RU2447258C1 - Method to insulate absorption zone in well - Google Patents
Method to insulate absorption zone in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2447258C1 RU2447258C1 RU2010141860/03A RU2010141860A RU2447258C1 RU 2447258 C1 RU2447258 C1 RU 2447258C1 RU 2010141860/03 A RU2010141860/03 A RU 2010141860/03A RU 2010141860 A RU2010141860 A RU 2010141860A RU 2447258 C1 RU2447258 C1 RU 2447258C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acetone
- formaldehyde resin
- well
- liquid glass
- absorption zone
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зоны поглощения в скважине, и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods of isolating the absorption zone in the well, and can be used for repair and insulation work in conditions of large absorption.
Известен способ изоляции водопритока и зоны поглощения путем одновременно-раздельной закачки в обводненную часть пласта двух потоков: один поток - гипан, жидкое стекло, вода, другой - водный раствор соляной кислоты 0,44-4,0% (Патент RU №1774689, МПК Е21В 33/138, опубл. БИ №1, 1996 г.). После смешения потоков в скважину дополнительно закачивают водный раствор кислоты.There is a method of isolating the water inflow and the absorption zone by simultaneously and separately injecting two streams into the flooded part of the formation: one stream is hypane, water glass, water, the other is an aqueous solution of hydrochloric acid 0.44-4.0% (Patent RU No. 1774689, IPC ЕВВ 33/138, publ. BI No. 1, 1996). After mixing the streams, an aqueous acid solution is additionally pumped into the well.
Основным недостатком указанного способа является длительность выдерживания скважины для затвердевания тампонирующей смеси (не менее 48-72 ч), вследствие чего гидроизоляционный экран размывается в интенсивно поглощающей зоне пласта непосредственно в процессе его формирования.The main disadvantage of this method is the duration of the curing of the well for the hardening of the plugging mixture (at least 48-72 hours), as a result of which the waterproofing screen is eroded in the intensively absorbing zone of the formation directly during its formation.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ изоляции зоны поглощения пласта путем последовательной закачки в нее порций жидкого стекла натриевого, суспензии гипса химического на водной основе, жидкого стекла натриевого и суспензии гипса химического в смеси с формальдегидной смолой и кислотного отвердителя (Патент RU №2391489, МПК Е21В 33/13, С09К 8/502, С09К 8/508, опубл. БИ №16, 10.06.2010 г.). К недостаткам способа можно отнести:The closest in technical essence to the claimed method is a method of isolating the formation absorption zone by sequentially pumping portions of sodium liquid glass, a suspension of gypsum chemical based on water, liquid sodium glass and a suspension of chemical gypsum mixed with formaldehyde resin and an acid hardener (Patent RU No. 2391489, IPC Е21В 33/13, С09К 8/502, С09К 8/508, publ. BI No. 16, 06/10/2010). The disadvantages of the method include:
- седиментационное осаждение фосфогипса из водной суспензии и налипание его на металлические поверхности нефтепромыслового оборудования, вследствие чего возникают технологические трудности при прокачке водной суспензии в скважину, а также снижается качество и надежность изоляционного экрана из-за недостатка фосфогипса при его связывании с жидким стеклом;- sedimentation deposition of phosphogypsum from an aqueous suspension and its adhesion to the metal surfaces of oilfield equipment, as a result of which there are technological difficulties when pumping an aqueous suspension into a well, and the quality and reliability of the insulating screen due to a lack of phosphogypsum when it is bonded to liquid glass is reduced;
- длительное время структурирования (не менее 48 ч) тампонирующей смеси, что отрицательно сказывается на успешности водоизоляционных работ в условиях интенсивных поглощений.- a long structuring time (at least 48 hours) of the plugging mixture, which negatively affects the success of waterproofing works in conditions of intense absorption.
Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений за счет предотвращения осложнений при проведении ремонтно-изоляционных работ путем исключения осаждения фосфогипса, а также сокращения времени ремонта скважины.The technical task of the proposal is to increase the efficiency of repair and insulation works in conditions of large absorption by preventing complications during repair and insulation works by eliminating the deposition of phosphogypsum, as well as reducing the time of well repair.
Задача решается способом изоляции зоны поглощения в скважине, включающим порционное приготовление, закачку в скважину и размещение в зоне поглощения твердеющего в присутствии структурообразователей тампонажного состава на основе ацетоноформальдегидной смолы и жидкого стекла.The problem is solved by a method of isolating the absorption zone in the well, including batch preparation, injection into the well and placement in the absorption zone of a cementing hardening based on acetone-formaldehyde resin and liquid glass that hardens in the presence of structure formers.
Новым является то, что при приготовлении двух отдельных порций тампонажного состава в порцию из ацетоноформальдегидной смолы вводят глинопорошок и структурообразователь для жидкого стекла, в порцию из жидкого стекла вводят структурообразователь для ацетоноформальдегидной смолы, в качестве которых используют соответственно фосфогипс и 15%-ный водный раствор едкого натра, причем закачку и движение порций тампонажного состава в скважине осуществляют двумя бесконтактными потоками, а смешение потоков осуществляют перед зоной поглощения в соотношении 1:1 при следующем соотношении компонентов, масс.ч.:What is new is that in the preparation of two separate portions of the grouting composition, clay powder and a structurant for liquid glass are introduced into a portion of acetone-formaldehyde resin; sodium, and the injection and movement of portions of the cement composition in the well is carried out by two contactless flows, and the mixing of the flows is carried out in front of the absorption zone in a ratio of 1: 1 in the following ratio of components, parts by weight:
первый поток:first thread:
второй поток:second thread:
Для реализации способа используют ацетоноформальдегидную смолу по ТУ 2228-006-48090685-2002; глинопорошок по ТУ 390147001-105-93 с изм. №№1-3; фосфогипс марки А по ТУ 2141-677-00209438-2004, стекло натриевое жидкое по ГОСТ 13078-81 (жидкое стекло), едкий натр по ГОСТ 2263-79.To implement the method using acetone-formaldehyde resin according to TU 2228-006-48090685-2002; clay powder according to TU 390147001-105-93 with rev. No. 1-3; grade A phosphogypsum according to TU 2141-677-00209438-2004, liquid sodium glass in accordance with GOST 13078-81 (liquid glass), caustic soda in accordance with GOST 2263-79.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в изоляции зоны поглощения в скважине в процессе ремонтно-изоляционных работ путем формирования в ней тампонирующей массы, образующейся при смешении компонентов предлагаемого тампонажного состава.The essence of the invention is to isolate the absorption zone in the well during repair and insulation works by forming a plugging mass formed in it when the components of the proposed grouting composition are mixed.
При приготовлении компонентов первой порции глинопорошок смешивают с ацетоноформальдегидной смолой, при этом образуется однородная суспензия. При добавлении фосфогипса и перемешивании суспензии седиментационного осаждения фосфогипса не происходит, и он не налипает на металлические поверхности нефтепромыслового оборудования при закачке в скважину ввиду того, что находится во взвешенном состоянии в глинистой суспензии смолы, обладающей тиксотропными свойствами. Для приготовления второй порции перемешивают жидкое стекло и 15%-ный водный раствор едкого натра, при этом образуется гомогенный раствор. Закачку и движение порций тампонажного состава в скважине осуществляют двумя бесконтактными потоками, например, один поток закачивают по межтрубному пространству, а другой - по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).In the preparation of the components of the first portion, the clay powder is mixed with acetone-formaldehyde resin, and a uniform suspension is formed. When phosphogypsum is added and the suspension is mixed, sedimentation of phosphogypsum does not occur, and it does not adhere to the metal surfaces of oilfield equipment when injected into the well because it is suspended in a clay suspension of resin with thixotropic properties. To prepare the second portion, liquid glass and a 15% aqueous solution of sodium hydroxide are mixed, and a homogeneous solution is formed. Injection and movement of portions of the cement composition in the well is carried out by two contactless flows, for example, one stream is pumped through the annulus, and the other through the tubing string.
При смешивании компонентов двух потоков перед зоной поглощения фосфогипс реагирует с жидким стеклом, что ведет к загущению тампонажного состава, а 15%-ный водный раствор едкого натра реагирует с ацетоноформальдегидной смолой, в результате чего образуется плотная тампонажная масса в зоне поглощения.When mixing the components of the two streams in front of the absorption zone, phosphogypsum reacts with liquid glass, which leads to a thickening of the grouting composition, and a 15% aqueous solution of caustic soda reacts with acetone-formaldehyde resin, resulting in a dense grouting mass in the absorption zone.
В лабораторных условиях установили оптимальное соотношение компонентов тампонажного состава, при этом ориентировались на начало структурирования через 30 мин после смешения компонентов тампонажного состава, чтобы при попадании в зону поглощения состав быстро образовывал гидроизоляционный экран и его не размывало. Так как основой тампонажного состава является ацетоноформальдегидная смола, в первую очередь определили необходимое количество и концентрацию структурообразователя - раствора едкого натра на 120 масс.ч. ацетоноформальдегидной смолы (100 мл), результаты определения представлены в табл.1.In laboratory conditions, the optimal ratio of the components of the grouting composition was established, while focusing on the beginning of structuring 30 minutes after mixing the components of the grouting composition so that when it enters the absorption zone, the composition quickly forms a waterproofing screen and does not erode. Since the basis of the grouting composition is acetone-formaldehyde resin, first of all, the necessary amount and concentration of the structure-forming agent - sodium hydroxide solution per 120 mass parts were determined. acetone-formaldehyde resin (100 ml), the determination results are presented in table 1.
Время начала структурирования определяли следующим образом. В стеклянном стакане объемом 250 мл перемешивали расчетное количество компонентов тампонажного состава, и время, через которое мениск жидкости переставал смещаться, принимали за время начала структурирования.The start time of structuring was determined as follows. In a 250-ml glass beaker, the calculated amount of grouting components was mixed, and the time after which the meniscus of the liquid ceased to shift was taken as the time for structuring to begin.
По результатам (табл.1) было выбрано 30 масс.ч. 15%-ного раствора едкого натра на 120 масс.ч. ацетоноформальдегидной смолы с временем начала структурирования 30 мин, достаточным для образования гидроизоляционного экрана и блокирования зоны поглощения с дальнейшим уплотнением тампонажной массы в течение нескольких часов до состояния камня.According to the results (Table 1), 30 mass parts were selected. 15% sodium hydroxide solution per 120 parts by weight acetone-formaldehyde resin with a structuring start time of 30 minutes, sufficient to form a waterproofing screen and block the absorption zone with further compaction of the grouting mass for several hours to the state of the stone.
Далее определяли необходимое количество глинопорошка, фосфогипса и жидкого стекла на 120 масс. ч. ацетоноформальдегидной смолы, результаты испытаний представлены в табл.2.Next, the required amount of clay powder, phosphogypsum and water glass was determined per 120 mass. including acetone-formaldehyde resin, the test results are presented in table.2.
Количество фосфогипса и жидкого стекла выбирали по оптимальному времени начала структурирования состава (30 мин) и седиментационной устойчивости тампонажного раствора. Как видно из данных табл.2, уменьшение количества глинопорошка менее 25 масс. ч. и фосфогипса менее 40 масс. ч. ведет к его осаждению, а увеличение глинопорошка в потоке до 30 масс. ч. и фосфогипса до 50 масс. ч. ведет к нетекучести тампонажного раствора после его перемешивания. В составе, содержащем 120 масс. ч. ацетоноформальдегидной смолы, 25 масс. ч. глинопорошка, 40 масс. ч. фосфогипса и 105 масс. ч. жидкого стекла, оседания фосфогипса не происходит, время начала структурирования тампонажного состава составляет 30 мин. Результатами модельных испытаний подтверждено, что данный состав является оптимальным для создания прочного гидроизоляционного экрана в зоне поглощения.The amount of phosphogypsum and water glass was selected according to the optimal time for the beginning of the structuring of the composition (30 min) and the sedimentation stability of the cement slurry. As can be seen from the data in table 2, a decrease in the amount of clay powder is less than 25 mass. hours and phosphogypsum less than 40 mass. including leads to its deposition, and the increase in clay powder in the stream up to 30 mass. hours and phosphogypsum up to 50 mass. including leads to non-fluidity grouting mortar after mixing. In a composition containing 120 mass. including acetone-formaldehyde resin, 25 mass. including clay powder, 40 mass. including phosphogypsum and 105 mass. including liquid glass, the deposition of phosphogypsum does not occur, the time to start structuring the cement composition is 30 minutes The results of model tests confirmed that this composition is optimal for creating a durable waterproofing screen in the absorption zone.
Испытание водоизолирующей способности состава по предлагаемому способу и прототипу проводили на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, что позволяет моделировать закачку реагентов в пласт. Модель пласта насыщали пластовой водой, после этого закачивали тампонажный состав с соотношением компонентов согласно предложенному способу и оставляли на реагирование. Количество закачанного состава равнялось поровому объему модели пласта. Через 24 ч закачивали воду и определяли давление прорыва. Результаты модельных испытаний представлены в табл.2, по которым очевидно, что водоизолирующая способность состава по предложенному способу не уступает прототипу даже при выдержке на структурирование в течение 24 час в отличие от 48 час у прототипа.Testing the water-insulating ability of the composition according to the proposed method and prototype was carried out on reservoir models 30 cm long and 2.7 cm inner diameter, filled with quartz sand of a fraction of 0.2-0.3 mm, which allows modeling the injection of reagents into the reservoir. The reservoir model was saturated with reservoir water, after which the grouting composition with the ratio of components according to the proposed method was pumped and left to react. The amount of injected composition was equal to the pore volume of the reservoir model. After 24 hours, water was pumped in and breakthrough pressure was determined. The results of model tests are presented in table 2, according to which it is obvious that the water-insulating ability of the composition according to the proposed method is not inferior to the prototype, even when exposure to structuring for 24 hours, in contrast to 48 hours for the prototype.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, текущим забоем 1785 м. На глубине 1328 м выявили нарушение целостности эксплуатационной колонны с удельной приемистостью 6,1 м3/(ч·МПа). При реализации способа в скважину на глубину 1325 м спустили колону НКТ диаметром 73 мм. Произвели приготовление смеси 12 т ацетоноформальдегидной смолы; 2,5 т глинопорошка и 4 т фосфогипса. Для этого смесь глинопорошка и фосфогипса затарили в цементосмесительный агрегат и затворили эту смесь на ацетоноформальдегидной смоле, аналогично приготовлению цементного раствора. Готовую смесь ацетоноформальдегидной смолы, глинопорошка и фосфогипса откачали в осреднительную емкость. В мерниках двух цементировочных агрегатов типа ЦА-32им перемешали 10,5 т жидкого стекла и 3 т 15%-ного водного раствора едкого натра. Далее в скважину одновременно раздельно закачали порции тампонажного состава в виде двух бесконтактных потоков, смесь ацетоноформальдегидной смолы, глинопорошка и фосфогипса (первый поток) - по межтрубному пространству, а 10,5 т жидкого стекла и 3 т 15%-ного водного раствора едкого натра (второй поток) - по колонне НКТ, причем поддерживали расход первого насосного агрегата на 20% больше расхода второго насосного агрегата. На выходе из НКТ происходит смешивание 2-х потоков, и в интервал нарушения целостности эксплуатационной колонны закачивают уже готовый тампонажный состав. Продавливание тампонажного состава в интервал нарушения произвели закачиванием в скважину технологической жидкости - пластовой воды. Далее насосно-компрессорные трубы подняли на глубину 1100 м и оставили скважину на время структурирования состава в течение 24 ч. Скважину спрессовали давлением в 20 МПа в течение 30 мин и результаты опрессовки показали, что эксплуатационная колонна герметична.The work was carried out in an oil well with a production casing with a diameter of 146 mm and a current bottom of 1785 m. At a depth of 1328 m, a violation of the integrity of the production casing with a specific injection rate of 6.1 m 3 / (h · MPa) was revealed. When implementing the method, a tubing string with a diameter of 73 mm was lowered to a depth of 1325 m. A mixture of 12 tons of acetone-formaldehyde resin was prepared; 2.5 tons of clay powder and 4 tons of phosphogypsum. For this, a mixture of clay powder and phosphogypsum was packaged in a cement mixing unit and the mixture was shut on acetone-formaldehyde resin, similar to the preparation of a cement mortar. The finished mixture of acetone-formaldehyde resin, clay powder and phosphogypsum was pumped into the averaging tank. 10.5 tons of water glass and 3 tons of a 15% aqueous solution of caustic soda were mixed in the measuring tanks of two cementing units of the CA-32im type. Then, portions of the cement composition in the form of two contactless flows were simultaneously separately injected into the well, a mixture of acetone-formaldehyde resin, clay powder and phosphogypsum (the first stream) through the annulus, and 10.5 tons of water glass and 3 tons of 15% aqueous sodium hydroxide solution ( second flow) - along the tubing string, and the flow rate of the first pump unit was maintained 20% higher than the flow rate of the second pump unit. At the exit from the tubing, 2 streams are mixed, and a ready-made cement slurry is pumped into the interval of violation of the integrity of the production string. The grouting composition was pushed into the violation interval by pumping technological fluid — produced water — into the well. Then, the tubing was lifted to a depth of 1100 m and the well was left for the time of structuring the composition for 24 hours. The well was compressed with a pressure of 20 MPa for 30 minutes and the results of pressure testing showed that the production string was tight.
Использование предлагаемого способа позволит повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений за счет предотвращения осложнений при проведении ремонтно-изоляционных работ путем исключения осаждения фосфогипса. Благодаря уменьшению времени структурирования тампонажного состава сокращаются время проведения работ и расходы на ремонт скважины на 5-15%. Из-за быстрого отверждения не происходит размывание гидроизоляционного экрана в процессе его формирования, что увеличивает эффективность работ на 20-30%.Using the proposed method will improve the efficiency of repair and insulation works in conditions of large absorption by preventing complications during repair and insulation works by eliminating the deposition of phosphogypsum. Due to the reduction in the time of structuring the grouting composition, the time for work and the repair of the well is reduced by 5-15%. Due to the rapid curing, the waterproofing screen does not erode during its formation, which increases the efficiency of work by 20-30%.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010141860/03A RU2447258C1 (en) | 2010-10-12 | 2010-10-12 | Method to insulate absorption zone in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010141860/03A RU2447258C1 (en) | 2010-10-12 | 2010-10-12 | Method to insulate absorption zone in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2447258C1 true RU2447258C1 (en) | 2012-04-10 |
Family
ID=46031711
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010141860/03A RU2447258C1 (en) | 2010-10-12 | 2010-10-12 | Method to insulate absorption zone in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2447258C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2540704C1 (en) * | 2013-12-18 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of water production zones isolation in well |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2689562B1 (en) * | 1992-04-01 | 1994-05-20 | Institut Francais Petrole | PROCESS AND POLYMERIZABLE SOLUTION SUITABLE FOR THE PLACEMENT OF PLUG IN A WELL, APPLICATION TO THE CLOGGING OF WALLS. |
RU2049224C1 (en) * | 1992-05-28 | 1995-11-27 | Аркадий Николаевич Горбунов | Method for elimination of high-pressure well flows |
RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
RU2391489C2 (en) * | 2008-07-24 | 2010-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Method of formation absorption zone isolation |
-
2010
- 2010-10-12 RU RU2010141860/03A patent/RU2447258C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2689562B1 (en) * | 1992-04-01 | 1994-05-20 | Institut Francais Petrole | PROCESS AND POLYMERIZABLE SOLUTION SUITABLE FOR THE PLACEMENT OF PLUG IN A WELL, APPLICATION TO THE CLOGGING OF WALLS. |
RU2049224C1 (en) * | 1992-05-28 | 1995-11-27 | Аркадий Николаевич Горбунов | Method for elimination of high-pressure well flows |
RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
RU2391489C2 (en) * | 2008-07-24 | 2010-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Method of formation absorption zone isolation |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2540704C1 (en) * | 2013-12-18 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of water production zones isolation in well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9863231B2 (en) | Fracturing fluid for subterranean formations | |
CA2876103A1 (en) | Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar | |
CN101353571A (en) | Oil and water well slag plugging agent | |
CN112585238A (en) | Lost circulation material composition and method for isolating lost circulation zones of a wellbore | |
CA2985188A1 (en) | Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar | |
JP5833859B2 (en) | Bubble mortar kneaded material and filling method | |
CN110984905A (en) | Well cementation process suitable for gas field | |
CN112592138A (en) | Single-component active synchronous mortar with controllable setting time and preparation method thereof | |
RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
CN108841366A (en) | A kind of high temperature lost circulation prevention sealing agent and its preparation method and application | |
RU2447258C1 (en) | Method to insulate absorption zone in well | |
RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
RU2599154C1 (en) | Method of repair-insulation works in well (versions) | |
RU2518620C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows | |
RU2323325C2 (en) | Isolation method for theft zone of reservoir | |
RU2250983C1 (en) | Composition for maintenance and isolation operations in wells | |
RU2565618C1 (en) | Installation method of easily breakable cement plug in horizontal well | |
RU2405927C1 (en) | Method for liquidation of absorption zones in well | |
RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
RU2425957C1 (en) | Isolation method of water influx to well | |
CN108300435B (en) | Embedded high-pressure-bearing plugging agent | |
RU2382174C1 (en) | Well absorption zone sealing method | |
RU2426866C1 (en) | Polymer backfilling composition for isolation of water influx in low temperature oil and gas wells | |
RU2391489C2 (en) | Method of formation absorption zone isolation | |
RU2418153C1 (en) | Method for limiting water inlux in well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161013 |