RU2009107213A - Инжекционная композиция для скважины на основе биоцида и способы обработки скважин - Google Patents

Инжекционная композиция для скважины на основе биоцида и способы обработки скважин Download PDF

Info

Publication number
RU2009107213A
RU2009107213A RU2009107213/03A RU2009107213A RU2009107213A RU 2009107213 A RU2009107213 A RU 2009107213A RU 2009107213/03 A RU2009107213/03 A RU 2009107213/03A RU 2009107213 A RU2009107213 A RU 2009107213A RU 2009107213 A RU2009107213 A RU 2009107213A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
injection
composition
wells
cement
fluid
Prior art date
Application number
RU2009107213/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2494135C2 (ru
Inventor
Роналд Джо СТАРКИ (US)
Роналд Джо СТАРКИ
Джефри Ален МОНТЕЙТ (US)
Джефри Ален МОНТЕЙТ
Карл Вихелм АФТЕН (US)
Карл Вихелм АФТЕН
Original Assignee
Кемира Кемикалс Инк. (Us)
Кемира Кемикалс Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=38895547&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2009107213(A) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Priority claimed from US11/497,724 external-priority patent/US7906463B2/en
Application filed by Кемира Кемикалс Инк. (Us), Кемира Кемикалс Инк. filed Critical Кемира Кемикалс Инк. (Us)
Publication of RU2009107213A publication Critical patent/RU2009107213A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2494135C2 publication Critical patent/RU2494135C2/ru

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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • 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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/428—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for squeeze cementing, e.g. for repairing
    • 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
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/605—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing biocides
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/60—Agents for protection against chemical, physical or biological attack
    • C04B2103/67—Biocides

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Materials For Medical Uses (AREA)
  • Nitrogen- Or Sulfur-Containing Heterocyclic Ring Compounds With Rings Of Six Or More Members (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

1. Инжекционная композиция для скважин, содержащая ! инжекционную жидкость для удаления добываемой жидкости из подземной породы; и биоцид, состоящий из 2,5-диметил-1,3,5-тиадиазинан-2-тиона в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста. ! 2. Инжекционная композиция для скважин по п.1, которая содержит водную жидкость. ! 3. Инжекционная композиция для скважин по п.1, которая содержит пресную воду или соленую воду. ! 4. Инжекционная композиция для скважин по п.1, которая является нефтью, а инжекционная жидкость по меньшей мере частично смешивается с нефтью. !5. Способ извлечения добываемой жидкости из подземной породы, предусматривающий перемещение инжекционной композиции для скважин через ствол скважины вниз к подземной породе для вытеснения или ускорения выхода добываемой жидкости из подземной породы, причем Инжекционная композиция для скважин содержит инжекционную жидкость и биоцид, состоящий из 2,5-диметил-1,3,5-тиадиазинан-2-тиона, в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста. ! 6. Способ по п.5, в котором инжекционная жидкость содержит водную жидкость. ! 7. Способ по п.5, в котором инжекционная жидкость содержит пресную воду или соленую воду. ! 8. Способ по п.5, в котором добываемая жидкость является нефтью, а инжекционная жидкость по меньшей мере частично смешивается с нефтью. ! 9. Способ по п.5, в котором перемещение инжекционной композиции для скважин через ствол скважины вниз к подземной породе для вытеснения или ускорения выхода добываемой жидкости из подземной породы, определяет процесс инжекции скважины, возбуждение и процесс цементирования под давлением, процесс заводнения и�

Claims (19)

1. Инжекционная композиция для скважин, содержащая
инжекционную жидкость для удаления добываемой жидкости из подземной породы; и биоцид, состоящий из 2,5-диметил-1,3,5-тиадиазинан-2-тиона в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста.
2. Инжекционная композиция для скважин по п.1, которая содержит водную жидкость.
3. Инжекционная композиция для скважин по п.1, которая содержит пресную воду или соленую воду.
4. Инжекционная композиция для скважин по п.1, которая является нефтью, а инжекционная жидкость по меньшей мере частично смешивается с нефтью.
5. Способ извлечения добываемой жидкости из подземной породы, предусматривающий перемещение инжекционной композиции для скважин через ствол скважины вниз к подземной породе для вытеснения или ускорения выхода добываемой жидкости из подземной породы, причем Инжекционная композиция для скважин содержит инжекционную жидкость и биоцид, состоящий из 2,5-диметил-1,3,5-тиадиазинан-2-тиона, в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста.
6. Способ по п.5, в котором инжекционная жидкость содержит водную жидкость.
7. Способ по п.5, в котором инжекционная жидкость содержит пресную воду или соленую воду.
8. Способ по п.5, в котором добываемая жидкость является нефтью, а инжекционная жидкость по меньшей мере частично смешивается с нефтью.
9. Способ по п.5, в котором перемещение инжекционной композиции для скважин через ствол скважины вниз к подземной породе для вытеснения или ускорения выхода добываемой жидкости из подземной породы, определяет процесс инжекции скважины, возбуждение и процесс цементирования под давлением, процесс заводнения или процесс уплотнения.
10. Цементная композиция, содержащая
цемент; и
биоцид, состоящий из 2,5-диметил-1,3,5-тиадиазинан-2-тиона в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста.
11. Цементная композиция по п.10, которая является цементирующей под давлением композицией.
12. Цементная композиция по п.10, которая дополнительно содержит жидкость для придания текучести цементной композиции.
13. Способ цементирования, в котором осуществляют
инжектирование цементной композиции в проницаемую зону ствола скважины, причем эта цементная композиция содержит цемент и биоцид, состоящий из 2,5-диметил-1,3,5-тиадиазинан-2-тиона в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста; и
обеспечения возможности схватывания этой цементной композиции.
14. Способ по п.13, в котором дополнительно обеспечивают цементную композицию в сухой форме и объединяют цементную композицию с жидкостью перед инжектированием.
15. Способ по п.13, в котором цементная оболочка расположена в кольцевом пространстве ствола скважины, а обсадная труба (канал) расположена внутри этой цементной оболочки.
16. Способ по п.15, в котором проницаемая зона находится в цементной оболочке.
17. Способ по п.15, в котором проницаемая зона находится в канале.
18. Способ по п.15, в котором проницаемая зона находится между цементной оболочкой и каналом.
19. Способ по п.5, в котором схваченная цементная композиция, по существу, закупоривает проницаемую зону.
RU2009107213/03A 2006-08-02 2007-08-02 Инжекционная композиция для скважин на основе биоцида и способы обработки скважин RU2494135C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/497,724 2006-08-02
US11/497,724 US7906463B2 (en) 2006-08-02 2006-08-02 Biocide for well stimulation and treatment fluids
US11/779,509 US7786054B2 (en) 2006-08-02 2007-07-18 Biocide for well stimulation and treatment fluids
US11/779,509 2007-07-18
PCT/US2007/017225 WO2008016662A2 (en) 2006-08-02 2007-08-02 Biocide for well stimulation and treatment fluids

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013126808/03A Division RU2013126808A (ru) 2006-08-02 2013-06-11 Инжекционная композиция для скважин на основе биоцида и способы обработки скважин

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009107213A true RU2009107213A (ru) 2010-09-10
RU2494135C2 RU2494135C2 (ru) 2013-09-27

Family

ID=38895547

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009107213/03A RU2494135C2 (ru) 2006-08-02 2007-08-02 Инжекционная композиция для скважин на основе биоцида и способы обработки скважин
RU2013126808/03A RU2013126808A (ru) 2006-08-02 2013-06-11 Инжекционная композиция для скважин на основе биоцида и способы обработки скважин

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013126808/03A RU2013126808A (ru) 2006-08-02 2013-06-11 Инжекционная композиция для скважин на основе биоцида и способы обработки скважин

Country Status (8)

Country Link
US (2) US7786054B2 (ru)
EP (2) EP2078066B1 (ru)
CA (1) CA2659383C (ru)
MX (1) MX2009001261A (ru)
NO (1) NO20090824L (ru)
PL (1) PL2078066T3 (ru)
RU (2) RU2494135C2 (ru)
WO (1) WO2008016662A2 (ru)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100200239A1 (en) * 2009-02-09 2010-08-12 Kemira Chemicals, Inc. Friction reducing compositions for well treatment fluids and methods of use
US8871691B2 (en) * 2009-06-05 2014-10-28 Kroff Chemical Company Methods of treating flowback water
US7960316B2 (en) * 2009-09-25 2011-06-14 Halliburton Energy Services, Inc. Corrosion inhibitor intensifier compositions and associated methods
US20110311645A1 (en) * 2010-06-16 2011-12-22 Diaz Raul O Microbiological control in oil and gas operations
DK2707376T3 (en) 2011-05-09 2017-01-23 Rhodia Operations PROCEDURES FOR MANAGING DEPOLYMERIZATION OF POLYMER COMPOSITIONS
AR089662A1 (es) 2012-01-06 2014-09-10 Kemira Oyj Sistema biocidal y metodos para su utilizacion
WO2013158164A1 (en) * 2012-04-19 2013-10-24 Mcclung Guy Lamont Iv Controlling hydrogen sulfide production in oilfield operations
US20140090833A1 (en) * 2012-09-28 2014-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for Treating Wellbore and Wellbore Operation Fluids
WO2014146064A2 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Kemira Oyj Friction reducing polymers
WO2015073197A1 (en) * 2013-11-13 2015-05-21 Baker Hughes Incorporated Method of treating produced or flowback water with nucleophilic agent to deactivate breaker
US20150175877A1 (en) * 2013-12-19 2015-06-25 Schlumberger Technology Corporation Environmentally acceptable multifunctional additive
WO2016126630A1 (en) * 2015-02-04 2016-08-11 Ecolab Usa Inc. Diphenyliodonium salts as sulfidogenesis inhibitors and antimicrobials
US10301553B2 (en) 2017-02-28 2019-05-28 Ecolab Usa Inc. Use of sulfonium salts as hydrogen sulfide inhibitors
CN107288592A (zh) * 2017-08-06 2017-10-24 大庆东油睿佳石油科技有限公司 一种复合韵律油藏双段塞型调剖剂及其使用方法
CN107476779B (zh) * 2017-08-30 2019-12-03 中国石油化工股份有限公司 一种利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法
US10900128B2 (en) 2018-08-29 2021-01-26 Championx Usa Inc. Use of sulfonium salts as corrosion inhibitors

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3067095A (en) 1960-09-26 1962-12-04 Nalco Chemical Co Microbiocidally active compositions
US3377275A (en) 1965-06-17 1968-04-09 Nalco Chemical Co Treatment for aqueous industrial process fluids
US4004939A (en) * 1974-03-29 1977-01-25 Uniroyal Inc. Bisulfite terminated oligomers as dispersing agents
US4182860A (en) * 1975-11-10 1980-01-08 Laskin Allen I Modified heteropolysaccharides and their preparation
GB2006183A (en) * 1977-10-18 1979-05-02 British Petroleum Co Antifouling cement compositions
US4414334A (en) 1981-08-07 1983-11-08 Phillips Petroleum Company Oxygen scavenging with enzymes
US4457372A (en) * 1981-11-06 1984-07-03 Texaco Inc. Method of recovering petroleum from underground formations
US4552591A (en) 1984-05-15 1985-11-12 Petrolite Corporation Oil field biocide composition
US4975109A (en) 1988-05-02 1990-12-04 Lester Technologies Corp. Microbiocidal combinations of materials and their use
RU2036216C1 (ru) 1992-09-04 1995-05-27 Эмма Викторовна Карасева Способ обработки бурового раствора, содержащего реагенты, подверженные микробной деструкции
US5728210A (en) * 1995-12-29 1998-03-17 Conoco Inc. Composition and method to control cement slurry loss and viscosity
US5698108A (en) 1996-11-13 1997-12-16 Vinings Industries, Inc. Formaldehyde-reduction composition and methods of use therefor
WO1999016723A1 (en) * 1997-09-30 1999-04-08 Bj Services Company Multi-functional additive for use in well cementing
US6322749B1 (en) 1999-02-24 2001-11-27 Nalco Chemical Company Composition and method for inhibiting the growth of microorganisms including stabilized sodium hypobromite and isothiazolones
US6127319A (en) 1998-07-24 2000-10-03 Actisystems, Inc. Oil-in-water emulsion
US6001158A (en) 1999-02-18 1999-12-14 Baker Hughes Incorporated Dry biocide
US6613720B1 (en) 2000-10-13 2003-09-02 Schlumberger Technology Corporation Delayed blending of additives in well treatment fluids
US6770677B2 (en) 2002-02-04 2004-08-03 Verichem, Inc. Synergistic mixtures of Bis (Trichloromethyl) Sulfone and 1,2-dibromo-2,4-dicyanobutane
DE60311486T2 (de) 2002-08-20 2007-11-08 Lonza Inc. Stabile synergistische antimikrobielle zusammensetzungen aus aldehyddonatoren und deshydroessigsüure mit niedrigem gehalt an freiem formaldehyd
EP1549723B1 (en) 2002-10-11 2011-11-30 Momentive Specialty Chemicals Research Belgium S.A. Additives for water-resistant gypsum products
US20040120853A1 (en) 2002-12-20 2004-06-24 Carpenter Joel F. Biocidal control in recovery of oil by water injection
US7240732B2 (en) * 2003-10-31 2007-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Dispersant compositions for cement compositions and related methods
US7341985B2 (en) * 2004-10-08 2008-03-11 Air Products And Chemicals, Inc. 2-Hydroxy-3-alkoxypropyl sulfides, sulfones, and sulfoxides: new surface active agents
US7891424B2 (en) * 2005-03-25 2011-02-22 Halliburton Energy Services Inc. Methods of delivering material downhole

Also Published As

Publication number Publication date
US7786054B2 (en) 2010-08-31
RU2013126808A (ru) 2014-12-20
US20080029266A1 (en) 2008-02-07
EP2078066A2 (en) 2009-07-15
RU2494135C2 (ru) 2013-09-27
PL2078066T3 (pl) 2012-12-31
MX2009001261A (es) 2009-07-10
NO20090824L (no) 2009-04-22
WO2008016662A3 (en) 2008-03-13
CA2659383C (en) 2016-01-19
EP2078066B1 (en) 2012-07-11
US20100218950A1 (en) 2010-09-02
EP2584018A1 (en) 2013-04-24
WO2008016662B1 (en) 2008-05-08
CA2659383A1 (en) 2008-02-07
WO2008016662A2 (en) 2008-02-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009107213A (ru) Инжекционная композиция для скважины на основе биоцида и способы обработки скважин
EA201490597A1 (ru) Способ и вещество для укрепления скважины при подземных работах
CA2621832A1 (en) Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust
RU2460875C1 (ru) Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта
GB2383813A (en) Viscoelastic surfactant fluids at high brine concentrations
MX2009010435A (es) Metodo para el tratamiento de formacion subterranea.
RU2286446C1 (ru) Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины
EA200701916A1 (ru) Способ стабилизации ствола скважины, вскрывающей подземный пласт
EA200701914A1 (ru) Способ снижения утечек жидкости и используемые материалы
RU2485306C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
US10703954B2 (en) Petrified cellulosic materials as additives to treatment fluids
RU2008132763A (ru) Бурение и заканчивание скважин с малыми боковыми стволами
RU2569941C2 (ru) Способ изоляции подошвенной воды
RU2000110874A (ru) Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа
RU2560018C1 (ru) Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины
RU2002116181A (ru) Способ разработки нефтяного месторождения с карбонатными коллекторами низкой продуктивности
RU2471062C1 (ru) Способ изоляции притока пластовых вод в скважине
RU2200231C2 (ru) Способ разработки нефтяных месторождений
RU2534373C1 (ru) Способ изоляции притока пластовых вод
RU2283418C2 (ru) Способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ
RU2536895C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами
RU2733561C2 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки
RU2790071C1 (ru) Способ технологической обработки скважин
RU2007112681A (ru) Способ разработки мелких малопродуктивных нефтяных месторождений
RU2334086C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20150803