RU2177358C2 - Plant for separation of well products - Google Patents
Plant for separation of well products Download PDFInfo
- Publication number
- RU2177358C2 RU2177358C2 RU99125367A RU99125367A RU2177358C2 RU 2177358 C2 RU2177358 C2 RU 2177358C2 RU 99125367 A RU99125367 A RU 99125367A RU 99125367 A RU99125367 A RU 99125367A RU 2177358 C2 RU2177358 C2 RU 2177358C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pipeline
- separator
- oil
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к установкам сепарации продукции скважин, оснащенным блоками улавливания легких фракций (система УЛФ) из аппаратов и резервуаров низкого давления. The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to installations for the separation of well products equipped with light fraction capture units (ULF system) from low pressure apparatuses and tanks.
Известна установка сепарации продукции скважин, содержащая сепараторы высокого и низкого давлений, газопроводы, сырьевые и товарные резервуары, системы улавливания легких фракций (УЛФ) с компрессорами, подводящие и отводящие трубопроводы, датчики давления и регулирующие клапаны, трубчатые перемычки, соединяющие между собой газопроводы низкой (высокой) ступени сепарации и газоотводящие патрубки резервуаров с компрессорами системы УЛФ (патент 1510862, B 01 D 19/00). A well-known installation for separating well products containing high and low pressure separators, gas pipelines, raw and commodity tanks, light fraction capture systems (ULF) with compressors, inlet and outlet pipelines, pressure sensors and control valves, tubular bridges connecting low-pressure pipelines ( high) separation stages and gas outlet pipes of tanks with compressors of the ULF system (patent 1510862, B 01 D 19/00).
Известная установка позволяет сократить эксплуатационные затраты и повысить надежность эксплуатации благодаря наличию перемычек, соединяющих газопроводы от сепараторов и резервуаров с компрессорами систем УЛФ, которые работают без остановки и осуществляют непрерывный отбор легких фракций. The known installation allows to reduce operating costs and increase operational reliability due to the presence of jumpers connecting gas pipelines from separators and reservoirs to compressors of the ULF systems, which work without stopping and carry out continuous selection of light fractions.
Недостатками установки являются высокие материальные и эксплуатационные затраты. Объясняется это двухступенчатым сжатием отобранного нефтяного газа из резервуаров компрессорами УЛФ и компрессорной станцией. The disadvantages of the installation are high material and operating costs. This is explained by a two-stage compression of the selected oil gas from the tanks by the ULF compressors and the compressor station.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка сепарации продукции скважин, содержащая сепаратор низкого давления, газопроводы, резервуар, подводящие и отводящие трубопроводы, регулирующий клапан и датчики давления, дополнительный трубопровод, соединяющий между собой подводящий и отводящий трубопроводы сепаратора, установленные на дополнительном трубопроводе вертикальной трубы, верхняя часть которой расположена на равной с сепаратором высоте и соединена с газопроводом сепаратора, систему улавливания легких фракций (УЛФ), включающую буферную емкость, компрессор и насос (патент 1769719, B 01 D 19/00). The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a well production separation unit containing a low pressure separator, gas pipelines, a reservoir, inlet and outlet pipelines, a control valve and pressure sensors, an additional pipeline connecting the inlet and outlet pipelines of the separator installed on an additional pipeline of a vertical pipe, the upper part of which is located at a height equal to the separator and is connected to the gas pipeline ora, a light fraction collection system (FFM) including a buffer tank, compressor and pump (patent 1769719, B 01 D 19/00).
Известная установка позволяет повысить надежность эксплуатации благодаря постоянному отбору газовых пробок из объема газожидкостной смеси перед поступлением ее в резервуар через вертикальную трубу и в результате непрерывного расхода газожидкостной смеси в резервуар через регулирующий клапан. The known installation can improve operational reliability due to the constant selection of gas plugs from the volume of the gas-liquid mixture before it enters the tank through a vertical pipe and as a result of the continuous flow of the gas-liquid mixture into the tank through the control valve.
Недостатком установки является высокие капитальные и эксплуатационные затраты. Это обусловлено необходимостью использования двух компрессоров (высокого и низкого давлений на компрессорной станции и в системе УЛФ соответственно) для отбора нефтяного газа из сепаратора и резервуара. The disadvantage of the installation is the high capital and operating costs. This is due to the need to use two compressors (high and low pressure at the compressor station and in the ULF system, respectively) for the extraction of oil gas from the separator and tank.
В связи с повышением обводненности нефти во времени и снижением ее добычи количество свободного газа, поступающего с промыслов в сепаратор постоянно уменьшается, что ведет к неполной загрузке компрессорной станции газом и нестабильной ее работе, вынуждая компрессор время от времени работать по замкнутому циклу "с выкида на прием", перекачивая один и тот же объем газа. При эксплуатации резервуаров различного технологического назначения (сырьевых и товарных) зачастую наблюдаются случаи быстрого снижения давления в резервуарах (например, при откачке нефти из товарных резервуаров), в результате чего значительный объем нефти направляется, минуя сепаратор, по дополнительному трубопроводу в сырьевые резервуары, из которых газ (в ряде случаев до 85-90% от общего количества) поступает в систему улавливания легких фракций и далее компрессором откачивается на компрессорную станцию. При этом основной объем газа, поступающего с нефтью на установку, компримируется дважды, что ведет к повышенному расходу электроэнергии, масла, излишнему износу оборудования. Кроме того, подключение верхней части вертикальной трубы к газопроводу сепаратора способствует уносу в газопровод совместно с газовыми пробками при их отборе значительного количества капельной жидкости и поступлению ее совместно с газом из сепаратора на прием компрессорной станции. Это ведет к потерям нефти и ухудшает работу компрессора. Due to the increase in oil water cut over time and the decrease in its production, the amount of free gas coming from the fields to the separator is constantly decreasing, which leads to incomplete loading of the compressor station with gas and its unstable operation, forcing the compressor from time to time to operate in a closed cycle "from running to reception ", pumping the same volume of gas. During the operation of reservoirs for various technological purposes (raw and commercial), cases of rapid decrease in pressure in reservoirs are often observed (for example, when pumping oil from commodity reservoirs), as a result of which a significant amount of oil is sent, bypassing the separator, through an additional pipeline to the raw material reservoirs, of which gas (in some cases up to 85-90% of the total) enters the trapping system for light fractions and then is pumped to the compressor station by the compressor. At the same time, the main volume of gas supplied with oil to the unit is compressed twice, which leads to increased consumption of electricity, oil, and excessive wear of equipment. In addition, the connection of the upper part of the vertical pipe to the separator’s gas pipeline contributes to the entrainment of the gas pipeline together with gas plugs during their selection of a significant amount of droplet liquid and its supply together with the gas from the separator to the compressor station. This leads to oil loss and degrades compressor operation.
Целью предлагаемой установки сепарации продукции скважин является сокращение эксплуатационных затрат за счет уменьшения расхода электроэнергии и сокращение капитальных затрат за счет высвобождения оборудования и компрессорной станции. The purpose of the proposed installation for the separation of well products is to reduce operating costs by reducing energy consumption and reducing capital costs due to the release of equipment and a compressor station.
Указанная цель достигается описываемой установкой, содержащей сепараторы высокого и низкого давлений, газопровод высокого давления, подводящие и отводящие трубопроводы, сырьевые и товарные резервуары с газоуравнительной линией, вертикальную трубу, верхняя часть которой расположена на равной с сепаратором низкого давления высоте, регулирующий клапан и систему улавливания легких фракций (УЛФ), включающую буферную емкость, компрессор и насос. This goal is achieved by the described installation, which contains high and low pressure separators, a high pressure gas pipeline, inlet and outlet pipelines, raw materials and commodity tanks with a gas equalization line, a vertical pipe, the upper part of which is located at a height equal to the low pressure separator, a control valve and a recovery system light fractions (ULF), including a buffer tank, compressor and pump.
Новым является то, что установка снабжена трубопроводом, соединяющим отводящий трубопровод сепаратора низкого давления с буферной емкостью системы УЛФ и нижней зоной товарного резервуара, при этом вертикальная труба установлена на отводящем трубопроводе сепаратора высокого давления и соединена верхней частью с газовой зоной сепаратора низкого давления, а регулирующий клапан установлен на отводящем трубопроводе сепаратора низкого давления. New is that the installation is equipped with a pipeline connecting the discharge pipe of the low pressure separator with the buffer capacity of the ULF system and the lower zone of the commodity tank, while the vertical pipe is installed on the discharge pipe of the high pressure separator and is connected with the upper part to the gas zone of the low pressure separator, and the control the valve is installed on the discharge pipe of the low pressure separator.
На чертеже представлена принципиальная схема предлагаемой установки. The drawing shows a schematic diagram of the proposed installation.
Установка содержит: подводящий трубопровод 1, сепаратор 2 высокого давления с газопроводом 3 и отводящим трубопроводом 4, подключенным к сырьевому резервуару 5, вертикальную трубу 6, установленную на отводящем трубопроводе 4 сепаратора 2 и соединенную верхней частью газопроводом 7 с газовой зоной сепаратора 8 низкого давления, отводящий трубопровод 9 которого соединен трубопроводом 10 с нижней зоной товарного резервуара 11 и с буферной емкостью 12 системы улавливания легких фракций, включающей собственно буферную емкость 12, соединенную посредством газоуравнительной линии 13 с сырьевым и товарным резервуарами 5 и 11, компрессор 14 с нагнетательным газопроводом 15, подключенным к газопроводу 3 высокого давления, и насос 16, соединенный трубопроводом 17 с буферной емкостью 12. На отводящем трубопроводе 3 сепаратора 8 низкого давления установлен регулирующий клапан "После себя" 18, а резервуары 5 и 11 и буферная емкость 12 снабжены датчиками давления 19 и 20 включения-отключения компрессора 14. Аварийный выход газа из резервуаров осуществляется через дыхательные клапаны 21. Резервуар 5 сырой нефти снабжен отводящими трубопроводами 22 и 23 воды и нефти соответственно, а резервуар 11 товарной нефти снабжен подводящим и отводящим трубопроводами 24 и 25 нефти. Кроме того, на трубопроводе 10, соединяющим отводящий трубопровод 9 и товарный резервуар 11, непосредственно перед резервуаром установлен обратный клапан 26. The installation includes: a supply pipe 1, a high pressure separator 2 with a gas pipe 3 and a discharge pipe 4 connected to a feed tank 5, a vertical pipe 6 mounted on a discharge pipe 4 of the separator 2 and connected by the upper part of the gas pipeline 7 to the gas zone of the low pressure separator 8, a discharge pipe 9 which is connected by a pipe 10 to the lower zone of the commodity reservoir 11 and to the buffer tank 12 of the light fraction collection system, including the buffer tank 12 itself, connected in the middle gas equalization line 13 with raw and commodity tanks 5 and 11, a compressor 14 with a discharge gas pipe 15 connected to a high pressure gas pipe 3, and a pump 16 connected by a pipe 17 to a buffer tank 12. A control valve is installed on the discharge pipe 3 of the low pressure separator 8 "After yourself" 18, and tanks 5 and 11 and the buffer tank 12 are equipped with pressure sensors 19 and 20 on-off of the compressor 14. The emergency exit of gas from the tanks is carried out through breathing valves 21. Crude oil tank 5 equipped with outlet pipelines 22 and 23 of water and oil, respectively, and the reservoir 11 of commodity oil is equipped with inlet and outlet pipelines 24 and 25 of oil. In addition, on the pipeline 10 connecting the discharge pipe 9 and the commodity tank 11, a check valve 26 is installed directly in front of the tank.
Установка работает следующим образом. Installation works as follows.
Газоводонефтяная смесь по подводящему трубопроводу 1 поступает в сепаратор 2 высокого давления, где происходит отделение основного объема газа от нефти. Газ по газопроводу 3 поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а обводненная нефть с остаточным содержанием газа по отводящему трубопроводу 4 - в сырьевой резервуар 5. При транспортировании газоводонефтяной смеси от сепаратора 2 до резервуара 5 в отводящем трубопроводе 4 образуются газовые скопления (пробки), особенно если сепаратор 2 высокого давления расположен на дожимной насосной станции вдали от центрального сборного пункта. Эти пробки отбираются через вертикальную трубу 6 и поступают по газопроводу 7 в сепаратор 8 низкого давления, который служит одновременно буферной емкостью для накопления определенного объема газа и газосепаратором для отделения капель жидкости, уносимых пробками при прохождении их через границу раздела фаз нефть-газ в вертикальной трубе. При поступлении пробок в сепаратор 8 газ расширяется, скорость газового потока снижается и происходит осаждение капель жидкости в нижнюю зону аппарата. С течением времени происходит накопление газового объема в сепараторе 8 и повышение давления в нем, что способствует более эффективному осаждению мельчайших капель нефти из газового потока. При поступлении газоводонефтяного потока в сырьевой резервуар 5 в нем происходит окончательное отделение газа от нефти, сброс отделившейся воды по трубопроводу 22 на очистные сооружения и отвод нефти по трубопроводу 23 на установку подготовки нефти (УПН), откуда нефть направляется по трубопроводу 24 в товарный резервуар 11 и далее по трубопроводу 25 потребителю. Легкие фракции нефти из резервуаров и газ, выделившийся из нефти в сырьевой резервуар 5, поступают по газоуравнительной линии 13 в буферную емкость 12 системы УЛФ. При достижении в резервуарах 5 и 11 максимально допустимого давления по сигналу от датчиков 19 и 20 включается компрессор 14, который откачивает из буферной емкости 12 газ и пары нефти и нагнетает их по газопроводу 15 в газопровод 3 высокого давления, по которому они совместно с газом, выделившимся в сепараторе 2 высокого давления, направляются на ГПЗ. В процессе отбора легких фракций из резервуаров 5 и 11 давление в них может снижаться вследствие временного несоответствия производительности компрессора объемам выхода газовой фазы из нефти в резервуарах или в результате откачки нефти из товарного резервуара. В этом случае при достижении определенного значения давления в резервуарах 5 и 11 и буферной емкости 12 открывается регулирующий клапан "После себя" 18, установленный на отводящем трубопроводе 9, и за счет повышения давления в сепараторе 8 низкого давления происходит выдавливание газом из сепаратора 8 по отводящему трубопроводу 9 и трубопроводу 10 жидкости в буферную емкость 12 с одновременным поступлением в нее газа. При снижении уровня нефти в товарном резервуаре 11 в момент откачки из него нефти газ из сепаратора 8 дополнительно поступает по трубопроводу 10 через обратный клапан 26 в товарный резервуар 11. Значительное суммарное увеличение объема газа, поступающего в сырьевой резервуар 5 совместно с нефтью из сепаратора 2 высокого давления и из сепаратора 8 низкого давления в буферную емкость 12 и товарный резервуар 11, способствует быстрому повышению давления в буферной емкости 12 и в резервуарах и гарантирует непрерывность работы компрессора 14 системы УЛФ. При повышении давления в резервуарах 5 и 11 и буферной емкости 12 до максимально допустимого значения происходит закрытие клапана 18 и накопление газа в сепараторе 8 низкого давления при поступлении в него газовых пробок из вертикальной трубы 6. The gas-oil mixture through the supply pipe 1 enters the high-pressure separator 2, where the main volume of gas is separated from oil. Gas is supplied through gas pipeline 3 to a gas processing plant (GPP), and waterlogged oil with a residual gas content through an exhaust pipe 4 is transferred to a raw material tank 5. During transportation of a gas-oil mixture from a separator 2 to a tank 5, gas accumulations (plugs) are formed in the exhaust pipe 4, especially if the high-pressure separator 2 is located at the booster pump station away from the central assembly point. These plugs are sampled through a vertical pipe 6 and fed through a gas pipe 7 to a low pressure separator 8, which simultaneously serves as a buffer tank for accumulating a certain volume of gas and as a gas separator for separating liquid droplets carried away by the plugs when passing through the oil-gas interface in a vertical pipe . When the plugs enter the separator 8, the gas expands, the gas flow rate decreases, and liquid droplets are deposited in the lower zone of the apparatus. Over time, there is an accumulation of gas volume in the separator 8 and an increase in pressure in it, which contributes to a more efficient deposition of tiny drops of oil from the gas stream. When the gas-oil flow enters the raw material tank 5, it finally separates the gas from the oil, the separated water is discharged through the pipe 22 to the treatment facilities and the oil is drained through the pipe 23 to the oil treatment unit (UPN), from where the oil is sent through the pipe 24 to the commodity tank 11 and then through the pipeline 25 to the consumer. The light fractions of oil from the tanks and the gas released from the oil into the feed tank 5 are fed through gas equalization line 13 to the buffer tank 12 of the ULF system. When reaching the maximum permissible pressure in the tanks 5 and 11, according to the signal from the sensors 19 and 20, the compressor 14 is turned on, which pumps gas and oil vapors from the buffer tank 12 and pumps them through gas pipeline 15 into the high pressure gas pipeline 3, through which they are combined with gas, released in the high pressure separator 2 are sent to the gas processing plant. In the process of selecting light fractions from tanks 5 and 11, the pressure in them may decrease due to temporary mismatch of compressor performance with the volume of gas phase output from the oil in the tanks or as a result of pumping oil from the commodity tank. In this case, when a certain pressure value is reached in the tanks 5 and 11 and the buffer tank 12, the After-yourself control valve 18 is installed, installed on the outlet pipe 9, and due to pressure increase in the low-pressure separator 8, gas is squeezed out of the separator 8 along the outlet the pipeline 9 and the pipeline 10 of the liquid in the buffer tank 12 with the simultaneous flow of gas into it. With a decrease in the oil level in the commodity tank 11 at the time of pumping oil out of it, gas from the separator 8 additionally flows through the pipeline 10 through the check valve 26 to the commodity tank 11. A significant total increase in the volume of gas entering the raw tank 5 together with the oil from the high separator 2 pressure and from the low pressure separator 8 to the buffer tank 12 and the commodity tank 11, contributes to a rapid increase in pressure in the buffer tank 12 and in the tanks and ensures the continuous operation of the compressor 14 of the UL system F. When the pressure in the tanks 5 and 11 and the buffer tank 12 increase to the maximum permissible value, the valve 18 closes and gas accumulates in the low pressure separator 8 when gas plugs enter it from the vertical pipe 6.
В случае непредвиденного снижения давления в резервуарах и буферной емкости ниже минимально допустимого значения происходит остановка компрессора по сигналу от датчиков 19 и 20. Откачка жидкой фазы из буферной емкости 12 осуществляется по трубопроводу 17 насосом 16. Аварийный выход газа из резервуаров 5 и 11 происходит через дыхательные клапаны 21. In the event of an unexpected decrease in pressure in the tanks and the buffer tank below the minimum acceptable value, the compressor stops by the signal from the sensors 19 and 20. The pumping-out of the liquid phase from the buffer tank 12 is carried out through the pipe 17 by the pump 16. The emergency exit of gas from the tanks 5 and 11 occurs through the respiratory valves 21.
Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки складывается из следующего. The technical and economic efficiency of the proposed installation consists of the following.
Благодаря поступлению всего объема нефти с газом из сепараторов высокого давления непосредственно в сырьевые резервуары с отводом газовых пробок в сепаратор низкого давления, накоплению газа в нем и наличии трубопровода, соединяющего отводящий трубопровод сепаратора низкого давления с буферной емкостью системы УЛФ и нижней зоной товарного резервуара, отпадает необходимость в традиционной компрессорной станции, так как весь газ направляется потребителю под давлением компрессора системы УЛФ при непрерывной его эксплуатации. Следовательно, значительно снижаются капитальные затраты на компрессора, оборудование и помещение компрессорной станции, составляющие порядка 2,0-3,0 млрд.руб. За счет использования одноступенчатого сжатия газа уменьшается на 30-40% эксплуатационные затраты вследствие сокращения расхода электроэнергии, масла, тепла. На 80-90% уменьшаются объем ремонтных работ и потребность в обслуживающем персонале. Due to the flow of the entire volume of oil and gas from the high-pressure separators directly to the raw material tanks with the removal of gas plugs to the low-pressure separator, the accumulation of gas in it and the presence of a pipeline connecting the discharge pipe of the low-pressure separator with the buffer capacity of the ULF system and the lower zone of the commodity tank, it disappears the need for a traditional compressor station, since all gas is directed to the consumer under the pressure of the compressor of the ULF system during its continuous operation. Consequently, the capital costs for the compressor, equipment and premises of the compressor station are significantly reduced, amounting to about 2.0-3.0 billion rubles. Through the use of single-stage gas compression, operating costs are reduced by 30–40% due to a reduction in the consumption of electricity, oil, and heat. The volume of repair work and the need for maintenance personnel are reduced by 80-90%.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99125367A RU2177358C2 (en) | 1999-11-30 | 1999-11-30 | Plant for separation of well products |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99125367A RU2177358C2 (en) | 1999-11-30 | 1999-11-30 | Plant for separation of well products |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99125367A RU99125367A (en) | 2001-10-27 |
| RU2177358C2 true RU2177358C2 (en) | 2001-12-27 |
Family
ID=20227639
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99125367A RU2177358C2 (en) | 1999-11-30 | 1999-11-30 | Plant for separation of well products |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2177358C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2501944C1 (en) * | 2012-12-03 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil treatment and utilisation of associated gas |
-
1999
- 1999-11-30 RU RU99125367A patent/RU2177358C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2501944C1 (en) * | 2012-12-03 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil treatment and utilisation of associated gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6315813B1 (en) | Method of treating pressurized drilling fluid returns from a well | |
| US3486297A (en) | Liquid and gas pumping unit | |
| US20160265322A1 (en) | Oil/gas production apparatus | |
| SU955873A3 (en) | Liquid separator | |
| US7179386B2 (en) | Discharging sand from a vessel at elevated pressure | |
| CA2088876A1 (en) | Vapor recovery system | |
| KR101121243B1 (en) | Method for delivering a multi-phase mixture and pump installation | |
| US6227222B1 (en) | Closed oil liquid ring gas compression system with a suction injection port | |
| CN109707347B (en) | Pretreatment system and method for raw gas wellhead before pressurization | |
| RU2177358C2 (en) | Plant for separation of well products | |
| RU2236639C1 (en) | System for collecting and transporting products of oil wells | |
| US20140326668A1 (en) | Using geopressure to desalinate water | |
| CN201924890U (en) | Novel coalbed methane ground extraction device | |
| USRE38434E1 (en) | Closed oil liquid ring gas compression system with a suction injection port | |
| US8439999B2 (en) | Device for capturing gas from a produced water stream | |
| RU2471979C2 (en) | Associated gas treatment method | |
| WO2001036561A1 (en) | A method and apparatus for treating pressurized drilling fluid returns from a well | |
| RU2073123C1 (en) | Pump-ejector plant | |
| RU2602099C1 (en) | System for separation of water, oil and gas mixture | |
| RU2259511C2 (en) | Method of preparing and utilizing low-pressure gas | |
| CN215927699U (en) | Polymerization plant parking vacuum pumping system | |
| RU2553922C2 (en) | Complex drying and cleaning of associate oil gas by centrifugal separation and membrane filtration followed by vortex combustion | |
| US8597402B2 (en) | Device for capturing gas from a produced water stream | |
| SU1758215A1 (en) | Gas-lift well operation method | |
| CN216044256U (en) | Polymerization device driving vacuum-pumping system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071201 |