RU2703552C1 - Diagnostics method of darp location in well - Google Patents
Diagnostics method of darp location in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2703552C1 RU2703552C1 RU2019105768A RU2019105768A RU2703552C1 RU 2703552 C1 RU2703552 C1 RU 2703552C1 RU 2019105768 A RU2019105768 A RU 2019105768A RU 2019105768 A RU2019105768 A RU 2019105768A RU 2703552 C1 RU2703552 C1 RU 2703552C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- temperature
- deposits
- pipes
- well
- length
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 101100323278 Mus musculus Ankrd23 gene Proteins 0.000 title 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 229920002457 flexible plastic Polymers 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 229910001338 liquidmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
- 230000003442 weekly effect Effects 0.000 description 1
Images
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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
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 скребков на стальной проволоке (геофизическом кабеле) или закачка органических растворителей. Закачка растворителя в колонну труб с устья скважины обеспечивает доставку реагента в товарном виде в зону с отложениями. Для этого следует воспользоваться колтюбинговой гибкой трубкой малого диаметра, например 3/4 дюйма. Остается определиться с местоположением АСПО по длине колонны НКТ с тем, чтобы минимизировать объем дорогостоящего реагента для удаления отложений.The most attractive for removing paraffin from a tubing string without lifting pipes to the surface of the earth is the use of scrapers on steel wire (geophysical cable) or the injection of organic solvents. Solvent injection into the pipe string from the wellhead ensures the delivery of the reagent in marketable form to the sediment zone. To do this, use a small diameter coiled tubing, such as 3/4 inch. It remains to determine the location of the AFS along the length of the tubing string in order to minimize the amount of expensive reagent for removing deposits.
Известно изобретение «Способ диагностики отложений асфальтосмолопарафиновых веществ в скважине при добыче нефти» по А.с. №1717798 (опубл. 07.03.92, бюл. 9.). Способ использует механический способ диагностики, о присутствии отложений на той или иной глубине лифтовых труб судят по натяжению гибкого тягового органа, на котором в колонну труб спускают скребок специальной конструкции. Недостатком такого способа, по мнению заявителей, является то, что при значительной толщине отложений из-за не цилиндрической формы скребка и его габаритов существует большая вероятность его остановки и не прохождения до глубинного насоса.The invention is known "Method for the diagnosis of deposits of asphalt-resin-paraffin substances in the well during oil production" according to A.S. No. 1717798 (publ. 07.03.92, bull. 9.). The method uses a mechanical diagnostic method, the presence of deposits at one or another depth of the elevator pipes is judged by the tension of the flexible traction unit, on which a scraper of a special design is lowered into the pipe string. The disadvantage of this method, according to the applicants, is that with a significant thickness of the deposits due to the non-cylindrical shape of the scraper and its dimensions, there is a high probability of it stopping and not passing to the deep pump.
Известно изобретение «Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины» по патенту РФ на изобретение №2610945 (опубл. 17.02.2017, бюл. 5). Согласно изобретению в колонну НКТ устанавливают два датчика температуры, один - в нижней части колонны, а второй - в устьевой зоне колонны. По показаниям датчиков определяют время подъема скважинной продукции (водо-нефтяной эмульсии) с повышенной температурой. Температуру СП над насосом повышают путем большей теплопередачи от погружного электродвигателя (ПЭД) электроцентробежной установки благодаря регулируемому росту частоты тока питания ПЭД. По изобретению определяется объем отложений в колонне лифтовых труб, но остается неизвестным их местоположение по длине колонны труб.The invention is known "Method for determining the volume of deposits in the column of elevator pipes of the well" according to the patent of the Russian Federation for invention No. 2610945 (publ. 02.17.2017, bull. 5). According to the invention, two temperature sensors are installed in the tubing string, one in the bottom of the string, and the second in the wellhead zone of the string. According to the readings of the sensors, the time of raising the well products (water-oil emulsion) with an elevated temperature is determined. The temperature of the SP above the pump is increased by greater heat transfer from the submersible electric motor (SEM) of the electric centrifugal installation due to the adjustable increase in the frequency of the power supply current to the SEM. According to the invention, the volume of deposits in the pipe string is determined, but their location along the length of the pipe string remains unknown.
Прототипом к заявляемому изобретению является способ определения отложений в колонне скважинных труб по А.с. №643632 (опубл. 25.01.79) авторов Азербайджанского политехнического института, согласно которого о наличии отложений в колонне НКТ судят по одновременному увеличению температуры и уменьшению дебита скважины. Данный способ является удобным способом диагностики отложений в лифтовых трубах, но он показывает интегральную величину отложений в колонне НКТ, то есть показывает наличие отложений. Метод не показывает местоположения отложений, так как теплопередача от относительно теплой нефти в сторону холодной окружающей среды за пределами колонны НКТ происходит примерно с одинаковой интенсивностью на всей длине колонны труб от глубинного насоса до устья скважины. Это происходит несмотря на такие осложняющие явления как дегазация нефти в колонне НКТ и колебания динамического уровня нефти в межтрубном пространстве скважины.The prototype of the claimed invention is a method for determining deposits in a string of downhole pipes according to A.S. No. 643632 (publ. 25.01.79) of the authors of the Azerbaijan Polytechnic Institute, according to which the presence of deposits in the tubing string is judged by a simultaneous increase in temperature and a decrease in well production. This method is a convenient way to diagnose deposits in elevator pipes, but it shows the integral value of deposits in the tubing string, that is, shows the presence of deposits. The method does not show the location of deposits, since heat transfer from relatively warm oil to the cold environment outside the tubing string occurs with approximately the same intensity over the entire length of the pipe string from the downhole pump to the wellhead. This occurs despite complicating phenomena such as oil degassing in the tubing string and fluctuations in the dynamic level of oil in the annulus of the well.
Технической задачей по изобретению является такое совершенствование способа диагностики отложений в колонне насосно-компрессорных труб скважины, которое бы обеспечило определение местоположения отложений по длине НКТ с тем, чтобы органический растворитель, скребок или тепловое воздействие применить именно в этой зоне колонны труб. Это повысит эффективность обработки скважины и даст неоспоримую экономию по расходу органического растворителя, тепловой или электрической энергии.The technical task according to the invention is such an improvement in the method for diagnosing deposits in the tubing string of a well, which would ensure the location of deposits along the length of the tubing so that an organic solvent, scraper or thermal effect is applied in this area of the pipe string. This will increase the efficiency of well processing and will give undeniable savings in the consumption of organic solvent, thermal or electrical energy.
Поставленная задача решается тем, что по способу диагностики асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине, заключающийся в том, что в колонне лифтовых труб скважины замеряют температуру газожидкостного состава (ГЖС) и по ее величине судят о наличие отложений внутри колонны лифтовых труб, в скважинах с электроцентробежным насосом равномерно по длине лифтовых труб от устья до глубинного насоса по осевой линии труб располагают датчики температуры на стационарной основе, по данным датчиков температуры периодически строят графики зависимости температуры ГЖС от длины колонны лифтовых труб и по выявленной разнице замеренных температур в сторону повышения температуры судят о формировании отложений в той или зоне колонне лифтовых труб.The problem is solved by the fact that according to the method for diagnosing asphalt-resin-paraffin deposits in the well, which consists in the fact that the temperature of the gas-liquid composition (GHS) is measured in the column of lift pipes of the well and its size is used to judge the presence of deposits inside the string of lift pipes, in wells with an electric centrifugal pump evenly along the length of the elevator pipes from the mouth to the deep pump along the axial line of the pipes are temperature sensors on a stationary basis, according to the data of temperature sensors periodically build graphs awns temperature from GLM column length of tubing and the detected temperature difference measured in the direction of raising the temperature of formation of sediment is judged in a zone column of tubing.
Расположение датчиков давления на кабеле по осевой линии колонны НКТ изображено на фиг. 1, где позициями обозначены: 1 - обсадная колонна, 2 - колонна НКТ, 3 - электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, 4 - датчик температуры, 5 - гибко-пластичные центраторы. 6 - кабель электропитания с функцией обратной связи, 7 - утяжелитель, 8 - кабель электропитания ПЭД ЭЦН, 9 - станция управления скважины с контроллером, обслуживающий датчики температуры.The location of the pressure sensors on the cable along the axial line of the tubing string is shown in FIG. 1, where the positions indicate: 1 - casing string, 2 - tubing string, 3 - electric centrifugal pump with a submersible electric motor, 4 - temperature sensor, 5 - flexible-plastic centralizers. 6 - power cable with feedback function, 7 - weighting compound, 8 - power supply cable PED ESP, 9 - well control station with a controller serving temperature sensors.
Для реализации предложенного способа необходимо выполнить следующие процедеры:To implement the proposed method, you must perform the following procedures:
1. До пуска глубинного насоса в действие в колонне НКТ без отложений по его осевой линии располагают равномерно по его длине с определенной дискретностью, например через каждые 50 м датчики температуры 4.1. Prior to the start-up of the downhole pump in the tubing string without deposits along its center line, they are arranged uniformly along its length with a certain discreteness, for example, every 50
Расположение датчиков на осевой линии достигается с помощью гибко-пластичных центраторов 5, выполненных в виде крестиков с максимальным габаритом, чуть меньшим, чем внутренний диаметр НКТ.The location of the sensors on the axial line is achieved using flexible-
2. Датчики расположены на электрическом кабеле 6, на который возложены две функции - кабель обеспечивает датчики электропитанием и одновременно служит линией обратной связи, то есть передает показания датчиков температуры на станцию управления скважиной 9.2. The sensors are located on the
3. Сразу после пуска насоса в эксплуатацию и наступления синхронизации работы системы «пласт-скважина-насос», например это будет видно по одновременной стабилизации дебита скважины и динамического уровня жидкости в МП, необходимо зафиксировать показания датчиков температуры и получить фоновую зависимость температуры газожидкостного состава от длины колонны НКТ от насоса до устья скважины. Пример такой зависимости приведен на фиг. 2, фрагмент А.3. Immediately after the pump is put into operation and the synchronization of the “reservoir-well-pump” system occurs, for example, this will be seen by simultaneously stabilizing the flow rate of the well and the dynamic fluid level in the MP, it is necessary to record the temperature sensors and obtain a background dependence of the temperature of the gas-liquid composition on tubing string lengths from pump to wellhead. An example of such a dependence is shown in FIG. 2, fragment A.
4. В последующем такие зависимости контроллер станции управления будет посылать на рабочие места персонала предприятия с необходимой частотой, например, ежедневно или еженедельно.4. Subsequently, the controller of the control station will send such dependencies to the workplaces of the enterprise personnel with the necessary frequency, for example, daily or weekly.
5. Появление асфальтосмолопарафиновых отложений внутри колонны НКТ в той или иной его зоне приведет к одновременному появлению двух физических эффектов:5. The appearance of asphalt-resin-paraffin deposits inside the tubing string in one or another of its zones will lead to the simultaneous appearance of two physical effects:
- повышению скорости движения газожидкостного потока в трубах;- increase the speed of gas-liquid flow in the pipes;
- теплоизоляции ГЖС в колонне труб, снижению теплопередачи за пределы труб и сохранению температуры потока на более высоком уровне.- insulation of GHS in the pipe string, reducing heat transfer outside the pipe and maintaining the flow temperature at a higher level.
Для демонстрации вышесказанного приведем три стандартные ситуации, когда через некоторое время в колонне лифтовых труб сформируются АСПО в той или иной зоне по ее длине.To demonstrate the above, we present three standard situations when, after some time, an ARS is formed in a column of elevator pipes in a given zone along its length.
Отложения образовались в нижней части колонны НКТ. Слой асфальтенов, смол и парафинов теплоизолирует стальную поверхность труб, теплопотери снизятся, поэтому на этом участке температура ГЖС вырастет в сравнении с фоновой зависимостью. Отклонение температуры в сторону роста приведено на фрагменте В фиг. 2. В верхних участках колонны труб отложения отсутствуют, поэтому далее кривая зависимости температуры от длины труб Т = f (L) пойдет параллельно фоновой зависимости.Deposits formed at the bottom of the tubing string. The layer of asphaltenes, resins and paraffins insulates the steel surface of the pipes, heat loss decreases, therefore, in this section the temperature of the liquid-metal alloy will increase in comparison with the background dependence. The temperature deviation in the direction of growth is shown in fragment B of FIG. 2. There are no deposits in the upper sections of the column of pipes, therefore, further the temperature dependence of the pipe length T = f (L) will go parallel to the background dependence.
Отложения образовались в средней части колонны НКТ (фрагмент С на фиг. 2). До этой зоны зависимость Т = f (L) будет совпадать с фоновой, в средней части колонны НКТ плавно отойдет от фоновой в сторону роста температуры и выше к устью будет идти параллельно фоновой.Deposits formed in the middle of the tubing string (fragment C in FIG. 2). Before this zone, the dependence T = f (L) will coincide with the background, in the middle part of the tubing string it will smoothly move from the background towards the temperature increase and above it will parallel to the background to the mouth.
Отложения образовались в верхней части колонны НКТ (фрагмент D на фиг. 2). До верхней части колонны НКТ зависимость Т = f (L) будет совпадать с фоновой, а выше плавно отойдет от фоновой в сторону роста температуры.Deposits formed in the upper part of the tubing string (fragment D in FIG. 2). To the upper part of the tubing string, the dependence T = f (L) will coincide with the background, and above it will smoothly move away from the background towards the temperature increase.
Во всех трех ситуациях скважинная продукция приходит на устье скважины с повышенной температурой, так же как описано в А.с. №643632 (прототип). Существенное отличие, по мнению авторов, предложенного способа от прототипа заключается в том, что по заявленной технологии диагностики отложений становится возможным определение местоположения отложений по длине насосно-компрессорных труб. А это в свою очередь способствует адресному применению способа удаления АСПО в скважине, сокращению рабочего времени и экономии материальных затрат предприятия.In all three situations, well production arrives at the wellhead with elevated temperature, as described in A.S. No. 643632 (prototype). A significant difference, according to the authors of the proposed method from the prototype, is that according to the claimed technology for diagnosing deposits, it becomes possible to determine the location of deposits along the length of the tubing. And this, in turn, contributes to the targeted application of the method of removing paraffin in the well, reducing working time and saving material costs of the enterprise.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019105768A RU2703552C1 (en) | 2019-02-28 | 2019-02-28 | Diagnostics method of darp location in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019105768A RU2703552C1 (en) | 2019-02-28 | 2019-02-28 | Diagnostics method of darp location in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2703552C1 true RU2703552C1 (en) | 2019-10-21 |
Family
ID=68318167
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019105768A RU2703552C1 (en) | 2019-02-28 | 2019-02-28 | Diagnostics method of darp location in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2703552C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2795012C1 (en) * | 2022-04-12 | 2023-04-27 | Павел Юрьевич Илюшин | Method for monitoring the thickness of formation of asphaltene-resin-paraffin deposits in a working well |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU643632A1 (en) * | 1977-12-01 | 1979-01-25 | Азербайджанский политехнический институт им.Ч.Ильдрыма | Method of determining deposits in well pipe column |
| SU1717798A1 (en) * | 1988-09-15 | 1992-03-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of locating asphalt, tar and paraffin deposits in well during oil production |
| WO2001029370A1 (en) * | 1999-10-21 | 2001-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Asphaltenes monitoring and control system |
| WO2016014795A1 (en) * | 2014-07-23 | 2016-01-28 | Baker Hughes Incorporated | System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well |
| RU2601348C1 (en) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method for estimating the volume of scale in a pipeline |
| RU2610945C1 (en) * | 2015-12-10 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of determination of deposit volume in well flow column |
-
2019
- 2019-02-28 RU RU2019105768A patent/RU2703552C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU643632A1 (en) * | 1977-12-01 | 1979-01-25 | Азербайджанский политехнический институт им.Ч.Ильдрыма | Method of determining deposits in well pipe column |
| SU1717798A1 (en) * | 1988-09-15 | 1992-03-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of locating asphalt, tar and paraffin deposits in well during oil production |
| WO2001029370A1 (en) * | 1999-10-21 | 2001-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Asphaltenes monitoring and control system |
| WO2016014795A1 (en) * | 2014-07-23 | 2016-01-28 | Baker Hughes Incorporated | System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well |
| RU2601348C1 (en) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method for estimating the volume of scale in a pipeline |
| RU2610945C1 (en) * | 2015-12-10 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of determination of deposit volume in well flow column |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2795012C1 (en) * | 2022-04-12 | 2023-04-27 | Павел Юрьевич Илюшин | Method for monitoring the thickness of formation of asphaltene-resin-paraffin deposits in a working well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9470076B2 (en) | Systems and methods for production of gas wells | |
| RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
| US9194220B2 (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
| US10487633B2 (en) | Systems and methods for producing gas wells with multiple production tubing strings | |
| RU2610941C1 (en) | Evaluation method of production watering in oil-producing well | |
| US10697273B2 (en) | Method for scale treatment optimization | |
| RU2559979C1 (en) | Method of liquid level determination in well | |
| US9476295B2 (en) | Plunger fall time identification method and usage | |
| RU2703552C1 (en) | Diagnostics method of darp location in well | |
| RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
| RU2651728C1 (en) | Method of removing aspo from well equipment | |
| RU2674351C1 (en) | Method for estimating the water cut of well oil | |
| RU2709921C1 (en) | Method of delivering a solvent in a well | |
| RU2610945C1 (en) | Method of determination of deposit volume in well flow column | |
| US20120247779A1 (en) | Inhibiting liquid loading, corrosion and/or scaling in oilfield tubulars | |
| RU2381359C1 (en) | Method for measurement of disposal amount in production well tubing string | |
| RU2682827C1 (en) | Method for removal of asphalt-resin-paraffin deposits from a petroleum wells | |
| RU2550776C1 (en) | Well operation method | |
| US20130269949A1 (en) | Cold Heavy Oil Production System and Methods | |
| RU2243372C1 (en) | Method for hydrodynamic examination of horizontal wells | |
| RU2749658C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method | |
| RU149458U1 (en) | CAPILLARY PIPELINE FOR SUBMITTING CHEMICAL REAGENTS TO A WELL | |
| RU2750500C1 (en) | Method for supplying aspo solvent into well | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| RU2817584C1 (en) | Method for determining behind-the-casing fluid flow in operating wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210301 |