RU2042793C1 - Method for prevention of paraffin deposits in oil and gas-condensate wells - Google Patents
Method for prevention of paraffin deposits in oil and gas-condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2042793C1 RU2042793C1 SU5045638A RU2042793C1 RU 2042793 C1 RU2042793 C1 RU 2042793C1 SU 5045638 A SU5045638 A SU 5045638A RU 2042793 C1 RU2042793 C1 RU 2042793C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- additive
- paraffin
- well
- gas
- Prior art date
Links
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title abstract 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 39
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 claims abstract 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 24
- 239000000047 product Substances 0.000 description 21
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 8
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000004018 waxing Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к химическим способам борьбы с парафиноотложениями в процессе добычи легких и низковязких нефтей и газоконденсатов и касается методом введения химических добавок (депрессорных присадок или ингибиторов парафиноотложений), предупреждающих застывание добываемого продукта или отложение парафинов в скважинах. The invention relates to chemical methods for controlling paraffin deposits during the production of light and low viscosity oils and gas condensates, and relates to the method of introducing chemical additives (depressant additives or paraffin inhibitors) that prevent solidification of the produced product or deposition of paraffins in wells.
Известен способ предотвращения парафиноотложений в нефтяных скважинах, оборудованных штанговыми насосами путем введения присадки внутрь насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью специальной емкости и дозирующего устройства, установленных на поршне глубинного насоса [1] Для газоконденсатных скважин, работающих за счет энергии пласта или при газлифтном способе эксплуатации, этот метод неприменим. There is a method of preventing paraffin deposits in oil wells equipped with sucker rod pumps by introducing an additive inside the tubing using a special container and a metering device mounted on the piston of a downhole pump [1] For gas condensate wells operating due to formation energy or during gas lift operating method, this method is not applicable.
Более близким к предлагаемому является известный для нефтяных скважин способ предотвращения парафиноотложений путем закачки раствора присадки в затрубное пространство, который попадает в добываемый продукт через открытый конец обсадной колонны и начало НКТ внутрь ее и движется вместе с потоком нефти от забоя скважины к устью [2]
Способ подачи присадок внутрь НКТ через затрубное пространство будет эффективен только тогда, когда соотношение концентрацией молекул присадки и различных сортов молекул (смол, асфальтенов, парафинов) в добываемом продукте в процессе движения потока от забоя к устью будет оставаться неизменным. Это может быть только тогда, когда молекулы присадки и добываемого продукта движутся от места их смешивания до устья скважины с одинаковой скоростью, равной средней скорости общего потока. Это, как правило, имеет место в нефтях со средней и большой вязкостью и молекулярной массой. В скважинах с такими нефтями способ введения присадок через затрубное пространство поэтому, как правило, дает желаемый эффект депрессии температуры застывания и уменьшения парафиноотложений.Closer to the proposed one is a method known for oil wells to prevent paraffin deposits by pumping an additive solution into the annulus, which enters the produced product through the open end of the casing string and the beginning of the tubing inside it and moves with the oil flow from the bottom of the well to the wellhead [2]
The method of supplying additives into the tubing through the annulus will be effective only when the ratio of the concentration of the additive molecules and various types of molecules (resins, asphaltenes, paraffins) in the produced product during the flow from the face to the mouth remains unchanged. This can only be when the additive molecules and the produced product move from the place of their mixing to the wellhead at the same speed equal to the average speed of the total flow. This, as a rule, takes place in oils with medium and high viscosity and molecular weight. In wells with such oils, the method of introducing additives through the annulus therefore, as a rule, gives the desired effect of depression of the pour point and reduction of paraffin deposits.
Однако такой способ неэффективен в случае различия состава добываемого продукта в разных по глубине слоях. Такая ситуация может возникнуть в малодебитных или временно остановленных скважинах, из которых добывают легкие нефти или газоконденсаты, вязкость которых мала. However, this method is ineffective in case of differences in the composition of the extracted product in different depth layers. Such a situation may arise in low-production or temporarily stopped wells, from which light oils or gas condensates are produced, the viscosity of which is low.
Цель изобретения повышение эффективности действия депрессорных присадок и ингибиторов парафиноотложений путем совершенствования методов введения их в скважины с учетом неоднородности по глубине слоев газоконденсата и легких нефтей. The purpose of the invention is to increase the effectiveness of depressant additives and paraffin inhibitors by improving methods for introducing them into wells, taking into account the heterogeneity in depth of the layers of gas condensate and light oils.
В способе предотвращения парфиноотложений в нефтяных и газоконденсатных скважинах, включающем отбор проб добываемого продукта, измерение параметров, определяющих условия парафиноотложения, подбор соответствующей химической добавки и введение ее в добываемый продукт, отбор проб осуществляют из различных по глубине слоев добываемого продукта по параметрам, определяющим условия парафиноотложения, устанавливают местонахождение слоя, потенциально опасного для запарафинивания скважины, после чего к пробам, взятым из потенциально опасного слоя, подбирают соответствующую химическую добавку и вводят ее в указанный слой. In the method for preventing paraffin deposits in oil and gas condensate wells, including sampling the produced product, measuring parameters determining the conditions of paraffin deposition, selecting the appropriate chemical additive and introducing it into the produced product, sampling is carried out from layers of different depth of the extracted product according to the parameters determining the conditions of paraffin deposition , locate the layer that is potentially hazardous for the waxing of the well, and then to the samples taken from the potentially dangerous th layer is selected corresponding to the chemical additive and it is introduced into said layer.
При малых скоростях потока добываемого продукта и малой его вязкости скорость всплывания или осаждения различных дисперсных частиц (в частности, парафинов), присутствующих в нем, может оказаться больше средней скорости потока. В этих случаях содержание парафинов в добываемом продукте станет различным в верхних и нижних участках скважины, поэтому присадка и ее концентрация, подобранные для устьевой пробы, могут оказаться неэффективными для тех слоев нефти или газоконденсата, которые образовались в нижней части скважины в области забоя. Следовательно, вводить присадку в газоконденсатные скважины и скважины, добывающие легкие низковязкие нефти, в отличие от нефтяных скважин, добывающих высоковязкие нефти, надо не на забой скважины и не на уровень окончания обсадных труб, где концентрация парафинов мала, а в тот участок внутренней (насосно-компрессорной, лифтовой) трубы скважины, на котором концентрация, структура и молекулярный вес парафинов в добываемом продукте таковы, что в процессе своего движения к устью и понижения температуры потока из него начнут выпадать парафины в пределах скважины, даже без учета дополнительного обогащения всех слоев движущегося потока добываемого продукта парафинами по мере их подъема от забоя к устью. Учет дополнительного обогащения движущихся слоев продукта парафинами приведет к тому, что кристаллизация парафинов будет происходить на участках ниже устья с температурами, большими устьевой. At low flow rates of the produced product and its low viscosity, the rate of ascent or deposition of various dispersed particles (in particular, paraffins) present in it may be greater than the average flow rate. In these cases, the paraffin content in the produced product will become different in the upper and lower sections of the well, therefore, the additive and its concentration, selected for the wellhead sample, may be ineffective for those layers of oil or gas condensate that formed in the bottom of the well in the bottom hole area. Consequently, an additive must be injected into gas condensate wells and wells producing light low viscosity oils, in contrast to oil wells producing high viscosity oils, it is necessary not to bottom the hole and not to the end level of the casing, where the concentration of paraffins is low, but to that section of the internal (pump -compressor, lift) pipe of the well, on which the concentration, structure and molecular weight of paraffins in the produced product are such that in the process of their movement to the mouth and lowering the flow temperature, paraffin will start to drop out of it s within the well, even without taking into account the additional enrichment of all layers of the moving flow of the extracted product with paraffins as they rise from the bottom to the mouth. Taking into account the additional enrichment of the moving layers of the product with paraffins will lead to the fact that the crystallization of paraffins will occur in areas below the mouth with temperatures greater than the wellhead.
В этом случае концентрация присадки, вводимой в слои, расположенные выше граничного и более близкие к устью, должна быть увеличена. In this case, the concentration of the additive introduced into the layers located above the boundary and closer to the mouth should be increased.
Таким образом, общим для известных и предлагаемого химических способов предотвращения парафиноотложений является этап подбора присадок к добываемому продукту. Он состоит в следующем: депрессорные присадки или ингибиторы парафиноотложений перед их промышленным применением предварительно апробируют эмпирически в лабораторных условиях на пробах нефтей тех скважин, в которых их собираются использовать. Для этого в одну и ту же отобранную пробу нефти, разделенную на несколько частей, в лабораторных условиях вводят апробируемую депрессорную присадку или ингибитор парафиноотложений в нескольких концентрациях при нескольких температурах и сравнивают температуру застывания, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига и вязкости в исходной пробе нефти и в пробе с присадкой или ингибитором при нескольких темпах охлаждения сразу после введения присадки и через различные интервалы времени (час, сутки, неделю, месяц). Thus, common to the known and proposed chemical methods for preventing paraffin deposits is the stage of selection of additives to the extracted product. It consists of the following: depressant additives or paraffin deposition inhibitors, before their industrial use, are preliminarily tested empirically in laboratory conditions using oil samples of the wells in which they are going to be used. To do this, in the same selected oil sample, divided into several parts, under test conditions, an approved depressant additive or paraffin inhibitor in several concentrations at several temperatures is introduced and the pour point, static shear stress, dynamic shear stress and viscosity in the initial oil sample are compared and in a sample with an additive or inhibitor at several cooling rates immediately after the introduction of the additive and at various time intervals (hour, day, week, month).
Та присадка, которая в наибольшей мере понизила температуру застывания, статическое и динамическое напряжение сдвига, вязкость и действие которой в пробе сохранилось наиболее длительное время, признается наиболее эффективной (технически) и рекомендуется для промыслового использования при тех концентрациях, тех температурах введения и тех скоростях охлаждения проб, при которых она оказывается наиболее эффективной в лабораторных условиях. The additive that lowered the pour point to the greatest extent, the static and dynamic shear stress, the viscosity and effect of which remained in the sample for the longest time, is recognized as the most effective (technically) and is recommended for commercial use at those concentrations, those temperatures of introduction and those cooling rates samples in which it is most effective in the laboratory.
На промысле измеряют температуру нефти на том участке скважины, куда предполагается подавать присадку, а также скорости охлаждения нефти при движении ее по стволу скважины от места ввода присадки до устья скважины. In the field, the temperature of the oil is measured at the section of the well where the additive is to be fed, as well as the cooling rate of the oil when it moves along the wellbore from the place of injection of the additive to the wellhead.
Если температура нефти в месте ввода присадки равна или выше той, при которой присадка начинает работать, то присадку можно вводить. Если температура на участке ввода ниже той, при которой присадка начинает действовать, то вводить ее бессмысленно. If the oil temperature at the injection site is equal to or higher than that at which the additive begins to work, then the additive can be introduced. If the temperature at the input site is lower than that at which the additive begins to act, then it is pointless to introduce it.
Если скорость потока нефти такова, что скорость охлаждения нефти от места ввода до участка скважины с той температурой, при которой из нефти начинают выпадать парафины, меньше или равна той, при которой присадка еще действует, то ее можно вводить. Если же скорость охлаждения нефти в скважине больше той, при которой присадка уже не действует, то надо подбирать другую присадку. If the oil flow rate is such that the oil cooling rate from the injection site to the well site with the temperature at which paraffins begin to drop out of the oil is less than or equal to that at which the additive is still active, then it can be introduced. If the cooling rate of oil in the well is greater than that at which the additive no longer works, then you need to select another additive.
Из-за малой вязкости газоконденсатов при температурах выше температуры начала кристаллизации парафинов относительное содержание в газоконденсате легких и тяжелых фракций и парафинов различной молекулярной массы будет различно на разных глубинах скважины. Более тяжелые парафины выпадут в осадок, а более легкие всплывут на устье скважины. В середине скважины должно быть наименьшее количество парафинов. Due to the low viscosity of gas condensates at temperatures above the onset temperature of paraffin crystallization, the relative content of light and heavy fractions and paraffins of different molecular weights in the gas condensate will be different at different depths of the well. Heavier paraffins will precipitate, and lighter ones will float at the wellhead. In the middle of the well should be the least amount of paraffins.
Таким образом, в тех случаях, когда скорость потока газоконденсата или легкой нефти меньше скорости всплывания или осаждения парафинов, вводить присадку на забой скважины или на уровне конца обсадной колонны становится бессмысленно, поскольку состав газоконденсата или легких нефтей в этих участках скважины будет резко отличаться от того, который имеет место на тех участках, где начинается кристаллизация парафинов. Следовательно, вводить присадку в газоконденсатные скважины или скважины, добывающие легкие нефти, в отличие от нефтяных, добывающих высоковязкую нефть, надо не на забой скважины и не на уровне окончания обсадных колонн, а только в том участке скважины, куда всплывут парафины и где они начинают кристаллизироваться. Thus, in cases where the flow rate of gas condensate or light oil is less than the rate of paraffin float or sedimentation, it makes no sense to add an additive to the bottom of the well or at the level of the end of the casing, since the composition of the gas condensate or light oils in these sections of the well will be very different , which takes place in those areas where crystallization of paraffins begins. Consequently, an additive must be injected into gas condensate wells or wells producing light oils, in contrast to oil wells producing highly viscous oil, it is necessary not to bottom the hole and not at the end of the casing, but only in that section of the well where the paraffins will surface and where they start crystallize.
Основные отличия существующих и предлагаемого химического способов предотвращения остановок скважин вследствие их запарафинивания или застывания в них добываемого продукта связаны с необходимостью учета различия состава добываемого продукта на разных участках скважины по высоте и состоят в следующем. The main differences between the existing and the proposed chemical methods for preventing well shutdowns due to waxing or solidification of the produced product in them are related to the need to take into account the differences in the composition of the produced product in different sections of the well in height and are as follows.
Исследуют температуры начала кристаллизации парафинов и температуры застывания не одной пробы, взятой на устье, в середине или на забое скважины, а по крайней мере всех трех или большего количества проб, взятых из разных слоев добываемого продукта с разных глубин скважины, и находят некоторый граничный слой, выше которого расположен слой, где кристаллизация парафинов или застывание добываемого продукта происходят при температурах равных или больше температуры на устье скважины, т.е. такой слой, который является потенциально опасным для запарафинивания скважины. The temperatures of the onset of paraffin crystallization and the pour point of not one sample taken at the wellhead, in the middle or at the bottom of the well, but at least all three or more samples taken from different layers of the produced product from different depths of the well are examined, and some boundary layer is examined above which there is a layer where the crystallization of paraffins or solidification of the produced product occurs at temperatures equal to or greater than the temperature at the wellhead, i.e. a layer that is potentially hazardous for the well to paraffin.
Присадку и ее концентрацию подбирают не к произвольно взятой пробе (с устья, середины или забоя скважины), а к пробе, взятой из потенциально опасного слоя. The additive and its concentration are selected not for an arbitrarily taken sample (from the wellhead, middle or bottom of the well), but to a sample taken from a potentially dangerous layer.
Присадка, подобранная к пробам из потенциально опасного для запарафинивания скважины слоя добываемого продукта, вводится в нужном количестве внутрь насосно-компрессорной (лифтовой) трубы не через затрубное пространство в слой на уровне конца обсадной колонны или НКТ, а через третью трубу, опущенную внутрь НКТ через устье скважины в потенциально опасный слой через систему калиброванных отверстий, расположенных на разном расстоянии от заглушенного конца третьей трубы. The additive selected for the samples from the layer of the product that is potentially dangerous for the well to paraffin the well is injected in the right amount into the tubing (elevator) pipe not through the annulus into the layer at the level of the end of the casing or tubing, but through a third pipe lowered into the tubing through the wellhead into a potentially hazardous layer through a system of calibrated holes located at different distances from the plugged end of the third pipe.
Если кристаллизация парафинов при устьевой температуре tупроисходит в пробе, взятой с глубины отбора hотб, равной 500 м, и в пробах, взятых с глубины hотб > 500 м, кристаллизация парафинов начинается при температурах tи < tу, то к пробе, взятой с глубины hотб 500 м, надо подбирать присадку и ее концентрацию, а к пробам из вышележащих слоев в случае, если кристаллизация в них начинается при t > tу, надо подбирать только концентрацию присадки, уже подобранной для пробы с глубины 500 м. Вводить подобранную присадку в необходимом количестве нужно будет на глубину 500 м, а при необходимости и в вышележащие слои, в количестве большем, чем в слой на глубине 500 м, через отверстия большего, чем на глубине 500 м, диаметра или большего, чем на глубине 500 м, количества.If the crystallization of paraffins at the wellhead temperature t y occurs in a sample taken from a sampling depth h sam of 500 m and in samples taken from a depth of h sam > 500 m, the crystallization of paraffins begins at temperatures t and <t y , then the sample taken from a depth h of sampling 500 m, it is necessary to select the additive and its concentration, and to samples from overlying layers if crystallization in them begins at t> tу, only the concentration of the additive, already selected for the sample from a depth of 500 m, should be selected. It will be necessary to enter the selected additive in the required amount on a depth of 500 m, and, if necessary, into the overlying layers, in an amount greater than that of a layer at a depth of 500 m, through openings of a larger quantity than at a depth of 500 m, a diameter or greater than at a depth of 500 m.
Известные способы введения химических добавок разработаны для потоков добываемого продукта однородного состава и не учитывают возможной неоднородности состава продукта по высоте скважины. Known methods for introducing chemical additives are designed for flows of the produced product of a homogeneous composition and do not take into account the possible heterogeneity of the composition of the product along the height of the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5045638 RU2042793C1 (en) | 1992-03-27 | 1992-03-27 | Method for prevention of paraffin deposits in oil and gas-condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5045638 RU2042793C1 (en) | 1992-03-27 | 1992-03-27 | Method for prevention of paraffin deposits in oil and gas-condensate wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2042793C1 true RU2042793C1 (en) | 1995-08-27 |
Family
ID=21605949
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5045638 RU2042793C1 (en) | 1992-03-27 | 1992-03-27 | Method for prevention of paraffin deposits in oil and gas-condensate wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2042793C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186202C1 (en) * | 2001-06-27 | 2002-07-27 | Башкирский государственный университет | Method of selecting potentially efficient reagents for removal and prevention of resinous-paraffin accumulations |
| RU2307233C2 (en) * | 2003-06-25 | 2007-09-27 | Родиа Шими | Method for oil field excitation with the use of different scaling inhibitors |
| RU2710050C1 (en) * | 2019-01-22 | 2019-12-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of development of complex deposits with low reservoir pressure and temperature |
| RU2738147C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-12-08 | Ильдар Зафирович Денисламов | Well inhibiting method from asphaltene-resin-paraffin deposits |
| RU2740462C1 (en) * | 2020-04-16 | 2021-01-14 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Method of preventing formation of asphaltene, resinous paraffin deposits (arpd) in lift pipes during gas-lift operation of oil wells |
-
1992
- 1992-03-27 RU SU5045638 patent/RU2042793C1/en active
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 1. Мурсалова М.А., Эфендиев Н.Г. и др. Разработка и применение способов борьбы с парафиноотложениями на нефтегазовых месторождениях. М., ВНИИЭгазпром, 1986, с.48. Обзорная информация. Серия. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Вып.12, с.10. * |
| 2. Авторское свидетельство СССР N 1219789, кл. E 21B 37/06, 1986. * |
| 3. Авторское свидетельство СССР N 1553653, кл. E 21B 37/00, 1988. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186202C1 (en) * | 2001-06-27 | 2002-07-27 | Башкирский государственный университет | Method of selecting potentially efficient reagents for removal and prevention of resinous-paraffin accumulations |
| RU2307233C2 (en) * | 2003-06-25 | 2007-09-27 | Родиа Шими | Method for oil field excitation with the use of different scaling inhibitors |
| RU2710050C1 (en) * | 2019-01-22 | 2019-12-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of development of complex deposits with low reservoir pressure and temperature |
| RU2738147C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-12-08 | Ильдар Зафирович Денисламов | Well inhibiting method from asphaltene-resin-paraffin deposits |
| RU2740462C1 (en) * | 2020-04-16 | 2021-01-14 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Method of preventing formation of asphaltene, resinous paraffin deposits (arpd) in lift pipes during gas-lift operation of oil wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Haskett et al. | A practical solution to the problem of asphaltene deposits-Hassi Messaoud Field, Algeria | |
| US4354553A (en) | Corrosion control downhole in a borehole | |
| US6234030B1 (en) | Multiphase metering method for multiphase flow | |
| US4347899A (en) | Downhold injection of well-treating chemical during production by gas lift | |
| Reynolds et al. | Produced water and associated issues | |
| EP3129444B1 (en) | Tagged paraffin inhibitors and asphaltene inhibitors for use in subterranean operations | |
| EA024535B1 (en) | Apparatus and method for characterising sag in fluids | |
| US11162023B2 (en) | Method for treatment of bottomhole formation zone | |
| AU2016250381A1 (en) | Determining residual surfactant concentrations in produced water | |
| RU2042793C1 (en) | Method for prevention of paraffin deposits in oil and gas-condensate wells | |
| RU2377172C1 (en) | Underground gas storages in depleted oil and oil and gas reservoirs construction and operation method | |
| RU2332557C1 (en) | Method for cleaning near wellbore region of injection wells | |
| RU2651728C1 (en) | Method of removing aspo from well equipment | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| Struchkov et al. | Laboratory investigation of organic-scale prevention in a Russian oil field | |
| US20200347284A1 (en) | Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells | |
| Martyushev | Modeling and prediction of asphaltene-resin-paraffinic substances deposits in oil production wells | |
| RU2682827C1 (en) | Method for removal of asphalt-resin-paraffin deposits from a petroleum wells | |
| RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2610946C1 (en) | Method for removing of deposits from flow column of oil wells | |
| US4724907A (en) | Method and device for blending surfactant mixtures for treatment of oil wells | |
| Viet et al. | Prevention of asphalt, resin and paraffin deposits using various technologies | |
| RU2797160C1 (en) | Method of treatment of the near-wellbore zone | |
| RU2846588C1 (en) | Method of controlling the formation of asphalt-resin-paraffin deposits in tubing of gas lift wells during production of high pour-point abnormal oil | |
| RU2851967C1 (en) | Method for determining volume of deposits in lift pipe column of oil well |