колтюбинг что это такое
Колтюбинг: перспективные методы добычи тяжелой нефти
Колтюбинг (от англ. «coiled tubing» — колонна гибких труб) — это установка с гибкой непрерывной насосно-компрессорной трубой (ГНКТ) для проведения работ по освоению и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. Технология колтюбинга была разработана в 1950 годах, но широкое применение получила только ближе к концу 1980-х.
Преимущества технологии ГНКТ заключается в том, что гибкая труба способна проникать в горизонтальные и боковые отводы скважины, при этом не приходится тратить время на монтаж/демонтаж колонны. Именно это делает технологию колтюбинга дешевле и экологичней классических методов.
Область применения колтюбинга
Прежде всего, колтюбинг используют при исследовании месторождений, бурении и ремонтно-восстановительных работах. Однако, сейчас колтюбинг применяют для добычи высоковязкой, «тяжелой» нефти.
Наибольшее распространение технология получила в северных регионах Канады и США (на Аляске), но в последнее время активно применяется и на месторождениях в России.
Оборудование для колтюбинга
Колтюбинговая установка используется для транспортировки и подачи ГНКТ необходимого диаметра в скважину.
Как правило, оборудование для колтюбинга устанавливается на самоходное шасси или полуприцеп. На рисунке 1 показаны основные компоненты установки:
Размер трубы подбирается в зависимости от проводимых работ. Обычно диаметр труб варьируется в пределах 19–114 мм. ГНКТ сматывается с рабочей катушки, установленной на раме тягача. Далее труба проходит через инжекторную (устьевую) головку, которая создаёт необходимое усилие для продвижения насосно-компрессорной трубы внутри скважины с учётом преодоления силы трения и давления в стволе.
Оптическое волокно для технологии колтюбинга
В процессе бурения, а также при проведении ремонтно-восстановительных работ с применением колтюбинга необходимо доставлять оборудование в нужную точку скважины и обеспечивать непрерывную связь со спускаемым оборудованием. Для решения этой задачи широко применяются грузонесущие геофизические кабели производства Инкаб.
В процессе исследования месторождений, а также при проведении работ по повышению эффективности добычи необходимо контролировать текущие процессы в добывающей скважине, в частности — температуру по всему стволу добывающей скважины.
Для непрерывного мониторинга температуры (DTS) используют кабели-датчики с оптическим волокном в качестве распределенного датчика. Инкаб производит линейку кабелей-датчиков, оптимально подходящих для решения этой задачи. Наибольшее применение получила конструкция DeepWire.
Рис. 2. Кабель для колтюбинга — конструкция DeepWire
Для мониторинга температуры в конструкции используется высокотемпературное волокно. Кабель располагается внутри гибкой, насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине и защищен от агрессивной среды — для изготовления стального оптического модуля применяемся сталь марки 304, а армирующая броня изготавливается из оцинкованной проволоки.
Подробнее о материалах, вариантах исполнения и технических характеристиках смотрите на странице конструкции.
Колтюбинговые технологии
Особенности и преимущества использования колтюбинговых технологий
Термин «Колтюбинг» в переводе с английского обозначает «гибкая труба», что и послужило названием для данного вида направления развития нефтегазового оборудования.
Особенность применения ГНКТ (гибкой насосно-компрессорной трубы) заключается в том, что эта технология во многом превосходит использование обычных насосно-компрессорных труб, применяемых при разработке скважин. В частности, гибкая труба способна без проблем проникать в горизонтальные и боковые отводы скважины, при этом не приходится тратить время на монтаж/демонтаж колонны.
Впервые подобная технология начала применяться в середине 50-х годов прошлого века, но широкое распространение получила лишь спустя 30 лет. В настоящее время, количество установок ГКНТ, используемых в мировой нефтегазодобывающей отрасли, превышает тысячи единиц, из них на территории России работает более 100.
Приоритет использования данного вида оборудования сохраняется за Канадой и США, в нашей стране колтюбинговые технологии только набирают обороты, однако имеют очень высокий потенциал роста и перспективно очень востребованы.
Область применения колтюбинговых технологий
Спектр выполнения внутрискважинных работ с использованием гибкой колонны труб достаточно широк и разнообразен, при этом в каждом конкретном случае, применение именно этой технологии даёт нефтедобывающей компании ряд неоспоримых преимуществ. Выглядит это так:
Исследование месторождений:
Ремонтно-восстановительные работы:
Бурение
В целом, применение колтюбинга заметно повышает безопасность выполнения работ в скважинах, где сохраняется высокое давление. Кроме этого, непрерывная колонна гибких труб позволяет безостановочно закачивать в шахту жидкости, что заметно упрощает и ускоряет рабочий процесс.
Технологический процесс колтюбинга
В общих чертах, технология применения ГНКТ не выглядит сложной. Трубы подбираются в зависимости от характера выполняемых работ, и их диаметр может варьироваться в пределах 19-114 мм. Гибкая колонна сматывается с барабана, который находится на раме тягача. Труба проходит через инжектор, который создаёт необходимое усилие для продвижения насосно-компрессорной трубы внутри скважины с учётом преодоления силы трения и давления в стволе.
После этого, гибкая труба проводится через блок превентов и поступает в колонну обсадных труб или НКТ. Наконечник ГНКТ состоит из гидромониторной насадки и обратного клапана, который предназначен для подачи азота либо другой закачиваемой жидкости. Флюид отводится через манифольд и штуцерную линию в специальную ёмкость.
Применяться колтюбинговая технология может для очистки скважины после проведения гидроразрыва пласта: закачивается азот, который вымывает из трещины проппант. Благодаря использованию подобной методики, заметно увеличивается межремонтный интервал и сокращается период возврата скважины в эксплуатацию.
Оборудование для ГНКТ
Наша компания занимается производством оборудования для ГКНТ, которое может устанавливаться на грузовое шасси автомобиля, полуприцеп или рамном исполнении. Барабаны для подачи гибкой колоны оснащаются гидравлическим приводом, тормозной системой и трубоукладчиком. В комплект поставки может включаться пакет программного управления, инжекторы и приборы для регулирования давления.
Работа колтюбинговой установки на скважине
Подача в скважину колонны гибких труб
Geolib.net
Справочник по геологии
Колтюбинг (ГНКТ)
Колтюбинг (от англ. «coiled tubing» – гибкая труба) — это установка с гибкой непрерывной насосно-компрессорной трубой (ГНКТ) для проведения работ по освоению и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. Является перспективным и очень развивающимся направлением в нефтегазодобывающей промышленности.
Установка ГНКТ
Барабан для намотки ГНКТ
Флот ГНКТ на скважине
Основным назначением барабана для намотки гибких труб является безопасное, компактное хранение и защита колонны ГНКТ. Эта цель должна достигаться таким образом, чтобы не допускать нанесения механических повреждений при намотке на барабан. Кроме того, обычно барабан обладает несколькими особенностями, которые также важны для успешной работы установки ГНКТ, хотя и не столь очевидны. Наиболее значительной из них является наличие вертлюга, что позволяет прокачивать жидкости и газы через колонну ГНКТ и одновременно вращать барабан.
Почти все барабаны имеют гидравлические приводы, тормоза и трубоукладчик (направляющее устройство для намотки гибкой трубы). В первых конструкциях для управления некоторыми из тормозных систем и трубоукладчиков использовалась либо только пневматика, либо совместно пневматика и гидравлика. Трубоукладчик часто используется как место монтажа контрольных, измерительных приборов и устройства для нанесения защитного покрытия (ингибитора) на поверхность гибкой трубы.
В зависимости от необходимости барабан может комплектоваться контейнерной рамой.
Основные компоненты барабана для намотки ГНКТ
Приводная и тормозная системы барабана
Все барабаны имеют гидравлический привод, хотя системы управления и типы двигателей зависят от производителя и модели барабана. Большинство барабанов могут вращаться в направлениях «в скважину» и «из скважины». Однако, при нормальном режиме работы следует пользоваться только вариантом «из скважины», так как движение приводного двигателя барабана именно в этом направлении создает обратное натяжение, которым воздействуют на колонну ГНКТ при проведении СПО. Гидравлическое давление в приводной системе можно изменять, чтобы регулировать величину выходного крутящего момента двигателя, который позволяет менять силу натяжения трубы (на участке между инжектором и барабаном). Следует прикладывать только такое растягивающее усилие, которое достаточно для того, чтобы труба на участке между барабаном и инжектором не провисала. В тоже время, чрезмерное усилие может вызвать преждевременную поломку гидравлической и приводной систем или повредить трубу. Это вкупе с неправильной намоткой на барабан почти наверняка нанесет трубе повреждения.
Гидравлическое давление, необходимое для создания достаточного натяжения, зависит от количества трубы, находящейся на барабане и расстояния до инжектора. Расстояние от оси барабана до верхнего витка трубы можно считать рычагом, с помощью которого крутящий момент приводной системы должен быть преобразован в усилие, растягивающее трубу. Чем больше это расстояние, тем больший крутящий момент требуется для натяжения. Чтобы увеличить крутящий момент на выходе приводной системы, нужно увеличить гидравлическое давление. Следовательно, при извлечении колонны из скважины, расстояние от оси барабана до верхнего витка растет, поэтому для поддержания постоянного натяжения трубы, гидравлическое давление в приводной системе нужно увеличивать.
При спуске колонны в скважину, требуемое давление гидросистемы будет уменьшаться с уменьшением числа витков на барабане. В процессе спуско-подъемных операций количество трубы на барабане изменяется, соответственно вес будет также влиять на давление, требующееся для вращения барабана.
Приводной двигатель устанавливается либо на основании шасси барабана, либо прямо на его оси. Если он установлен на шасси, то соединяется с осью барабана посредством цепи и звездочки. Тормозные системы барабана могут быть пневматическими или гидравлическими. У большинства современных моделей тормоза барабана гидравлические и размещены в блоке двигателя. Тормоз включается и отключается с помощью специального гидравлического контура, управляемого из кабины управления. Обычно каждый раз, когда колонна труб находится в неподвижном состоянии, включается тормоз барабана. Однако, следует учитывать последствия, которые могут привести к проскальзыванию колонны в плашках инжектора при закачивании жидкости высокой плотности через гибкую трубу и при этом рост веса — возникшая сила или натяжение будет воздействовать на тормоз барабана.
Вертлюг барабана и манифольд
Конструкция и компоновка вертлюгов и манифольдов зависит от изготовителя и модели барабана. Первые модели имели простую конструкцию и часто в них применялись резьбовые соединения. Многие компании требуют, чтобы все оборудование высокого давления имело цельную конструкцию, либо не содержало быстро разъемных соединений (БРС). Данное ограничение не разрешает также пользоваться фитингами при подсоединения ГНКТ к сердечнику барабана. Поэтому обычно на концах колонн ГНКТ устанавливаются БРС, которые привариваются на месте изготовления и проходят требуемые процедуры контроля качества.
Все барабаны должны быть оборудованы основной задвижкой, располагающейся как можно ближе к концу колонны ГНКТ. Эту задвижку необходимо закрывать в случае возникновения проблем с сальниковым уплотнением вертлюга и таким образом перекрывать трубное пространство. У барабанов, имеющих ГНКТ с установленным в ней кабелем, должен быть отдельный манифольды с сальниковым уплотнением, обеспечивающий герметичный ввод кабеля и находящийся до основной задвижки.
Манифольд для закачки жидкостей обычно состоит из двух частей: наружного манифольда, состоящего из компонентов линий высокого давления за пределами вертлюга, и внутреннего манифольда, монтированного внутри сердечника барабана.
Трубоукладчик
Точная и равномерная намотка гибкой трубы на барабан важна по нескольким причинам:
Движущаяся головка трубоукладчика является идеальным местом для установки механического и электронного счетчиков глубины, использующих вращающиеся и соприкасающиеся с ГТ колесики. Из кабины управления оператора можно видеть показания механического счетчика глубины (одометра), имеющего циферблат с крупными цифрами. Движущаяся головка трубоукладчика также является местом установки аппаратуры контроля состояния трубы: овальность, толщинометрия, ультразвуковой контроль и т.д.
Оборудование для смазки труб
В оборудование современных барабанов входит система смазки трубы ингибитором коррозии, которая находится на трубоукладчике барабана. Система управления системой смазки трубы находится на пульте управления оператора.
Противоударная рама
Степень требуемой защиты зависит от предполагаемой области применения установки ГНКТ, например, смонтированная на салазках барабан для морских работ или барабан, установленная на грузовике. Кроме соображений эффективности рамы при ее практическом использовании, следует также учитывать требования, предъявляемые службами надзора и аттестации. Например, сертифицированная для морских работ установка должна иметь крышу, покрытую нескользким материалом, чтобы предотвратить травмирование стропальщиков.
Инжектор
Тенденция использования труб большего диаметра, позволяющих осуществлять восходящий поток с большой скоростью, требует, чтобы конкретный инжектор мог работать с трубами более широкого диапазона. Так как гибкие трубы стали широко применяться в скважинах с большим отходом от вертикали и в горизонтальных скважинах, за последние годы увеличилась и средняя длина колонн ГНКТ. Указанные выше факторы, особенно когда они действуют совместно, свидетельствуют о выросшем спросе на инжекторные головки и на другие ключевые узлы оборудования ГНКТ. Для всего парка колтюбингов характерно наличие нескольких моделей инжекторных головок.
Все используемые в настоящее время инжекторы имеют гидравлический привод с двумя или четырьмя двигателями. Двигатели обычно синхронизированы с помощью редуктора, расположенного в верхней части головки. Привод направляется на цепные ведущие звездочки (по одной на каждый набор цепей инжектора) через приводные валы, расположенные в верхней части инжекторной головки.Направление вращения и скорость двигателей регулируется и изменяется с помощью четырехходового гидравлического контрольного клапана, расположенного на силовом агрегате установки ГНКТ. Действием гидравлического клапана, а также давлением и производительностью гидравлической системы управляют дистанционно с пульта управления колтюбинга оператор. Приборы защиты наподобие регуляторов давления и трехходовых перепускных клапанов установлены в системе для защиты труб и гидравлических узлов от повреждений, вызываемых ошибками операторов или поломкой каких-либо деталей.
Тормоз инжекторной головки является единым целым с блоком двигателей и управляется гидравлически. Для того чтобы отпустить тормоз, требуется гидравлическое давление, поэтому данная система считается безопасной в работе. Обычно тормоз включается автоматически и управляется гидравлическим давлением системы. Это означает, что тормоз включается в тот момент, когда гидравлическое давление приводной системы падает ниже заранее установленного значения. Некоторые из ранних типов инжекторных головок оборудованы гидравлическими тормозами, управляемыми вручную с пульта управления. На первых типах инжекторных головок компании Uniflex были установлены наружные дисковые пневматические тормоза. Несколько гидравлических двигателей инжекторных головок оборудованы внутренним устройством для изменения скорости, которое позволяет устанавливать высокую или низкую скорость дистанционно с пульта управления установкой ГНКТ. Возможность выбора из двух скоростей позволяет инжекторной головке демонстрировать более эффективную работу при имеющейся гидравлической мощности, т.е. при существующем давлении и производительности. При работе в низкоскоростном режиме, приводные двигатели инжектора могут развивать максимальные крутящие моменты или подъемные усилия. При работе в высокоскоростном режиме, подъемное усилие обычно уменьшается в два раза, а скорость спуска удваивается.
Приводная система инжекторной головки включает в себя несколько деталей, необходимых для обеспечения контроля и безопасной работы. Почти все инжекторные головки имеют по два уравновешивающих клапана, расположенных между двигателями привода и напорными фильтрами и которые действуют от управляющих клапанов. Эти клапаны действуют как клапаны удержания нагрузки, закрывая выходную линию двигателя до тех пор, пока давление, полученное с входной линии двигателя, не достигнет величины, достаточной для открытия клапана. Такой порядок работы делает переход от режима остановки в рабочее состояние плавным. Кроме того, он позволяет удерживать вес колонны ГНКТ гидравлической системой, обеспечивая тем самым наличие блокирующего эффекта в случае поломки тормозов. Гидравлические линии, выполнены из высоконапорных стальных трубок. Это сделано в целях безопасности, так как в линии гидравлическая жидкость находится под большим давлением.
Высоконапорные фильтры на инжекторных головках служат для очистки гидравлического масла и защиты двигателя от посторонних мелких механических примесей (песок, металлическая стружка, части резиновых элементов и т.д.), которые могут оказаться внутри гидравлической системы при монтаже шланговых соединений привода.
Направляющий сектор — гузнек
Направляющий сектор (если он установлен) служит в качестве направляющей, поворачивая трубу на угол, образованный устьем скважины и барабаном. Колонна ГНКТ удерживается роликами, расположенными с интервалом в 25 см по окружности гузнека. Гузнек располагается над инжектором. Он направляет трубу точно в цепи инжектора и таким образом уменьшает повреждения, связанные со смещением осей.
Верхние ролики, удерживающие колонну, съемные, и облегчают внедрение и удаление трубы из инжектора. Ролики направляющей дуги обычно расположены в виде буквы V под углом 120 градусов и могут изготавливаться из стали, алюминия или полиуретана.
Сравнение размеров направляющих дуг с рекомендованными значениями их радиусов кривизны
Индикатор веса
Датчик индикатора веса (или тензометр) обычно располагается в нижней части инжектора. Информация о весе или нагрузке передается от датчика веса на циферблат или дисплей индикатора веса электронным или гидравлическим способом.
Рама инжектора обычно состоит из двух отдельных узлов, образующих внутреннюю и внешнюю рамы. Оси вращения между рамами позволяют датчику нагрузки индикатора веса точно измерять силу, действующую между этими узлами. Сила может быть направлена либо вверх, либо вниз, обусловленная либо весом колонны ГНКТ (натяжение), либо воздействием высокого давления на устье скважины (сжатие).
Приборы для измерения глубины
Информацию о глубинах обычно получают двумя способами с помощью:
Механическое оборудование для измерения глубины может устанавливаться в двух местах: на инжекторе либо на трубоукладчике барабана.
Операции с ГНКТ
Растепление скважины с АДПМ
Растепление — это процесс растапливания горячей нефтью или специальным раствором гидратной или парафинистой пробки, как в трубном так и в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Пробки образуются в скважинах оборудованных как УЭЦН, так и просто лифтом НКТ.
Растепление скважины горячим раствором СаСl2
Освоение после МГРП
После проведенного многостадийного ГРП в скважине все порты (интервалы перфорации), кроме последнего, самого верхнего, перекрыты шарами металлического или керамического исполнения. Поэтому для освоения такой скважины необходимо отфрезеровать все фрак-порты, чтобы появилась связь между скважиной и продуктивным пластом. Главной задачей для ГНКТ в данном случае становится разбуривание шаров и седел для посадки шаров, активирующих порты на необходимой глубине, а также разбуривание обратных клапанов. Забой нормализовывают до башмака хвостовика.
Зачастую оставшиеся шары или их неразрушенные фрезом части мешают произвести полноценную нормализацию скважины. Поэтому когда пластовое давление достаточно для фонтанирования скважины, её сначала запускают на факельный амбар для выноса максимального количества шаров и только затем монтируют колтюбинговую установку для разбуривания фрак-портов. Порты необходимо разбуривать, так как они сужают внутренний диаметр хвостовика, т.е. штуцируют скважину под землей.
Пришло время колтюбинга.
К сожалению, в настоящее время многие из месторождений вышли на позднюю стадию разработки с падающей добычей. Разработка других месторождений требует значительных инвестиций.
из основных целей нефтегазодобывающих компаний сегодня является более полное извлечение углеводородного сырья и снижение себестоимости этого процесса.
Классические технологии, позволяющие решать данную проблему, имеют пределы, и эти пределы уже достигнуты для большинства разрабатываемых месторождений России.
Одним из наиболее технологичных способов, обеспечивающим вскрытие продуктивных пластов является колтюбинг.
Колтюбинговый способ (coiled tubing) основан на использовании безмуфтовых гибких труб.
Он находит широкое применение при эксплуатации скважин.
Особенно эффективным колтюбинг может оказаться на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки и для реанимирования старого фонда скважин.
Мировой опыт применения колонн гибких труб (КГТ) насчитывает более 35 лет.
Если вначале колтюбинг применялся для осуществления наиболее простых операций, очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок, то сегодня с его помощью можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин.
Колтюбинговая технологии бурения имеет ряд преимуществ над традиционными.
При Coiled Tubing: значительно снижается повреждение коллекторских свойств пласта и полностью устраняется вероятность прихвата бурового инструмента.
Кроме того, упрощается состав бурового раствора (вода, пластовая нефть или дизельное топливо), что успешно исключается фильтрация бурового раствора в пласт.
Также во время работ ведется точный навигационный контроль на основе данных, получаемых в реальном масштабе времени и исследование скважины в процессе ремонта.
На всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свертывания обеспечивается герметичность устья скважины.
Кроме того, работы в нефтяных и газовых скважинах осуществляются без их предварительного глушения.
При использовании колтюбинговой технологии обеспечивается безопасность проведения спускоподъемных операций.
Дело в том, что в данном случае не нужно осуществлять свинчивание/развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мостки.
Кроме того, время требуемое на спуск и подъем внутрискважинного оборудования на проектную глубину сокращается.
Еще одним важным достоинством этой технологии бурения является обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также выполнения операций подземного ремонта в горизонтальных и сильно искривленных скважинах.
Очистка стволов скважины является дополнительной работой, направленной на подготовку к бурению методом колтюбинга или освобождению ствола от песка.
При этом колтюбинговый агрегат совершает возвратно-поступательные движения на определенное расстояние внутри ствола.
Для очистки ствола от твердых тел необходимо выбрать оптимальную скорость движения чистящего агрегата в соответствии с рабочим режимом.
Никаких опубликованных сообщений о том, какой должна быть эта скорость, ранее не было.
Были проведены многочисленные лабораторные испытания с целью изучения данного способа очистки и влияния различных видов твердых частиц на эффективность очистки ствола.
Исходными параметрами для сравнения были:
— тип выпускного отверстия (сопла);
— эффект многофазной струи.
В результате проведенных лабораторных испытаний были получены следующие результаты:
— в сравнении с циркуляционной очисткой ствола метод колтюбинга оказался более эффективным;
— в заданном рабочем режиме можно выбрать скорость очистки, при которой происходит полное удаление твердых тел;
— выпускное отверстие (сопло) с правильно выбранным приспособлением для выпуска струи действует с оптимальной скоростью и дает больший эффект очистки;
— степень очистки ствола зависит от угла отклонения, вида жидкости, размера частиц и типа форсунки (сопла).
По сравнению с очисткой стационарной циркулирующей водой метод колтюбинга является более эффективным.
Реология флюидов играет важную роль в удалении твердых тел, и самые оптимальные результаты по очистке достигаются в том случае, если флюид, используемый в турбулентном потоке, имеет малую вязкость, а для увеличения способности выноса твердых частиц используется гель или многофазная система очистки ствола скважины.
Для результативного прогнозирования эффективности очистки необходима компьютерная обработка полученных многочисленных независимых переменных величин, влияющих на удаление твердых тел из скважины.
Последнее время все больше внимания уделяется экологическим вопросам. Компании при использовании котлюбинговой технологии получают возможность соблюдать более высокие требования в области экологии при проведении всех операций по ремонту скважин. В частности, это происходит за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными.
Еще следует подчеркнуть, что компании в результате применения колонн гибких труб, как при ремонте, так и при проведении буровых работ получают существенный экономический эффект. С одной стороны, по стоимости работ использование колтюбинговых установок иногда оказывается более дорогим, чем применение обычных установок КРС. Но экономические преимущества обуславливаются объемами нефти, которые можно добывать за счет разницы в сроках проведения работ. Если у обычных бригад КРС уходит до 7 дней на проведение довольно простых операций, то с использованием колтюбинга это вполне удается сделать за три дня. Ориентировочно можно сказать, что эффективность применения колтюбинга оказывается на 15%-20% выше стандартных методов.
С использованием колтюбинга проводят кислотную обработку в тех же целях, что и при традиционных технологиях: главным образом для воздействия кислоты на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличение его проницаемости.
В данном случае наземный комплекс оборудования, помимо агрегата с КГТ и стандартного устьевого оборудования, должен содержать агрегат для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты.
Перечень часто используемых колтюбинговых технологий очень велик. Колтюбинг успешно применяется также и для удаления плотных пробок, образованных из песка, парафина, кристаллогидратов, а также цемента, используя технологию их разбуривания, а также во многих других сферах.