СПОСОБ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА Российский патент 2012 года по МПК E21B33/138 E21B43/27 C09K8/44 C09K8/72 

Описание патента на изобретение RU2467157C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к изоляции обводненных интервалов и кислотной обработке нефтенасыщенных интервалов карбонатных пластов.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции обводненных интервалов пласта тампонажным составом на основе карбамидоформальдегидной смолы марки «Резойл К-1» и отвердителей - кислотных буферных растворов, значения pH которых выбираются в зависимости от температуры объекта изоляции и времени, необходимого для проведения РИР [Вахитов Т.М., Камалетдинова P.M., Емалетдинова Л.Д. Совершенствование технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием синтетических смол // Журнал «Нефтяное хозяйство» - 2010. - №2. - С.84-86]. Методики приготовления кислотных буферных растворов известны [Лурье Ю.Ю. Справочник по аналитической химии, 5-е изд., перераб. - М.: Химия, 1979. - 480 с.].

Недостатком указанного способа является невысокая эффективность, обусловленная снижением дебитов по нефти при существенном ограничении воды в добываемой продукции. Исследованиями установлено, что при разработке обводненных продуктивных пластов, неоднородных по проницаемости, в первую очередь вырабатываются и обводняются высокопроницаемые интервалы пласта. Низкопроницаемая часть пласта в работе не участвует, поэтому она не вырабатывается, хотя является нефтенасыщенной.

При проведении РИР с использованием синтетических смол, не являющихся селективным изоляционным материалом, при продавливании их в пласт общим фильтром по технологии РИР смола, после отверждения, почти полностью закупоривает пласт. После пуска скважины в работу отмечается резкое снижение притока жидкости при частичной или полной потере нефти в добываемой продукции.

Поэтому с целью вовлечения в эксплуатацию низкопроницаемой (нефтенасыщенной) части пласта требуется дополнительно привлечение других видов капитального ремонта скважин: кислотной обработки пласта или повторной его перфорации. Кислотная обработка в данном случае малоэффективна, так как отвержденная смола не растворяется в кислоте.

Таким образом, существует проблема обработки высокообводненных интервалов продуктивного пласта с сохранением или получением дополнительного количества нефти за одну скважино-операцию.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа обработки карбонатного пласта за счет сохранения или улучшения проницаемости нефтенасыщенных интервалов и, соответственно, увеличения дебитов по нефти после проведения изоляционных работ.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе обработки карбонатного пласта, включающем закачку тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя, после закачки в пласт тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя дополнительно закачивают и продавливают в пласт указанный кислотный буферный раствор в качестве кислоты замедленного действия, проникающей в нефтенасыщенные интервалы; причем в качестве отвердителя используют кислотный буферный раствор с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы.

Указанный кислотный буферный раствор закачивают и продавливают в пласт в количестве 0,5-1,5 м3, в зависимости от толщины пласта.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Закачка тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя; причем используют кислотный буферный раствор предпочтительно с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы.

2. Закачка и продавка в пласт указанного кислотного буферного раствора, предпочтительно в количестве 0,5-1,5 м3, в зависимости от толщины пласта.

Таким образом, кислотный буферный раствор в заявляемом способе выполняет две функции. Во-первых, будучи в качестве отвердителя в составе тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы, он отверждает смолу за время, регулируемое его кислотностью (величиной pH) и температурой изолируемого пласта (аналогично способу-прототипу). (При этом смола в составе тампонажного состава, закачиваемая перед кислотным буферным раствором, первоначально фильтруется в высокопроницаемый обводненный пропласток).

Во-вторых, будучи фактически «кислотой замедленного действия» за счет кислотности pH 2-5, кислотный буферный раствор реагирует с карбонатными породами как кислота замедленного действия, глубоко проникая в нефтенасыщенные интервалы пласта. Поскольку смола, закачиваемая перед кислотным буферным раствором, первоначально фильтруется в высокопроницаемый обводненный пропласток, в результате взаимодействия дополнительно закачиваемого кислотного буферного раствора с карбонатами породы увеличивается проницаемость именно нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, что способствует вовлечению их в эксплуатацию и повышению нефтеотдачи пласта.

Использование одного и того же кислотного буферного раствора в качестве отвердителя смолы в составе тампонажного состава и в качестве кислоты замедленного действия делает предлагаемую технологию простой для применения в промысловых условиях благодаря простоте приготовления необходимых реагентов; кроме того, закачка кислотного буферного раствора после тампонажного состава предотвращает преждевременное отверждение смолы в стволе скважины, которое часто наблюдается при использовании более кислого раствора, чем кислотный буферный раствор. Так, применение соляной кислоты, традиционной для кислотных обработок, исключено в данном случае по причине ее высокой кислотности, катализирующей мгновенное отверждение смолы уже при умеренных температурах.

В качестве основы тампонажного состава в предлагаемом способе используется, например, карбамидоформальдегидная смола марки «Резойл К-1» (ТУ 2221-637-55778270-2004), представляющая собой продукт конденсации карбамида и формальдегида (карбамидоформальдегидный олигомер) с модифицирующими добавками, предназначенная для ремонта скважин в нефтедобывающей промышленности, технические характеристики которой приведены в таблице 1. Также в качестве основы тампонажного состава может использоваться карбамидоформальдегидная смола марки КФЖ (ГОСТ 14231-88) и другие марки карбамидоформальдегидных смол.

Таблица 1 Технические характеристики смолы «Резойл К-1» Наименование показателя Значение Вязкость условная по вискозиметру ВЗ 246 (сопло 6 мм), с 10-60 Массовая доля сухого остатка, % 67 Массовая доля свободного формальдегида, % 0,9 Время желатинизации при 100 С, с 40-80 Концентрация водородных ионов, pH 7,5-8,7 Смешиваемость с водой при (20±1)°C в соотношении по объему 1:2 Полная

В зависимости от температуры объекта изоляции в качестве отвердителей используют кислотные буферные растворы с величиной pH в интервале 2,0-5,0; например уксусно-ацетатные буферные растворы (смесь в определенном соотношении 1 н. раствора уксусной кислоты и 1 н. раствора едкого натра) или универсальную буферную смесь, состоящую из фосфорной, уксусной и борной кислот (по 0,4 М каждой) и определенного количества 0,2 н. раствора едкого натра [Лурье Ю.Ю. Справочник по аналитической химии, 5-е изд., перераб. - М.: Химия, 1979. - 480 с.].

Кислотные буферные растворы хорошо смешиваются со смолой и образуют легко фильтрующийся тампонажный состав с регулируемым временем твердения в условиях пласта.

Одним из основных показателей, характеризующих пригодность тампонажного состава на основе смол к проведению изоляционных работ, является время его твердения, которое зависит от температуры и, особенно, от кислотности (pH) состава. Так как в качестве отвердителя карбамидоформальдегидных смол используются кислотные буферные растворы, величины pH которых не изменяются при разбавлении, обеспечивается постоянство кислотности тампонажного состава во всем объеме и на всех стадиях РИР (приготовление кислотного буферного раствора, доставка до объекта изоляции, приготовление тампонажного состава, закачка в интервал нарушения или пласт и процесс твердения). Поэтому, располагая данными о температуре объекта изоляции, определяют время, необходимое для проведения РИР и выбирают кислотный буферный раствор, обеспечивающий безаварийное и эффективное проведение работ.

Время твердения тампонажных составов определялось интервалом времени от момента смешения смолы «Резойл К-1» или КФЖ и кислотного буферного раствора до момента потери текучести составов при различных температурах. Данные по твердению тампонажных составов приводятся в таблице 2.

Таблица 2 Температура, °C Тампонажный состав pH буферного раствора Время твердения, мин карбамидоформ. смола, 100 мас.ч. отвердитель, мас.ч. отвердитель-универсальная буферная смесь 20 КФЖ 10 2.0 220 20 КФЖ 20 2,0 220 20 КФЖ 30 2,0 210 30 КФЖ 10 2,0 150 30 КФЖ 20 2,0 140 30 КФЖ 30 2,0 140 40 КФЖ 10 2,0 70 40 КФЖ 20 2,0 70 40 КФЖ 30 2,0 60 20 Резойл 10 3,3 310 20 Резойл 20 3,3 290 20 Резойл 30 3,3 280 30 Резойл 10 3,3 220 30 Резойл 20 3,3 220 30 Резойл 30 3,3 210 40 Резойл 10 3,3 140 40 Резойл 20 3,3 130 40 Резойл 30 3,3 110 отвердитель - уксусно-ацетатный буферный раствор 50 Резойл 10 4,0 270 50 Резойл 20 4,0 270 50 Резойл 30 4,0 260 60 Резойл 10 4,0 170 60 Резойл 20 4,0 160 60 Резойл 30 4,0 160 70 КФЖ 10 4,0 95 70 КФЖ 20 4,0 50 70 КФЖ 30 4,0 40 80 КФЖ 10 4,0 30 80 КФЖ 20 4,0 30 80 КФЖ 30 4,0 25 50 Резойл 10 4,6 320 50 Резойл 20 4,6 320 50 Резойл 30 4,6 300 60 Резойл 10 4,6 240 60 Резойл 20 4,6 220 60 Резойл 30 4,6 220 70 Резойл 10 4,6 170 70 Резойл 20 4,6 170 70 Резойл 30 4,6 160 80 Резойл 10 4,6 100 80 Резойл 20 4,6 100 80 Резойл 30 4,6 90 70 КФЖ 10 5,0 250 70 КФЖ 20 5,0 240 70 КФЖ 30 5,0 240 80 КФЖ 10 5,0 160 80 КФЖ 20 5,0 160 80 КФЖ 30 5,0 140

Проведенные исследования показали (табл.2), что необходимое для проведения РИР время отверждения карбамидоформальдегидных смол при разных температурах обеспечивается использованием кислотных буферных растворов с pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы. Указанные концентрационные соотношения смолы и кислотного буферного раствора обеспечивают оптимальную вязкость тампонажного состава, оптимальное время его твердения и оптимальное качество отвержденной смолы. При концентрациях отвердителя менее 10 мас.ч. существенно увеличивается время твердения карбамидоформальдегидной смолы, а более 30 мас.ч. - снижаются прочностные характеристики смоляного камня.

В промысловых условиях перед проведением изоляционных работ определяется температура объекта изоляции и в зависимости от времени, необходимого для проведения РИР, выбирается соответствующий кислотный буферный раствор по величине pH.

Далее, в зависимости от толщины пласта, рассчитывается объем смолы и отвердителя для получения тампонажного состава. В цементировочный агрегат выливаются смола и кислотный буферный раствор, после перемешивания в скважину закачивается тампонажный состав.

Следом в скважину закачивается этот же кислотный буферный раствор в количестве 0,5-1,5 м3.

Затем при закрытом затрубном пространстве осуществляется полная продавка в пласт предварительно рассчитанным объемом технической воды. Скважина оставляется под давлением на время реагирования продолжительностью 24 ч.

Пример 1 (по прототипу)

Добывающая скважина эксплуатирует карбонатный продуктивный пласт с обводненностью добываемой продукции 96,5%, дебитом по нефти 1,2 т/сут.

Интервал перфорации 1248,2-1252,1 м (толщина пласта составляет 3,9 м), пластовая температура плюс 60°C.

Известный способ (прототип) осуществляется следующим образом. Для проведения РИР требуется 4 м3 смолы «Резойл К-1», в качестве отвердителя для указанной температуры выбирают универсальную кислотную буферную смесь с величиной pH 4,0 ед., гарантирующую твердение смолы в течение более 2-х часов (160 мин).

Скошенный конец насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают на 10 м выше верхних перфорационных отверстий.

В цементировочном агрегате смешивают 4 м3 смолы «Резойл К-1» и 1,2 м3 универсальной кислотной буферной смеси pH 4,0 ед. (в 1,2 м3 пресной воды растворили последовательно 25,6 кг фосфорной кислоты; 19,8 кг борной кислоты; 19,2 кг ледяной уксусной кислоты и 3,2 кг едкого натра).

Затем, при открытом затрубном пространстве, закачивают 5,2 м3 полученного тампонажного состава в НКТ и, при закрытом затрубном пространстве, осуществляют продавку в пласт.

Скважину оставляют на 24 ч. для отверждения и набора прочности смоляного камня.

Обводненность скважины снизилась до 28%, а дебит по нефти снизился до 0,2 т/сут.

Пример 2

Добывающая скважина эксплуатирует карбонатный продуктивный пласт с обводненностью добываемой продукции 97,3%, дебитом по нефти 0,8 т/сут.

Интервал перфорации 1528,2-1532,4 м (толщина пласта составляет 4,4 м), пластовая температура плюс 50°C. Приток жидкости отмечается в подошве пласта (1530,1-1532,4 м).

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Для проведения РИР требуется 4 м3 смолы «Резойл К-1», в качестве отвердителя для указанной температуры выбирают уксусно-ацетатный буферный раствор с величиной pH 4,0 ед., обеспечивающий более чем трехчасовое твердение смолы.

НКТ спускают на 10 м выше верхних перфорационных отверстий.

В цементировочном агрегате смешивают 4 м смолы «Резойл К-1» и 0,4 м3 уксусно-ацетатного буферного раствора pH 4,0 ед. (в 0,4 м3 пресной воды растворили 13,6 кг ледяной уксусной кислоты и 1,6 кг едкого натра).

Затем при открытом затрубном пространстве последовательно закачивают 4,4 м3 полученного тампонажного состава и 1,5 м3 такого же уксусно-ацетатного буферного раствора pH 4,0 ед. При закрытом затрубном пространстве осуществляют продавку в пласт.

Скважину оставляют на 24 ч для реагирования.

Обводненность скважины снизилась до 53%, а дебит по нефти увеличился до 2,4 т/сут.

Пример 3

Добывающая скважина эксплуатирует карбонатный продуктивный пласт с обводненностью добываемой продукции 94,4%, дебитом по нефти 1,6 т/сут.

Интервал перфорации 1321,2-1323,3 (эффективная толщина пласта составляет 2,1 м), пластовая температура плюс 30°C.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Для проведения РИР требуется 2 м3 смолы КФЖ. В качестве отвердителя для указанной температуры выбирают универсальную кислотную буферную смесь с величиной pH 2,0 ед., обеспечивающую двухчасовое твердение смолы.

НКТ спускают на 10 м выше верхних перфорационных отверстий.

В цементировочном агрегате смешивают 2 м3 смолы КФЖ и 0,4 м3 универсальной буферной смеси pH 2,0 ед. (в 0,4 м3 пресной воды растворили при перемешивании 11,8 кг фосфорной кислоты; 9,2 кг борной кислоты; 9 кг ледяной уксусной кислоты и 0,22 кг едкого натра).

Затем при открытом затрубном пространстве последовательно закачивают 2,4 м3 полученного тампонажного состава и следом 0,5 м той же универсальной буферной смеси с величиной pH 2,0 ед. При закрытом затрубном пространстве осуществляют продавку в пласт.

Скважину оставляют на 24 ч для отверждения смолы и реакции с карбонатами породы.

В результате РИР обводненность скважинной продукции снизилась до 36%, а дебит по нефти увеличился до 3,4 т/сут.

Таким образом, предлагаемый способ РИР позволяет снизить обводненность добываемой продукции на 37%-54% и увеличить дебит по нефти в 2-3 раза.

Похожие патенты RU2467157C1

название год авторы номер документа
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2010
  • Котельников Виктор Александрович
  • Мейнцер Валерий Оттович
  • Заволжский Виктор Борисович
  • Идиятуллин Альберт Раисович
  • Серкин Юрий Григорьевич
  • Павлова Любовь Ивановна
  • Платов Анатолий Иванович
  • Бурко Владимир Антонович
  • Абдульманов Гамиль Шамильевич
RU2426866C1
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ 2008
  • Лукьянов Юрий Викторович
  • Шувалов Анатолий Васильевич
  • Гилязов Раиль Масалимович
  • Вахитов Тимур Мидхатович
  • Камалетдинова Резеда Миннисайриновна
  • Емалетдинова Людмила Дмитриевна
RU2386659C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2010
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Калинин Евгений Серафимович
RU2446270C1
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ 2000
  • Павлычев В.Н.
  • Уметбаев В.Г.
  • Емалетдинова Л.Д.
  • Прокшина Н.В.
  • Стрижнев К.В.
  • Камалетдинова Р.М.
  • Стрижнев В.А.
  • Назметдинов Р.М.
  • Мерзляков В.Ф.
  • Волочков Н.С.
RU2167267C1
ГИДРОФОБНЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ (ВАРИАНТЫ) 2008
  • Лукьянов Юрий Викторович
  • Шувалов Анатолий Васильевич
  • Сафонов Евгений Николаевич
  • Кадыров Ринат Маратович
  • Вахитов Тимур Мидхатович
  • Камалетдинова Резеда Миннисайриновна
  • Емалетдинова Людмила Дмитриевна
RU2376336C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ 2014
  • Демахин Сергей Анатольевич
  • Демахин Анатолий Григорьевич
RU2564323C1
Способ повышения продуктивности скважин 2021
  • Демичев Сергей Семенович
  • Демичев Семен Сергеевич
  • Демичев Павел Сергеевич
RU2768864C1
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ 2002
  • Павлычев В.Н.
  • Уметбаев В.Г.
  • Емалетдинова Л.Д.
  • Прокшина Е.Г.
  • Стрижнев К.В.
  • Шувалов А.В.
RU2212520C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) 2014
  • Салихов Мирсаев Миргазямович
  • Мухлиев Ильнур Рашитович
  • Сагидуллин Ленар Рафисович
RU2558069C1
СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА 2011
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Васильев Эдуард Петрович
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Береговой Антон Николаевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2482269C2

Реферат патента 2012 года СПОСОБ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа обработки карбонатного пласта за счет сохранения или улучшения проницаемости нефтенасыщенных интервалов и, соответственно, увеличения дебитов по нефти после проведения изоляционных работ. В способе обработки карбонатного пласта после закачки в пласт тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя дополнительно закачивают и продавливают в пласт указанный кислотный буферный раствор в качестве кислоты замедленного действия, проникающей в нефтенасыщенные интервалы. В качестве отвердителя используют кислотный буферный раствор с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

Формула изобретения RU 2 467 157 C1

1. Способ обработки карбонатного пласта, включающий закачку тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя, отличающийся тем, что после закачки в пласт тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя дополнительно закачивают и продавливают в пласт указанный кислотный буферный раствор в качестве кислоты замедленного действия, проникающей в нефтенасыщенные интервалы, причем в качестве отвердителя используют кислотный буферный раствор с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный кислотный буферный раствор закачивают и продавливают в пласт в количестве 0,5-1,5 м3 в зависимости от толщины пласта.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2012 года RU2467157C1

ВАХИТОВ Т.М
и др
Совершенствование технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием синтетических смол
Нефтяное хозяйство, 2010, февраль, №2, с.84-86
Тампонажный раствор 1983
  • Лядов Борис Сергеевич
  • Кошелев Алексей Тимофеевич
  • Усов Сергей Васильевич
  • Мартынюк Вилен Иванович
SU1167303A1
ГИДРОФОБНЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ (ВАРИАНТЫ) 2008
  • Лукьянов Юрий Викторович
  • Шувалов Анатолий Васильевич
  • Сафонов Евгений Николаевич
  • Кадыров Ринат Маратович
  • Вахитов Тимур Мидхатович
  • Камалетдинова Резеда Миннисайриновна
  • Емалетдинова Людмила Дмитриевна
RU2376336C1
Полимерный тампонажный состав 1986
  • Исакова Алевтина Георгиевна
  • Ветошкина Тамара Васильевна
  • Аубакиров Марат Тлеубаевич
  • Лиманов Есенгали Лиманович
  • Мужецкий Александр Юрьевич
  • Танатаров Тулеужан Танатарович
SU1432192A1
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ 2000
  • Павлычев В.Н.
  • Уметбаев В.Г.
  • Емалетдинова Л.Д.
  • Прокшина Н.В.
  • Стрижнев К.В.
  • Камалетдинова Р.М.
  • Стрижнев В.А.
  • Назметдинов Р.М.
  • Мерзляков В.Ф.
  • Волочков Н.С.
RU2167267C1
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ 2008
  • Лукьянов Юрий Викторович
  • Шувалов Анатолий Васильевич
  • Гилязов Раиль Масалимович
  • Вахитов Тимур Мидхатович
  • Камалетдинова Резеда Миннисайриновна
  • Емалетдинова Людмила Дмитриевна
RU2386659C1
Полимерный тампонажный состав 1990
  • Хисаева Дилара Ахатовна
  • Уметбаев Виль Гайсович
  • Блажевич Валентин Александрович
  • Легостаева Ирина Владимировна
SU1763638A1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2005
  • Вердеревский Юрий Леонидович
  • Арефьев Юрий Николаевич
  • Гайнуллин Наиль Ибрагимович
  • Чаганов Михаил Сергеевич
  • Шешукова Людмила Александровна
  • Хисамов Раис Салихович
  • Фролов Александр Иванович
RU2291959C1
US 6189615 B1, 20.02.2001.

RU 2 467 157 C1

Авторы

Стрижнев Владимир Алексеевич

Емалетдинова Людмила Дмитриевна

Нигматуллин Тимур Эдуардович

Даты

2012-11-20Публикация

2011-05-24Подача