RU2012112656A - Способ снижения вязкости углеводородов - Google Patents
Способ снижения вязкости углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012112656A RU2012112656A RU2012112656/03A RU2012112656A RU2012112656A RU 2012112656 A RU2012112656 A RU 2012112656A RU 2012112656/03 A RU2012112656/03 A RU 2012112656/03A RU 2012112656 A RU2012112656 A RU 2012112656A RU 2012112656 A RU2012112656 A RU 2012112656A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- group
- hydrophobically
- general formula
- modified
- nonionic polymer
- Prior art date
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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
- C09K8/604—Polymeric surfactants
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Public Health (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
Abstract
1. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включающий: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную ниже общую формулугде каждый заместитель R независимо выбран из группы, состоящей из водорода (Н), алкилов, арилов, гидроксиалкилов, фрагментов, имеющих алкокси-группы, и их комбинаций; и n составляет от примерно 5 до примерно 5000.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что R выбран из группы, состоящей из: группы, имеющей общую формулу (CHO), где m составляет от 1 до примерно 5; группы, имеющей общую формулу CH, где x составляет от примерно 4 до примерно 24; разветвленного алкила общей формулы CH, где х составляет от примерно 4 до примерно 24 в основной цепочке разветвленного алкила; группы, имеющей общую формулу (CHO)CH, где m составляет от 1 до 5 и х составляет от примерно 4 до примерно 24; разветвленной группы, имеющей общую формулу (СНО)CH, где m составляет от 1 до 5 и х составляет от примерно 4 до примерно 24 в ее основной цепочке; группы, имеющей общую формулу CHO, где х составляет от примерно 4 до примерно 24, и О представляет собой свободную ОН-группу, замещающую водород; группы, имеющей общую формулу (CHO)CHO, где m составляет от 1 до 5, х составляет от примерно 4 до примерно 24, и О представляет собой свободную ОН-группу, замещающую водород; и их комбинации.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер получен из полисахарида.4. Способ по п.3, отличающийся тем, что полисахарид выбран из группы, состо
Claims (15)
1. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включающий: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную ниже общую формулу
где каждый заместитель R независимо выбран из группы, состоящей из водорода (Н), алкилов, арилов, гидроксиалкилов, фрагментов, имеющих алкокси-группы, и их комбинаций; и n составляет от примерно 5 до примерно 5000.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что R выбран из группы, состоящей из: группы, имеющей общую формулу (C2H4O)m, где m составляет от 1 до примерно 5; группы, имеющей общую формулу CxH2x+1, где x составляет от примерно 4 до примерно 24; разветвленного алкила общей формулы CxH2x+1, где х составляет от примерно 4 до примерно 24 в основной цепочке разветвленного алкила; группы, имеющей общую формулу (C2H4O)mCxH2x+1, где m составляет от 1 до 5 и х составляет от примерно 4 до примерно 24; разветвленной группы, имеющей общую формулу (С2Н4О)mCxH2x+1, где m составляет от 1 до 5 и х составляет от примерно 4 до примерно 24 в ее основной цепочке; группы, имеющей общую формулу CxH2x+1O, где х составляет от примерно 4 до примерно 24, и О представляет собой свободную ОН-группу, замещающую водород; группы, имеющей общую формулу (C2H4O)mCxH2x+1O, где m составляет от 1 до 5, х составляет от примерно 4 до примерно 24, и О представляет собой свободную ОН-группу, замещающую водород; и их комбинации.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер получен из полисахарида.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что полисахарид выбран из группы, состоящей из: поли-α-глюкозы; поли-β-глюкозы; поли-β-маннозы; поли-β-глюкозамина; поли-(N-ацетил)-β-глюкозамина; амилазы; гликогена; целлюлозы; крахмала; гуаровых смол; ксантановых смол; декстрана; хитозана; хитина; и их комбинации.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер имеет следующую общую формулу, причем n составляет от 1 до примерно 1000; а составляет от 0 до примерно 25; b составляет от 0 до примерно 25; с принимает значение от 0 до примерно 25; и d составляет от 0 до примерно 25.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что n составляет от 5 до примерно 2000; а составляет от 1 до 5; b составляет от 1 до 5; с составляет от 1 до 5; и d составляет от 1 до 5.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер выбран из группы, состоящей из: гидрофобно-модифицированной гидроксиэтилцеллюлозы; гидрофобно-модифицированного гидроксиэтилгуара; гидрофобно-модифицированного гидроксиэтилксантана; гидрофобно-модифицированного гидроксиэтилдекстрана; гидрофобно-модифицированной гидроксипропилцеллюлозы; гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара; гидрофобно-модифицированного гидроксипропилдекстрана; гидрофобно-модифицированного гидроксипропилксантана; и их комбинации.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобные алкильные фрагменты представляют собой 2-гидроксиалкилэфирные группы, замещающие концевые гидроксильные группы.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер имеет температуру инверсии около 40°С.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер не имеет температуры инверсии при атмосферном давлении.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер имеет поверхностное натяжение меньше, чем 65 мН/м в воде при концентрации активного вещества не более 100 млн-1.
12. Способ по п.1, дополнительно включающий образование внешней водной эмульсии и необязательно разделение внешней водной эмульсии посредством способа, выбранного из группы, состоящей из: нагревания; добавления деэмульгатора; добавления специальных окислителей; добавления ферментов; и их комбинаций.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, приводит к образованию эмульсии, имеющей от примерно 1 до примерно 50 процентов воды в пересчете на общий объем эмульсии.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что эффективное эмульгирующее количество композиции составляет до примерно 1000 млн-1 активных веществ в пересчете на общий объем эмульсии.
15. Способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе, включающий: приведение в контакт углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, внутри затрубного пространства или трубопровода с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную ниже общую формулу
где каждый R независимо выбран из группы, состоящей из Н, алкилов, гидроксиалкилов, фрагментов, имеющих алкокси-группы, и их комбинаций; и n составляет от примерно 5 до примерно 5000.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/582,329 | 2009-10-20 | ||
| US12/582,329 US9315715B2 (en) | 2009-10-20 | 2009-10-20 | Method of reducing the viscosity of hydrocarbons |
| PCT/US2010/053149 WO2011049923A2 (en) | 2009-10-20 | 2010-10-19 | Method of reducing the viscosity of hydrocarbons |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012112656A true RU2012112656A (ru) | 2013-11-27 |
| RU2528344C2 RU2528344C2 (ru) | 2014-09-10 |
Family
ID=43879758
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012112656/03A RU2528344C2 (ru) | 2009-10-20 | 2010-10-19 | Способ снижения вязкости углеводородов |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9315715B2 (ru) |
| EP (1) | EP2491091B1 (ru) |
| AR (1) | AR078666A1 (ru) |
| BR (1) | BR112012009507A2 (ru) |
| CA (1) | CA2775964C (ru) |
| MX (1) | MX345154B (ru) |
| RU (1) | RU2528344C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011049923A2 (ru) |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9150472B2 (en) | 2011-12-21 | 2015-10-06 | Shell Oil Company | Method and composition for inhibiting asphaltene deposition in a hydrocarbon mixture |
| GB2511442B (en) * | 2011-12-21 | 2017-06-14 | Shell Int Research | Method and composition for reducing viscosity of a hydrocarbon mixture |
| WO2013096217A1 (en) | 2011-12-21 | 2013-06-27 | Shell Oil Company | Method and composition for inhibiting wax in a hydrocarbon mixture |
| AU2012355430B2 (en) | 2011-12-21 | 2015-08-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and composition for inhibiting foam in a hydrocarbon mixture |
| CA2890374A1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-08-07 | Basf Se | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks |
| AR095937A1 (es) * | 2013-04-05 | 2015-11-25 | Acraf | Potenciador de la solubilidad en agua a base de glucógeno |
| WO2015023296A1 (en) * | 2013-08-16 | 2015-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and hydrophilically modified polysaccharides and methods of using the same for treatment of a subterranean formation |
| US10253249B2 (en) | 2014-08-01 | 2019-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating subterranean formations |
| US20160032700A1 (en) * | 2014-08-01 | 2016-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating subterranean formations |
| EP3201297B1 (en) | 2014-10-02 | 2020-07-15 | Croda, Inc. | Asphaltene inhibition |
| CA3022829A1 (en) | 2016-06-24 | 2017-12-28 | Croda, Inc. | Method and composition for asphaltene dispersion |
| WO2018085177A1 (en) * | 2016-11-01 | 2018-05-11 | Biocapital Holdings, Llc | Methods for producing carbo sugars and applications thereof |
| CN108624313A (zh) * | 2017-03-15 | 2018-10-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于降低稠油粘度的组合物和稠油降粘剂及制备方法和稠油降粘方法和稠油油藏开采方法 |
| AU2017413976B2 (en) * | 2017-05-11 | 2023-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanocelluloses and biogums for viscosity modification |
| CN107142096B (zh) * | 2017-06-14 | 2020-01-14 | 西南石油大学 | 一种生物质辅助稠油自催化改质降粘的方法 |
| US10407624B2 (en) * | 2017-11-16 | 2019-09-10 | Dpd Chemical, Inc. | Methods to deconstruct asphaltene in petroleum products |
| CN110272727B (zh) * | 2018-03-14 | 2022-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 降粘剂及其制备方法 |
| US11149294B2 (en) | 2018-05-01 | 2021-10-19 | Biocapital Holdings, Llc | DNA constructs and biological devices for producing carbo sugars |
| US12012546B2 (en) * | 2018-06-13 | 2024-06-18 | Cameron International Corporation | Asphaltene inhibition and/or dispersion in petroleum fluids |
| CN109897620A (zh) * | 2019-03-27 | 2019-06-18 | 广州市天河区车陂亚贝思烘焙店 | 一种低温高效原油降凝剂 |
| CN110358516A (zh) * | 2019-07-19 | 2019-10-22 | 新疆肯迪能源科技有限公司 | 基于常温催化断链稠油沥清胶质解堵降粘剂及其制备方法 |
| CN110746944B (zh) * | 2019-11-15 | 2021-11-09 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种合成基钻井液用流型调节剂及其制备方法 |
| CN114133487A (zh) * | 2021-11-29 | 2022-03-04 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 改性纤维素基聚表剂、乳化降粘剂及其制备方法和在稠油降粘中的应用 |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2582323A (en) | 1948-02-13 | 1952-01-15 | Union Oil Co | Rotary drilling fluids |
| US3425429A (en) | 1967-01-11 | 1969-02-04 | Chevron Res | Method of moving viscous crude oil through a pipeline |
| US3378074A (en) * | 1967-05-25 | 1968-04-16 | Exxon Production Research Co | Method for fracturing subterranean formations |
| US3679582A (en) * | 1969-10-08 | 1972-07-25 | Shell Oil Co | Flow improvement of waxy hydrocarbon with the aid of polysaccharide derivatives |
| GB1465704A (en) * | 1973-12-04 | 1977-03-02 | Allied Colloids Ltd | Secondary recovery of oil and polymers useful for this |
| US3893510A (en) * | 1974-08-12 | 1975-07-08 | Halliburton Co | Emulsion method of introducing polymers into a subterranean formation |
| US4228277A (en) | 1979-02-12 | 1980-10-14 | Hercules Incorporated | Modified nonionic cellulose ethers |
| US4529523A (en) | 1982-06-08 | 1985-07-16 | Hercules Incorporated | Hydrophobically modified polymers |
| US4788001A (en) | 1985-04-02 | 1988-11-29 | Dow Corning Corporation | Oil-in-water emulsion |
| US4744865A (en) | 1986-06-03 | 1988-05-17 | Betz Laboratories, Inc. | Process for controlling pitch deposition from pulp in papermaking systems |
| FR2716928B1 (fr) | 1994-03-03 | 1996-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et fluide à base d'eau utilisant des dérivés cellulosiques modifiées hydrophobiquement comme réducteur de filtrat. |
| US6660802B2 (en) | 1999-06-07 | 2003-12-09 | Donald Eagland | Polymeric material |
| EP1033471B1 (en) | 1999-03-02 | 2003-09-17 | Rohm And Haas Company | Improved recovery and transportation of heavy crude oils |
| US6454003B1 (en) * | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US7041707B2 (en) | 2003-01-24 | 2006-05-09 | Nalco Company | Polyether polyesters having anionic functionality |
| US20040229756A1 (en) * | 2003-05-16 | 2004-11-18 | Eoff Larry S. | Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation |
| WO2005040669A1 (en) | 2003-10-02 | 2005-05-06 | Proflux Systems Llp | Method for reducing the viscosity of viscous fluids |
| EP1961799A1 (en) | 2007-02-20 | 2008-08-27 | BIOeCON International Holding N.V. | Process for reducing the viscosity of highly viscous hydrocarbon mixtures |
| US8512480B2 (en) | 2008-01-22 | 2013-08-20 | The Procter & Gamble Company | Liquid detergent composition comprising a hydrophobically modified cellulosic polymer |
-
2009
- 2009-10-20 US US12/582,329 patent/US9315715B2/en active Active
-
2010
- 2010-10-18 AR ARP100103793A patent/AR078666A1/es active IP Right Grant
- 2010-10-19 EP EP10825504.3A patent/EP2491091B1/en active Active
- 2010-10-19 MX MX2012004305A patent/MX345154B/es active IP Right Grant
- 2010-10-19 RU RU2012112656/03A patent/RU2528344C2/ru active
- 2010-10-19 CA CA2775964A patent/CA2775964C/en active Active
- 2010-10-19 WO PCT/US2010/053149 patent/WO2011049923A2/en active Application Filing
- 2010-10-19 BR BR112012009507A patent/BR112012009507A2/pt not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112012009507A2 (pt) | 2016-05-17 |
| WO2011049923A2 (en) | 2011-04-28 |
| US9315715B2 (en) | 2016-04-19 |
| US20110092393A1 (en) | 2011-04-21 |
| MX345154B (es) | 2017-01-18 |
| CA2775964C (en) | 2018-04-24 |
| EP2491091A4 (en) | 2013-04-03 |
| RU2528344C2 (ru) | 2014-09-10 |
| EP2491091B1 (en) | 2019-12-04 |
| MX2012004305A (es) | 2012-05-08 |
| AR078666A1 (es) | 2011-11-23 |
| EP2491091A2 (en) | 2012-08-29 |
| WO2011049923A3 (en) | 2011-08-18 |
| CA2775964A1 (en) | 2011-04-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012112656A (ru) | Способ снижения вязкости углеводородов | |
| Xia et al. | Application of polysaccharide biopolymer in petroleum recovery | |
| Liang et al. | Comparative study on enhancing oil recovery under high temperature and high salinity: Polysaccharides versus synthetic polymer | |
| Druetta et al. | Chemical enhanced oil recovery and the role of chemical product design | |
| CN102226080B (zh) | 一种压裂液及其制备方法 | |
| CN103436245B (zh) | 压裂用合成聚合物压裂液 | |
| Couto et al. | The biopolymer produced by Rhizobium viscosum CECT 908 is a promising agent for application in microbial enhanced oil recovery | |
| CA2752474C (en) | Methods for controlling depolymerization of polymer compositions | |
| BR112013002971A2 (pt) | método para produzir alumina, e, composição | |
| RU2289603C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор | |
| Ge et al. | Laboratory studies on a novel salt-tolerant and alkali-free flooding system composed of a biopolymer and a bio-based surfactant for oil recovery | |
| Li et al. | Influences of pH and electrolyte on the rheological properties of aqueous solution of exopolysaccharide secreted by a deep-sea mesophilic bacterium | |
| RU2369625C2 (ru) | Буровой раствор для наклонно-направленных скважин | |
| CA2684230A1 (en) | Water flooding method for secondary hydrocarbon recovery | |
| CN102994068A (zh) | 显著提高体系粘数的清洁压裂液制备工艺 | |
| CN102093872A (zh) | 一种应用于油气井的水力压裂增产技术中的清洁压裂液 | |
| Abdurrahman et al. | A short review of biopolymers for enhanced of oil recovery in mature fields | |
| Abbaspour et al. | Application of microbial polysaccharides as viscosifier agent for enhanced oil recovery: a comprehensive review | |
| CA3151818A1 (en) | Biopolymers for enhanced hydrocarbon recovery | |
| Couto et al. | Characterization of a biopolymer produced by Arthrobacter Viscosus CECT 908 for application in microbial enhanced oil recovery | |
| CN109868130B (zh) | 一种滑溜水压裂液 | |
| RU2569384C2 (ru) | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости | |
| MX2009009337A (es) | Tiosulfato de sodio estable con base en suspensiones de polimero fluidizado de hidroxietilcelulosa para servicios de yacimientos. | |
| CN104109535B (zh) | 一种压裂液胶体保护剂及其应用 | |
| Al-Araimi et al. | Using Fungal Biopolymers for Enhanced Oil Recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PD4A | Correction of name of patent owner |