RU2651728C1 - Method of removing aspo from well equipment - Google Patents

Method of removing aspo from well equipment Download PDF

Info

Publication number
RU2651728C1
RU2651728C1 RU2017105947A RU2017105947A RU2651728C1 RU 2651728 C1 RU2651728 C1 RU 2651728C1 RU 2017105947 A RU2017105947 A RU 2017105947A RU 2017105947 A RU2017105947 A RU 2017105947A RU 2651728 C1 RU2651728 C1 RU 2651728C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
solvent
tubing string
pressure
deposits
column
Prior art date
Application number
RU2017105947A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильдар Зафирович Денисламов
Раис Янбулатович Мухаматдинов
Гульнур Ильдаровна Денисламова
Original Assignee
Ильдар Зафирович Денисламов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ильдар Зафирович Денисламов filed Critical Ильдар Зафирович Денисламов
Priority to RU2017105947A priority Critical patent/RU2651728C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2651728C1 publication Critical patent/RU2651728C1/en

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing, limiting or eliminating the deposition of paraffins or like substances

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used while the operation of wells, in the elevator pipes where various deposits are formed. In carrying out the process, pump the solvent into the tubing string of the wellbore and wait for a certain time to dissolve the deposits. Preliminary, provide the lower part of the tubing string above the deep electrocentrifugal pump (ECP) with a check valve, a bypass valve to the annular space and a pressure sensor. Install the second pressure sensor inside the tubing string at the wellhead as well. Output the pressure data from both sensors via the power supply line of the ECP to the well control station. Pump the solvent from the wellhead into the tubing column at a time-decreasing space velocity and simultaneously monitor by pressure sensors for changing the pressure at the bottom and top points of the tubing string. Evaluate the filling of the column of elevator pipes with a solvent is judged by the moment of stabilization of the hydrostatic component of the pressure of the liquid column in the zone of the lower sensor. Degree of removal of the sediments by dissolving them is evaluated by increasing the density of the solvent and the hydrostatic pressure component in the zone of the lower sensor to a maximum value with the support of the solvent level at the well head or above. Evaluate the first and second stabilization of hydrostatic pressure of the solvent column in the tubing string in the absence of solvent movement and well production along the tubing string, namely, in the static position of the fluids. Perform the cyclic solvent injection into the tubing string until the deposits from the pipe string are completely removed.
EFFECT: efficiency of sediment removal is increased by providing the ability to control the process and the rational use of reagents.
1 cl, 2 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к сфере скважиной добычи нефти и может быт использовано на месторождениях нефти, где в подъемных трубах скважин наблюдается образование и накапливание тяжелых компонент нефти и других сопутствующих веществ.The present invention relates to the field of oil production wells and can be used in oil fields, where the formation and accumulation of heavy oil components and other related substances are observed in the lifting pipes of the wells.

Проблема заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) - лифтовых труб нефтедобывающих скважин асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) стала основной для многих нефтяных компаний страны в последние годы из-за ухудшения структуры запасов нефти. Несмотря на применение ингибиторов АСПО колонна НКТ способна за несколько месяцев эксплуатации практически заполниться отложениями.The problem of filling the tubing string (tubing) - elevator pipes of oil wells with asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) has become a major problem for many oil companies in the country in recent years due to the deterioration in the structure of oil reserves. Despite the use of paraffin inhibitors, the tubing string can fill up with sediment over several months of operation.

Наиболее привлекательным для удаления АСПО из колонны НКТ без подъема труб на поверхность земли является применение органических растворителей. Во многих нефтяных компаниях растворитель закачивают в межтрубное пространство, который через определенное время приходит на прием насоса и растворяет отложившиеся асфальтены, смолы и парафины. Растворитель при своем движении сверху вниз смешивается с нефтью в межтрубном пространстве и частично теряет свои растворяющие способности.The most attractive for removing paraffin from a tubing string without lifting pipes to the surface of the earth is the use of organic solvents. In many oil companies, the solvent is pumped into the annulus, which after a certain time comes to the pump intake and dissolves the deposited asphaltenes, resins and paraffins. The solvent during its movement from top to bottom mixes with oil in the annulus and partially loses its dissolving ability.

Известно изобретение «Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины» по патенту РФ №2381359 (опубл. 10.02.2010, бюл. 4), по которому растворитель доставляется в колонну насосно-компрессорных труб через межтрубное пространство, а момент заполнения колонны труб растворителем определяется по его появлению на устье скважины (отбираются пробы с выкидной линии скважины).The invention is known "Method for determining the volume of deposits in the column of elevator pipes of the producing well" according to the patent of the Russian Federation No. 2381359 (publ. 02/10/2010, bull. 4), in which the solvent is delivered to the column of tubing through the annulus, and the moment of filling the pipe string the solvent is determined by its appearance at the wellhead (samples are taken from the flow line of the well).

Известно изобретение «Способ удаления солевых отложений в скважине и устройство для его осуществления» по а.с. СССР №1068589 (опубл. 23.01.1984), по которому разнонаправленное движение растворителя отложений организовано с помощью энергии глубинного насоса и насоса, находящегося на поверхности земли на устье скважины. По изобретению не определяется степень прохождения растворителя вниз по колонне лифтовых труб и не диагностируется эффективность процесса растворения солевых отложений.The invention is known "A method of removing salt deposits in a well and a device for its implementation" by as USSR No. 1068589 (publ. 23.01.1984), according to which the multidirectional movement of the sediment solvent is organized using the energy of a deep pump and a pump located on the surface of the earth at the wellhead. According to the invention, the degree of passage of the solvent down the column of elevator pipes is not determined and the efficiency of the process of dissolving salt deposits is not diagnosed.

Технической задачей по изобретению является создание технологии удаления отложений путем заполнения колонны НКТ скважины растворителем и наблюдения за его растворяющей способностью во времени.An object of the invention is to create a technology for removing deposits by filling the tubing string of a well with a solvent and observing its dissolving power over time.

Поставленная задача решается тем, что по способу удаления АСПО со скважинного оборудования, который заключается в том, что в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений, предварительно нижнюю часть колонны НКТ над глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) снабжают обратным клапаном, перепускным клапаном в межтрубное пространство и датчиком давления, второй датчик давления устанавливают также внутри колонны НКТ на устье скважины, данные по давлению с обоих датчиков выводят по линии электропитания ЭЦН на станцию управления скважиной, растворитель закачивают с устья скважины в колонну НКТ с понижающейся во времени объемной скоростью и одновременно наблюдают по датчикам давления за изменением давления в нижней и верхней точках колонны НКТ, о заполнении колонны лифтовых труб растворителем судят по моменту стабилизации гидростатической составляющей давления столба растворителя в зоне нижнего датчика, степень удаления отложений путем их растворения оценивают по росту гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика давления до максимального значения при поддержке уровня растворителя на отметке устья скважины или выше, причем оценку первой и второй стабилизации гидростатического давления столба растворителя в колонне НКТ производят при отсутствии движения растворителя и скважинной продукции по колонне НКТ, то есть в статическом положении флюидов, циклическую закачку растворителя в колонну НКТ производят до полного удаления отложений из колонны труб.The problem is solved by the fact that according to the method of removing the paraffin from the downhole equipment, which consists in the fact that the solvent is pumped into the tubing string (tubing) and a certain time is expected to dissolve the sediment, the lower part of the tubing string above the deep electric centrifugal pump ( ESP) provide a check valve, a bypass valve in the annulus and a pressure sensor, a second pressure sensor is also installed inside the tubing string at the wellhead, pressure data both sensors are led out through the ESP power line to the well control station, the solvent is pumped from the wellhead into the tubing string with a decreasing volume velocity in time and at the same time by pressure sensors the pressure changes at the lower and upper points of the tubing string are observed, the filling of the tubing string with solvent is judged at the time of stabilization of the hydrostatic component of the pressure of the solvent column in the zone of the lower sensor, the degree of removal of deposits by dissolution is evaluated by the growth of hydrostatic the pressure component in the zone of the lower pressure sensor to a maximum value while maintaining the solvent level at the wellhead mark or higher, and the first and second stabilization of the hydrostatic pressure of the solvent column in the tubing string is evaluated in the absence of solvent and well production along the tubing string, i.e. the static position of the fluids, the solvent is cycled into the tubing string until deposits are completely removed from the tubing string.

Величину гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика определяют по формуле:The value of the hydrostatic component of the pressure in the area of the lower sensor is determined by the formula:

Ргидростат21 P hydrostat = P 2 -P 1

где:Where:

P1 и Р2 - показания верхнего и нижнего датчиков давления при отсутствии движения растворителя в колонне НКТ и заполнении колонны НКТ жидкими флюидами.P 1 and P 2 - readings of the upper and lower pressure sensors in the absence of solvent movement in the tubing string and filling the tubing string with liquid fluids.

Реализация предложенного способа условно изображена на двух рисунках, где на фиг. 1 показан процесс заполнения колонны НКТ растворителем под давлением с помощью передвижного насосного агрегата типа ЦА-320. На рисунке условно обозначены позициями 1 - обсадная колонна, 2 - колонна лифтовых труб (колонна НКТ), 3 - отложения по длине колонны НКТ, 4 - глубинный электроцентробежный насос, 5 - обратный клапан, 6 - перепускной клапан, 7 - датчик давления над насосом, 8 - датчик давления на устье скважины, 9 - линия электропитания и обратной связи установки и датчиков со станцией управления, 10 - станция управления скважиной, 11 - объемный счетчик жидкости, 12 - уровень жидкости в межтрубном пространстве.The implementation of the proposed method is conventionally depicted in two figures, where in FIG. 1 shows the process of filling the tubing string with solvent under pressure using a mobile pumping unit of the type CA-320. The figures are conventionally marked with the positions 1 - casing string, 2 - lift pipe string (tubing string), 3 - deposits along the length of the tubing string, 4 - electric submersible centrifugal pump, 5 - check valve, 6 - bypass valve, 7 - pressure sensor above the pump , 8 - pressure sensor at the wellhead, 9 - power and feedback line of the installation and sensors with the control station, 10 - well control station, 11 - volumetric fluid meter, 12 - fluid level in the annulus.

Заявленный способ реализуется выполнением следующих процедур:The claimed method is implemented by performing the following procedures:

1. Скважину с отложениями 3 в колонне НКТ останавливают путем остановки работы насоса 4. Через счетчик 11 в колонну лифтовых труб с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 закачивают растворитель отложений. На первой стадии закачку ведут с повышенным объемным расходом с тем, чтобы скорость движения растворителя вниз превышала скорость всплытия пузырьков попутного нефтяного газа.1. The well with sediments 3 in the tubing string is stopped by stopping the pump 4. Through the counter 11, the sediment solvent is pumped into the tubing string using a pump unit of type CA-320. At the first stage, injection is carried out with an increased volumetric flow rate so that the rate of movement of the solvent down exceeds the rate of ascent of bubbles of associated petroleum gas.

Скважинная продукция из колонны НКТ будет вытесняться в межтрубное пространство через перепускной клапан 6.Downhole products from the tubing string will be displaced into the annulus through the bypass valve 6.

2. В зависимости от объема отложений в колонне НКТ растворитель за определенное время начнет приближаться к перепускному клапану 6, вследствие чего гидростатическое давление Р начнет стабилизироваться на величине, соответствующей давлению столба растворителя без скважинной продукции.2. Depending on the volume of deposits in the tubing string, the solvent will begin to approach the bypass valve 6 for a certain time, as a result of which the hydrostatic pressure P will begin to stabilize at a value corresponding to the pressure of the solvent column without well production.

3. После достижения давлением Р неизменной во времени величины P1 начинается наблюдение за процессом растворения отложений в растворителе, в результате этого через 30 и более минут плотность растворителя начнет повышаться из-за перехода в относительно легкий по плотности растворитель высокомолекулярных и тяжелых компонент отложений: асфальтенов, смол и парафинов. Известно, что в одном кубометре стандартных растворителей можно растворить до 300 кг и более асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ), благодаря этому плотность раствора повышается на 6-7%.3. After pressure P reaches a constant value of P 1 over time, monitoring of the dissolution of deposits in the solvent begins, as a result of which, after 30 minutes or more, the density of the solvent begins to increase due to the transition to a relatively light density solvent of high molecular weight and heavy components of the deposits: asphaltenes , resins and paraffins. It is known that in one cubic meter of standard solvents it is possible to dissolve up to 300 kg or more of asphaltene-tar-paraffin substances (ASPV), due to this, the density of the solution increases by 6-7%.

4. После потери растворяющей способности закаченного реагента по датчикам давления фиксируется момент второй стабилизации гидростатического давления на уровне Р2, превышающем P1 на значительную величину. Оценить эту величину для условий разработки нефтяного месторождения можно по предварительно проведенным лабораторным исследованиям. Путем постепенного растворения АСПВ в растворителе определяется максимальная плотность раствора, в которой асфальтены, смолы и парафины находятся в растворенном либо в мелкодиспергированном и взвешанном состоянии. Полученная разность плотностей чистого растворителя и растворителя максимально насыщенного АСПВ и будет определять разницу давлений Р2 и Р1.4. After the loss of the solvent capacity of the injected reagent by pressure sensors, the moment of the second stabilization of hydrostatic pressure is fixed at a level of P 2 , which exceeds P 1 by a significant amount. This value can be estimated for the conditions of the development of an oil field using preliminary laboratory studies. By gradually dissolving the ARPD in the solvent, the maximum density of the solution is determined in which asphaltenes, resins and paraffins are in dissolved or finely dispersed and suspended state. The resulting density difference between the pure solvent and the solvent as saturated as possible ASWW and will determine the pressure difference P 2 and P 1 .

5. По счетчику жидкости 11 оценивают объем закачанного растворителя и принимают решение о необходимости повторной закачки свежей порции растворителя. Если закачивают свежий растворитель с все той же плотностью, ожидают снижения давления Р от величины Р2 до Р1.5. On the basis of the liquid counter 11, the volume of the injected solvent is estimated and a decision is made on whether to re-pump a fresh portion of the solvent. If fresh solvent is pumped with the same density, pressure P is expected to decrease from P 2 to P 1 .

Результаты закачки растворителя в колонну НКТ и процесса насыщения реагента асфальтенами, смолами и парафинами в два цикла, полученные путем фиксации гидростатического давления Р в гипотетической скважине с общей длиной колонны НКТ по вертикали в 1000 м, приведены на фиг. 2. Рассмотрим подробнее смысловую нагрузку полученной динамики давления Р по выделенным участкам.The results of solvent injection into the tubing string and the reagent saturation process with asphaltenes, resins and paraffins in two cycles, obtained by fixing the hydrostatic pressure P in a hypothetical well with a total vertical tubing string length of 1000 m, are shown in FIG. 2. Let us consider in more detail the semantic load of the obtained pressure dynamics P in the selected areas.

Участок 1-2: колонна НКТ заполнена высокоминерализованной водой с небольшим содержанием нефти и попутного нефтяного газа, поэтому гидростатическое давление Р столба жидкости в колонне НКТ имеет значительную величину в 100 атм. При заполнении с устья колонны НКТ относительно легким органическим растворителем с плотностью в 850 кг/м3 наблюдаемое давление Р постепенно снижается до 85 атм. Для установления постоянства во времени этой величины (85 атм) необходимо постепенно снижать объемный расход закачки растворителя и периодически во время закачки кратковременно останавливать закачку для удаления из расчетов величины потерь давления на преодоление силы трения.Section 1-2: the tubing string is filled with highly mineralized water with a low content of oil and associated petroleum gas, so the hydrostatic pressure P of the liquid column in the tubing string is significant at 100 atm. When filling the tubing string from the mouth of the string with a relatively light organic solvent with a density of 850 kg / m 3, the observed pressure P gradually decreases to 85 atm. To establish the constancy in time of this value (85 atm), it is necessary to gradually reduce the volumetric flow rate of the solvent injection and periodically during the injection period, stop the injection for a short time to remove from the calculations the magnitude of pressure loss to overcome the friction force.

Участок 3-2: продукцией скважины является малообводненая нефть с высоким газосодержанием, поэтому до закачки растворителя величина Р была относительно небольшой, например 70 атм. Закачка более тяжелого растворителя приводит к росту давления до 85 атм.Section 3-2: the well’s production is low-water oil with a high gas content, so before the injection of the solvent, the P value was relatively small, for example 70 atm. The injection of a heavier solvent leads to an increase in pressure to 85 atm.

Участок 2-4 подтверждает то, что колонна НКТ с отложениями заполнена растворителем, и гидростатическое давление не меняется.Section 2-4 confirms that the tubing string with deposits is filled with solvent and the hydrostatic pressure does not change.

Участок 4-5: растворитель в колонне НКТ находится в статическом или динамическом положении (обеспечивается работой глубинного и устьевого насосов), в растворителе растворяются асфальтены, смолы и парафины, поэтому, плотность раствора растет, повышается и давление Р.Section 4-5: the solvent in the tubing string is in a static or dynamic position (provided by the operation of the deep well and wellhead pumps), asphaltenes, resins and paraffins dissolve in the solvent, therefore, the density of the solution increases, and the pressure P.

Участок 5-6: произошло насыщение растворителя тяжелыми углеводородами, давление Р стабилизировалось. При остаточном наличии АСПО в колонне НКТ необходимо закачать свежую порцию растворителя.Section 5-6: the solvent was saturated with heavy hydrocarbons, pressure P stabilized. If residual paraffin is present in the tubing string, a fresh portion of the solvent must be pumped.

Участок 6-7: в колонну НКТ подается свежая порция органического растворителя с плотностью 850 кг/м3, то есть организуется второй цикл обработки АСПО растворителем. Давление Р вновь понижается до 85 атм.Section 6-7: a fresh portion of an organic solvent with a density of 850 kg / m 3 is fed into the tubing string, that is, a second cycle of treatment of the ARPD with a solvent is organized. The pressure P again decreases to 85 atm.

Участок 7-8: стабилизация давления на уровне 85 атм как свидетельство о заполнении колонны НКТ свещей порцией растворителя.Section 7-8: pressure stabilization at 85 atm as evidence of filling the tubing string with a fresh portion of solvent.

Участки 8-9-10: насыщение свежей порции растворителя АСПВ и повторная стабилизация плотности раствора и давления Р.Sections 8–9–10: saturation of a fresh portion of the ASPV solvent and re-stabilization of the solution density and pressure R.

С помощью счетчика 11 на каждом из рассмотренных этапов определяется не только объем закачанного растворителя, но и диагностируется начальный и остаточный объем асфальтосмолопарафиновых веществ в колонне насосно-компрессорных труб, это позволяет использовать растворитель рационально, не допуская его закачки уже в чистую колонну НКТ.Using the counter 11 at each of the considered stages, not only the volume of injected solvent is determined, but also the initial and residual volume of asphalt-resin-paraffin substances in the tubing string are diagnosed, this allows the solvent to be used rationally, preventing it from being pumped into a clean tubing string.

По изобретению предложен контролируемый во времени процесс заполнения колонны НКТ растворителем и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений, находящихся во внутреннем объеме колонны НКТ нефтедобывающей скважины. В качестве контролирующего параметра нами выбрано давление, создаваемое вертикальным столбом жидкости в колонне НКТ от устья скважины до глубинного насоса. Это гидростатическое давление оценивается по разнице давлений на устье и над насосом при полном заполнении колонны НКТ и отсутствии движения жидкости по колонне труб. Процесс насыщения растворителя АСПВ оценивается по росту и стабилизации указанного давления. На наш взгляд, такой подход выполняет поставленную техническую задачу, дает возможность использовать реагенты рационально и отвечает критериям новизна и существенно отличен от ранее известных способов применения органических растворителей на осложненных скважинах.The invention provides a time-controlled process of filling a tubing string with a solvent and dissolving asphalt-resin-paraffin deposits located in the internal volume of a tubing string of an oil producing well. As the control parameter, we chose the pressure created by the vertical column of fluid in the tubing string from the wellhead to the deep pump. This hydrostatic pressure is estimated by the pressure difference at the mouth and above the pump when the tubing string is full and there is no fluid movement along the pipe string. The process of saturation of the solvent ASPA is estimated by the growth and stabilization of the specified pressure. In our opinion, this approach fulfills the technical task, makes it possible to use reagents rationally and meets the criteria of novelty and is significantly different from previously known methods of using organic solvents in complicated wells.

Claims (4)

Способ удаления отложений с колонны лифтовых труб скважины, заключающийся в том, что в колонну лифтовых труб скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений, отличающийся тем, что предварительно нижнюю часть колонны НКТ над глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) снабжают обратным клапаном, перепускным клапаном в межтрубное пространство и датчиком давления, второй датчик давления устанавливают также внутри колонны НКТ на устье скважины, данные по давлению с обоих датчиков выводят по линии электропитания ЭЦН на станцию управления скважиной, растворитель закачивают с устья скважины в колонну НКТ с понижающейся во времени объемной скоростью и одновременно наблюдают по датчикам давления за изменением давления в нижней и верхней точках колонны НКТ, о заполнении колонны лифтовых труб растворителем судят по моменту стабилизации гидростатической составляющей давления столба жидкости в зоне нижнего датчика, степень удаления отложений путем их растворения оценивают по росту плотности растворителя и гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика до максимального значения при поддержке уровня растворителя на отметке устья скважины или выше, причем оценку первой и второй стабилизации гидростатического давления столба растворителя в колонне НКТ производят при отсутствии движения растворителя и скважинной продукции по колонне НКТ, то есть в статическом положении флюидов, циклическую закачку растворителя в колонну НКТ производят до полного удаления отложений из колонны труб, величину гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика определяют по формуле:The method of removing deposits from the column of elevator pipes of the well, which consists in the fact that the solvent is pumped into the column of elevator pipes of the well and a certain time is expected to dissolve the deposits, characterized in that the lower part of the tubing string above the deep electric centrifugal pump (ESP) is preliminarily equipped with a check valve, a bypass valve a valve into the annulus and a pressure sensor, a second pressure sensor is also installed inside the tubing string at the wellhead, pressure data from both sensors is output along the line e The ESP power supply to the well control station, the solvent is pumped from the wellhead into the tubing string with decreasing volumetric velocity in time and at the same time by pressure sensors observe the pressure change at the lower and upper points of the tubing string, the filling of the tubing string with solvent is judged by the moment of stabilization of the hydrostatic component the pressure of the liquid column in the zone of the lower sensor, the degree of removal of deposits by dissolving them is estimated by the increase in the density of the solvent and hydrostatic component pressure in the zone of the lower sensor to a maximum value while maintaining the solvent level at the wellhead mark or higher, and the first and second stabilization of the hydrostatic pressure of the solvent column in the tubing string is assessed in the absence of solvent and well production along the tubing string, i.e. in a static position fluid, the solvent is cycled into the tubing string until deposits are completely removed from the tubing string, the hydrostatic pressure component in the lower sensor zone and determined by the formula: Ргидростат=P2-P1 P hydrostat = P 2 -P 1 гдеWhere P1 и P2 - показания верхнего и нижнего датчиков давления при отсутствии движения растворителя в колонне НКТ и заполнении колонны НКТ жидкими флюидами.P 1 and P 2 - readings of the upper and lower pressure sensors in the absence of solvent movement in the tubing string and filling the tubing string with fluid fluids.
RU2017105947A 2017-02-21 2017-02-21 Method of removing aspo from well equipment RU2651728C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017105947A RU2651728C1 (en) 2017-02-21 2017-02-21 Method of removing aspo from well equipment

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017105947A RU2651728C1 (en) 2017-02-21 2017-02-21 Method of removing aspo from well equipment

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2651728C1 true RU2651728C1 (en) 2018-04-23

Family

ID=62045344

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017105947A RU2651728C1 (en) 2017-02-21 2017-02-21 Method of removing aspo from well equipment

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2651728C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2695724C1 (en) * 2018-12-24 2019-07-25 Ильдар Зафирович Денисламов Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well
RU2735798C1 (en) * 2020-05-12 2020-11-09 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of supplying an arpd solvent into a well
RU2766996C1 (en) * 2021-05-19 2022-03-16 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» Method of controlling formation of asphaltene sediments during production of high pour point anomalous oil

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2003783C1 (en) * 1992-07-10 1993-11-30 Дмитрий Алексеевич Крылов Method for removal of salt-paraffin deposits from wells
US6799488B2 (en) * 2002-06-12 2004-10-05 David R. Snell Thumb-accessible control housing for steering device
US20080023203A1 (en) * 2006-07-25 2008-01-31 Bj Services Company Apparatus and method for delivering chemicals into an underground well
RU2445449C1 (en) * 2010-09-16 2012-03-20 Ильдар Зафирович Денисламов Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column
RU2464409C1 (en) * 2011-04-07 2012-10-20 Ильдар Зафирович Денисламов Method of feeding reagent into well tubing
RU2610946C1 (en) * 2016-02-08 2017-02-17 Ильдар Зафирович Денисламов Method for removing of deposits from flow column of oil wells

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2003783C1 (en) * 1992-07-10 1993-11-30 Дмитрий Алексеевич Крылов Method for removal of salt-paraffin deposits from wells
US6799488B2 (en) * 2002-06-12 2004-10-05 David R. Snell Thumb-accessible control housing for steering device
US20080023203A1 (en) * 2006-07-25 2008-01-31 Bj Services Company Apparatus and method for delivering chemicals into an underground well
RU2445449C1 (en) * 2010-09-16 2012-03-20 Ильдар Зафирович Денисламов Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column
RU2464409C1 (en) * 2011-04-07 2012-10-20 Ильдар Зафирович Денисламов Method of feeding reagent into well tubing
RU2610946C1 (en) * 2016-02-08 2017-02-17 Ильдар Зафирович Денисламов Method for removing of deposits from flow column of oil wells

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2695724C1 (en) * 2018-12-24 2019-07-25 Ильдар Зафирович Денисламов Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well
RU2735798C1 (en) * 2020-05-12 2020-11-09 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of supplying an arpd solvent into a well
RU2766996C1 (en) * 2021-05-19 2022-03-16 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» Method of controlling formation of asphaltene sediments during production of high pour point anomalous oil

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2651728C1 (en) Method of removing aspo from well equipment
RU2695724C1 (en) Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well
US20190292881A1 (en) Method for scale treatment optimization
RU2457324C1 (en) Method of evaluation of deposit volume in well flow column
RU2394153C1 (en) Procedure for operation of high water flooded oil well
RU2447269C1 (en) Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation
RU2682827C1 (en) Method for removal of asphalt-resin-paraffin deposits from a petroleum wells
RU2709921C1 (en) Method of delivering a solvent in a well
RU2637672C1 (en) Method for determining water content of borehole oil
RU2381359C1 (en) Method for measurement of disposal amount in production well tubing string
RU2610946C1 (en) Method for removing of deposits from flow column of oil wells
Stuebinger et al. Multipurpose wells: downhole oil/water separation in the future
RU84461U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING THROUGH ONE WELL
RU2535765C1 (en) Treatment method of bottomhole zone
RU2445449C1 (en) Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column
RU2735798C1 (en) Method of supplying an arpd solvent into a well
RU2445448C1 (en) Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column
RU2332557C1 (en) Method for cleaning near wellbore region of injection wells
US20120073820A1 (en) Chemical Injector for Wells
RU65117U1 (en) DEVICE FOR DOSED FEEDING OF CHEMICAL REAGENTS IN A WELL
RU2750500C1 (en) Method for supplying aspo solvent into well
RU2465442C1 (en) Method of lifting water from wells
RU2042793C1 (en) Method for prevention of paraffin deposits in oil and gas-condensate wells
RU96167U1 (en) WELL WASHING DEVICE
RU2766479C1 (en) Method of simultaneous-separate operation of injection well

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190222