RU2120030C1 - Method of action on face zone of oil pool or on oil pool - Google Patents
Method of action on face zone of oil pool or on oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2120030C1 RU2120030C1 RU97117195A RU97117195A RU2120030C1 RU 2120030 C1 RU2120030 C1 RU 2120030C1 RU 97117195 A RU97117195 A RU 97117195A RU 97117195 A RU97117195 A RU 97117195A RU 2120030 C1 RU2120030 C1 RU 2120030C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- water
- surfactant
- solution
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или на нефтяной пласт. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for influencing the bottom-hole zone of an oil reservoir or an oil reservoir.
Известен способ вытеснения нефти из пласта путем последовательной закачки в него оторочки минерализованной воды с концентрацией солей в 4,6-5,1 раз превышающей концентрацию солей водной фазы мицеллярного раствора, мицеллярного раствора с внешней водной фазой - прямого мицеллярного раствора (ПМР) и оторочки пресной воды или водного раствора полимера для проталкивания их в пласт [1]. A known method of displacing oil from the reservoir by sequentially injecting rims of mineralized water with a salt concentration of 4.6-5.1 times the concentration of salts of the aqueous phase of the micellar solution, micellar solution with an external aqueous phase - direct micellar solution (PMR) and fresh rim water or an aqueous polymer solution to push them into the reservoir [1].
Недостатком известного способа является то, что из-за использования в мицеллярном растворе только анионного поверхностно-активного вещества (АПАВ), которое чувствительно к минерализации, ПМР готовят на пресной воде. Кроме того, из-за большого содержания в нем воды способ затруднительно использовать в зимнее время. The disadvantage of this method is that due to the use in a micellar solution of only anionic surfactant (AAS), which is sensitive to mineralization, PMR is prepared in fresh water. In addition, due to the high content of water in it, the method is difficult to use in the winter.
Известна водоуглеводородная эмульсия для извлечения остаточной нефти, включающая оксиэтилированные алкилфенолы, жидкий углеводород и воду [2]. Known water-hydrocarbon emulsion for the extraction of residual oil, including hydroxyethylated alkyl phenols, liquid hydrocarbon and water [2].
Вследствие использования для приготовления эмульсии только неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) она обладает недостаточной эффективностью, а также очень чувствительна к колебаниям температур на поверхности и в пласте (теряет свою стабильность). Due to the use of only nonionic surfactants (NSAIDs) for the preparation of an emulsion, it has insufficient effectiveness and is also very sensitive to temperature fluctuations on the surface and in the formation (it loses its stability).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ интенсификации добычи нефти с использованием состава, включающего алкилбензолсульфонаты с мол.м. 450-550 у.е., оксиалкилфенолы типа ОП-10 и углеводородный растворитель. Согласно этому известному способу приготавливают углеводородный раствор поверхностно-активного вещества и закачивают его в скважину. The closest in technical essence and the achieved effect is a method of intensifying oil production using a composition comprising alkylbenzenesulfonates with a mol.m. 450-550 cu, oxyalkyl phenols of the type OP-10 and hydrocarbon solvent. According to this known method, a hydrocarbon solution of a surfactant is prepared and pumped into a well.
Недостатком известного способа является то, что используемый в нем состав применим для обработки призабойной зоны добывающих скважин и работоспособен только в слабоминерализованных водах. The disadvantage of this method is that the composition used in it is applicable for processing the bottom-hole zone of producing wells and is operational only in low-mineralized waters.
В основу изобретения положена задача создать технологический способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или на нефтяной пласт, позволяющий за счет образования в призабойной зоне вязкой и стабильной эмульсии снизить проницаемость промытых пропластков, подключить в работу нефтенасыщенные зоны и за счет гидрофобизации поверхности коллектора, растворения асфальто-смоло-парафиновых отложений и снижения вязкости нефти повысить добычу последней. Поступающая следом оторочка минерализованной воды с плотностью не менее 1040 кг/м3 способствует возникновению вязких эмульсий на фронте смешения ее с углеводородным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ) и упрочнению ранее образовавшихся при контакте углеводородного раствора ПАВ с находящимися в пласте водами эмульсий, что приводит к повышению эффективности способа.The basis of the invention is the task of creating a technological method of influencing the bottom-hole zone of an oil reservoir or an oil reservoir, which, due to the formation of a viscous and stable emulsion in the bottom-hole zone, reduces the permeability of washed interlayers, connects oil-saturated zones to the work, and due to hydrophobization of the collector surface and dissolution of asphalt resin-paraffin deposits and lowering the viscosity of oil to increase the production of the latter. The rim of mineralized water coming in with a density of at least 1040 kg / m 3 contributes to the appearance of viscous emulsions at the front of mixing it with a hydrocarbon solution of a surface-active substance (SAS) and hardening of the emulsions previously formed upon contact of the hydrocarbon solution of the surfactant with the water in the formation, which leads to to increase the efficiency of the method.
Поставленная задача решается путем создания способа воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или на нефтяной пласт, включающего определение герметичности эксплуатационной колонны и приемистости скважины, приготовление и закачку в скважину углеводородного раствора поверхностно-активного вещества 2-3%-ной концентрации и продавливание его в нефтяной пласт минерализованной водой плотностью не менее 1040 кг/м3.The problem is solved by creating a method of influencing the bottom-hole zone of the oil reservoir or the oil reservoir, including determining the tightness of the production string and injectivity of the well, preparing and injecting a 2-3% concentration of a surfactant hydrocarbon solution into the well and forcing it into the oil reservoir mineralized water with a density of at least 1040 kg / m 3 .
Для осуществления способа используют следующие реагенты: в качестве ПАВ используют индивидуальные поверхностно-активные вещества или их смеси, например:
- неионогенные ПАВ - ОП-10 по ГОСТ 8433-81, неонолы со степенью оксиэтилирования 4-12 по ТУ 38.507-63-300-93;
- анионные ПАВ - синтетические и нефтяные сульфонаты по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 38.101685-84, ТУ 38.50729-88, эмульсолы по ТУ 38.101546-80, ТУ 101547-80;
- катионоактивные ПАВ - ингибитор бактериальной коррозии ДОН-52 по ТУ 38.50741-88, ингибитор коррозии Нефтехим-3 по ТУ 38 УССР 201.479-89.To implement the method, the following reagents are used: as a surfactant, individual surfactants or mixtures thereof are used, for example:
- nonionic surfactants - OP-10 according to GOST 8433-81, neonols with a degree of hydroxyethylation 4-12 according to TU 38.507-63-300-93;
- anionic surfactants - synthetic and petroleum sulfonates according to TU 6-01-1043-86, TU 38.101685-84, TU 38.50729-88, emulsols according to TU 38.101546-80, TU 101547-80;
- cationic surfactants - bacterial corrosion inhibitor DON-52 according to TU 38.50741-88, corrosion inhibitor Neftekhim-3 according to TU 38 of the Ukrainian SSR 201.479-89.
В качестве углеводородного растворителя используют как ароматические, так и неароматические растворители или их смеси, например: Абсорбент по ТУ 38.103349-85, нефрас АР 120/200 по ТУ 38.101809-80, шугуровский дистиллат ТУ-30-0147585-018-93, ГОСТ 305-82 и другие. As a hydrocarbon solvent, both aromatic and non-aromatic solvents or mixtures thereof are used, for example: Absorbent according to TU 38.103349-85, Nefras AR 120/200 according to TU 38.101809-80, Shugurovsky distillate TU-30-0147585-018-93, GOST 305 -82 and others.
В качестве минерализованной воды используют пластовые воды или сточные воды с установок подготовки нефти либо их смеси с пресной водой. As mineralized water, formation water or wastewater from oil treatment plants or their mixture with fresh water is used.
При закачке углеводородного раствора ПАВ в промытых зонах происходит его смешение с пластовой и закачиваемыми водами, в результате чего образуется высоковязкая стабильная эмульсия с внешней углеводородной фазой, которая блокирует высокопроницаемые водонасыщенные пропластки и увеличивает охват пласта, вовлекая в работу зоны, ранее не охваченные воздействием. Кроме того, закачиваемый раствор гидрофобизует поверхность пор пласта, увеличивая фазовую проницаемость по нефти и снижает вязкость последней, что облегчает ее извлечение. Поступающая следом минерализованная вода снижает подвижность вытесняющей жидкости в нагнетательных скважинах и уменьшает возможность выхода эмульсионных систем из промытых зон. When a surfactant hydrocarbon solution is injected in the washed zones, it mixes with the formation and injected waters, resulting in the formation of a highly viscous stable emulsion with an external hydrocarbon phase, which blocks highly permeable water-saturated layers and increases the coverage of the formation, involving zones not previously covered by the impact. In addition, the injected solution hydrophobizes the surface of the pores of the formation, increasing the phase permeability of the oil and reduces the viscosity of the latter, which facilitates its extraction. The mineralized water that comes next reduces the mobility of the displacing fluid in the injection wells and reduces the possibility of emulsion systems leaving the washed areas.
Способ может применяться как в добывающих, так и нагнетательных скважинах для воздействия на призабойную зону и на пласт, сложенных терригенными или карбонатными породами, с различной вязкостью нефти, пластовой температурой, а также различной минерализацией пластовых, закачиваемых и извлекаемых вод. The method can be used both in production and injection wells to impact the bottom-hole zone and the formation, composed of terrigenous or carbonate rocks, with different oil viscosities, formation temperatures, and different salinity of formation, injected and recovered water.
Для доказательства соответствия предлагаемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводятся примеры приготовления углеводородного раствора ПАВ с определением показателей образуемых эмульсий и эффективность способа на конкретных добывающих и нагнетательных скважинах. To prove the compliance of the invention with the criterion of "industrial applicability", examples of the preparation of a hydrocarbon solution of a surfactant are given with the determination of indicators of emulsions formed and the effectiveness of the method in specific production and injection wells.
В табл. 1 приведены данные по определению показателей эмульсий, образуемых при смешении углеводородного раствора ПАВ с минерализованной водой. Как видно из данных, образуемые эмульсии стабильны, обладают высокой вязкостью при использовании вод различной минерализации. In the table. 1 shows the data for determining the performance of emulsions formed by mixing a hydrocarbon surfactant solution with mineralized water. As can be seen from the data, the emulsions formed are stable, have a high viscosity when using water of various salinity.
Пример 1 (заявляемый способ). Обрабатывают эксплуатационную скважину, дренирующую карбонатный коллектор Серпуховского горизонта нижнего карбона. Скважина, имеющая дебит жидкости и нефти 6,8 и 0,2 т/сут соответственно при обводненности извлекаемой продукции 96,5%, перед обработкой глушилась минерализованной пластовой девонской водой плотностью 1180 кг/м3. Определяют герметичность эксплуатационной колонны и приемистость скважины. Затем с помощью агрегата ПА-320 в пласт по насосно-компрессорным трубам закачивают 12,5 т 15%-ного углеводородного раствора ПАВ (раствор смеси эмульсола НГЛ-205 и Неонола АФ9-6 в абсорбенте). Начальное давление закачки раствора 5 мПа, конечное 10 мПа. Затем раствор продвигают в пласт минерализованной водой плотностью 1040 кг/м3. Скважину выдерживают на реагирование в течение 24 ч. Далее спускают насосное оборудование НСВ-2-5-44 и запускают скважину в работу. Обводненность извлекаемой продукции после обработки снизилась в среднем в первые шесть месяцев до 60,9%, при этом дебит жидкости несколько уменьшился до 6,1 т/сут. В результате дебит нефти после обработки в среднем за первые шесть месяцев составил 2,4 т/сут. Добыто дополнительно 675 т нефти, при этом количество попутно извлекаемых вод сократилось на 1430 т, удельная технологическая эффективность составила 360 т нефти/т ПАВ (см. табл.2, пример 1).Example 1 (the inventive method). A production well is being drilled, which drains the carbonate reservoir of the Serpukhov lower Carboniferous horizon. A well with a liquid and oil flow rate of 6.8 and 0.2 tons / day, respectively, with a water cut of recoverable products of 96.5%, was muffled by mineralized Devonian formation water with a density of 1180 kg / m 3 before treatment. The tightness of the production string and the injectivity of the well are determined. Then, using the PA-320 aggregate, 12.5 tons of a 15% hydrocarbon surfactant solution (a solution of a mixture of emulsol NGL-205 and Neonol AF9-6 in absorbent) are pumped into the formation through tubing. The initial injection pressure of the solution is 5 MPa, the final 10 MPa. Then the solution is advanced into the reservoir with mineralized water with a density of 1040 kg / m 3 . The well is allowed to respond for 24 hours. Next, the pumping equipment NSV-2-5-44 is lowered and the well is put into operation. The water content of the recovered products after processing decreased on average in the first six months to 60.9%, while the liquid flow rate slightly decreased to 6.1 t / day. As a result, the oil production rate after treatment averaged 2.4 tons / day for the first six months. An additional 675 tons of oil were produced, while the amount of recoverable water was reduced by 1430 tons, the specific technological efficiency was 360 tons of oil / t of surfactant (see Table 2, example 1).
Удельную технологическую эффективность определяют по формуле:
где Qн - количество дополнительно добытой нефти, т;
QПАВ - количество закачанного ПАВ, т.The specific technological efficiency is determined by the formula:
where Q n - the amount of additional oil produced, t;
Q surfactant - the amount of injected surfactant, t
Пример 2. Обрабатывают эксплуатационную скважину, дренирующую терригенный коллектор бобриковского горизонта в интервале 1106,4-1110,0 м. Скважина перед обработкой имела дебит жидкости и нефти 11,4 и 0,4 т/сут соответственно при обводненности извлекаемой продукции 96,8%. Обрабатывают скважину аналогично описанному в примере 1. Закачивают 27 т 13%-ного углеводородного раствора ПАВ (раствор смеси нефтяного сульфоната и неонола АФ-12 в абсорбенте). Начальное давление закачки реагента 7,0 мПа, конечное 8,0 мПа. Раствор продвигают в пласт минерализованной водой плотностью 1170 кг/м3. Результаты обработки приведены в табл.2, пример 2.Example 2. The production well is drained by draining the terrigenous reservoir of the Bobrikov horizon in the range of 1106.4-1110.0 m. The well before processing had a liquid and oil flow rate of 11.4 and 0.4 tons / day, respectively, with a water cut of recoverable products of 96.8% . A well is treated as described in Example 1. 27 tons of a 13% hydrocarbon surfactant solution are injected (a solution of a mixture of petroleum sulfonate and neonol AF-12 in an absorbent). The initial pressure of the injection of the reagent is 7.0 MPa, the final 8.0 MPa. The solution is advanced into the reservoir with saline water with a density of 1170 kg / m 3 . The processing results are shown in table 2, example 2.
Пример 3. Обрабатывают нагнетательную скважину, дренирующую терригенный коллектор пашейского горизонта в интервале 1771-1774 м и 1351,6-1352,6 м. Участок, на котором проводили обработку этой нагнетательной скважины, включая три эксплуатационные скважины и имел до обработки суммарный дебит жидкости и нефти 252,8 т/сут и 22,6 т/сут соответственно при обводненности извлекаемой продукции в целом 91,1%. Example 3. An injection well is drained that drains the terrigenous reservoir of the Pasheysky horizon in the range of 1771-1774 m and 1351.6-1352.6 m. The area where this injection well was treated, including three production wells and had a total fluid flow rate before treatment and oil 252.8 tons / day and 22.6 tons / day, respectively, with a water cut of recoverable products in total 91.1%.
Определяют герметичность эксплуатационной колонны и приемистость нагнетательной скважины. Затем с помощью агрегата ЦА-320 в пласт по насосно-компрессорным трубам закачивают 60 т 14,5%-ного углеводородного раствора ПАВ (раствор смеси эмульсола СДМУ и неонола АФ9-6 в абсорбенте). Начальное давление закачки реагента 15 мПа, конечное 16 мПа. Затем раствор продвигают в пласт 8 м3 минерализованной воды плотностью 1120 кг/м3, и скважину пускают под закачку воды плотностью 1120 кг/м3 от кустовой насосной станции. Результаты обработки приведены в табл.2, пример 3.The tightness of the production string and the injectivity of the injection well are determined. Then, using the CA-320 aggregate, 60 tons of a 14.5% hydrocarbon surfactant solution (a solution of a mixture of emulsol SDMU and neonol AF9-6 in the absorbent) are pumped into the reservoir through tubing. The initial pressure of the injection of the
Пример 4 (по ближайшему аналогу). Исследования проводят в лабораторных условиях. Смесь 2,25 г алкилбензолсульфоната (2,25 мас. % в расчете на 100%-ную активную основу) и 2,75 г оксиалкилфенола ОП-10 (2,75 мас.%) растворяют в ароматическом растворителе. Определение эффективности состава с использованием насыпной модели пласта, представленной кварцевым песком, длиной 0,4 м и диаметром 0,012 м, насыщенной пластовой водой. Затем воду вытесняют тремя поровыми объемами нефти, а нефть вытесняют закачиваемой слабоминерализованной водой. После этого в модель вводят исследуемую смесь в количестве 20% от объема пор, прокачивают модель закачиваемой водой до прекращения выделения нефти. Удельная технологическая эффективность состава 25,8 т дополнительно добытой нефти на 1 т закачанной смеси ПАВ (см. табл.2, пример 4). Example 4 (by the closest analogue). Studies are carried out in the laboratory. A mixture of 2.25 g of alkylbenzenesulfonate (2.25 wt.% Based on the 100% active base) and 2.75 g of hydroxyalkylphenol OP-10 (2.75 wt.%) Are dissolved in an aromatic solvent. Determination of the effectiveness of the composition using a bulk model of the formation represented by quartz sand, 0.4 m long and 0.012 m in diameter, saturated with formation water. Then the water is displaced by three pore volumes of oil, and the oil is displaced by pumped low-saline water. After that, the test mixture is introduced into the model in an amount of 20% of the pore volume, the model is pumped with pumped water until the oil production ceases. The specific technological efficiency of the composition of 25.8 tons of additionally extracted oil per 1 ton of injected surfactant mixture (see table 2, example 4).
Как следует из табл.2, использование предлагаемого способа приводит к повышению эффективности воздействия на призабойную зону нефтяного пласта и повышает нефтеотдачу пласта. As follows from table 2, the use of the proposed method leads to an increase in the effectiveness of the impact on the bottom-hole zone of the oil reservoir and increases oil recovery.
Предлагаемое изобретение обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- увеличивает охват пласта воздействием;
- повышается добыча нефти;
- утилизируются отходы производства и сточные воды с установок подготовки нефти;
- удешевляется способ.The present invention has the following technical and economic advantages:
- increases the coverage of the formation by exposure;
- increased oil production;
- utilized industrial waste and wastewater from oil treatment plants;
- cheaper way.
Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 747191, кл. Е 21 В 43/22, 1986.Sources of information
1. USSR author's certificate N 747191, cl. E 21 B 43/22, 1986.
2. Авторское свидетельство СССР N 1078034, кл. Е 21 В 43/22, 1986. 2. Copyright certificate of the USSR N 1078034, cl. E 21 B 43/22, 1986.
3. Авторское свидетельство СССР N 1558087, кл. Е 21 В 43/22, 1992. 3. USSR author's certificate N 1558087, cl. E 21 B 43/22, 1992.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97117195A RU2120030C1 (en) | 1997-10-17 | 1997-10-17 | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97117195A RU2120030C1 (en) | 1997-10-17 | 1997-10-17 | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2120030C1 true RU2120030C1 (en) | 1998-10-10 |
| RU97117195A RU97117195A (en) | 1999-03-10 |
Family
ID=20198117
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97117195A RU2120030C1 (en) | 1997-10-17 | 1997-10-17 | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2120030C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2461702C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit (versions) |
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
| RU2569882C1 (en) * | 2012-10-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of simulation of oil formation bottom-hole zone or oil formation |
-
1997
- 1997-10-17 RU RU97117195A patent/RU2120030C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Руководство по применению реагентных методов восстановления производительности скважин. ВНИИ "ВОДГЕО", М., 1977, с. 5-20. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2461702C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit (versions) |
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
| RU2569882C1 (en) * | 2012-10-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of simulation of oil formation bottom-hole zone or oil formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
| US20200063019A1 (en) | Ultrasonic solubilisation of surfactants for enhanced oil recovery | |
| RU2627802C1 (en) | Composition for enhanced oil recovery | |
| US4074759A (en) | Oil recovery process using a polymer slug with tapered surfactant concentration | |
| US4271906A (en) | Oil recovery method employing alternate slugs of surfactant and fresh water solution of sacrificial agent | |
| US4100966A (en) | Oil recovery process using an emulsion slug with tapered surfactant concentration | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2739272C1 (en) | Enhanced oil recovery method of bed | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2792491C1 (en) | Method for developing carbonate reservoir of vereiskian-bashkir targets | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2429268C1 (en) | High-efficiency process liquid for oil industry vtzh rmd-5 | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2132941C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| SU747191A1 (en) | Method of squeezing petroleum from seam | |
| RU2770192C1 (en) | Acid composition for treatment of the bottomhole zone of a high-temperature carbonate reservoir | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| US4237018A (en) | Surfactant flooding oil recovery process | |
| RU2184840C2 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
| RU2186197C2 (en) | Method of restricting water inflows in wells encroached with bottom water by means of slightly concentrated solutions of acryl-series polymers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20040227 Effective date: 20140127 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20161128 |