Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта Российский патент 2021 года по МПК E21B43/22 E21B43/16 C09K8/584 

Описание патента на изобретение RU2748198C1

Изобретение относится к разработке нефтяного месторождения и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов, ранее не охваченных воздействием.

Известен способ изоляции водопритока в добывающих скважинах (патент RU №2471060, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.12.2012. Бюл. №36), включающий закачку обратной эмульсии, при этом используют обратную эмульсию, включающую в качестве эмульгатора Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗ-ТАТ, и чередуют закачку обратной эмульсии в добывающую скважину с закачкой в нее воды с образованием в скважине нескольких чередующихся слоев обратной эмульсии и воды. В качестве жидкого углеводорода используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. Эмульгатор Нефтенол НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров кислот талового масла и триэтаноламина.

Недостатком способа изоляции водопритока является низкая агрегативная устойчивость инвертной микроэмульсии, которая под действием пластового давления легко разрушается, изоляционная способность эмульсии снижается.

Наиболее близким к предложенному техническому решению является способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии (ИЭ) (патент RU №2660967, МПК Е21В 43/22, С09К 8/92, опубл. 11.07.2018. Бюл. №20), полученной перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции, при этом используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду, перед закачкой эмульсии определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, при приемистости скважины ниже 250 м3/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3/сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.

Недостатком способа является низкая эффективность нефтевытеснения при разработке неоднородных пластов.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем увеличения охвата пласта воздействием за счет создания фильтрационного сопротивления закачкой инвертной эмульсии и увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных, ранее не охваченных воздействием зон пласта.

Техническая задача решается способом разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающим предварительное определение допустимого давления закачки и приемистости нагнетательной скважины, закачку инвертной эмульсии.

Новым является то, что инвертную эмульсию продавливают минерализованной водой в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии, при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(2-2,9), при приемистости скважины выше 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(3-4), при этом в качестве минерализованной воды используют сточную или пластовую воду с минерализацией от 1 до 300 г/л, а в качестве углеводородного раствора НПАВ используют углеводородные растворы алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 неонол АФ9-12 или алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 неонол АФ9-6.

В качестве эмульгатора инвертных эмульсий используют эмульгатор, содержащий оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 и олеиновую кислоту в соотношении 2:1 в суммарной концентрации 15-39% и бензолсодержащую фракцию - остальное (например, по патенту RU №2613975, МПК B01F 17/00, C09K 8/00, C11D 1/04, C11D 3/43, опубл. 22.03.2017, Бюл. №9). Эмульгатор представляет собой прозрачную жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 0,750 г/см3.

В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют водорастворимый алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 (неонол АФ9-12), или маслорастворимый алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 (неонол АФ9-6), выпускаемый ОАО «Нижнекамскнефтехим» согласно ТУ 2483-077-05766801-98.

В качестве растворителя применяют различные углеводородные растворители, например, растворитель производства Елховской НПУ согласно ТУ 19.20.23-030-60320171-2019 (РП - растворитель промышленный) или толуол по ГОСТ 14710-78.

В качестве минерализованной воды используют воду (сточную, пластовую) с минерализацией от 1 до 300 г/л.

Сущность изобретения.

В процессе разработки нефтяных месторождений наблюдается снижение коэффициента вытеснения нефти и усугубляется проницаемостная неоднородность пласта с образованием обширных промытых зон с высокой проницаемостью.

Известно, что скорость течения концентрированных инвертных эмульсий в пористой среде со временем резко снижается даже при поддержании постоянного перепада давления, создается так называемый эффект динамического запирания. Благодаря тому, что вязкость закачиваемой эмульсии по предлагаемому способу нарастает постепенно, она способна проникнуть в гораздо большее поровое пространство, начиная от мелких пор. В результате происходит перераспределение последующих фильтрационных потоков и увеличивается охват пласта воздействием, что ведет к увеличению нефтеизвлечения.

Подавляющее число эксплуатационных объектов (нефтяных продуктивных пластов) являются неоднородными по проницаемости как по толщине (вертикали), так и по простиранию (площади), что обуславливает низкий охват заводнением из-за преимущественного движения нефтевытесняющего агента (воды) в более проницаемых, уже промытых водой пропластках и участках залежи, что, в свою очередь, ведет к увеличению обводненности и уменьшению дебитов нефти.

Одним из эффективных направлений повышения нефтеотдачи является увеличение фильтрационного сопротивления и коэффициента вытеснения нефти этих зон за счет последовательной закачки двух взаимодополняющих по воздействию на пласт оторочек (увеличение охвата пласта воздействием и увеличение коэффициента вытеснения нефти), которые разделены буфером минерализованной воды.

Для повышения эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта предварительно определяют допустимое давление закачки и приемистость нагнетательной скважины.

Первой, блокирующей высокопроницаемые зоны пласта оторочкой, является инвертная эмульсия (ИЭ) со ступенчатым увеличением водосодержания, которая, первоначально имея невысокую вязкость, фильтруется в высокопроницаемую обводненную часть пласта, и по мере увеличения водосодержания блокирует эту зону пласта.

После закачки первой оторочки инвертной эмульсии осуществляют ее продавку минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью от 1060 до 1190 кг/м3 в объеме 0,5 от объема первой оторочки (создают буфер) для предотвращения преждевременного смешения первой и второй оторочек.

Затем закачивают второю нефтевытесняющую (нефтеотмывающую) оторочку - углеводородный раствор НПАВ (неонол АФ9-12 или неонол АФ9-6) с концентрацией 4-6%, которая проникает в ранее неохваченные нефтенасыщенные зоны пласта и максимально эффективно отмывает капиллярно удерживаемую нефть и увеличивает коэффициент вытеснения нефти. Введение в пласт оторочки НПАВ в углеводородном растворителе позволяет расширить область эффективного применения эмульсионных систем с целью увеличения нефтеизвлечения.

Рассчитывают необходимый объем закачки инвертной эмульсии. В зависимости от приемистости скважины меняется соотношение объемов закачиваемой инвертной эмульсии и углеводородного раствора НПАВ. При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут расчетный объем закачки инвертной эмульсии меньше и соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:(2-2,9).

При приемистости нагнетательной скважины выше 250 м3/сут расчетный объем закачки инвертной эмульсии больше и соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:(3-4).

При равномерном распределении инвертной эмульсии в пласте происходит более полный охват пласта. Закачиваемый следом углеводородный раствор НПАВ проникает в низкопроницаемые, не охваченные ранее воздействием, нефтенасыщенные пласты и активно вымывает из них нефть и повышается эффективность нефтевытеснения. Правильно подобранное соотношение объемов инвертной эмульсии и углеводородного раствора НПАВ в зависимости от приемистости скважины позволяет сократить непроизводительные расходы углеводородного раствора НПАВ из-за высокой подвижности его в высокопроницаемых пластах и предотвращает неконтролируемый уход раствора в водонасыщенные пласты. Благодаря вышеуказанным преимуществам способа происходит увеличение коэффициента вытеснения нефти.

Изучение влияния данного способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта на фильтрационные и нефтевытесняющие параметры проводилось с использованием двухслойных разнопроницаемых трубчатых моделей пласта.

В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти из слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой (К'выт) и конечный после воздействия (К''выт) по данному способу. Прирост коэффициента вытеснения нефти ΔКвыт, равный разнице К''выт-К'выт, характеризует нефтевытесняющую эффективность способа для увеличения нефтеизвлечения из заводненных неоднородных по проницаемости пористых сред.

В таблице приведены результаты экспериментов на насыпных двухслойных моделях пласта: основные условия и результаты тестирования по изменению фильтрационной неоднородности двухслойных пористых сред и увеличению коэффициента вытеснения нефти по предлагаемому способу воздействия и по прототипу в зависимости от приемистости нагнетательной скважины.

При применении углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4% эффективность отмывания нефти незначительно выше эффективности по прототипу (всего на 2,38%-3,3%), поэтому снижение концентрации НПАВ в углеводородном растворителе ниже 4% нецелесообразно. Увеличение концентрации НПАВ в растворителе выше 6% снижает экономическую эффективность способа.

Выбор углеводородного растворителя обусловлен его наличием и стоимостью, при этом использование любого из них позволяет достигать один и тот же положительный результат.

В результате применения дополнительной оторочки углеводородного раствора НПАВ (неонол АФ9-12 или неонол АФ9-6) с концентрацией 4-6% после закачки инвертной эмульсии и ее продавки прирост коэффициента вытеснения нефти ΔКвыт. составил от 20,78% до 39,19%. При осуществлении способа по прототипу прирост коэффициента вытеснения нефти равен 18,4%. Следовательно, предлагаемый способ приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с прототипом на 2,38%-20,79%, в зависимости от концентрации НПАВ в углеводородном растворе и приемистости скважины.

Результаты экспериментов на насыпных двухслойных неоднородных по проницаемости пористых средах, представленных в таблице, позволяют сделать вывод о высокой эффективности дополнительной оторочки в виде 4-6% раствора НПАВ в углеводородном растворителе после закачки инвертных эмульсионных систем в минерализованной воде и возможности их применения в промысловых условиях для увеличения нефтеизвлечения.

Примеры конкретного выполнения.

Для осуществления технологии на основе способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта в промысловых условиях требуются насосные агрегаты (НА) типа ЦА-320, автоцистерны (АЦ) и емкость для приготовления рабочего раствора.

Пример 1. Предварительно по данным промысловых исследований определили приемистость выбранной скважины и допустимое давление закачки. Скважина 1 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 5 м, пористостью 20%. Приемистость скважины 230 м3/сут (ниже 250 м3/сут.) при давлении на водоводе 8,0 МПа. Минерализация воды для приготовления композиции - 110 г/л (плотность - 1070 кг/м3). Допустимое давление закачки - 13,5 МПа. Средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин составляет 3,8 т/сут. Рассчитали необходимый объем закачки (радиус воздействия) при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут.

Приготовили инвертную эмульсию объемом 200 м3 в мерной емкости НА или в автоцистерне АЦ. Исходя из указанной приемистости нагнетательной скважины закачали расчетное количество эмульгатора и минерализованной воды с начальным объемным соотношением 2:1, со ступенчатым увеличением водосодержания в процессе закачки, и с контролем давления.

После закачки инвертной эмульсии закачали буферную оторочку из минерализованной воды в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии, равную 100 м3.

Далее приготовили углеводородный раствор НПАВ АФ9-12 объемом 80 м3 с концентрацией 5% мас. Раствор также готовится либо в мерных емкостях НА или в автоцистерне АЦ. В мерную емкость НА или в АЦ закачивается расчетное количество АФ9-12 и растворителя РП. Поскольку приемистость скважины ниже 250 м3/сут соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:2,5, т.е. объем углеводородного раствора НПАВ в 2,5 раза меньше объема инвертной эмульсии.

После закачки указанных оторочек по предлагаемому способу средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин увеличился до 4,37 т/сут, что составляет 15% прироста добычи нефти.

Пример 2. Предварительно по данным промысловых исследований определили приемистость выбранной скважины и допустимое давление закачки. Скважина 2 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 8 м, пористостью 22%. Приемистость скважины - 450 м3/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа. Минерализация воды для приготовления композиции - 170 г/л (плотность - 1120 кг/м3). Допустимое давление закачки - 15,0 МПа. Средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин составляет 4,0 т/сут.

Поскольку приемистость скважины выше 250 м3/сут, то начальное соотношение эмульгатора и воды берется 1:2, со ступенчатым увеличением водосодержания в процессе закачки, и с контролем давления. Готовят инвертную эмульсию объемом 300 м3 в мерной емкости НА или в автоцистерне АЦ.

Затем полученную инвертную эмульсию закачали в скважину. После ее закачки в пласт для предотвращения преждевременного смешения инвертной эмульсии с углеводородным раствором НПАВ закачали минерализованную воду в объеме 150 м3, что составляет 0,5 от объема инвертной эмульсии.

Затем приготовили углеводородный раствор НПАВ АФ9-6 в объеме 85,715 м3 с концентрацией 6% мас. Раствор также готовится либо в мерных емкостях НА или в автоцистерне АЦ. В мерную емкость НА или в АЦ закачивается расчетное количество АФ9-6 и растворителя толуол. Соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:3,5. После закачки указанных оторочек по предлагаемому способу средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин увеличился до 4,8 т/сут, что составляет 20% прироста добычи нефти.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта решает задачу повышения эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем увеличения охвата пласта воздействием за счет создания фильтрационного сопротивления закачкой инвертной эмульсии и увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных, ранее не охваченных воздействием, зон пласта, а также позволяет расширить область эффективного применения эмульсионных систем с целью увеличения нефтеизвлечения.

Дополнительные примеры

Похожие патенты RU2748198C1

название год авторы номер документа
Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта 2022
  • Береговой Антон Николаевич
  • Князева Наталья Алексеевна
  • Афанасьева Оксана Ивановна
  • Белов Владислав Иванович
  • Разумов Андрей Рафаилович
RU2778501C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2011
  • Хисамов Раис Салихович
  • Файзуллин Ильфат Нагимович
  • Фархутдинов Гумар Науфалович
  • Собанова Ольга Борисовна
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Рахматулина Миннури Нажибовна
  • Федорова Ирина Леонидовна
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Краснов Дмитрий Викторович
RU2487234C1
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА ИЛИ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ 1997
  • Собанова О.Б.
  • Фридман Г.Б.
  • Брагина Н.Н.
  • Федорова И.Л.
  • Любимцева О.Г.
RU2120030C1
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ 2001
  • Позднышев Г.Н.
  • Манырин В.Н.
  • Манырин В.Н.
  • Калугин И.В.
RU2198287C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2004
  • Якименко Г.Х.
  • Назмиев И.М.
  • Альвард А.А.
  • Штанько В.П.
  • Аминов А.Ф.
  • Абызбаев И.И.
RU2255213C1
Способ ограничения водопритока в добывающей скважине 2021
  • Береговой Антон Николаевич
  • Князева Наталья Алексеевна
  • Уваров Сергей Геннадьевич
  • Белов Владислав Иванович
RU2754171C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2003
  • Ибатуллин Р.Р.
  • Глумов И.Ф.
  • Слесарева В.В.
  • Уваров С.Г.
  • Хисамов Р.С.
  • Рахимова Ш.Г.
  • Золотухина В.С.
  • Мусабиров Р.Х.
RU2244812C1
Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц 2023
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Береговой Антон Николаевич
  • Золотухина Валентина Семеновна
  • Камалиева Айгуль Фоатовна
RU2818628C1
Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц 2023
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Зарипов Азат Тимерьянович
RU2818632C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА ЗАКАЧКОЙ ИНВЕРТНОЙ ЭМУЛЬСИИ 2017
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Медведева Наталья Алексеевна
  • Лакомкин Виталий Николаевич
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Нафиков Асхат Ахтямович
RU2660967C1

Реферат патента 2021 года Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта

Изобретение относится к разработке нефтяного месторождения и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов, ранее не охваченных воздействием. Способ включает предварительное определение допустимого давления закачки и приемистости нагнетательной скважины, закачку инвертной эмульсии. При этом инвертную эмульсию продавливают минерализованной водой в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии. При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ с концентрацией 4-6 мас.% в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(2-2,9). При приемистости скважины выше 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4-6 мас.% в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(3-4). При этом в качестве минерализованной воды используют сточную или пластовую воду с минерализацией от 1 до 300 г/л, а в качестве углеводородного раствора НПАВ используют углеводородные растворы алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 неонол АФ 9-12 или алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 неонол АФ 9-6. Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта. 2 пр., 1 табл.

Формула изобретения RU 2 748 198 C1

Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающий предварительное определение допустимого давления закачки и приемистости нагнетательной скважины, закачку инвертной эмульсии, отличающийся тем, что инвертную эмульсию продавливают минерализованной водой в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии, при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(2-2,9), при приемистости скважины выше 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(3-4), при этом в качестве минерализованной воды используют сточную или пластовую воду с минерализацией от 1 до 300 г/л, а в качестве углеводородного раствора НПАВ используют углеводородные растворы алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 неонол АФ 9-12 или алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 неонол АФ 9-6.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2021 года RU2748198C1

СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА ЗАКАЧКОЙ ИНВЕРТНОЙ ЭМУЛЬСИИ 2017
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Медведева Наталья Алексеевна
  • Лакомкин Виталий Николаевич
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Нафиков Асхат Ахтямович
RU2660967C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ И ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1999
  • Старкова Н.Р.
  • Шарифуллин Ф.А.
  • Бриллиант Л.С.
  • Гордеев А.О.
  • Куракин В.И.
RU2165013C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2011
  • Хисамов Раис Салихович
  • Файзуллин Ильфат Нагимович
  • Фархутдинов Гумар Науфалович
  • Собанова Ольга Борисовна
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Рахматулина Миннури Нажибовна
  • Федорова Ирина Леонидовна
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Краснов Дмитрий Викторович
RU2487234C1
US 5095989 A, 17.03.1992
EP 3656973 А1, 27.05.2020.

RU 2 748 198 C1

Авторы

Зарипов Азат Тимерьянович

Береговой Антон Николаевич

Князева Наталья Алексеевна

Рахимова Шаура Газимьяновна

Белов Владислав Иванович

Даты

2021-05-20Публикация

2020-09-30Подача