Реагентные технологии для газовых и нефтяных скважин · Узбекистан

Оптимизация добычи на осложнённом фонде

Возвращаем в работу скважины, которые копят жидкость и уходят в простой, и держим их на устойчивом режиме — без продувок, насосов и постоянного присутствия на устье.

Производство: США, Техас · поставка и внедрение · Единая инженерная точка контакта
Что за этим стоит

Широкая номенклатура составов

70+ марок под весь спектр осложнений: флюид, минерализация, забойная температура и режим работы скважины.

Непрерывный мониторинг

Высокочастотная регистрация устьевого давления 24/7: рабочие режимы, простои, продувки, восстановление.

Алгоритмы и ИИ

Автоматическая обработка данных: тренды, аномалии, объективная оценка эффекта и прогноз изменения режима.

Автоматическое дозирование

Подача реагента по фактическому состоянию скважины — без дозировочных ёмкостей и ручных операций на устье.

Решения по каждой скважине

Что подать, сколько и когда — по реакции давления и данным конкретной скважины, а не по календарю.

Инженерный подбор и расчёт

Тип состава, концентрация, объём и периодичность ввода — под конструкцию скважины и термобарические условия.

Полевое сопровождение

Запуск на скважине, отбор проб и корректировка режима по фактическому поведению состава в стволе.

Без продувок и потерь газа

Жидкость выносится непрерывно — вместо сброса товарного газа на факел и циклических депрессий на пласт.

Защита НКТ

Контроль коррозии и солеотложений тем же составом — без отдельной обработки и дополнительного оборудования.

Подтверждённый эффект

Сравнение «до/после» по давлению и дебиту: результат каждой обработки виден в данных, а не на словах.

Реальность скважины

Скважина копит жидкость и теряет газ

Пластовая вода и ретроградный конденсат накапливаются на забое: растущий столб жидкости создаёт противодавление на пласт, приток снижается, и скважина самозадавливается.

Работа на газе

Газ выносит жидкость, режим устойчив

газ пластовая вода

Чтобы вернуть фонд в работу, прибегают к продувкам — но сброс на факел или в атмосферу означает потерю товарного газа, простои и экологические выбросы, а циклические депрессии при продувке разрушают призабойную зону пласта. Твёрдые реагентные составы вспенивают и непрерывно выносят жидкость, защищают НКТ от коррозии и солеотложений и удерживают скважину в устойчивом режиме — без продувок, насосов, дозировочных ёмкостей и постоянного присутствия на устье.

Твёрдый стик

Стик вспенивает и выносит жидкость

Для каждой скважины подбирается состав, соответствующий свойствам пластового флюида и условиям эксплуатации. После растворения в стволе реагент образует устойчивую пену из пластовой жидкости и конденсата. За счёт снижения плотности жидкостного столба газ получает возможность эффективно выносить жидкость на поверхность.

Ключевой тезис

Максимальный эффект достигается при комплексном управлении технологическим процессом

Специализированные химические реагенты являются основой технологии. Устойчивый результат обеспечивается их правильным подбором, инженерным сопровождением, непрерывным мониторингом, анализом данных и оперативным управлением процессом.

Специализированная химия

Широкая линейка специализированных реагентов и более 30 лет практического опыта позволяют подбирать эффективные составы для различных свойств пластового флюида, термобарических условий и режимов эксплуатации скважин.

Инженерный подбор и расчёт

Тип реагента, концентрация, объём и периодичность ввода определяются с учётом конструкции скважины, состава жидкости, термобарических условий и фактического режима её работы.

Полевое сопровождение

Полевые работы позволяют проверить фактическое поведение реагента в скважине, уточнить режим обработки и адаптировать технологию к реальным условиям эксплуатации.

Непрерывный мониторинг

Система мониторинга обеспечивает высокочастотную регистрацию давления и позволяет точно определять рабочие режимы, простои, продувки, восстановление давления и изменение эксплуатационных показателей.

Анализ данных и ИИ

Автоматизированная обработка данных, выявление трендов, аномалий и устойчивых закономерностей, а также алгоритмы искусственного интеллекта позволяют объективно оценивать эффективность технологии и прогнозировать изменение режима работы скважины.

Автоматизация и управление процессом

Результаты мониторинга и анализа используются для оперативной корректировки дозирования, периодичности обработки и режима проведения работ. Автоматизация сокращает время реакции на изменения и повышает воспроизводимость результата.

Каждый элемент системы усиливает эффективность технологии, однако устойчивый результат достигается только при их совместной работе. UniTool объединяет специализированную химию, инженерный подбор, полевое сопровождение, непрерывный мониторинг, интеллектуальный анализ данных, автоматизацию и управление технологическим процессом в единую систему.

Правильная химия, подтверждённая данными и управляемая на каждом этапе, обеспечивает стабильный и воспроизводимый результат.

Почему один состав не работает на всех скважинах

Один и тот же состав на разных скважинах даёт разный результат.

Эффективность реагента определяется не его маркой, а соответствием конкретной задаче и условиям работы скважины. Каждый класс химии — пенообразователи, ингибиторы коррозии, поглотители H₂S, ингибиторы солеотложений и другие — имеет собственные рабочие диапазоны, ограничения и требования к применению.

Применение «похожего» состава без учёта этих границ обнуляет эффект и формирует ложный вывод о неэффективности технологии.

На выбор состава и его эффективность влияют, как минимум:

Флюид и вода

Доля конденсата, наличие нефти и эмульсий, минерализация и ионный состав воды (Cl⁻, Ca²⁺, Ba²⁺, Fe), pH, склонность к карбонатной и сульфатной накипи.

Термобарика

Забойная и устьевая температура, забойное и устьевое давление, градиент.

Конструкция скважины

Типоразмер и глубина НКТ, наличие пакера, зумпф и положение интервала перфорации.

Режим работы

Дебит газа и жидкости, обводнённость, высота столба жидкости, периодичность продувок, статус «работает / заглушена».

Осложнения

H₂S и CO₂, бактериальная коррозия (СВБ), парафиновые и асфальтеновые отложения, солеотложение, вынос механических примесей.

Совместимость и подача

Взаимовлияние составов, форма подачи (твёрдый стик / жидкость / пена), история предыдущих обработок.

Каждая успешная обработка проходит полный цикл: анализ условий скважины, подбор состава, лабораторную проверку и промысловое подтверждение. Попытка заменить этот процесс выбором «по аналогии» редко приводит к стабильному результату.

Минерализация и пена

Способность ПАВ образовывать устойчивую пену зависит от ионной силы раствора: рост концентрации солей сжимает двойной электрический слой и экранирует заряженные группы ПАВ, а двухвалентные катионы (Ca²⁺, Mg²⁺, Ba²⁺) действуют сильнее натрия и могут осаждать анионные ПАВ. Состав, обильно пенящийся в пресной воде, может не пениться при содержании хлоридов порядка 50 000 ppm — по этому порогу составы разделяются на два диапазона.

Коэффициент вспенивания

Определяющим является не сам факт пенообразования, а доля жидкости, переводимой в транспортируемую пену. Внешне «рабочими» выглядят несколько составов, но один переводит в пену до ~90 % жидкости, другой — порядка 50 %. На глаз они неразличимы; разница видна только по фактическому выносу.

Режим и периодичность

На скважине, работающей по графику, эффект достигается синхронизацией ввода с накоплением жидкости и режимом отбора, а не количеством реагента. Несвоевременный ввод пропускает оптимальную точку — это риск самозадавливания или затяжного вывода на режим; избыточно частый ввод — перерасход при малом выносе и пена в системе сбора.

Комбинирование составов

В части случаев применяют составы разных классов совместно. Характерный пример: перенасыщенный раствор ПАВ, накопившийся в зумпфе или ниже интервала перфорации, не образует пены — нет барботажа газом. Газогенерирующий состав создаёт перемешивание и вводит ПАВ в работу. Конкретная комбинация определяется по скважине.

Вывод

Предварительный подбор задаёт стартовую точку.

Рабочий состав и режим устанавливаются по реакции скважины на промысле и удерживаются по данным телеметрии — этим занимается инженерное сопровождение UniTool, контроль динамики обеспечивает платформа Pulse.

Как это работает

Вынос жидкости пенообразующим составом

Принцип работы твёрдого пенообразующего стика в газовой скважине — вертикальный разрез.

Скважина в разрезе · схема
Приток и накопление
газ пластовая вода пена стик
Жидкость копится, заливает забой и башмак НКТ Стик опускается на забой и растворяется Пена снижает плотность столба Газ выносит воду — приток восстанавливается

Режимы дозирования — одна скважина, четыре исхода

Результат определяется не маркой состава, а соответствием режима ввода условиям скважины. Та же скважина при разной частоте и массе стика ведёт себя по-разному.

Эталон — как должно быть
эталон
Концентрация Норма
Периодичность Норма
Тип реагента Норма
Дебит: малые колебания у оптимума

Настроенный

Верно выбранный ПАВ и периодичность не дают воде скапливаться — скважина работает на оптимальном режиме. Вода при скоплении сразу удаляется. Оптимальный расход реагента, оптимальный дебит газа, продувки не требуются.

Сравнение — недостаточная концентрация
недостаток
Концентрация Мало
Периодичность Норма
Тип реагента Неточно
Ниже оптимума, долгие простои

Недостаточная концентрация

Недостаточная концентрация ПАВ — плохое качество пены, неполное удаление жидкости. Столб всё время перекрывает перфорацию, периодические остановки.

остановка
Концентрация Норма
Периодичность Редко
Тип реагента Норма
Большая амплитуда, остановки

Редкий

Недостаточно частый ввод — большое накопление жидкости, вплоть до самозадавливания скважины. Возможны продувки. В перерывах между вбросами жидкость успевает накопиться, что может привести к самозадавливанию, а следующий вброс требует большего количества химии.

перерасход
Концентрация Много
Периодичность Часто
Тип реагента Норма
Дебит не доходит до оптимума

Частый / избыток

Частый ввод — перенасыщенный раствор ПАВ в воде: дебит газа падает из-за высокой плотности пены. Перерасход реагента, негативное влияние на систему сбора, риск стойких эмульсий на газоконденсатных скважинах.

не тот реагент
Концентрация Мало
Периодичность Норма
Тип реагента Не тот
Дебит около нуля

Неверный реагент

Отсутствие пенообразования — состав не подходит к флюиду. Вода не удаляется, возможно образование стойких эмульсий. Дебит около нуля.

Подбор состава — помощь, а не каталог

Сотни наименований не нужно изучать

Большая номенклатура означает не только больше возможностей, но и больше вариантов для ошибки. Реагенты отличаются назначением, рабочими диапазонами и условиями применения, поэтому выбрать подходящий состав «из каталога» становится всё сложнее.

Инструмент ниже выполняет предварительный отбор: задайте проблему, тип флюида, термобарику и режим работы — и он оставит несколько наиболее подходящих кандидатов и форм подачи. Это заметно сокращает объём дальнейшей инженерной работы, но не заменяет её.

Дальше начинается инженерная работа.

Реальный подбор учитывает то, что не помещается ни в один фильтр: состав и минерализацию воды, долю конденсата, конструкцию скважины, историю предыдущих обработок и взаимовлияние составов между собой.

Эту часть берёт на себя наша команда. За плечами специалистов UniTool — более 30 лет практики на осложнённом фонде, собственная лабораторная база и промысловый опыт внедрения. Технология строится не на переборе марок, а на детальном анализе конкретной скважины.

Поэтому мы не выбираем реагент «из списка» — мы решаем задачу: анализируем условия, подбираем состав, проверяем гипотезу в полевых условиях и доводим режим до устойчивого.

Селектор реагента
Ориентировочный подбор · демонстрационный режим
Шаг 1 / 6

Какую проблему нужно решить?

Самозадавливание скважины жидкостьюнакопление пластовой воды / конденсата на забое
Сероводородная / углекислотная коррозияH₂S- и CO₂-агрессия
Солеотложениекарбонатное (CaCO₃), сульфатное (BaSO₄)
Сероводород в продукции (H₂S)нейтрализация, снижение токсичности
Парафиновые отложения (АСПО)асфальтосмолопарафиновые отложения
Асфальтеновые отложениястабилизация и диспергирование
Водонефтяная эмульсиядеэмульсация продукции
Вынос механических примесейпесок, шлам, продукты разрушения пласта
Шаг 2 / 6

Тип скважины и характер флюида

Газовая скважина с выносом пластовой водыминерализованная попутная вода
Газоконденсатная скважинагаз с углеводородным конденсатом
Газовая скважина с конденсационной водойпреимущественно сухой газ
Скважина с водонефтяной эмульсиейустойчивая эмульсия в продукции
Высокообводнённая нефтяная скважинавысокая доля попутной воды
Шаг 3 / 6

Пластовая температура?

< 60 °Cнизкая
60–90 °Cсредняя
90–120 °Cвысокая
> 120 °Cэкстремальная
Шаг 4 / 6

Дебит газа, тыс. м³/сут?

< 20малый
20–50средний
50–100высокий
> 100очень высокий
Шаг 5 / 6

Периодичность продувок / подачи

Определяет форму подачи реагента: твёрдый стик, жидкость через дозатор или пенная система.

Редкиераз в несколько дней → стик
Периодическиеежедневно → дозатор
Частыенесколько раз в сутки → пена
Шаг 6 / 6

Минерализация пластовой воды

Содержание хлоридов делит пенообразующие составы на два диапазона: базовые ПАВ теряют пену в рассоле, для высокой минерализации нужны устойчивые классы.

До 50 000 ppmпресная / умеренно минерализованная вода
Свыше 50 000 ppmвысокоминерализованный рассол
Неизвестноуточняется по анализу воды

Рекомендованные реагенты

TOP-3 по совпадению с условиями вашей скважины. Обозначения — брендовые (UniTool); набор данных демонстрационный.

Это ориентировочный подбор. Класс реагента, точную рецептуру (диапазон хлоридов, скорость растворения под температуру, долю oil-foam под конденсат) и режим подачи подтверждают полевые испытания UniTool, а оптимальную дозировку находит Pulse по динамике давления.
Ориентировочный расчёт дозирования

Стартовая загрузка по падению давления

По разнице нормального и текущего давления оценивается высота и объём столба жидкости в НКТ и рассчитывается стартовая масса реагента. Расчёт даёт исходную точку для программы; рабочая доза выводится по реакции скважины и удерживается по данным мониторинга. Единицы — СИ.

Окно дозирования

Между избытком и недостатком — узкий рабочий диапазон, индивидуальный для каждой скважины.

Недостаток

Вспенивание неполное, вынос жидкости частичный; забой постепенно заливается, скважина теряет дебит и приближается к самозадавливанию.

Избыток

Чрезмерно плотная пена повышает гидродинамическое сопротивление в стволе. При высокой доле конденсата избыток ПАВ даёт стойкие водоуглеводородные эмульсии и потери конденсата. В системе сбора — пена на входных сепараторах и нарушение работы датчиков уровня.

Частичное удаление 25–30 %

Поднимать весь столб не нужно. Снятие 25–30 % обратного давления даёт всплеск притока газа, который сам выносит дополнительную воду — пласт включается в работу выноса. Задача дозы — не «максимум», а запуск самоподдерживающегося выноса.

Дробность и ранний старт

Один стик 3–4 раза в сутки эффективнее, чем 2–3 залпом; непрерывная или таймерная подача через узел сброса даёт максимальную добычу. Начинать программу выгодно до самозадавливания: чем дольше скважина копит жидкость, тем выше обратное давление и тем уже окно дозирования.

Исходные данные

Единицы — СИ. Давление в кгс/см² (1 кгс/см² ≈ 14,22 psi). Переключатель СИ/imp — в шапке.
Высота столба воды
—
Объём воды в НКТ
—
Масса воды
—
Стартовая масса реагента
—
≈ число стиков
—
по массе одного стика
Ударная доза
Стартовая загрузка
снимает уже накопившийся столб жидкости; вводится один раз в начале программы
Периодичность ввода определяется на промысле, а не расчётом

Темп поступления воды у каждой скважины свой, поэтому интервал между вводами устанавливается по фактической динамике давления и удерживается по ней.

Очередной ввод нужен в тот момент, когда вода только начинает накапливаться. Частая ошибка в оценке: после ввода жидкость вынесена, затем давление снова падает — и делается вывод, что состав не сработал. Это штатное поведение: к этому моменту требовался следующий ввод. Дать столбу нарасти заново — значит потерять эффект и вернуться к исходному обратному давлению.

Интервал узкий с обеих сторон. Слишком часто — перерасход ПАВ: пена плотнее нужного, а при высокой доле конденсата растут стойкие водоуглеводородные эмульсии и теряется конденсат. Слишком редко — скважина подолгу работает на очистку столба, теряет время и подходит к самозадавливанию.

По календарю в этот интервал не попасть: момент ввода виден только по динамике давления в реальном времени. Эту задачу закрывает Pulse — непрерывный онлайн-мониторинг показывает, когда вода начала накапливаться, и режим удерживается по факту, а не по графику. По скорости и форме падения давления платформа строит прогноз накопления и заранее указывает оптимальное время следующего ввода — до того, как столб успеет нарасти.

Дробность важнее разовой дозы: один стик 3–4 раза в сутки эффективнее, чем 2–3 стика залпом.

Дальнейшая обработка — та же норма, разный результат
Залпом — хужепена гуще нужного, растёт сопротивление в стволе, вынос падает
Равномерно — лучшета же норма малыми порциями держит вынос стабильным
Это ориентировочный расчёт — отправная точка, а не регламент. Точную дозу, рецептуру и режим UniTool подтверждает по результатам проб воды и полевых испытаний; оптимальный режим определяется по динамике давления (Pulse).
Дозирование реагентов

Ввод стика в работающую скважину — через устьевой шлюз

Шлюзовое устройство монтируется на буферную задвижку фонтанной арматуры. Стик загружается в камеру через загрузочное запорное устройство; давление в камере выравнивается с давлением скважины через впускное устройство — отбором из-под разгрузочного; разгрузочное открывается — и стик уходит в НКТ. Скважина при этом не останавливается.

Анимация · работа шлюзового устройства
01 · Исходное положение

Все запорные устройства закрыты — индикаторы красные. Скважина работает.Загрузочная камера изолирована от скважины и от атмосферы.

02 · Стравливание камеры

Открыть выпускное запорное устройство → избыток давления выходит через тонкую трубку. Закрыть выпускное.Страховка перед работами: в камере могло остаться давление. Теперь загрузочное устройство можно открывать безопасно.

03 · Загрузка стика

Открыть загрузочное запорное устройство → стик опускается в загрузочную камеру. Закрыть загрузочное.Стик ложится на шар разгрузочного устройства; шторки удерживают его от перекоса.

04 · Выравнивание давления

Открыть впускное запорное устройство → газ из скважины (отбор ниже разгрузочного) наполняет камеру. Закрыть впускное.Давление по обе стороны разгрузочного устройства выровнено — его можно открыть.

05 · Ввод в скважину

Открыть разгрузочное запорное устройство → стик под собственным весом уходит в НКТ. Закрыть разгрузочное.Скважина всё это время работала — добыча не прерывалась.

06 · Стравливание после работ

Открыть выпускное запорное устройство → давление в загрузочной камере сравнивается с атмосферным. Закрыть выпускное.Камера оставлена без давления — безопасна к следующей загрузке и обслуживанию.

07 · Пауза

Все запорные устройства закрыты. Шлюз готов к следующему вводу.Цикл повторяется по графику программы обработки.

01 / 07
Pulse · продлевает жизнь месторождению

Реагент без обратной связи — это работа вслепую

Эффективность обработки невозможно оценить по факту сброса состава — её видно только в динамике. Pulse делает скважину наблюдаемой и управляемой: собирает данные, показывает реакцию давления и дебита, управляет вводом и доводит до людей решения. Подбор состава и Pulse — единый контур: состав выбирается под скважину, а оптимальный режим находится и удерживается только по данным платформы.

Мерой служит сама форма кривой давления: скорость восстановления между вводами показывает темп накопления столба — а значит, требуемую периодичность; скорость и глубина падения после ввода показывают фактический вынос конкретной обработки — а значит, согласованность дозы и состава. Медленный или неглубокий отклик виден по кривой, а не «на глаз».

Pulse · путь сигнала

Датчики на скважинах непрерывно измеряют давления и режим работы фонда. Сигнал по радиоканалу уходит на облачный сервер; туда же операторы с телефонов отправляют события — вводы состава, продувки, голосовые — и получают обратную связь: подтверждения, алерты, команды. Сервер непрерывно обрабатывает поток — формулы, алгоритмы, прогноз — и людям расходятся уже не цифры, а решения: кому ехать, что ввести, что подписать.

Pulse Управление добычей в реальном времени
Все процессы — от телеметрии до производственного отчёта — в одной системе. Pulse выявляет отклонения, предупреждает простои и автоматизирует ежедневную работу инженеров. Данные Телеметрия Аналитика Прогнозирование Алерты Маршруты Отчётность
Исследовать возможности
Раздел «Телеметрия» в Pulse: датчики давления на устье, шлейфе и затрубеТелеметрияНепрерывный контроль параметров скважины с историей изменений и обнаружением отклоненийданные без выезда на куст Раздел «Карточка скважины» в Pulse: кривые давления с отметками продувок и вводов составаКарточка скважиныПараметры, события и операции скважины — в едином временном представлениився история скважины в одном месте Раздел «Алерты» в Pulse: карта куста с маршрутом объезда по приоритету событийМаршруты и алертыСистема выявляет критические события, уведомляет персонал и строит оптимальный маршрутприоритет по риску остановки Раздел «Мобильное приложение» в Pulse: экраны дашборда, графиков и алертовМобильное приложениеДанные по объекту, задания и уведомления — на устройстве инженераприложение + Telegram-бот Раздел «Рентабельность» в Pulse: суточная добыча с порогом и провалом при остановкеАналитикаПроизводительность фонда, динамика добычи и ключевые тенденции в визуализацииоценка эффекта каждой обработки

Сбор данных

Телеметрия с устья и ручной ввод от персонала через Telegram-бот — замеры давления, дебита, продувок, расхода реагента поступают в систему без отдельных рабочих мест.

Динамика и анализ эффективности

Видно, как нарастает давление между обработками и как падает после ввода состава. По форме этой кривой оценивается эффект каждой обработки и определяется оптимальная точка дозирования — а не «на глаз».

Управление вводом

Автоматические шлюзы и дозаторы вводят состав по расписанию или по событию (достижение порога давления), синхронно с режимом скважины.

Маршруты и задачи

Планирование объездов, постановка задач операторам, контроль исполнения — нагрузка распределяется по фонду, а не по памяти.

Сводки по ролям

Автоматические отчёты и уведомления в группы по должностям и статусам: каждый получает свой срез, отклонения приходят сразу.

Прогноз и ИИ в развитии

Прогноз накопления жидкости и сроков обработки; модели для анализа режима и раннего выявления осложнений.

Скважина 214куст 7 · UniFoam-30
ДинамикаСобытияЗадачиОтчёты
на связи · опрос 30 с
Р устье
18,3кгс/см²
▲ 1,3 после вброса
Р шлейф
15,5кгс/см²
линия стабильна
ΔP
2,9кгс/см²
штуцер 8 мм · выше порога
Дебит газа
41,6тыс. м³/сут
▲ 7 % к неделе
Режим ввода
1раз/сут · 2 стика
UniFoam-30 · Оператор 1
Давление и перепад · цикл: продувка и вброс составакгс/см² · телеметрия LoRa + события · сцена повторяется
Р затруб Р устье Р шлейф столб жидкости затруб − устье перепад на штуцере устье − шлейф вброс состава простой: продувка + набор давления порог ΔP
Событие зафиксированопанель идёт синхронно со сценой · давления в кгс/см²
Продувка · 12:40 — 13:45
Открыта на факел25 мин
Набор давления40 мин
Простой65 мин
Потери газа на факел2,4 тыс. м³
Недобор за простой1,2 тыс. м³
Р устье17,6 → 17,8
Р затруб19,8 → 19,5
Столб жидкости2,2 → 1,6
ΔP на штуцере2,2 → 2,4
Вброс состава · 14:20
СоставUniFoam-30 · 2 стика
ОператорОператор 1
Простой0 мин
Потери газа на факел0
Недобор за простой0
Р устье17,0 → 18,3
Р затруб19,9 → 19,2
Столб жидкости2,9 → 0,9
ΔP на штуцере1,6 → 2,9
Продувка за цикл
простой 65 мин потери 2,4 + недобор 1,2 тыс. м³
Вброс за цикл
простой 0 мин потери 0 · недобор 0
Итог цикла
ΔP 2,4 → 2,9 простой 65 мин · 3,6 тыс. м³
Лента событий
14:20
Вброс состава
UniFoam-30, 2 стика · Оператор 1 · простой 0 мин
14:26
Эффект зафиксирован
ΔP 1,6 → 2,9 · столб −2,1 кгс/см²
13:45
Потери зафиксированы
2,4 тыс. м³ на факел + 1,2 недобор · ΔP +0,2
12:40
Продувка
25 мин на факел + 40 мин набор · простой 65 мин
07:00
Суточная сводка
Отправлена в группу «Производство»
Демонстрационный вид интерфейса: показан принцип чтения кривой, данные условные. Экраны действующих внедрений — по запросу, с обезличенными данными.
Услуги и сопровождение
01Данные объектаХимия пластовой воды, ограничения и рискиИонный состав, минерализация, склонность к отложениям и коррозии. Эти границы задают всё дальнейшее — вне их состав не работает.
02Подбор технологииИспытания на воде именно этой скважиныКоэффициент вспенивания, совместимость, стойкость эмульсий, термостойкость — на реальной пробе, а не по каталожным характеристикам.
03Проверка на объектеРабочий режим определяется на скважинеПолевые испытания подтверждают результат и фиксируют режим ввода по фактической динамике давления.
04Своя рецептураКогда типовое решение не подходитРазрабатываем или адаптируем состав под конкретные условия объекта — термобарику, долю конденсата, состав флюида.
05СопровождениеВнедрением технология не заканчиваетсяПо данным мониторинга инженер корректирует периодичность обработки, режим работы и параметры технологии.
PULSE · НЕПРЕРЫВНЫЙ МОНИТОРИНГ

Сопровождает технологию на всём пути — от первых испытаний до режима в эксплуатации.

Направления

Что и где работает

Группировка каталога по решаемой задаче. Под каждой — реальная область применения.

Вынос жидкости из газовых скважин.

Пенообразующие составы переводят пластовую воду и конденсат в транспортируемую пену и выносят их потоком газа. Отдельные составы — под воду, под смесь воды с конденсатом, под высокий конденсат (>75 %), под высокую забойную температуру и глубокие скважины, под минерализованный рассол.

Запуск заглушенных скважин.

Газогенерирующие составы создают газовую подушку и перемешивание в мёртвой обводнённой скважине; в связке с пенообразователем — программа вывода из простоя.

Защита от коррозии.

Плёнкообразующие ингибиторы против H₂S- и CO₂-агрессии, в том числе бактериальной (СВБ); отдельные классы — для высоких температур и нагнетательных систем.

Солеотложение и солевые пробки.

Ингибиторы карбонатной и сульфатной накипи в стволе, НКТ и линиях; составы, удерживающие NaCl в растворе хелатированием.

Сероводород.

Поглотители H₂S, работающие через водную фазу: нейтрализация и снижение токсичности продукции.

Парафиновые и асфальтеновые отложения (АСПО).

Модификаторы кристаллизации, снижающие отложение в стволе и НКТ.

Кислотная обработка.

Кислотные составы для нагнетательных скважин: удаление карбонатной накипи и снижение давления нагнетания.

Бурение.

Понизители трения и диспергаторы для повышения механической скорости проходки.

География применения · мировой опыт

Где работают составы

Твёрдые химические составы, поставляемые нашей компанией, применяются на газовых и нефтяных промыслах по всему миру.

Узбекистан Казахстан США Канада Мексика Колумбия Перу Чили Индия Ливия Оман Великобритания Нигерия Малайзия Индонезия ОАЭ Саудовская Аравия Аргентина
Карта мира — страны применения составов
Объекты в регионе · Узбекистан и Казахстан
16 стран мирового опыта · регион присутствия — Узбекистан и Казахстан (объекты ниже ↓)

Объекты в регионе · Узбекистан и Казахстан — отмечены на карте мира выше ↑

Natural Gas-Stream
Акчалак · Гарбий Барсакельмес · Чандыр · Каландар
Каракалпакстан и Бухарская обл. · Узбекистан
Uz-Kor Gas Chemical
Сургил
Устюртский ГХК, Каракалпакстан · Узбекистан
Gazli Gas Storage
Газли
Бухарская обл. · Узбекистан
КазАзот · Шагырлы-Шомышты
Шагырлы-Шомышты
Мангистауская обл. · Казахстан

Опыт промышленного применения

Encana
BP
Suncor Energy
Pine Cliff Energy
Chevron
Occidental (OXY)
Anadarko
El Paso
Bonavista
Pemex
Harvest Energy
Marathon
Petronas
Devon
Canadian Natural
Shell
Pioneer Natural Resources
ConocoPhillips
Repsol
Centrica Energy
EOG Resources
Valero
Progress Energy
Focus Energy
Duke Energy
Заявка

Заявка на подбор и испытания

Опишите параметры скважины — подберём состав, рассчитаем ориентировочное дозирование и предложим программу полевых испытаний. Поставка — как официальный дистрибьютор; производство — США, Техас.

+998 93-920-92-22Узбекистан · телефон +7 771 838 11 10WhatsApp · телефон +380 97 953 93 32Telegram · WhatsApp · телефон info@unitool.uzзаявки и техническая консультация
ТашкентЮнусабадский р-н, ул. Богишамол, 21Б
КунградРесп. Каракалпакстан, Кунградский р-н, Azatliq MFY, G‘a‘rezsizlik ko‘chasi, 11

Параметры скважины