RU2408780C1 - Procedure for isolation of water and for intensification of oil intake in carbonate reservoirs - Google Patents
Procedure for isolation of water and for intensification of oil intake in carbonate reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2408780C1 RU2408780C1 RU2010105613/03A RU2010105613A RU2408780C1 RU 2408780 C1 RU2408780 C1 RU 2408780C1 RU 2010105613/03 A RU2010105613/03 A RU 2010105613/03A RU 2010105613 A RU2010105613 A RU 2010105613A RU 2408780 C1 RU2408780 C1 RU 2408780C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- water
- aluminum chloride
- oil
- chloride
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции вод в добывающих скважинах и интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for isolating water in producing wells and intensifying oil production from carbonate reservoirs.
Известен способ регулирования проницаемости пласта путем закачки в пласт через нагнетательную или добывающую скважину гелеобразующего раствора, а до и после закачки гелеобразующего раствора закачивают эмульсиеобразующую оторочку (патент РФ №2148160, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/32, опубл. БИ №12, 2000 г.).A known method of controlling the permeability of the formation by injecting a gelling solution into the formation through an injection or producing well, and before and after injecting the gelling solution, an emulsion-forming rim is pumped (RF patent No. 2148160, IPC ЕВВ 43/22, Е21В 43/32, publ. BI No. 12, 2000).
К недостаткам способа можно отнести большие затраты времени на приготовление гелеобразующего раствора и длительное время выдерживания скважины на реагирование.The disadvantages of the method include the large investment of time on the preparation of the gelling solution and the long holding time of the well for response.
Известен способ изоляции водопритока и зоны поглощения путем закачки в пласт состава, содержащего полимер, жидкое стекло, кислоту и воду. Состав закачивают одновременно-раздельно в виде двух потоков, один из которых содержит полимер, жидкое стекло и воду, другой - водный раствор кислоты, а после смешения потоков дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока, в количестве 5-35% от общего объема состава, при этом в качестве полимера в составе используют гипан (патент РФ №1774689, МПК Е21В 33/138, опубл. БИ №1, 1996 г.).A known method of isolating water inflow and absorption zone by injecting into the reservoir a composition containing a polymer, water glass, acid and water. The composition is pumped simultaneously and separately in the form of two streams, one of which contains a polymer, water glass and water, the other contains an aqueous acid solution, and after mixing the streams, an additional acid solution with an concentration equal to the acid concentration of the second stream is additionally pumped in an amount of 5-35 % of the total volume of the composition, while hypane is used as the polymer in the composition (RF patent No. 1774689, IPC ЕВВ 33/138, publ. BI No. 1, 1996).
Недостатками известного способа являются его сложность и многоступенчатость, длительное время выдерживания скважины на реагирование.The disadvantages of this method are its complexity and multi-stage, long aging time of the well to respond.
Эти недостатки устранены в способе изоляции вод в карбонатных или карбонизированных пластах, выбранном нами в качестве прототипа (патент РФ №1710698, МПК Е21В 33/13, опубл. БИ №5, 1992 г.), включающем закачку цементной суспензии в пласт и промывку ствола скважины после цементирования, причем перед закачкой цементной суспензии дополнительно в пласт последовательно закачивают 3-10%-ный и 20-27%-ный растворы алюмохлорида. Раствор алюмохлорида повышенной концентрации закачивают в количестве 0,5 м3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта, а промывку ствола скважины проводят не позднее чем через 30 мин после закачивания в пласт цементного раствора. Известный способ имеет низкую эффективность, связанную с низкой устойчивостью гидроизолирующего геля, создаваемого водным раствором алюмохлорида с концентрацией 3-10%. Необходимо также отметить, что в данном способе промывка ствола скважины не позднее чем через 30 мин после закачки в пласт цементного раствора отрицательно сказывается на прочности цементного камня, так как полное отверждение цементного раствора при контакте с 20-27%-ным раствором алюмохлорида находится в пределах 1-6 ч, что способствует появлению пористости и трещиноватости в цементном камне, который не способен противостоять перепадам давления в течение длительного времени.These disadvantages are eliminated in the method of isolating water in carbonate or carbonized formations, which we selected as a prototype (RF patent No. 1710698, IPC EV 33/13, publ. BI No. 5, 1992), which includes injecting a cement slurry into the formation and washing the barrel wells after cementing, moreover, before the cement slurry is injected, 3-10% and 20-27% solutions of alumina chloride are sequentially injected into the formation. An increased concentration of aluminum chloride solution is injected in an amount of 0.5 m 3 per 1 m of the thickness of the treated formation, and the wellbore is flushed no later than 30 minutes after the cement mortar is injected into the formation. The known method has a low efficiency associated with the low stability of the waterproofing gel created by an aqueous solution of aluminum chloride with a concentration of 3-10%. It should also be noted that in this method, flushing the wellbore no later than 30 minutes after injection into the formation of cement mortar adversely affects the strength of the cement stone, since the complete curing of the cement in contact with a 20-27% solution of aluminum chloride is within 1-6 hours, which contributes to the appearance of porosity and fracture in the cement stone, which is not able to withstand pressure drops for a long time.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции вод в карбонатных пластах за счет увеличения устойчивости и прочности геля при одновременном обеспечении длительности эффекта изоляции и интенсификации притока нефти.An object of the invention is to increase the efficiency of water isolation in carbonate formations by increasing the stability and strength of the gel while ensuring the duration of the insulation effect and the intensification of oil flow.
Задача решается предлагаемым способом изоляции вод и интенсификации притока нефти в карбонатных пластах, включающим последовательную закачку 3-10%-ного раствора алюмохлорида, 20-27%-ного водного раствора алюмохлорида и цементной суспензии.The problem is solved by the proposed method of isolating water and intensifying the influx of oil in carbonate formations, including the sequential injection of a 3-10% solution of aluminum chloride, a 20-27% aqueous solution of aluminum chloride and cement slurry.
Новым является то, что 3-10% раствор алюмохлорида используют в 0,01-0,05%-ном водном растворе полиакриламида, а перед закачкой водного 20-27%-ного раствора алюмохлорида, который закачивают из расчета 2-4 м3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта, закачивают 10%-ный раствор гидролизованного полиакрилонитрила.What is new is that a 3-10% solution of aluminum chloride is used in a 0.01-0.05% aqueous solution of polyacrylamide, and before pumping an aqueous 20-27% solution of aluminum chloride, which is pumped at a rate of 2-4 m 3 per 1 m of the thickness of the treated formation, injected with a 10% solution of hydrolyzed polyacrylonitrile.
Гидроксохлористый алюминий (алюмохлорид) - отход производства алкилирования бензола олефином и представляет собой жидкость светло-желтого или сероватого цвета с зеленоватым оттенком. Выпускается в соответствии с ТУ 38.302163-94.Hydroxychloride aluminum (aluminum chloride) is a waste product from the alkylation of benzene with an olefin and is a liquid of light yellow or grayish color with a greenish tint. It is produced in accordance with TU 38.302163-94.
Гидролизованный полиакрилонитрил - однородная жидкость от желтоватого до темно-коричневого цвета с запахом аммиака, хорошо растворимая в пресной воде. Согласно ТУ 6-01-166-89 гидролизованный полиакрилонитрил является продуктом омыления водной суспензии полиакрилонитрила гидроокисью натрия.Hydrolyzed polyacrylonitrile is a homogeneous liquid from yellowish to dark brown in color with the smell of ammonia, readily soluble in fresh water. According to TU 6-01-166-89, hydrolyzed polyacrylonitrile is a saponification product of an aqueous suspension of polyacrylonitrile with sodium hydroxide.
Полиакриламид марки АК 639 - порошок с размером частиц 0,1-5 мм. Выпускается в соответствии с ТУ 6-02-00209912-59-2003.AK 639 polyacrylamide is a powder with a particle size of 0.1-5 mm. It is produced in accordance with TU 6-02-00209912-59-2003.
Портландцемент тампонажный (ПЦТ) по ГОСТ 1581-96.Portland cement grouting (PCT) according to GOST 1581-96.
Сущность изобретения заключается в следующем. Через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные в интервал изоляционных работ, последовательно закачивают 3-10%-ный раствор алюмохлорида в полиакриламидном 0,01-0,05%-ном растворе, буфер, 10% раствор гидролизованного полиакрилонитрила, буфер, 20-27%-ный водный раствор алюмохлорида, буфер, цементную суспензию. В качестве буферной жидкости используется нефть или пресная вода в объеме 0,2-0,3 м3. Закачивание буфера производится для разделения закачиваемых компонентов во избежание структурирования в процессе закачивания. Раствор алюмохлорида 20-27% закачивают из расчета 2-4 м3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта. Оптимальное количество водного 20-27%-ного раствора алюмохлорида выявлено по результатам лабораторных испытаний. Далее продавливают водой в объект изоляции и производят подъем НКТ на безопасную зону. Затем скважину закрывают на время, необходимое для реагирования. При закачивании в карбонатные породы 3-10%-ного раствора алюмохлорида в полиакриламидном 0,01-0,05% растворе в порах пласта образуется устойчивый прочный гель. Гидроизолирующие свойства геля, полученного посредством 3-10%-ного алюмохлорида в полиакриламидном 0,01-0,05%-ном растворе, в 2 раза выше по сравнению с гелем, полученным посредством водного 3-10% раствора алюмохлорида (табл.1). Последующее закачивание 10%-ного гидролизованного полиакрилонитрила позволяет дополнительно армировать образующийся гель, так как происходит структурирование (отверждение) его при взаимодействии гидролизованного полиакрилонитрила с алюмохлоридом. Закачиваемый 20-27%-ный водный раствор алюмохлорида выступает в роли реагента для интенсификации притока нефти в карбонатных пластах, при гидролизе которого происходит выделение свободной соляной кислоты, которая при взаимодействии с карбонатной составляющей породы улучшает коллекторские свойства пласта.The invention consists in the following. A 3-10% solution of aluminum chloride in a polyacrylamide 0.01-0.05% solution, a buffer, a 10% solution of hydrolyzed polyacrylonitrile, a buffer of 20 -27% aqueous solution of aluminum chloride, buffer, cement slurry. As a buffer fluid, oil or fresh water is used in a volume of 0.2-0.3 m 3 . The buffer is injected to separate the injected components in order to avoid structuring during the injection process. A solution of aluminum chloride of 20-27% is pumped at a rate of 2-4 m 3 per 1 m of the thickness of the treated formation. The optimal amount of an aqueous 20-27% solution of aluminum chloride was revealed by laboratory tests. Then they squeeze water into the object of isolation and lift the tubing to a safe zone. Then the well is closed for the time required for the response. When a 3-10% solution of aluminum chloride in a polyacrylamide 0.01-0.05% solution is injected into the carbonate rocks, a stable strong gel is formed in the pores of the formation. The waterproofing properties of the gel obtained by 3-10% aluminum chloride in a polyacrylamide 0.01-0.05% solution are 2 times higher than the gel obtained by the aqueous 3-10% solution of aluminum chloride (Table 1) . Subsequent pumping of 10% hydrolyzed polyacrylonitrile allows the gel to be further reinforced, since it is structured (cured) during the interaction of hydrolyzed polyacrylonitrile with aluminum chloride. The injected 20-27% aqueous solution of aluminum chloride acts as a reagent for intensifying the influx of oil in carbonate formations, during the hydrolysis of which the release of free hydrochloric acid occurs, which, when interacting with the carbonate component of the rock, improves reservoir properties of the formation.
Эффективность предлагаемого способа определяли в лабораторных условиях.The effectiveness of the proposed method was determined in laboratory conditions.
Пример 1 (см. табл.1). Исследование гидроизолирующих свойств рекомендуемого состава для алюмохлорида в полиакриламидном растворе проводили на насыпной трубчатой модели длиной 25 см, диаметром 2,7 см, заполненной молотым известняком фракции 0,15-0,27 мм. Первоначально определяли исходную проницаемость модели по известной формуле Дарси, далее через модель прокачивали 3%-ный раствор алюмохлорида в полиакриламидном 0,01%-ном водном растворе. Количество всей закачанной жидкости равно поровому объему модели пласта. Модель оставляли на 24 ч с целью гелеобразования. После этого определяли проницаемость закачкой воды и вычисляли коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор, снижение проницаемости модели и является мерой результативности изоляционных работ (см. табл.1).Example 1 (see table 1). The study of the waterproofing properties of the recommended composition for aluminum chloride in a polyacrylamide solution was carried out on a bulk tube model 25 cm long, 2.7 cm in diameter, filled with ground limestone of a fraction of 0.15-0.27 mm. Initially, the initial permeability of the model was determined using the well-known Darcy formula, then a 3% solution of aluminum chloride in a polyacrylamide 0.01% aqueous solution was pumped through the model. The amount of all injected fluid is equal to the pore volume of the reservoir model. The model was left for 24 hours to gel. After that, the permeability was determined by water injection and the insulation coefficient was calculated, which characterizes the degree of clogging of the pores, the decrease in the permeability of the model, and is a measure of the effectiveness of the insulation work (see Table 1).
Примеры 2-7 (см. табл.1) производят аналогично примеру 1.Examples 2-7 (see table 1) produce analogously to example 1.
Приведенные в табл.1 результаты лабораторных исследований показывают, что коэффициент изоляции по предлагаемому составу составляет 92-98% против 39-88% по известному способу.The results of the laboratory tests shown in Table 1 show that the isolation coefficient for the proposed composition is 92-98% versus 39-88% according to the known method.
При использовании в предлагаемом способе раствора полиакриламида с концентрацией менее 0,01% приводит к ухудшению изоляционных свойств 3-10%-ного раствора алюмохлорида. Использование раствора полиакриламида с концентрацией более 0,05% не ведет к значительному увеличению эффективности способа, а лишь удорожает его.When using in the proposed method a solution of polyacrylamide with a concentration of less than 0.01% leads to a deterioration in the insulating properties of a 3-10% solution of aluminum chloride. The use of a solution of polyacrylamide with a concentration of more than 0.05% does not lead to a significant increase in the effectiveness of the method, but only increases its cost.
Основные результаты, полученные при испытании предлагаемого и известного способов с указанием объемов рабочих растворов, представлены в табл.2.The main results obtained by testing the proposed and known methods indicating the volumes of working solutions are presented in table 2.
Пример 1 (см. табл.2). Исследование гидроизолирующих свойств рекомендуемого способа проводили на трубчатых моделях длиной 25 см, диаметром 2,7 см, заполненных молотым известняком фракции. Готовили две модели. Первую модель набивали молотым известняком фракции 0,2-0,25 мм и насыщали водой, а вторую модель набивали молотым известняком фракции 0,10-0,15 мм и насыщали девонской товарной нефтью.Example 1 (see table 2). The study of the waterproofing properties of the recommended method was carried out on tubular models 25 cm long, 2.7 cm in diameter, filled with ground limestone fractions. Two models were prepared. The first model was stuffed with ground limestone fractions 0.2-0.25 mm and saturated with water, and the second model was stuffed with ground limestone fractions 0.10-0.15 mm and saturated with Devonian salable oil.
Первая модель имитировала водонасыщенную часть пласта, а вторая модель имитировала нефтенасыщенную часть пласта. Первоначально определяли исходную проницаемость моделей по известной формуле Дарси, далее модели соединяли между собой капилляром с общим отводом.The first model imitated the water-saturated part of the reservoir, and the second model imitated the oil-saturated part of the reservoir. Initially, the initial permeability of the models was determined by the well-known Darcy formula, then the models were connected together by a capillary with a common tap.
Затем закачивали последовательно 3%-ный раствор алюмохлорида в полиакриламидном 0,01%-ном растворе, 10%-ный водный раствор гидролизованного полиакрилонитрила, 20%-ный водный раствор алюмохлорида, цементную суспензию при водоцементном отношении, равном 0,5. После часовой выдержки цемент вымывали 5-10 л пресной воды. Далее модель оставляли на 24 ч. После этого определяли проницаемость моделей закачкой воды и вычисляли коэффициент изоляции для водонасыщенной модели пласта. С целью определения продолжительности эффекта часть моделей выдерживали в пластовой воде и только после этого, закачивая воду, определяли коэффициент изоляции. В процессе исследований было проведено большое количество опытов, усредненные результаты которых представлены в табл.2.Then a 3% solution of aluminum chloride in a polyacrylamide 0.01% solution, a 10% aqueous solution of hydrolyzed polyacrylonitrile, a 20% aqueous solution of aluminum chloride, a cement slurry at a water-cement ratio of 0.5 were sequentially pumped. After an hour exposure, the cement was washed 5-10 l of fresh water. Then the model was left for 24 hours. After that, the permeability of the models was determined by water injection and the isolation coefficient was calculated for the water-saturated model of the formation. In order to determine the duration of the effect, some of the models were kept in produced water, and only after that, by injecting water, the isolation coefficient was determined. In the process of research, a large number of experiments were carried out, the averaged results of which are presented in Table 2.
Примеры 2-11 (см. табл.2) аналогичны примеру 1.Examples 2-11 (see table 2) are similar to example 1.
Проведенные лабораторные исследования показывают, что закупоривающий эффект (коэффициент изоляции) для водонасыщенной модели пласта по предлагаемому способу составляет 100% против 78-99% по известному способу. Кроме того, для прототипа через 6 месяцев хранения в пластовой воде коэффициент изоляции водонасыщенной модели пласта уменьшается на 21-29,5%, тогда как для предлагаемого способа через 6 месяцев хранения в пластовой воде коэффициент изоляции водонасыщенной модели пласта уменьшается только на 2-6%. Это позволит увеличить период эффективной работы скважины и, как следствие, сократить материальные затраты.Laboratory studies show that the plugging effect (isolation coefficient) for a water-saturated reservoir model according to the proposed method is 100% versus 78-99% according to the known method. In addition, for the prototype after 6 months of storage in formation water, the insulation coefficient of a water-saturated formation model decreases by 21-29.5%, while for the proposed method after 6 months of storage in formation water, the insulation coefficient of a water-saturated formation model decreases only by 2-6% . This will increase the period of effective operation of the well and, as a result, reduce material costs.
Проницаемость нефтенасыщенной модели по нефти предлагаемого способа в 2 раза больше по сравнению с проницаемостью нефтенасыщенной модели по нефти известного способа. Следовательно, закачивание 20-27%-ного раствора алюмохлорида из расчета 2-4 м на 1 м толщины обрабатываемого пласта способствует лучшей интенсификации притока нефти. При закачивании 20-27%-ного раствора алюмохлорида из расчета менее 2 м3 на метр толщины обрабатываемого пласта может быть недостаточно для интенсификации притока нефти (Пример 10, табл.2). При закачивании 20-27%-ного раствора алюмохлорида из расчета более 4 м3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта не влияет на эффективность способа, поэтому нецелесообразно из-за роста затрат на используемый реагент (Пример 11, табл.2).The permeability of the oil-saturated model for oil of the proposed method is 2 times greater than the permeability of the oil-saturated model for oil of the known method. Therefore, the injection of a 20-27% solution of aluminum chloride at the rate of 2-4 m per 1 m of the thickness of the treated formation contributes to a better intensification of oil inflow. When injecting a 20-27% solution of aluminum chloride at a rate of less than 2 m 3 per meter of thickness of the treated formation, it may not be enough to intensify the influx of oil (Example 10, Table 2). When injecting a 20-27% solution of aluminum chloride based on more than 4 m 3 per 1 m of the thickness of the treated formation does not affect the efficiency of the method, therefore, it is impractical due to the increase in costs of the reagent used (Example 11, table 2).
Граничные значения оптимального содержания реагентов в предлагаемом способе были выбраны исходя из результатов лабораторных испытаний.The boundary values of the optimal reagent content in the proposed method were selected based on the results of laboratory tests.
Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности изоляции вод в карбонатных пластах за счет увеличения устойчивости, прочности геля при одновременном обеспечении длительности эффекта изоляции и интенсификации притока нефти.Thus, the result achieved in this proposal is an increase in the efficiency of water insulation in carbonate formations by increasing the stability and strength of the gel while ensuring the duration of the insulation effect and the intensification of oil inflow.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010105613/03A RU2408780C1 (en) | 2010-02-16 | 2010-02-16 | Procedure for isolation of water and for intensification of oil intake in carbonate reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010105613/03A RU2408780C1 (en) | 2010-02-16 | 2010-02-16 | Procedure for isolation of water and for intensification of oil intake in carbonate reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2408780C1 true RU2408780C1 (en) | 2011-01-10 |
Family
ID=44054637
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010105613/03A RU2408780C1 (en) | 2010-02-16 | 2010-02-16 | Procedure for isolation of water and for intensification of oil intake in carbonate reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2408780C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2491315C1 (en) * | 2012-02-08 | 2013-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolation of water in wells |
-
2010
- 2010-02-16 RU RU2010105613/03A patent/RU2408780C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2491315C1 (en) * | 2012-02-08 | 2013-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolation of water in wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2338768C1 (en) | Reagent for isolating stratal water inflow | |
| RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
| RU2416025C1 (en) | Method of hydraulic fracturing and attachment of formations formed with loose uncemented rocks | |
| RU2408780C1 (en) | Procedure for isolation of water and for intensification of oil intake in carbonate reservoirs | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2525079C1 (en) | Limitation of well water production | |
| RU2599154C1 (en) | Method of repair-insulation works in well (versions) | |
| RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
| RU2283423C1 (en) | Water flow isolation method | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
| RU2410406C1 (en) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors | |
| RU2360099C1 (en) | Method of restriction of water inrush in well | |
| RU2425957C1 (en) | Isolation method of water influx to well | |
| RU2670298C1 (en) | Blocking composition for isolating absorbing zones during drilling and workover operations of wells | |
| RU2713063C1 (en) | Composition for isolating water influx into well | |
| RU2405927C1 (en) | Method for liquidation of absorption zones in well | |
| RU2618539C1 (en) | Method of repair and insulation operations in a well | |
| RU2601888C1 (en) | Method for repair and insulation works in well | |
| RU2293102C1 (en) | Formulation to shut off water inflow into producing well and to control intake capacity profile of injecting wells | |
| SU1710698A1 (en) | Method of water isolation in carbonate and carbonized formations | |
| CN110117954A (en) | A kind of soft soil foundation compounding method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170217 |