RU1633875C - Способ разработки неоднородного по проницаемости обводненного пласта - Google Patents
Способ разработки неоднородного по проницаемости обводненного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU1633875C RU1633875C SU4715194A RU1633875C RU 1633875 C RU1633875 C RU 1633875C SU 4715194 A SU4715194 A SU 4715194A RU 1633875 C RU1633875 C RU 1633875C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- salt
- injection
- carbonic acid
- aluminum
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 4
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 125000005588 carbonic acid salt group Chemical group 0.000 claims description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 11
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 5
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 3
- 159000000013 aluminium salts Chemical class 0.000 abstract 2
- 229910000329 aluminium sulfate Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 7
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 4
- -1 aluminum salts Chemical class 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Chemical class 0.000 description 1
- RCJVRSBWZCNNQT-UHFFFAOYSA-N dichloridooxygen Chemical compound ClOCl RCJVRSBWZCNNQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности-сти, в частности к способам разработки плодородных пластов на поздней стадии. Цель - повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта заводнением. В пласт циклически порциями закачивают водный раствор соли алюминия (мас.% в пересчете на окись алюминия) первую порцию с концентрацией 1,25-24,7 закачивают до превышения давления над начальным в 1,2-1,5 раза, вторую - с концентрацией 0,005-1,24, причем в пласты с карбонатностью менее 2% дополнительно закачивают соль угольной кислоты при массовом соотношении соли алюминия и соли угольной кислоты 0,17 - 0,90. Массовое соотношение указанных солей выбирают таким, чтобы время закачки было меньше времени индукционного периода галеобразования. Время закачки (τ, r) рассчитывают по формуле τ=24V/Q где V - объем высокопроницаемой обводненной зоны пласта, м3 Q - приемистость нагнетательной пластины, м3/сут. . Способ позволяет увеличить коэффициент до отмыва нефти с 4,8 до 9,9% по сравнению с известным способом. 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений с неоднородными пластами на поздней стадии.
Цель способа - повышение его эффективности за счет увеличения охвата пласта вытеснением.
Способ осуществляют следующим образом.
На обводненной нефтяной залежи, представленной неоднородными по проницаемости пластами, проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований, по результатам которых определяют наличие, положение и ориентировочный размер высокопроницаемых зон залежи, а также карбонатность породы пласта.
В пласт циклически порциями закачивают водный раствор соли алюминия переменной концентрации (мас. % в пересчете на окись алюминия): первую порцию с концентрацией 1,25-24,7 закачивают в пласт до превышения давления в 1,2-1,5 раза по сравнению с начальным, вторую порцию с концентрацией 0,005-1,24; причем в пласты с содержанием карбонатов менее 2% дополнительно закачивают соль угольной кислоты при массовом соотношении соли алюминия (в пересчете на окись алюминия) и соли угольной кислоты от 0,17 до 0,90, при этом массовое соотношение соли алюминия и соли угольной кислоты выбирают таким, чтобы время закачки реагентов было меньше времени индукционного периода гелеобразования, соответствующего этому соотношению солей. Время закачки рассчитывают по формуле
τ =
, где τ - время закачки, ч;
V - объем высокопроницаемой обводненной зоны, м3;
Q - приемистость нагнетательной скважины, м3/сут.
τ =
V - объем высокопроницаемой обводненной зоны, м3;
Q - приемистость нагнетательной скважины, м3/сут.
При наличии растворимой в воде соли угольной кислоты растворы реагентов (соли угольной кислоты и соли алюминия) готовят отдельно, в двух емкостях, затем с помощью насосного агрегата их одновременно-раздельно закачивают в нагнетательную скважину: один раствор по насосно-компрессорным трубам, другой - по затрубному пространству. При использовании нерастворимых в воде солей угольной кислоты реагенты (соли и воду) вводят в одну емкость и перемешивают до образования однородной суспензии. Закачку суспензии производят насосным агрегатом в нагнетательную скважину.
В ходе всего процесса закачки контролируют давление закачки.
Выбор соотношения соли алюминия к соли угольной кислоты в пределах указанного в формуле изобретения диапазона зависит от времени закачки реагентов, которое определяется объемом высокопроницаемой зоны (C) и приемистостью нагнетательной скважины (Q).
Исходя из максимального заполнения высокопроницаемой зоны гелем, принимают объемы закачиваемых реагентов (высококонцентрированного раствора соли алюминия и соли угольной кислоты) равными объему высокопроницаемой зоны, Зная приемистость нагнетательной скважины, рассчитывают время, необходимое для закачки установленного объема реагентов ( τзак) по формуле τзак= 
, затем по таблице 2 выбирают такое количественное соотношение соли алюминия и соли угольной кислоты, которому соответствует индукционный период τинд, не меньший времени закачки ( τзак), т.е. чтобы выполнялось условие
τзак≅ τинд, или
≅ τинд
Эффективность данного способа в сравнении с известным проверяют в лабораторных условиях.
τзак≅ τинд, или
Эффективность данного способа в сравнении с известным проверяют в лабораторных условиях.
При испытании используют в качестве солей алюминия оксихлорид алюминия Al(OH)2Cl(OXA) - порошкообразное вещество, хорошо растворимое в воде, отход производства с содержанием основного вещества 25% (в пересчете на Al2O3), хлорид алюминия - AlCl3˙6H2O - сильно гигроскопические мелкие кристаллы белого цвета, хорошо растворимые в воде, глинозем сернокислый технический - Al2(SO4)3˙18H2O - белые кристаллы, хорошо растворимые в воде, в качестве солей угольной кислоты - карбонат кальция СаСО3 - мелкозернистый белый порошок, нерастворимый в воде, карбонат натрия Na2CO3 - белый порошок, хорошо растворимый в воде, вода минерализованная с содержанием солей до 100 г/л и техническая.
На первом этапе лабораторных исследований изучают условия гелеобразования в свободном объеме. Для этого в стаканы с растворами соли алюминия различных концентраций добавляют соли угольной кислоты, перемешивают смеси и оставляют их в покое при комнатной температуре в течение суток, фиксируя начало образования осадка и его тип (хлопьевидный или гелеобразный).
В результате проведенных исследований найдено, что в растворах солей алюминия концентрацией 0,005-1,24 мас.% по окиси алюминия, смешанных с солями угольной кислоты в любом диапазоне соотношений, образуются мелкие хлопья, которые со временем оседают на дно, однако осадок сохраняет свою дискретность. В растворах солей алюминия в диапазоне концентраций 1,25-24,7 мас.% по окиси алюминия при добавлении к ним солей угольной кислоты в некоторых случаях зафиксировано образование хлопьев и воды, в некоторых - густого геля во всем объеме смеси, в некоторых - смесь остается без изменения. Для уточнения области гелеобразования были проведены эксперименты с растворами солей алюминия в диапазоне концентраций 1,25-24,7%. В качестве соли угольной кислоты используют карбонат натрия. Результаты представлены в табл.1.
Все соли алюминия способны к гелеобразованию в присутствии солей угольной кислоты в определенном диапазоне массовых соотношений соли алюминия и соли угольной кислоты: для сульфата алюминия в диапазоне 0,31-0,38; для хлористого алюминия 0,17-0,38; для оксихлорида 0,22-0,90. Ниже указанных пределов образуется аморфный осадок, выше - система остается без изменений. Поэтому за нижний предел массового соотношения соли алюминия и соли угольной кислоты принято 0,17, за верхний - 0,90. Образующиеся гели представляют собой густую гелеобразную массу с нарастающей во времени вязкостью. Вязкость геля зависит не только от времени, но и от исходных концентрацией и соотношения количеств соли алюминия и соли угольной кислоты: с увеличением этих количеств вязкость увеличивается, достигая 1000 мПа с. Гели устойчивы как в пресной, так и в минерализованной воде.
Сульфат алюминия не образует гель с карбонатом кальция, т.к. образующийся в начальной стадии нерастворимый в воде сульфат кальция блокирует частички карбоната кальция, обрывая тем самым реакцию гидролиза.
В результате лабораторных исследований найдено, что индукционный период гелеобразования увеличивается с ростом массового соотношения соли алюминия и соли угольной кислоты (табл.2).
При замене нерастворимых в воде солей угольной кислоты на водорастворимые индукционный период сокращается до нескольких часов.
Способ введения соли угольной кислоты в раствор соли алюминия - в виде сухого порошка или в водной фазе - не имеет значения.
С целью более полного приближения лабораторных условий к промысловым процесс гелеобразования изучают на образцах естественных кернов диаметром d, длиной l, с площадью сечения F. Для этого через керн сначала пропускают 3-4 поровых объема воды, затем 1 поровый объем раствора соли алюминия и соли угольной кислоты, оставляют керн на 1 сут, в покое, а затем продолжают фильтрацию через него воды, фиксируя на каждом этапе перепад давления ( ΔP ) при данном расходе жидкости. Затем на основании этих данных рассчитывают проводимость керна (Кпров) по формуле
Kпров=
Полученные данные приведены в табл.3.
Kпров=
Полученные данные приведены в табл.3.
Эффективность способа в сравнении с известным изучают на искусственных моделях пласта, представляющих собой систему двух элементов, в качестве которых служат стеклянные трубки длиной 30 см, диаметром 2 см, заполненные кварцевым песком, при этом один элемент (А) имеет проницаемость в 10 раз выше другого (В), что достигается подбором соответствующих фракций песка. Опыты проводят в следующей последовательности.
Пористую среду каждого элемента в отдельности насыщают нефтью, затем соединяют элементы в модели так, что она имеет один общий вход и отдельные выходы из каждого элемента. Проводят вытеснение нефти из каждой модели водой до обводненности 98-99% на выходе из элемента с высокой проницаемостью. На вход модели N 1 подают оторочку 0,05%-ного раствора сульфата алюминия в количестве 0,01 порового объема модели (известный способ). На вход модели N 2 подают оторочку раствора, содержащего 10% сульфата алюминия и 4% карбоната натрия, т.е. их соотношение составляет 0,79, и оставляют ее в покое на 3 сут, а затем оторочку 0,05%-ного раствора сульфата алюминия (0,1 порового объема) размером 10%.
Производят вытеснение нефти водой из обеих моделей и замеряют на выходе объем нефти.
Обработку результатов экспериментов проводят по формулам:
K1=
100; K2= 
100;
ΔK =
100; K1Σ= 
100;
K2Σ=
100, где К1 и К2 - начальный и конечный коэффициенты вытеснения, %; причем К1А и Е2А - отдельно по элементу А; К1Б и К2Б - отдельно по элементу Б; K1Σ и K2Σ - по модели в целом; Vo - начальный объем нефти в пористой среде, мл; V1 - объем нефти, вытесненной первично водой, мл; V2 - объем нефти, вытесненной при доотмыве, мл; Δ К - абсолютный прирост коэффициента вытеснения, %.
K1=
ΔK =
K2Σ=
Пример осуществления способа.
Объем высокопроницаемой зоны, определенный по результатам гидродинамических и геологофизических исследований, составляет 700 м3. Приемистость нагнетательной скважины (Q) равна 100 м3/с. Чтобы закачать заданный объем реагентов потребуется 7 сут или 168 ч. По табл.2 выбирают соотношение соли алюминия и соли угольной кислоты со временем гелеобразования большим или равным времени закачки - 192 ч. Этому индукционному периоду соответствует соотношение реагентов 0,90. При таком соотношении гелеобразование начнется лишь после окончания закачки.
Чтобы гелеобразование прошло полнее, после закачки концентрированного раствора соли алюминия и в случае необходимости соли угольной кислоты, нагнетательную скважину останавливают на 3 сут. После окончания этого срока в скважину закачивают воду и сравнивают давление нагнетания с начальным. Если давление нагнетания воды после оторочки реагентов превысило начальное не менее чем в 1,2 раза (что гарантирует достоверность полученных данных), то производят закачку второй оторочки соли алюминия в количестве до 10%-ного порового объема. Если же давление закачки воды после закачки реагентов осталось на уровне начального, то прекращают закачку воды и в скважину закачивают дополнительный объем высококонцентрированной соли алюминия и в случае необходимости соли угольной кислоты. Так же оставляют скважину на 3 сут. , и затем по давлению закачки в нее воды определяют эффективность гелеобразования.
Верхний предел превышения давления нагнетания (1,5 от начального) обусловлен прочностными характеристиками нефтепромыслового оборудования; превышение этого предела может привести к аварийным ситуациям.
После закачки второй оторочки соли алюминия скважину подключают к водоводу и производят вытеснение нефти из низкопроницаемых зон водой.
Результаты опытов по нефтевытеснению представлены в табл.4.
Как видно из результатов, использование данного способа позволяет увеличить коэффициент доотмыва нефти из обводненной пористой среды по сравнению с известным способом с 4,8 до 9,9%.
Claims (2)
1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННОГО ПЛАСТА, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли алюминия и воды, и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет увеличения охвата пласта вытеснением, закачку водного раствора соли алюминия проводят порциями, первую порцию с концентрацией в пересчете на окись алюминия 1,25 - 24,7 мас.% закачивают в пласт до повышения начального давления в 1,2 - 1,5 раза, вторую порцию закачивают с концентрацией 0,005 - 1,24 мас. % , причем время закачки водного раствора соли алюминия устанавливают меньше индукционного периода времени гелеобразования и рассчитывают по формуле
τзак=
где τзак - время закачки реагентов, ч;
V - объем высокопроницаемой обводненной зоны, м3;
Q - приемистость нагнетательной скважины, м3/сут.
τзак=
где τзак - время закачки реагентов, ч;
V - объем высокопроницаемой обводненной зоны, м3;
Q - приемистость нагнетательной скважины, м3/сут.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью разработки пластов с содержанием карбонатов менее 2% , в пласт закачивают дополнительно соль угольной кислоты при массовом соотношении соли алюминия и соли угольной кислоты 0,17 - 0,90.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4715194 RU1633875C (ru) | 1989-07-06 | 1989-07-06 | Способ разработки неоднородного по проницаемости обводненного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4715194 RU1633875C (ru) | 1989-07-06 | 1989-07-06 | Способ разработки неоднородного по проницаемости обводненного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU1633875C true RU1633875C (ru) | 1994-10-30 |
Family
ID=30441407
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU4715194 RU1633875C (ru) | 1989-07-06 | 1989-07-06 | Способ разработки неоднородного по проницаемости обводненного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU1633875C (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2135763C1 (ru) * | 1998-03-03 | 1999-08-27 | Гусев Сергей Владимирович | Способ изоляции проницаемого пласта |
| RU2191894C1 (ru) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ регулирования разработки нефтяного пласта |
| RU2487235C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненного карбонатного пласта |
-
1989
- 1989-07-06 RU SU4715194 patent/RU1633875C/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 614656, кл. E 21B 43/20, 1975. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2135763C1 (ru) * | 1998-03-03 | 1999-08-27 | Гусев Сергей Владимирович | Способ изоляции проницаемого пласта |
| RU2191894C1 (ru) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ регулирования разработки нефтяного пласта |
| RU2487235C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненного карбонатного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SU1549486A3 (ru) | Способ добычи нефти из подземной залежи средней или высокой солености | |
| US3897827A (en) | Lignosulfonate gels for sweep improvement in flooding operations | |
| RU2089723C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2064571C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти | |
| US3866685A (en) | Methods for selective plugging | |
| SU1627677A1 (ru) | Способ разработки обводненной нефт ной залежи | |
| RU1633875C (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости обводненного пласта | |
| CA2532686A1 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2069260C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2097539C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков | |
| RU2109939C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
| RU2215870C2 (ru) | Состав для добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2097537C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| SU1700199A1 (ru) | Способ изол ции притока вод в скважину | |
| RU2136871C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2224101C2 (ru) | Способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
| WO1998038409A9 (fr) | Composition pour accroitre le rendement des couches de petrole | |
| RU2186958C1 (ru) | Способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта | |
| RU2258136C1 (ru) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | |
| RU2105878C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| RU2280757C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2147671C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков |