CN112943160B - 一种油井化学堵水效果的评价方法 - Google Patents

一种油井化学堵水效果的评价方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112943160B
CN112943160B CN202110319879.6A CN202110319879A CN112943160B CN 112943160 B CN112943160 B CN 112943160B CN 202110319879 A CN202110319879 A CN 202110319879A CN 112943160 B CN112943160 B CN 112943160B
Authority
CN
China
Prior art keywords
oil well
oil
water plugging
production
well
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
CN202110319879.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112943160A (zh
Inventor
李小永
付亚荣
霍洪涛
王旭东
边韶森
何永志
李仲昌
张伟江
马海波
李慧娟
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.)
Petrochina Co Ltd
Original Assignee
Petrochina 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 Petrochina Co Ltd filed Critical Petrochina Co Ltd
Priority to CN202110319879.6A priority Critical patent/CN112943160B/zh
Publication of CN112943160A publication Critical patent/CN112943160A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112943160B publication Critical patent/CN112943160B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation

Abstract

本发明涉及一种油井化学堵水效果的评价方法，包括如下步骤：获取油井堵水施工前一段时间内的油井的产液量、油井井口压力、油井动液面、油井产出液的密度；获取化学堵水施工压力；获取油井堵水施工后油井正常生产一段时间内的油井产液量、油井产油量、油井含水量、油井井口压力、油井动液面、油井产出液的密度；建立油井化学堵水效果评价模型，并获取油井实际产油量曲线，将实际产油量曲线与计算产油量曲线进行拟合，根据拟合度评价油井堵水的效果。本发明在油井正常生产的条件下，实现油井堵水效果的定量评价，也为其他同类型油井堵水方案的制定提供可借鉴的技术指导。

Description

一种油井化学堵水效果的评价方法
技术领域
本发明属于油田开发技术领域，尤其涉及一种油井化学堵水效果的评价方法。
背景技术
我国油田堵水调剖技术已经历60多年的发展历程，油井堵水、注水井调剖，以及调驱、深部液流转向等技术经历了起源、试验、发展、成熟、更替的过程，取得了很好的增油效果。
2003年大庆石油学院周庆军撰写的工程硕士论文《堵水措施效果经济评价研究》中对不同地层条件、不同开发状况的油井堵水的开发效果和经济效益进行评价，分别采用多元回归和人工神经网方法，建立起油井堵水效果与其影响因素之间的定量模型，预测油井堵水措施效果。
李宜坤等人2019年11月发表在《石油钻采工艺》上的“中国堵水调剖60年”一文中记述了“油井机械封隔器分层堵水技术、水玻璃-氯化钙化学堵水技术、聚丙烯酰胺-黏土注水井调剖技术、膨胀颗粒深部调剖、弱凝胶调驱技术、聚合物微球深部液流转向技术、区块整体调剖PI、RE、RS决策技术，以及近十年发展的水平井化学及机械控水技术、选择性堵水技术等是具有里程碑意义的技术”。
中国专利CN111577231A公开了“一种通过反向调驱提高水淹油井堵水效果的方法”。主要包括筛选堵水剂；选取目标井，封堵作业，以小排量向目标井内注入大剂量多段塞的堵水剂；顶替作业；关井并放喷求产。利用压裂油井能够沟通深部油层，近井区域形成孔隙-裂缝的双介质渗流特征，采取大剂量、多段塞、低排量的封堵技术，段塞设计为聚合物微球+PEG凝胶+酚醛树脂弱凝胶+高强度酚醛树脂凝胶，采取压裂车注入，注入工艺最后使用交联胍胶驱替，使裂缝(支撑剂充填)区域未充填堵剂，保留支撑裂缝产液通道，达到堵塞水流通道，形成绕流水驱空间，改变水驱方向，剩余油得到动用的目的。
大多学者重点关注堵水技术和方法的研究上，堵水效果如何评估研究较少。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种具有使用便捷、防触电等技术特点的自动存取智能工具箱。
本发明解决其技术问题是采取以下技术方案实现的：
一种油井化学堵水效果的评价方法，包括如下步骤：
获取油井堵水施工前一段时间内的油井的产液量、油井井口压力、油井动液面、油井产出液的密度；
获取化学堵水施工压力；
获取油井堵水施工后油井正常生产一段时间内的油井产液量、油井产油量、油井含水量、油井井口压力、油井动液面、油井产出液的密度；
建立油井化学堵水效果评价模型，并获取油井实际产油量曲线，将实际产油量曲线与计算产油量曲线进行拟合，根据拟合度评价油井堵水的效果。
进一步的，所述的建立油井化学堵水效果评价模型的步骤如下：
(1)油井井口压力为：
Figure BDA0002992372610000031
其中：
P(t)为堵水后油井正常生产时井口压力；P0为未封堵油层的平均原始油层压力；H2(t2)为油井堵水后油井正常生产时t2时间的动液面；ρ2为油井堵水后油井正常生产时t2时间的油井产出液的密度；H1(t1)为油井堵水后油井正常生产时t1时间的动液面；ρ1为油井堵水后油井正常生产时t1时间的油井产出液的密度；Q(t2)为油井堵水后油井正常生产状态下，每间隔时间t2所采集油井产油量的平均值；Q(t1)为油井堵水前油井正常生产状态下，每间隔时间t1所采集油井产油量的平均值；P2(t2)为堵水后油井正常生产状态下，每间隔时间t2单位产量情形下的重整压力响应；
Figure BDA0002992372610000032
Figure BDA0002992372610000033
Figure BDA0002992372610000034
Figure BDA0002992372610000035
P0i为未封堵油层的i时刻的原始油层压力；
t1i为油井堵水前的生产时刻，i＝1-n；t2i为油井堵水后的生产时刻，i＝1-n；
(2)油井有效渗透率为：
Figure BDA0002992372610000036
其中：K为未封堵油层的有效渗透率；B为油层流体体积系数，B＝RB/STB，其中，RB为石油在油藏条件下的体积；STB为石油在标准状况下的体积)；h为未封堵油层的有效厚度；mt2为P(t)与lgt2关系曲线中直线段的斜率；
(3)油井产油量为：
Figure BDA0002992372610000041
其中：Q为油井产油量的计算值；φ为未封堵油层平均有效孔隙度；Ct为未封堵油层综合压缩系数；
(4)获取油井实际产油量Q(t2)曲线，将实际产油量曲线与计算产油量曲线进行拟合，当拟合度大于0.8时，油井堵水效果好；当拟合度在0.5-0.8之间油井堵水效果一般；当拟合度在0.3-0.8之间，油井堵水效果差；当拟合度在小于0.3时，油井堵水没有效果。
进一步的，所述油井堵水施工前一段时间至少为堵水施工前30天，每天测量油井产液量、油井产油量、油井含水量、测量油井井口压力至少一次；所述油井动液面及油井产出液的密度间隔3-5天测一次。
进一步的，所述油井堵水施工后油井正常生产一段时间为油井堵水施工完成后，油井正常起抽4-5天后的至少30天，每天测量油井产液量、油井产油量、油井含水量、油井井口压力若干次；所述油井动液面、油井产出液的密度间隔3-5天测一次。
本发明的优点和积极效果是：
本发明提供的油井化学堵水效果的评价方法，现场多口油井应用，在油井正常生产的条件下，实现油井堵水效果的定量评价，评价符合率达到95％以上，也为其他同类型油井堵水方案的制定提供可借鉴的技术指导。
具体实施方式
首先，需要说明的是，以下将以示例方式来具体说明本发明的具体结构、特点和优点等，然而所有的描述仅是用来进行说明的，而不应将其理解为对本发明形成任何限制。此外，在本文所提及各实施例中予以描述或隐含的任意单个技术特征，仍然可在这些技术特征(或其等同物)之间继续进行任意组合或删减，从而获得可能未在本文中直接提及的本发明的更多其他实施例。
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
本实施例对XX-45井进行化学堵水，通过其高含水层(21#、27#)、低含水层(15#、17#、18#)堵水后油井产油量进行化学堵水效果的评价，其步骤具体如下：
步骤一：确定油井堵水施工前油井产液量、油井产油量、油井含水量、油井井口压力、动液面、油井产出液量的密度；具体的，堵水施工前30天，每天测量油井产液量、油井产油量、油井含水量，连续测量30天；测量油井井口回压，连续测量30天；测量油井动液面，每5天测一次，连续测量30天；油井产出液量的密度，每5天测一次，连续测量30天；
其中，测量油井产液量、油井产油量、油井含水量、油井井口压力、动液面是本领域技术人员所熟知的；
步骤二：获取化学堵水施工压力；具体的，根据化学堵水施工设计录取施工压力，所述的施工压力由自动化系统自动录取；所述的化学堵水施工设计录取施工压力的自动化系统由中国石油华北油田工程技术研究院提供，其录取方法是本领域的技术人员所熟知的；
步骤三：获取油井堵水施工后油井正常生产一段时间内的油井产液量、油井产油量、油井含水量、油井井口压力、油井动液面、油井产出液的密度；具体的，堵水施工完成后，油井正常起抽4-5天后，每天测量油井产液量、油井产油量、油井含水量，连续测量30天；测量油井井口回压，连续测量30天；测量油井动液面，每5天测一次，连续测量30天；所述的油井产液量、油井产油量、油井含水量、油井井口压力每天测量6次，每间隔4小时测量一次；
步骤四：建立油井化学堵水效果评价模型，并获取油井实际产油量曲线，将实际产油量曲线与计算产油量曲线进行拟合，根据拟合度评价油井堵水的效果；
具体的，所述的建立油井化学堵水效果评价模型的步骤如下：
(1)油井井口压力为：
Figure BDA0002992372610000061
其中：
P(t)为堵水后油井正常生产时井口压力；P0为未封堵油层的平均原始油层压力，通过原始地质资料获取；H2(t2)为油井堵水后油井正常生产每隔t2时间的动液面的平均值；ρ2为油井堵水后油井正常生产每隔t2时间的油井产出液密度的平均值；H1(t1)为油井堵水前油井正常生产每隔t1时间的动液面的平均值；ρ1为油井堵水前油井正常生产每隔t1时间的油井产出液密度的平均值；Q(t2)为油井堵水后油井正常生产状态下，每间隔时间t2所采集油井产油量的平均值；Q(t1)为油井堵水前油井正常生产状态下，每间隔时间t1所采集油井产油量的平均值；P2(t2)为堵水后油井正常生产状态下，每间隔时间t2单位产量情形下的重整压力响应；其中，重整压力响应即变产量下的压力响应等于产量函数和单位产量引起的压力响应对时间导数的卷积。这在孟宪伟等人2018年发表在《油气井测试》第27卷第3期上的“基于卷积和矩阵变流量压降试井解释新方法”上有详细记载。
Figure BDA0002992372610000071
Figure BDA0002992372610000072
Figure BDA0002992372610000073
Figure BDA0002992372610000074
P0i为未封堵油层的i时刻的原始油层压力；
t1i为油井堵水前的生产时刻，i＝1-n；t2i为油井堵水后的生产时刻，i＝1-n；
(2)油井有效渗透率为：
Figure BDA0002992372610000075
其中：K为未封堵油层的有效渗透率；B为油层流体体积系数，B＝RB/STB，其中，RB为石油在油藏条件下的体积；STB为石油在标准状况下的体积)；h为未封堵油层的有效厚度；mt2为P(t)与lgt2关系曲线中直线段的斜率；
(3)油井产油量为：
Figure BDA0002992372610000081
其中：Q为油井产油量的计算值；φ为未封堵油层平均有效孔隙度；Ct为未封堵油层综合压缩系数；
(4)获取油井实际产油量Q(t2)曲线，将实际产油量曲线与计算产油量曲线进行拟合，当拟合度大于0.8时，油井堵水效果可以在9-10分赋值，油井堵水效果好；当拟合度在0.5-0.8之间，油井堵水效果可以在6-8分赋值，油井堵水效果一般；当拟合度在0.3-0.8之间，油井堵水效果可以在3-5分赋值，油井堵水效果差；当拟合度在小于0.3时，油井堵水效果可以在0-3分赋值，油井堵水没有效果。
在XX-45油井正常生产的条件下，对其高含水层(21#、27#)、低含水层(15#、17#、18#)堵水后油井产油量与实际产油量进行拟合，实现油井堵水效果的定量评价，拟合度为0.9142，通过与油井堵水地质方案对比，其评价符合率达到97.2％。
以上实施例对本发明进行了详细说明，但所述内容仅为本发明的较佳实施例，不能被认为用于限定本发明的实施范围。凡依本发明申请范围所作的均等变化与改进等，均应仍归属于本发明的专利涵盖范围之内。

Claims (3)

1.一种油井化学堵水效果的评价方法，其特征在于：包括如下步骤：
获取油井堵水施工前一段时间内的油井的产液量、油井井口压力、油井动液面、油井产出液的密度；
获取化学堵水施工压力；
获取油井堵水施工后油井正常生产一段时间内的油井产液量、油井产油量、油井含水量、油井井口压力、油井动液面、油井产出液的密度；
建立油井化学堵水效果评价模型，并获取油井实际产油量曲线，将实际产油量曲线与计算产油量曲线进行拟合，根据拟合度评价油井堵水的效果；
其中，所述的建立油井化学堵水效果评价模型的步骤如下：
(1)油井井口压力为：
Figure FDA0003882553600000011
其中：
P(t)为堵水后油井正常生产时井口压力；P0为未封堵油层的平均原始油层压力；H2(t2)为油井堵水后油井正常生产时t2时间的动液面；ρ2为油井堵水后油井正常生产时t2时间的油井产出液的密度；H1(t1)为油井堵水后油井正常生产时t1时间的动液面；ρ1为油井堵水后油井正常生产时t1时间的油井产出液的密度；Q(t2)为油井堵水后油井正常生产状态下，每间隔时间t2所采集油井产油量的平均值；Q(t1)为油井堵水前油井正常生产状态下，每间隔时间t1所采集油井产油量的平均值；P2(t2)为堵水后油井正常生产状态下，每间隔时间t2单位产量情形下的重整压力响应；
Figure FDA0003882553600000012
Figure FDA0003882553600000021
Figure FDA0003882553600000022
Figure FDA0003882553600000023
P0i为未封堵油层的i时刻的原始油层压力；
t1i为油井堵水前的生产时刻，i＝1-n；t2i为油井堵水后的生产时刻，i＝1-n；
(2)油井有效渗透率为：
Figure FDA0003882553600000024
其中：K为未封堵油层的有效渗透率；B为油层流体体积系数，B＝RB/STB，其中，RB为石油在油藏条件下的体积；STB为石油在标准状况下的体积)；h为未封堵油层的有效厚度；mt2为P(t)与lgt2关系曲线中直线段的斜率；
(3)油井产油量为：
Figure FDA0003882553600000025
其中：Q为油井产油量的计算值；φ为未封堵油层平均有效孔隙度；Ct为未封堵油层综合压缩系数；
(4)获取油井实际产油量曲线，将实际产油量曲线与计算产油量曲线进行拟合，当拟合度大于0.8时，油井堵水效果好；当拟合度在0.5-0.8之间油井堵水效果一般；当拟合度在0.3-0.8之间，油井堵水效果差；当拟合度在小于0.3时，油井堵水没有效果。
2.根据权利要求1所述的一种油井化学堵水效果的评价方法，其特征在于：所述油井堵水施工前一段时间至少为堵水施工前30天，每天测量油井产液量、油井产油量、油井含水量、测量油井井口压力至少一次；所述油井动液面及油井产出液的密度间隔3-5天测一次。
3.根据权利要求1所述的一种油井化学堵水效果的评价方法，其特征在于：所述油井堵水施工后油井正常生产一段时间为油井堵水施工完成后，油井正常起抽4-5天后的至少30天，每天测量油井产液量、油井产油量、油井含水量、油井井口压力若干次；所述油井动液面、油井产出液的密度间隔3-5天测一次。
CN202110319879.6A 2021-03-25 2021-03-25 一种油井化学堵水效果的评价方法 Active CN112943160B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110319879.6A CN112943160B (zh) 2021-03-25 2021-03-25 一种油井化学堵水效果的评价方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110319879.6A CN112943160B (zh) 2021-03-25 2021-03-25 一种油井化学堵水效果的评价方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112943160A CN112943160A (zh) 2021-06-11
CN112943160B true CN112943160B (zh) 2022-12-23

Family

ID=76226678

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110319879.6A Active CN112943160B (zh) 2021-03-25 2021-03-25 一种油井化学堵水效果的评价方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112943160B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117780337A (zh) * 2024-02-26 2024-03-29 中国石油大学(华东) 一种识别井下堵塞的方法及装置

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1560428A (zh) * 2004-02-25 2005-01-05 石油大学(华东) 一种用于底水油藏堵水的决策方法
CN103075142A (zh) * 2013-01-14 2013-05-01 中国石油大学(华东) 一种注水开发油田堵水油井选井方法
CN103244087A (zh) * 2013-05-21 2013-08-14 中国石油大学(北京) 一种低渗透油藏调剖堵水选井决策方法
CN109948272A (zh) * 2019-03-27 2019-06-28 长江大学 基于井间连通性的调堵动态预测方法和系统
CN109958404A (zh) * 2019-03-19 2019-07-02 西南石油大学 底水油藏底水锥进模拟方法及堵水调剖剂参数计算方法
CN111485850A (zh) * 2019-01-09 2020-08-04 中国石油天然气股份有限公司 基于大孔道数据的油井堵水方法及装置
CN111915171A (zh) * 2020-07-21 2020-11-10 中国石油大学(华东) 一种深度堵调效果综合评价方法
CN112360368A (zh) * 2020-10-13 2021-02-12 中国石油天然气股份有限公司 油井堵水方法
CN112528573A (zh) * 2020-12-01 2021-03-19 中国石油大学(华东) 一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2573503C (en) * 2007-01-09 2013-04-23 Aqueolic Canada Ltd. Method for terminating or reducing water flow in a subterranean formation
WO2015153680A1 (en) * 2014-04-01 2015-10-08 Landmark Graphics Corporation Optimizing oil recovery and reducing water production in smart wells
CA3086157A1 (en) * 2019-07-07 2021-01-07 Chevron U.S.A. Inc. Compositions and methods for pressure protection

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1560428A (zh) * 2004-02-25 2005-01-05 石油大学(华东) 一种用于底水油藏堵水的决策方法
CN103075142A (zh) * 2013-01-14 2013-05-01 中国石油大学(华东) 一种注水开发油田堵水油井选井方法
CN103244087A (zh) * 2013-05-21 2013-08-14 中国石油大学(北京) 一种低渗透油藏调剖堵水选井决策方法
CN111485850A (zh) * 2019-01-09 2020-08-04 中国石油天然气股份有限公司 基于大孔道数据的油井堵水方法及装置
CN109958404A (zh) * 2019-03-19 2019-07-02 西南石油大学 底水油藏底水锥进模拟方法及堵水调剖剂参数计算方法
CN109948272A (zh) * 2019-03-27 2019-06-28 长江大学 基于井间连通性的调堵动态预测方法和系统
CN111915171A (zh) * 2020-07-21 2020-11-10 中国石油大学(华东) 一种深度堵调效果综合评价方法
CN112360368A (zh) * 2020-10-13 2021-02-12 中国石油天然气股份有限公司 油井堵水方法
CN112528573A (zh) * 2020-12-01 2021-03-19 中国石油大学(华东) 一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
径向井引导堵剂注入油井堵水数值模拟;刘晓强等;《深圳大学学报(理工版)》;20181130;第35卷(第06期);566-574 *
牙刷状油藏分层开采模型的建立;付亚荣;《新疆石油科技》;20150915;第25卷(第03期);41-43，72 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN112943160A (zh) 2021-06-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN106522928B (zh) 一种酸化压裂后停泵测井口压降不稳定试井方法
Nolte Application of fracture design based on pressure analysis
CN106761621B (zh) 一种聚合物驱三层窜流油藏试井解释参数的获取方法
US8838427B2 (en) Method for determining the closure pressure of a hydraulic fracture
CN108612508A (zh) 一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法
CN103628850B (zh) 一种注水开发油田整体调剖堵水决策方法
CN105317407B (zh) 一种特高含水期表外储层的开发方法
CN105781504B (zh) 一种分段油藏压力测试方法
CN109403962A (zh) 油藏区块动态监测指标关联分析方法
CN112943160B (zh) 一种油井化学堵水效果的评价方法
CN114048695A (zh) 一种基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法
CN105443093A (zh) 用于注聚井的井口组合测试装置及其方法
CN107355200B (zh) 一种纳微米颗粒分散体系改善水驱选井方法
CN116201538B (zh) 一种基于采出程度的全生命周期储层损害评价方法
CN104675372B (zh) 一种用于聚合物驱注入采出量分配的方法
Craig Jr Effect of reservoir description on performance predictions
CN106503284A (zh) 页岩气水平井水平段气层产气性评价方法
CN111594113B (zh) 一种致密储层井间裂缝开度动态反演方法
CN114088880A (zh) 一种测试钻井液封堵性的定量评价方法
CN112943215A (zh) 一种油藏压力响应监测判识水平井来水方向选井方法
CN108331575B (zh) 一种利用试井曲线评价报废井报废质量方法和系统
CN115680584B (zh) 一种溢流介质为邻井注入水的关井套压快速预测方法
Fan et al. Evaluation of sweep efficiency in flooding process of reservoir development using substitution index
Prado et al. Evaluation of the effect of oil viscosity on the disproportionate permeability reduction of a polymeric gel used for controlling excess water production
CN110130881B (zh) 一种油田水平井堵水位置快速判识方法

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