EA009739B1 - Device for controlled drilling of boreholes - Google Patents
Device for controlled drilling of boreholes Download PDFInfo
- Publication number
- EA009739B1 EA009739B1 EA200601277A EA200601277A EA009739B1 EA 009739 B1 EA009739 B1 EA 009739B1 EA 200601277 A EA200601277 A EA 200601277A EA 200601277 A EA200601277 A EA 200601277A EA 009739 B1 EA009739 B1 EA 009739B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling
- diverter
- segments
- working position
- boreholes
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к буровой технике, к техническим средствам направленного многоствольного бурения скважин, а также для корректировки трассы обычных скважин, отклоняющихся от разведочного профиля. Известный снаряд для направленного бурения скважин (а.с. №1521847 Е 21 В 7/08 15.11.89, бюл. 42 - прототип) содержит породоразрушающий инструмент, отклоняюще-закрепляющее устройство и ориентирующее устройство с механизмом подачи гидравлического сигнала об установке отклонителя на забое в рабочее положение. Недостатком этого устройства является то, что в нем:The invention relates to drilling equipment, to technical means of directional multilateral drilling of wells, as well as to adjust the route of conventional wells deviating from the exploratory profile. The well-known projectile for directional drilling of wells (AS No. 1521847 E 21 V 7/08 11/15/89, bull. 42 - prototype) contains a rock cutting tool, a deflecting-fixing device and an orienting device with a hydraulic signal supply mechanism for installing the deflector on the bottom to working position. The disadvantage of this device is that it:
1. Закрепляющее и отклоняющее устройства выполнены одним узловым соединением. Это исключает возможность регулирования интенсивности искусственного искривления в зависимости от производственной необходимости. Он рассчитан на определенную интенсивность искусственного искривления в изотропных породах. При применении их для искривления в анизотропных породах, интенсивность может быть непредсказуемой. Поэтому эти устройства не могут применяться для корректировки трассы скважин, буримых снарядами со съемными керноприемниками, где локальное искривление не должно превышать 10-15 мин на метр бурения скважины отклонителем (Справочное руководство мастера геологоразведочного бурения, стр. 303, Ленинград, Недра, Ленинградское отделение 1983).1. The fastening and deflecting devices are made by one nodal connection. This eliminates the possibility of regulating the intensity of artificial curvature depending on production needs. It is designed for a certain intensity of artificial curvature in isotropic rocks. When used for curving in anisotropic rocks, the intensity can be unpredictable. Therefore, these devices cannot be used to correct the route of wells drilled by shells with removable core receivers, where the local curvature should not exceed 10-15 minutes per meter of well drilling with a diverter (Reference Manual of the Exploration Drilling Master, p. 303, Leningrad, Nedra, Leningrad Branch 1983 )
2. Для получения гидравлического сигнала об установке отклонителя в рабочее положение промывочный канал ориентировочного механизма перекрыт перемычкой, препятствующей прохождению керна. Поэтому это устройство не может применяться при необходимости корректировки трассы скважины в рудных горизонтах, где требуется извлечение керна.2. To obtain a hydraulic signal about the installation of the diverter in the working position, the flushing channel of the orienting mechanism is blocked by a jumper preventing the passage of the core. Therefore, this device cannot be used if it is necessary to correct the well path in ore horizons where core extraction is required.
3. Расположение основания от ориентирующего паза (фиксатора) на расстояние меньше половины шага винтовой поверхности осложняет процесс установки отклонителя на забое в рабочее положение. На рисунке (фиг. 2) показан продольный разрез ориентирующей втулки на полную длину шага винтовой поверхности, а также вид ее сбоку (фиг. 3) и разрез по линии Б-Б (фиг. 3а), расположенные на расстоянии меньше половины шага винтовой поверхности (фиг. 2-3, пунктирные линии). Как видно из рисунка, в этом случае в свободном состоянии шарик может передвигаться только на расстояние, которое ограничивается правой и левой винтовыми поверхностями. Поэтому для установки плоскости отклонителя в рабочее положение (в апсидальную плоскость скважины) необходимо отклонитель многократно ставить на забой и отрывать его от забоя пока ориентирующий паз не будет установлен в апсидальную плоскость скважины.3. The location of the base from the alignment groove (retainer) at a distance of less than half the pitch of the helical surface complicates the process of installing the diverter on the bottom in the working position. The figure (Fig. 2) shows a longitudinal section of the orienting sleeve to the full step length of the screw surface, as well as its side view (Fig. 3) and a section along the line BB (Fig. 3a) located at a distance less than half the step of the screw surface (Fig. 2-3, dashed lines). As can be seen from the figure, in this case, in the free state, the ball can only move a distance that is limited by the right and left screw surfaces. Therefore, to set the diverter plane to the working position (in the apsidal well plane), it is necessary to put the diverter repeatedly on the bottom and tear it from the bottom until the orienting groove is installed in the apsidal well plane.
Задачей изобретения является повышение эффективности многоствольного направленного бурения и расширение области его применения. Достигается это благодаря тому, что:The objective of the invention is to increase the efficiency of multilateral directional drilling and expand the scope of its application. This is achieved due to the fact that:
1. Предлагаемое устройство содержит механизм перекрытия промывочного канала для подачи гидравлического сигнала об установке отклонителя на забое в рабочее положение, а затем открытие промывочного канала для свободного продвижения керна. Это дает возможность производить корректировку трассы скважины как сплошным забоем с применением алмазных и шарошечных долот, так и кольцевым забоем с извлечением керна. При многоствольном бурении это позволит до предела сократить проходку по вмещающим породам, поскольку корректировку трассы скважины можно будет производить и по рудным горизонтам.1. The proposed device contains a mechanism for shutting off the washing channel for supplying a hydraulic signal to install the diverter on the bottom in the working position, and then opening the washing channel for free movement of the core. This makes it possible to correct the well path both as a continuous face using diamond and cone bits, and an annular face with core extraction. With multilateral drilling, this will allow to reduce to the limit the penetration of the host rocks, since the adjustment of the well path can also be carried out along ore horizons.
2. Сигнально-ориентирующее устройство содержит возвратные пружины, которыми сегменты выталкиваются в промывочный канал и потоком промывочной жидкости возвращаются в исходное положение, что исключает возможность западания сегментов в наклонных скважинах и позволяет применять устройства для корректировки трассы горизонтальных скважин.2. The signal-orienting device contains return springs with which the segments are pushed into the flushing channel and returned to the initial position by the flow of flushing liquid, which excludes the possibility of dropping segments in deviated wells and allows the use of devices to correct the horizontal well path.
3. Отклоняющее устройство имеет механизм регулирования интенсивности искусственного искривления от 3 минут до 2 градусов на метр бурения скважины отклонителем. Это позволит применять направленное многоствольное бурение и при бурении скважин снарядами со съемными керноприемниками (ССК), где интенсивность локального искривления не должна превышать 10-15 минут на метр бурения скважины отклонителем.3. The diverting device has a mechanism for regulating the intensity of artificial curvature from 3 minutes to 2 degrees per meter of well drilling with a diverter. This will allow the use of directional multilateral drilling when drilling wells with shells with removable core receivers (SSC), where the intensity of local curvature should not exceed 10-15 minutes per meter of well drilling with a diverter.
4. Расположение опорного кольца (основания) на расстоянии больше шага винтовой поверхности упрощает процесс установки отклонителя на забое в рабочее положение. В этом случае правая и левая винтовые поверхности начинаются с одной точки. При освобождении шарика от ниппеля, он может свободно перемещаться по всей окружности и в наклонной скважине сразу устанавливается в апсидальную плоскость. Поэтому для установки отклонителя на забое в рабочее положение, достаточно поставить снаряд на забой, оторвать его от забоя и снова поставить на забой, создать необходимые параметры и начать бурение.4. The location of the support ring (base) at a distance greater than the pitch of the helical surface simplifies the process of installing the diverter on the bottom in the working position. In this case, the right and left helical surfaces start from one point. When the ball is released from the nipple, it can move freely around the entire circumference and is immediately installed in the apsidal plane in an inclined well. Therefore, to set the diverter on the face in the working position, it is enough to put the projectile on the face, tear it from the face and put it on the face again, create the necessary parameters and start drilling.
На фиг. 1 показана компоновочная схема устройства в транспортном положении (при установке на забой); на фиг. 2 - продольный разрез ориентирующей втулки; на фиг. 3 - вид ориентирующей втулки с боку; на фиг. 3а - разрез по Б-Б (втулки 2); на фиг. 4 - форма сегмента; на фиг. 5 - продольный разрез ориентирующего устройства в транспортном положении (при спуске в скважину, перед постановкой на забой, а также при завершении операций по ориентированию и при подъеме на поверхность после завершения рейса бурения); на фиг. 6 - продольный разрез ориентирующего устройства в момент установки отклонителя на забой перед началом бурения, а также в процессе бурения; на фиг. 7 - установка сегментов в горизонтальное положение в момент перекрытия промывочного канала и подаче гидравлического сигнала о завершении ориентации (сечение А-А).In FIG. 1 shows a layout diagram of a device in a transport position (when installed on a face); in FIG. 2 is a longitudinal section of an orienting sleeve; in FIG. 3 is a view of the orienting sleeve from the side; in FIG. 3a - section along BB (bushings 2); in FIG. 4 - shape of the segment; in FIG. 5 is a longitudinal section of an orienting device in the transport position (when descending into the well, before setting to the bottom, as well as when completing orientation operations and when climbing to the surface after completion of the drilling flight); in FIG. 6 is a longitudinal section of an orienting device at the time of installation of the diverter on the bottom before drilling, as well as during drilling; in FIG. 7 - setting the segments in a horizontal position at the time of closing the washing channel and applying a hydraulic signal to complete the orientation (section AA).
- 1 009739- 1 009739
Устройство для направленного бурения содержит (фиг. 1) породоразрушающий инструмент 1, смеситель (отклонитель) 2, с механизмом регулирования интенсивности искусственного искривления 3, механизм крепления 4 и сигнально-ориентирующее устройство 5.The device for directional drilling contains (Fig. 1) a rock cutting tool 1, a mixer (diverter) 2, with a mechanism for regulating the intensity of artificial curvature 3, a fastening mechanism 4 and a signal-orienting device 5.
Сигнально-ориентирующее устройство (фиг. 5) состоит из корпуса сегментов 6 с внутренней кольцевой канавкой 7, в которой расположены шарниры 9 сегментов 8. Сверху кольцевая канавка 7 ограничена внутренним кольцевым выступом 10 с продольными канавками 11, для свободного перемещения сегментов в радиальном направлении. Снизу канавка 7 ограничена внутренним кольцевым выступом 13 шлицевой муфты 12. Выступ также имеет продольные канавки для свободного перемещения сегментов в радиальном направлении. Сверху корпус сегментов 6 имеет конусный кольцевой выступ 14 с продольными канавками для перемещения в радиальном направлении возвратных пружин 15, закрепленных на конусной втулке 16. Сверху втулки 16 устанавливается шайба 17, после чего корпус сегментов соединяется с ниппелем-корзиной 18.The signal-orienting device (Fig. 5) consists of a housing of segments 6 with an inner annular groove 7, in which hinges 9 of the segments 8 are located. On top of the annular groove 7 is bounded by an inner annular protrusion 10 with longitudinal grooves 11, for free movement of the segments in the radial direction. From the bottom, the groove 7 is limited by the inner annular protrusion 13 of the spline coupling 12. The protrusion also has longitudinal grooves for free movement of the segments in the radial direction. On top of the segment housing 6 has a conical annular protrusion 14 with longitudinal grooves for radially moving the return springs 15 mounted on the conical sleeve 16. A washer 17 is installed on top of the sleeve 16, after which the segment housing is connected to the basket 18.
Посредством накидной гайки 19 шток 20 соединяется с корпусом шлицевой муфты 12. На шток 20 надеваются тарелки 21 роторной пружины. Переходником 22 шток шлицевой муфты соединяется с валом закрепляющего механизма. Трубой 23 верхний полуклин закрепляющего механизма соединяется с переходником 24, верхняя торцевая поверхность которого является опорным кольцом для перемещения ориентирующего шарика в свободном положении. Сверху ниппель-корзина 18 соединяется с валом ориентирующего механизма 25; переходник 24 соединяется с корпусом ориентирующего механизма 26, который жестко соединен с ориентирующей втулкой 27, с винтовыми рабочими поверхностями 28, которые сверху образуют ориентирующий паз 29, в котором установлен шарик 30. Корпус 26 закрывается крышкой 31, с подшипником 31а и уплотнительными кольцами 31 б, в которых расположен вал ориентирующего механизма 25 с возможностью перемещения коаксиально корпусу устройства. На вал 25 надевается корпус подшипника 32 с подшипником 33 и вал соединяется с переходником 34. Корпус подшипника 35 соединяется с корпусом подшипника 32.By means of a union nut 19, the rod 20 is connected to the housing of the spline coupling 12. The plates 21 of the rotor spring are put on the rod 20. The adapter 22, the spline coupling rod is connected to the shaft of the locking mechanism. The tube 23 of the upper semiclin of the fixing mechanism is connected to the adapter 24, the upper end surface of which is a support ring for moving the orienting ball in a free position. On top of the nipple basket 18 is connected to the shaft of the orienting mechanism 25; the adapter 24 is connected to the housing of the orienting mechanism 26, which is rigidly connected to the orienting sleeve 27, with screw working surfaces 28, which form an orienting groove 29 on top of which the ball 30 is mounted. The housing 26 is closed by a cover 31, with a bearing 31a and O-rings 31 b in which the shaft of the orienting mechanism 25 is located with the possibility of moving coaxially to the device body. A bearing housing 32 with a bearing 33 is put on the shaft 25 and the shaft is connected to the adapter 34. The bearing housing 35 is connected to the bearing housing 32.
В процессе бурения вал буровой установки через опорный подшипник 33 корпуса 32 соединяется с крышкой ориентирующего устройства 31. Поэтому при бурении осевая нагрузка на забой подается как через не вращающий корпус отклонителя, так и через его внутренний вращающий вал.During drilling, the shaft of the drilling rig through the support bearing 33 of the housing 32 is connected to the cover of the orienting device 31. Therefore, when drilling, the axial load on the bottom is supplied both through the non-rotating housing of the deflector and through its internal rotating shaft.
Усилие предварительного сжатия пружины 21 больше массы устройства. Поэтому в собранном устройстве все подвижные соединения находятся в напряженном равновесии. При нарушении равновесия под воздействием этой пружины все узловые соединения возвращаются в исходное положение.The pre-compression force of the spring 21 is greater than the mass of the device. Therefore, in the assembled device, all movable joints are in tense equilibrium. In case of imbalance under the influence of this spring, all nodal connections return to their original position.
Перед спуском отклонителя в скважину необходимо плоскость смесителя поставить в рабочее положение и установить требуемую интенсивность искусственного искривления. Для этого устройство устанавливают в положение, при котором зафиксированный шарик занимает нижнее положение. Отворачивают накидную гайку 2а (фиг. 1 поз.2а) и поворачивают плоскость отклонителя в рабочее положение по отношению к зафиксированному шарику 30 и закрепляют накидной гайкой 2а.Before lowering the deflector into the well, it is necessary to put the mixer plane in the working position and set the required intensity of artificial curvature. To do this, the device is installed in a position in which the fixed ball occupies the lower position. Unscrew the union nut 2a (Fig. 1, pos. 2a) and turn the deflector plane to the working position with respect to the fixed ball 30 and fix it with the union nut 2a.
Интенсивность искусственного искривления регулируется изменением зазора («3») посредством установки ограничителя 3 соответствующей высоты (фиг. 1 поз.3).The intensity of artificial curvature is regulated by changing the gap ("3") by installing a limiter 3 of the appropriate height (Fig. 1, pos. 3).
Подготовленное к работе устройство на бурильных трубах опускают в скважину. На расстоянии 3040 см от забоя скважину тщательно промывают и снаряд плавно устанавливают на забой. При соприкосновении с забоем вал 25, ниппель 18, корпус 6, муфта 12 перемещаются вниз коаксиально корпусу 26, штоку 20 и трубе 23, вследствие чего подвешенные на шарнирах сегменты 8 находят на шток компенсирующей муфты 20, подхватываются этим штоком и устанавливаются в горизонтальное положение, полностью перекрывая промывочный канал (фиг. 7 сеч. А-А). На поверхности это фиксируется повышением давления на манометре насоса буровой установки. При дальнейшем повышении давления на забой, сегменты 8 устанавливаются в вертикальное положение и полностью изолируются от промывочного канала (фиг. 6 поз.8). В это время, вследствие сжатия пружины 21, углубления 18-а ниппеля - корзины 18 находятся ниже торцевой поверхности переходника 24. Поэтому шарик 30 извлекается из углублений 18-а и, свободно передвигаясь по торцевой поверхности, устанавливается в апсидальной плоскости скважины.Prepared for work, the device on the drill pipe is lowered into the well. At a distance of 3040 cm from the bottom, the well is thoroughly washed and the projectile is smoothly installed on the bottom. In contact with the bottom, the shaft 25, nipple 18, body 6, coupling 12 are moved downward coaxially to the housing 26, stem 20 and pipe 23, as a result of which segments 8 suspended on hinges are located on the shaft of the compensating coupling 20, are picked up by this rod and installed in a horizontal position, completely blocking the washing channel (Fig. 7 sec. A-A). On the surface, this is recorded by an increase in pressure on the pressure gauge of the rig pump. With a further increase in pressure on the face, segments 8 are installed in a vertical position and completely isolated from the flushing channel (Fig. 6 pos.8). At this time, due to compression of the spring 21, the recesses 18-a of the nipple-basket 18 are located below the end surface of the adapter 24. Therefore, the ball 30 is removed from the recesses 18-a and, freely moving along the end surface, is installed in the apsidal plane of the well.
При отрыве снаряда от забоя, под воздействием возвратной пружины 21, все подвижные соединения устройства возвращаются в исходное положение. Ниппель-корзина 18, перемещаясь вверх, нижним углублением 18-а подхватывает шарик 30. Втулка 27 своими винтовыми поверхностями 28 скользит по шарику 30 и устанавливает плоскость отклонителя в рабочее положение. С промывкой отклонитель снова ставится на забой, устанавливаются необходимые для бурения параметры и производится углубка скважины.When the shell is torn from the bottom, under the influence of the return spring 21, all the movable connections of the device return to their original position. The nipple basket 18, moving upward, with the lower recess 18-a picks up the ball 30. The sleeve 27 with its screw surfaces 28 slides along the ball 30 and sets the deflector plane to the working position. With washing, the diverter is again put on the bottom, the parameters necessary for drilling are set and the well is deepened.
При значительных объемах искусственного искривления длина рейса может ограничиваться только работоспособностью породоразрушающего инструмента. При этом, для повторной ориентированной установки после наращивания замера необходимо с промывкой поставить снаряд на забой скважины, создать необходимые для бурения режимы, затем оторвать его от забоя и снова поставить на забой, создать необходимые для бурения параметры и продолжать бурение.With significant amounts of artificial curvature, the flight length can be limited only by the operability of the rock cutting tool. At the same time, for re-oriented installation after increasing the measurement, it is necessary to flush the projectile to the bottom of the well with flushing, create the modes necessary for drilling, then tear it from the bottom and put it on the bottom again, create the parameters necessary for drilling and continue drilling.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA200601277A EA009739B1 (en) | 2006-05-24 | 2006-05-24 | Device for controlled drilling of boreholes |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA200601277A EA009739B1 (en) | 2006-05-24 | 2006-05-24 | Device for controlled drilling of boreholes |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200601277A1 EA200601277A1 (en) | 2007-12-28 |
| EA009739B1 true EA009739B1 (en) | 2008-04-28 |
Family
ID=40848884
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200601277A EA009739B1 (en) | 2006-05-24 | 2006-05-24 | Device for controlled drilling of boreholes |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA009739B1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2630935C1 (en) * | 2013-10-31 | 2017-09-14 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | In-mine down-hole tools pose |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2632630A (en) * | 1949-07-16 | 1953-03-24 | Lynn W Storm | Automatically operable orienting tool |
| SU1280105A1 (en) * | 1985-03-19 | 1986-12-30 | Забайкальский Комплексный Научно-Исследовательский Институт Министерства Геологии Ссср | Directional drilling tool |
| SU1521847A1 (en) * | 1987-07-08 | 1989-11-15 | Забайкальский Комплексный Научно-Исследовательский Институт Министерства Геологии Ссср | Directional drilling arrangement |
| RU2078921C1 (en) * | 1995-03-24 | 1997-05-10 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Method of control of position of deflector in sidetracking of well inclined sections and device for its embodiment |
-
2006
- 2006-05-24 EA EA200601277A patent/EA009739B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2632630A (en) * | 1949-07-16 | 1953-03-24 | Lynn W Storm | Automatically operable orienting tool |
| SU1280105A1 (en) * | 1985-03-19 | 1986-12-30 | Забайкальский Комплексный Научно-Исследовательский Институт Министерства Геологии Ссср | Directional drilling tool |
| SU1521847A1 (en) * | 1987-07-08 | 1989-11-15 | Забайкальский Комплексный Научно-Исследовательский Институт Министерства Геологии Ссср | Directional drilling arrangement |
| RU2078921C1 (en) * | 1995-03-24 | 1997-05-10 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Method of control of position of deflector in sidetracking of well inclined sections and device for its embodiment |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200601277A1 (en) | 2007-12-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110984859B (en) | Radial horizontal drilling and sand prevention well completion tool and method | |
| US4858705A (en) | Assembly for making oriented bore-holes | |
| EP2364396B1 (en) | Apparatus and method for servicing a wellbore | |
| CN104295232A (en) | Single-action double-pipe coring overburden drill tool for air down-the-hole hammer | |
| NO311046B1 (en) | Method and drilling apparatus for deepening boreholes in underground formations | |
| US20070119626A9 (en) | Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing | |
| NO333888B1 (en) | Method of Conducting a Path for a Feed Pipe to Form a Wellbore and Drill Assembly for Controlling a Path to a Wellbore | |
| CN105064919A (en) | Ultra-short-radius radial lateral drilling method for horizontal wells | |
| CN206246059U (en) | A kind of mechanical guide drilling tool | |
| CN106246105A (en) | A kind of mechanical guide drilling tool | |
| RU2691184C2 (en) | Mechanical force generator | |
| CN106014258A (en) | Coal mine underground concentric casing directional drilling device and construction method thereof | |
| CN102575514A (en) | Steam distribution apparatus and method for enhanced oil recovery of viscous oil | |
| US20050126826A1 (en) | Directional casing and liner drilling with mud motor | |
| CN104343424A (en) | Coalbed-methane horizontal-well PE (poly ethylene) screen pipe well completion application process method | |
| EP2627862B1 (en) | Method and apparatus for a high side orienting sub for multi-lateral installations | |
| EA009739B1 (en) | Device for controlled drilling of boreholes | |
| RU166522U1 (en) | DRILLING DRILL FOR DRILLING WITH SIMULTANEOUS CASE | |
| CN112761527A (en) | Automatic anti-inclination drilling device | |
| RU2437997C1 (en) | Procedure for unstable rock simultaneous opening and casing at hole drilling | |
| EA003010B1 (en) | Drilling and completion system for multilateral wells | |
| US20050133268A1 (en) | Method and apparatus for casing and directional drilling using bi-centered bit | |
| RU2637678C1 (en) | Well drilling installation | |
| RU146413U1 (en) | RADIAL OPENING OF THE STRING | |
| CN102003169B (en) | Method for repairing accident well of coal bed methane multi-branch horizontal well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |