RU2464409C1 - Method of feeding reagent into well tubing - Google Patents
Method of feeding reagent into well tubing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2464409C1 RU2464409C1 RU2011113610/03A RU2011113610A RU2464409C1 RU 2464409 C1 RU2464409 C1 RU 2464409C1 RU 2011113610/03 A RU2011113610/03 A RU 2011113610/03A RU 2011113610 A RU2011113610 A RU 2011113610A RU 2464409 C1 RU2464409 C1 RU 2464409C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- annulus
- pump
- tubing
- check valve
- reagent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технологиям внутрискважинной очистки подземного оборудования добывающих скважин от отложений с помощью закачки растворителей и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.The invention relates to technologies for downhole cleaning of underground equipment of producing wells from deposits by injection of solvents and can be used in the oil and gas industry.
Известен способ доставки растворителя на прием глубинного насоса с помощью бронированного капиллярного шланга по патенту РФ №2260677 (опубл. 20.09.2005 г.). Недостатком этой технологии является невозможность заполнения глубинного насоса и лифтовых труб чистым растворителем без его разбавления скважинной жидкостью, в то время как для получения максимального растворяющего эффекта от растворителя он должен быть доставлен в зону отложений без разбавления, т.е. в чистом виде.A known method of solvent delivery to the reception of a deep pump using an armored capillary hose according to the patent of the Russian Federation No. 2260677 (publ. September 20, 2005). The disadvantage of this technology is the impossibility of filling the deep pump and elevator pipes with a clean solvent without diluting it with well fluid, while in order to obtain the maximum dissolving effect from the solvent, it must be delivered to the sediment zone without dilution, i.e. in pure form.
Известны колтюбинговые технологии / Мини-колтюбинг как он есть / Сергей Каблаш, СЗАО «Фидмаш» // Время колтюбинга. - 2009. - №29. - с.28-30/, основанные на спуске в колонну лифтовых труб длинномерной гибкой трубки малого диаметра с насадкой и промывке колонны от отложений подачей по трубке растворителя. Технология неприменима в лифтовых трубах с колонной штанг внутри в качестве привода к глубинному плунжерному насосу.Known coiled tubing technologies / Mini coiled tubing as it is / Sergey Kablash, CJSC Fidmash // Time for coiled tubing. - 2009. - No. 29. - p.28-30 /, based on the descent into the column of elevator pipes of a long flexible tube of small diameter with a nozzle and flushing of the column from deposits by feeding the solvent through the tube. The technology is not applicable in elevator pipes with a column of rods inside as a drive to a deep plunger pump.
Известно изобретение РФ №2194152 «Скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды» (опубл. 10.12.2002 г.), которое описывает множество технологий по установке, решающих проблемные вопросы скважинной добычи. В частности, колонна лифтовых труб выше пакера и насоса снабжена скважинной камерой для перетока жидкости из лифтовых труб в межтрубное пространство (поз.29 на фиг.9 описания патента). Очевидно, что эксплуатация продуктивного нефтяного пласта, расположенного ниже пакера, по предложенной схеме (фиг.9) является невозможным по следующим причинам:Known invention of the Russian Federation No. 2194152 "Downhole installation for regulating and cutting off the flow of the medium" (publ. 10.12.2002), which describes many installation technologies that solve problematic issues of downhole production. In particular, the column of elevator pipes above the packer and pump is equipped with a borehole chamber for transferring fluid from the elevator pipes to the annulus (key 29 in FIG. 9 of the patent description). It is obvious that the operation of a productive oil reservoir located below the packer, according to the proposed scheme (Fig.9) is impossible for the following reasons:
- пластовая жидкость после насоса 40 будет свободно поступать через камеру 29 в межтрубное пространство;- formation fluid after pump 40 will flow freely through chamber 29 into the annulus;
- по изобретению насос 40 не укомплектован обратным клапаном, поэтому закачиваемый с устья скважины в колонну лифтовых труб технологический реагент не задержится в колонне, а перетечет под действием силы тяжести вниз через насос 40 или в межтрубное пространство через камеру 29.- according to the invention, the pump 40 is not equipped with a check valve, therefore, the technological reagent pumped from the wellhead into the lift pipe string does not stay in the string, but flows under the influence of gravity down through the pump 40 or into the annulus through the chamber 29.
Поступающая в межтрубное пространство через камеру 29 пластовая жидкость пойдет в верхний пласт, а при его отсутствии - на поверхность земли по межтрубному пространству. Последнее нежелательно с экологической точки зрения, так как агрессивные компоненты добываемой нефти и воды (высокая минерализация, наличие сероводорода и мехпримесей) приведут со временем к нарушению герметичности обсадной колонны с последующим загрязнением вышерасположенных пластов пресноводного комплекса.The reservoir fluid entering the annulus through the chamber 29 will go to the upper layer, and if it is absent, to the earth’s surface along the annulus. The latter is undesirable from an environmental point of view, since the aggressive components of the produced oil and water (high mineralization, the presence of hydrogen sulfide and mechanical impurities) will eventually lead to a breakdown in the tightness of the casing string, followed by contamination of the upstream layers of the freshwater complex.
Целью заявляемого изобретения является создание такой технологии эксплуатации обозначенного скважинного оборудования, которая позволит вести безопасную добычу пластовой жидкости и газа и по необходимости, без спуско-подъемных операций, производить заполнение колонны подъемных труб (НКТ) реагентом, в частности растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).The aim of the invention is the creation of such a technology for the operation of the indicated downhole equipment, which will allow for the safe production of formation fluid and gas and, if necessary, without tripping, to fill the column of lifting pipes (tubing) with a reagent, in particular a solvent of asphalt-resin-paraffin deposits (ASPO).
Поставленная цель выполняется тем, что в известном техническом решении (патент РФ №2194152), основанном на применении колонны лифтовых труб (НКТ) с глубинным насосом, пакера и специальной камеры с клапаном, глубинный насос снабжают обратным клапаном, выше насоса с внешней стороны НКТ располагают обратный клапан, обеспечивающий односторонний проход жидкости из НКТ в межтрубное пространство, само межтрубное пространство заполняют технической жидкостью с ингибитором коррозии необходимой концентрации, давление в межтрубном пространстве поддерживают не выше допустимого значения с помощью электроконтактного манометра на устье скважины, связанного с пультом управления глубинным насосом, а заполнение колонны лифтовых труб реагентом ведут с устья скважины при открытой задвижке межтрубного пространства.This goal is achieved by the fact that in the well-known technical solution (RF patent No. 2194152), based on the use of a string of elevator pipes (tubing) with a deep pump, a packer and a special chamber with a valve, the deep pump is equipped with a check valve, above the pump on the outside of the tubing non-return valve, providing one-way fluid passage from the tubing to the annulus, the annulus itself is filled with technical fluid with a corrosion inhibitor of the required concentration, the pressure in the annulus is sub Hold no higher than the permissible value with the help of an electric contact pressure gauge at the wellhead, connected to the control panel of the downhole pump, and filling the tubing string with reagent is carried out from the wellhead with the annulus open.
Основное и дополнительное оборудование, необходимое для реализации изобретения, представлены на фиг.1, где 1 - колонна лифтовых труб (НКТ), 2 - глубинный насос, 3 - обратный клапан над насосом, 4 - обратный клапан в межтрубное пространство, 5 - пакер, 6 - межтрубное пространство между колонной лифтовых труб и обсадной (эксплуатационной) колонной скважины, 7 - задвижка межтрубного пространства, 8 - электроконтактный манометр, связанный с электроприводом насоса 2.The main and additional equipment necessary for the implementation of the invention are presented in figure 1, where 1 is a column of elevator pipes (tubing), 2 is a deep pump, 3 is a check valve above the pump, 4 is a check valve into the annulus, 5 is a packer, 6 - annular space between the string of elevator pipes and the casing (production) well string, 7 - valve of the annular space, 8 - electric contact pressure gauge associated with the electric drive of the pump 2.
Внесенные технические изменения по изобретению позволяют эксплуатировать подземное оборудование в 2-х режимах.The technical changes made according to the invention allow the operation of underground equipment in 2 modes.
1. Эксплуатация продуктивного пласта: устьевая задвижка межтрубного пространства 7 закрыта и добываемая насосом 2 продукция поднимается только по колонне НКТ 1, так как обратный клапан 4 в межтрубное пространство будет закрыт гидравлически - давление в межтрубном пространстве 6 будет всегда выше, чем в колонне лифтовых труб. До момента пуска в работу глубинного насоса этому будет, в частности, способствовать повышенная плотность технической жидкости в межтрубном пространстве.1. Operation of the reservoir: the wellhead valve of the annulus 7 is closed and the product produced by the pump 2 is raised only along the tubing string 1, since the check valve 4 into the annulus will be hydraulically closed - the pressure in the annulus 6 will always be higher than in the column of elevator pipes . Prior to the start-up of the downhole pump, this will, in particular, be facilitated by the increased density of the process fluid in the annulus.
2. Доставка реагента (растворителя) в колонну лифтовых труб: задвижку 7 открывают, в колонну НКТ с устья закачивают реагент, при этом обратный клапан 3 закрывает низ колонны НКТ, а обратный клапан (ОК) 4 открывается под действием перепада давления и сил. В лифтовые трубы закачивают необходимый объем реагента, примерно такой же объем (или чуть меньший за счет попутного нефтяного газа в лифтовых трубах) жидкости вытечет из задвижки 7 в открытую емкость. Задвижку 7 закрывают и оставляют скважину в покое на время, необходимое для реакции реагента с отложениями в лифтовых трубах.2. Reagent (solvent) delivery to the lift pipe string: the valve 7 is opened, the reagent is pumped into the tubing string from the wellhead, while the check valve 3 closes the bottom of the tubing string, and the check valve (OK) 4 opens under the influence of pressure and forces. The required volume of reagent is pumped into the elevator pipes, approximately the same volume (or slightly less due to associated petroleum gas in the elevator pipes) of the liquid flows from the valve 7 into an open container. The valve 7 is closed and the well is left alone for the time necessary for the reaction of the reagent with deposits in the elevator pipes.
В последующем насос 2 пускают в эксплуатацию, растворенные отложения вместе с продукцией скважины выносятся по лифтовым трубам на поверхность земли.Subsequently, the pump 2 is put into operation, the dissolved deposits along with the production of the well are carried through elevator pipes to the surface of the earth.
Отметим важную роль технической жидкости в межтрубном пространстве 6. Первая функция - ингибиторная защита колонны НКТ и эксплуатационной (обсадной) колонны от коррозионных процессов. Вторая функция - надежное закрытие OK 4 самой простейшей конструкцией за счет повышенной плотности технической жидкости. Это важно в дни простаивания скважины, когда через неработающий насос 2 пластовая жидкость с газом будет поступать в колонну НКТ 1. Так как в момент остановки скважины гидростатическое давление в межтрубном пространстве 6 будет выше, чем аналогичное давление в колонне 1, то обратный клапан 4 будет надежно закрыт.We note the important role of technical fluid in the annulus 6. The first function is the inhibitor protection of the tubing string and production (casing) string from corrosion processes. The second function is the reliable closing of OK 4 with the simplest design due to the increased density of the process fluid. This is important on days when the well is idle, when formation fluid with gas flows through the idle pump 2 into the tubing string 1. Since at the time the well stops, the hydrostatic pressure in the annulus 6 will be higher than the same pressure in the string 1, the check valve 4 will be securely closed.
Наиболее распространенной формой технической жидкости в нефтегазодобывающих предприятиях служит высокоминерализованная вода с повышенной плотностью (1180-1200 кг/м3), содержащая эффективный ингибитор коррозии с дозировкой 30-50 г/м3. Газожидкостная продукция скважины в колонне лифтовых труб обычно имеет плотность не более 1000 кг/м3, поэтому даже незначительного перепада давлений достаточно для эффективной работы обратного клапана 4 во время простоя скважины.The most common form of technical fluid in oil and gas companies is highly mineralized water with increased density (1180-1200 kg / m 3 ), containing an effective corrosion inhibitor with a dosage of 30-50 g / m 3 . The gas-liquid production of a well in a string of elevator pipes usually has a density of not more than 1000 kg / m 3 , so even a slight pressure drop is sufficient for the effective operation of the check valve 4 during the shutdown of the well.
Электроконтактный манометр 8 связан с пультом управления работой насоса 2, а именно: отключает электропитание насоса при повышении давления в межтрубном пространстве 6 выше допустимого значения. Такая нештатная ситуация может возникнуть при работающем насосе и внезапной или постепенной закупорке лифтовых труб или наземных трубопроводов от скважины отложениями различного характера: АСПО, мехпримеси или посторонние предметы.The electrical contact pressure gauge 8 is connected to the control panel for the operation of the pump 2, namely: it turns off the power to the pump when the pressure in the annulus 6 rises above the permissible value. Such an emergency can occur when the pump is running and the elevator pipes or onshore pipelines are suddenly or gradually blocked from the well by deposits of various kinds: paraffin deposits, mechanical impurities or foreign objects.
Заявляемый способ реализуется простыми следующими действиями.The inventive method is implemented by the following simple steps.
1. С пульта управления останавливают работу глубинного насоса 2.1. From the control panel stop the operation of the submersible pump 2.
2. Задвижку 7 соединяют с передвижной емкостью автоцистерны или ЦА-320.2. The valve 7 is connected to the mobile capacity of a tank truck or CA-320.
3. Задвижку 7 открывают, а в колонну лифтовых труб с устья скважины закачивают необходимый объем реагента (растворителя).3. The valve 7 is opened, and the required volume of reagent (solvent) is pumped into the column of elevator pipes from the wellhead.
4. Задвижку 7 закрывают и скважину оставляют в покое на время, необходимое для растворения отложений в НКТ.4. The valve 7 is closed and the well is left alone for the time required to dissolve the deposits in the tubing.
5. Задвижку 7 повторно открывают, добавляют в межтрубное пространство дополнительный объем технологической жидкости.5. The valve 7 is re-opened, an additional volume of process fluid is added to the annulus.
6. Задвижку 7 закрывают, а глубинный насос 2 пускают в работу в обычном режиме.6. The valve 7 is closed, and the submersible pump 2 is put into operation in normal mode.
Предложенный к экспертизе способ особенно актуален для скважин, оборудованных штанговым глубинным насосом (ШГН) по 2-м причинам:The method proposed for examination is especially relevant for wells equipped with a sucker rod pump (SHG) for 2 reasons:
- роль обратного клапана 3 выполняют штатные клапаны плунжерного насоса;- the role of the check valve 3 is performed by standard valves of the plunger pump;
- лифтовые трубы таких скважин, как правило, покрываются АСПО из-за малой их производительности с последующим повышением нагрузки на колонну штанг.- the elevator pipes of such wells are usually covered by paraffin due to their low productivity with subsequent increase in the load on the rod string.
На наш взгляд, предложенные техническое решение соответствует критериям «существенное отличие» и «новизна», так как впервые предложено эксплуатировать скважину с постоянной односторонней гидродинамической связью между колонной НКТ и межтрубном пространством, а само межтрубное пространство надежно защищать ингибитором коррозии в составе тяжелой технической жидкости. Для использования уже постоянно существующей гидродинамической связи (обратный клапан 4 на фиг.1) при организации закачки реагента (растворителя) в лифтовые трубы достаточно открыть конец сообщающихся сосудов, т.е. задвижку 7 межтрубного пространства.In our opinion, the proposed technical solution meets the criteria of “significant difference” and “novelty”, since it was proposed for the first time to operate a well with constant one-way hydrodynamic connection between the tubing string and the annulus, and the annulus itself is reliably protected by a corrosion inhibitor in the composition of heavy technical fluid. To use the already constantly existing hydrodynamic connection (check valve 4 in Fig. 1), when organizing the injection of the reagent (solvent) into the lift pipes, it is enough to open the end of the communicating vessels, i.e. gate valve 7 annulus.
Поставленная цель по изобретению выполнена, а экономический эффект заключается в успешной адресной доставке реагента в лифтовые трубы. А это ведет прежде всего к экономии дорогостоящего реагента. Попутный, но немаловажный эффект - это сохранение колонны НКТ и эксплуатационной (обсадной) колонны от коррозионных процессов. Есть еще и третий - научный эффект. По разнице объемов закачанного реагента и вышедшей технологической жидкости в смеси с газированной нефтью из задвижки 7 можно оценить газосодержание в нефти лифтовых труб и другие вопросы состояния различных флюидов под давлением.The goal of the invention is fulfilled, and the economic effect is the successful targeted delivery of the reagent to the elevator pipes. And this leads first of all to saving an expensive reagent. A passing, but not unimportant effect is the preservation of the tubing string and production (casing) string from corrosion processes. There is also a third - scientific effect. By the difference in the volumes of the injected reagent and the released technological fluid mixed with carbonated oil from the gate valve 7, it is possible to estimate the gas content in the oil of elevator pipes and other issues of the state of various fluids under pressure.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011113610/03A RU2464409C1 (en) | 2011-04-07 | 2011-04-07 | Method of feeding reagent into well tubing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011113610/03A RU2464409C1 (en) | 2011-04-07 | 2011-04-07 | Method of feeding reagent into well tubing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2464409C1 true RU2464409C1 (en) | 2012-10-20 |
Family
ID=47145439
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011113610/03A RU2464409C1 (en) | 2011-04-07 | 2011-04-07 | Method of feeding reagent into well tubing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2464409C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104405301A (en) * | 2014-09-23 | 2015-03-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Production string for preventing and controlling freezing and blocking of natural gas well |
| RU2651728C1 (en) * | 2017-02-21 | 2018-04-23 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of removing aspo from well equipment |
| RU2667950C1 (en) * | 2017-07-10 | 2018-09-25 | Алия Ильдаровна Денисламова | Method for processing the oil-extracting well with reagent |
| RU2682827C1 (en) * | 2018-05-07 | 2019-03-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for removal of asphalt-resin-paraffin deposits from a petroleum wells |
| RU2695724C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-07-25 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well |
| CN115012878A (en) * | 2022-06-30 | 2022-09-06 | 西南石油大学 | Double-layer pipe-based inhibitor filling system for sulfur-containing gas well without production stop |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU604970A1 (en) * | 1974-08-15 | 1978-04-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Well inhibition device |
| US4589482A (en) * | 1984-06-04 | 1986-05-20 | Otis Engineering Corporation | Well production system |
| RU2049227C1 (en) * | 1992-05-05 | 1995-11-27 | Акционерное общество "Российская торговая компания" | Method for well treatment |
| RU2135830C1 (en) * | 1998-02-09 | 1999-08-27 | Открытое акционерное общество "Роснефть-Пурнефтегаз" | Method of deep-well pumping oil recovery and deep-well pumping unit used for realization of this method |
| RU2194152C2 (en) * | 2001-01-24 | 2002-12-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Downhole plant for regulation and shutoff of medium flow |
| RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
| US20060096760A1 (en) * | 2004-11-09 | 2006-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing A Flow Through A Well Pump |
| RU2287672C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Plant for forcing liquid from water bed of well into oil bed |
-
2011
- 2011-04-07 RU RU2011113610/03A patent/RU2464409C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU604970A1 (en) * | 1974-08-15 | 1978-04-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Well inhibition device |
| US4589482A (en) * | 1984-06-04 | 1986-05-20 | Otis Engineering Corporation | Well production system |
| RU2049227C1 (en) * | 1992-05-05 | 1995-11-27 | Акционерное общество "Российская торговая компания" | Method for well treatment |
| RU2135830C1 (en) * | 1998-02-09 | 1999-08-27 | Открытое акционерное общество "Роснефть-Пурнефтегаз" | Method of deep-well pumping oil recovery and deep-well pumping unit used for realization of this method |
| RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
| RU2194152C2 (en) * | 2001-01-24 | 2002-12-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Downhole plant for regulation and shutoff of medium flow |
| US20060096760A1 (en) * | 2004-11-09 | 2006-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing A Flow Through A Well Pump |
| RU2287672C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Plant for forcing liquid from water bed of well into oil bed |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104405301A (en) * | 2014-09-23 | 2015-03-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Production string for preventing and controlling freezing and blocking of natural gas well |
| RU2651728C1 (en) * | 2017-02-21 | 2018-04-23 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of removing aspo from well equipment |
| RU2667950C1 (en) * | 2017-07-10 | 2018-09-25 | Алия Ильдаровна Денисламова | Method for processing the oil-extracting well with reagent |
| RU2682827C1 (en) * | 2018-05-07 | 2019-03-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for removal of asphalt-resin-paraffin deposits from a petroleum wells |
| RU2695724C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-07-25 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well |
| CN115012878A (en) * | 2022-06-30 | 2022-09-06 | 西南石油大学 | Double-layer pipe-based inhibitor filling system for sulfur-containing gas well without production stop |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2464409C1 (en) | Method of feeding reagent into well tubing | |
| US10480299B2 (en) | Downhole chemical injection method and system for use in ESP applications | |
| AU2015303853B2 (en) | Curaua fibers as lost-circulation materials and fluid-loss additives in wellbore fluids | |
| US10683736B2 (en) | Method and system for recovering gas in natural gas hydrate exploitation | |
| US8708040B2 (en) | Double string pump for hydrocarbon wells | |
| NO20181387A1 (en) | Drilling system and method | |
| US9488041B2 (en) | System for chemical treatment of a subsurface wellbore | |
| CA3028929A1 (en) | Subsea methane production assembly | |
| US8770270B2 (en) | Double string slurry pump | |
| CN108643864B (en) | Use method of chemical anti-scaling and descaling device for water injection well | |
| AU2017234997B2 (en) | Pressure sensing system | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| CN108071376A (en) | Injection and production string in coal-bed gas well | |
| RU2728065C2 (en) | Artificial lift method | |
| EP3553274A1 (en) | Artificial lift method | |
| RU2728015C1 (en) | Well inhibition method | |
| RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
| RU2389866C2 (en) | Bottom-hole cutoff valve | |
| RU2439296C2 (en) | Vniigaz method of killing wells with abnormal low bed pressure | |
| US20240271505A1 (en) | Systems and methods of production tubing chemical injection | |
| RU2816619C1 (en) | Method of pumping hydrochloric acid into watered oil formation | |
| RU2415258C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of producer | |
| CN108661601B (en) | Chemical scale-proof and scale-removing device for water injection well | |
| US12116869B2 (en) | Subsea methane production assembly | |
| Pugh et al. | First ever sub-sea hydraulic jet pump system used to optimize single well development offshore Tunisia |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130408 |