RU2709921C1 - Method of delivering a solvent in a well - Google Patents

Method of delivering a solvent in a well Download PDF

Info

Publication number
RU2709921C1
RU2709921C1 RU2019118850A RU2019118850A RU2709921C1 RU 2709921 C1 RU2709921 C1 RU 2709921C1 RU 2019118850 A RU2019118850 A RU 2019118850A RU 2019118850 A RU2019118850 A RU 2019118850A RU 2709921 C1 RU2709921 C1 RU 2709921C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
solvent
tubing string
deposits
pump
reagent tube
Prior art date
Application number
RU2019118850A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильдар Зафирович Денисламов
Юрий Вениаминович Зейгман
Артур Маратович Галимов
Лилия Рустамовна Галимова
Алия Ильдаровна Денисламова
Original Assignee
Ильдар Зафирович Денисламов
Юрий Вениаминович Зейгман
Артур Маратович Галимов
Лилия Рустамовна Галимова
Алия Ильдаровна Денисламова
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, Юрий Вениаминович Зейгман, Артур Маратович Галимов, Лилия Рустамовна Галимова, Алия Ильдаровна Денисламова filed Critical Ильдар Зафирович Денисламов
Priority to RU2019118850A priority Critical patent/RU2709921C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2709921C1 publication Critical patent/RU2709921C1/en

Links

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

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil industry and is intended for improvement of technologies for removal of asphaltene-resin-paraffin deposits (ARPD) from underground equipment of oil producing wells having an intelligent component in the form of facilities for diagnostics of volume and location of deposits in a column of lifting pipes. To be removed ARPD from tubing string without their lifting to surface preliminarily inside column from wellhead to centrifugal pump reagent tube is installed on stationary basis. After determining the volume and location of deposits, the wellhead pump sends a calculated amount of organic solvent to the reagent tube at the command of the control station controller. At the second stage, the solvent collected above the subsurface pump is lifted along the tubing string by starting the downhole electric centrifugal pump at the calculated and required time determined by the distance of the lower part of sediments from the subsurface pump along the length of the tubing string.EFFECT: higher reliability, reduced time costs when delivering solvent.1 cl, 1 dwg

Description

Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для совершенствования технологий по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений с подземного оборудования нефтедобывающих скважин.The claimed invention relates to the oil industry and is intended to improve technologies for the removal of asphalt-resin-paraffin deposits from underground equipment of oil wells.

Несмотря на применение ингибиторов парафинообразования при подъеме нефти по колонне лифтовых труб из-за изменения термобарических условий из нее выпадают и адгезируют на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) асфальтосмолопарафиновые вещества (АСПВ). Для их удаления часто используют органические растворители, которые могут быть доставлены в колонну НКТ несколькими способами. Наиболее распространенным и доступным способом является закачка или слив реагента в межтрубное пространство (МП) скважины. Благодаря организации циркуляции скважинной продукции через перепускной клапан в приустьевой зоне скважины растворитель из МП попадает на прием глубинного насоса и выше по колонне - в зону с отложениями. Более совершенный вид этой технологии описан в патенте на изобретение №2667950 «Способ обработки нефтедобывающей скважины реагентом» (опубл. 25.09.2018, бюл. 27). Согласно изобретению для быстрой доставки растворителя в колонну труб необходимо объем растворителя в МП поддавить определенным объемом нефти и организовать слежение за динамическим уровнем жидкости в межтрубном пространстве скважины.Despite the use of paraffin inhibitors when lifting oil along the lift pipe string, asphalt-resin-paraffin substances (ASPV) drop out and adhere to it on the surface of tubing (tubing) due to changes in thermobaric conditions. Organic solvents are often used to remove them, which can be delivered to the tubing string in several ways. The most common and affordable way is to inject or drain the reagent into the annulus (MP) of the well. Due to the organization of the circulation of borehole products through the bypass valve in the wellhead zone, the solvent from the MP flows to the intake of the downhole pump and above the column to the zone with sediments. A more perfect form of this technology is described in the patent for invention No. 2667950 “Method for treating an oil well with a reagent” (publ. 09/25/2018, bull. 27). According to the invention, for the quick delivery of the solvent to the pipe string, it is necessary to suppress the volume of solvent in the MP with a certain volume of oil and organize monitoring of the dynamic fluid level in the annulus of the well.

В патенте на изобретение №2457324 «Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины» реперную жидкость, в качестве которой может быть и органический растворитель, доставляют в нижнюю часть колонны НКТ с помощью армированной реагентной трубки, расположенной в межтрубном пространстве на стационарной основе. Такое расположение реагентной трубки имеет два недостатка. Из-за ограниченной ширины кольцевого МП (не более 24 мм) внутренний диаметр трубки не может быть более 13-15 мм, что в свою очередь затягивает процесс доставки растворителя в колонну подъемных труб. Во-вторых, при подъеме колонны НКТ вместе с реагентной трубкой во многих нефтяных компаниях были обнаружены случаи повреждений трубки в виде смятия и потери целостности армировки и самой трубки.In the patent for invention No. 2457324 “Method for assessing the volume of deposits in a column of elevator pipes of a well”, a reference fluid, which may also be an organic solvent, is delivered to the lower part of the tubing string using a reinforced reagent tube located in the annular space on a stationary basis. This arrangement of the reagent tube has two drawbacks. Due to the limited width of the annular MP (not more than 24 mm), the inner diameter of the tube cannot be more than 13-15 mm, which in turn delays the process of solvent delivery to the column of lifting pipes. Secondly, when lifting a tubing string together with a reagent pipe, many oil companies discovered cases of damage to the pipe in the form of collapse and loss of integrity of the reinforcement and the pipe itself.

В качестве прототипа к заявляемому изобретению выбран способ доставки растворителя в определенную часть колонны НКТ с помощью колтюбинговой трубы малого диаметра. При обнаружении в колонне НКТ асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в зоне скважины монтирует подъемное устройство вместе с краном и в колонну подъемных труб спускают колтюбинговую трубу (КТ), по которой и закачивают органический растворитель. Недостатком данного способа удаления отложений является необходимость периодического монтажа на устье скважины двух видов техники, оплаты труда обслуживающего персонала. При спуске колтюбинговой трубы существует возможность образования пробки из асфальтосмолопарафиновых веществ в нижней части КТ. Эти недостатки применения реагентной (колтюбинговой) трубки в периодическом режиме предопределяют необходимость новой технической политики к нефтедобывающей скважине, которая заключается в том, что в скважине и ее подземном оборудовании как дорогостоящем устройстве должны быть предусмотрены методы диагностики возможных проблем и методы своевременного их решения.As a prototype of the claimed invention, the method of solvent delivery to a certain part of the tubing string using a small diameter coiled tubing is selected. If asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) are found in the tubing string, a lifting device is mounted in the well zone together with a crane and a coiled tubing (CT) is lowered into the tubing string, through which organic solvent is pumped. The disadvantage of this method of removing deposits is the need for periodic installation at the wellhead of two types of equipment, pay for staff. When lowering the coiled tubing, there is the possibility of the formation of a plug of asphalt-resin-paraffin substances in the lower part of the CT. These shortcomings in the use of a reagent (coiled tubing) tube in periodic mode predetermine the need for a new technical policy for an oil producing well, which consists in the fact that in the well and its underground equipment as an expensive device, methods for diagnosing possible problems and methods for solving them in a timely manner should be provided.

В связи с этим технической задачей по изобретению является создание технологии доставки растворителя АСПО в рамках действия «умной» скважины, когда интеллектуальная составляющая скважины определяет необходимость подачи органического растворителя в зону колонны НКТ с отложениями, а имеющиеся в составе скважины оборудование обеспечивает эту доставку реагента.In this regard, the technical task of the invention is the creation of a paraffin solvent delivery technology within the framework of the “smart” well operation, when the intellectual component of the well determines the need to supply organic solvent to the tubing string zone with deposits, and the equipment included in the well ensures this reagent delivery.

Техническая задача по изобретению выполняется тем, что по способу доставки растворителя АСПО в скважине, которое заключаются в установке реагентной трубки в скважине и закачке растворителя в реагентную трубку с устья скважины, реагентную трубку устанавливают на стационарной основе внутри колонны насосно-компрессорных труб по всей ее длине от устья до глубинного насоса, растворитель по мере необходимости доводится по реагентной трубке до зоны над глубинным насосом и поднимается до зоны с отложениями в колонне НКТ с помощью пуска в работу электроцентробежного насоса на необходимый период времени.The technical task according to the invention is carried out by the fact that according to the method for delivering an ASPA solvent in a well, which consists in installing a reagent tube in a well and injecting solvent into a reagent tube from the wellhead, the reagent tube is installed on a stationary basis inside the tubing string along its entire length from the mouth to the deep pump, the solvent, as necessary, is brought through the reagent tube to the zone above the deep pump and rises to the zone with deposits in the tubing string by starting up in electrical centrifugal pump for the required period of time.

Схема необходимого скважинного оборудования для реализации заявленного способа приведена на чертеже, где условно обозначены позициями: 1 - обсадная колонна, 2 - колонна НКТ, 3 - отложения в средней части колонны, 4 - электроцентробежный насос (ЭЦН) с погружным электродвигателем, 5 - обратный клапан, 6 - реагентная трубка, 7 - отверстия в трубке, 8 - утяжеляющий хвостовик, 9 - центраторы из гибкого углеводородного материала, 10 - устьевой насос, 11 - емкость с растворителем, 12 - станция управления (СУ) скважиной, 13 - линия связи между СУ и устьевым насосом.A diagram of the necessary downhole equipment for the implementation of the claimed method is shown in the drawing, where it is conventionally marked with the positions: 1 - casing string, 2 - tubing string, 3 - deposits in the middle of the string, 4 - electric centrifugal pump (ESP) with a submersible motor, 5 - check valve 6 - reagent tube, 7 - holes in the tube, 8 - weighting shank, 9 - centralizers of flexible hydrocarbon material, 10 - wellhead pump, 11 - solvent tank, 12 - well control station (CS), 13 - communication line between SU and wellhead pump.

Способ доставки растворителя АСПО в зону с отложениями заключается в выполнении следующих процедур:The method for the delivery of AFS solvent to the sediment zone is to perform the following procedures:

1. Колонна НКТ «умной» скважины предварительно снабжается дополнительным оборудованием в виде реагентной трубки 6 и средством диагностики отложений в виде АСПО. В качестве такого средства можно использовать оптоволоконный кабель от устья до глубинного насоса с встроенными датчиками давления и температуры. Известен мировой и российский опыт применения такого оптоволоконного кабеля для диагностики внутреннего состояния колонны лифтовых труб. На чертеже такой диагностический кабель не изображен с тем, чтобы не затемнять детали, необходимые для пояснения заявляемого изобретения.1. The tubing string of the “smart” well is pre-equipped with additional equipment in the form of a reagent tube 6 and a sediment diagnostic tool in the form of paraffin deposits. As such a tool, you can use fiber optic cable from the wellhead to the downhole pump with built-in pressure and temperature sensors. The world and Russian experience of using such a fiber optic cable for diagnosing the internal state of a column of elevator pipes is known. In the drawing, such a diagnostic cable is not shown so as not to obscure the parts necessary to explain the claimed invention.

2. При появлении отложений система диагностики и контроллер станции управления скважиной определяют местоположение отложений по длине насосно-копрессорных труб, определяют примерную толщину и объем отложений, а также рассчитывают необходимый объем растворителя АСПО, исходя из растворяющей способности реагента, находящейся в емкости 11.2. When deposits appear, the diagnostic system and the controller of the well control station determine the location of deposits along the length of the tubing, determine the approximate thickness and volume of deposits, and also calculate the required amount of AFS solvent, based on the dissolving ability of the reagent in tank 11.

3. Расчетный объем растворителя насосом 10 закачивается через трубку 6 в нижнюю часть колонны НКТ.3. The estimated volume of solvent pump 10 is pumped through a tube 6 into the lower part of the tubing string.

4. Накопленный объем растворителя в зоне над обратным клапаном 5 электроцентробежного насоса 4 доводится до верхней границы отложений в колонне НКТ путем пуска электроцентробежного насоса в эксплуатацию на расчетный период времени, который определяется местоположением отложений, внутренним диаметром НКТ и производительностью ЭЦН:4. The accumulated volume of solvent in the area above the check valve 5 of the electric centrifugal pump 4 is brought to the upper boundary of the deposits in the tubing string by putting the electric centrifugal pump into operation for a calculated period of time, which is determined by the location of the deposits, the inner diameter of the tubing and the ESP output:

Figure 00000001
Figure 00000001

где:Where:

ΔT - время работы ЭЦН для подъема растворителя в зону с отложениями;ΔT is the operating time of the ESP for raising the solvent in the zone with deposits;

D - внутренний диаметр колонны НКТ;D is the inner diameter of the tubing string;

d - внешний диаметр реагентной трубки;d is the outer diameter of the reagent tube;

ΔL - длина НКТ от глубинного насоса до нижней границы АСПО;ΔL is the length of the tubing from the deep pump to the lower boundary of the AFS;

QЭЦН - производительность глубинного насоса.Q ESP - depth pump performance.

После доставки растворителя в зону с отложениями контроллер станции управления 12 останавливает работу ЭЦН, наступает период растворения и диспергирования отложений в среде растворителя. После положенного и необходимого времени станция управления запускает глубинный насос в эксплуатацию. После установления режимной эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» система диагностики оценивает степень удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, а контроллер принимает решение о необходимости повторной обработки колонны НКТ.After delivery of the solvent to the zone with deposits, the controller of the control station 12 stops the ESP, the period of dissolution and dispersion of deposits in the solvent medium begins. After the set and necessary time, the control station starts the downhole pump in operation. After establishing the operation of the “reservoir-well-pump” system, the diagnostic system evaluates the degree of removal of asphalt-resin-paraffin deposits, and the controller decides whether to re-treat the tubing string.

В заявляемом изобретении описана одна из сторон скважин будущего - «умных» скважин, когда скважина информирует о своем состоянии без участия персонала предприятия и сама же решает эту возникшую проблему своими средствами. По изобретению предложено в качестве такого средства в борьбе с АСПО использовать реагентную трубку значительного диаметра на стационарной основе внутри колонны НКТ. Такое расположение трубки дает важное преимущество - реагентная трубка внутри НКТ может иметь меньшую толщину бронированного слоя в отличие от трубки в МП. Это в свою очередь позволяет увеличить внутренний диаметр трубки. В этом случае доставка растворителя в нижнюю часть колонны НКТ будет происходить за меньшее время.In the claimed invention describes one of the sides of the wells of the future - "smart" wells, when the well informs about its condition without the participation of the personnel of the enterprise and itself solves this problem by its own means. According to the invention, it is proposed to use a reagent tube of a significant diameter on a stationary basis inside the tubing string as such a means in the fight against ARPD. This arrangement of the tube gives an important advantage - the reagent tube inside the tubing can have a smaller thickness of the armored layer, in contrast to the tube in the MP. This in turn allows you to increase the inner diameter of the tube. In this case, the delivery of solvent to the lower part of the tubing string will occur in less time.

По мнению авторов, благодаря переносу стационарной реагентной трубки из МП в полость колонны НКТ появляется возможность увеличения внутреннего диаметра трубки. По изобретению также предложено лифтировать собранный в нижней части реагент в зону с отложениями с помощью работы глубинного насоса. Эти новшества, мы надеемся, соответствуют критериям «новизна» и «существенное отличие».According to the authors, due to the transfer of the stationary reagent tube from the MP to the cavity of the tubing string, it becomes possible to increase the inner diameter of the tube. According to the invention, it is also proposed to lift the reagent collected in the lower part into a zone with deposits by means of the operation of a submersible pump. These innovations, we hope, meet the criteria of “novelty” and “significant difference”.

Claims (8)

Способ доставки растворителя АСПО в скважине, заключающийся в установке реагентной трубки в скважине на стационарной основе и закачке растворителя в реагентную трубку с устья скважины, отличающийся тем, что реагентную трубку устанавливают внутри колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) по всей ее длине от устья до глубинного насоса, растворитель по мере необходимости доводится по реагентной трубке до зоны над глубинным насосом и поднимается до зоны с отложениями в колонне НКТ с помощью пуска в работу электроцентробежного насоса на необходимый период времени, который определяется по формуле:A method for delivering an AFS solvent in a well, which involves installing a reagent tube in a well on a stationary basis and injecting solvent into a reagent tube from the wellhead, characterized in that the reagent tube is installed inside the tubing string along its entire length from the well to a deep pump, the solvent, as necessary, is brought through the reagent tube to the zone above the deep pump and rises to the zone with deposits in the tubing string by starting up the electric centrifugal pump on walkable period of time, which is determined by the formula:
Figure 00000002
Figure 00000002
 где:Where: ΔT - время работы ЭЦН для подъема растворителя в зону с отложениями;ΔT is the operating time of the ESP for raising the solvent in the zone with deposits; D - внутренний диаметр колонны НКТ;D is the inner diameter of the tubing string; d - внешний диаметр реагентной трубки;d is the outer diameter of the reagent tube; ΔL - длина НКТ от глубинного насоса до нижней границы АСПО;ΔL is the length of the tubing from the deep pump to the lower boundary of the AFS; QЭЦН - производительность глубинного насоса.Q ESP - depth pump performance.
RU2019118850A 2019-06-17 2019-06-17 Method of delivering a solvent in a well RU2709921C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019118850A RU2709921C1 (en) 2019-06-17 2019-06-17 Method of delivering a solvent in a well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019118850A RU2709921C1 (en) 2019-06-17 2019-06-17 Method of delivering a solvent in a well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2709921C1 true RU2709921C1 (en) 2019-12-23

Family

ID=69022760

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019118850A RU2709921C1 (en) 2019-06-17 2019-06-17 Method of delivering a solvent in a well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2709921C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2730152C1 (en) * 2020-02-10 2020-08-19 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Device for reagent delivery into 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
RU2800177C1 (en) * 2023-02-28 2023-07-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for operating well equipped with electric submersible pump under conditions complicated by formation of asphaltene-resin-paraffin deposits, and device for its implementation

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU60979U1 (en) * 2006-10-11 2007-02-10 Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "Инжиниринговая компания "ИНКОМП-НЕФТЬ" DEVICE FOR PREVENTING SEDIMENTS OF ASPHALT-RESIN-PARAFFIN COMPOUNDS IN A TUBE COLUMN
RU2445448C1 (en) * 2010-10-18 2012-03-20 Фаат Фатхлбаянович Хасанов Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column
RU2445449C1 (en) * 2010-09-16 2012-03-20 Ильдар Зафирович Денисламов Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column
RU2560453C1 (en) * 2014-10-10 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well repair method
US20170298717A1 (en) * 2014-06-19 2017-10-19 Saudi Arabian Oil Company Downhole chemical injection method and system for use in esp applications
RU178242U1 (en) * 2017-08-14 2018-03-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина INHIBITOR FEEDING DEVICE

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU60979U1 (en) * 2006-10-11 2007-02-10 Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "Инжиниринговая компания "ИНКОМП-НЕФТЬ" DEVICE FOR PREVENTING SEDIMENTS OF ASPHALT-RESIN-PARAFFIN COMPOUNDS IN A TUBE COLUMN
RU2445449C1 (en) * 2010-09-16 2012-03-20 Ильдар Зафирович Денисламов Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column
RU2445448C1 (en) * 2010-10-18 2012-03-20 Фаат Фатхлбаянович Хасанов Method for removing deposits from bore-hole pump and flow column
US20170298717A1 (en) * 2014-06-19 2017-10-19 Saudi Arabian Oil Company Downhole chemical injection method and system for use in esp applications
RU2560453C1 (en) * 2014-10-10 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well repair method
RU178242U1 (en) * 2017-08-14 2018-03-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина INHIBITOR FEEDING DEVICE

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2730152C1 (en) * 2020-02-10 2020-08-19 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Device for reagent delivery into 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
RU2801012C1 (en) * 2023-02-10 2023-08-01 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for operating well equipped with electric submersible pump under conditions complicated by formation of asphaltene-resin-paraffin deposits, and device for its implementation
RU2800177C1 (en) * 2023-02-28 2023-07-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for operating well equipped with electric submersible pump under conditions complicated by formation of asphaltene-resin-paraffin deposits, and device for its implementation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8316938B2 (en) Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus
RU2709921C1 (en) Method of delivering a solvent in a well
US10273782B2 (en) Method for preventing wax deposition in oil wells with packers
RU2457324C1 (en) Method of evaluation of deposit volume in well flow column
CN106884625A (en) It is a kind of to administer the method altered on oil-water well oil layer sleeve pipe
RU2695724C1 (en) Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well
RU2651728C1 (en) Method of removing aspo from well equipment
CN205823208U (en) A kind of novel returning of oilfield oil well mediates stifled system
RU2381359C1 (en) Method for measurement of disposal amount in production well tubing string
CN104481488A (en) Partial pressure annular pressure control method of plumb shaft coiled tubing sand filling
CN110043224B (en) Oil well shaft blockage removing method
RU2550776C1 (en) Well operation method
RU2610946C1 (en) Method for removing of deposits from flow column of oil wells
RU96167U1 (en) WELL WASHING DEVICE
AU2016401659B2 (en) pH-sensitive chemicals for downhole fluid sensing and communication with the surface
RU2622961C1 (en) Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing
RU2531965C1 (en) Method of well abandonment
US20120125599A1 (en) Artificial Simultaneous Production And Maintenance System Assisted By Mechanical Pumping With Flexible Tubing For Fluid Extraction
RU2600137C1 (en) Method of process well treatment
RU2801012C1 (en) Method for operating well equipped with electric submersible pump under conditions complicated by formation of asphaltene-resin-paraffin deposits, and device for its implementation
RU2730152C1 (en) Device for reagent delivery into well
RU2808285C1 (en) Method for developing super-viscous oil deposits at a late stage
RU2703552C1 (en) Diagnostics method of darp location in well
WO2012087466A1 (en) Inducing flowback of damaging mud-induced materials and debris to improve acid stimulation of long horizontal injection wells in tight carbonate formations
RU2501934C1 (en) Method for preventing fall of borehole equipment to horizontal or side well shaft, and device for its implementation