RU2643051C1 - Method for removing liquid from gas and gas-condensate wells - Google Patents
Method for removing liquid from gas and gas-condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2643051C1 RU2643051C1 RU2016139192A RU2016139192A RU2643051C1 RU 2643051 C1 RU2643051 C1 RU 2643051C1 RU 2016139192 A RU2016139192 A RU 2016139192A RU 2016139192 A RU2016139192 A RU 2016139192A RU 2643051 C1 RU2643051 C1 RU 2643051C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- checkers
- types
- surfactant
- type
- Prior art date
Links
Classifications
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/94—Foams
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Description
В газовых скважинах по мере их старения скапливается вода, препятствующая подъему газа. Чтобы максимально увеличить срок службы скважины и добычу газа, необходимо удалять воду из скважины или замещать ее. Одним из наиболее рентабельных методов возобновления свободного движения газа является добавление в воду поверхностно-активного вещества, превращающего жидкость в пену. Образование пены снижает гидростатическое давление на пласт, повышая продуктивность скважины.In gas wells, as they age, water accumulates, preventing the rise of gas. To maximize the life of the well and gas production, it is necessary to remove water from the well or replace it. One of the most cost-effective methods of resuming the free movement of gas is to add a surfactant to the water, which turns the liquid into foam. The formation of foam reduces hydrostatic pressure on the reservoir, increasing well productivity.
Известны способы удаления жидкости из скважины путем получения пенообразующих составов при введение поверхностно-активных веществ в воду (Амиян А.В. Освоение скважин с применением пенных систем. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1984, с 25-27). Применение данных способов ввода ПАВ не всегда эффективно при эксплуатации скважин при аномально низких значениях давлений флюидов в продуктивных пластах.Known methods for removing fluid from a well by producing foaming compositions by introducing surfactants into water (Amiyan A.V. Well development using foam systems. - M.: VNIIOENG. - 1984, 25-27). The use of these surfactant input methods is not always effective for well operation at abnormally low values of fluid pressures in reservoirs.
Известен пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин при следующем соотношении компонентов, мас. %:Known foaming composition for removing fluid from gas wells in the following ratio of components, wt. %:
(А.с. SU №1723090 от 09.10.1989 г.).(A.S. SU No. 1723090 dated 10/09/1989).
Недостатком указанного состава является низкая эффективность пенообразования с забоя низкотемпературных газовых и газоконденсатных скважин. Кроме того, рабочие растворы указанного состава - жидкости. Приготовление жидких рабочих растворов - трудоемкая задача, требует применения крупнотоннажной спецтехники и большеобъемных емкостей.The disadvantage of this composition is the low efficiency of foaming from the bottom of low-temperature gas and gas condensate wells. In addition, working solutions of the specified composition are liquids. The preparation of liquid working solutions is a laborious task, requires the use of large-capacity special equipment and large-capacity tanks.
В настоящее время наибольший практический интерес в плане экономии трудовых и технических ресурсов представляют собой разного рода твердые пенообразователи -шашки(стержни) - литые или прессованные.Currently, the greatest practical interest in terms of saving labor and technical resources are various kinds of solid foaming agents - checkers (rods) - cast or pressed.
Известен твердый пенообразователь для удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, включающий оксиэтилированное поверхностно-активное вещество (Lutensol марки AT 25 или AT 50) и винилсодержащий полимер (поливинилпирролидон), при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:Known solid foaming agent for removing liquid formation fluid from gas and gas condensate wells, including an ethoxylated surfactant (Lutensol brand AT 25 or AT 50) and a vinyl-containing polymer (polyvinylpyrrolidone), in the following ratio of ingredients, wt. %:
(пат. RU 2442814).(US Pat. RU 2442814).
Известен твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:Known solid foaming agent for removing liquid from gas and gas condensate wells in the following ratio of ingredients, wt. %:
(пат. RU №2323244).(US Pat. RU No. 2323244).
Известен облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:Known lightweight solid foaming agent for removing liquid from gas and gas condensate wells in the following ratio of ingredients, wt. %:
(пат. RU №1710705).(US Pat. RU No. 1710705).
Эффективность применения растворов значительно ниже, чем твердых пенообразователей - шашек, требует привлечения специальной техники и специальных приемов закачки, а также больших объемов реагентов за счет потерь химического вещества при пенообразовании. Важная особенность твердых пенообразователей - пенных шашек (стержней) - это возможность их применения для обработки труднодоступных объектов. Применение шашек заменяет специальную бригаду рабочих и технику. Такой подход упрощает применение поверхностно-активных веществ и удешевляет стоимость скважин-операций в целом. Недостатком известных твердых пенообразователей является низкая эффективность удаления жидкости из газовых или газоконденсатных скважин в условиях низкого притока газа или полного его отсутствия. В этом случае применение пенообразующих шашек малоэффективно и нецелесообразно. Вызов притока из пласта с последующей очисткой скважины возможен лишь в случае принудительного пенообразования с помощью газообразующих составов.The effectiveness of the use of solutions is much lower than that of solid blowing agents - checkers, it requires the use of special equipment and special injection techniques, as well as large volumes of reagents due to the loss of a chemical substance during foaming. An important feature of solid foaming agents - foam blocks (rods) is the possibility of their use for processing hard-to-reach objects. The use of checkers replaces a special team of workers and equipment. This approach simplifies the use of surfactants and reduces the cost of well operations in general. A disadvantage of the known solid foaming agents is the low efficiency of liquid removal from gas or gas condensate wells in conditions of low gas flow or its complete absence. In this case, the use of foaming checkers is ineffective and inappropriate. A call to the inflow from the formation with subsequent cleaning of the well is possible only in the case of forced foaming using gas-forming compounds.
Известен твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины, содержащий поверхностно-активные вещества неионогенные (ОП-10 или ОП-7), анионоактивные (сульфонол), лигносульфонат (КССБ или СДБ, или ФХЛС), отличающийся тем, что при соотношении ОП-10 или ОП-7 и сульфонола 3,45:1, кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия (калия или кальция) при следующем соотношении компонентов, мас. %:Known solid foaming agent for removing fluid from the bottom of the well, containing non-ionic surfactants (OP-10 or OP-7), anionic (sulfonol), lignosulfonate (KSSB or SDB, or FHLS), characterized in that when the ratio of OP-10 or OP-7 and sulfonol 3.45: 1, crystalline sulfamic acid and sodium carbonate (potassium or calcium) in the following ratio, wt. %:
(пат. RU 2223298).(US Pat. RU 2223298).
Известен пенообразователь для очистки газовых скважин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:Known foaming agent for cleaning gas wells in the following ratio of ingredients, wt. %:
(пат. RU №2173694).(US Pat. RU No. 2173694).
Недостатком вышеприведенных составов является недостаточное пенообразование вследствие высокой растворимости образующегося углекислого газа в воде. Высокий пенообразующий эффект может быть обеспечен в случае выделения относительно инертного газа с минимальной растворимостью в воде.The disadvantage of the above compositions is the lack of foaming due to the high solubility of the resulting carbon dioxide in water. A high foaming effect can be achieved if a relatively inert gas is released with minimal solubility in water.
Наиболее близким решением этой задачи является способ удаления жидкости из скважины, включающий введение самогенерирующего, пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу: основу шашки одного типа составляет нитрит щелочного металла, основу шашки другого типа - сульфаминовая кислота, шашки обоих типов содержат неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ и утяжелитель - хлористый натрий или калий в количестве, обеспечивающем плотность шашек не менее 1,8 г/см3, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита щелочного металла в первой шашке приходится 1,14 или 1,4 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа (пат. RU 2317412).The closest solution to this problem is a method of removing fluid from the well, including the introduction of a self-generating, foaming composition to the bottom of the well in the form of solid checkers of two types, different in composition: the basis of the checker of one type is alkali metal nitrite, the basis of the other type is sulfamic acid, checkers both types contain a nonionic surfactant, a surfactant and a weighting agent substance - sodium chloride or potassium in an amount providing a density of the blocks of at least 1.8 g / cm 3, wherein at stoichiometry and 1 part of the alkali metal nitrite in the first checker have 1.14 or 1.4 parts sulfamic acid as another type checker (Pat. RU 2317412).
Положительно то, что технология основана на доставке на забой скважины твердых шашек, содержащих ПАВ неионогенного типа, недостаточное поступление газа в скважину компенсируется его генерированием в ходе химической реакции, при этом выделяется азот. Генерирование азота предпочтительней образования углекислого газа, так как азот является инертным газом и, самое главное, растворимость азота в воде значительно меньше растворимости углекислого газа (при нормальном давлении и температуре 20°C растворимость азота составляет 11 см3 в одном литре воды, для CO2 этот показатель равен 710 см3). Использование ПАВ неионогенного типа обеспечивает пенообразование даже в минерализованных водах.It is positive that the technology is based on the delivery to the bottom of the well of solid blocks containing nonionic surfactants, the insufficient gas supply to the well is compensated by its generation during a chemical reaction, and nitrogen is released. The generation of nitrogen is preferable to the formation of carbon dioxide, since nitrogen is an inert gas and, most importantly, the solubility of nitrogen in water is much less than the solubility of carbon dioxide (at normal pressure and a temperature of 20 ° C, the solubility of nitrogen is 11 cm 3 in one liter of water, for CO 2 this figure is 710 cm 3 ). The use of nonionic surfactants provides foaming even in mineralized waters.
Недостаток способа в том, что не учитывается качество скважинной жидкости, а именно наличие углеводородного конденсата. Углеводороды в пластовой жидкости являются пеногасителями, что снижает эффективность образования пены и подъема жидкости. Кроме того, в случае применения шашек по вышеописанному способу при температурах выше плавления ПАВ шашки размягчаются уже в процессе падения, это приводит к «залипанию» шашек к поверхности. Все это может привести к закупорке проходного канала скважины и делает невозможным сброс шашек в необходимом расчетном количестве.The disadvantage of this method is that it does not take into account the quality of the well fluid, namely the presence of hydrocarbon condensate. Hydrocarbons in the reservoir fluid are defoamers, which reduces the efficiency of foam formation and fluid recovery. In addition, in the case of using the blocks according to the above method at temperatures above the melting point of the surfactant, the blocks soften already in the process of falling, this leads to the sticking of the blocks to the surface. All this can lead to blockage of the borehole channel and makes it impossible to reset the checkers in the required calculated quantity.
Задачей предлагаемого изобретения является расширение области применения пеногенерирующих шашек и повышение эффективности удаления водоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 50% об.The objective of the invention is to expand the field of application of foam-generating checkers and increase the efficiency of removal of a water-condensate mixture with a gas condensate content of up to 50% vol.
Поставленную задачу решает предлагаемый способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, включающий введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу: основу шашки первого типа составляет нитрит натрия, основу шашки второго типа - сульфаминовая кислота, шашки обоих типов содержат неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, утяжелитель - хлористый натрий, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита натрия в первой шашке приходится 1,40 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа, отличающийся тем, что дополнительно в шашки обоих типов вводится полианионная целлюлоза высоковязкая (ПАЦ-В), нефтерастворимое поверхностно-активное вещество - сульфонол НП-1 и комплексон - трилон Б в следующем соотношении компонентов в каждой шашке, % мас. :The proposed problem is solved by the proposed method for removing liquid from gas and gas condensate wells, including the introduction of a foaming composition to the bottom of the well in the form of solid blocks of two types, different in composition: the base of the first type is sodium nitrite, the basis of the second type is sulfamic acid, both types of checkers contain a non-ionic surfactant surfactant, a weighting agent is sodium chloride, while according to stoichiometry, 1 part of sulfamic acid per 1 part of sodium nitrite in the first checker another type of checker, characterized in that polyanionic cellulose highly viscous (PAC-B), an oil-soluble surfactant — sulfonol NP-1, and complexon — trilon B are added to the checkers of both types in the following ratio of components in each checker,% wt. :
Дополнительно шашки обоих типов упаковывают в цилиндры из водорастворимой бумаги.Additionally, both types of checkers are packaged in water-soluble paper cylinders.
В присутствии углеводородов вспенивание жидкости ухудшается и становится практически невозможным при содержании углеводородов в смеси более 10-20%. Пенообразующая способность неионогенного ПАВ типа АФ9-12, рекомендованного в способе по прототипу, в скважинной жидкости с большим содержанием углеводородов минимальна. В предлагаемом изобретении применяется смесь поверхностно-активных веществ неионогенного (неонол) и анионного типа (сульфонол), причем последний обладает повышенной растворимостью в легких нефтепродуктах. Перераспределение ПАВ в водной и углеводородной фазах обеспечивает высокое пенообразование водоконденсатной смеси в целом и обеспечивает более полное удаление жидкости из скважины. Применение в предлагаемом изобретении смеси анионного и неионогенного ПАВ в соотношении 1 к 5, с повышенным содержанием последнего, позволяет минимизировать чувствительность системы от минерализации воды. Комплексон - трилон Б (динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты) вводится в состав шашек также с целью экранировать негативное воздействие солей жесткости в растворе и предотвратить эффект «высаливания» анионного ПАВ.In the presence of hydrocarbons, foaming of the liquid worsens and becomes practically impossible when the hydrocarbon content in the mixture is more than 10-20%. The foaming ability of a non-ionic surfactant type AF9-12, recommended in the method of the prototype, in the well fluid with a high content of hydrocarbons is minimal. In the present invention, a mixture of non-ionic surfactants (neonol) and anionic type (sulfonol) is used, the latter having increased solubility in light oil products. The redistribution of surfactants in the aqueous and hydrocarbon phases provides high foaming of the water-condensate mixture as a whole and provides a more complete removal of fluid from the well. The use in the present invention of a mixture of anionic and nonionic surfactants in a ratio of 1 to 5, with a high content of the latter, minimizes the sensitivity of the system from mineralization of water. Complexon - Trilon B (disodium salt of ethylenediaminetetraacetic acid) is introduced into the composition of the pieces also with the aim of screening the negative effects of hardness salts in the solution and preventing the effect of "salting out" of the anionic surfactant.
Полианионная целлюлоза (ПАЦ) служит связующим, клеящим веществом, обеспечивает упрочнение шашек обоего типа в целом. Кроме того, введение водорастворимого полимера - ПАЦ повышает устойчивость образующейся пены и повышает ее выносящую способность. Используемое по способу ПАЦ-В - термостабильное вещество, устойчивое к минерализации вод.Polyanionic cellulose (PAC) serves as a binder, adhesive, provides hardening of the checkers of both types as a whole. In addition, the introduction of a water-soluble polymer - PAC increases the stability of the resulting foam and increases its endurance. Used by the PAC-B method, it is a thermostable substance resistant to water mineralization.
С целью исключить эффект «залипания» спрессованные шашки дополнительно упаковывают в бумажные цилиндры из водорастворимой бумаги. Для упаковки шашек по заявляемому способу применяют водорастворимую бумагу Aquasol (США). Возможно использовать водорастворимую бумагу любого другого производителя.In order to eliminate the effect of “sticking”, the pressed pieces are additionally packaged in paper cylinders of water-soluble paper. For packaging checkers by the present method, water-soluble paper Aquasol (USA) is used. It is possible to use water soluble paper from any other manufacturer.
Эффективность предлагаемого изобретения оценивали в лабораторных условиях по объему выносимой жидкости с разными минерализацией и содержанием газового конденсата. Испытания проводили при комнатной температуре, использовали модельные воды, содержащие ионы кальция, натрия и магния.The effectiveness of the invention was evaluated in laboratory conditions by the volume of the removed fluid with different salinity and gas condensate content. The tests were carried out at room temperature; model waters containing calcium, sodium, and magnesium ions were used.
Для исследований применяли следующие реагенты: нитрит натрия (ГОСТ 4144-79), сульфаминовая кислота (ТУ 2121-400-0576-3441-2002), неионогенное ПАВ Аф9-12 (ТУ 38-507-63-171-91), сульфонол-НП-1 (ТУ 2484-004-8482528-99), хлористый натрий (ГОСТ 4233-77), трилон Б (ГОСТ 10652-73), полианионная целлюлоза ПАЦ-В (ТУ2231-015-32957739-00)(см. таблицу) .The following reagents were used for research: sodium nitrite (GOST 4144-79), sulfamic acid (TU 2121-400-0576-3441-2002), non-ionic surfactant Af9-12 (TU 38-507-63-171-91), sulfonol- NP-1 (TU 2484-004-8482528-99), sodium chloride (GOST 4233-77), Trilon B (GOST 10652-73), PAC-V polyanionic cellulose (TU2231-015-32957739-00) (see table )
Результаты лабораторных исследований показали более полный вынос скважинной жидкости, содержащей газоконденсат, шашками по заявляемому способу в сравнении с прототипом.The results of laboratory studies showed a more complete removal of the borehole fluid containing gas condensate, by checkers according to the claimed method in comparison with the prototype.
Применение заявляемого способа позволяет повысить эффективность удаления скважинной жидкости с высокой минерализацией и содержанием газового конденсата до 50% в условиях аномально низких пластовых давлений и полного самозадавливания скважины.The application of the proposed method can improve the efficiency of removing well fluid with high salinity and gas condensate content up to 50% under conditions of abnormally low reservoir pressures and complete self-capping of the well.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016139192A RU2643051C1 (en) | 2016-10-05 | 2016-10-05 | Method for removing liquid from gas and gas-condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016139192A RU2643051C1 (en) | 2016-10-05 | 2016-10-05 | Method for removing liquid from gas and gas-condensate wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2643051C1 true RU2643051C1 (en) | 2018-01-30 |
Family
ID=61173388
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016139192A RU2643051C1 (en) | 2016-10-05 | 2016-10-05 | Method for removing liquid from gas and gas-condensate wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2643051C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3273643A (en) * | 1966-09-20 | Method of initiating foam in drowned wells | ||
RU2197606C1 (en) * | 2002-02-08 | 2003-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Gas-liberating foaming composition |
RU2317412C1 (en) * | 2006-07-10 | 2008-02-20 | Елена Александровна Румянцева | Method for liquid removal from well |
RU2337125C1 (en) * | 2007-04-10 | 2008-10-27 | ООО "Сервис-Уфа" | Aerogen composition for water removing and development of gassers, natural gas and oil wells |
RU2351630C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Gas generating foam compound for treatment of bottomhole zone of formation (versions) |
-
2016
- 2016-10-05 RU RU2016139192A patent/RU2643051C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3273643A (en) * | 1966-09-20 | Method of initiating foam in drowned wells | ||
RU2197606C1 (en) * | 2002-02-08 | 2003-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Gas-liberating foaming composition |
RU2317412C1 (en) * | 2006-07-10 | 2008-02-20 | Елена Александровна Румянцева | Method for liquid removal from well |
RU2337125C1 (en) * | 2007-04-10 | 2008-10-27 | ООО "Сервис-Уфа" | Aerogen composition for water removing and development of gassers, natural gas and oil wells |
RU2351630C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Gas generating foam compound for treatment of bottomhole zone of formation (versions) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Tackie-Otoo et al. | Alternative chemical agents for alkalis, surfactants and polymers for enhanced oil recovery: Research trend and prospects | |
US10266751B2 (en) | Method of mineral oil production | |
NO760650L (en) | ||
US20140262275A1 (en) | Alkali polymer surfactant sandwich | |
US4733728A (en) | Micellar slug for oil recovery | |
CA2790913A1 (en) | Use of surfactant mixtures of polycarboxylates for microemulsion flooding | |
NO339629B1 (en) | Use of water-soluble alkanesulfonic acids and process for increasing the permeability of carbonate-containing mineral oil and / or natural gas-bearing subsurface rock formations and / or for dissolving carbonate and / or carbonate-containing contaminants in mineral oil production | |
CN102575146A (en) | Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition | |
US4013569A (en) | Aqueous anionic surfactant systems containing aromatic ether polysulfonates | |
NL8501691A (en) | SURFACE ACTIVITY COMPOSITION. | |
CA2944356A1 (en) | Surfactant assisted oil recovery using alcohol ether sulfonates and cationic surfactants | |
US11390794B2 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
RU2643051C1 (en) | Method for removing liquid from gas and gas-condensate wells | |
RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
US20210148203A1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
CN115746810B (en) | Anti-wetting active blocking remover applicable to low-permeability high-clay-content oil reservoir | |
US4060490A (en) | Composition and method for enhanced oil recovery utilizing aqueous polyacrylamide solutions | |
RU2487234C1 (en) | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability | |
RU2456324C1 (en) | Solid foaming agent for removal of liquid from bottom hole | |
US4316809A (en) | Micellar fluid for low and high hardness crude oil displacement | |
RU2642680C1 (en) | Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells | |
US20200157409A1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
RU2401857C1 (en) | Process fluid for perforating and killing of oil wells | |
RU2758301C1 (en) | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop |