RU2584172C1 - Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений - Google Patents
Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2584172C1 RU2584172C1 RU2015106723/03A RU2015106723A RU2584172C1 RU 2584172 C1 RU2584172 C1 RU 2584172C1 RU 2015106723/03 A RU2015106723/03 A RU 2015106723/03A RU 2015106723 A RU2015106723 A RU 2015106723A RU 2584172 C1 RU2584172 C1 RU 2584172C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- volume
- annulus
- composition
- washing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000003599 detergent Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 25
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KVNYFPKFSJIPBJ-UHFFFAOYSA-N 1,2-diethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1CC KVNYFPKFSJIPBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N cumene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC=C1 RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Natural products OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000010408 film Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды. Технический результат - увеличение межочистного периода скважины. 2 пр.
Description
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. Способ применяется для очистки глубинно-насосного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений.
Известен способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин (заявка РФ на изобретение №2003131526, E21B 37/06, 2005) заключающийся в получении растворителя на основе сконденсированных легких углеводородов, их вводе в насосно-компрессорные трубы скважины и осуществлении циркуляции при работающем «на себя» глубинном насосе. Обработка скважины данным растворителем не может обеспечивать длительную и надежную защиту скважины от новых отложений, что указывает на низкую эффективность предлагаемого способа.
Известен также способ ремонта скважины по патенту РФ на изобретение №2455463, E21B 37/06, 2011. В течение 3-6 часов проводят циркуляцию моющей композиции, в качестве которой используют смесь растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений, реагента и технической воды, после чего вымывают продукты реакции из скважины водой. Для закачки моющей композиции и технической воды может быть использована гибкая труба. К недостаткам данного способа можно отнести необходимость промывания скважины водой для удаления продуктов реакции, что влечет за собой усложнение технологического процесса и необходимость использования дополнительного оборудования.
В качестве наиболее близкого аналога заявляемого изобретения выбран способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений по патенту РФ №2132450, E21B 37/00, 1999. Способ состоит в подаче реагента-ингибитора в затрубное пространство в количестве 0,5-2% от объема откачиваемой нефти, находящейся в НКТ и затрубном пространстве, и циркуляции реагента-ингибитора по замкнутому кольцу - насосные трубы - выкидная линия. Недостаток способа заключается в сложности определения необходимого для промывки объема реагента-ингибитора, что отрицательно влияет на эффективность очистки.
Технической задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности очистки.
Технический результат заключается в увеличении межочистного периода скважины.
Технический результат достигается за счет того, что способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, характеризуется тем, что в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.
Технический результат обеспечивается за счет того, что объем моющей композиции, подаваемой в затрубное пространство скважины, составляет не менее 10 и не более 50 процентов от объема, внутри которого происходит циркуляция моющей жидкости (далее объем циркуляции). Объема моющей композиции, составляющего менее 10% от объема циркуляции, недостаточно для отмыва сильно запарафиненных поверхностей. При композиции, залитой в объеме, составляющем более 50% от объема циркуляции, промывка становится неэффективной. Данное процентное содержание определено экспериментальным путем и является достаточным для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений даже при очень интенсивном их осаждении на стенках оборудования. Поэтому объем моющей композиции, подаваемый в пределах от 10 до 50 процентов от одного объема циркуляции, оказывает максимально эффективное воздействие на запарафиненную поверхность и позволяет увеличить межочистной период.
Закачиваемая в скважину моющая композиция совершает два цикла отмыва, т.е. дважды проходит через все пространство циркуляции и затем поступает в выкидную линию. При первом цикле происходит разжижение АСПО, отмыв большей части поверхности. Затем моющая композиция вновь подается в затрубное пространство, осуществляется вторичный отмыв запарафиненной поверхности. Асфальтосмолопарафиновые массы, отмытые ранее, создают дополнительное динамическое воздействие, помогая удалить остатки отложений, происходит эффективный отмыв поверхности и вынос продуктов отмыва из скважины. Применение большего количества циклов нецелесообразно, т.к., пройдя два цикла циркуляции, данная моющая композиция вбирает в себя максимально возможное количество АСПО, обеспечивает высокую степень очистки.
Входящий в состав моющей композиции в количестве 8-80% углеводородный растворитель обладает высокой растворяющей способностью АСПО. В качестве углеводородного растворителя используется смесь предельных углеводородов, преимущественно гексана, гептана, октана и ароматических углеводородов, например толуола, этилбензола, изопропилбензола, диэтилбензола. 8-80% углеводородного
растворителя является достаточным количеством для разжижения и эмульгирования АСПО. Поэтому второй составляющей композиции является пресная вода. Углеводородный растворитель и вода - несмешиваемые жидкости, при закачке их в скважину без каких-либо еще добавок они не смогут образовать единую моющую композицию и, как следствие, не смогут оказать достаточно эффективное воздействие на отмываемую поверхность. С помощью использования в составе моющей композиции активирующей добавки (1-4%), состоящей из поверхностно-активных веществ (ПАВ), добиваются смешения углеводородного растворителя с водой и создания однородной эмульсии. При таком процентном содержании достигают необходимой вязкости композиции, при которой она обладает высокими отмывающими свойствами, составляющей от 1 до 100 мПа·с. В качестве ПАВ используется смесь поверхностно-активных веществ сульфонатного типа и неионогенных поверхностно-активных веществ. С помощью ПАВ диспергируют отмываемую массу, получая заключенные в тонкую пленку частицы размером меньше 1 мм, которые не слипаются впоследствии и не образуют новые отложения. Благодаря ПАВ обеспечивают процесс ингибирования, при котором на отмытой поверхности образуется защитная пленка, которая предотвращает дальнейшее отложение АСПО, и значительно увеличивает межочистной период.
Заявляемый способ осуществляется следующим образом.
Исходя из объема циркуляции, в котором будет проводиться очистка оборудования от АСПО, рассчитывают необходимый объем моющей композиции. Объем циркуляции складывается из суммы объема затрубного пространства и объема колонны НКТ. Моющую композицию подают в объеме 10-50% от объема одного цикла в затрубное пространство скважины. При необходимости, поверх моющей композиции подают продавочную жидкость, в качестве которой используют нефть или воду. Закрывают линейную задвижку устьевой арматуры, открывают затрубную задвижку в линию и запускают скважину в работу по циркуляции, обеспечивая, таким образом, движение отмывающей жидкости по поверхности глубинно-насосного оборудования. Жидкость попадает на прием погружного насоса, проходит через колонну НКТ, устьевую арматуру и вновь поступает на прием насоса. Таким образом, циркуляция происходит по замкнутому циклу: затрубное пространство - прием насоса - колонна НКТ - устье - затрубное пространство. В процессе циркуляции моющая композиция совершает два цикла отмыва, затем открывают линейную задвижку и продукты отмыва выносятся из скважины. В процессе циркуляции происходит отмыв запарафиненной поверхности углеводородным растворителем, разжижение и диспергирование отмытой массы поверхностно-активными веществами и последующий вынос продуктов реакции из
скважины. В качестве моющей композиции используют композицию углеводородную НПС-Р1 по ТУ 2122-006-60701571-2013. НПС-Р1 содержит углеводородный растворитель 8-80 мас. %, активирующую добавку - 1-4 мас. % и воду - остальное.
В состав углеводородного растворителя входят предельные углеводороды в количестве 90-100 мас. % и ароматические углеводороды в количестве 0-10 мас. % от количества углеводородного растворителя.
Предельные углеводороды могут быть выбраны из ряда: гексан, гептан, октан без регламентированного содержания конкретного вещества из ряда. Ароматические углеводороды могут быть выбраны из ряда: бензол, толуол, ксилол, этилбензол, изопропилбензол, диэтилбензол без регламентированного содержания конкретного вещества из ряда.
Активирующая добавка состоит из поверхностно-активных веществ (ПАВ), в состав которых входят следующие вещества в масс. % от количества ПАВ:
- метанол или изопропиловый спирт 1-2,
- 2-метоксиэтанол 0,2-0,7,
- метилдиэтаноламин 0,2-0,4,
- этиленгликоль 0-0,3.
Пример 1:
Очистка действующей эксплуатационной скважины с продавкой. Для очистки скважины с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, толщиной стенки эксплуатационной колонны 7,3 мм, диаметром НКТ 73 мм, толщиной стенки НКТ 5,5 мм длиной скважины 2000 м и длиной колонны НКТ 1800 м расчетный объем моющей композиции составляет 5,43 м3, объем продавочной жидкости - 25,72 м3. Объем цикла, состоящий из суммы объемов затрубного и трубного пространств от устья до насоса, составляет 31,2 м3. Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН-30. При работающем электроцентробежном насосе в затрубное пространство скважины закачивают моющую композицию НПС-Р1 в объеме 5,43 м3 и продавочную жидкость в объеме 25,72 м3. Продавку осуществляют на максимальной скорости работы насоса, при которой давление в затрубном пространстве не превышает 8 МПа. Закрывают линейную задвижку, открывают затрубную задвижку в линию, обеспечивают двукратную прокачку композиции по всему объему циркуляции. Время прокачки составляет 4,5 часа, оно рассчитывается исходя из дебита скважины, с использованием насоса ЭЦН-30 этот объем составляет 30 м3/сут и объем моющей композиции - 5,43 м3. После прокачки открывают линейную задвижку, закрывают затрубную задвижку в линию. Отмытые массы асфальтосмолопарафиновых отложений выносятся из скважины.
Пример 2:
Очистка действующей эксплуатационной колонны без продавки. Для очистки скважины с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм, толщиной стенки эксплуатационной колонны 7 мм, диаметром НКТ 73 мм, толщиной стенки НКТ 5,5 мм, длиной скважины 1700 м и длиной колонны НКТ 1500 м. Скважина эксплуатируется штанговым вставным глубинным насосом НВ-32, расположенным на глубине 1500 м и подвешенным на штангу диаметром 22 м. Дебит скважины 5 м3/сут. Динамический уровень 1300 м. Расчетный объем моющей композиции составляет 3,96 м3. Объем цикла, состоящий из суммы объемов затрубного и трубного пространств от устья до насоса, составляет 18,2 м3. При работающем штанговом насосе в затрубное пространство скважины закачивают моющую композицию в объеме 3,96 м3. Закачку композиции осуществляют на максимальной скорости работы насоса, при которой давление в затрубном пространстве не превышает 8 МПа. Закрывают линейную задвижку, открывают затрубную задвижку в линию, обеспечивают двукратную прокачку композиции по всему объему циркуляции, для чего оставляют погружной насос в работе на 28,5 часов. После чего открывают линейную задвижку, закрывают затрубную задвижку в линию. Отмытые массы асфальтосмолопарафиновых отложений выносятся из скважины.
Таким образом, заявляемый способ позволяет увеличить межочистной период скважины и повысить эффективность очистки скважинного оборудования от АСПО.
Claims (1)
- Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, отличающийся тем, что в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015106723/03A RU2584172C1 (ru) | 2015-02-26 | 2015-02-26 | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015106723/03A RU2584172C1 (ru) | 2015-02-26 | 2015-02-26 | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2584172C1 true RU2584172C1 (ru) | 2016-05-20 |
Family
ID=56011991
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015106723/03A RU2584172C1 (ru) | 2015-02-26 | 2015-02-26 | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2584172C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
| RU2003783C1 (ru) * | 1992-07-10 | 1993-11-30 | Дмитрий Алексеевич Крылов | Способ удалени солепарафиновых отложений из скважин |
| RU2072420C1 (ru) * | 1996-02-16 | 1997-01-27 | Беляев Юрий Александрович | Способ обработки скважин |
| RU2132450C1 (ru) * | 1997-04-09 | 1999-06-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений |
| RU2003131526A (ru) * | 2003-10-27 | 2005-04-27 | Институт проблем транспорта энергоресурсов "ИПТЭР" (RU) | Способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин |
| RU2455463C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
-
2015
- 2015-02-26 RU RU2015106723/03A patent/RU2584172C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
| RU2003783C1 (ru) * | 1992-07-10 | 1993-11-30 | Дмитрий Алексеевич Крылов | Способ удалени солепарафиновых отложений из скважин |
| RU2072420C1 (ru) * | 1996-02-16 | 1997-01-27 | Беляев Юрий Александрович | Способ обработки скважин |
| RU2132450C1 (ru) * | 1997-04-09 | 1999-06-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений |
| RU2003131526A (ru) * | 2003-10-27 | 2005-04-27 | Институт проблем транспорта энергоресурсов "ИПТЭР" (RU) | Способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин |
| RU2455463C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2950359C (en) | Injecting polyelectrolyte based sacrificial agents for use in unconventional formations | |
| US3481870A (en) | Composition and method for inhibiting the formation of in and removing from oil wells and pipelines deposits of paraffin and paraffinlike deposits | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| Lekomtsev et al. | Designing of a washing composition model to conduct the hot flushing wells producing paraffin crude oil | |
| US2139595A (en) | Method for dissolving paraffing and wax | |
| US9982185B2 (en) | Methods and systems for preparing surfactant polyelectrolyte complexes for use in subterranean formations | |
| RU2584172C1 (ru) | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений | |
| US3532168A (en) | Cementing process using micellar solutions as well pipe and formation face cleansers | |
| RU2513586C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| IT201700017880A1 (it) | Procedimento per la pulizia di pozzi per l’estrazione di petrolio e gas | |
| CA3038556A1 (en) | Composition useful in sulfate scale removal | |
| RU2553129C1 (ru) | Способ депарафинизации скважины | |
| RU2525413C2 (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| RU2560453C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| US3193499A (en) | Solvent and method for removing waxy deposits | |
| Khan et al. | Horizontal well cleanup operation using foam in different coiled tubing/annulus diameter ratios | |
| EA201500901A2 (ru) | Устройство для очистки забоя скважины | |
| RU2369735C1 (ru) | Способ борьбы с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями | |
| US20210002541A1 (en) | Treatment of oil and gas wells and oil handling equipment | |
| US3070164A (en) | Acidizing of wells | |
| WO2015000077A1 (en) | A mutual solvent for downhole use | |
| RU2531957C1 (ru) | Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений | |
| RU2473584C1 (ru) | Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей | |
| RU2129651C1 (ru) | Способ удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из внутрискважинного оборудования | |
| US11060012B2 (en) | Deposit disintegrator compositions |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170227 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180110 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190227 |