RU2016118589A - Оптимизация характеристик устройств регулирования потока как на добывающей, так и на нагнетательной скважине в совместных системах жидкостного заводнения нагнетательной и добывающей скважин - Google Patents
Оптимизация характеристик устройств регулирования потока как на добывающей, так и на нагнетательной скважине в совместных системах жидкостного заводнения нагнетательной и добывающей скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016118589A RU2016118589A RU2016118589A RU2016118589A RU2016118589A RU 2016118589 A RU2016118589 A RU 2016118589A RU 2016118589 A RU2016118589 A RU 2016118589A RU 2016118589 A RU2016118589 A RU 2016118589A RU 2016118589 A RU2016118589 A RU 2016118589A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- determining
- injection well
- injection
- production
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 title 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title 1
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 title 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 19
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 claims 12
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims 8
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 7
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims 4
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 claims 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
- G05D7/00—Control of flow
- G05D7/06—Control of flow characterised by the use of electric means
- G05D7/0617—Control of flow characterised by the use of electric means specially adapted for fluid materials
- G05D7/0629—Control of flow characterised by the use of electric means specially adapted for fluid materials characterised by the type of regulator means
- G05D7/0676—Control of flow characterised by the use of electric means specially adapted for fluid materials characterised by the type of regulator means by action on flow sources
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B15/00—Systems controlled by a computer
- G05B15/02—Systems controlled by a computer electric
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B19/00—Programme-control systems
- G05B19/02—Programme-control systems electric
- G05B19/18—Numerical control [NC], i.e. automatically operating machines, in particular machine tools, e.g. in a manufacturing environment, so as to execute positioning, movement or co-ordinated operations by means of programme data in numerical form
- G05B19/416—Numerical control [NC], i.e. automatically operating machines, in particular machine tools, e.g. in a manufacturing environment, so as to execute positioning, movement or co-ordinated operations by means of programme data in numerical form characterised by control of velocity, acceleration or deceleration
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Human Computer Interaction (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Claims (53)
1. Реализуемый компьютером способ определения характеристик устройств регулирования потока (УРП) как для нагнетательной скважины, так и для добывающей скважины в совместных системах жидкостного заводнения нагнетательной и добывающей скважин, что обеспечивает равномерный фронт добычи вдоль добывающей скважины, включающий:
инициализацию функции распределения УРП для получения равномерного профиля распределения УРП;
выполнение цикла команд, которые осуществляют операции, включающие:
определение распределения потока в нагнетательной скважине и распространения фронта, пока нагнетаемый объем не достигнет добывающей скважины;
определение исходного местоположения вдоль длины нагнетательной скважины, имеющего наименьшее продвижение фронта вперед;
коррекцию функции распределения УРП;
определение осевого отклонения между полученной окончательной формой нагнетаемого фронта и целевым профилем;
определение того, находится ли осевое отклонение в пределах заданного значения сходимости;
повторение цикла в ответ на определение того, что осевое отклонение не находится в пределах заданного значения сходимости;
выход из цикла в ответ на определение того, что осевое отклонение находится в пределах заданного значения сходимости; и
определение характеристик УРП как для нагнетательной скважины, так и для добывающей скважины, что обеспечивает равномерный фронт добычи вдоль добывающей скважины.
2. Реализуемый компьютером способ по п. 1, отличающийся тем, что коррекция функции распределения УРП включает:
уменьшение значений функции распределения УРП в точках, где фронт продвинулся вперед по сравнению с фронтом в исходном местоположении.
3. Реализуемый компьютером способ по п. 1, отличающийся тем, что заданное значение сходимости составляет 10-5 расстояния между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной.
4. Реализуемый компьютером способ по п. 1, отличающийся тем, что исходное местоположение вдоль длины нагнетательной скважины не изменяется во время последовательных итераций цикла.
5. Реализуемый компьютером способ по п. 1, отличающийся тем, что определение характеристик УРП включает определение различных диаметров отверстий УРП вдоль длины нагнетательной скважины и добывающей скважины.
6. Реализуемый компьютером способ по п. 1, отличающийся тем, что определение характеристик УРП включает определение размещения УРП вдоль длины нагнетательной скважины и добывающей скважины.
7. Реализуемый компьютером способ по п. 1, отличающийся тем, что нагнетательная скважина и добывающая скважина являются непараллельными.
8. Система, содержащая
по меньшей мере один процессор; и
по меньшей мере одно запоминающее устройство, соединенное по меньшей мере с одним процессором, при этом по меньшей мере одно запоминающее устройство хранит выполняемые компьютером команды для определения характеристик устройств регулирования потока (УРП) как для нагнетательной скважины, так и для добывающей скважины в совместных системах жидкостного заводнения нагнетательной и добывающей скважин, что обеспечивает равномерный фронт добычи вдоль добывающей скважины, при этом выполняемые компьютером команды содержат команды для:
инициализации функции распределения УРП для получения равномерного профиля распределения УРП;
выполнения цикла команд, которые осуществляют операции, включающие:
определение распределения потока в нагнетательной скважине и распространения фронта, пока нагнетаемый объем не достигнет добывающей скважины;
определение исходного местоположения вдоль длины нагнетательной скважины, имеющего наименьшее продвижение фронта вперед;
коррекцию функции распределения УРП;
определение осевого отклонения между полученной окончательной формой нагнетаемого фронта и целевым профилем;
определение того, находится ли осевое отклонение в пределах заданного значения сходимости;
повторение цикла в ответ на определение того, что осевое отклонение не находится в пределах заданного значения сходимости;
выход из цикла в ответ на определение того, что осевое отклонение находится в пределах заданного значения сходимости; и
определение характеристик УРП как для нагнетательной скважины, так и для добывающей скважины, что обеспечивает равномерный фронт добычи вдоль добывающей скважины.
9. Система по п. 8, отличающаяся тем, что коррекция функции распределения УРП включает уменьшение значений функции распределения УРП в точках, где фронт продвинулся вперед по сравнению с фронтом в исходном местоположении.
10. Система по п. 8, отличающаяся тем, что заданное значение сходимости составляет 10-5 расстояния между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной.
11. Система по п. 8, отличающаяся тем, что исходное местоположение вдоль длины нагнетательной скважины не изменяется во время последовательных итераций цикла.
12. Система по п. 8, отличающаяся тем, что определение характеристик УРП включает определение различных диаметров отверстий УРП вдоль длины нагнетательной скважины и добывающей скважины.
13. Система по п. 8, отличающаяся тем, что определение характеристик УРП включает определение размещения УРП вдоль длины нагнетательной скважины и добывающей скважины.
14. Система по п. 8, отличающаяся тем, что нагнетательная скважина и добывающая скважина являются непараллельными.
15. Энергонезависимый машиночитаемый носитель данных, содержащий выполняемые компьютером команды для определения характеристик устройств регулирования потока (УРП) как для нагнетательной скважины, так и для добывающей скважины в совместных системах жидкостного заводнения нагнетательной и добывающей скважин, что обеспечивает равномерный фронт добычи вдоль добывающей скважины, при этом исполнение выполняемых компьютером команд приводит к осуществлению одной или более машинами операций, включающих:
инициализацию функции распределения УРП для получения равномерного профиля распределения УРП;
выполнение цикла команд, которые осуществляют операции, включающие:
определение распределения потока в нагнетательной скважине и распространения фронта, пока нагнетаемый объем не достигнет добывающей скважины;
определение исходного местоположения вдоль длины нагнетательной скважины, имеющего наименьшее продвижение фронта вперед;
коррекцию функции распределения УРП;
определение осевого отклонения между полученной окончательной формой нагнетаемого фронта и целевым профилем;
определение того, находится ли осевое отклонение в пределах заданного значения сходимости;
повторение цикла в ответ на определение того, что осевое отклонение не находится в пределах заданного значения сходимости;
выход из цикла в ответ на определение того, что осевое отклонение находится в пределах заданного значения сходимости; и
определение характеристик УРП как для нагнетательной скважины, так и для добывающей скважины, что обеспечивает равномерный фронт добычи вдоль добывающей скважины.
16. Энергонезависимый машиночитаемый носитель данных по п. 15, отличающийся тем, что коррекция функции распределения УРП включает уменьшение значений функции распределения УРП в точках, где фронт продвинулся вперед по сравнению с фронтом в исходном местоположении.
17. Энергонезависимый машиночитаемый носитель данных по п. 15, отличающийся тем, что определение характеристик УРП включает определение различных диаметров отверстий УРП вдоль длины нагнетательной скважины и добывающей скважины.
18. Энергонезависимый машиночитаемый носитель данных по п. 15, отличающийся тем, что определение характеристик УРП включает определение размещения УРП вдоль длины нагнетательной скважины и добывающей скважины.
19. Энергонезависимый машиночитаемый носитель данных по п. 15, отличающийся тем, что заданное значение сходимости составляет 10-5 расстояния между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной.
20. Энергонезависимый машиночитаемый носитель данных по п. 15, отличающийся тем, что исходное местоположение вдоль длины нагнетательной скважины не изменяется во время последовательных итераций цикла.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2013/070406 WO2015073034A1 (en) | 2013-11-15 | 2013-11-15 | Optimizing flow control device properties on both producer and injector wells in coupled injector-producer liquid flooding systems |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016118589A true RU2016118589A (ru) | 2017-12-18 |
Family
ID=53057814
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016118589A RU2016118589A (ru) | 2013-11-15 | 2013-11-15 | Оптимизация характеристик устройств регулирования потока как на добывающей, так и на нагнетательной скважине в совместных системах жидкостного заводнения нагнетательной и добывающей скважин |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10539968B2 (ru) |
| CN (1) | CN105899756A (ru) |
| AR (1) | AR098410A1 (ru) |
| AU (1) | AU2013405170B2 (ru) |
| CA (1) | CA2930237C (ru) |
| DE (1) | DE112013007601T5 (ru) |
| GB (1) | GB2537268B (ru) |
| MX (1) | MX2016005838A (ru) |
| RU (1) | RU2016118589A (ru) |
| WO (1) | WO2015073034A1 (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105899755A (zh) | 2013-11-15 | 2016-08-24 | 界标制图有限公司 | 在耦接式注入器-生产器调驱液系统中优化生产井上的流量控制设备特性 |
| WO2015073033A1 (en) | 2013-11-15 | 2015-05-21 | Landmark Graphics Corporation | Optimizing flow control device properties on injector wells in liquid flooding systems |
| US10215002B2 (en) * | 2016-05-05 | 2019-02-26 | Saudi Arabian Oil Company | Determining wellbore leak crossflow rate between formations in an injection well |
| CA3035243A1 (en) | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling hydrocarbon production |
| US10900344B2 (en) | 2017-11-07 | 2021-01-26 | Saudi Arabian Oil Company | Determining wellbore leak crossflow rate between formations in an injection well |
| CN108316898B (zh) * | 2018-01-04 | 2021-01-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田水平井分段自由对应控制采油工艺 |
| US11248455B2 (en) | 2020-04-02 | 2022-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Acoustic geosteering in directional drilling |
| WO2021240197A1 (en) | 2020-05-26 | 2021-12-02 | Saudi Arabian Oil Company | Geosteering in directional drilling |
| EP4158153A1 (en) | 2020-05-26 | 2023-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Instrumented mandrel for coiled tubing drilling |
| EP4158154A1 (en) | 2020-05-26 | 2023-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Water detection for geosteering in directional drilling |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4087207A (en) * | 1976-03-01 | 1978-05-02 | Chappell Walter L | Method and apparatus for gas induced production of liquid from wells |
| US4676313A (en) * | 1985-10-30 | 1987-06-30 | Rinaldi Roger E | Controlled reservoir production |
| US4782896A (en) * | 1987-05-28 | 1988-11-08 | Atlantic Richfield Company | Retrievable fluid flow control nozzle system for wells |
| US6787758B2 (en) | 2001-02-06 | 2004-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
| GB2335215B (en) * | 1998-03-13 | 2002-07-24 | Abb Seatec Ltd | Extraction of fluids from wells |
| US20080262737A1 (en) * | 2007-04-19 | 2008-10-23 | Baker Hughes Incorporated | System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells |
| US9429004B2 (en) * | 2006-06-19 | 2016-08-30 | Joseph A. Affholter | In situ retorting and refining of hygrocarbons |
| AU2007274280B2 (en) * | 2006-07-14 | 2010-12-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A method of controlling water condensation in a near wellbore region of a formation |
| US7890264B2 (en) * | 2007-10-25 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Waterflooding analysis in a subterranean formation |
| US8893809B2 (en) * | 2009-07-02 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
| US8104535B2 (en) * | 2009-08-20 | 2012-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of improving waterflood performance using barrier fractures and inflow control devices |
| US8403061B2 (en) * | 2009-10-02 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a flow control device that reduces flow of the fluid when a selected property of the fluid is in selected range |
| WO2011073204A1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Inhibiting liquid loading, corrosion and/or scaling in oilfield tubulars |
| US8700371B2 (en) * | 2010-07-16 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling an advancing fluid front of a reservoir |
| US8833154B2 (en) * | 2010-10-19 | 2014-09-16 | Schlumberger Technology Corporation | Tracer identification of downhole tool actuation |
| US9188697B2 (en) * | 2012-01-04 | 2015-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | Tracking non-uniform flooding fronts of gas injection in oil reservoirs |
| US9291030B2 (en) * | 2013-03-26 | 2016-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular flow control devices and methods of use |
| RU2016101330A (ru) | 2013-08-01 | 2017-09-06 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Алгоритм для оптимальной конфигурации устройств контроля притока с использованием модели взаимодействия ствола скважины и коллектора |
| WO2015073033A1 (en) | 2013-11-15 | 2015-05-21 | Landmark Graphics Corporation | Optimizing flow control device properties on injector wells in liquid flooding systems |
| MX2016005562A (es) | 2013-11-15 | 2016-12-09 | Landmark Graphics Corp | Optimizacion de las propiedades del dispositivo de control de flujo para un pozo de inyeccion de liquido usando un modelo de pozo-yacimiento acoplado. |
| CN105899755A (zh) | 2013-11-15 | 2016-08-24 | 界标制图有限公司 | 在耦接式注入器-生产器调驱液系统中优化生产井上的流量控制设备特性 |
-
2013
- 2013-11-15 GB GB1607995.6A patent/GB2537268B/en active Active
- 2013-11-15 AU AU2013405170A patent/AU2013405170B2/en not_active Ceased
- 2013-11-15 CA CA2930237A patent/CA2930237C/en active Active
- 2013-11-15 US US15/033,878 patent/US10539968B2/en active Active
- 2013-11-15 DE DE112013007601.2T patent/DE112013007601T5/de not_active Withdrawn
- 2013-11-15 WO PCT/US2013/070406 patent/WO2015073034A1/en active Application Filing
- 2013-11-15 CN CN201380080920.2A patent/CN105899756A/zh active Pending
- 2013-11-15 RU RU2016118589A patent/RU2016118589A/ru not_active Application Discontinuation
- 2013-11-15 MX MX2016005838A patent/MX2016005838A/es unknown
-
2014
- 2014-11-13 AR ARP140104272A patent/AR098410A1/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2015073034A1 (en) | 2015-05-21 |
| DE112013007601T5 (de) | 2016-08-18 |
| CN105899756A (zh) | 2016-08-24 |
| CA2930237A1 (en) | 2015-05-21 |
| GB201607995D0 (en) | 2016-06-22 |
| CA2930237C (en) | 2019-06-25 |
| GB2537268A (en) | 2016-10-12 |
| GB2537268B (en) | 2020-10-28 |
| AU2013405170A1 (en) | 2016-05-26 |
| MX2016005838A (es) | 2016-12-02 |
| AU2013405170B2 (en) | 2017-06-22 |
| US10539968B2 (en) | 2020-01-21 |
| AR098410A1 (es) | 2016-05-26 |
| US20160282881A1 (en) | 2016-09-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016118589A (ru) | Оптимизация характеристик устройств регулирования потока как на добывающей, так и на нагнетательной скважине в совместных системах жидкостного заводнения нагнетательной и добывающей скважин | |
| RU2016101330A (ru) | Алгоритм для оптимальной конфигурации устройств контроля притока с использованием модели взаимодействия ствола скважины и коллектора | |
| RU2016116315A (ru) | Оптимизация характеристик устройств управления потоком в нагнетательных скважинах в системах нагнетания жидкости | |
| WO2012148688A3 (en) | A method of providing flow control devices for a production wellbore | |
| AR106771A1 (es) | Sistema de gel débil para recuperación de petróleo mejorada química | |
| RU2016102695A (ru) | Способ, система и технология оптимизации для повышения нефтеотдачи пласта в процессе поочередного закачивания воды и газа с использованием скважинных регулирующих клапанов (wag-cv) | |
| MX359520B (es) | Control de un sistema de perforacion de presion controlada. | |
| GB2536560A (en) | Creating virtual production logging tool profiles for improved history matching | |
| GB2539775A (en) | Optimizing flow control device properties for a liquid injection well using a coupled wellbore-reservoir model | |
| NZ721038A (en) | Ground improvement method | |
| ITUB20153411A1 (it) | Metodo per il controllo di un veicolo ibrido con architettura in parallelo e con un profilo di velocita' non noto per l'ottimizzazione del consumo di combustibile | |
| RU2016124674A (ru) | Оптимизированная кислотная обработка добывающей скважины вблизи водоносного пласта | |
| CN105019876A (zh) | 分段压裂水平井注水开发裂缝间距及井距确定方法 | |
| MX2016002054A (es) | Simulacion de produccion de pseudofase: un enfoque de procesamiento de señales para evaluar la produccion de flujo de cuasi multiples fases mediante modelos controlados de permeabilidad relativa escalonados analogos y sucesivos en la simulacion de flujos en yacimientos para clasificar multiples realizaciones petrofisicas. | |
| CA2928548C (en) | Optimizing flow control device properties for accumulated liquid injection | |
| RU2016123932A (ru) | Оптимизированная кислотная обработка добывающих и нагнетательных скважин | |
| CA2933822A1 (en) | Optimized flow control device properties for accumulated gas injection | |
| BR112017001650A2 (pt) | sistema, e, método para operar um sistema | |
| MX2018001711A (es) | Segmento de tuberia de desviacion, dispositivo inyector e instalacion de disolucion. | |
| CA3005960C (en) | Method, apparatus, and system for enhanced oil and gas recovery with super focused heat | |
| RU2016132610A (ru) | Способ управления силовой установкой | |
| RU2016108496A (ru) | Динамический способ и мониторинг в реальном времени туннельного рабочего диапазона бурения на депрессии с помощью гидравлического забойного двигателя | |
| Yuanwei et al. | Optimization of Fracture Parameters for Tight Gas Reservoir Considering Non-Darcy Effect | |
| 周人杰 et al. | Effect of tunnel excavation on groundwater environment based on three-dimensional unsteady seepage flow analysis | |
| Weng et al. | Newtonian Fluid Flow in a Long Vertical Converging Tube |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA94 | Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees) |
Effective date: 20180730 |