Устройство для термохимической обработки скважин


 


Владельцы патента RU 2473783:

Беляев Юрий Александрович (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может найти применение для очистки нефтяных и газовых скважин от отложений. Устройство выполнено в виде концентрически расположенных алюминиевых наружной тонкостенной перфорированной трубки и внутренней трубки или штока, заполнено химически активным веществом в виде полых цилиндров, спрессованных из крошек кальция и алюминия. Цилиндры нанизаны на внутреннюю трубку или шток и помещены в наружную перфорированную трубку. Торцевые концы устройства закрыты при помощи крышек, имеющих внутреннее отверстие по диаметру внутренней трубки или штока и круглую резьбу на наружной части. Головная часть устройства выполнена в виде оливы. На крышке в хвостовой части устройства имеются отверстия диаметром 2-4 мм. Площадь живого сечения перфорации наружной трубки составляет от 5 до 50% площади ее поверхности и увеличивается от хвостовой части к головной на 2% площади трубки на каждые 5 см ее длины. Соотношение кальция и алюминия составляет 70:30; 60:40 и 50:50 вес.%, при этом плотность химически активного вещества изменяется от 1,1 до 1,5 г/см3, внутренняя трубка имеет стенку в 1,5 раза толще наружной. Отверстия на крышке в хвостовой части устройства выполнены под углом 30° к оси трубок. Повышается эффективность и надежность. 1 ил.

 

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтегазодобыче, и может найти применение для очистки нефтяных фонтанных, газлифтных скважин, оборудованных насосами типа УЭЦН, а также газовых скважин от асфальтеносмолопарафиновых (АСПО) и парафиногидратных отложений (ПГО).

Известно устройство для удаления асфальтеносмолопарафиновых и/или парафиногидратных отложений в скважине, включающее корпус, выполненный из цельного массива щелочного или щелочноземельного металла, а в качестве изолирующей поверхности корпуса служит алюминиевая фольга, с нанесенным на ее поверхность слоем битума с утяжелителем (Патент РФ №2122628, опубликован в 1997 г.).

Недостатком этого способа является то, что в корпусе устройства нет регулярной и достаточной перфорации, следовательно, реакция активного химического элемента будет протекать медленно и неравномерно. Используемая в качестве изолятора фольга, покрытая битумом и утяжелителем, в процессе реакции в скважине не до конца растворяется и будет засорять скважину. Применение щелочного металла, например натрия (калия, лития), в процессе реакции с продукцией скважин ведет к образованию мелких шариков, насыщенных водородом, которые всплывают на поверхность и в присутствии кислорода воздуха дают вспышку, что может привести к взрыву. Устройство имеет низкую надежность при эксплуатации.

Известно устройство для разрушения асфальтено-смолистых и парафиногидратных отложений в скважине, которое включает оболочку, выполненную из алюминиевой фольги и заполненную химически активной массой из щелочных металлов, причем активная масса изолирована снаружи битумом, затем алюминиевой фольгой, на которую нанесен слой парафина и трансформаторного масла, покрытый снаружи алюминиевой пудрой. Химически активная масса представлена в виде двух половинок цилиндра с внутренней выемкой на смежных поверхностях, заполненной утяжелителем (Патент РФ №2105867, опубликован в 1998 г.). Устройство снабжено транспортной упаковкой.

Недостатком данного устройства является то, что алюминиевая оболочка, покрытая с внутренней стороны битумом, а с внешней парафином, не будет растворяться и будет засорять скважину. Вскрытая оболочка с торцевых сторон будет иметь малый контакт с жидкостью продукции скважин, а следовательно, низкий процент тепловыделения, вследствие чего в условиях вечной мерзлоты такие устройства не могут быть использованы. При вскрытой поверхности головной части элемента выделяющийся в процессе реакции газ будет выталкивать устройство вверх, замедляя и так низкую скорость его прохождения. Кроме того, в процессе реакции щелочные металлы (например, натрий) образуют мелкие шарики, насыщенные водородом, которые всплывают на поверхность и при контакте с воздухом дают вспышку, что может привести к аварии, что указывает на ненадежность конструкции. Кроме того, вскрытая с торцовых поверхностей оболочка без регулярной перфорации не позволяет протекания интенсивной реакции, что не обеспечит возможность очистки НКТ в условиях вечной мерзлоты.

Наиболее близким аналогом по назначению и совокупности признаков является устройство для термохимической обработки скважин, раскрытое в патенте на полезную модель RU 99059 U1, 10.11.2010. Устройство включает корпус, выполненный в виде алюминиевых концентрически расположенных тонкостенных наружной перфорированной трубки и внутренней трубки или тонкостенной алюминиевой наружной перфорированной трубки и штока, заполненной химически активным веществом в виде полых цилиндров, спрессованных из крошек кальция и алюминия и нанизанных на внутреннюю трубку или шток и помещенных в наружную перфорированную трубку.

Недостатком известного устройства является недостаточная перфорация, что затрудняет работу устройств при очистке нефтяных скважин и делает невозможным очистку газогидратных скважин в условиях вечной мерзлоты, а также наличие тонкостенной внутренней трубки, которая прореагирует в первую очередь и выделяющееся тепло реакции будет расходоваться нетехнологично.

Целью изобретения является разработка высоко эффективного надежного устройства, позволяющего очищать насосно-компрессорные трубы нефтяных, газоконденсатных и газовых скважин от АСПО и ПГО, в том числе и в условиях вечной мерзлоты.

Поставленная цель достигается тем, что корпус, выполненный в виде концентрически расположенных алюминиевых наружной тонкостенной перфорированной трубки и внутренней трубки или концентрически расположенных наружной тонкостенной перфорированной трубки и штока, заполненный химически активным веществом в виде полых цилиндров, спрессованных из крошек кальция и алюминия, цилиндры нанизаны на внутреннюю трубку или шток и помещены в наружную перфорированную трубку, причем площадь живого сечения наружной трубки увеличивается от хвостовой части к головной, при этом плотность химически активного вещества изменяется от 1,1 до 1,5 г/см3, торцовые концы устройств закрыты при помощи крышек, имеющих внутреннее отверстие по диаметру внутренней трубки или штока и круглую резьбу на наружной части, внутренняя трубка с одной стороны выдвинута и имеет наружную резьбу, с другой стороны трубки также выполнена резьба, головная часть устройства выполнена в виде «оливы», на крышке в хвостовой части устройства имеются отверстия диаметром 2-4 мм, выполненные под углом по отношению к оси трубок, устройство снабжено транспортной упаковкой, представляющей собой два рукава - один в одном из плотного полиэтилена, заполненных последовательно аргоном и запаянных с внутрирасположенным устройством.

В предлагаемом устройстве перфорация тонкостенной наружной трубки составляет от 5 до 50% площади ее поверхности, причем площадь живого сечения наружной перфорированной трубки увеличивается от хвостовой к головной части на 2% площади трубки на каждые 5 см ее длины, соотношение кальция и алюминия составляет 70:30; 60:40 и 50:50 соответственно, внутренняя трубка имеет стенку в 1,5 раза толще стенки наружной, отверстия на крышке в хвостовой части устройства выполнены под углом 30° к оси трубок, внутренняя трубка или шток, имеющий толщину 6-8 мм, с одной стороны выдвинуты на 20 мм и имеют наружную резьбу длиной 10 мм, с другой стороны - внутреннюю резьбу. Конструкция выполнена прочно и надежно. Во время работы при взаимодействии устройства с продукцией скважин все детали устройства полностью растворяются, не засоряя скважину. Продукты реакции во время работы не создают условий пожароопасности. Высокая тепловая мощность устройства позволяет очищать «глухие» (полностью забитые) нефтяные, газоконденсатные и газовые скважины от АСПО и ПГО даже в условиях вечной мерзлоты.

Признаками изобретения являются.

1. Корпус, выполненный в виде концентрически расположенных алюминиевых наружной перфорированной и внутренней трубки или наружной перфорированной трубки и штока, заполненный химически активным веществом.

2. Химически активное вещество выполнено в виде полых цилиндров, спрессованных из крошек кальция и алюминия, цилиндры нанизаны на внутреннюю трубку или шток и помещены в наружную перфорированную трубку.

3. Процентное выражение площади перфорации наружной трубки.

4. Процентное соотношение изменения площади перфорации «живого сечения» по длине трубки.

5. Вид транспортной упаковки.

6. Изменение плотности реагента.

7. Конфигурация крышек.

8. Состав химически активной массы.

9. Соотношение компонентов.

10. Соотношение толщины внутренней и наружной трубки.

11. Размер диаметра штока.

12. Размер выдвинутых частей внутренней трубки или штока и размер длины резьбы на них.

13. Угол наклона отверстий на хвостовой крышке.

Признаки 1-2, 5-8 являются общими с прототипом, признаки 3, 4, 9-13 являются существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Во время эксплуатации скважин на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) отлагаются высокомолекулярные асфальтеносмолистые и парафиновые отложения, входящие в состав нефти. При отсутствии постоянного контроля эти соединения накапливаются, перекрывают «живое» сечение НКТ и полностью забивают скважину.

В попутном и природном газе помимо газов парафинового ряда содержится сероводород, диоксид углерода, азот и другие соединения, способствующие образованию газогидратов, которые также отлагаются на стенках труб и могут перекрывать их «живое» сечение и полностью забивать скважину. Ремонт таких скважин связан с большими материальными затратами и привлечением большого количества технических средств.

Для решения этих задач предложены устройства для термохимической обработки скважин. Однако большинство из них энергетически маломощны, пожароопасны и не могут эксплуатироваться в условиях вечной мерзлоты, где в настоящее время в большей степени сосредоточены нефтяные и газовые месторождения.

В изобретении предлагается устройство, которое обладает гораздо большей тепловой мощностью по сравнению с предлагаемыми решениями и совершенно безопасно в эксплуатации.

Предлагаемое устройство (см. чертеж) выполнено в виде концентрически расположенных алюминиевых наружной тонкостенной перфорированной трубки и внутренней трубки или концентрически расположенных наружной тонкостенной перфорированной трубки и штока, заполнено химически активным веществом в виде полых цилиндров, спрессованных из крошек кальция и алюминия, цилиндры нанизаны на внутреннюю трубку или шток и помещены в наружную перфорированную трубку, причем площадь живого сечения наружной трубки увеличивается от хвостовой части к головной, при этом плотность химически активного вещества изменяется от 1,1 до 1,5 г/см3, торцовые концы устройств закрыты при помощи крышек, имеющих внутреннее отверстие по диаметру внутренней трубки или штока и круглую резьбу на наружной части, внутренняя трубка с одной стороны выдвинута и имеет наружную резьбу, с другой стороны трубки также выполнена резьба, головная часть устройства выполнена в виде «оливы», на крышке в хвостовой части устройства имеются отверстия диаметром 2-4 мм, выполненные под углом по отношению к оси трубок, устройство снабжено транспортной упаковкой, представляющей собой два рукава - один в одном из плотного полиэтилена, заполненных последовательно аргоном и запаянных с внутрирасположенным устройством, при этом перфорация тонкостенной наружной трубки составляет от 5 до 50% площади ее поверхности, причем площадь живого сечения наружной перфорированной трубки увеличивается от хвостовой к головной части на 2% площади трубки на каждые 5 см ее длины, соотношение кальция и алюминия составляет 70:30; 60:40 и 50:50 соответственно, внутренняя трубка имеет стенку в 1,5 раза толще стенки наружной, отверстия на крышке в хвостовой части устройства выполнены под углом 30° к оси трубок, внутренняя трубка или шток, имеющий толщину 6-8 мм, с одной стороны выдвинуты на 20 мм и имеют наружную резьбу длиной 10 мм, с другой стороны - внутреннюю резьбу.

Предлагаемая конструкция устройства позволяет эффективно очищать нефтяные, газоконденсатные и газовые скважины как в процессе межремонтной очистки, так и при очистке «глухих», т.е. полностью забитых скважин, в том числе и в условиях вечной мерзлоты.

ПРИМЕРЫ КОНКРЕТНОГО ВЫПОЛНЕНИЯ

Пример 1. Корпус, выполненный в виде двух концентрически расположенных трубок диаметром 40 и 10 мм, с толщиной стенки 0,5 и 0,75 мм соответственно, заполнен спрессованными полыми цилиндрами из крошек кальция и алюминия в соотношении 70:30 соответственно, нанизанными на внутреннюю трубку и помещенными в наружную. Длина устройства 300 мм. Площадь живого сечения перфорации наружной трубки составляет 5% от площади поверхности трубки, причем она увеличивается на 2% от общей площади от хвостовой части к головной на каждые 5 см. Устройство закрыто алюминиевыми крышками, причем на хвостовой части крышки, по окружности насверлены отверстия диаметром 2 мм, которые расположены под углом 30 градусов к оси устройства. С противоположной стороны во внутренней трубке нарезана внутренняя резьба.

Пример 2. Устройство выполнено по примеру 1, причем площадь живого сечения перфорации наружной трубки составляет 25%, соотношение элементов кальция и алюминия составляет 60:40 соответственно. Внутренняя трубка выдвинута с одной стороны на 20 мм, имеет резьбу длиной 10 мм и резьбу с противоположной стороны.

Пример 3. Корпус, выполненный в виде концентрически расположенных алюминиевых наружной тонкостенной перфорированной трубки диаметром 42 мм и штока диаметром 8 мм, выдвинутым с одной стороны на 20 мм и имеющим резьбу длиной 10 мм и внутреннюю резьбу с противоположной стороны. Площадь живого сечения перфорации наружной трубки составляет 50% от площади ее поверхности, причем она увеличивается на 2% от общей площади от хвостовой части к головной на каждые 5 см. Устройство заполнено спрессованными полыми цилиндрами из крошек кальция и алюминия в соотношении 50:50 соответственно, нанизанными на шток и помещенными в наружную трубку. Длина устройства 500 мм. На хвостовой части крышки, по окружности насверлены отверстия диаметром 4 мм, расположенные под углом 30 градусов к оси устройства.

Пример 4. Устройство выполнено по примеру 3, причем толщина алюминиевого штока составляет 6 мм.

Заявленное устройство по сравнению с прототипом более совершенно по конструкции, более энергетически мощное, увеличивает эффективность очистки скважин от АСПО и ПГО. Оно способно восстанавливать «глухие» нефтяные, газоконденсатные и газовые скважины даже в условиях вечной мерзлоты, уменьшает коррозию стенок НКТ, увеличивает время межремонтного пробега в 1,5-2 раза, является абсолютно безопасном в эксплуатации.

Устройство, выполненное в виде концентрически расположенных алюминиевых наружной тонкостенной перфорированной трубки и внутренней трубки или концентрически расположенных наружной тонкостенной перфорированной трубки и штока, заполнено химически активным веществом в виде полых цилиндров, спрессованных из крошек кальция и алюминия, цилиндры нанизаны на внутреннюю трубку или шток и помещены в наружную перфорированную трубку, причем площадь живого сечения наружной трубки увеличивается от хвостовой части к головной, при этом плотность химически активного вещества изменяется от 1,1 до 1,5 г/см3, торцевые концы устройства закрыты при помощи крышек, имеющих внутреннее отверстие по диаметру внутренней трубки или штока и круглую резьбу на наружной части, внутренняя трубка с одной стороны выдвинута и имеет наружную резьбу, с другой стороны трубки также выполнена резьба, головная часть устройства выполнена в виде «оливы», на крышке в хвостовой части устройства имеются отверстия диаметром 2-4 мм, выполненные под углом по отношению к оси трубок, устройство снабжено транспортной упаковкой, представляющей собой два рукава - один в одном из плотного полиэтилена, заполненных последовательно аргоном и запаянных с расположенным внутри устройством, отличающееся тем, что площадь живого сечения перфорации тонкостенной наружной трубки составляет от 5 до 50% площади ее поверхности, причем площадь живого сечения наружной перфорированной трубки увеличивается от хвостовой к головной части на 2% площади трубки на каждые 5 см ее длины, а соотношение кальция и алюминия в цилиндрах составляет 70:30; 60:40 и 50:50 вес.% соответственно, внутренняя трубка имеет стенку в 1,5 раза толще стенки наружной, отверстия на крышке в хвостовой части устройства выполнены под углом 30° к оси трубок, внутренняя трубка или шток, имеющий толщину 6-8 мм, с одной стороны выдвинуты на 20 мм и имеют наружную резьбу длиной 10 мм, с другой стороны - внутреннюю резьбу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость для предотвращения отложения солей на рабочих органах электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. .

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, газа, газоконденсата и других полезных ископаемых. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для очистки призабойной зоны пласта. .

Изобретение относится к способу удаления отложений из трубопроводов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для очистки нефтесборных трубопроводов от отложений с помощью растворителей.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к установкам для дозированной подачи химического реагента в продуктопровод, например, в скважину или в трубопроводы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к технике, предназначенной для периодической закачки в скважины различных видов ингибиторов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам по удалению парафиновых отложений с колонны лифтовых труб растворителем.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологиям очистки скважинного насоса от отложений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для дозированной подачи жидких реагентов в нефте- или газопроводы при обработке призабойной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предупреждения образования отложений неорганических соединений солей в процессе добычи нефти в скважинах с исправным состоянием обсадных колонн и оборудованных УЭЦН

Изобретение относится к автономным устройствам для доставки реагента в скважину и его дозирования в добываемую жидкость

Изобретение относится к нефтяной промышленности

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может использоваться при защите от внутренней коррозии трубопроводов системы сбора нефти с высокой обводненностью на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Производят дозирование ингибитора коррозии перед насосами, производящими периодическую откачку продукции скважин из резервуаров по мере их заполнения. После заполнения резервуара производят автоматическую откачку разделившейся на нефть и воду продукции скважин насосом, при этом производят дозирование ингибитора коррозии в приемный коллектор насоса для откачки продукции скважин насосом-дозатором. Запуск насоса-дозатора производят автоматически и синхронизируют с запуском насоса для откачки продукции скважин. Остановку насоса-дозатора производят автоматически при снижении обводненности перекачиваемой продукции скважин до 30%. Для контроля обводненности откачиваемой продукции скважин на напорный нефтепровод устанавливают поточный прибор для измерения содержания воды. Техническим результатом является уменьшение расхода ингибитора коррозии и увеличение защитного эффекта от коррозии. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями при добыче парафинистой нефти. Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины включает создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов, вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб. Предварительно строят кривые распределения температуры скважинного потока в интервалах эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса и колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья с учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса, кривые распределения давления в скважине в указанных выше интервалах и кривые распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине с учетом изменения давления в скважине и газосодержания нефти в процессе подъема газожидкостной смеси согласно формуле: tнi=tнд+A1·Pi/Pнас-A2Гi/Г0, где tнi - температура насыщения нефти парафином в скважине; tнд - температура насыщения дегазированной нефти; Pi - ряд последовательных значений давления в заданном интервале, МПа; Pнас - давление насыщения нефти газом; Гi - газонасыщенность нефти при соответствующих значениях давления Pi и температуре Ti, м3/м3; Г0 - газосодержание нефти при давлении Pнас; A1 и A2 - корреляционные коэффициенты, зависящие от состава и свойств нефти. По построенным кривым распределения в точке пересечения температуры скважинного потока и температуры насыщения нефти парафином определяют глубину и термодинамические условия интенсивной парафинизации в скважине. Далее с учетом определяемых условий подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса расплавленного парафина. Технический результат - повышение эффективности борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к устройствам для подачи химических реагентов в скважину. Устройство содержит цилиндрический корпус с заглушкой и отверстиями в верхней части, заполненный ниже уровня отверстий реагентом с образованием свободной полости. В заглушке выполнено сквозное отверстие, снаружи перекрытое дозатором, а со стороны свободной полости - рукавным фильтром из полимерного материала. На корпусе установлена муфта с отверстиями для выноса разбавленного реагента, поступающего из свободной полости через дозатор. Изобретение обеспечивает продолжительное равномерное поступление реагента в пластовую жидкость. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов, включающем закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера, указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода - остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 1 з.п. ф-лы, 19 пр., 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса. В качестве растворяющего отложения реагента предложено использовать горячую нефть по технологии динамического воздействия. С этой целью выше и ниже глубинного насоса предварительно устанавливают камеры одинакового объема с электронагревательным элементом и датчиками температуры. Скважинную нефть после остановки ЭЦН нагревают до необходимой температуры в нижней камере и перемещают через полость насоса самим же насосом в верхнюю камеру нагрева. Для снижения скорости движения горячей нефти через полость насоса производительность последнего снижают с помощью частотного регулятора тока. При наличии клапана обратного трехпозиционного (КОТ) над верхней камерой нагрева горячую нефть возвращают обратно в нижнюю камеру с устья скважины с помощью передвижного насосного агрегата типа ЦА-320. При отсутствии выше насоса и верхней камеры нагрева обратного клапана типа КОТ горячая нефть самотеком под действием сил гравитации спускается в нижнюю камеру. Общее время циклического воздействия горячей нефти на отложения в полости глубинного электроцентробежного насоса должно быть равным времени, необходимому для полного растворения АСПО. Это время предварительно определяется в лабораторных условиях с моделированием скважинных условий. Периодическое применение способа на осложненных скважинах позволит повысить сроки их безаварийной эксплуатации. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх