CN106194104B - 一种油田注水井调剖工艺 - Google Patents
一种油田注水井调剖工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106194104B CN106194104B CN201610561577.9A CN201610561577A CN106194104B CN 106194104 B CN106194104 B CN 106194104B CN 201610561577 A CN201610561577 A CN 201610561577A CN 106194104 B CN106194104 B CN 106194104B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- profile control
- control agent
- level
- agent
- water
- 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
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 62
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 79
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 23
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 claims abstract description 21
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 25
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 24
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 5
- 229940079827 sodium hydrogen sulfite Drugs 0.000 claims description 4
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 claims description 4
- FQHYQCXMFZHLAE-UHFFFAOYSA-N 25405-85-0 Chemical compound CC1(C)C2(OC(=O)C=3C=CC=CC=3)C1C1C=C(CO)CC(C(C(C)=C3)=O)(O)C3C1(O)C(C)C2OC(=O)C1=CC=CC=C1 FQHYQCXMFZHLAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M Lactate Chemical compound CC(O)C([O-])=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 abstract description 4
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 abstract description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract 3
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 abstract 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 abstract 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 abstract 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提供了一种油田注水井调剖工艺，其中，该工艺包括以下步骤：(1)制备调剖剂阶段：通过调整调剖剂的组分配比，制备成冻强度由弱到强的一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂；(2)分段注入阶段：以依次向油田注水井注入一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂的方式进行调剖施工；其中，以质量百分比计，制备所述调剖剂的组分包括：聚丙烯酰胺0.3％‑0.5％、有机铬交联剂0.3％‑3％、助剂0.1％‑0.2％以及余量的水。采用本发明提供的调剖工艺，可较好地解决低渗低压油藏注水井各层段吸水情况差异大、部分层段吸水弱甚至不吸水，部分油层指进问题严重，致使油田综合含水高等问题。
Description
技术领域
本发明属于石油开发技术领域，具体涉及一种油田注水井调剖工艺。
背景技术
对油田进行注水开发时，通过吸水剖面测试经常发现部分注水井各层段吸水情况差异大，导致注水受效油井含水上升快、水窜、水淹等问题。且油田进入高含水开发后期，油田综合含水量不断增加，调剖技术面临许多新的问题，难度越来越大。因此研究新的调剖工艺技术，提高调剖剂性能与应用效果，是解决提高注水开发问题的关键。
发明内容
为克服上述问题，本发明的目的是提供一种油田注水井调剖工艺。
为达到上述目的，本发明提供了一种油田注水井调剖工艺，其中，该工艺包括以下步骤：
制备调剖剂阶段：通过调整调剖剂的组分配比，制备成冻强度由弱到强的一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂；
分段注入阶段：以依次向油田注水井注入一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂的方式进行调剖施工；
以质量百分比计，制备所述调剖剂的组分包括：聚丙烯酰胺0.3％-0.5％、有机铬交联剂0.3％-3％、助剂0.1％-0.2％以及余量的水。
本发明提供的油田注水井调剖工艺，通过对调剖剂组分的调整，获得成冻强度依次递增的一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂，然后按照成冻强度由弱到强的顺序依次注入注水井中，这样可形成以弱冻胶封堵远井地带，以中等强度的冻胶封堵过度地带、以强冻胶封堵近井地带的调剖工艺。采用该调剖工艺，可较好地解决低渗低压油藏注水井各层段吸水情况差异大、部分层段吸水弱甚至不吸水，部分油层指进问题严重，致使油田综合含水高等问题。
在上述油田注水井调剖工艺中，一般情况下，强冻胶具有相对较短的成冻时间，弱冻胶具有相对较长的成冻时间。但有时需要对组分含量进行进一步调整，以获得成冻时间依次缩短的一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂。另外，成冻时间的确定最好与冻胶在地层中运输地点的远近相匹配，必要时可加入缓凝剂或促凝剂调节成冻时间。在本发明提供的一种优选实施方式中，所述一级调剖剂、二级调剖剂、三级调剖剂的成冻时间依次缩短；所述一级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.3％-0.4％、有机铬交联剂2％-3％、助剂0.1％-0.2％以及余量的水；所述二级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.4％-0.5％、有机铬交联剂0.2％-0.3％、助剂0.1％-0.2％以及余量的水；所述三级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.4％-0.5％、有机铬交联剂0.4％-0.5％、助剂0.1％-0.2％以及余量的水。
在上述油田注水井调剖工艺中，更优选地，所述一级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.4％、有机锆交联剂3％、助剂0.1％以及余量的水；所述二级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.5％、有机锆交联剂0.3％、助剂0.1％以及余量的水；所述三级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.5％、有机锆交联剂0.4％、助剂0.1％以及余量的水。
在上述油田注水井调剖工艺中，优选地，该方法还包括向油田注水井注入一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂时，在各级调剖剂注入结束后，先使用聚丙烯酰胺溶液过顶替液进行顶替的步骤(即，注三次过顶替液)。进一步优选地，所述聚丙烯酰胺溶液的质量浓度为0.3％-0.5％。
在本发明的一种优选实施方式中，使用的交联剂为铬凝胶体系，该体系不仅具有受溶解氧、细菌等因素影响小、稳定性好、成胶强度较大等特点，而且成本也相对较低；优选地，交联剂中乳酸铬和醋酸铬的质量比为2:3。
在上述油田注水井调剖工艺中，优选地，所述助剂由无水硫酸钠和亚硫酸氢钠组成；进一步优选地，无水硫酸钠和亚硫酸氢钠的质量比为1:1。
在上述油田注水井调剖工艺中，优选地，聚丙烯酰胺的分子量为1200万，水解度为5-15％。
在上述油田注水井调剖工艺中，优选地，所述一级调剖剂的成冻强度为50000mPa·s。
在上述油田注水井调剖工艺中，优选地，所述二级调剖剂的成冻强度为98000mPa·s。
在上述油田注水井调剖工艺中，优选地，所述三级调剖剂的成冻强度为100000mPa·s。
利用本发明提供的油田注水井调剖工艺，可大大地提高低渗油藏动用储量，从而可达到提高采收率、增加产量、提高经济效益的目的。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种油田注水井调剖工艺，具体如下：
施工对象情况：
以辽河油田奈1-58-34井为注入井，于2010年7月30日投注，注水井段1835.8-1958.2m，59.2m/21层，注水层位是九下Ⅱ1+2，采用4封4配分层注水，2013年4月作业过程中发现套变改笼统注水，结合区块温度、矿化度、pH值等地层条件，制备合适的调剖剂。
施工工艺包括以下步骤：
(1)制备调剖剂阶段：通过调整调剖剂的组分配比，制备成冻强度由弱到强的一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂；
其中，以质量百分比计，一级调剖剂的组成为：0.4％聚丙烯酰胺+3％有机锆交联剂+0.1％助剂；成冻强度为50000mPa·s，成冻时间为1天；
以质量百分比计，二级调剖剂的组成为：0.5％聚丙烯酰胺+0.3％有机锆交联剂+0.1％助剂；成冻强度为98000mPa·s，成冻时间为1天；
以质量百分比计，三级调剖剂的组成为：0.5％聚丙烯酰胺+0.4％有机锆交联剂+0.1％助剂；成冻强度为100000，成冻时间为1天；
聚丙烯酰胺的分子量为1200万，水解度为5-15％；
有机锆交联剂由质量比为2:3的乳酸铬和醋酸铬组成；
助剂由质量比为1:1的无水硫酸钠与亚硫酸氢钠组成。
(2)分段注入阶段：
步骤一：向油田注水井注入一级调剖剂150立方米，然后用过顶替液顶替；
步骤二：注入二级调剖剂400立方米，然后用过顶替液顶替；
步骤三：注入三级调剖剂480立方米，然后用过顶替液顶替；
其中，过顶替液为质量浓度为0.5％的聚丙烯酰胺溶液，所用的过顶替液的总量为60立方米。
调剖施工效果：
自2015.8.5至2015.8.23对奈1-58-34井进行调剖施工，施工过程中压力由7.8MPa上升到11.7MPa，吸水剖面明显改善。
Claims (6)
1.一种油田注水井调剖工艺，其中，该工艺包括以下步骤：
制备调剖剂阶段：通过调整调剖剂的组分配比，制备成冻强度由弱到强的一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂；
分段注入阶段：以依次向油田注水井注入一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂的方式进行调剖施工；
以质量百分比计，制备所述调剖剂的组分包括：聚丙烯酰胺0.3％-0.5％、有机铬交联剂0.3％-3％、助剂0.1％-0.2％以及余量的水；
所述一级调剖剂、二级调剖剂、三级调剖剂的成冻时间依次缩短；所述一级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.3％-0.4％、有机铬交联剂2％-3％、助剂0.1％-0.2％以及余量的水；所述二级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.4％-0.5％、有机铬交联剂0.2％-0.3％、助剂0.1％-0.2％以及余量的水；所述三级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.4％-0.5％、有机铬交联剂0.4％-0.5％、助剂0.1％-0.2％以及余量的水；
所述聚丙烯酰胺的分子量为1200万，水解度为5-15％；所述有机铬交联剂由质量比为2:3的乳酸铬和醋酸铬组成；所述助剂由无水硫酸钠和亚硫酸氢钠组成，所述无水硫酸钠和亚硫酸氢钠的质量比为1:1。
2.根据权利要求1所述的油田注水井调剖工艺，其中，所述一级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.4％、有机锆交联剂3％、助剂0.1％以及余量的水；所述二级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.5％、有机锆交联剂0.3％、助剂0.1％以及余量的水；所述三级调剖剂的组成为：聚丙烯酰胺0.5％、有机锆交联剂0.4％、助剂0.1％以及余量的水。
3.根据权利要求1所述的油田注水井调剖工艺，其中，向油田注水井注入一级调剖剂、二级调剖剂和三级调剖剂时，还包括在各级调剖剂注入结束后，先使用聚丙烯酰胺溶液过顶替液进行顶替的步骤，所述聚丙烯酰胺溶液的质量浓度为0.3％-0.5％。
4.根据权利要求1所述的油田注水井调剖工艺，其中，所述一级调剖剂的成冻强度为50000mPa·s。
5.根据权利要求1所述的油田注水井调剖工艺，其中，所述二级调剖剂的成冻强度为98000mPa·s。
6.根据权利要求1所述的油田注水井调剖工艺，其中，所述三级调剖剂的成冻强度为100000mPa·s。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610561577.9A CN106194104B (zh) | 2016-07-15 | 2016-07-15 | 一种油田注水井调剖工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610561577.9A CN106194104B (zh) | 2016-07-15 | 2016-07-15 | 一种油田注水井调剖工艺 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106194104A CN106194104A (zh) | 2016-12-07 |
| CN106194104B true CN106194104B (zh) | 2019-04-12 |
Family
ID=57475857
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610561577.9A Active CN106194104B (zh) | 2016-07-15 | 2016-07-15 | 一种油田注水井调剖工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106194104B (zh) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109931039A (zh) * | 2017-12-15 | 2019-06-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种储层动用均衡的注水井治理方法 |
| CN109931026A (zh) * | 2017-12-15 | 2019-06-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层动用不均衡的注水井治理方法 |
| CN109931027A (zh) * | 2017-12-15 | 2019-06-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 近疏远堵的油田注水井治理方法 |
| CN111518530B (zh) * | 2020-04-07 | 2022-08-19 | 大庆油田有限责任公司 | 一种水驱井治理用有机锆交联凝胶调堵剂及其制备方法 |
| CN114961631B (zh) * | 2021-02-24 | 2024-06-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种冻胶复合堵水方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1752403A (zh) * | 2004-09-22 | 2006-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 复合段塞法大孔道油藏深部调剖方法 |
| CN105298438A (zh) * | 2015-10-23 | 2016-02-03 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 多轮次聚合物凝胶深部精细调剖方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP3000860A1 (en) * | 2014-09-26 | 2016-03-30 | Rhodia Operations | Use of encapsulated polyamines for limiting fluid loss |
-
2016
- 2016-07-15 CN CN201610561577.9A patent/CN106194104B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1752403A (zh) * | 2004-09-22 | 2006-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 复合段塞法大孔道油藏深部调剖方法 |
| CN105298438A (zh) * | 2015-10-23 | 2016-02-03 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 多轮次聚合物凝胶深部精细调剖方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 渤海油田分级组合深部调剖技术;梁丹 等;《石油钻探技术》;20150331;104-109页 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106194104A (zh) | 2016-12-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106194104B (zh) | 一种油田注水井调剖工艺 | |
| CN104975829B (zh) | 一种分级控制流度的co2驱油藏开采方法 | |
| CN102516974B (zh) | 一种适用于油田深度调剖的泡沫调剖剂 | |
| CN101787864B (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
| CN106947451A (zh) | 一种复合调剖体系以及用其进行调堵的施工方法 | |
| CN109577909B (zh) | 一种特低渗透油田选择性泡沫凝胶堵水调剖方法 | |
| CN104514531A (zh) | 一种三低砂岩油藏用双液法调剖堵水方法 | |
| CN105298438A (zh) | 多轮次聚合物凝胶深部精细调剖方法 | |
| CN102816558A (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
| CN106801597A (zh) | 稠油油藏组合式驱油方法及驱油组合物 | |
| CN101915079B (zh) | 一种堵解一体化增产工艺 | |
| CN104194754A (zh) | 一种耐温抗盐型HPAM/Cr3+/酚醛复合交联弱凝胶调剖堵水剂及其制备方法 | |
| CN104371692A (zh) | 一种采油用深部涂层复合凝胶调驱剂及其制备方法 | |
| CN107338033A (zh) | 一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法 | |
| CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
| CN108070366A (zh) | 一种油气田用地层骨架封堵剂及其制备方法 | |
| CN107573918B (zh) | 一种油藏深部全液相气流转向剂及其制备方法 | |
| CN103967466B (zh) | Pgz油田关停井恢复开采及增产新技术 | |
| RU2494246C1 (ru) | Способ обработки околоскважинной зоны | |
| CN107365572A (zh) | 一种低渗裂缝油藏深部双段塞调剖剂及其使用方法 | |
| CN104140801A (zh) | 一种铝凝胶调驱剂及其制备方法 | |
| CN106753297A (zh) | 一种抗盐型聚合物凝胶调驱剂 | |
| CN102465681A (zh) | 一种超强吸水树脂的堵漏工艺 | |
| CN105888604A (zh) | 一种适用于低压气田老井重复改造近井筒地层永久性封堵的方法 | |
| CN103497751A (zh) | 一种高效空气泡沫驱油体系 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |