RU2550636C1 - Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью - Google Patents
Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью Download PDFInfo
- Publication number
- RU2550636C1 RU2550636C1 RU2014116544/03A RU2014116544A RU2550636C1 RU 2550636 C1 RU2550636 C1 RU 2550636C1 RU 2014116544/03 A RU2014116544/03 A RU 2014116544/03A RU 2014116544 A RU2014116544 A RU 2014116544A RU 2550636 C1 RU2550636 C1 RU 2550636C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pump
- power cable
- oil
- capillary tube
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами. Добывают нефть или нефтесодержащую пластовую жидкость. Подают химический реагент в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку. Вводят силовой кабель в скважину через герметичный кабельный ввод. Осуществляют защиту силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами. При этом на устье скважины НКТ снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка. Удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса. Спускают НКТ в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью. При этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод. Капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины. Запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зо
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти.
Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент RU №2410533, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.01.2011 в бюл. №2), заключающийся в том, что спускают в скважину и закрепляют в ней эксплуатационную колонну с последующей перфорацией в области нефтеносного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы и скважинный насос, осуществляют дозированную подачу в межтрубное пространство маловязкого вещества, обеспечивающего снижение вязкости нефти, разбавляют высоковязкую нефть, поступающую в скважину через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны, маловязким веществом, поднимают разбавленную высоковязкую нефть скважинным насосом на устье скважины и подают разбавленную нефть в систему сбора и подготовки нефти, при этом используют сдвоенную колонну концентрично расположенных и зафиксированных друг относительно друга колонн насосно-компрессорных труб, по межтрубному пространству которой подают маловязкое вещество в узел смешения, закрепленный в нижней части колонны труб большего диаметра, для разбавления поступающего в него из скважины потока высоковязкой нефти.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, неэффективное использование маловязкого вещества в связи с большим объемом его закачки по межтрубному пространству в узел смешения;
- во-вторых, низкая эффективность работы узла смешивания, обусловленная низким качеством смешивания маловязкого вещества с высоковязкой нефтью, и, как следствие, повышенные нагрузки на скважинный насос;
- в-третьих, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа (две колонны насосно-компрессорных труб, узел смешивания и т.д.).
Также известен способ добычи высоковязкой нефти (патент RU №2062868, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.06.1996 в бюл. №18) путем подлива в затрубное пространство разжижителя, при этом в качестве разжижителя используют состав при следующем соотношении компонентов, мас.%:
- анионное поверхностно-активное вещество - 0,3-0,7%;
- неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,8-1,2%;
- гидроокись щелочных металлов 5-40%-ной концентрации - 0,5-8,3%;
- вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% - остальное.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, неэффективное использование разжижителя в связи с его большим расходом при подаче в затрубное пространство скважины;
- во-вторых, низкое качество разжижения без предварительного подогрева высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса;
- в-третьих, отложение высоковязкой нефти на стенках колонны труб и выкидном трубопроводе при ее подъеме, а также высокие нагрузки на скважинный насос.
Наиболее близким по технической сущности является способ добычи высокопарафинистой нефти (патент RU №2366811, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.2009 г. в бюл. №25), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущеннной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне насосно-компрессорных труб с помощью скважинного насоса, подачу химического реагента из емкости в скважину насосом-дозатором с расходом 0,3-5,0 кг на 1 т добываемого продукта через капиллярную трубку, спущенную в скважину и закрепленную на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, с внутренним диаметром 3-7 мм под давлением до 40 атм, соединенную по всей длине скважины с силовым кабелем, осуществляют ввод капиллярной трубки и силового кабеля в скважину через герметичный кабельный ввод и их защиту от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины посредством протекторов, а в качестве химреагента используют реагент «Глейд».
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность эксплуатации скважины, это обусловлено тем, что в призабойной зоне пласта, куда дозируется химический реагент, нефть - «холодная», и в таком состоянии ее отбирает скважинный насос, поэтому скорость реакции химического реагента с нефтью низкая, а скорость отбора нефти скважинным насосом высокая, поэтому происходит лишь частичное воздействие химическим реагентом «Глейд» при дозировке 0,3-5,0 кг на 1 тонну добываемого продукта;
- во-вторых, высоковязкая нефть попадает на прием скважинного насоса в частично растворенном состоянии, при этом снижается производительность и увеличивается нагрузка на скважинный насос в связи с высокой вязкостью нефти и, как следствие, увеличиваются затраты электроэнергии в расчете на 1 м3 добытой нефти;
- в-третьих, по мере подъема высоковязкой нефти частично растворенный парафин откладывается на внутренних стенках, сужая проходное сечение колонны насосно-компрессорных труб и выкидного трубопровода.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, повышение производительности скважины и снижение нагрузки на скважинный насос, а также исключение отложений высоковязкой нефти на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб и выкидном трубопроводе.
Поставленные технические задачи решаются способом освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне насосно-компрессорных труб с помощью скважинного насоса, подачу химического реагента в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку, ввод силового кабеля в скважину через герметичный кабельный ввод, осуществление защиты силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами.
Новым является то, что на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка, при этом удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса, спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью, при этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод, а капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины, запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса, по окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб выше скважинного насоса.
На чертеже изображен способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.
Перед освоением и эксплуатацией скважины 1 с высоковязкой нефтью на устье скважины 1 колонну насосно-компрессорных труб 2 снизу вверх оснащают электронагревателем 3 с удлинителем 4, скважинным насосом 5 с силовым кабелем 6 и муфтой 7 с радиальным отверстием 8, к которому присоединена капиллярная трубка 9, при этом удлинитель 4 электронагревателя 3 соединяют с силовым кабелем 6 скважинного насоса 5.
В качестве электронагревателя 3 используют скважинный стационарный электронагреватель марки СНТ(н)-20 или СНТ(н)-35, выпускаемый ООО «Псковгеокабель» (г. Псков, Россия). Например, используют стационарный электронагреватель марки СМН(н)-20, имеющий следующие технические характеристики:
- номинальная мощность - 20 кВт;
- внешний диаметр - 120 мм;
- длина - 3300 мм.
Электронагреватель имеет регулируемую мощность, которая зависит от температуры жидкости (высоковязкая нефть), в которой он размещен.
Так, в процессе работы электронагревателя при повышении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта выше номинальной температуры электронагреватель увеличивает сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой мощности электронагревателем и снижению температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта. И наоборот, при снижении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта ниже номинальной температуры электронагреватель уменьшает свое сопротивление, что приводит к увеличению отдаваемой мощности электронагревателем и повышению температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта.
В качестве скважинного насоса 5 применяют установку электровинтового насоса, например, марки ЭОВНБ5А-30-1000 производства компании «Борец» (г. Москва, Россия).
На наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб 2 раздельно клямсами (не показаны) крепят капиллярную трубку 9 и силовой кабель 6 и защищают их от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины с помощью протекторов 10.
В качестве удлинителя 4 используют термостойкий кабельный удлинитель марки УБ-10/25-02 производства ООО «Псковгеокабель» (г. Псков).
Спускают колонну насосно-компрессорных труб 2 в скважину 1 так, чтобы ее башмак 11 размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы 12 пласта 13 с высоковязкой нефтью, а электронагреватель 3 находился напротив интервала перфорации 14 пласта 13 с высоковязкой нефтью. Такое размещение позволяет повысить эффективность прогревания высоковязкой нефти.
Силовой кабель 6 на устье скважины 1 соединяют со станциями управления 15 и 16 соответственно электронагревателя 3 и скважинного насоса 5 и вводят в скважину 1 через герметичный кабельный ввод 17.
Капиллярную трубку 9 вводят в скважину 1 через герметичный боковой отвод 18 фонтанной арматуры скважины 1.
Далее приступают к освоению и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью.
Для этого запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку течение 8 ч с целью прогревание призабойной зоны пласта 13 в интервале перфорации 14 и разогрева высоковязкой нефти, поступающей на прием скважинного насоса 4, например, до температуры 60°C.
В процессе работы электронагревателя 3 при повышении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13, например, до 65°C, т.е. выше температуры 60°C, электронагреватель 3 увеличивает свое сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой электронагревателем 3 мощности, вследствие чего температура высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13 снижается. И наоборот, при снижении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13, например, до 55°C, т.е. ниже номинальной температуры 60°C, электронагреватель 3 снижает свое сопротивление, что приводит к увеличению отдаваемой электронагревателем 3 мощности, вследствие чего температура высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13 увеличивается.
Например, температура равная 60°C является оптимальной температурой высоковязкой нефти, при которой она обладает оптимальными физико-химическими характеристиками (вязкость, текучесть, плотность) на приеме скважинного насоса, позволяющими снизить нагрузки (затраты на электроэнергию, износ деталей насоса) на скважинный насос 5.
По окончании времени технологической выдержки 8 ч одновременно запускают в работу скважинный насос 5 и насос-дозатор 19, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке 7 через радиальное отверстие 6 в муфте 5 во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 4.
В качестве разжижителя высоковязкой нефти используют любой известный химический состав, например углеводородный растворитель «МИА-пром», который из емкости 20 подают насосом-дозатором 19 через капиллярную трубку 9 с расходом 0,1-0,5 кг на 1 т добываемого продукта (например, 0,3 кг на 1 т добываемого продукта) под давлением, например, 3,0 МПа в колонну насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 5 с целью разжижения (снижения вязкости) высоковязкой нефти, разогретой в призабойной зоне пласта 13 и перекачиваемой скважинным насосом 5 по колонне насосно-компрессорных труб 2 в выкидной трубопровод (не показано).
Высоковязкая нефть эффективно разжижается в колонне насосно-компрессорных труб при температуре выше 40°C, которая достигается разогреванием высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13 (см. чертеж) и подачей в колонну насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 3 высоковязкой нефти с температурой выше 40°C.
Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью позволяет:
- повысить производительность скважины в 2,5 раза и снизить нагрузки на скважинный насос в 1,5 раза за счет предварительного прогревания призабойной зоны электронагревателем и поступления высоковязкой нефти на прием насоса в разогретом состоянии при температуре не ниже 40°C;
- повысить эффективность разжижения высоковязкой нефти за счет дозирования химического реагента (разжижителя) во внутреннее пространство колонны НКТ выше скважинного насоса, в которое поступает высоковязкая нефть в разогретом состоянии, что обеспечивает оптимальное разжижение (снижение вязкости) высоковязкой нефти, при этом ускоряется скорость реакции разжижения высоковязкой нефти;
- исключить отложение высоковязкой нефти при ее подъеме из скважины на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб и выкидном трубопроводе за счет действия разжижителя на высоковязкую нефть.
Claims (1)
- Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне насосно-компрессорных труб с помощью скважинного насоса, подачу химического реагента в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку, ввод силового кабеля в скважину через герметичный кабельный ввод, осуществление защиты силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами, отличающийся тем, что на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка, при этом удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса, спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью, при этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод, а капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины, запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса, по окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб выше скважинного насоса.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014116544/03A RU2550636C1 (ru) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014116544/03A RU2550636C1 (ru) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2550636C1 true RU2550636C1 (ru) | 2015-05-10 |
Family
ID=53294048
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014116544/03A RU2550636C1 (ru) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2550636C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2620692C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ освоения скважины с высоковязкой нефтью |
RU173100U1 (ru) * | 2016-06-15 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Лидер-Д" (ООО "Лидер-Д") | Устройство для дозирования и подачи химического реагента в скважину |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4465138A (en) * | 1981-12-16 | 1984-08-14 | Mobil Oil Corporation | Cyclic thermal solvent recovery method utilizing visbroken produced crude oil |
SU1475217A1 (ru) * | 1986-11-25 | 1996-07-10 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2366811C2 (ru) * | 2007-11-07 | 2009-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтемаш Проект" | Способ добычи высокопарафинистых нефтей |
RU128894U1 (ru) * | 2012-12-07 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Макс Инжиниринг" | Многофункциональная автоматическая комплексная станция интеллектуальной скважины |
RU134575U1 (ru) * | 2012-12-19 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство добычи высоковязкой нефти |
-
2014
- 2014-04-23 RU RU2014116544/03A patent/RU2550636C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4465138A (en) * | 1981-12-16 | 1984-08-14 | Mobil Oil Corporation | Cyclic thermal solvent recovery method utilizing visbroken produced crude oil |
SU1475217A1 (ru) * | 1986-11-25 | 1996-07-10 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2366811C2 (ru) * | 2007-11-07 | 2009-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтемаш Проект" | Способ добычи высокопарафинистых нефтей |
RU128894U1 (ru) * | 2012-12-07 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Макс Инжиниринг" | Многофункциональная автоматическая комплексная станция интеллектуальной скважины |
RU134575U1 (ru) * | 2012-12-19 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство добычи высоковязкой нефти |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2620692C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ освоения скважины с высоковязкой нефтью |
RU173100U1 (ru) * | 2016-06-15 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Лидер-Д" (ООО "Лидер-Д") | Устройство для дозирования и подачи химического реагента в скважину |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20170037716A1 (en) | A method for the recovery and exploration of hydrocarbons from a subterraneous reservoir by means of gases, a system and an apparatus for the execution of the method | |
RU134575U1 (ru) | Устройство добычи высоковязкой нефти | |
RU2663528C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2550636C1 (ru) | Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью | |
RU2421602C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
RU2527984C1 (ru) | Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти | |
RU2435948C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2273772C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве пласта | |
RU2599653C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2627336C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа | |
RU2620692C1 (ru) | Способ освоения скважины с высоковязкой нефтью | |
RU2535765C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2301885C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины | |
RU2639003C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
RU2560024C1 (ru) | Устройство для добычи высокопарафинистой нефти | |
RU2582363C1 (ru) | Способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью и устройство для его осуществления | |
RU2713290C1 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
RU2483204C1 (ru) | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2474680C1 (ru) | Способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин | |
RU2006145568A (ru) | Способ закачки газожидкостной смеси в скважину | |
RU2724727C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины | |
RU2819867C1 (ru) | Способ подачи химического реагента в скважину для очистки ее от отложений | |
RU2405929C1 (ru) | Способ разработки пласта с высоковязкой нефтью | |
RU2752304C1 (ru) | Способ скважинной добычи высоковязкой нефти |