[go: up one dir, main page]

CN109135696B - 一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法 - Google Patents

一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法 Download PDF

Info

Publication number
CN109135696B
CN109135696B CN201811192952.2A CN201811192952A CN109135696B CN 109135696 B CN109135696 B CN 109135696B CN 201811192952 A CN201811192952 A CN 201811192952A CN 109135696 B CN109135696 B CN 109135696B
Authority
CN
China
Prior art keywords
temperature
drilling fluid
suspension stability
resistant
density
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201811192952.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109135696A (zh
Inventor
梁文利
彭小平
梅露强
刘俊君
卞江
王建斌
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co ltd Shale Gas Extraction Technology Service Co
China Petrochemical Corp
Sinopec Oilfield Service Corp
Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co Ltd
Original Assignee
Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co ltd Shale Gas Extraction Technology Service Co
Sinopec Oilfield Service Corp
Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co ltd Shale Gas Extraction Technology Service Co, Sinopec Oilfield Service Corp, Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co Ltd filed Critical Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co ltd Shale Gas Extraction Technology Service Co
Priority to CN201811192952.2A priority Critical patent/CN109135696B/zh
Publication of CN109135696A publication Critical patent/CN109135696A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109135696B publication Critical patent/CN109135696B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22—Synthetic organic compounds
    • C09K8/24—Polymers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22—Synthetic organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

本发明提供了一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法，其钻井液由抗温增粘剂、抗温增效剂、土粉、纯碱、烧碱、磺甲基酚醛树脂降失水剂、褐煤树脂降失水剂、磺化沥青防塌封堵剂、惰性加重材料重晶石等材料均匀混合后经过高温老化而得。其配方为每100mL水中加入所述膨润土1.0g‑3.0g、烧碱0.1g‑0.3g、抗温增粘剂0.5g‑1g、抗温增效剂1.0g‑3.0g、纯碱0.1g‑0.3g、磺甲基酚醛树脂降失水剂2g‑4g、褐煤树脂降失水剂2g‑4g、磺化沥青防塌封堵剂1g‑3g，惰性加重材料重晶石285g‑300g，钻井液密度2.20‑2.30 g/cm3。本发明钻井液产品具有耐高温，抗温能力达到180℃、抗高钙盐水，抗盐水至饱和、抗氯化钙2%，静止悬浮稳定持久性强，适合深井、超深井的钻井作业，尤其是能够满足试气对套管内液体的技术要求。

Description

一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法
技术领域
本发明涉及化学产品制造技术领域，具体涉及一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法。
背景技术
塔河油田顺北区块储层埋深6600-8300m，储层温度高达160-180℃，最高地层压力系数1.47，属于明显的高温高压井，目前采用聚磺钻井液体系。在高温高压条件下，流变性变差，出现高温减稠和高温胶凝化，两个极端的效应，沉降稳定性差，在高温条件下出现分层严重和胶凝固化，沉降后，固相含量高，对储层造成污染；完井测试的需要，要求钻井液流变性好、沉降稳定性好，井底静止14天性能稳定无沉实，确保封隔器顺利坐封。另外，存在高压盐水层，高密度钻井液在盐水污染下，易凝结固化、失去流动性，要求抗盐、抗钙能力强。因此，需要研制一套具有抗高温稳定性能的水基钻井液，来解决高温下高密度钻井液悬浮稳定性的问题，具有十分重要的意义。
发明内容
本发明要解决的技术问题在于，提供一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法，钻井液产品具有耐高温，抗温能力达到180℃、抗高钙盐水，抗盐水至饱和、抗氯化钙2％，静止悬浮稳定持久性强、在高温180℃条件下密闭静止14天，没有发生严重沉降，轻松搅动即可以拥有良好的流动性，适合深井、超深井的钻井作业，尤其是能够满足试气对套管内液体的技术要求。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
本发明提供一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液，包括抗高温增粘剂、抗高温增效剂、土粉、纯碱、烧碱、酚醛树脂降失水剂、褐煤树脂降失水剂、沥青类防塌封堵剂、惰性加重材料重晶石，其配方为每100mL水中加入所述土粉1.0g-3.0g、烧碱0.1g-0.3g、抗温增粘剂0.5g-1g、抗温增效剂1g-3g、纯碱0.1g-0.3g、磺甲基酚醛树脂降失水剂2g-4g、褐煤树脂降失水剂2g-4g、沥青类防塌封堵剂1g-3g，惰性加重材料重晶石285g-300g，混合后钻井液密度为2.20-2.30g/cm3。
根据以上方案，所述抗温增粘剂包括AMPS-AM-AA三元共聚物、高粘聚阴离子纤维素、抗高温改性淀粉、高粘黄原胶中的任意一种或两种以上的混合物。
根据以上方案，所述抗温增效剂包括亚硫酸钠、硫脲、单乙醇胺、三乙醇胺、甲酸钠中的任意一种或两种以上的混合物。
根据以上方案，所述土粉包括钠膨润土、钙膨润土、海泡石、凹凸棒石中的任意一种或两种以上的混合物。
根据以上方案，所述酚醛树脂类降失水剂为磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型。
根据以上方案，褐煤树脂降失水剂为磺化褐煤树脂。
根据以上方案，沥青防塌封堵剂为磺化抗高温改性沥青，软化点为150℃。
本发明还提供了上述强悬浮稳定性高温高密度钻井液的制备方法，按照淡水、土粉、烧碱、纯碱、酚醛树脂类降失水剂、褐煤树脂降失水剂、沥青防塌封堵剂、抗温增粘剂、抗温增效剂的顺序，依次添加原料，每加完一种原料，均需要搅拌均匀再添加下一种。
根据以上方案，所述搅拌的转速为10000～12000r/min，优选为11000r/min；搅拌时间控制在20min以上，以使每种原料充分溶解均匀，在160～200℃，下密闭容器中老化15～17h，优选为在180℃，下密闭容器中老化16h。
本发明机理是：
1)在聚合物分子中引入温敏基团的耐温单体，在分子中起到缔合作用，使聚合物形成超分子结构，起到抗温性能的作用；引入磺酸基提高聚合物的抗温性能；具有骨架结构的特殊功能单体使聚合物分子链刚性增强，构象转变难度增大，起到很好的抗温效果，防止高密度加重材料沉降，堵塞井筒；
2)钻井液加入抗温增效剂，提高聚合物的保护粘土颗粒的稳定性，并且提高酚醛树脂类降失水剂、褐煤树脂类降失水剂、沥青类防塌封堵材料在高温条件下的稳定性，防止磺化材料聚结、交联、钻井液体系性能恶化。
本发明的有益效果是：
1)本发明的产品密度高，最高密度达到2.30g/cm3～2.50g/cm3，均具有良好流动性能；
2)本发明的产品高温高压失水低，小于15mL，泥饼薄，有利于提高深井的井壁稳定性；
3)本发明的产品具有良好的抗高钙盐水污染能力；
4)本发明的产品具有良好的悬浮稳定性，高温密闭条件下静止14天，钻井液悬浮稳定性好，没有发生严重沉降，轻松搅动即可以拥有良好的流动性；
5)本发明的制备方法步骤简单、操作简易、适合深井钻井及试油、试气现场操作。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明的技术方案进行说明。
实施例1：
本发明提供一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法：
量取300mL淡水，在高速搅拌(11000r/min)的情况下，加入6g钠膨润土粉，搅拌10min，然后加入0.6g烧碱，搅拌5min；继而加入0.6g纯碱，搅拌20min；9.0g磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型搅拌20min；再加入9.0g磺甲基褐煤树脂，搅拌20min；再加6.0g磺化沥青，搅拌20min；然后加入1.5gAMPS-AM-AA三元共聚物，搅拌20min；再加入3g单乙醇胺，最后加入850g重晶石(密度2.25g/cm3)搅拌20min，将混合后的产品在180℃条件下老化16小时即得到强悬浮稳定性高温高密度钻井液。
本实施例产品的性能如表1所示，各参数均是在室温下测定的，其中，滚前状态是配制完后室温条件下测定性能，滚后状态是将所配制的钻井液在180℃下热滚16h，然后冷却到室温测定性能。
表1中各参数分别为：PV：塑性粘度；YP：动切力；GEL：静切力；API：常温中压失水；HTHP：高温高压失水；热滚回收率：是用来评价钻井液的抑制性的方法，热滚回收率越高，表示抑制性越强。
产品性能测定方法按照以下石油行业标准进行执行：
1、石油天然气工业钻井液现场测试第一部分水基钻井液，GB/T16783.1-2006(PV、YP、GEL、API、HTHP等参数按照本标准执行)
2、钻井液用润滑剂评价程序SY/T 6094-94(极压润滑系数按照本标准执行)
3、页岩抑制剂评价方法SY/T6335-1997(热滚回收率按照本标准执行)
表1实施例1产品性能实验数据
Figure BDA0001828027960000041
注：热滚条件：180℃×16h，HTHP失水测定条件：3.5MPa×150℃
悬浮稳定性测定方法：是将配制好的钻井液装入老化罐中，直立放在老化炉中，老化炉温度为180℃，静止放置14天后，测定上下两层钻井液密度，并观察重晶石是否完全沉死。
实施例2：
本发明提供一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法：
量取300mL淡水，在高速搅拌(11000r/min)的情况下，加入15g凹凸棒石，搅拌10min，然后加入0.6g烧碱，搅拌20min；随后加入9.0g磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型，搅拌20min；再加入9.0g磺甲基褐煤树脂，搅拌20min；再加6.0g磺化沥青，搅拌20min；然后加入1.5gAMPS-AM-AA三元共聚物，搅拌20min；再加入6g甲酸钠，最后加入850g重晶石(密度2.25g/cm3)搅拌20min，将混合后的产品在180℃条件下老化16小时即得到强悬浮稳定性高温高密度钻井液。
本实施例产品的性能如表2所示，各参数含义及测试方法与实施例1相同。
表2实施例2产品性能实验数据
Figure BDA0001828027960000051
注：热滚条件：180℃×16h，HTHP失水测定条件：3.5MPa×150℃
实施例3：
本发明提供一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法：
量取300mL淡水，在高速搅拌(11000r/min)的情况下，加入3g钠膨润土粉、9g凹凸棒石，搅拌10min，然后加入0.6g烧碱，继而加入0.6g纯碱，搅拌20min；随后加入9.0g磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型，搅拌20min；再加入9.0g磺甲基褐煤树脂，搅拌20min；再加6.0g磺化沥青，搅拌20min；然后加入1.5g高粘聚阴离子纤维素，搅拌20min；再加入3g单乙醇胺，最后加入850g重晶石(密度2.25g/cm3)搅拌20min，将混合后的产品在180℃条件下老化16小时即得到强悬浮稳定性高温高密度钻井液。
本实施例产品性能如表3所示，各参数含义及测试方法与实施例1相同。
表3实施例3产品性能实验数据
Figure BDA0001828027960000052
注：热滚条件：180℃×16h，HTHP失水测定条件：3.5MPa×150℃
以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的相关技术人员应当理解：可以对本发明进行修改或者同等替换，但不脱离本发明精神和范围的任何修改和局部替换均应涵盖在本发明的权利要求范围内。

Claims (5)

1.一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液，其特征在于，由抗温增粘剂、抗温增效剂、土粉、纯碱、烧碱、酚醛树脂降失水剂、褐煤树脂降失水剂、沥青类防塌封堵剂和惰性加重材料重晶石组成，其配方为每100mL淡水中加入所述土粉1.0g-3.0g、烧碱0.1g-0.3g、抗温增粘剂0.5g-1g、抗温增效剂1g-3g、纯碱0.1g-0.3g、磺甲基酚醛树脂降失水剂2g-4g、褐煤树脂降失水剂2g-4g、沥青类防塌封堵剂1g-3g，惰性加重材料重晶石285g-300g，混合后钻井液密度为2.20-2.30g/cm3；所述抗温增粘剂包括AMPS-AM-AA三元共聚物、高粘聚阴离子纤维素中的一种或两种，所述酚醛树脂类降失水剂为磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型，所述褐煤树脂降失水剂为磺化褐煤树脂，所述沥青防塌封堵剂为磺化抗高温改性沥青。
2.根据权利要求1所述的强悬浮稳定性高温高密度钻井液，其特征在于，所述抗温增效剂包括亚硫酸钠、硫脲、单乙醇胺、三乙醇胺、甲酸钠中的任意一种或两种以上的混合物。
3.根据权利要求1所述的强悬浮稳定性高温高密度钻井液，其特征在于，所述土粉包括钠膨润土、钙膨润土、海泡石、凹凸棒石中的任意一种或两种以上的混合物。
4.一种权利要求1所述的强悬浮稳定性高温高密度钻井液的制备方法，其特征在于，按照淡水、土粉、烧碱、纯碱、酚醛树脂类降失水剂、褐煤树脂降失水剂、沥青防塌封堵剂、抗温增粘剂、抗温增效剂的顺序，依次添加原料，每加完一种原料，均需要搅拌均匀再添加下一种。
5.根据权利要求4所述的强悬浮稳定性高温高密度钻井液的制备方法，其特征在于，所述搅拌的转速为10000~12000 r/min；搅拌时间控制在20min以上，以使每种原料充分溶解均匀，在160~200℃下密闭容器中老化15~17h。
CN201811192952.2A 2018-10-13 2018-10-13 一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法 Active CN109135696B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811192952.2A CN109135696B (zh) 2018-10-13 2018-10-13 一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811192952.2A CN109135696B (zh) 2018-10-13 2018-10-13 一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109135696A CN109135696A (zh) 2019-01-04
CN109135696B true CN109135696B (zh) 2021-03-16

Family

ID=64811694

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201811192952.2A Active CN109135696B (zh) 2018-10-13 2018-10-13 一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN109135696B (zh)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110903814A (zh) * 2019-12-20 2020-03-24 东营泰尔石油技术有限公司 一种防漏堵漏悬浮携带剂
CN111286310A (zh) * 2020-03-26 2020-06-16 中国地质大学（武汉） 一种抗高温钻井液及其制备方法与应用
CN111440601B (zh) * 2020-04-07 2022-04-26 中国石油天然气集团有限公司 具有稳定流变特性的高密度除硫钻井液及其制备方法
CN114316928A (zh) * 2020-09-28 2022-04-12 中石化石油工程技术服务有限公司 耐温的改性天然高分子钻井液

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4502966A (en) * 1983-09-09 1985-03-05 Nalco Chemical Company Terpolymers for use as high temperature fluid loss additive and rheology stabilizer for high pressure, high temperature oil well drilling fluids
WO2008001048A1 (en) * 2006-06-26 2008-01-03 Bp Exploration Operating Company Limited Wellbore fluid
CN102851011A (zh) * 2011-06-30 2013-01-02 长江大学 一种抗高温聚合物钻井液
CN103160259A (zh) * 2013-04-03 2013-06-19 中国石油大学(华东) 抗255℃超高温的水基钻井液及其施工工艺
CN103275681A (zh) * 2013-06-08 2013-09-04 北京探矿工程研究所 一种抗高温饱和盐水钻井液及其制备方法
CN105713582A (zh) * 2014-12-03 2016-06-29 中国石油天然气集团公司 一种可排放低生物毒性高温水基钻井液及其制备方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4502966A (en) * 1983-09-09 1985-03-05 Nalco Chemical Company Terpolymers for use as high temperature fluid loss additive and rheology stabilizer for high pressure, high temperature oil well drilling fluids
WO2008001048A1 (en) * 2006-06-26 2008-01-03 Bp Exploration Operating Company Limited Wellbore fluid
CN102851011A (zh) * 2011-06-30 2013-01-02 长江大学 一种抗高温聚合物钻井液
CN103160259A (zh) * 2013-04-03 2013-06-19 中国石油大学(华东) 抗255℃超高温的水基钻井液及其施工工艺
CN103275681A (zh) * 2013-06-08 2013-09-04 北京探矿工程研究所 一种抗高温饱和盐水钻井液及其制备方法
CN105713582A (zh) * 2014-12-03 2016-06-29 中国石油天然气集团公司 一种可排放低生物毒性高温水基钻井液及其制备方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
降滤失剂PSA-1的研究与应用;李旭东;《钻井液与完井液》;20001231;第17卷(第1期);第13-15页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN109135696A (zh) 2019-01-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Fink Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids
CN109135696B (zh) 一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法
CN104927805A (zh) 一种适用于陆相沉积敏感性页岩地层的高密度水基钻井液
US10308857B1 (en) Super-amphiphobic composite material and use of the same as inhibitor, lubricant, reservoir protectant, and accelerator in water-based drilling fluids
CN104277803A (zh) KCl封堵防塌钻井液及其制备方法
CN104449606A (zh) 一种抗高温固井用隔离液及制备方法
CN101230257A (zh) 一种褐煤树脂类钻井液降滤失剂的制备方法
CN114656943B (zh) 一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用
CN111718698A (zh) 一种超支化聚醚胺环保页岩抑制剂及其制备方法和水基钻井液
CN110452669A (zh) 一种低粘低切低成本强抑制性钻井液及其制备方法
US20160130495A1 (en) Spacer fluid having sized particulates and methods of using the same
CN1858146A (zh) 一种抗污染高效隔离液及制备方法
CN110105927B (zh) 低固相抗高温甲酸盐钻完井液及其制备方法
CN101948679B (zh) 一种智能储层钻井完井液体系及其制备方法
CN111978939B (zh) 一种聚离子液体作为表面水化抑制剂及水基钻井液体系
CN111154462B (zh) 一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用
CN110607168B (zh) 一种钻井液用降滤失剂及其制备方法
CN108251086A (zh) 一种适用于长宁威远地区的水基钻井液
CN114381246B (zh) 一种抗高温改性六方氮化硼纳米封堵剂及水基钻井液
AU2017210060B2 (en) Spacer fluid having sized particulates and methods of using the same
CN117343702A (zh) 一种超高温无土相钻井液及其制备方法
CN115820228A (zh) 一种高温高密度水基钻井液及其应用
Weikey et al. Role of additives and elevated temperature on rheology of water-based drilling fluid: A review paper
Abbas Hydroxypropylmethylcellulose as a primary viscosifying agent in cement slurry at high temperature
CN115975613A (zh) 一种α-烯烃基液及其在钻井液中的应用

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20220516

Address after: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen

Patentee after: SINOPEC Group

Patentee after: SINOPEC OILFIELD SERVICE Corp.

Patentee after: SINOPEC OILFIELD SERVICE JIANGHAN Corp.

Patentee after: SINOPEC JIANGHAN PETROLEUM ENGINEERING CO.,LTD. SHALE GAS EXTRACTION TECHNOLOGY SERVICE CO.

Address before: 100029 12th floor, no.6, Huixin East Street, Chaoyang District, Beijing

Patentee before: SINOPEC OILFIELD SERVICE Corp.

Patentee before: SINOPEC OILFIELD SERVICE JIANGHAN Corp.

Patentee before: SINOPEC JIANGHAN PETROLEUM ENGINEERING CO.,LTD. SHALE GAS EXTRACTION TECHNOLOGY SERVICE CO.

TR01 Transfer of patent right
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20250721

Address after: 100728 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 22, No.

Patentee after: SINOPEC Group

Country or region after: China

Patentee after: Sinopec Petroleum Engineering Technology Service Co.,Ltd.

Patentee after: SINOPEC OILFIELD SERVICE JIANGHAN Corp.

Patentee after: SINOPEC JIANGHAN PETROLEUM ENGINEERING CO.,LTD. SHALE GAS EXTRACTION TECHNOLOGY SERVICE CO.

Address before: 100728 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 22, No.

Patentee before: SINOPEC Group

Country or region before: China

Patentee before: SINOPEC OILFIELD SERVICE Corp.

Patentee before: SINOPEC OILFIELD SERVICE JIANGHAN Corp.

Patentee before: SINOPEC JIANGHAN PETROLEUM ENGINEERING CO.,LTD. SHALE GAS EXTRACTION TECHNOLOGY SERVICE CO.

TR01 Transfer of patent right