RU2669213C1 - Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production - Google Patents
Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669213C1 RU2669213C1 RU2017146538A RU2017146538A RU2669213C1 RU 2669213 C1 RU2669213 C1 RU 2669213C1 RU 2017146538 A RU2017146538 A RU 2017146538A RU 2017146538 A RU2017146538 A RU 2017146538A RU 2669213 C1 RU2669213 C1 RU 2669213C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- composition
- wells
- weight
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions used to isolate the influx of water into producing oil wells and to intensify oil production.
В настоящее время одним из основных требований, предъявляемым к водоизолирующим составам, являются избирательность воздействия на продуктивный пласт. Они должны изолировать приток пластовых вод, то есть пропускать через себя углеводородную составляющую (газ, нефть, газовый конденсат) и отсекать поступающую из пласта воду.Currently, one of the main requirements for water-insulating compositions is the selectivity of the impact on the reservoir. They must isolate the influx of formation water, that is, pass the hydrocarbon component (gas, oil, gas condensate) through themselves and cut off the water coming from the formation.
Известен состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из кремнийорганических соединений полифенилэтоксисилоксана и этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия ГКЖ-11 (SU 1078036, опубл.07.031984).A known composition for the selective isolation of formation water in oil and gas wells, consisting of organosilicon compounds of polyphenylethoxysiloxane and sodium ethylsiliconate GKZH-10 or sodium methylsiliconate GKZH-11 (SU 1078036, publ. 07.031984).
Известен состав для изоляции пластовых вод, включающий кремнийорганическую жидкость и водный раствор поливинилового спирта при их объемном соотношении 1:1 (RU 2032068, опубл. 27.03.1995).A known composition for isolating formation water, including an organosilicon liquid and an aqueous solution of polyvinyl alcohol with a volume ratio of 1: 1 (RU 2032068, publ. 03/27/1995).
Известен водоизолирующий состав, содержащий гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 или ГКЖ-11, водный раствор поливинилового спирта и алюмосиликатные микросферы (RU 2211306, опубл.27.08.2003).Known waterproofing composition containing gidrofobiziruyuschy organosilicon liquid GKZH-10 or GKZH-11, an aqueous solution of polyvinyl alcohol and aluminosilicate microspheres (RU 2211306, publ. 27.08.2003).
Недостатками этих кремнийорганических составов являются их низкая селективность и высокая стоимость работ при изоляции пластовых вод, когда расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды многократно возрастают.The disadvantages of these organosilicon compounds are their low selectivity and the high cost of work in the isolation of formation water, when the costs of chemicals for a single operation to isolate water increase many times.
Известен способ ограничения водопритока и водонефтяная эмульсия, используемая в способе, включающий закачку в пласт гидрофильной водонефтяной эмульсии, содержащей водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и дисперсную фазу - нефть (SU 726305, опубл. 05.04.1980 г.). Недостатком данного способа является обводнение скважин за короткий срок из-за недостаточной вязкости выделившейся при распаде эмульсии нефти.A known method of limiting water inflow and oil-water emulsion used in the method, including the injection into the reservoir of a hydrophilic oil-water emulsion containing an aqueous solution of diethanolamide fatty acids with 10-16 carbon atoms and a dispersed phase - oil (SU 726305, publ. 04/05/1980). The disadvantage of this method is the watering of wells in a short period of time due to insufficient viscosity released during the decay of the oil emulsion.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по решаемой технической задаче и химическому составу является состав для изоляции водопритока в добывающие нефтяные скважины, представляющий собой водный раствор этаноламида жирной кислоты, вторичного спирта - изопропанола и многоатомного спирта - этиленгликоля (RU №2527996, опубл. 03.07.2013 г., прототип). Эффективность состава достигается избирательной изоляцией обводненных интервалов нефтяного пласта при сохранении проницаемости нефтенасыщенных. Однако состав-прототип недостаточно эффективно блокирует промытые зоны в высокопроницаемых трещиноватых коллекторах, поскольку не обеспечивает достаточную адсорбцию гидрофобизирующего компонента на поверхности породы, что сказывается, в конечном счете, на эффективности ограничения водопритока и нефтеотдачи.Closest to the proposed invention for the technical task and chemical composition is a composition for isolating water inflow into producing oil wells, which is an aqueous solution of fatty acid ethanolamide, secondary alcohol - isopropanol and polyhydric alcohol - ethylene glycol (RU No. 2527996, publ. 03.07.2013 g. ., prototype). The effectiveness of the composition is achieved by selective isolation of the waterlogged intervals of the oil reservoir while maintaining the permeability of oil-saturated. However, the prototype composition does not effectively block the washed zones in highly permeable fractured reservoirs, since it does not provide sufficient adsorption of the hydrophobizing component on the rock surface, which ultimately affects the efficiency of limiting water inflow and oil recovery.
Поиск новых эффективных составов для ограничения водопритока в добывающие нефтяные скважины, расширяющих арсенал известных средств указанного назначения, является актуальной задачей.The search for new effective compounds for limiting water inflow into producing oil wells, expanding the arsenal of known means of this purpose, is an urgent task.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ и интенсификация добычи нефти за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов.The technical result of the claimed invention is to increase the efficiency of waterproofing works and the intensification of oil production through the use of a homogeneous composition of selective action to water-saturated areas of terrigenous and carbonate reservoirs.
Технический результат достигается применением для изоляции притока воды в добывающие скважины и интенсификация добычи нефти гомогенного состава, включающего в себя олеиновую кислоту, смесь органических сульфокислот с 10-18 углеродными атомами, алифатический спирт - метанол или изопропанол, этаноламин и пресную воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:The technical result is achieved by using a homogeneous composition for isolating water flow to production wells and intensifying oil production, including oleic acid, a mixture of organic sulfonic acids with 10-18 carbon atoms, aliphatic alcohol - methanol or isopropanol, ethanolamine and fresh water in the following ratio of components, wt. %:
Механизм селективного действия заявленного состава основан на избирательном образовании закупоривающего изоляционного экрана при контакте с пластовой водой. В нефтенасыщенных интервалах при контакте с нефтью состав не формирует изоляционный материал. Таким образом, композиция сама «находит» в пласте зону притока пластовой воды в скважину и блокирует его. Избирательная изоляция обводненных интервалов нефтяного пласта достигается за счет различной растворимости образующейся этаноламинной соли жирной кислоты в пластовой воде и нефти. Гомогенность состава достигается наличием определенного количества алифатического спирта, а его высокая адсорбция на поверхности породы достигается за счет органических сульфокислот, являющихся поверхностно-активными веществами.The selective action mechanism of the claimed composition is based on the selective formation of a clogging insulating screen in contact with formation water. In oil saturated intervals, when in contact with oil, the composition does not form an insulating material. Thus, the composition itself “finds” in the formation a zone of formation water inflow into the well and blocks it. Selective isolation of the waterlogged intervals of the oil reservoir is achieved due to the different solubilities of the resulting ethanolamine fatty acid salt in produced water and oil. The homogeneity of the composition is achieved by the presence of a certain amount of aliphatic alcohol, and its high adsorption on the surface of the rock is achieved due to organic sulfonic acids, which are surface-active substances.
В заявляемом композиционном составе в качестве ингредиентов использованы доступные дешевые реагенты:In the inventive composition, the ingredients used are available cheap reagents:
Олеиновая кислота техническая по ГОСТ 7580-91,Technical oleic acid in accordance with GOST 7580-91,
Этаноламины по ТУ 2423-159-00203335-2004,Ethanolamines according to TU 2423-159-00203335-2004,
Метанол технический по ГОСТ 2222-95,Technical methanol in accordance with GOST 2222-95,
Изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84,Isopropyl alcohol according to GOST 9805-84,
Смесь органических сульфокислот по ТУ 2481-001-13002012-2017.A mixture of organic sulfonic acids according to TU 2481-001-13002012-2017.
Состав получают путем механического смешивания взвешенных количеств ингредиентов.The composition is obtained by mechanically mixing weighed quantities of ingredients.
Для подтверждения эффективности применения заявляемого состава были проведены исследования на четырех одиночных моделях нефтяного пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющих собой металлическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой породой. Для создания реликтовой водонасыщенности модели под вакуумом насыщались пластовой водой. Для создания начальной нефтенасыщенности пластовую воду из порового пространства вытесняли нефтью. Вытеснение проводили до полной стабилизации фильтрационных характеристик на выходе из пористой среды. При создании остаточной нефтенасыщенности модели подключались к напорной емкости и проводилось вытеснение нефти из порового пространства модели пластовой водой. Вытеснение нефти проводили до полной обводненности продукции на выходе модели. Все этапы эксперимента проводились при температуре 26°С.To confirm the effectiveness of the application of the claimed composition, studies were conducted on four single models of the oil reservoir with residual oil saturation, which is a metal tube 330 mm long and 33 mm in diameter, filled with ground rock. To create relict water saturation, the models were saturated with formation water under vacuum. To create the initial oil saturation, formation water from the pore space was replaced by oil. The displacement was carried out until the filtration characteristics were completely stabilized at the outlet of the porous medium. When creating residual oil saturation, the models were connected to the pressure vessel and oil was displaced from the pore space of the model with formation water. Oil displacement was carried out until the water cut at the output of the model. All stages of the experiment were carried out at a temperature of 26 ° C.
После создания остаточной нефтенасыщенности в поровом пространстве модели нефтяного пласта, в соответствии с постановкой задачи в эксперименте, с обратной стороны был введен заявляемый состав (примеры 1-3) в объеме 10% от порового объема модели и продолжено вытеснение нефти пластовой водой в первоначальном направлении. Результаты представлены в таблицах 1-3.After creating the residual oil saturation in the pore space of the oil reservoir model, in accordance with the statement of the problem in the experiment, the inventive composition (examples 1-3) was introduced on the reverse side in the amount of 10% of the pore volume of the model and the oil was continued to be displaced with formation water in the initial direction. The results are presented in tables 1-3.
Пример 1. Состав содержит олеиновую кислоту (20 мас.%), смесь сульфокислот (2 мас. %), моноэтаноламин (5 мас.%), изопропанол (30 мас.%), и воду (43 мас.%). Проведено четыре эксперимента с вышеуказанным составом:Example 1. The composition contains oleic acid (20 wt.%), A mixture of sulfonic acids (2 wt.%), Monoethanolamine (5 wt.%), Isopropanol (30 wt.%), And water (43 wt.%). Four experiments were carried out with the above composition:
Модель №1 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей карбоновые отложения.Carbonate model No. 1 was saturated with formation water and oil, selected from a well operating carbon deposits.
Модель №2 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей карбоновые отложения.Terrigenous model No. 2 was saturated with formation water and oil selected from a well operating carbon deposits.
Модель №3 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей девонские отложения.Model No. 3 carbonate was saturated with formation water and oil, selected from a well operating Devonian sediments.
Модель №4 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей девонские отложения.Model No. 4 terrigenous was saturated with formation water and oil taken from a well operating Devonian sediments.
Анализ данных таблицы 1 указывает на снижение проницаемости моделей по воде от 2,94 раз (модель №4) до практически полного затухания фильтрации (модель №3).An analysis of the data in Table 1 indicates a decrease in water permeability of models from 2.94 times (model No. 4) to an almost complete attenuation of filtration (model No. 3).
На моделях 1 и 2 с использованием пластовой воды и нефти, отобранной из скважины, эксплуатирующей карбоновые отложения снижение проницаемости по воде составляет 9,4 и 10,4 раз соответственно. Остаточная нефтенасыщенность снизилась на 21,2-42,1%. По сравнению с прототипом водоизоляция улучшилась практически в 2 раза, а дополнительное извлечение нефти увеличилось на 10-15%.On models 1 and 2, using produced water and oil taken from a well operating carbon deposits, the decrease in water permeability is 9.4 and 10.4 times, respectively. Residual oil saturation decreased by 21.2-42.1%. Compared with the prototype, water insulation improved almost 2 times, and additional oil recovery increased by 10-15%.
Vпор - объем пор модели нефтяного пласта, см3;V then - the pore volume of the model of the oil reservoir, cm 3 ;
kабс - абсолютная проницаемость (по газу), мкм2;k abs - absolute permeability (gas), μm 2 ;
kвод - проницаемость модели по воде, начальная, мкм2;k water — model water permeability, initial, μm 2 ;
Sн - максимальная (начальная) нефтенасыщенность (объем пор модели, занятый нефтью), %;S n - maximum (initial) oil saturation (pore volume of the model occupied by oil),%;
kнеф - проницаемость модели по нефти, мкм2;k nef - oil permeability of the model, μm 2 ;
Sост - нефтенасыщенность модели после вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности);S ost - oil saturation of the model after displacement by water (in% of the initial oil saturation);
kвод.ост.н/н - проницаемость модели с остаточной нефтенасыщенностью по воде, мкм2;k water.ost.n / n - the permeability of the model with residual oil saturation in water, μm 2 ;
Sост.кон - нефтенасыщенность модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности);S ost.con - oil saturation of the model after exposure to the reagent and further displacement with water (in% of the initial oil saturation);
kвод.кон - проницаемость модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой, мкм.k vod.kon - the permeability of the model after exposure to the reagent and further displacement with water, microns.
Пример 2. Состав содержит олеиновую кислоту (30 мас.%), смесь сульфокислот (5 мас.%), диэтаноламин (10 мас.%), изопропанол (30 мас.%), и воду (25 мас.%).Example 2. The composition contains oleic acid (30 wt.%), A mixture of sulfonic acids (5 wt.%), Diethanolamine (10 wt.%), Isopropanol (30 wt.%), And water (25 wt.%).
Эксперименты проведены аналогично примеру 1 на тех же моделях, результаты представлены в таблице 2.The experiments were carried out analogously to example 1 on the same models, the results are presented in table 2.
Применение вышеуказанного состава приводит к более значительному (12-13 раз) снижению проницаемости по воде, при этом нефтенасыщенность пласта снизилась максимально на 43,3% (модель 2). По сравнению с прототипом наблюдается двукратное снижение проницаемости по воде. Остаточная нефтенасыщенность (Sост.кон) снизилась по сравнению с прототипом, дополнительное извлечение нефти увеличилось до 50%.The use of the above composition leads to a more significant (12-13 times) reduction in water permeability, while the oil saturation of the formation decreased by a maximum of 43.3% (model 2). Compared with the prototype, there is a twofold decrease in water permeability. Residual oil saturation (S ost.kon ) decreased compared with the prototype, additional oil recovery increased to 50%.
Пример 3. Состав содержит олеиновую кислоту (5%), смесь сульфокислот (1%), триэтаноламин (3%), метанол (20%), и воду (71%). Эксперименты проведены аналогично примеру 1 на тех же моделях, результаты представлены в таблице 3.Example 3. The composition contains oleic acid (5%), a mixture of sulfonic acids (1%), triethanolamine (3%), methanol (20%), and water (71%). The experiments were carried out analogously to example 1 on the same models, the results are presented in table 3.
Применение вышеуказанного состава приводит к снижению (6-7 раз) проницаемости по воде и снижению нефтенасыщенности (на 20-40%) моделей 1 и 2 пласта. Эти показатели практически совпадают с показателями прототипа. Однако, учитывая значительно более низкую концентрацию активной основы в исследуемом составе, можно сделать вывод о более эффективном воздействии состава на проницаемость по воде и нефтевытеснению.The use of the above composition leads to a decrease (6-7 times) in water permeability and a decrease in oil saturation (by 20-40%) of reservoir models 1 and 2. These indicators are almost the same as the prototype. However, given the significantly lower concentration of the active base in the test composition, it can be concluded that the composition has a more effective effect on water permeability and oil displacement.
Таким образом, предложен гомогенный селективный состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины, обладающий значительно большей водоизоляционной способностью (до 100%) по сравнению с прототипом и увеличивающий дополнительное извлечение остаточной нефти (до 50%).Thus, a homogeneous selective composition is proposed for isolating the influx of water into producing oil wells, which has a significantly greater waterproofing ability (up to 100%) compared to the prototype and increases the additional extraction of residual oil (up to 50%).
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017146538A RU2669213C1 (en) | 2017-12-27 | 2017-12-27 | Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017146538A RU2669213C1 (en) | 2017-12-27 | 2017-12-27 | Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2669213C1 true RU2669213C1 (en) | 2018-10-09 |
Family
ID=63798318
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017146538A RU2669213C1 (en) | 2017-12-27 | 2017-12-27 | Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2669213C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU840087A1 (en) * | 1979-08-24 | 1981-06-23 | Предприятие П/Я М-5593 | Composition for producing washing liquids |
WO1994018431A1 (en) * | 1993-02-12 | 1994-08-18 | Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery method employing a high temperature brine tolerant foam-forming composition |
RU2294353C1 (en) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Formulation for acid treatment of critical borehole zone |
RU2429270C2 (en) * | 2009-10-26 | 2011-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Compound for control of development of oil deposits (versions) |
RU2527996C1 (en) * | 2013-07-03 | 2014-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Composition for shutoff of water influx to oil producers |
-
2017
- 2017-12-27 RU RU2017146538A patent/RU2669213C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU840087A1 (en) * | 1979-08-24 | 1981-06-23 | Предприятие П/Я М-5593 | Composition for producing washing liquids |
WO1994018431A1 (en) * | 1993-02-12 | 1994-08-18 | Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery method employing a high temperature brine tolerant foam-forming composition |
RU2294353C1 (en) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Formulation for acid treatment of critical borehole zone |
RU2429270C2 (en) * | 2009-10-26 | 2011-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Compound for control of development of oil deposits (versions) |
RU2527996C1 (en) * | 2013-07-03 | 2014-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Composition for shutoff of water influx to oil producers |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA004514B1 (en) | Well treatment composition and method of hydraulically fracturing a coal bed | |
RU2690986C2 (en) | Extraction of oil using surfactants when using esters of sulphonate and alcohol and cationic surfactants | |
RU2543224C2 (en) | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application | |
US20170009128A1 (en) | Methods for enhancing oil recovery using complex nano-fluids | |
RU2717012C1 (en) | Composition for bottom-hole formation treatment of oil formation | |
RU2669213C1 (en) | Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production | |
RU2494136C1 (en) | Surface-active acid composition for treatment of carbonate basins | |
RU2100587C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone | |
RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
RU2295635C2 (en) | Oil production method | |
RU2616949C1 (en) | Acid composition for treatment of low permeable high temperature formations with high clay and carbonates content | |
RU2388786C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed | |
RU2527996C1 (en) | Composition for shutoff of water influx to oil producers | |
RU2319726C1 (en) | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone | |
RU2160822C2 (en) | Compound for insulation of stratal waters in oil and gas wells | |
RU2385893C1 (en) | Reagent-additive to liquid for killing of well | |
RU2657918C1 (en) | Reagent for removing condensation liquid from gas wells | |
RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction | |
RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
RU2798190C2 (en) | Method for gas extraction from underground reservoir | |
RU2215132C1 (en) | Method of development of water-encroached oil reservoirs | |
RU2787229C1 (en) | Composition for acid treatment of carbonate reservoirs | |
RU2405020C2 (en) | Compound for isolation of water inflow in gas wells | |
RU2250362C2 (en) | Oil forcing-out method | |
RU2595019C1 (en) | Process fluid for well killing based on alcohols |