CN116240011A - 一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系及其注入方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系及其注入方法。该泡沫酸液体系主要包括起泡剂、稳泡剂和无机纳米增强剂和其他辅助剂。起泡剂为0.9％的SDS和0.9％的FRC‑1，稳泡剂为0.3％的CNC，无机纳米粒子增强剂为1.5％的SiO2纳米颗粒，其具在高温高盐环境下仍具有超强稳定性。在高温150℃和100000ppm的环境下，仍具有较大的气泡体积和较长的半衰期。此外，研究了与其配套的注入方法。采用地下起泡以达到发挥最大效果的泡沫质量和施工管柱以及液体注入顺序。在高温高盐储层深穿透酸压施工中具有较好的施工效果。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发工程技术领域，具体涉及一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系及其应用方法。
背景技术
泡沫流体在国内外油气田开发领域得到了广泛应用，被评价为高效能、环保、低成本、低伤害的智能流体。在储层改造中，泡沫流体的应用同样十分广泛。较之于普通压裂液体体系，泡沫酸液体系由于其减缓酸岩反应速度、有效降低酸液滤失量、气体辅助返排和保护储层等普通压裂液体系不具有的优点而备受青睐。然而，泡沫是热力学不稳定体系，在高温高盐储层环境下其稳定性较低，不利于在高温高盐储层环境中的酸压施工。此外，由于泡沫酸液体系其密度较小，在井筒中形成的液柱压力较低，酸压施工时形成的高泵压也成为制约其广泛应用的主要因素之一。
因此，增强泡沫酸液体系在高温高盐环境下的稳定性及其在高温高盐储层施工时的配套工艺逐渐成为研究领域。近些年来在油气田开发领域，增强泡沫的稳定性的方式主要分为两种。第一种是通过增加基液的粘度，降低泡沫的析液速度，延长气液分离时间的稳泡方式，主要的实现手段是向泡沫中添加植物胶、人工合成聚合物、蛋白等以及交联冻胶体。然而这种方式的缺点在于植物胶、聚合物中必然含有不溶性残渣及未破胶成分，这会堵塞地层中的孔喉结构造成地层的伤害，影响油、气井的产能。如中国专利文件CN101805600A(申请号：201010150239.9)公开了一种适合煤层气储层的冻胶压裂液，由质量分数为0.3％～0.5％的非离子聚丙烯酰胺、0.014％～0.04％的氧氯化锆(ZrOCl2)作交联剂、0.01％～0.12％的盐酸作pH调节剂、0.06％～0.12％的破胶剂和余量水组成，破胶剂是由过硫酸铵和亚硫酸钠按质量比为(1.0～3.0)∶1所组成的氧化还原体系，能使冻胶在低温条件破胶。该专利文件所提出的冻胶压裂液成冻时间和破胶时间可调，具有低温交联速度快、粘度大、低滤失、破胶彻底且破胶液无残渣、易返排的特点，能有效地提高煤层气产能。然而在实际生产过程中煤层会大量吸附聚合物分子进而造成地层伤害，而且由于施工过程的不可控性，交联聚合物溶液和破胶剂不可能充分混合，这会造成破胶不均匀进一步的产生地层伤害。
第二种增强泡沫稳定性的手段是通过提高泡沫液膜的机械强度，增强液膜抵抗冲击、扰动的能力，减少泡沫破裂的稳泡方式。主要实现手段是向泡沫中添加颗粒稳泡剂。如中国专利文件CN102746841 A(申请号：201210223060.0)公开了一种油气田用添加纳米颗粒的复合泡沫体系及其制备方法。复合泡沫体系质量份组分如下：阴离子表面活性剂0.3～0.5份，改性二氧化硅纳米颗粒1～1.5份，反离子盐0.03～2.3份，水100份。将以上组分按配比混合，用磁力搅拌器搅拌、静置。用Waring Blender法快速搅拌形成稳定性好的泡沫。利用该复合泡沫体系产生的泡沫，比普通表面活性剂稳定的泡沫半衰期长，又比加入普通稳泡剂产生泡沫的起泡体积大。该复合泡沫体系具有配方与制备工艺简单，耐盐和耐温性好，能适应地下复杂的油藏条件，不会对地层产生污染，并且能够有效封堵大孔道，提高波及效率。然而该复合泡沫体系中二氧化硅纳米颗粒用量较多，导致成本更高。
发明内容
针对上述问题，本发明提供一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系及其应用方法。该泡沫酸液体系在高温高盐环境下仍具有超强稳定性。在高温150℃和100000ppm的环境下，仍具有较大的气泡体积和较长的半衰期。此外，研究了与其配套的注入方法，采用地下起泡以达到发挥最大效果的泡沫质量和施工管柱以及液体注入顺序，在高温高盐储层深穿透酸压施工中具有较好的施工效果。
本发明采用下述的技术方案：
一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系，包括起泡剂、稳泡剂、无机纳米增强剂、缓蚀剂、盐酸、铁离子稳定剂、粘土稳定剂、甲醇、破乳剂、助排剂、水；所述起泡剂选用SDS、FRC-1、FRC-2、ABS、FRC-3中的一种；所述稳泡剂选用CNC、BS-12、YG8800、KY-6中的一种；所述无机纳米增强剂为SiO2纳米颗粒。
进一步的，所述起泡剂浓度为0.1％～2.0％，所述稳泡剂浓度为0.1％～0.4％，所述无机纳米增强剂浓度为1.5％，所述缓蚀剂浓度为1％～4％，所述盐酸浓度为10％～20％，所述铁离子稳定剂浓度为1％～4％，所述粘土稳定剂浓度为3％，所述甲醇浓度为10％，所述破乳剂浓度为1％，所述助排剂浓度为0.5％。
进一步的，所述起泡剂为SDS、FRC-1中的一种，所述起泡剂浓度为0.9％；所述稳泡剂为CNC，所述稳泡剂浓度优选为0.3％；所述SiO2纳米颗粒平均粒径为20nm，水接触角为122.2°，为水湿。
本发明还提供一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系的注入方法，按照泡沫酸液体系配制泡沫前置酸、泡沫主体酸、顶替液；将增泡液和泡沫酸两次交替注入；所述泡沫酸包括泡沫前置酸、泡沫主体酸、顶替液、液氮，按照泡沫前置酸、泡沫主体酸、顶替液、液氮的顺序依次注入酸压施工管柱中。
进一步的，所述泡沫前置酸各成分及其浓度如下：10％HCl、0.9％起泡剂、4％缓蚀剂、4％铁离子稳定剂、3％粘土稳定剂、0.3％稳泡剂、1％破乳剂、0.5％助排剂、10％甲醇、1.5％SiO2、清水；所述起泡剂为SDS、FRC-1中的一种；所述稳泡剂为CNC。
进一步的，所述泡沫主体酸各成分及其浓度如下：12％HCl、2％HF、0.9％起泡剂、4％缓蚀剂、4％铁离子稳定剂、3％粘土稳定剂、0.3％稳泡剂、1％破乳剂、0.5％助排剂、10％甲醇、1.5％SiO2、清水；所述起泡剂为SDS、FRC-1中的一种；所述稳泡剂为CNC。
进一步的，所述顶替液各成分及其浓度包括2％粘土稳定剂和清水。
进一步的，注入所述泡沫酸的排量＞6m3/min；所述泡沫前置酸注入量为100m3，所诉泡沫主体酸注入量为200m3，所述顶替液注入量为25m3，所述液氮注入量为50m3；所述增泡液与泡沫酸的注入体积比例大于1:1.7。
进一步的，所述增泡液选用ZPJ-A和ZPJ-B中的一种或多种；所述ZPJ-A为亚硝酸盐类；所述ZPJ-B为铵盐类。
进一步的，所述酸压施工管柱由油管挂、31/2″双公、31/2″P110E油管、气举阀、变扣、27/8″P110E油管、51/2″MCHR封隔器、27/8″P110E油管、27/8″油管鞋从上而下依次连接；所述酸压施工管柱总高度为5850m；所述酸压施工管柱容积为22.2m3；所述31/2″P110E油管半径为6.45mm；所述27/8″P110E油管的半径为5.51mm；所述51/2″MCHR封隔器的封位为4720m；所述27/8″P110E油管的半径为5.51mm。
本发明的有益效果是：
(1)本发明所述的超强稳定性泡沫酸液体系可用于驱油、压裂、调剖、堵水、冲砂、洗井、酸化、排液、诱喷等工艺，具有低地层伤害、高性能的特点。
(2)本发明所述的泡沫酸液体系可以在高温度范围(0～150℃)，高矿化度范围(0～100000ppm)内有效作业。
(3)本发明所述泡沫酸液体系原材料成本低，配置设施简单，操作成本低，但其对于油、气增产效果好，具有较高的经济效益。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅涉及本发明的一些实施例，而非对本发明的限制。
图1为起泡剂浓度与起泡体积的关系；
图2为起泡剂浓度与泡沫半衰期的关系；
图3为起泡剂起泡体积；
图4为起泡剂泡沫半衰期；
图5为0.9％FRC-1起泡效果图；
图6为0.9％SDS起泡效果图；
图7为体系1加入无机纳米增强剂前后酸液体系性能；
图8为体系2加入无机纳米增强剂前后酸液体系性能；
图9为加入无机纳米颗粒后的泡沫酸；
图10为起泡体积与矿化度关系；
图11为半衰期与矿化度关系；
图12为起泡体积随温度变化关系；
图13为半衰期随温度变化关系。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实验例1
起泡剂的性能测定。如图1-图4，实验测定了0.1％～2.0％浓度下SDS、FRC-1、FRC-2、ABS、FRC-3的起泡体积与泡沫半衰期。优选的起泡剂为SDS(十二烷基磺酸钠，阴离子型，国药集团化学试剂有限公司生产)和FRC-1(复配，成都理工星源能源科技有限公司生产)。SDS的起泡体积可达510mL，半衰期达到364s。FRC-1的起泡体积可达471mL，半衰期达到540s。图5-图6分别为0.9％FRC-1和0.9％SDS的起泡效果。
实验例2
稳泡剂的性能测定。采用了Warning-blender搅拌法，搅拌速度为7000r/min，搅拌时间为3min进行稳泡能力测试。如表1和表2所示，实验测定了0.1％～0.4％浓度下CNC、BS-12、YG8800、KY-6分别与0.9％SDS和0.9％FRC-1的起泡体积与泡沫半衰期。优选的稳泡剂为CNC(成都理工星源能源科技有限公司生产),其浓度为0.3％时半衰期能达到20min以上，同时能保证较高的起泡体积，起泡效果较好；当稳泡剂浓度较高时，由于粘度增大，不易起泡，起泡体积迅速降低。
表1各稳泡剂稳泡性能实验结果(起泡剂为SDS)
表2各稳泡剂稳泡性能实验结果(起泡剂为FRC-1)
实验例3
无机纳米增强剂为德国WackerTM公司生产的浓度为1.5％的SiO2纳米颗粒，其平均粒径大约为20nm，润湿接触角为122.2°，为水湿。纳米粒子对泡沫酸体系的起泡体积影响较小，在高浓度下起泡体积有所减少，但能大幅度提高泡沫酸体系的稳定性。如图7和图8所示，加入浓度1.5％的无机纳米增强剂后，体系1：起泡剂SDS+稳泡剂CNC+无机纳米粒子增强剂的液体组合其半衰期达到了2522s，体系2：起泡剂SDS+稳泡剂YG8800+无机纳米粒子增强剂的液体组合其半衰期达到了1450s。存在无机纳米颗粒增强剂的情况下泡沫酸见图9所示。
实验例4
通过对优选的起泡剂、稳泡剂和无机纳米粒子增强剂进行组合，进行高温高盐性能测试。
测试所用的泡沫酸液的两种体系为：体系①：20％HCl+0.5％助排剂+1％铁离子稳定剂+1％缓蚀剂+1％破乳剂+0.9％起泡剂FRC-1+0.3％稳泡剂CNC+水+1.5％SiO2；体系②：20％HCl+0.5％助排剂+1％铁离子稳定剂+1％缓蚀剂+1％破乳剂+0.9％起泡剂SDS+0.3％稳泡剂CNC+水+1.5％SiO2。
如图10和图11所示，在耐盐性实验测试时，随着矿化度的增加，生成的深穿透泡沫酸酸液体系的起泡体积变化不大；其半衰期先增大，后略微减小。SDS体系和FRC-1体系的最大半衰期出现在矿化度为50000ppm处，其最大的耐盐性能达到100000ppm，在100000ppm时二者的半衰期仍在380s以上，起泡体积大于380mL。总的来说，该深穿透酸液体系具有很好的耐矿化度性。
对体系①和体系②进行耐温性测试，结果如图12和图13所示。随着温度增加，SDS和FRC-1的起泡体积均先增大再减小，且斜率发生变化的点均为80℃。从40℃增加到80℃时，SDS的起泡体积从365mL增加到394mL，温度继续增加，起泡体积从394mL降低到310mL。从40℃增加到80℃时，FRC-1的起泡体积从395mL增加到410mL，温度继续增加，起泡体积从410mL降低到320mL。对于半衰期，两者均呈现出单调递减的趋势。从40℃增加到200℃的过程中，SDS的半衰期从1230s下降到890s，而FRC-1的半衰期从1320s下降到900s。在温度超过150℃以后，起泡剂起泡性能开始降低，随着温度升高，稳泡剂的稳泡性能逐渐降低。该体系的最高耐温可达到150℃。
根据实验例1-4得到，泡沫酸液体系以起泡剂(SDS或FRC-1)、稳泡剂(CNC)、SiO2纳米颗粒为主要成分，其具在高温高盐环境下仍具有超强稳定性。在高温150℃和100000ppm的环境下，仍具有很大的气泡体积和较长的半衰期。
实验例5
经过泡沫酸酸岩反应基础实验，本发明的泡沫酸在泡沫质量约为35％时可获得较低的酸岩反应速率，酸蚀有效作用距离长且酸蚀裂缝导流能力较好。但在实际施工之中，采用地面注入工艺难以在地下形成泡沫质量为35％的泡沫酸，但泡沫质量依旧能达到30％。
泡沫酸起泡的条件是需要充足的气体体积，据盐酸与碳酸钙酸岩反应方程可知，
CaCO3+2HCl＝CaCl2+H2O+CO2
标准状况下，1mol碳酸钙与2mol盐酸反应生成22.4L二氧化碳，换算至地下条件二氧化碳体积会大幅减少，而液体一般情况下均为不可压缩或可压缩性小。需进一步计算地下条件二氧化碳与液体体积比，从而获得泡沫质量。
设浓度n为20％，体积V1为1m3盐酸，密度ρ为1.08g/cm3，已知盐酸的摩尔质量M为36.5g/mol，其中酸液摩尔数为：
标况下，反应获得的二氧化碳体积V0为：
设地下条件压力P为60MPa，温度T为170℃，那么根据PV＝nRT方程可求得地下二氧化碳体积V′0为：
设液体为不可压缩流体，已知水的摩尔质量为
那么生成水体积VH2O，1为：
那么地下条件下二氧化碳与液体体积比η1为：
可见盐酸完全反应后生成的气体体积不足以让泡沫酸的泡沫质量达到30％。
本发明的起泡泡沫酸，配合使用增泡剂ZPJ-A和ZPJ-B，在地下环境中可自行产生气体，ZPJ-A和ZPJ-B分别为亚硝酸盐和铵盐类，其产气原理为：
NO2 -+NH4 +＝2H2O+N2
若按亚硝酸钠和氯化铵反应，地面条件下亚硝酸钠溶解度为82g/100mL，分子量为69g/mol，1m3饱和液体中亚硝酸钠含量为820kg，11884.058mol，氯化铵溶解度为37.2g/100mL，分子量为53.49g/mol，1m3饱和液体中氯化铵含量为372kg，6954.571mol。
按1m3饱和亚硝酸钠溶液含820kg亚硝酸钠计算，标准状况下反应完全生成氮气体积
为：
同理，换算成地下条件体积为
生成水体积VH2O，2为：
设注入增泡液体积为Vzpy，泡沫酸体积为Vpms，那么地下条件下氮气与液体体积比η2为：
若先注入泡沫酸，再注入增泡液，可保证泡沫酸在地层条件下具有足够的气体量，为满足酸岩反应效率泡沫酸质量浓度应大于35％，根据泡沫酸和增泡液两者所产生的气液比可进行如下计算：
计算获得Vzpy/Vpms≥57.5％，增泡液与泡沫酸的优选比例大于1:1.7可获得优异效果。
根据泡沫酸酸岩反应基础实验及计算结果，推荐泡沫酸施工方式为增泡液和泡沫酸交替注入，先泵注增泡液再泵注泡沫酸，增泡液在地层条件下生成足以满足后续泡沫酸起泡的气体体积，同时又可以产生高气液比泡沫封堵近井地带微裂缝降低液体滤失，后续大排量泵注泡沫酸，排量在6m3/min以上，一方面可在近井地带与前端增泡液产生的气体混合，另一方面可提高酸蚀有效作用距离，再进行增泡液与泡沫酸交替，二次交替的增泡液可在后端同时起供气提高气液比和降滤稳泡作用，交替注入的比例根据计算结果优选为增泡液：泡沫酸>1:1.7。
进而优化酸压施工管柱，从上而下依次为：油管挂+31/2″双公+31/2″P110E油管(δ6.45mm)×3400m+气举阀+变扣+27/8″P110E油管(δ5.51mm)+51/2″MCHR封隔器(封位：4720m)+27/8″P110E油管(δ5.51mm)+27/8″油管鞋＝5850m。封隔器避开套管接箍，管柱容积：22.2m3。
泡沫酸注入顺序及配方：1、泡沫前置酸(清水+10％HCl+0.9％起泡剂(SDS+FRC-1)+4％缓蚀剂+4％铁离子稳定剂+3％粘土稳定剂+0.3％稳泡剂(CNC)+1％破乳剂+0.5％助排剂+10％甲醇+1.5％SiO2)；2、泡沫主体酸(清水+12％HCl+0.9％起泡剂(SDS+FRC-1)+4％缓蚀剂+4％铁离子稳定剂+3％粘土稳定剂+0.3％稳泡剂(CNC)+1％破乳剂+0.5％助排剂+10％甲醇+1.5％SiO2)；3、顶替液(清水+2％粘土稳定剂)；4、液氮(N2)；其中泡沫前置酸注入量为100m3，主体酸注入量为200m3，顶替液注入量为25m3，液氮注入量为50m3。
所述助排剂为一种能帮助酸化、压裂等作业过程中的工作残液从地层返排的化学品；所述铁离子稳定剂由铁络合剂和铁还原剂等组成；所述缓蚀剂为防止或减缓材料腐蚀的化学物质或复合物；所述破乳剂为一种能破坏乳状液的表面活性剂，用于油井中可降低原油粘度，使油井不堵；所述粘土稳定剂为一种能抑制地层黏土膨胀和黏土微粒运移的化学剂。
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。
Claims (10)
1.一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系，其特征在于，包括起泡剂、稳泡剂、无机纳米增强剂、缓蚀剂、盐酸、铁离子稳定剂、粘土稳定剂、甲醇、破乳剂、助排剂、水；
所述起泡剂选用SDS、FRC-1、FRC-2、ABS、FRC-3中的一种；所述稳泡剂选用CNC、BS-12、YG8800、KY-6中的一种；所述无机纳米增强剂为SiO2纳米颗粒。
2.根据权利要求1所述的一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系，其特征在于，所述起泡剂浓度为0.1％～2.0％，所述稳泡剂浓度为0.1％～0.4％，所述无机纳米增强剂浓度为1.5％，所述缓蚀剂浓度为1％～4％，所述盐酸浓度为10％～20％，所述铁离子稳定剂浓度为1％～4％，所述粘土稳定剂浓度为3％，所述甲醇浓度为10％，所述破乳剂浓度为1％，所述助排剂浓度为0.5％。
3.根据权利要求1所述的一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系，其特征在于，所述起泡剂为SDS、FRC-1中的一种，所述起泡剂浓度为0.9％；所述稳泡剂为CNC，所述稳泡剂浓度优选为0.3％；所述SiO2纳米颗粒平均粒径为20nm，水接触角为122.2°，为水湿。
4.一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系的注入方法，其特征在于，按照权利要求1所述的泡沫酸液体系配制泡沫前置酸、泡沫主体酸、顶替液；将增泡液和泡沫酸两次交替注入；所述泡沫酸包括泡沫前置酸、泡沫主体酸、顶替液、液氮，按照泡沫前置酸、泡沫主体酸、顶替液、液氮的顺序依次注入酸压施工管柱中。
5.根据权利要求4所述的一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系的注入方法，其特征在于，所述泡沫前置酸各成分及其浓度如下：10％HCl、0.9％起泡剂、4％缓蚀剂、4％铁离子稳定剂、3％粘土稳定剂、0.3％稳泡剂、1％破乳剂、0.5％助排剂、10％甲醇、1.5％SiO2、清水；所述起泡剂为SDS、FRC-1中的一种；所述稳泡剂为CNC。
6.根据权利要求4所述的一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系的注入方法，其特征在于，所述泡沫主体酸各成分及其浓度如下：12％HCl、2％HF、0.9％起泡剂、4％缓蚀剂、4％铁离子稳定剂、3％粘土稳定剂、0.3％稳泡剂、1％破乳剂、0.5％助排剂、10％甲醇、1.5％SiO2、清水；所述起泡剂为SDS、FRC-1中的一种；所述稳泡剂为CNC。
7.根据权利要求4所述的一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系的注入方法，其特征在于，所述顶替液各成分及其浓度包括2％粘土稳定剂和清水。
8.根据权利要求4所述的一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系的注入方法，其特征在于，注入所述泡沫酸的排量＞6m3/min；所述泡沫前置酸注入量为100m3，所诉泡沫主体酸注入量为200m3，所述顶替液注入量为25m3，所述液氮注入量为50m3；所述增泡液与泡沫酸的注入体积比例大于1:1.7。
9.根据权利要求4所述的一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系的注入方法，其特征在于，所述增泡液选用ZPJ-A和ZPJ-B中的一种或多种；所述ZPJ-A为亚硝酸盐类；所述ZPJ-B为铵盐类。
10.根据权利要求4所述的一种油气田酸压施工用泡沫酸液体系的注入方法，其特征在于，所述酸压施工管柱由油管挂、31/2″双公、31/2″P110E油管、气举阀、变扣、27/8″P110E油管、51/2″MCHR封隔器、27/8″P110E油管、27/8″油管鞋从上而下依次连接；所述酸压施工管柱总高度为5850m；所述酸压施工管柱容积为22.2m3；
所述31/2″P110E油管半径为6.45mm；所述27/8″P110E油管的半径为5.51mm；所述51/2″MCHR封隔器的封位为4720m；所述27/8″P110E油管的半径为5.51mm。
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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 | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Liu Wei Inventor after: Wang Yunhan Inventor after: Chen Xingyi Inventor after: Cao Jingyu Inventor after: Yang Shuangyu Inventor after: Zou Xuefei Inventor before: Chen Xingyi Inventor before: Wang Yunhan Inventor before: Liu Wei Inventor before: Cao Jingyu Inventor before: Yang Shuangyu Inventor before: Zou Xuefei |
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| CB03 | Change of inventor or designer information |