RU2191894C1 - Способ регулирования разработки нефтяного пласта - Google Patents
Способ регулирования разработки нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2191894C1 RU2191894C1 RU2001119611A RU2001119611A RU2191894C1 RU 2191894 C1 RU2191894 C1 RU 2191894C1 RU 2001119611 A RU2001119611 A RU 2001119611A RU 2001119611 A RU2001119611 A RU 2001119611A RU 2191894 C1 RU2191894 C1 RU 2191894C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- aqueous solution
- injection
- soluble polymer
- aluminum salt
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 9
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 19
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 8
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229920003063 hydroxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229940031574 hydroxymethyl cellulose Drugs 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- KVLCHQHEQROXGN-UHFFFAOYSA-N aluminium(1+) Chemical compound [Al+] KVLCHQHEQROXGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940007076 aluminum cation Drugs 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяного пласта за счет ограничения водопритока к добывающим скважинам и выравнивания приемистости в нагнетательных скважинах. Техническим результатом является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности обработки высокопроницаемых зон пласта путем снижения их проницаемости. В способе регулирования разработки нефтяного пласта путем последовательно чередующейся закачки в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия в качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия или щелочной сток производства капролактама 8,0 - 15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащийся отход производства алкилирования бензола олефином 5,0 - 25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. В последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют введением в него ацетата хрома. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений за счет ограничения водопритока к добывающим скважинам и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
Известен способ изоляции проницаемого пласта, сложенного терригенными породами путем последовательной закачки в пласт алюмохлорида - отхода производства алкилирования бензола пропиленом и жидкого стекла (см. Патент РФ 1804548, МКИ Е 21 В 33/13, 1993 г.).
Недостатком известного способа является низкая эффективность способа.
Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт растворов полиакриламида и соли алюминия, а между ними закачки оторочки пресной воды (см. Патент РФ 2086757, МКИ Е 21 В 43/22, 1997 г.).
Недостатком известного способа является необходимость постоянного контроля за размерами оторочки пресной воды и за концентрацией полиакриламида в растворе.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий последовательно чередующуюся закачку в пласт водных растворов полиакриламида, щелочи и солей алюминия (см. Патент РФ 2103491, МКИ Е 21 В 43/32, 1998 г.).
Недостатком данного способа является низкая эффективность его применения для ограничения водопритока в добывающие скважины вследствие использования реагентов с низкой концентрацией и возможности размыва образуемой гелеобразной системы закачиваемой водой.
Задачей изобретения является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности обработки высокопроницаемых зон пласта путем снижения их проницаемости закачкой через добывающие и нагнетательные скважины реагентов, способных образовывать прочную гелеобразную систему непосредственно в пластовых условиях с высокими структурно-механическими характеристиками.
Поставленная задача решается описываемым способом регулирования разработки нефтяного пласта путем последовательно чередующейся закачки в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия, в качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия иди щелочной сток производства капролактама 8,0 - 15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащийся отход производства алкилирования бензола олефинами 5,0 - 25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. В последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют введением в него ацетата хрома.
Для решения поставленной задачи в качестве водорастворимого полимера могут использовать, например, полиакриламид (ПАА), или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), или гидроксиметилцеллюлозу (ГЭЦ).
В качестве щелочного агента используют силикат щелочного металла - низкомодульное жидкое стекло с силикатным модулем от 2,6 до 3 с массовой долей двуокиси кремния 24,1-35,0% по ГОСТ 13078-81 или щелочной сток производства капролактама по ТУ 113-03-488-84.
Алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами берут по ТУ 38.302163-89.
Ацетат хрома используют с концентрацией 0,005 - 0,04%.
Для эффективного регулирования разработки нефтяного пласта через нагнетательные или добывающие скважины вначале закачивают раствор - водорастворимый полимер, который, набухая и частично растворяясь в воде, образует гель. Последующая адсорбция полимера на поверхности поровых каналов создает фактор остаточного сопротивления для воды в наиболее проницаемых зонах пласта.
Далее закачивают водный раствор щелочного агента, при взаимодействии которого с водорастворимым полимером происходит сшивка по амидным группам. После закачки соли алюминия происходит дальнейшая сшивка полимера трехвалентным катионом алюминия (Аl3+) и образование гидроокиси алюминия, и в результате в пласте образуется изолирующая система. Для предотвращения вымывания образующейся изолирующей системы в высокопроницаемых зонах пласта в последнем цикле закачку раствора водорастворимого полимера производят с введением в него ацетата хрома. Рабочие концентрации реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Варьируя концентрациями закачиваемых реагентов, можно регулировать время образования изолирующей системы и получить изолирующую систему в высокопроницаемой зоне пласта с различными вязкостными свойствами. Такая последовательность закачки реагентов позволяет более эффективно выравнивать проницаемости пласта вблизи прискважинной зоны или в объеме пласта. При закачке реагентов через нагнетательные скважины увеличивается охват пласта воздействием за счет перекрытия водопроницаемых зон и вовлечения в разработку нефтесодержащих зон, а при закачке реагентов через добывающие скважины образовавшаяся в пласте изолирующая система сдерживает прорыв закачиваемой воды к забою скважин через высокопроницаемые зоны, что приводит к увеличению охвата воздействием и уменьшению обводненности добываемой продукции.
Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом изобретении, то есть о соответствии заявляемого решения критерию "изобретательский уровень".
Способ осуществляется следующим образом.
Производят подготовку наземного оборудования и скважины, которая включает в себя проведение комплекса геофизических и промысловых исследований. В соответствующих емкостях готовят растворы закачиваемых реагентов или закачку реагента приводят одновременно с закачкой воды в объемах, необходимых для получения нужной концентрации реагента непосредственно в пласте. Вначале в пласт закачивают 0,01-0,5%-ный водный раствор полимера, затем водный раствор щелочного агента 8,0-15,0% концентрации, а затем водный раствор соли алюминия 5,0-25,0%-ной концентрации. Так проводят 2-5 циклов закачки реагентов в указанной последовательности с проталкиванием раствора каждого реагента буферной жидкостью - пресной водой. Для предотвращения размыва образующейся изолирующейся системы в последнем цикле закачку раствора полимера осуществляют с введением в него ацетата хрома. Далее оставляют скважину для реагирования в течение 1 суток и возобновляют существующую систему разработки нефтяного пласта.
Данное изобретение иллюстрируется примерами конкретного выполнения, которые проводят в лабораторных условиях. Об эффективности заявляемого изобретения судят по структурно-механическим характеристикам образуемой в пласте гелеобразной системы и по коэффициенту изоляции.
Для определения количества осадка в мерные колбы в различных объемных соотношениях добавляют реагенты, что моделирует процесс их смешения в пласте. Осадок выдерживают до прекращения изменения объема. Процесс образования осадка в основном завершается через 2 суток при комнатной температуре. Образовавшийся осадок переносят на фильтр, высушивают и взвешивают. Измеряют количество образовавшегося осадка. Данные приведены в таблице. Полученные данные подтверждают, что при смешении используемых реагентов происходит образование осадка, что указывает на способность предлагаемого изобретения эффективно воздействовать на нефтяной пласт. Количество осадка увеличивается по мере роста концентрации закачиваемых реагентов.
Структурную вязкость определяют на вискозиметре и рассчитывают по формуле M=KxPxt, где М - эффективная вязкость, Па•с; К - постоянная вискозиметра; t - время погружения шарика, с; Р - приложенная нагрузка, г/см2.
Для определения коэффициента изоляции используют насыпные линейные насыпные модели нефтяного пласта, имитирующие элемент однородной пористой среды нефтяного пласта. Длина модели 50 см, диаметр 3 см, в качестве пористой среды берут промытый и молотый кварцевый песок. Для насыщения пористой среды и в качестве агента для доотмыва остаточной нефти используют воду, которую готовят путем разбавления пластовой воды до плотности 1,09 г/см3. Исследования проводят в режиме стабилизированного постоянного давления. Вначале пористую среду насыщают закачиваемой водой в количестве 5-6 п.о. до стабилизации скорости фильтрации жидкости. Определяют начальную проницаемость модели (Кн). Затем последовательно закачивают используемые реагенты общим объемом 20% от объема пор с закачкой буферной оторочки - пресной воды между закачками реагентов в количестве 6% от объема пор. Для реагирования выдерживают модели до 48 часов.
Осуществляют доотмыв прокачкой 6-8 п.о. закачиваемой воды до стабилизации скорости фильтрации жидкости. Определяют конечную проницаемость (Кк). Коэффициент изоляции подсчитывают по формуле
.
Для определения давления прорыва воды воду закачивают через выход модели, моделирую при этом направление движения жидкости "пласт-скважина". Результаты исследований приведены в таблице.
Пример 1 (по предлагаемому способу). В модель пласта последовательно закачивают 0,01%-ный раствор полиакриламида, 8,0%-ный раствор силиката натрия с силикатным модулем 4, затем 5%-ный раствор алюмохлорида с проталкиванием каждого раствора реагента пресной водой. Так проводят 2 цикла закачки реагентов. После смешения потоков в пористой среде модель пласта выдерживают в течение 48 часов и определяют проницаемость модели после образования изолирующей системы.
Пример 2. Проводят аналогично примеру 1, но закачку реагентов осуществляют в 3 цикла и в последнем цикле закачку водного раствора полиакриламида осуществляют с введением в него ацетата хрома 0,04%-ной концентрации.
Примеры 3-6 проводят аналогично примеру 1, используя предлагаемые реагенты в различных вариантах.
Пример 7 (прототип). В модель пласта последовательно закачивают водный раствор полиакриламида 0,25%-ной концентрации, затем 2,0%-ный водный раствор силиката натрия и 1,0%-ный раствор алюмохлорида. Закачку реагентов проводят в 2 цикла.
Как видно из данных таблицы, предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу неоднородного по геологическому строению пласта на поздней стадии разработки за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и за счет ограничения водопритока к добывающим скважинам.
Claims (2)
1. Способ регулирования разработки нефтяного пласта, включающий последовательно чередующуюся закачку в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия, отличающийся тем, что в качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия или щелочной сток производства капролактама 8,0-15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефином 5,0-25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют с введением в него ацетата хрома.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001119611A RU2191894C1 (ru) | 2001-07-17 | 2001-07-17 | Способ регулирования разработки нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001119611A RU2191894C1 (ru) | 2001-07-17 | 2001-07-17 | Способ регулирования разработки нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2191894C1 true RU2191894C1 (ru) | 2002-10-27 |
Family
ID=20251708
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001119611A RU2191894C1 (ru) | 2001-07-17 | 2001-07-17 | Способ регулирования разработки нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2191894C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
| RU2632799C1 (ru) * | 2016-06-20 | 2017-10-09 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти |
-
2001
- 2001-07-17 RU RU2001119611A patent/RU2191894C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
| RU2632799C1 (ru) * | 2016-06-20 | 2017-10-09 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2057914C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2347897C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2138629C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2090746C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
| RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2186958C1 (ru) | Способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта | |
| RU2117143C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2383725C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2213215C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости пластов | |
| RU2157451C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2266398C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2257463C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений | |
| RU2224101C2 (ru) | Способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
| RU2304706C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2060374C1 (ru) | Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением | |
| RU2140535C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта | |
| RU2280757C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2267602C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140718 |