Типовые примеры работ

MPC Technology была применена более чем на двухсот скважинах. С уверенностью можно сказать, что данный Метод уникален и высокоэффективен. Ни одна обработка не нанесла вреда ни окружающей среде, ни скважине. Средние данные по эффективности Технологии выглядят так:

На нефтяных скважинах увеличение дебита в 1,5 — 7 раз;

— на газовых — от 3 до 27 раз;

— на газоконденсатных — от 3 до 20 раз.

 

Ниже приведено описание некоторых результатов работ.

 

Египет, компания «Петросаннан», терригены, песчаник. Глубина залегания продуктивного горизонта составляет 3076-3081 м. Пористость - 25-30%. До проведения работ дебит скважины был 360 баррелей нефти в сутки. В результате обработки производительность скважины возросла практически вдвое: суточный дебит составил 670 баррелей.

 

Так же хорошим примером работ, осуществлённых компанией Prestil Energy LTD, является применение MPC Tech. на скважине Дюсушевская-7 НК «Полярное сияние» (совместное предприятие ConokoPhilips и НК Роснефть). Скважина работала не стабильно, запускаясь на 2-3 суток в месяц при динамическом уровне 2100-2200м. с дебитом жидкости 25-30 м.куб при 80-85% обводнённости.  Ранее проводившиеся интенсификации не дали результатов и с марта 2011года скважина была остановлена. 27.04.12г. тест на приемистость перед MPC Tech. показал полное её отсутствие при депрессии 1000 psi. После проведения работ с 1.05.12г. началось освоение. При динамическом уровне 1300-1400м. скважина сразу стабильно заработала с дебетом около 70 м.куб/сут. при обводнённости 65% давая 23-25 м.куб нефти ежесуточно. Соответственно скважина перешла из планируемых к ликвидации в разряд эксплуатационных. По итогам годового мониторинга работы скважины, дополнительная добыча нефти составила 2000 тонн, на данный момент сверхдобыча составила около 4000 тонн нефти. Хотелось обратить Ваше внимание на значительное снижение обводненности.

Россия НК «Полярное сияние» (совместное предприятие ConokoPhilips и НК Роснефть), Республика Коми, Ардалинское месторождение. скважина С-2.  Карбонаты, Парафины. Дата обработки -Июль 2013. Глубина залегания продуктивного горизонта составляет 3500 м. До проведения работ скважина работала со следующими показателями: ​суточный объем добываемой жидкости составлял 120 м3, из которых нефти было 30 тонн. 

После проведения работ по применению MPC Technology скважина вышла на режим 140 м3 в сутки жидкости, из которых 55 тонн составляла нефть. За два месяца работы скважины, сверхдобыча составила 1295 тонн нефти. Скважина работает стабильно по сей день.

 

Западный Казахстан, МангыстауМунайГаз, песчаник, скважина № 3332, смолы 15%, парафины 29%. Дата обработки - Август 2015. Глубина залегания продуктивного горизонта, 2350 метра. Пористость 15-20%. До проведения обработки, скважина давала в сутки 5 м3 жидкости из которых нефти было 3.8 тонн. Использование метода ВТГХВ дало значительное увеличение притока флюида. Суточный дебит возрос в 7 раз. Суточные показатели скважины после обработки составили 33 м3 жидкости, из которых 26 тонн нефти. Скважина стабильно работает по сегодняшний день.

 

Западный Казахстан, Узень, скважина № 359, парафины 29%.

Дата обработки - Июнь 2013. Глубина залегания продуктивного горизонта, 1450 м. Пористость 25-30%. До проведения обработки, скважина давала в сутки 60 м3 жидкости из которых нефти было 1 тонна. Обводненность составляла 93%.

Проведение работ по применению ВТГХВ позволило существенно снизить обводненность до 53%. Скважина вышла на режим 45 м3 жидкости в сутки, из которых нефти 17.7 тонн (в 17 раз увеличение). Скважина стабильно работает по сегодняшний день.