RU2224875C2 - Method of limiting water influx into extracting wells - Google Patents
Method of limiting water influx into extracting wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2224875C2 RU2224875C2 RU2002109461/03A RU2002109461A RU2224875C2 RU 2224875 C2 RU2224875 C2 RU 2224875C2 RU 2002109461/03 A RU2002109461/03 A RU 2002109461/03A RU 2002109461 A RU2002109461 A RU 2002109461A RU 2224875 C2 RU2224875 C2 RU 2224875C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- cement
- wells
- formation
- cracks
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims abstract description 11
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract 3
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 abstract 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 abstract 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 abstract 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical class [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- -1 oxyl Chemical group 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920001353 Dextrin Polymers 0.000 description 1
- 239000004375 Dextrin Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 235000019425 dextrin Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 150000008442 polyphenolic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000013824 polyphenols Nutrition 0.000 description 1
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical class [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и предназначено для изоляции притока воды к добывающим скважинам.The invention relates to the field of oil production and is intended to isolate the influx of water to production wells.
Известен способ изоляции притока воды в нефтяные скважины путем закачки в обводнившиеся пласты водоизоляционных осадкообразующих [1] или гелеобразующих составов [2].A known method of isolating the influx of water into oil wells by pumping into waterlogged strata of water-proof sediment-forming [1] or gel-forming compounds [2].
Наиболее близким из аналогов является способ ограничения водопритока в добывающие скважины, включающий исследование скважин и последующую закачку в них водоизоляционных осадко-, гелеобразующих составов с избирательной проникающей способностью [3].The closest of the analogues is a method of limiting water inflow into production wells, including the study of wells and the subsequent injection of water-proofing sedimentary, gel-forming compositions with selective penetration into them [3].
Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение эффективности изоляции притока воды к добывающим скважинам в трещиноватых коллекторах и при наличии трещин в цементном камне.The technical challenge facing the invention is to increase the efficiency of isolation of the influx of water to production wells in fractured reservoirs and in the presence of cracks in the cement stone.
Для решения поставленной задачи в процессе ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем исследование скважин и последующую закачку в пласт водоизоляционных осадко-, гелеобразующих составов, обладающих избирательной проникающей способностью, по результатам исследования скважин определяют объем трещин в призабойной зоне пласта (ПЗП) и объем свободного от цемента заколонного пространства и предварительно перед закачкой водоизоляционных составов закачивают в пласт цементный раствор в объеме, обеспечивающем заполнение заколонных пустот и трещин в пласте, а закачку водоизолирующих составов проводят после затвердевания цементного раствора и перфорации обводненных участков пласта, при этом после закачки водоизоляционных составов для их закрепления вновь закачивают цементный раствор и вводят скважину в эксплуатацию после реперфорации продуктивных участков пласта.To solve this problem, in the process of limiting water inflow into production wells, including well research and subsequent injection into the formation of water-proof sedimentary, gel-forming compounds with selective penetrating ability, the volume of cracks in the bottom-hole formation zone (FZP) and the volume of annular space cement and previously before the injection of waterproofing compositions, cement solution is pumped into the reservoir in a volume that ensures filling for Olona voids and cracks in the formation, and water shutoff injection compositions is carried out after the solidification of cement slurry, and perforating the formation flooded areas, wherein after injection of waterproofing formulations for their fastening newly injected cement slurry and injected into the wellbore after the operation reperforatsii productive reservoir regions.
Для повышения подвижности и проникающих свойств в цементный раствор с водой затворения вводят пластификаторы и понизители водоотдачи.To increase mobility and penetrating properties, plasticizers and fluid loss reducers are introduced into the cement mortar with mixing water.
Для реализации способа по результатам геофизических исследований, по качеству и наличию цементного камня за эксплуатационной колонной и приемистости скважины определяют объем трещин в призабойной зоне пласта и объем свободного от цементного камня заколонного пространства в интервале вскрытых продуктивных пластов. Практически установлено, что для изоляции трещин и пустот требуется 2-8 м3 цементного раствора.To implement the method according to the results of geophysical studies, the quality and presence of cement stone behind the production string and the injectivity of the well determine the volume of cracks in the bottom-hole zone of the formation and the volume of annular space free from cement stone in the interval of the opened productive formations. It has been practically established that 2-8 m 3 cement mortar is required to isolate cracks and voids.
Для увеличения и сохранения подвижности цементного раствора при его приготовлении в воду затворения вводят химические добавки: пластификаторы и понизители водоотдачи.To increase and maintain the mobility of the cement mortar during its preparation, chemical additives are introduced into the mixing water: plasticizers and fluid loss reducers.
В качестве пластификаторов при температурах до 130°С испытаны и показали хорошие результаты следующие реагенты, в мас.%: сульфит дрожжевая бражка (СДБ) - 0,1-1,0; конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) - 0,1-0,7; феррохромлигносульфонат (ФХЛС) - 0,2-0,6; полифенол лесохимический (ПФЛХ) - 0,1-0,3; окзил - 0,-3,0; бихроматы натрия и калия - 0,3-1,0; сульфонол НП-1а (по ТУ-6-01-1816-75) - 0,075-0,15. Для понижения водоотдачи можно использовать: окзил - 0,1-3,0; декстрин, модифицированный крахмал (МК) - 0,2-1,5; гипан - 0,1-0,5; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 0,5-2,0. Установлено, что универсальным средством является окзил.The following reagents were tested and showed good results as plasticizers at temperatures up to 130 ° C, in wt.%: Sulfite yeast mash (SDB) - 0.1-1.0; condensed sulphite-alcohol bard (KSSB) - 0.1-0.7; ferrochromlignosulfonate (FHLS) - 0.2-0.6; forest chemical polyphenol (PFLH) - 0.1-0.3; oxyl - 0, -3.0; sodium and potassium dichromates - 0.3-1.0; sulfonol NP-1a (according to TU-6-01-1816-75) - 0.075-0.15. To reduce water loss, you can use: oxyl - 0.1-3.0; dextrin, modified starch (MK) - 0.2-1.5; hypane - 0.1-0.5; carboxymethyl cellulose (CMC) - 0.5-2.0. It is established that oksil is a universal remedy.
Закачку цементного раствора в пласт осуществляют через установленную в скважине колонну насосно-компрессорных труб с пакером, защищающим эксплуатационную колонну от высокого давления, порядка 30-50 МПа, необходимого для продавки цементного раствора в пласт и затрубное пространство.The cement mortar is injected into the formation through a tubing string installed in the well with a packer that protects the production string from high pressure, of the order of 30-50 MPa, which is necessary for pumping cement into the reservoir and the annulus.
После продавки цементного раствора скважину оставляют под давлением на время затвердевания цементного раствора. Затем проводят перфорацию в интервале обводненных участков пласта и через полученные специльные отверстия в пласт по любой из известных технологий, с перемешиванием водных растворов реагентов (составов) на устье или в пласте, закачивают водоизолирующие составы.After the cement slurry is pumped, the well is left under pressure for the duration of the cement slurry. Then, perforation is carried out in the interval of the flooded sections of the formation and through the obtained special holes into the formation using any known technology, with the mixing of aqueous solutions of reagents (compositions) at the wellhead or in the formation, water-insulating compositions are pumped.
Например, осуществляют последовательную закачку в пласт осадкообразующих (ОС) и гелеобразующих составов (ГеО). Осадкообразующий состав приготавливается способом одновременной закачки осадкообразующих растворов силиката натрия (6-8%) и хлоридов кальция (1-2%), раздельно приготовленных в емкостях. Растворы нагнетаютя по отдельным линиям и соединяются перед поступлением в скважину в тройнике и далее в НКТ по мере движения в скважине и в пласте. При взаимодействии названных компонентов происходит образование нерастворимого осадка в виде объемных частиц окиси кремния. Обильный осадок окиси кремния блокирует промытые интервалы пласта.For example, carry out sequential injection into the reservoir of sediment-forming (OS) and gelling compositions (GeO). A precipitate-forming composition is prepared by the method of simultaneous injection of precipitate-forming solutions of sodium silicate (6-8%) and calcium chlorides (1-2%), separately prepared in containers. The solutions are injected in separate lines and are connected before entering the well in the tee and then into the tubing as they move in the well and in the formation. The interaction of these components leads to the formation of an insoluble precipitate in the form of bulk particles of silicon oxide. A heavy silica sludge blocks the washed intervals of the formation.
В качестве второй оторочки закачивают гелеобразующий состав, который получают путем одновременной закачки водных растворов силиката натрия (5-7%) и хлорида кальция (0,4-0,5%). Состав ГеО отличается от состава ОС концентрацией компонентов. Для получения геля используют раствор с низким содержанием хлористого кальция в отличие от приготовления осадкообразубщего состава. В качестве гелеобразования предусмотрено также использование соляной кислоты. При взаимодействии названных химреагентов образуется сшитая гелевая структура. Образующийся в пласте гель докрепляет выпавший в фильтрационных каналах пласта осадок, что усиливает эффект увеличения фильтрационного сопротивления промытых интервалов пласта.As a second rim, a gel-forming composition is injected, which is obtained by simultaneous injection of aqueous solutions of sodium silicate (5-7%) and calcium chloride (0.4-0.5%). The composition of GeO differs from the composition of the OS by the concentration of components. To obtain a gel, a solution with a low content of calcium chloride is used, in contrast to the preparation of a sediment-forming composition. The use of hydrochloric acid is also envisaged as gelation. When these chemicals react, a crosslinked gel structure is formed. The gel formed in the formation attaches to the sediment that has fallen in the filtration channels of the formation, which enhances the effect of increasing the filtration resistance of the washed intervals of the formation.
Вышеназванные составы могут применяться для воздействия на пласт по отдельности - либо ОС, либо ГеО.The above formulations can be used to act on the formation individually - either OS or GeO.
Закачку проводят в объеме 40-80 м3 при давлении не более 11 МПа.The injection is carried out in a volume of 40-80 m 3 at a pressure of not more than 11 MPa.
После закачки водоизолирующих составов для их закрепления в зону закачки продавливают до 1-2 м3 цементного раствора. В качестве буферной жидкости между водоизолирующими составами и цементным раствором используют техническую воду.After pumping water-insulating compositions to fix them into the injection zone, up to 1-2 m 3 of cement mortar is pressed. As a buffer fluid between water-insulating compositions and cement mortar using industrial water.
Скважину выдерживают на время образования геля (или осадка) и затвердевания цементного раствора, после чего проводят реперфорацию продуктивного интервала пласта и вводят скважину в эксплуатацию.The well is maintained for the period of gel formation (or sludge) and cement mortar hardening, after which the formation is reperforated and the well is put into operation.
Источники информацииSources of information
1. RU № 2039208, 1995.1. RU No. 2039208, 1995.
US № 4735265, 1988.US No. 4735265, 1988.
RU № 2064571, 1996.RU No. 2064571, 1996.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002109461/03A RU2224875C2 (en) | 2002-04-11 | 2002-04-11 | Method of limiting water influx into extracting wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002109461/03A RU2224875C2 (en) | 2002-04-11 | 2002-04-11 | Method of limiting water influx into extracting wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002109461A RU2002109461A (en) | 2003-11-20 |
| RU2224875C2 true RU2224875C2 (en) | 2004-02-27 |
Family
ID=32172552
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002109461/03A RU2224875C2 (en) | 2002-04-11 | 2002-04-11 | Method of limiting water influx into extracting wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2224875C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2260689C1 (en) * | 2004-10-05 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for processing face-adjacent zone of well |
| RU2528805C1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-20 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum |
| WO2019086864A1 (en) * | 2017-10-31 | 2019-05-09 | Mostafa Eslam A Salam | A method for reducing water flow in a subterranean formation |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| US4601337A (en) * | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
| RU2005877C1 (en) * | 1992-01-27 | 1994-01-15 | Российский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности по термическим методам добычи нефти | Method for drilling-in |
| RU2064571C1 (en) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery |
| RU2087698C1 (en) * | 1995-03-07 | 1997-08-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Method for levelling injectivity profile of injection wells |
| RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
| RU2131022C1 (en) * | 1998-01-13 | 1999-05-27 | Лядов Борис Сергеевич | Method of treatment of injection wells |
-
2002
- 2002-04-11 RU RU2002109461/03A patent/RU2224875C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| US4601337A (en) * | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
| RU2005877C1 (en) * | 1992-01-27 | 1994-01-15 | Российский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности по термическим методам добычи нефти | Method for drilling-in |
| RU2064571C1 (en) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery |
| RU2087698C1 (en) * | 1995-03-07 | 1997-08-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Method for levelling injectivity profile of injection wells |
| RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
| RU2131022C1 (en) * | 1998-01-13 | 1999-05-27 | Лядов Борис Сергеевич | Method of treatment of injection wells |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2260689C1 (en) * | 2004-10-05 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for processing face-adjacent zone of well |
| RU2528805C1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-20 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum |
| WO2019086864A1 (en) * | 2017-10-31 | 2019-05-09 | Mostafa Eslam A Salam | A method for reducing water flow in a subterranean formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
| RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
| RU2209928C1 (en) | Method of isolation of absorption zones in well | |
| RU2228437C2 (en) | Method for isolation of water influx, gas influx or lost circulation zones | |
| WO2008054669A1 (en) | Method of cementing well bores | |
| US20160076349A1 (en) | Method and apparatus for enhancing the productivity of wells | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2224875C2 (en) | Method of limiting water influx into extracting wells | |
| RU2057898C1 (en) | Process of pumping treatment mortars down borehole | |
| RU2348793C1 (en) | Method of salt water filled subsurface tank well sealing | |
| RU2172825C1 (en) | Method for restricting bottom water and annulus blowouts in production wells | |
| RU2299230C2 (en) | Methods of isolation of the productive strata overlapped by the casing strings and the grouting mortar for its exercise | |
| RU2746918C2 (en) | Method for elimination of underground reservoirs of formation hydrocarbon raw material with reservoirs constructed in rock salt and other rocks, including permafrost, as well as in natural forming karstic cavities | |
| RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
| RU2152507C1 (en) | Method of insulating water-development strata | |
| RU2463436C1 (en) | Method to recover tightness of production column | |
| SU1710698A1 (en) | Method of water isolation in carbonate and carbonized formations | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2519262C1 (en) | Method of formation isolation with cement-silicate mud | |
| RU2195546C1 (en) | Method of isolating flushed zones in oil formation | |
| RU2488692C1 (en) | Isolation method of brine water influx in well | |
| RU2187622C1 (en) | Method of formation isolation | |
| RU2723416C1 (en) | Method of repair-insulation works in oil and gas well | |
| SU1206431A1 (en) | Method of isolating bottom water in oil well | |
| RU2211303C2 (en) | Method of shutoff of water inflow to well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050412 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120412 |