CC BY
26РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276
Л.А. Магадова, д.т.н., профессор, Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), е-mail: magadova0108@himeko.ru; М.А. Черыгова, аспирант, Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: maria_cher88@mail.ru
Разработка многофункционального состава и технологии глушения и промывки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений в условиях аномально низкого пластового давления
В статье показана актуальность проблемы образования и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважинах с аномально низким пластовым давлением. Использование промывочных жидкостей на водно-солевой основе в скважинах с низким пластовым давлением не позволяет достичь эффективной промывки от отложений из-за их высокой фильтрации в пласт. Предложено решение представленной проблемы, заключающееся в разработке многофункциональной нефильтрующейся полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин (ПСЖГП). Описаны основные этапы разработки состава: выбор поверхностно-активного вещества, обладающего эффективными диспергирующей, смачивающей и отмывающей способностями по отношению к отложениям, изучаемых в работе; выбор углеводородных растворителей, характеризующихся высокими диспергирующей, растворяющей и моющей способностями от АСПО различных типов, изучаемых в работе; разработка технологической жидкости для глушения и промывки скважин на основании полученных данных и комплексной технологии промывки с ее применением. Технологическая жидкость разрабатывалась на основе состава полисахаридной жидкости глушения скважин, характеризующегося низкими фильтрационными потерями, регулируемой плотностью в широких пределах, но не обладающего отмывающими свойствами от АСПО. Благодаря использованию в составе ПСЖГП специально подобранного поверхностно-активного вещества и смеси углеводородных растворителей различной природы удалось получить технологическую жидкость, обладающую помимо положительных фильтрационных характеристик эффективными отмывающими свойствами от АСПО различных типов.
Разработанная технологическая жидкость позволит решить проблему отсутствия циркуляции при промывке скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с аномально низким пластовым давлением, а ее высокая отмывающая способность позволит достичь эффективного удаления отложения.
Ключевые слова: жидкость для глушения скважин, асфальтосмолопарафиновые отложения, аномально низкое пластовое давление, поверхностно-активные вещества, углеводородный растворитель.
L.A. Magadova, Gubkin Russian State University of OH and Gas (Moscow, Russia), Doctor of Technical Sciences, professor, e-mail: magadova0108@himeko.ru; M.A. Cherygova, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), candidate, e-mail: maria_cher88@mail.ru
Development of multifunction composition and technology of killing and washing out of the paraffin deposits in the wells with abnormal low reservoir pressure
The article shows the urgency of the problem of formation and removal of paraffin deposits in the wells with abnormally low reservoir pressure. The use of aqueous saline washing fluids in the wells with a low formation pressure fails to achieve effective flushing of deposits due to their high filtering into the formation. The presented solution to the problem is to develop multi-functional polysaccharide non-filtering well killing and washing fluid. The basic stages of the composition development are: the choice of surfactant characterized by an effective dispersing, wetting and washing abilities to the deposits studied in the work; the choice of hydrocarbon solvents characterized by a high dispersing, dissolving and washing abilities to the paraffin deposits of different types studied in the work; the development of the process fluid for well killing and washing the wells on the basis of the obtained data and complex technology of washing the wells. The process fluid was developed on the base of the polysaccharide well killing fluid composition characterized by low
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
filtration loss, controlled density within a wide range, but does not possess the washing ability out of the paraffin deposit. The use of a specially selected surfactant and a mixture of hydrocarbon solvents of different nature, helped to achieve the process fluid characterized not only by the positive filtration characteristics, but also by effective washing ability out of the paraffin of various types.
The developed process fluid would solve the problem of the circulation lack during the washing the wells out of the paraffin deposits in the wells with abnormally low reservoir pressure and its high washing ability would help to achieve the efficient removal of deposits.
Keywords: well-killing fluid, asphalt-resin-paraffin deposition, abnormally low reservoir pressure, surfactants, hydrocarbon solvent.
В настоящее время большинство месторождений отечественной нефтегазовой отрасли находится на поздней стадии разработки, поэтому резко возросло число скважин, характеризующихся аномально низким пластовым давлением (АНПД). Применение для глушения таких скважин растворов на водной и водно-солевой основе невозможно из-за их высокой фильтрации в пласт. При этом происходит кольматация пласта, что приводит к ухудшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта [1].
Другой причиной, влияющей на снижение производительности скважин, является образование асфальтосмо-лопарафиновых отложений на поверхности подземного нефтедобывающего оборудования и в фильтровой зоне скважины. Одним из эффективных методов удаления отложений является применение различных углеводородных (УВ) растворителей. Существенными недостатками всех традиционных УВ-растворителей являются высокие пожаровзрыво-опасность и стоимость, а также отсутствие способности удерживать диспергированные частицы АСПО в своем объеме [2]. Поэтому целесообразно ориентироваться на разработку технологических жидкостей многофункционального назначения с универсальными свойствами,позволяющими использовать жидкости для глушения скважин (ЖГ) одновременно для решения этих задач.
а) a)
б) b)
в) с)
■ - диспергирированные частицы «0,1-1 мм», % dispersed particles of 0.1-1 mm, %
■ - замазывание, % sealing, %
Рис. 1. Сравнительная оценка диспергирующей способности ПАВ:
а) АСПО Гремихинского месторождения; б) АСПО Киенгопского месторождения; в) АСПО
Ельниковского месторождения
Fig. 1. Comparative evaluation of surfactants dispersive capacity:
a) asphalt, resin, and paraffin deposits of Gremikhinskoye field; b) asphalt, resin, and paraffin deposits of Kiengopskoye field; c) asphalt, resin, and paraffin deposits of Yelnikovskoye field
Ссылка для цитирования (for references):
Магадова Л.А., Черыгова М.А. Разработка многофункционального состава и технологии глушения и промывки скважин от
асфальтосмолопарафиновых отложений в условиях аномально низкого пластового давления // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 6. - С. 90-96. Magadova L.A., Cherygova M.A. Razrabotka mnogofunkcional'nogo sostava i tehnologii glushenija i promyvki skvazhin ot asfal'tosmoloparafinovyh otlozhenij v uslovijah anomal'no nizkogo plastovogo davlenija [Development of multifunction composition and technology of killing and washing out of the paraffin deposits in the wells with abnormal low reservoir pressure]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 6. P. 90-96.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 6 июнь 2015
91
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 1. Физико-химические характеристики АСПО
Table 1. Physical and chemical characteristics of asphalt, resin, and paraffin deposits
№ Физико-химические характеристики АСПО месторождений asphalt, resin, and paraffin deposits
No. Physical and chemical characteristics Гремихинское, скв. 567 Gremikhinskoye, well 567 Киенгопское, скв. 493 Kiengopskoye, well 493 Ельниковское, скв. 4138 Yelnikovskoye, well 4138
1 Плотность, г/см3 Density, g/cm3 0,887 0,895 0,897
2 Содержание воды, % Water content, % 3,8 0,1 5,2
3 Содержание механических примесей, % Mechanical impurities content, % 4,9 5,2 4,2
4 Температура плавления, °С Melting temperature, °C 59 58 52
5 Компонентный состав, %: Composition, %: Содержание парафинов Paraffin content Содержание асфальтенов Asphaltene content Содержание смол Resin content П/(А+С) P/(A+R) Тип АСПО* Type of asphalt, resin, and paraffin deposits* 65,6 2,1 6.5 7.6 парафиновый paraffin 38,6 3,2 8,2 1,5 смешаный mixed 9,5 6,2 18,5 0,4 асфальтеновый asphaltene
* В зависимости от отношения содержания парафинов (П) к сумме содержания смол и асфальтенов (С+А) отложения можно разделить на три основных типа: асфальтеновый - П/(А+С) < 1; парафиновый - П/(А+С) > 1; смешанный - П/(А+С) ~ 1.
* Depending on the ratio of paraffin content (P) to the total content of resins and asphaltenes (R+A), deposits can be divided into three main types: asphaltene - P/(A+R) < 1; paraffin - P/(A+R) > 1; mixed - P/(A+R) ~ 1.
Разработка состава ЖГ для скважин с АНПД, сохраняющего коллектор-ские свойства продуктивного пласта и обладающего регулируемой филь-тратоотдачей, а также обладающего эффективной отмывающей способностью по отношению к АСПО, способного удерживать диспергированные частицы отложений, и разработка комплексной технологии промывки скважины с АНПД являются актуальными научными и практическими задачами совершенствования технологии глушения скважин.
В научно-образовательном центре «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина разрабатывается состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин на основе полисахаридной жидкости для глушения скважин (ПСЖГ), характеризующейся низкими фильтрационными потерями, но не обладающей отмывающей способностью по отношению к АСПО. Благодаря введению в состав ПСЖГ специально подобранного ПАВ и смеси углеводородных растворителей различной природы полученный
состав ПСЖГП также возможно использовать при операциях промывки скважин.
РАЗРАБОТКА СОСТАВА ПСЖГП ВКЛЮЧАЛА В СЕБЯ СЛЕДУЮЩИЕ ЭТАПЫ ИССЛЕДОВАНИЙ:
1) оценку отмывающей способности по отношению к АСПО водных растворов различных типов ПАВ;
2) оценку эффективности углеводородных растворителей различной природы для удаления АСПО;
3) разработку технологической жидкости многофункционального назначения, выполняющей одновременно функцию жидкости для глушения скважин с АНПД и удалителя АСПО.
Объектами исследований были АСПО Гремихинского, Киенгопского и Ель-никовского месторождений ОАО «Уд-муртнефть». Данные о физико-химических характеристиках этих АСПО представлены в таблице 1. В качестве удалителей АСПО могут использоваться водные растворы ПАВ. Удалители этого типа можно классифицировать как моющие смеси, поскольку
их действие сводится не к растворению составляющих АСПО, а к их диспергированию и отмыву. Для исследования были использованы ПАВ различной природы: анионные (Ап1-Ап3), не-ионогенные (N^N2), катионный (К1). Была проведена сравнительная оценка диспергирующей и отмывающей способностей их водных растворов. Для оценки диспергирующей способности водных растворов ПАВ были проведены испытания согласно СТ-07.1-00-00-02, основанные на предварительном расплавлении АСПО в водном растворе ПАВ, затем резком охлаждении и визуальной оценке полученной суспензии. Сравнительная оценка эффективности диспергирующей способности ПАВ проводилась по следующим показателям:
• дисперсность частиц АСПО полученной суспензии;
• замазывание стенок сосуда, в котором проводился эксперимент. Полученные данные представлены на рисунке 1.
Были проведены исследования по сравнительной оценке моющей способности ПАВ по методу «холодного стержня»,
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
Таблица 2. Групповой состав исследуемых УВ-растворителей Table 2. Group composition of hydrocarbon solvents under examination
УВ-растворители Hydrocarbon solvents Групповой состав УВ-растворителей Group composition of hydrocarbon solvents
Массовая доля, % Mass fraction, %
Парафиновые углеводороды Paraffin hydrocarbons Ароматические углеводороды Aromatic hydrocarbons
Нефрас П1 63/75 Nefras P1 63/75 82,7 0,2
Нефрас С 50/170 Nefras S 50/170 91,3 0,4
Нефрас С2 80/120 Nefras S2 80/120 89,3 1,5
Нефрас С4 150/200 Nefras S4 150/200 42,5 16,5
Нефрас А 130/150 Nefras А 130/150 0,2 99,0
Керосин Kerosene 40,0 22,0
ДТ Diesel fuel 25,0 20,0
Бензин прямогонный Directly distilled gasoline 85,1 2,0
основанному на измерении изменения массы отложений АСПО до и после отмыва (РД 39-3-1273-85). Результаты лабораторных исследований отмывающей способности ПАВ при Т = 30 °С представлены на рисунке 2. В результате проведенных исследований по оценке диспергирующей и отмывающей способностей ПАВ был выбран ПАВ AN1, обладающий наилучшими смачивающей, диспергирующей и отмывающей способностями по отношению к исследуемым АСПО. Также была подобрана оптимальная концентрация выбранного ПАВ в его водном растворе, равная 2,0%об., при которой достигается эффективная отмывающая способность от АСПО. Увеличение концентрации ПАВ свыше 2,0%об. приводит к снижению отмыва от АСПО, что, возможно, связано с мицеллярным экранированием их поверхности плотными адсорбционными слоями ПАВ и затруднением диффузионного доступа других молекул. Уменьшение концентрации ПАВ ниже 2,0%об. приводит к снижению отмывающей способности. В работе проводился подбор углеводородных растворителей АСПО, которые, являясь сложной дисперсной системой,
Рис. 2. Сравнительная оценка отмывающей способности ПАВ:
а) АСПО Гремихинского месторождения; б) АСПО Киенгопского месторождения; в) АСПО Ельниковского месторождения
Fig. 2. Comparative evaluation of surfactants washing capacity:
a) asphalt, resin, and paraffin deposits of Gremikhinskoye field; b) asphalt, resin, and paraffin deposits of Kiengopskoye field; c) asphalt, resin, and paraffin deposits of Yelnikovskoye field
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 6 июнь 2015
93
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
а) a)
б) b)
100
s:< »
ао -»о no
о
111111 I
J J J J J J.J
4
в) c)
■ - диспергирующая способность, %
■ - dispersive capacity, %
■ - моющая способность, %
■ - washing capacity, %
■ - растворяющая способность, %
■ - dissolving capacity, %
Рис. 3. Сравнительная оценка моющей способности УВ-растворителей:
а) АСПО Гремихинского месторождения; б) АСПО Киенгопского месторождения; в) АСПО
Ельниковского месторождения
Fig. 3. Comparative evaluation of hydrocarbon solvents washing capacity:
a) asphalt, resin, and paraffin deposits of Gremikhinskoye field; b) asphalt, resin, and paraffin
deposits of Kiengopskoye field; c) asphalt, resin, and paraffin deposits of Yelnikovskoye field
представленной парафинами, смолами и асфальтенами в нефтяной фазе, растворяются в углеводородных растворителях в соответствии со своей природой и свойствами растворителя. АСПО могут быть парафинового, асфальтенового и смешанного типов. В связи с этим растворимость каждого из этих типов в углеводородных растворителях будет различной.
Анализируя групповой углеводородный и компонентный состав исследуемых АСПО, можно предположить, что для АСПО парафинового типа Гремихинского месторождения необходимо подбирать УВ-растворитель с преобладанием алифатических компонентов. АСПО Ельниковского месторождения характеризуется высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, поэтому для них могут оказаться эффективными растворители ароматической природы. Для АСПО смешанного типа Киенгопского месторождения возможно получение максимального растворения при использовании УВ-растворителя с оптимальным соотношением алифатических и ароматических компонентов. В таблице 2 представлен групповой состав исследуемых УВ-растворите-лей. Оценка эффективности действия УВ-растворителей проводилась в статических условиях с использованием методики «корзинок» СТ-07.1-00-00-02 при температуре 25 °С. При подборе УВ-растворителя была произведена сравнительная оценка растворяющей, диспергирующей и моющей способности УВ-растворителей. Под моющей способностью понимается общее количество АСПО, перешедшее в УВ-рас-творитель и находящееся в нем как в растворенном, так и диспергированном состоянии. Полученные данные представлены на рисунке 3. Как видно из представленных данных, относительная эффективность растворения отложений различного типа соответствует определенному групповому составу УВ-раствори-телей. Поэтому для увеличения эффективности УВ-растворителя необходимо получить универсальный УВ-растворитель, эффективный для АСПО различных типов. Для решения
94
№ 6 июнь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
а) a)
LOO SO 6 О 40 2 О О
100
О БП Содержание, % об.
ЛШл
НО 20 40 60 80 100
100 80 60 40 20 0 БП Содержание, % об.
б) b)
i оо so с> о
■4 О ZO
о
в) c)
IllMJ
НО 20 100 80
■ - диспергирующая способность, %
■ - dispersive capacity, %
40 60 80 100 60 40 20 0 БП Содержание, % об.
- моющая способность, % ■ - растворяющая washing capacity, % способность, %
■ - dissolving capacity, %
Рис. 4. Сравнительная оценка моющей способности смеси УВ-растворителей Н-БП: а) АСПО Гремихинского месторождения; б) АСПО Киенгопского месторождения; в) АСПО Ельниковского месторождения
Fig. 4. Comparative evaluation of N-BP hydrocarbon solvents mixture washing capacity: a) asphalt, resin, and paraffin deposits of Gremikhinskoye field; b) asphalt, resin, and paraffin deposits of Kiengopskoye field; c) asphalt, resin, and paraffin deposits of Yelnikovskoye field
поставленной задачи использовалась методика ГЭБР, согласно которой определялось оптимальное соотношение алканового и ароматического компонента в УВ-растворителе [4]. По результатам анализа группового состава УВ-растворителей, экономической целесообразности и доступности в качестве алканового компонента был выбран прямогонный бензин (БП), а ароматического - Нефрас А 130/150 (Н). На рисунке 4 представлены графики ГЭБР для парафинового АСПО Гремихинского месторождения, для смешанного АСПО Киенгопского месторождения и асфальтенового АСПО Ельниковского месторождения соответственно, полученные в результате лабораторных исследований моющей способности смеси УВ-растворителей (прямогонный бензин - Нефрас А 130/150). Представленные данные демонстрируют изменение эффективности смеси УВ-растворителей в соответствии с их групповым составом. Для АСПО парафинового типа Гремихинского месторождения (рис. 4а) максимумы диспергирующей и растворяющей способностей совпадают, а наиболее эффективная отмывающая способность зафиксирована для смеси 40,0%об. Нефрас А 130/150 и 60,0%об. прямогонного бензина, что коррелирует с парафиновым типом отложений. Как видно из рисунка 4в, для Ельниковского месторождения наблюдаются другие закономерности: максимумы диспергирующей и растворяющей способностей также совпадают, но наиболее эффективная отмывающая способность зафиксирована для смеси 60,0-80,0%об. Нефрас А 130/150 и 40,0-20,0%об. прямогонного бензина, что закономерно, учитывая, что в отложениях значительное содержание асфальтенов.
Для АСПО смешанного типа Киенгопского месторождения (рис. 4б) наблюдаются промежуточные результаты отмывающей способности: 40,0-60,0%об. Нефрас А 130/150 и 40,0-60,0%об. прямогонного бензина. Результаты исследований влияния группового состава УВ-растворителя на его эффективность показали, что лучшими УВ-растворителями являются смеси углеводородов различных клас-
сов по сравнению с индивидуальными веществами. В результате проделанных исследований было подобрано оптимальное объемное соотношение алканового и ароматического компонента УВ-растворителя в смеси Нефрас А 130/150 и прямогонный бензин (3:2), при котором наблюдается эффективная отмывающая способность для всех типов исследуемых АСПО. Добавление оптимального количества подобранных ПАВ и УВ-рас-
творителя в состав ПСЖГ позволяет достичь эффективной отмывающей способности от АСПОтехнологической жидкости. Таким образом, в результате проведенных исследований был разработан нефильтрующийся состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин при АНПД, обладающий эффективной отмывающей способностью по отношению к исследуемому АСПО (табл. 3).
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № б июнь 2015
95
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 3. Технологические свойства ПСЖГП
Table 3. Processing properties of polysaccharides liquid for well killing and flushing
Параметр Parameter Значение Value
30 °С 60 °С
Фильтратоотдача, см3/30 мин. Filtrate return, cm3/30 min 5 8
Отмывающая способность от АСПО, % Washing capacity from asphalt, resin, and paraffin deposits, % скв. 567 well 567 70 82
скв. 493 well 493 72 86
скв. 4138 well 4138 75 90
Рис. 5. Принципиальная схема применения блокирующего состава ПСЖГП при промывке скважин от АСПО
Fig. 5. Schematic diagram of using a locking composition polysaccharides liquid for well killing and flushing when washing wells from asphalt, resin, and paraffin deposits
Основным критерием успешности промывки скважины с АНПД является наличие циркуляции. Если при закачке промывочной жидкости в затрубное пространство создается гидростатическое давление столба жидкости, превышающее пластовое, то происходит «поглощение» жидкости в пласт, что приводит к неэффективности технологической операции. Проблема отсутствия циркуляции при промывке скважин с АНПД является актуальной задачей и требует разработки новых технологических решений. Для решения данной проблемы были предложены технологии промывки скважин с использованием разработанного состава ПСЖГП. Возможно использование данной технологической жидкости при глушении и промывке скважин с АНПД, а также использование его в качестве блокирующей пачки при комплексной технологии (рис. 5), где в качестве жидкости промывки возможно использование водного раствора ПАВ AN1, показавшего эффективную отмывающую способность от АСПО. Использование ПСЖГП в качестве блок-пачки в скважинах с АНПД помимо восстановления циркуляции при промывке позволит промыть перфорационную зону скважин от АСПО.
I
Литература:
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. - Краснодар: Сов. Кубань, 2002. - 584 с.
2. Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО при добыче нефти: аналитический обзор. - Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2001. - 156 с.
3. Магадова Л.А., Магадов Р.С., Мариненко В.Н., Силин М.А. и др. Состав полисахаридного геля для глушения скважин и способ его приготовления. Пат. 2246609 РФ, МПК Е 21 В 43/12. Заявлено 15.04.2003; опубл. 20.02.2005.
4. Строганов В.М., Турукалов М.Б. Экспресс-методика подбора эффективных углеводородных растворителей асфальтеносмолпарафиновых отложений // Интервал. - 2007. - № 8. - С. 44-48.
5. Каменщиков Ф.А. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений растворителями. - М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Ижевский институт компьютерных исследований, 2008. - 384 с.
6. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - 78 с.
References:
1. Basarygin Y.M., Bulatov A.I., Proselkov Y.M. Tehnologija kapital'nogo ipodzemnogo remonta neftjanyh igazovyh skvazhin [Technology of capital and workover of oil and gas wells]. Krasnodar, Sov. Kuban' Publ., 2002. 584 pp.
2. Himicheskie metody udalenija i predotvrashhenija obrazovanija ASPO pri dobyche nefti: analiticheskij obzor [Chemical methods of removing and preventing the formation of paraffin in oil production]. An analytical review. Saratov, GosUNC Kolledzh Publ., 2001. 156 pp.
3. Magadova L.A., Magadov R.S., Marinenko V.N., Silin M.A. Sostav polisaharidnogo gelja dlja glushenija skvazhin i sposob ego prigotovlenija [The composition of the polysaccharide gel for well killing and method of its preparation]. Patent RF No. 2246609, 2005.
4. Stroganov V.M., Turukalov M.B. Jekspress-metodika podbora jeffektivnyh uglevodorodnyh rastvoritelej asfal'tenosmolparafinovyh otlozhenij [Express-method of selection of hydrocarbon solvents for asphalt-resin-paraffin deposits]. Interval, 2007, No. 8. P. 44-48.
5. Kamenshikov F.A. Udalenie asfal'tosmoloparafinovyh otlozhenijrastvoriteljami [Remove of asphaltene deposits with solvents]. Izhevsk, 2008. 384 pp.
6. Zeygman Y.V. Fizicheskie osnovy glushenija i osvoenija skvazhin: Uchebnoe posobie [Physical basis of killing and well development: Work book]. Ufa, 1996. 78 pp.
96
№ 6 июнь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
