RU2531957C1 - Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments - Google Patents
Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531957C1 RU2531957C1 RU2013148187/03A RU2013148187A RU2531957C1 RU 2531957 C1 RU2531957 C1 RU 2531957C1 RU 2013148187/03 A RU2013148187/03 A RU 2013148187/03A RU 2013148187 A RU2013148187 A RU 2013148187A RU 2531957 C1 RU2531957 C1 RU 2531957C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pump unit
- reagent
- solvent
- annulus
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений при ремонте и эксплуатации скважин.The invention relates to the oil industry and can be used to clean wells from asphalt-resin-paraffin deposits during the repair and operation of wells.
Известен способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений (патент RU №2085706, МПК E21B 37/06, опубл. 27.07.1997, бюл. №21), включающий спуск в скважину колонны труб, закачку в скважину газа или газожидкостной смеси, эжектирование нагнетаемой в скважину продукции флюидом высокого давления, подаваемым на высоконапорное сопло эжектора, при этом в призабойную зону обрабатываемой скважины последовательно закачивают оторочки реагентов, взаимодействующих между собой и/или пластом и пластовой продукцией с выделением тепла и/или газов, выдерживают скважину до завершения реагирования, после чего поток продуктов реагирования из призабойной зоны пласта направляют через колонну подъемных труб, устьевую обвязку и сепараторы в камеру низкого давления эжектора, а образующуюся в эжекторе смесь направляют в затрубное пространство обрабатываемой скважины, при этом периодически определяют разность давлений на устье скважины в затрубном и трубном пространствах и после ее стабилизации во времени прекращают подачу флюида высокого давления на высоконапорное сопло эжектора.A known method of cleaning wells from paraffin-tar deposits (patent RU No. 2085706, IPC E21B 37/06, publ. 07/27/1997, bull. No. 21), including the descent into the well of a pipe string, injection into the well of gas or gas-liquid mixture, ejection injected into the well high-pressure fluid supplied to the high-pressure nozzle of the ejector, while the edges of the reactants interacting with each other and / or the reservoir and the reservoir products with the release of heat and / or gases are sequentially pumped into the bottomhole zone of the treated well, water until the completion of the reaction, after which the flow of reaction products from the bottomhole formation zone is directed through the column of lifting pipes, wellhead piping and separators into the low pressure chamber of the ejector, and the mixture formed in the ejector is sent to the annulus of the well being treated, and the pressure difference at the wellhead is periodically determined wells in the annular and pipe spaces and after its stabilization over time, stop the flow of high pressure fluid to the high-pressure nozzle of the ejector.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, сложный технологический процесс реализации способа, связанный с применением эжектора и сепараторов, а также привлечением компрессора для нагнетания газа или газобустерной установки для образования газожидкостной смеси;- firstly, a complex technological process of implementing the method associated with the use of an ejector and separators, as well as involving a compressor for pumping gas or a gas booster unit to form a gas-liquid mixture;
- во-вторых, длительность реализации способа, связанная с приготовлением и последовательной закачкой оторочки нескольких реагентов;- secondly, the duration of the implementation of the method associated with the preparation and sequential injection of the rim of several reagents;
- в-третьих, высокая стоимость реализации способа;- thirdly, the high cost of implementing the method;
- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии при демонтаже насосного агрегата.- fourthly, a low production culture due to the lack of pumping of the injection line with process fluid, which leads to contamination of the well area with solvent located in the injection line during dismantling of the pump unit.
Наиболее близким по технической сущности является способ промывки скважины (патент RU №2429341, МПК E21B 37/06, опубл. 20.09.2011, бюл. №27), включающий промывку водным раствором смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6, при этом в смеси соотношение неонолов АФ9-12 и АФ9-6 устанавливают 1:(4,5-5,5) соответственно, водный раствор смеси неонолов используют 4,5-5,5%-ной концентрации, предварительно из скважины извлекают образцы асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и выделяют образцы с ненарушенной структурой, образцы наплавляют на металлические пластины, погружают в упомянутый раствор и методом спектрофотометрии определяют время набухания образцов до равновесного состояния и время образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами АСПО, а перед промывкой в скважине организуют ванну упомянутого раствора, продолжительность ванны минимально принимают равной времени набухания образцов до равновесного состояния, а максимально - в течение времени образования в потоке упомянутого раствора частиц с минимальными размерами АСПО.The closest in technical essence is the method of washing the well (patent RU No. 2429341, IPC E21B 37/06, publ. 09/20/2011, bull. No. 27), including washing with an aqueous solution of a mixture of neonols AF 9 -12 and AF 9 -6, in this mixture, the ratio of neonols AF 9 -12 and AF 9 -6 is set to 1: (4.5-5.5), respectively, an aqueous solution of a mixture of neonols is used at 4.5-5.5% concentration, samples are preliminarily extracted from the well asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) and samples with an undisturbed structure are isolated, the samples are deposited on metal plates, immersed in The solution and the spectrophotometry method determine the time of swelling of the samples to an equilibrium state and the time of formation of particles in the flow of the said solution with the minimum AFS size, and before washing in the well, a bath of the solution is organized, the duration of the bath is minimally equal to the time of swelling of the samples to equilibrium, and the maximum during the time of formation in the stream of the aforementioned solution of particles with a minimum AFS size.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, длительный технологический процесс реализации способа, связанный с отбором образцов АСПО и проведением анализа этих образцов методом спектрофотометрии, установкой в скважине ванны из водного раствора смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6;- firstly, a long process of the method associated with sampling and holding AFS analyzing these samples by spectrophotometry, by setting the downhole bath of aqueous mixture neonols 9 AF AF 9 -12 and -6;
- во-вторых, малая эффективность очистки скважины от АСПО, связанная с тем, что АСПО не растворяются, а вымываются потоком моющей жидкости после набухания АСПО в результате технологической выдержки, при этом в процессе промывки скважины происходит частичное осаждение продуктов АСПО на забой скважины;- secondly, the low efficiency of well cleaning from paraffin due to the fact that paraffin deposits do not dissolve but are washed out by the flow of washing liquid after swelling of the paraffin deposit as a result of technological exposure, while in the process of flushing the well, partial deposition of paraffin deposits occurs at the bottom of the well;
- в-третьих, высокая стоимость неонола АФ9-12 и АФ9-6 и необходимость их смешивания;- thirdly, the high cost of neonol AF 9 -12 and AF 9 -6 and the need to mix them;
- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии насосного агрегата.- fourthly, a low production culture, due to the lack of pumping of the injection line with process fluid, which leads to contamination of the well territory with a solvent located in the discharge line of the pump unit.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности очистки скважины от АСПО за счет повышения качества очистки ствола скважины, а также сокращение длительности технологического процесса реализации способа и снижение себестоимости реализации способа за счет исключения подготовительных работ, связанных с отбором образцов АСПО из скважины, и смешивания дорогостоящих химических реагентов, повышение культуры производства за счет исключения загрязнения территории скважины растворителем.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of well cleaning from ASPO by improving the quality of cleaning the wellbore, as well as reducing the duration of the technological process of implementing the method and reducing the cost of implementing the method by eliminating preparatory work associated with the selection of AFS samples from the well, and mixing expensive chemicals , increasing the culture of production by eliminating solvent contamination of the well area.
Поставленные технические задачи решаются способом очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, включающим спуск колонны труб в скважину, закачку в призабойную зону обрабатываемой скважины химического реагента, выдержку скважины до завершения реагирования, вымывание продуктов реагирования из призабойной зоны пласта.The stated technical problems are solved by the method of cleaning the well from asphalt-resin-paraffin deposits, including the descent of the pipe string into the well, the injection of a chemical reagent into the bottomhole zone of the treated well, the exposure of the well to completion of the reaction, and the reaction products being washed out of the bottomhole formation zone.
Новым является то, что колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, затем к первой затрубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, причем в качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, насосным агрегатом из автоцистерны с реагентом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство скважины растворитель в объеме затрубного пространства скважины от устья до низа колонны труб, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают реагент из нагнетательной линии в затрубное пространство скважины, разбирают обвязку насосного агрегата и автоцистерн и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 6 ч, закрывают задвижку на нефтепроводе и обвязывают первую затрубную задвижку с автоцистерной с растворителем, к трубной задвижке скважины монтируют нагнетательную линию, обвязанную с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью, подают растворитель насосным агрегатом через нагнетательную линию в колонну труб и промывают ствол скважины по замкнутому кругу в три цикла, после чего закрывают первую затрубную задвижку, обвязывают вторую затрубную задвижку с нефтепроводом и открывают ее, открывают задвижку на нефтепроводе и отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме скважины, промывают ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод.What is new is that the pipe string is lowered into the well to a depth of 1 to 10 m from the bottom, then an injection line is mounted to the first annular gate valve of the well and connected to a pump unit and tankers with a reagent and a process fluid, and a paraffin solvent is used as a reagent the solvent pumped into the annulus of the well from the mouth to the bottom of the pipe string is pumped from the tank truck with the reagent along the injection line into the annulus of the well; but displacing the well fluid through the pipe string into the oil pipeline and not exceeding the pressure allowed on the production string, the reagent tank is disconnected from the pump unit and the process fluid tank is connected to it, the pump unit supplies the process fluid to the injection line in the amount of 1.0 m 3 and pump the reagent from the injection line into the annulus of the well, disassemble the piping of the pump unit and tankers and leave the well for technological shutter speed for 6 hours, close the valve on the oil pipeline and tie the first annular valve with a solvent tank truck, mount a discharge line connected to the pump valve of the well connected with the pump unit and tank trucks with reagent and process liquid, supply the solvent with a pump unit through the discharge line to the pipe string and rinse the borehole in a closed circle in three cycles, after which the first annular valve is closed, the second annular valve is tied to the oil pipeline and opened, and the open sprinkle oil on the pipeline and disconnect the reagent tanker from the pump unit and connect the tanker with the process fluid to it, pump the process fluid into the injection line in the volume of the well, wash the wellbore from the solvent, displacing it into the pipeline and not exceeding the pressure allowed on production casing and oil pipeline.
На фиг.1 и 2 изображены схемы реализации предлагаемого способа.Figure 1 and 2 shows a diagram of the implementation of the proposed method.
Способ обработки призабойной зоны скважины реализуют следующим образом.The method of processing the bottom-hole zone of the well is implemented as follows.
Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) включает спуск колонны труб 1 (см. фиг.1) в скважину 2 на глубину Н от 1 до 10 м от забоя 3.A method of cleaning a well from asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) involves the descent of a pipe string 1 (see Fig. 1) into a
К первой затрубной задвижке 4 скважины 2 монтируют нагнетательную линию 5 и обвязывают ее с насосным агрегатом 6 и автоцистернами с реагентом 7 и технологической жидкостью 8.An
В качестве реагента применяют растворитель парафинов нефтяной, выпускаемый по ТУ 0251-062-00151638-2006.As a reagent, a petroleum paraffin solvent is used, manufactured according to TU 0251-062-00151638-2006.
Растворитель парафинов нефтяной представляет собой бензиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти. Его моющее действие основано на избирательном растворении смолопарафиновой составляющей отложений, при этом остальные компоненты диспергируются и выносятся на поверхность потоком нефти или промывочной жидкости при промывке. Кроме того, растворитель парафинов нефтяной не требует времени для приготовления (смешивания с другими компонентами) на устье скважины перед закачкой в скважину 2.Petroleum paraffin solvent is a gasoline fraction, which is separated by distillation or oil separation. Its washing action is based on the selective dissolution of the resin-paraffin component of the deposits, while the remaining components are dispersed and carried to the surface by a stream of oil or washing liquid during washing. In addition, the oil paraffin solvent does not require time for preparation (mixing with other components) at the wellhead before injection into the
Сравнительно низкая стоимость растворителя парафинов в сравнении со стоимостью неонола АФ9-12 и АФ9-6 без их смешивания позволяет снизить затраты на реализацию способа.The relatively low cost of the solvent of paraffins in comparison with the cost of neonol AF 9 -12 and AF 9 -6 without mixing them allows to reduce the cost of implementing the method.
В качестве технологической жидкости применяют, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,2% по объему поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, выпускаемого по ТУ 2481-007-48482528-99.As a process fluid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 with the addition of 0.2% by volume of the surfactant ML-81B, produced according to TU 2481-007-48482528-99, is used.
Предлагаемый способ позволяет сократить продолжительность очистки скважины от АСПО, так как в процессе его осуществления исключаются технологические операции, связанные с отбором образцов АСПО и проведением анализа этих образцов методом спектрофотометрии, установкой в скважине ванны из водного раствора смеси неонолов АФ9-12 и АФ9-6, что упрощает его реализацию.The proposed method allows to reduce the duration of the cleaning wells AFS, since its implementation excluded technological operations related to sampling and holding AFS analyzing these samples by spectrophotometry, by setting the downhole bath of aqueous mixture neonols 9 -12 and AF AF 9 - 6, which simplifies its implementation.
Насосным агрегатом 6 из автоцистерны с реагентом 7 по нагнетательной линии 5 закачивают в затрубное пространство 9 скважины 2 растворитель в объеме затрубного пространства 9 скважины 2 от устья до низа колонны труб 1, например, в объеме 22 м3, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб 1 в нефтепровод 10 при открытых трубной задвижке 11 и задвижке 12 на нефтепроводе 10, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну 13.A
Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну 13 скважины 2 составляет 9,0 МПа, тогда давление закачки реагента 7 из автоцистерны насосным агрегатом 6 при заполнении затрубного пространства 9 скважины 2 не должно превышать давления 9,0 МПа, что контролируется по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 6.For example, the permissible pressure on the
Отсоединяют от насосного агрегата 6 автоцистерну с реагентом 7 и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью 8.A tank truck with
Насосным агрегатом 6 подают технологическую жидкость 8 в нагнетательную линию 5 в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель из нагнетательной линии 5 в затрубное пространство 9 скважины 2.The
Прокачка нагнетательной линии 5 технологической жидкостью исключает загрязнение территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии 5 при ее демонтаже, автоцистерны с растворителем 7 и повышает культуру производства при реализации способа.Pumping the
Разбирают обвязку насосного агрегата 6 и автоцистерн с реагентом 7 и технологической жидкостью 8 и оставляют скважину 2 на технологическую выдержку в течение 6 ч.Disassemble the piping of the
Закрывают задвижку 12 на нефтепроводе 10 и обвязывают затрубную задвижку 4 с автоцистерной с растворителем 7 (см. фиг.2).Close the
К трубной задвижке 11 скважины монтируют нагнетательную линию 5, обвязанную с насосным агрегатом 6 и автоцистернами с реагентом 7 и технологической жидкостью 8. Подают растворитель насосным агрегатом 6 через нагнетательную линию 5 в колонну труб 1 и промывают ствол скважины 2 по замкнутому кругу в три цикла.An
Промывка растворителем ствола скважины 2 по замкнутому кругу в три цикла позволяет постепенно с каждым циклом очистить ствол скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений, что повышает эффективность реализации способа.The solvent washing of the
Затем закрывают первую затрубную задвижку 4, обвязывают вторую затрубную задвижку 14 с нефтепроводом 10 и открывают ее, также открывают задвижку 12 на нефтепроводе 10 и отсоединяют от насосного агрегата 6 автоцистерну с реагентом 7 и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью 8.Then close the first
Насосным агрегатом 6 подают технологическую жидкость в нагнетательную линию 5 в объеме скважины, равном 22 м3, промывают ствол скважины 2 от растворителя, вытесняя его в нефтепровод 10 и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод.The
Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну 1 скважины 2 составляет 9,0 МПа, а на нефтепровод 4,0 МПа, тогда давление закачки растворителя 7 из автоцистерны насосным агрегатом 6 при заполнении затрубного пространства 9 скважины 2 не должно превышать давления 4,0 МПа, что контролируется по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 6 и нефтепроводе.For example, the permissible pressure on the
Предлагаемый способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений позволяетThe proposed method of cleaning wells from asphalt-resin-paraffin deposits allows
- повысить эффективность очистки скважины от АСПО;- increase the efficiency of well cleaning from paraffin;
- сократить длительность технологического процесса реализации способа и снизить себестоимость реализации способа;- reduce the duration of the technological process of implementing the method and reduce the cost of implementing the method;
- повысить культуру производства за счет исключения загрязнения территории скважины растворителем.- increase the culture of production by eliminating the pollution of the well with solvent.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013148187/03A RU2531957C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013148187/03A RU2531957C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2531957C1 true RU2531957C1 (en) | 2014-10-27 |
Family
ID=53382159
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013148187/03A RU2531957C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2531957C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2584440C1 (en) * | 2015-07-10 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of repairing well |
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 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1063953A1 (en) * | 1982-09-01 | 1983-12-30 | Казахский Научно-Исследовательский Институт Водного Хозяйства | Method of washing the filter and filter-adjoining zone of well |
US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
RU2003783C1 (en) * | 1992-07-10 | 1993-11-30 | Дмитрий Алексеевич Крылов | Method for removal of salt-paraffin deposits from wells |
RU2132450C1 (en) * | 1997-04-09 | 1999-06-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method for removing asphalt-resin and paraffin depositions |
RU54087U1 (en) * | 2006-01-10 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR TREATMENT AND WASHING OF OIL AND GAS WELLS |
RU2455463C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well repair |
-
2013
- 2013-10-29 RU RU2013148187/03A patent/RU2531957C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1063953A1 (en) * | 1982-09-01 | 1983-12-30 | Казахский Научно-Исследовательский Институт Водного Хозяйства | Method of washing the filter and filter-adjoining zone of well |
US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
RU2003783C1 (en) * | 1992-07-10 | 1993-11-30 | Дмитрий Алексеевич Крылов | Method for removal of salt-paraffin deposits from wells |
RU2132450C1 (en) * | 1997-04-09 | 1999-06-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method for removing asphalt-resin and paraffin depositions |
RU54087U1 (en) * | 2006-01-10 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR TREATMENT AND WASHING OF OIL AND GAS WELLS |
RU2455463C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well repair |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2584440C1 (en) * | 2015-07-10 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of repairing well |
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 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2478778C2 (en) | Treatment method of productive formation, and downhole equipment for its implementation | |
RU2670816C9 (en) | Method for sealing a production string | |
RU2488687C1 (en) | Method of simultaneous and separate operation of injection well | |
RU2652049C1 (en) | Method of gasocyclic injection of liquid carbon dioxide under supercritical conditions in the oil producing well | |
RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
RU2531957C1 (en) | Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments | |
RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
RU2695724C1 (en) | Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well | |
RU2455463C1 (en) | Method of well repair | |
RU2457324C1 (en) | Method of evaluation of deposit volume in well flow column | |
RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
RU2630938C1 (en) | Method for cleaning and treating bottomhole zone of horizontal well in bitumen deposit | |
RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU2703093C2 (en) | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation | |
RU2720038C1 (en) | Method of cork destruction in well | |
RU2553129C1 (en) | Well dewaxing method | |
CN106345755B (en) | Cleaning method for gathering and transportation pipe network | |
RU2584253C2 (en) | Method for reactant-wave treatment of bottomhole formation zone with filtration pressure waves | |
RU2560453C1 (en) | Well repair method | |
RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
RU2610946C1 (en) | Method for removing of deposits from flow column of oil wells | |
RU2445449C1 (en) | Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column | |
RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
RU2332557C1 (en) | Method for cleaning near wellbore region of injection wells |