RU2213206C1 - Microemulsion composition for treatment of oil formations - Google Patents
Microemulsion composition for treatment of oil formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2213206C1 RU2213206C1 RU2002105562A RU2002105562A RU2213206C1 RU 2213206 C1 RU2213206 C1 RU 2213206C1 RU 2002105562 A RU2002105562 A RU 2002105562A RU 2002105562 A RU2002105562 A RU 2002105562A RU 2213206 C1 RU2213206 C1 RU 2213206C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- composition
- microemulsion
- demulsifier
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта для увеличения нефтеотдачи. The invention relates to the oil industry, and in particular to compositions for treating an oil reservoir to increase oil recovery.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками вытесняющего агента - композиционной системы, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Нефтенол Н3, нефть и воду (патент РФ 2168617, МПК Е 21 В 43/22, опубл. 1997). There is a method of developing an oil field by injection into the formation through a well between the separating rims of a displacing agent - a composite system, including an oil-soluble surfactant - Neftenol H3, oil and water (RF patent 2168617, IPC E 21 B 43/22, publ. 1997) .
Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за недостаточного увеличения охвата пласта воздействием. The disadvantage of this method is the low efficiency due to insufficient increase in the coverage of the formation by the impact.
Наиболее близким к заявляемому изобретению составом того же назначения по совокупности признаков является инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, водорастворимый химреагент и воду (патент РФ 2110675, МПК Е 21 В 43/22, опубл. 1998). The closest to the claimed invention, the composition for the same purpose in terms of features is an invert microemulsion for processing oil reservoirs containing liquid hydrocarbon, oil-soluble surfactant, water-soluble chemical agent and water (RF patent 2110675, IPC E 21 B 43/22, publ. 1998 )
Недостатком данной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов является низкая вязкость и стабильность эмульсии. The disadvantage of this microemulsion for processing oil reservoirs is the low viscosity and stability of the emulsion.
Задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта заводнением. The objective of the present invention is to increase oil recovery by increasing the coverage of the formation by water flooding.
Поставленная задача решается тем, что микроэмульсионная композиция для обработки нефтяных пластов, содержащая маслорастворимое поверхностно-активное вещество, углеводородный растворитель и воду, в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества содержит эмульгатор Нефтенол НЗб - углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы, и дополнительно деэмульгатор при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол НЗб - 10,0-15,0
Деэмульгатор - 2,0-5,0
Углеводородный растворитель - 40,0-50,0
Вода - Остальное
Отличительными признаками разработанного состава являются:
1. Использование в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества углеводородной дисперсии сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы - эмульгатора Нефтенола НЗб.The problem is solved in that the microemulsion composition for processing oil reservoirs containing an oil-soluble surfactant, a hydrocarbon solvent and water, as an oil-soluble surfactant contains an emulsifier Neftenol NZb - a hydrocarbon dispersion of esters of oleic, linoleic, linolenic, resin acids and colloidal dispersed phase, and additionally demulsifier in the following ratio of components, wt.%:
Oil-soluble surfactant Neftenol NZb - 10.0-15.0
Demulsifier - 2.0-5.0
Hydrocarbon solvent - 40.0-50.0
Water - Else
Distinctive features of the developed composition are:
1. The use as an oil-soluble surfactant of a hydrocarbon dispersion of esters of oleic, linoleic, linolenic, resin acids and a colloidal dispersed phase - an emulsifier of Neftenol NZb.
Введение в микроэмульсию Нефтенола НЗб позволяет, во-первых, так же как в прототипе, регулировать гидрофильно-липофильный баланс системы, во-вторых, способствует повышению вязкости и улучшению реологических свойств микроэмульсионной композиции вследствие наличия в ней коллоидной углеводородной дисперсной фазы. The introduction of Neftenol NZb into the microemulsion allows, firstly, as in the prototype, to regulate the hydrophilic-lipophilic balance of the system, and secondly, helps to increase the viscosity and improve the rheological properties of the microemulsion composition due to the presence of a colloidal hydrocarbon dispersed phase in it.
В конечном итоге это способствует улучшению водоизолирующих свойств микроэмульсии, повышению охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пласта. Ultimately, this helps to improve the water-insulating properties of the microemulsion, increase the coverage of the formation by exposure and increase oil recovery.
2. Предлагаемое соотношение компонентов в микроэмульсиоиной композиции, мас.%:
Маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол-НЗб - 10,0-15,0
Деэмульгатор - 2,0-5,0
Углеводородный растворитель - 40,0-50,0
Вода - Остальное
Указанное соотношение компонентов способствует улучшению реологических свойств композиции и повышению стабильности образовавшейся микроэмульсии.2. The proposed ratio of components in the microemulsion composition, wt.%:
Oil-soluble surfactant Neftenol-NZb - 10.0-15.0
Demulsifier - 2.0-5.0
Hydrocarbon solvent - 40.0-50.0
Water - Else
The specified ratio of the components improves the rheological properties of the composition and increases the stability of the resulting microemulsion.
3. Введение в микроэмульсионную композицию дополнительно деэмульгатора, например СНПХ-4410, способствует дополнительному снижению межфазного натяжения на границе нефть - вода, повышает нефтевытесняющие свойства композиции. 3. The introduction into the microemulsion composition of an additional demulsifier, for example SNPCH-4410, further reduces the interfacial tension at the oil-water interface, and increases the oil-displacing properties of the composition.
При смешении Нефтенола-НЗб, углеводородного растворителя, деэмульгатора и воды образуется микроэмульсия повышенной вязкости, находящаяся в равновесии с водной и нефтяной фазами. Повышенная агрегативная устойчивость микроэмульсии обусловлена набором компонентов, обладающих способностью образовывать на поверхности гелеобразные защитные слои. В процессе фильтрации в пористой среде микроэмульсия загущается и структурируется, превращаясь в гидрофобную микроэмульсию, выполняя роль, с одной стороны, селективного водоизолирующего материала, снижает проницаемость по воде - тем самым способствует повышению охвата воздействием, снижению обводненности продукции скважин и, с другой стороны, обладая повышенными нефтевытесняющими свойствами, увеличивает фазовую проницаемость пласта по нефти вследствие снижения ее вязкости и тем самым повышает нефтеотдачу пластов. When Neftenol-NZb, a hydrocarbon solvent, a demulsifier and water are mixed, a high viscosity microemulsion is formed, which is in equilibrium with the aqueous and oil phases. The increased aggregative stability of the microemulsion is due to a set of components with the ability to form gel-like protective layers on the surface. In the process of filtration in a porous medium, the microemulsion is thickened and structured, turning into a hydrophobic microemulsion, playing the role, on the one hand, of a selective water-insulating material, reduces water permeability - thereby contributing to increased exposure coverage, reduced water cut of well products and, on the other hand, having increased oil-displacing properties, increases the phase permeability of the formation in oil due to a decrease in its viscosity and thereby increases oil recovery.
Для приготовления заявляемой микроэмульсионной композиции используются следующие товарные реагенты и смеси на их основе. For the preparation of the inventive microemulsion composition, the following commodity reagents and mixtures based on them are used.
Маслорастворимое поверхностно-активное вещество - эмульгатор Нефтенол-Н3б представляет собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линоленовой, линолевой, смоляных кислот и коллоидной фазы. Выпускается по ТУ 2458-057-17197708-01 марки А (зимний вариант) с температурой застывания не выше минус 40oС, марки Б (летний вариант) с температурой застывания не выше минус 10oС. Внешний вид - маслянистая вязкая дисперсия от светло-коричневого до коричневого цвета.The oil-soluble surfactant - emulsifier Neftenol-H3b is a hydrocarbon dispersion of esters of oleic, linolenic, linoleic, resin acids and the colloidal phase. It is produced according to TU 2458-057-17197708-01 of grade A (winter version) with pour point no higher than minus 40 o С, grade B (summer version) with pour point no higher than minus 10 o C. Appearance - oily viscous dispersion from light brown to brown.
В качестве деэмульгатора микроэмульсионная композиция содержит деэмульгатор "СНПХ-4410" - раствор блок-сополимера этилен - и пропиленоксидов в смеси метанола, воды, бутилцеллозольва с массовой долей 50%. Деэмульгатор "СНПХ-4410" выпускается по ТУ 390-57656570.ОП-160-93. Внешний вид - однородная прозрачная жидкость от светло-желтого до желтого цвета. Предлагаемая композиция в качестве деэмульгатора может содержать любой из аналогичных деэмульгаторов: "Прогалит-20/40", "Реапон-4в", "СНПХ-4460", "ДЕВОН-1", "СНПХ-4705", "Союз - 2-5" и т.п. As a demulsifier, the microemulsion composition contains a demulsifier "SNPCH-4410" - a solution of a block copolymer of ethylene - and propylene oxides in a mixture of methanol, water, butyl cellosolve with a mass fraction of 50%. The demulsifier "SNPCH-4410" is produced according to TU 390-57656570.OP-160-93. Appearance - homogeneous transparent liquid from light yellow to yellow. The proposed composition as a demulsifier may contain any of the similar demulsifiers: "Progalit-20/40", "Reapon-4v", "SNPCH-4460", "DEVON-1", "SNPCH-4705", "Union - 2-5 " etc.
В качестве углеводородного растворителя микроэмульсионная композиция содержит дизельное топливо, которое выпускается по ГОСТу 305-82. As a hydrocarbon solvent, the microemulsion composition contains diesel fuel, which is produced according to GOST 305-82.
Также предлагаемая композиция в качестве углеводородного растворителя может содержать любой один из следующих растворителей:
- жидкие отработанные углеводороды (ЖОУ) по ТУ 38.303-05-27-92,
- абсорбент по ТУ 38.103349-85;
- кубовый остаток производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85;
- жидкие продукты пиролиза по ТУ 10285-83;
- нефрасы различных марок;
- фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ 38.103579.85;
- отработанное дизельное топливо по ТУ 6-00-0203335-41-89;
- шугуровский дистиллат по ТУ 30-0147525-018-93;
- фракция гексановая по ТУ 38.10381-83;
- широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83.Also, the proposed composition as a hydrocarbon solvent may contain any one of the following solvents:
- liquid spent hydrocarbons (ZhOU) according to TU 38.303-05-27-92,
- absorbent according to TU 38.103349-85;
- bottoms production of butyl alcohols according to TU 38.1021167-85;
- liquid pyrolysis products according to TU 10285-83;
- nefrasa of various brands;
- fraction of aromatic hydrocarbons, toluene fraction according to TU 38.103579.85;
- spent diesel fuel according to TU 6-00-0203335-41-89;
- Shugurovsky distillate according to TU 30-0147525-018-93;
- hexane fraction according to TU 38.10381-83;
- a wide fraction of light hydrocarbons according to TU 38.101524-83.
В качестве воды микроэмульсия содержит воду техногенного или природного происхождения. As water, a microemulsion contains water of technogenic or natural origin.
Разработанную микроэмульсионную композицию готовят простым смешением компонентов. Состав стабилен при температуре 0oС - +40oС в течение длительного времени. Состав также термостабилен, выдерживает температуру до +80oС.The developed microemulsion composition is prepared by simple mixing of the components. The composition is stable at a temperature of 0 o C - + 40 o C for a long time. The composition is also thermostable, can withstand temperatures up to +80 o C.
Пример 1. Исследование стабильности микроэмульсионной композиции. Example 1. The study of the stability of the microemulsion composition.
Наливают в колбу 4 мл дизельного топлива и 1 мл Нефтенола-Н3б, затем наливают 4,8 мл пластовой воды Арланского месторождения плотностью 1,18 г/см3 с добавлением 0,2 л деэмульгатора СНПХ-4410. Аналогично готовятся составы 2-6. Все составы проверяют на стабильность образовавшихся микроэмульсий в течение 35 суток. Заявляемая микроэмульсионная композиция обладает высокой агрегативной стабильностью образовавшихся эмульсий (более 30 суток) по сравнению с прототипом (17 суток) /табл.1/.4 ml of diesel fuel and 1 ml of Neftenol-N3b are poured into the flask, then 4.8 ml of produced water of the Arlansky field with a density of 1.18 g / cm 3 are added with the addition of 0.2 l of demulsifier SNPCH-4410. Compounds 2-6 are prepared similarly. All formulations are checked for stability of the resulting microemulsions for 35 days. The inventive microemulsion composition has a high aggregate stability of the resulting emulsions (more than 30 days) compared with the prototype (17 days) / table 1/.
Пример 2. Исследования реологических свойств микроэмульсионной композиции. Реологические свойства эмульсий характеризуются эффективной (ηэ) и пластичной (ηпл) вязкостью и предельным динамическим напряжением сдвига (τ0), которые измеряются прибором Rheotest-2 /тaбл.1/.Example 2. Studies of the rheological properties of the microemulsion composition. The rheological properties of the emulsions are characterized by effective (η e ) and plastic (η PL ) viscosity and ultimate dynamic shear stress (τ 0 ), which are measured by the Rheotest-2 device / table 1/.
Результаты исследований реологических свойств показывают, что эффективная вязкость (ηэ) заявляемой композиции повысилась на 11,7%, пластичная (ηпл) вязкость на 21,1% и предельное динамическое напряжение сдвига (τ0) увеличилось в 2,4 раза. Таким образом, заявляемая микроэмульсионная композиция по реологическим показателям значительно превосходит состав по прототипу.The results of studies of rheological properties show that the effective viscosity (η e ) of the claimed composition increased by 11.7%, plastic (η PL ) viscosity by 21.1% and the ultimate dynamic shear stress (τ 0 ) increased by 2.4 times. Thus, the claimed microemulsion composition in rheological terms significantly exceeds the composition of the prototype.
Эффективность водоизолирующих и нефтевытесняющих свойств микроэмульсиоиной композиции определяют экспериментально по степени снижения проницаемости пористой среды и прироста коэфффициента вытеснения нефти по известной методике. The effectiveness of the water-insulating and oil-displacing properties of the microemulsion composition is determined experimentally by the degree of decrease in the permeability of the porous medium and the increase in the oil displacement coefficient by a known method.
Пример 3. Нефтевытесняющие свойства определяют в условиях до отмыва остаточной нефи на насыпной модели пласта длиной 40 см и диаметром 3 см. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость по воде (Кпр - 2,88 мкм2). Затем под давлением в модель нагнетают нефть до выхода из нее безводной нефти и определяют начальную нефтенасыщенность, которая составляет 66,3%. Далее закачивают 3 поровых объема воды. После заводнения остаточная водонасыщенность составляет 26,7%, коэффициент вытеснения нефти водой 0,62. Затем через модель закачивают один поровой объем микроэмульсии следующего компонентного состава, мас.%: Нефтенол НЗб 10,0, деэмульгатор СНПХ-4410-2,0, дизельное топливо 40,0, вода остальное. Продавливают эмульсию тремя объемами пластовой воды. Остаточная нефтенасыщенность составляет после этого 21,5%, общий коэффициент вытеснения нефти - 0,90, прирост коэффициента вытеснения нефти - 0,28. Аналогичным образом проводят эксперименты с микроэмульсиями другого компонентного состава. Результаты экспериментов по вытеснению нефти через модель пласта приведены в таблице 2. Прирост коэффициента вытеснения составляет 0,28-0,39 против 0,2 по прототипу, то есть выше в 1,6 раза.Example 3. Oil-displacing properties are determined under conditions until the residual oil is washed off on the bulk model of the formation 40 cm long and 3 cm in diameter. The model is saturated with water under vacuum, and water permeability is determined by weight (Kpr - 2.88 μm 2 ). Then, oil is injected into the model under pressure until anhydrous oil exits from it and the initial oil saturation is determined, which is 66.3%. Next, 3 pore volumes of water are pumped. After flooding, the residual water saturation is 26.7%, the coefficient of oil displacement by water is 0.62. Then, one pore volume of the microemulsion of the following component composition is pumped through the model, wt.%: Neftenol NZb 10.0, demulsifier SNPCH-4410-2.0, diesel fuel 40.0, water the rest. Push the emulsion with three volumes of produced water. The residual oil saturation is then 21.5%, the total oil displacement coefficient is 0.90, and the increase in oil displacement coefficient is 0.28. Similarly, experiments are conducted with microemulsions of a different component composition. The results of experiments on the displacement of oil through the reservoir model are shown in table 2. The growth rate of displacement is 0.28-0.39 against 0.2 in the prototype, that is, 1.6 times higher.
Пример 4. Водоизолирующую способность микроэмульсионной композиции исследуют также на насыпной модели тех же размеров, как в примере 3, в условиях, близких к пластовым. Через модель фильтруют пластовую воду с минерализацией 150 г/л при постоянном объемном расходе воды 5 м3/ч до стабилизации перепадов давления и прекращения вытеснения нефти. Затем через модель закачивают оторочку микроэмульсионной композиции следующего компонентного состава, мас. %: Нефтенол - НЗб 10,0; деэмульгатор СНПХ 4410; дизельное топливо 40,0; вода - остальное. Фильтрацию останавливают, выдерживают в течение 8 ч и снова фильтруют пластовую воду до стабилизации перепадов давления на модели пласта. Результаты опытов (табл.2) показывают, что предлагаемая микроэмульсионная композиция позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости на 24% в водонасыщенной и части пласта, тем самым увеличить охват пласта и повысить нефтеотдачу пласта.Example 4. The water-insulating ability of the microemulsion composition is also investigated on a bulk model of the same size as in example 3, under conditions close to reservoir. Filtered water with a salinity of 150 g / l is filtered through the model at a constant volumetric flow rate of 5 m 3 / h until the pressure drops stabilize and oil displacement ceases. Then, a rim of the microemulsion composition of the following component composition, wt. %: Neftenol - NZb 10.0; demulsifier SNPCH 4410; diesel fuel 40.0; water is the rest. The filtration is stopped, held for 8 hours and the formation water is again filtered until the pressure drops on the reservoir model stabilize. The results of the experiments (Table 2) show that the proposed microemulsion composition can significantly increase the degree of permeability reduction by 24% in the water-saturated and part of the formation, thereby increasing the coverage of the formation and increasing oil recovery.
Технико-экономические преимущества композиции следующие:
- высокая стабильность образующейся гидрофобной эмульсии, более 30 суток против 17 по прототипу,
- высокие реологические показатели по сравнению с прототипом - эффективная вязкость (ηэ) превосходит состав по прототипу на 11,7%, пластичная (ηпл) вязкость на 21,1% и предельное динамическое напряжение сдвига (τ0) выше в 2,4 раза,
- позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости пласта по воде на 24% по сравнению с прототипом в водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и повысить нефтеотдачу пласта.Technical appraisal and economic benefits of the composition are as follows:
- high stability of the resulting hydrophobic emulsion, more than 30 days against 17 of the prototype,
- high rheological performance compared to the prototype - effective viscosity (η e ) exceeds the composition of the prototype by 11.7%, plastic (η PL ) viscosity by 21.1% and the ultimate dynamic shear stress (τ 0 ) is higher by 2.4 times
- can significantly increase the degree of decrease in permeability of the formation by water by 24% compared with the prototype in the water-saturated part of the formation, thereby increasing the coverage of the formation by water flooding and increase oil recovery.
Claims (1)
Маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол НЗб - 10,0-15,0
Деэмульгатор - 2,0-5,0
Углеводородный растворитель - 40,0-50,0
Вода - ОстальноеA microemulsion composition for treating oil reservoirs containing an oil-soluble surfactant, a hydrocarbon solvent and water, characterized in that the oil-soluble surfactant contains an emulsifier Neftenol NZb, a hydrocarbon dispersion of esters of oleic, linoleic, linolenic, resin acids and colloidal dispersed phase, and additionally demulsifier in the following ratio of components, wt. %:
Oil-soluble surfactant Neftenol NZb - 10.0-15.0
Demulsifier - 2.0-5.0
Hydrocarbon solvent - 40.0-50.0
Water - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002105562A RU2213206C1 (en) | 2002-03-01 | 2002-03-01 | Microemulsion composition for treatment of oil formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002105562A RU2213206C1 (en) | 2002-03-01 | 2002-03-01 | Microemulsion composition for treatment of oil formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2213206C1 true RU2213206C1 (en) | 2003-09-27 |
Family
ID=29777486
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002105562A RU2213206C1 (en) | 2002-03-01 | 2002-03-01 | Microemulsion composition for treatment of oil formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2213206C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7730958B2 (en) | 2006-08-31 | 2010-06-08 | David Randolph Smith | Method and apparatus to enhance hydrocarbon production from wells |
-
2002
- 2002-03-01 RU RU2002105562A patent/RU2213206C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7730958B2 (en) | 2006-08-31 | 2010-06-08 | David Randolph Smith | Method and apparatus to enhance hydrocarbon production from wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| McAuliffe | Oil-in-water emulsions and their flow properties in porous media | |
| CA2670358C (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
| EA003986B1 (en) | Process and treating an oil well | |
| US4352396A (en) | Method for selective plugging using resin emulsions | |
| EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| RU2213206C1 (en) | Microemulsion composition for treatment of oil formations | |
| RU2470061C2 (en) | Oil composition for preventing influx of water into underground formations | |
| US20180002591A1 (en) | Oil production using multistage surfactant polymer chemical flood | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| Fiori et al. | Optimal emulsion design for the recovery of a Saskatchewan crude | |
| US4046196A (en) | Secondary oil recovery process | |
| RU2153576C1 (en) | Reverse emulsion for treating oil strata | |
| RU2200056C2 (en) | Emulsifier for invert emulsions | |
| RU2242597C2 (en) | Oil production composition | |
| RU2748198C1 (en) | Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability | |
| JPH0625531A (en) | Emulsifier composition for well drilling, and emulsion composition | |
| RU2188935C1 (en) | Composition for intensification of oil recovery | |
| RU2196224C2 (en) | Inverted emulsion for treatment of oil formation | |
| RU2333928C1 (en) | Invert emulsion for processing oil pools | |
| RU2112871C1 (en) | Compound for treating bottom-hole zone of bed | |
| US20090298723A1 (en) | Method for Treating Wells by Small-Size Additive-Containing Emulsions | |
| US20230051978A1 (en) | Microemulsion composition to increase injectivity of water produced in reservoirs | |
| RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
| RU2213215C1 (en) | Method of development of nonuniform permeable formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070302 |