважинам) – 1660т Доп. закачка воды - 2,1млн. м3 Доп. добыча нефти – 303 тыс.т Успешность работ в среднем – 94% Ср. продолжительность эффекта - 19мес.

7. м3/сут №№ скв. Результаты внедрения технологии ВДХВ на нагнетательных скважинах Талинского месторождения АО «Кондпетролеум» нагнетательные скважины Ср. увеличение приемистости - 340 м3/сут Приемистость

8. Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ЗАО "ЛУКойл-Пермь" и 000 "ЛУКойл-Пермнефть" нагнетательные скважины м3/сут №№ скв. Всего: 30 скв.- операций Мест-ния: Уньва (С1bb), Сибирь (С1bb), Павловское (Сtl), Чашкинское (Сtl) Ср. увеличение приемистости - 200 м3/сут Приемистость

9. Результаты внедрения комплексной виброволновой технологии на месторождениях ЗАО "ЛУКойл-Пермь" и 000 "ЛУКойл-Пермнефть". добывающие скважины т/сут №№ скв. Всего: 47 скв.-операций Мест-ния: Павловское (Сtl), Шатовское (Сtl), Уньва (С1bb), Дебит нефти Средние показатели Прирост дебитов нефти - в 2 раза (6т/сут) Уменьшение обводненности продукции – 12% Успешность - 98% Продолжительность эффекта - 8-15 мес. и более

10. (суммарная доп. добыча 35511т ) пласты турнейского яруса

11. т/сут т/сут ярус, горизонт ярус, горизонт Кн Кс ярус, горизонт Кн Результаты внедрения технологии ВПВ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» за период 2001-2008 год Карбонатные коллекторы т/сут Терригенные коллекторы Доп. добыча нефти на 1 скв. - 490 т. Ср. продолжительность эффекта более 12 месяцев Прирост дебитов нефти - в 2 раза (1,9т/сут) Успешность - 89% Снижение обводненности продукции – 7% (средние значения)

12. Результаты внедрения технологии ВПВ в ОАО «Юганскнефтегаз» (1992-1995гг) нагнетательные скважины добывающие скважины т/сут м3/сут №№ скв. №№ скв. Южно-Балыкское месторождение, 1992г Приемистость Дебит нефти Всего обработано - 25 скв.- операций Мест-ния: Южно-Балыкское (БС-10, АС, АС-5), Приразломное (БК-4) Ср. прирост дебитов – 12 т/сут Доп. добыто нефти - 70 тыс.т Доп. закачано воды - 65 тыс.м3 Продолжительность эффекта 8-15 мес. и более Успешность – 80%

13. 16 До обработки После обработки 12 8 Дебит, т/сут. 4 0 5276 4899 5256о 5257о 1023с1 3599го 4396го 3515го 2653го 2970го 4397го 3595го № скв. Результаты освоения скважин на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» пласты московского, башкирского, турнейского и визейского ярусов

14. До обработки 12 После обработки 8 Дебит, т/сут. 4 0 8811 8831 8806 8393 6461 8247 8828 8615 8732 8827 8728 8818 8086а 8613 8185а 8602Г №№ скв. Результаты освоения скважин на месторождениях ОАО «Татнефть» турнейский ярус

15. Результаты внедрения технологии селективной водоизоляции на месторождениях ОАО «Татнефть» добывающие скважины (пласты D3ps, С1 bb) алюмосиликатный полимер

16. 16 до обработки после обработки 14 12 10 8 6 4 2 0 8549 7190 1314 2439 2481 3603 3487 7262 3828 2207 3843 1040 8676 1073 29379 29216 13662 18566 11037 18520 29361 1430н 11546 11404 23120 14840 20118 24373 2284а 12474 19957 17762 16348 6198Б Технология гидровибросвабирования К, куб.м/сут*МПа*м № скважины Удельный коэффициент приемистости до и после обработки нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения ОАО «Татнефть».

17. Показатели эффективности технологии Гидровиброфрак

19. т/сут % ярус, горизонт ярус, горизонт Кс Кн Дв Кс Кн Дв Обводненность Показатели внедрения технологии «ГИДРОВИБРОФРАК» на добывающих скважинах ОАО "Татнефть" Карбонатные коллекторы Прирост дебитов нефти в – 2,7 раза (2,5 т/сут) Успешность работ - 98 % Снижение обводненности продукции – 2% (средние значения)

20. Результаты внедрения технологии «ГИДРОВИБРОФРАК» на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» за период 2005-2008 год. т/сут Карбонатные коллекторы ярус, горизонт Кс Ср. доп. добыча нефти на 1 скв. - 617 т. Ср. прод. эффекта 251сут. Прирост дебитов нефти в - 2 раза (3,5 т/сут) Успешность работ - 92 % Снижение обводненности продукции – 2% (средние значения)