RU2304708C1 - Method for extracting oil from horizontal well - Google Patents
Method for extracting oil from horizontal well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2304708C1 RU2304708C1 RU2005137061/03A RU2005137061A RU2304708C1 RU 2304708 C1 RU2304708 C1 RU 2304708C1 RU 2005137061/03 A RU2005137061/03 A RU 2005137061/03A RU 2005137061 A RU2005137061 A RU 2005137061A RU 2304708 C1 RU2304708 C1 RU 2304708C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- piston
- gas
- lifting pipes
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти горизонтальными скважинами.The invention relates to the oil industry, in particular to oil production by horizontal wells.
Известен способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт (см. патент RU №2211318, Е21В 43/24, опубл. 27.08.2003), включающий бурение непрерывной скважины с входным, горизонтальным и выходным участками, подача теплоносителя в скважину с входного участка и отбор продукции с выходного по колоннам насосно-компрессорных труб.A known method of producing viscous oil during thermal exposure to the reservoir (see patent RU No. 2211318, ЕВВ 43/24, publ. 08/27/2003), including drilling a continuous well with inlet, horizontal and outlet sections, supplying coolant to the well from the inlet section and selection of products from the output of tubing strings.
Известный способ позволяет производить добычу нефти из горизонтальных скважин.The known method allows for the production of oil from horizontal wells.
Недостатком способа является то, что при его использовании создается противодавление на пласт закачиваемым в скважину теплоносителем, которое снижает приток нефти из пласта, и требуются значительные энергозатраты, которые связаны с непроизводительными потерями тепла в непродуктивные горные породы при транспортировке теплоносителя в скважине и выносом тепла на поверхность теплоносителем, поднимаемым вместе с продукцией.The disadvantage of this method is that when it is used, a backpressure is created on the formation by the coolant pumped into the well, which reduces the oil flow from the formation, and significant energy costs are required, which are associated with unproductive heat losses in unproductive rocks during transportation of the coolant in the well and heat transfer to the surface the heat carrier lifted together with production.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является плунжерный подъемник (Ф.С.Абдулин "Добыча нефти и газа". М.: "Недра". 1983, с.148-149), включающий помещение в подъемные трубы поршня, подачу газа и отбор продукции из скважины по внутритрубному пространству.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed method is a plunger lift (F.S. Abdulin "Oil and gas production." M .: "Nedra". 1983, p.148-149), which includes a piston in the lifting pipes, gas supply and production selection from the well along the in-pipe space.
Известный способ позволяет поднимать продукцию из скважины.The known method allows you to lift products from the well.
Недостатком способа является то, что при подаче газа в скважину создается противодавление на пласт, которое снижает приток нефти из него в ствол скважины, глубина падения поршня в подъемных трубах в горизонтальной скважине недостаточна из-за кривизны ствола, что снижает эффективность подъема продукции из таких скважин.The disadvantage of this method is that when gas is supplied to the well, backpressure is created on the formation, which reduces the flow of oil from it into the wellbore, the depth of the piston falling in the lifting pipes in a horizontal well is insufficient due to the curvature of the wellbore, which reduces the efficiency of lifting products from such wells .
Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является снижение противодавления на пласт и увеличение притока нефти из него в ствол горизонтальной скважины за счет исключения возможности попадания в межтрубное пространство газа, закачиваемого в подъемные трубы для отбора по ним продукции, обеспечение "холостого" хода поршня в подъемных трубах и по горизонтальной части ствола за счет давления подаваемого в них газа, повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения "рабочего" хода поршня и создания максимально допустимой депрессии на пласт.The technical problem to be solved by the claimed invention is directed is to reduce back pressure on the formation and increase oil inflow from it into the horizontal wellbore by eliminating the possibility of gas entering the annulus being pumped into the lifting pipes to select products from them, providing an “idle” run piston in the lifting pipes and along the horizontal part of the barrel due to the pressure of the gas supplied to them, increasing the efficiency of oil production by increasing the "working" stroke of the piston and creating a ma maximum DUTY allowable drawdown.
Поставленная техническая задача решается описываемым способом добычи нефти из горизонтальной скважины, включающем помещение в подъемные трубы поршня, подачу газа и отбор продукции по внутритрубному пространству, при этом в подъемные трубы, установленные в непрерывную скважину с входом и выходом ее на дневную поверхность, с входа осуществляют помещение поршня и подачу газа, которым перемещают поршень к выходу, затрубное и внутритрубное пространства разобщают, а поршень вместе с продукцией во внутритрубном пространстве продолжают перемещать до подъема на поверхность, после чего осуществляют сброс газа из подъемных труб, подачу его в них с выхода скважины и перемещают газом поршень к входу, затрубное и внутритрубное пространства сообщают, осуществляют сброс газа из подъемных труб и заполняют их продукцией скважины, поочередную подачу и сброс газа из подъемных труб с входа и выхода скважины повторяют, со стороны входа скважины к поршню закрепляют тяговый элемент, которым осуществляют его перемещение в эту сторону, при необходимости исследования скважины глубинный прибор для перемещения его в скважине закрепляют к поршню со стороны выхода скважины.The stated technical problem is solved by the described method of oil production from a horizontal well, which includes placing the piston in the lifting pipes, supplying gas and taking products through the in-pipe space, while the lifting pipes installed in a continuous well with its entrance and exit to the day surface, carry out the entrance the piston space and the gas supply by which the piston is moved to the outlet, the annular and in-tube spaces are disconnected, and the piston together with the products in the in-tube space continue to Then push it up to the surface, after which gas is discharged from the riser pipes, it is supplied to them from the well outlet and the piston is moved to the inlet by gas, the annular and in-tube spaces are reported, gas is discharged from the riser pipes and filled with well products, and The gas discharge from the riser pipes from the inlet and outlet of the well is repeated, from the side of the inlet of the well to the piston, a traction element is fixed with which it is moved to this side, if necessary, the well is surveyed p to move it in the borehole is fixed to the piston from the outlet side of the borehole.
Проведенные исследования показали, что осуществление помещения в подъемные трубы, установленные в непрерывную скважину с входом и выходом ее на дневную поверхность, с входа скважины поршня, подача газа в подъемные трубы с входа скважины, перемещение им поршня к выходу скважины, разобщение затрубного и внутритрубного пространства, продолжение перемещения поршня вместе с продукцией во внутритрубном пространстве до подъема на дневную поверхность, после чего осуществление сброса газа из подъемных труб, подача его в них с выхода скважины и перемещение поршня газом к входу скважины, сообщение затрубного и внутритрубного пространства, осуществление сброса газа из подъемных труб и заполнение их продукцией скважины, повторение поочередной подачи и сброса газа из подъемных труб с входа и выхода скважины позволяет:The studies showed that the implementation of the placement in the lifting pipes installed in a continuous well with its entrance and exit to the day surface, from the piston well inlet, supplying gas to the lifting pipes from the well inlet, moving the piston to the well outlet, separation of the annulus and the annulus , continued movement of the piston together with the product in the annulus until it rises to the day surface, after which the gas is discharged from the riser pipes, supplied to them from the well exit and eremeschenie piston gas entry to the well annulus and message-tube space, the implementation of the gas discharge pipe lifting and filling their production wells, and repeating alternately applying a reset of the lift gas from the well pipe inlet and outlet allows:
во-первых, снизить противодавление на пласт за счет предотвращения попадания в затрубное пространство газа, закачиваемого в подъемные трубы для перемещения поршня и подъема продукции скважины;firstly, to reduce the back pressure on the reservoir by preventing ingress of gas into the annulus injected into the lifting pipes to move the piston and raise the well production;
во-вторых, увеличить приток нефти из пласта в ствол скважины за счет снижения противодавления на пласт;secondly, to increase the flow of oil from the formation into the wellbore by reducing backpressure on the formation;
в-третьих, обеспечить ход поршня в подъемных трубах, в том числе, и в горизонтальной части ствола скважины за счет давления подаваемого в них газа;thirdly, to ensure the piston stroke in the lifting pipes, including in the horizontal part of the wellbore due to the pressure of the gas supplied to them;
в-четвертых, увеличить ход поршня в подъемных трубах за счет обеспечения возможности перемещения его в подъемных трубах по всей длине ствола скважины;fourthly, to increase the piston stroke in the lifting pipes by providing the possibility of moving it in the lifting pipes along the entire length of the wellbore;
в-пятых, обеспечить возможность создания максимально допустимой депрессии на пласт за счет сообщения затрубного и внутритрубного пространства на определенном участке ствола скважины.fifthly, to provide the ability to create the maximum allowable depression on the reservoir by communicating the annulus and in-tube space in a particular section of the wellbore.
Закрепление к поршню тягового элемента со стороны входа скважины позволяет осуществлять перемещение поршня на "холостом" ходу в сторону входа скважины за счет привода, связанного с этим тяговым элементом.Fastening to the piston of the traction element from the side of the well entrance allows the piston to be moved idle towards the well entrance due to the drive associated with this traction element.
Закрепление к поршню глубинного прибора со стороны выхода скважины позволяет перемещать его в подъемных трубах при необходимости исследования скважины, в том числе, и в горизонтальной части ствола, расположенной в продуктивном пласте, за счет поршня, перемещаемого описанными способами.Fastening to the piston of the downhole tool from the side of the well’s outlet allows it to be moved in lifting pipes when it is necessary to study the well, including in the horizontal part of the barrel located in the reservoir, due to the piston moving by the described methods.
Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа добычи нефти из горизонтальной скважины позволяет снизить противодавление на пласт и увеличить приток из него, обеспечить движение поршня и вытеснение им продукции из подъемных труб и в горизонтальной части ствола с подъемом ее на дневную поверхность, увеличить ход поршня и повысить эффективность добычи.The set of distinctive features of the proposed method of oil production from a horizontal well allows to reduce backpressure on the formation and increase inflow from it, to ensure piston movement and displacement of products from the lifting pipes and in the horizontal part of the barrel with its lifting to the day surface, to increase the piston stroke and increase production efficiency .
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "изобретательный уровень".From the patent and scientific literature we do not know the claimed combination of distinctive features. Therefore, the claimed method meets the criteria of the invention "inventive step".
На фиг.1 показана схема осуществления предлагаемого способа добычи нефти из горизонтальной скважины при подъеме продукции, на фиг.2 - при "холостом" ходе поршня, на фиг.3 - при заполнении подъемных труб продукцией.Figure 1 shows a diagram of the implementation of the proposed method of oil production from a horizontal well when lifting products, figure 2 - when the piston is idle, figure 3 - when filling the lifting pipes with products.
Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).The method is carried out in the following sequence (combined with an example of a specific implementation).
В непрерывную скважину 1 с входом 2 и выходом 3 ее на дневную поверхность, устанавливают подъемные трубы 4, например, колонну насосно-компрессорных труб или безмуфтовую длинномерную (колтюбинговую) трубу (см. фиг.1). В подъемные трубы 4 с входа 2 скважины 1 помещают поршень 5.In a continuous well 1 with an entrance 2 and an exit 3 to the surface, lift pipes 4 are installed, for example, a tubing string or a sleeveless long-length (coiled tubing) pipe (see figure 1). In the lifting pipes 4 from the inlet 2 of the well 1, a piston 5 is placed.
С входа 2 скважины 1 в подъемные трубы 4 подают газ, например, воздух, азот, углекислый газ и т.п., который перемещает поршень 5 в подъемных трубах 4 в направлении выхода 3 скважины 1. При прохождении поршнем 5 определенного участка ствола скважины 1 затрубное А и внутритрубное Б пространства разобщают, например, перекрыв канал 6 в подъемной колонне 4 втулкой 7 управляемой поршнем 5. Этот участок определяют с учетом характеристик конкретной скважины, таких как геометрические размеры скважины, допустимая депрессия на пласт, давление насыщения, удельный вес продукции и др. Поршень 5 вместе с продукцией во внутритрубном пространстве Б продолжают перемещать до подъема на дневную поверхность. Таким образом, поршень 5 совершает "рабочий" ход. При этом в результате разобщения затрубного и внутритрубного пространства давление, подаваемое в подъемные трубы 4 газа, не создает противодавления на продуктивный пласт 8, что, в свою очередь, увеличивает приток нефти из него в затрубное пространство А.From the input 2 of the well 1, gas, for example, air, nitrogen, carbon dioxide, etc., is supplied to the lifting pipes 4, which moves the piston 5 in the lifting pipes 4 in the direction of the output 3 of the well 1. When the piston 5 passes a certain section of the wellbore 1 the annulus A and the annulus B spaces are separated, for example, by blocking the channel 6 in the lifting column 4 with a sleeve 7 controlled by a piston 5. This section is determined taking into account the characteristics of a particular well, such as the geometric dimensions of the well, allowable depression on the formation, saturation pressure, specific the weight of the product, etc. The piston 5, together with the products in the in-pipe space B, continues to be moved until it rises to the day surface. Thus, the piston 5 makes a "working" stroke. Moreover, as a result of the separation of the annulus and the annulus, the pressure supplied to the gas riser 4 does not create back pressure on the reservoir 8, which, in turn, increases the flow of oil from it into the annulus A.
После этого газ из подъемных труб 4 сбрасывают через вход 2 скважины 1 и подают его в подъемные трубы 4 с выхода 3, перемещают газом поршень 5 к входу 2 скважины 1 (см. фиг.2). При прохождении поршнем 5 определенного выше участка ствола скважины 1 затрубное А и внутритрубное Б пространства сообщаются, открыв канал 6 в подъемных трубах 4 перемещением втулки 7 управляемой поршнем 5 и сбрасывают газ из подъемных труб 4 через выход 3 скважины 1. Таким образом поршень 5 совершает "холостой" ход.After that, gas from the lifting pipes 4 is discharged through the inlet 2 of the well 1 and fed into the lifting pipes 4 from the outlet 3, the piston 5 is moved by gas to the inlet 2 of the well 1 (see FIG. 2). When the piston 5 passes through the above-defined section of the borehole 1, the annulus A and the in-pipe B spaces are communicated by opening the channel 6 in the lifting pipes 4 by moving the sleeve 7 controlled by the piston 5 and the gas is discharged from the lifting pipes 4 through the outlet 3 of the well 1. Thus, the piston 5 performs idling.
После этого подъемные трубы 4 через канал 6 заполняют продукцией скважины 1 за счет перепада давления между затрубным А и внутритрубным Б пространствами (см. фиг.3). Процесс заполнения контролируют по изменению уровня в подъемных трубах 4, например, эхолотом.After that, the lifting pipes 4 through the channel 6 are filled with the products of the well 1 due to the pressure difference between the annulus A and the in-pipe B spaces (see Fig. 3). The filling process is controlled by a level change in the lifting pipes 4, for example, with an echo sounder.
Поочередную подачу и сброс газа из подъемных труб 4 с входа 2 и выхода 3 скважины 1 с совершением поршнем 5 "рабочего" и "холостого" хода повторяют. При этом обеспечивается значительная величина "холостого" и "рабочего" хода поршня, равная в пределе всей длине ствола скважины 1, что позволяет за один двойной ход отбирать из скважины 1 большой объем продукции, а вытеснение поршнем 5 продукции из подъемных труб 4, расположенных в горизонтальной части ствола, размещенной в продуктивном пласте 8, обеспечивает возможность создания максимальной депрессии на пласт 8, при соединении затрубного А и внутритрубного Б пространства в горизонтальной части ствола скважины 1.The alternate supply and discharge of gas from the riser pipes 4 from the inlet 2 and the outlet 3 of the well 1 with the piston 5 committed "working" and "idle" repeat. This ensures a significant value of the "idle" and "working" stroke of the piston, which is equal to the limit of the entire length of the wellbore 1, which allows for a single double stroke to select from the well 1 a large volume of production, and the displacement of the piston 5 products from the lifting pipes 4 located in horizontal part of the barrel, located in the reservoir 8, provides the ability to create maximum depression on the reservoir 8, when connecting annulus A and in-pipe B space in the horizontal part of the wellbore 1.
Для снижения расхода газа со стороны входа 2 скважины 1 к поршню 5 закрепляют тяговый элемент, например, канат, ленту и т.п., которым осуществляют "холостой" ход поршня 5 с помощью привода, например, лебедки, установленной на поверхности земли. При этом необходимые тяговые усилия значительно меньше, чем при "рабочем" ходе поршня 5.To reduce the gas flow from the inlet 2 side of the well 1 to the piston 5, a traction element is fixed, for example, a rope, tape, etc., which carry out the idle stroke of the piston 5 using a drive, for example, a winch mounted on the ground. In this case, the necessary traction forces are much less than with the "working" stroke of the piston 5.
При необходимости исследования скважины глубинный прибор закрепляют к поршню 5 со стороны выхода скважины 1 и перемещают его в скважине поршнем 5, который перемещается описанными способами.If it is necessary to study the well, the downhole tool is fixed to the piston 5 from the outlet side of the well 1 and it is moved in the well by the piston 5, which moves using the described methods.
Осуществление помещения в подъемные трубы, установленные в непрерывную скважину с входом и выходом ее на дневную поверхность, с входа скважины поршня и подача в подъемные трубы с входа скважины газа, которым перемещают поршень к выходу скважины, разобщение затрубного и внутритрубного пространства, продолжение перемещения поршня вместе с продукцией во внутритрубном пространстве до подъема на дневную поверхность, осуществление сброса газа из подъемных труб, подача его в них с выхода скважины и перемещение газом поршня к входу скважины, сообщение затрубного и внутритрубного пространства, сброс газа из подъемных труб и заполнение их продукцией скважины, повторение поочередной подачи и сброса газа из подъемных труб с входа и выхода скважины, закрепление к поршню со стороны входа скважины тягового элемента и осуществление им перемещения поршня к входу скважины, закрепление к поршню со стороны выхода скважины глубинного прибора для перемещения его в скважине при необходимости ее исследования обеспечивают снижение противодавления на пласт и увеличение притока нефти из него в ствол скважины, а также вытеснение поршнем из подъемных труб, расположенных в горизонтальной части ствола, продукции и подъем ее по ним на дневную поверхность, при этом обеспечивают значительный "рабочий" и "холостой" ход поршня, а также возможность создания максимальной депрессии на пласт, исследования скважины глубинными приборами и снижения расхода газа.Placement in lifting pipes installed in a continuous well with its inlet and outlet on the day surface, from the piston well inlet and supplying gas to the lifting tubes from the well inlet to which the piston is moved to the well exit, separation of the annular and in-tube space, continued movement of the piston together with products in the annulus before lifting to the day surface, discharging gas from the lifting pipes, supplying them to them from the well exit and moving the piston to the well entrance with gas communication between the annulus and the annulus, discharging gas from the risers and filling them with well products, repeating the alternate supply and discharge of gas from the risers from the inlet and outlet of the well, securing the traction element to the piston from the well inlet side and moving the piston to the well inlet, fastening to the piston from the side of the well outlet of the downhole tool to move it in the well, if necessary, its studies provide a decrease in back pressure on the formation and an increase in oil flow from into the wellbore, as well as displacement by the piston from the lifting pipes located in the horizontal part of the wellbore, products and their lifting on them to the day surface, while providing a significant "working" and "idle" piston stroke, as well as the possibility of creating maximum depression on the reservoir , well exploration with downhole tools and gas flow reduction.
Таким образом, применение предлагаемого способа добычи нефти из горизонтальной скважины позволяет повысить эффективность добычи нефти за счет увеличения его притока из пласта и подъема на дневную поверхность без создания при этом противодавления на пласт.Thus, the application of the proposed method of oil production from a horizontal well allows to increase the efficiency of oil production by increasing its inflow from the formation and rising to the surface without creating backpressure to the formation.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005137061/03A RU2304708C1 (en) | 2005-11-30 | 2005-11-30 | Method for extracting oil from horizontal well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005137061/03A RU2304708C1 (en) | 2005-11-30 | 2005-11-30 | Method for extracting oil from horizontal well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005137061A RU2005137061A (en) | 2007-06-10 |
| RU2304708C1 true RU2304708C1 (en) | 2007-08-20 |
Family
ID=38312108
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005137061/03A RU2304708C1 (en) | 2005-11-30 | 2005-11-30 | Method for extracting oil from horizontal well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2304708C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2773088C1 (en) * | 2021-08-31 | 2022-05-30 | Олег Леонидович Колесник | Gravitational method of oil production by two-shed wells |
-
2005
- 2005-11-30 RU RU2005137061/03A patent/RU2304708C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АБДУЛИН Ф.С. Добыча нефти и газа, Недра. - М.: 1983, с.148-149. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2773088C1 (en) * | 2021-08-31 | 2022-05-30 | Олег Леонидович Колесник | Gravitational method of oil production by two-shed wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005137061A (en) | 2007-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9322251B2 (en) | System and method for production of reservoir fluids | |
| US8794305B2 (en) | Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well | |
| US8316950B2 (en) | Systems and methods for deliquifying a commingled well using natural well pressure | |
| EP2718540B1 (en) | Single and multi-chamber wellbore pumps for fluid lifting | |
| CA2280558A1 (en) | Hollow tubing pumping system | |
| RU2006137251A (en) | METHOD FOR SEPARATE OPERATION OF OBJECTS OF EXPRESSIVE OR PRODUCING WELL AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
| RU2304708C1 (en) | Method for extracting oil from horizontal well | |
| RU2188342C1 (en) | Method of operation of well jet plant at testing and completion of wells, and well jet plant | |
| RU2619605C1 (en) | Method for optical fiber cable delivery to horizontal wellbore | |
| RU2364708C1 (en) | Unit borehole rod pumping with double-acting pump | |
| RU131075U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL | |
| RU2342524C1 (en) | Method of development of high viscous oil or bitumen deposit | |
| EP3612713B1 (en) | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump | |
| RU59164U1 (en) | HYDRAULIC BOREHOLE PUMP UNIT | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| US10982515B2 (en) | Electric submersible hydraulic lift pump system | |
| RU2289681C1 (en) | Method for performing second completion of reservoirs in gas wells | |
| RU2584703C1 (en) | Method of development of multipay object with high-viscosity oil | |
| RU2339805C1 (en) | Method for development of high viscous oil or bitumen deposits | |
| WO2002035057A1 (en) | Gas displaced chamber lift system with closed loop/multi-stage vents | |
| RU173660U1 (en) | Borehole installation for production of heavy, highly viscous oils | |
| RU2267607C2 (en) | Device to repeatedly create differential pressure drawdown in bottomhole formation zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091201 |