RU2603866C1 - Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump - Google Patents
Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2603866C1 RU2603866C1 RU2016106140/03A RU2016106140A RU2603866C1 RU 2603866 C1 RU2603866 C1 RU 2603866C1 RU 2016106140/03 A RU2016106140/03 A RU 2016106140/03A RU 2016106140 A RU2016106140 A RU 2016106140A RU 2603866 C1 RU2603866 C1 RU 2603866C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- pumped
- heated
- pumping
- annulus
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 8
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 3
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
- F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины, снабженной штанговым глубинным насосом от асфальтосмолопарафиновых (АСПО), сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений.The invention relates to the oil industry and may find application in the cleaning of a well equipped with a sucker rod pump from asphalt-resin-paraffin (ASPO), sulfide-containing, salt and other deposits.
Известен способ депарафинизации скважин, заключающийся в закачке в скважину горячей нефти или углеводородного газа (авторское свидетельство СССР №1270298, кл E21В 37/06, 1986).A known method for dewaxing wells, which consists in pumping hot oil or hydrocarbon gas into a well (USSR author's certificate No. 1270298, cl E21B 37/06, 1986).
Известен способ депарафинизации скважин, включающий циркуляцию технологического раствора по замкнутому циклу, циклическую закачку технологического раствора в скважину, очистку компрессорных труб и технологического раствора (патент RU №2003783, кл Е21В 37/00, 1993).A known method of dewaxing wells, including the circulation of the technological solution in a closed cycle, the cyclic pumping of the technological solution into the well, cleaning of the compressor pipes and the technological solution (patent RU No. 20033783, cl ЕВВ 37/00, 1993).
Известен способ удаления солей парафиновых отложений, включающий циклическую подачу реагента-ингибитора в затрубное пространство, циркуляцию смеси откачиваемой продукции с реагентом по замкнутому циклу, реагент-ингибитор подают в объеме 0,5-2,0 мас. % от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса, а работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы и выкидная линия, по которому и циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом (патент РФ №2132450, кл. Е21B 37/00, опубл. 27.06.1999).A known method of removing salts of paraffin deposits, including the cyclic supply of the inhibitor reagent to the annulus, the circulation of the mixture of pumped products with the reagent in a closed cycle, the reactant inhibitor is fed in a volume of 0.5-2.0 wt. % of the volume of oil in the pumped-out products, enclosed in the inner cavity of the tubing and in the annulus from the dynamic level to the pump intake, and the deep pump operates in a closed ring — pump pipes and flow line, through which the mixture of pumped-out products circulates with reagent (RF patent No. 2132450, class E21B 37/00, publ. 06/27/1999).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, клапана, сбивного клапана, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб, верхнего перфорированного патрубка и колонны штанг, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, подачу высоковязкой нефти к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб и через верхний перфорированный патрубок по межтрубному пространству, периодическую прямую промывку закачкой промывочной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и отбором через верхний перфорированный патрубок и межтрубное пространство и обратную промывку путем подъема насоса над верхним перфорированным патрубком, закачки промывочной жидкости по межтрубному пространству и отбора через верхний перфорированный патрубок и колонну насосно-компрессорных труб (патент РФ №2494232, кл. Е21B 43/00, опубл. 27.09.2013 - прототип).Closest to the proposed invention, the technical essence is a method of operating a highly viscous oil producing well, which includes lowering into the well an arrangement consisting of a bottom perforated nozzle, a valve, a relief valve, a packer, a rod pump, a tubing string, an upper perforated nozzle and rod string, putting the sucker rod pump into operation due to the movement of the rod string, supplying highly viscous oil to the wellhead through the tubing string ub and through the upper perforated nozzle along the annulus, periodic direct washing by pumping flushing fluid through the tubing string and withdrawing through the upper perforated nozzle and annulus and backwashing by lifting the pump above the upper perforated nozzle, injecting washing fluid through the annulus and through the upper perforated pipe and tubing string (RF patent No. 2494232, class E21B 43/00, publ. 09/27/2013 - prototype).
Общим недостатком известных способов является малая эффективность удаления АСПО из скважины.A common disadvantage of the known methods is the low efficiency of removing paraffin from the well.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины от отложений.In the proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of cleaning wells from deposits.
Задача решается тем, что в способе удаления отложений из скважины, снабженной штанговым глубинным насосом, включающем закачку горячей нефти в затрубное пространство и ее циркуляцию через колонну насосно-компрессорных труб, согласно изобретению предварительно увеличивают число качаний станка-качалки до состояния, при котором не происходит зависания колонны штанг, останавливают станок-качалку, устанавливают балансир станка-качалки в верхнее положение, открывают задвижки на трубном и затрубном пространстве, закачкой технологической жидкости насосным агрегатом, не превышая давления, допустимого на эксплуатационную колонну, определяют наличие циркуляции, а при закачке нефти в затрубное пространство подогревают нефть до температуры 40-45°C и прокачивают третью часть объема подогретой нефти с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа, после чего нагревают нефть до температуры 80-100°C и прокачивают оставшиеся 2/3 объема горячей нефти, при этом последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения.The problem is solved in that in the method of removing deposits from a well equipped with a rod deep pump, which includes pumping hot oil into the annulus and circulating it through the tubing string, according to the invention, the number of pumping machine rockings is first increased to a state in which it does not occur hangs of the rod string, stop the rocking machine, set the rocker of the rocking machine in the upper position, open the valves on the pipe and annular space, pumping the technological life the pumping unit, not exceeding the pressure allowed on the production string, determine the presence of circulation, and when pumping oil into the annulus, oil is heated to a temperature of 40-45 ° C and a third of the volume of heated oil is pumped with a flow rate of not more than 6 l / s and pressure not more than 4 MPa, after which the oil is heated to a temperature of 80-100 ° C and the remaining 2/3 of the volume of hot oil is pumped, while the last 2 m 3 of hot oil is pumped in free cooling mode.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Существующие способы очистки колонны насосно-компрессорных труб скважины от АСПО и прочих отложений предполагают прокачку и циркуляцию горячей нефти через скважину. Однако при этом на начальном этапе возникает обратный эффект: происходит расплавление парафина (температура плавления порядка 45°C) в верхнем интервале внутренней части колонны насосно-компрессорных труб и его стекание вниз, что в дальнейшем приводит к образованию пробки и отсутствию циркуляции жидкости. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины от отложений теплоносителем. Задача решается следующим образом.Existing methods of cleaning the tubing string of a well from ASPO and other deposits involve pumping and circulating hot oil through the well. However, at the initial stage, the opposite effect arises: paraffin melts (melting point about 45 ° C) in the upper interval of the inner part of the tubing string and flows down, which subsequently leads to the formation of a plug and the absence of fluid circulation. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of cleaning wells from deposits of coolant. The problem is solved as follows.
При удалении отложений из скважины, снабженной штанговым глубинным насосом, увеличивают число качаний станка-качалки до состояния, при котором не происходит зависания колонны штанг. Для этого один раз в сутки увеличивают на небольшую величину число качаний и наблюдают зависание штанг. Добиваются состояния скважины, при котором число качаний максимальное, но в то же время при этом не происходит зависания штанг. Останавливают станок-качалку. Устанавливают балансир станка-качалки в верхнее положение. Открывают задвижки на трубном пространстве, т.е. на колонне насосно-компрессорных труб, и затрубном пространстве, т.е. пространстве между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной. Закачкой технологической жидкости, чаще всего воды, насосным агрегатом, не превышая давления, допустимого на эксплуатационную колонну, определяют наличие циркуляции. Подогревают нефть до температуры 40-45°C и прокачивают в затрубное пространство третью часть объема подогретой нефти с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа. Нагревают нефть до температуры 80-100°C и прокачивают в затрубное пространство оставшиеся 2/3 объема горячей нефти, при этом последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения. Скважинную жидкость вытесняют в нефтепровод, не превышая при этом давлений, допустимых на эксплуатационную колонну и нефтепровод.When removing deposits from a well equipped with a sucker rod pump, the number of swings of the rocking machine is increased to a state where the rod string does not freeze. To do this, once a day increase the number of swings by a small amount and hang the rods. A well condition is achieved in which the number of swings is maximum, but at the same time, the rods do not freeze. Stop the rocking machine. Set the rocker of the rocking machine to the upper position. Open the valves on the pipe space, i.e. on the tubing string, and annulus, i.e. the space between the tubing string and the production string. By pumping a process fluid, most often water, by a pump unit, the presence of circulation is determined without exceeding the pressure allowed on the production casing. Oil is heated to a temperature of 40-45 ° C and a third of the volume of heated oil is pumped into the annulus with a flow rate of not more than 6 l / s and a pressure of not more than 4 MPa. The oil is heated to a temperature of 80-100 ° C and the remaining 2/3 of the volume of hot oil is pumped into the annulus, while the last 2 m 3 of hot oil is pumped in free cooling mode. Downhole fluid is displaced into the pipeline, without exceeding the pressure allowed on the production casing and the pipeline.
В результате удается избежать расплавления парафина в верхнем интервале внутренней части колонны насосно-компрессорных труб, его стекания вниз и образования пробки и отсутствия циркуляции жидкости.As a result, it is possible to avoid the melting of paraffin in the upper interval of the inner part of the tubing string, its draining down and the formation of a plug and the absence of fluid circulation.
Пример конкретного примененияCase Study
Скважина имеет глубину 1586 м, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм. Скважина заполнена скважинной жидкостью - нефтяной эмульсией. Эксплуатация насосов в скважине невозможна из-за падения коэффициента подачи, возникшего вследствие отложений АСПО. Скважина эксплуатируется штанговым глубинным насосом. В результате стравливания попутного газа, накопившегося в затрубном пространстве произошло охлаждение верхней части скважины и выпадение парафинов. При работе станка-качалки наблюдается зависание колонны штанг. Переводят станок-качалку с числа качаний 4 в минуту на число качаний 2 в минуту. Станок-качалка работает без зависания колонны штанг. Через сутки увеличивают число качаний до 3. Наблюдают слабое зависание колонны штанг. Через сутки наблюдают, что зависание колонны штанг отсутствует. Увеличивают число качаний до 4 в минуту. Наблюдают сильное зависание колонны штанг. Возвращаются к числу качаний 3 в минуту.The well has a depth of 1586 m, the diameter of the production string is 146 mm. The well is filled with borehole fluid - an oil emulsion. Operation of the pumps in the well is not possible due to a drop in the flow rate due to sediment deposits. The well is operated by a sucker rod pump. As a result of the bleeding of associated gas accumulated in the annulus, the upper part of the well was cooled and paraffins precipitated. During the operation of the pumping unit, a suspension of the rod string is observed. The rocking machine is transferred from the number of swings 4 per minute to the number of swings 2 per minute. The rocking machine works without hanging the rod string. After a day, increase the number of swings to 3. Observe a weak hang of the rod string. After a day, it is observed that the hang of the rod string is absent. Increase the number of swings to 4 per minute. A strong hang of the rod string is observed. Return to the number of swings 3 per minute.
Останавливают станок-качалку. Устанавливают балансир станка-качалки в верхнее положение. Открывают задвижки на трубном и затрубном пространстве. Закачкой технологической жидкости - пластовой воды, насосным агрегатом, не превышая давления, допустимого на эксплуатационную колонну, определяют наличие циркуляции. Подогревают нефть и прокачивают в затрубное пространство третью часть объема подогретой нефти в количестве 8 м3, поддерживая температуру в пределах от 40 до 45°C с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа. Нагревают нефть и прокачивают в затрубное пространство оставшиеся 2/3 объема горячей нефти в количестве 16 м3, поддерживая температуру в пределах от 80 до 100°C. При этом при прокачке последних 2 м3 горячей нефти выключают подогрев и прокачивают нефть в режиме естественного охлаждения. Скважинную жидкость вытесняют в нефтепровод, не превышая при этом давлений, допустимых на эксплуатационную колонну и нефтепровод.Stop the rocking machine. Set the rocker of the rocking machine to the upper position. Open the valves on the pipe and annulus. By pumping a process fluid - produced water, a pump unit, not exceeding the pressure allowed on the production casing, determine the presence of circulation. Heated oil and pumped into the annulus a third of the volume of heated oil in an amount of 8 m 3 , maintaining a temperature in the range from 40 to 45 ° C with a flow rate of not more than 6 l / s and a pressure of not more than 4 MPa. The oil is heated and the remaining 2/3 of the volume of hot oil in the amount of 16 m 3 is pumped into the annulus, maintaining the temperature in the range from 80 to 100 ° C. In this case, when pumping the last 2 m 3 of hot oil, the heating is turned off and the oil is pumped in free cooling mode. Downhole fluid is displaced into the pipeline, without exceeding the pressure allowed on the production casing and the pipeline.
В результате удается полностью очистить скважину от отложений парафинов и вернуть режим работы станка-качалки к числу качаний 4 в минуту.As a result, it is possible to completely clean the well from deposits of paraffins and return the operating mode of the rocking machine to the number of swings 4 per minute.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности очистки скважины от отложений.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the efficiency of cleaning wells from deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106140/03A RU2603866C1 (en) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106140/03A RU2603866C1 (en) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2603866C1 true RU2603866C1 (en) | 2016-12-10 |
Family
ID=57776685
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016106140/03A RU2603866C1 (en) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2603866C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713060C1 (en) * | 2019-03-26 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Thermal method of cleaning producer and downhole equipment from fusible deposits |
| RU2780058C1 (en) * | 2022-03-18 | 2022-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cleaning a downhole rod pumping unit from asphaltene-resin-paraffin deposits when a string of sucker rods hangs |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3574319A (en) * | 1969-12-30 | 1971-04-13 | Tenneco Oil Co | Paraffin control method |
| RU2014440C1 (en) * | 1991-06-24 | 1994-06-15 | Куртов Вениамин Дмитриевич | Method and device for running a high-viscosity oil well |
| RU2137908C1 (en) * | 1999-02-10 | 1999-09-20 | Государственное малое научно-производственное предприятие "Энергомаг" | Method for destruction of hydrate-ice, asphaltene-resin and paraffin depositions in well provided with sucker rod pump |
| RU2494232C1 (en) * | 2012-10-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operating method of production well of high-viscosity oil |
| RU2553129C1 (en) * | 2014-09-04 | 2015-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well dewaxing method |
-
2016
- 2016-02-24 RU RU2016106140/03A patent/RU2603866C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3574319A (en) * | 1969-12-30 | 1971-04-13 | Tenneco Oil Co | Paraffin control method |
| RU2014440C1 (en) * | 1991-06-24 | 1994-06-15 | Куртов Вениамин Дмитриевич | Method and device for running a high-viscosity oil well |
| RU2137908C1 (en) * | 1999-02-10 | 1999-09-20 | Государственное малое научно-производственное предприятие "Энергомаг" | Method for destruction of hydrate-ice, asphaltene-resin and paraffin depositions in well provided with sucker rod pump |
| RU2494232C1 (en) * | 2012-10-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operating method of production well of high-viscosity oil |
| RU2553129C1 (en) * | 2014-09-04 | 2015-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well dewaxing method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713060C1 (en) * | 2019-03-26 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Thermal method of cleaning producer and downhole equipment from fusible deposits |
| RU2780058C1 (en) * | 2022-03-18 | 2022-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cleaning a downhole rod pumping unit from asphaltene-resin-paraffin deposits when a string of sucker rods hangs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2394978C1 (en) | Procedure for completion and operation of well | |
| CN105980655A (en) | A method for preventing wax deposition in oil wells with packers | |
| RU2603866C1 (en) | Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump | |
| RU2010115323A (en) | METHOD FOR FIGHTING PARAFFIN DEPOSITS IN OIL AND GAS WELLS | |
| RU91371U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS | |
| RU2553129C1 (en) | Well dewaxing method | |
| RU2651728C1 (en) | Method of removing aspo from well equipment | |
| RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2550776C1 (en) | Well operation method | |
| RU2012114259A (en) | METHOD FOR INCREASING OIL, GAS CONDENSATES AND GAS PRODUCTION FROM DEPOSITS AND ENSURING UNINTERRUPTED OPERATION OF PRODUCING AND EXPRESSIVE WELLS | |
| RU2708647C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of the well | |
| RU2603982C1 (en) | Method of removing deposits from well equipped with electric centrifugal pump | |
| RU96167U1 (en) | WELL WASHING DEVICE | |
| RU2680158C1 (en) | Method of formation geomechanical impact | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| Martinez* et al. | Vaca Muerta: Challenging the Paradigm of Producing From a Shale Formation | |
| RU2131970C1 (en) | Method of well killing | |
| RU2512150C2 (en) | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2679779C1 (en) | Method of cleaning the filtration zone of a horizontal well with abnormally low last pressure | |
| RU2394980C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2266392C2 (en) | Method for well cleaning of asphalt-tar-paraffin and sulfide deposits | |
| RU2780058C1 (en) | Method for cleaning a downhole rod pumping unit from asphaltene-resin-paraffin deposits when a string of sucker rods hangs | |
| RU2584436C1 (en) | Well operation method |