RU2459936C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459936C1 RU2459936C1 RU2011143609/03A RU2011143609A RU2459936C1 RU 2459936 C1 RU2459936 C1 RU 2459936C1 RU 2011143609/03 A RU2011143609/03 A RU 2011143609/03A RU 2011143609 A RU2011143609 A RU 2011143609A RU 2459936 C1 RU2459936 C1 RU 2459936C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- wells
- less
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин по ограничению водопритока с предварительным выбором скважин под обработку по показателю повышения обводненности продукции [Кан В.А. и др. Применение силиката натрия для водоизоляционных работ в скважинах ПО "Удмуртнефть", Сб. трудов ВНИИ, Вып. 108. М., 1991, с.101-105.]There is a method of processing bottom-hole zone (BHP) of wells to limit water inflow with preliminary selection of wells for treatment in terms of increasing water cut in products [Kan V.A. et al. The use of sodium silicate for waterproofing in wells at the Udmurtneft Production Association, Sat. Proceedings of the Institute, Vol. 108. M., 1991, pp. 101-105.]
Известен способ ОПЗ скважин по ограничению водопритока, предусматривающий выбор скважин по показателям обводненности продукции и степени неоднородности пласта [Вахитов Г.Г. и др. Результаты внедрения способа ограничения притока пластовых вод и регулирования профиля приемистости в скважинах с использованием гранулированного магния и его соединений. Сб. трудов ВНИИ, вып. 82, м., 1982, с.32 -39].A known method of SCR wells to limit water inflow, providing for the selection of wells in terms of water cut and the degree of heterogeneity of the formation [Vakhitov G.G. and others. The results of introducing a method of limiting the influx of formation water and regulating the injectivity profile in wells using granular magnesium and its compounds. Sat Proceedings of the Research Institute, vol. 82, m. 1982, p.32 -39].
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции пласта, в котором осуществляют выбор скважин под обработку по показателям обводненности продукции и степени неоднородности пласта. Обрабатывают скважины, выбранные по величине обобщенной функции желательности проведения ОПЗ. Функцию рассчитывают на основе показателей обводненности продукции, степени неоднородности пласта, остаточных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на каждую скважину, и значений, снятых для каждой скважины с карт регулирования разработки изменением режимов отборов по соответствующей зависимости (Патент РФ №2069745, кл. E21B 43/22, опубл. 27.11.1996 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of isolating a formation, in which wells are selected for treatment according to water cut indicators and the degree of heterogeneity of the formation. Wells are selected that are selected by the magnitude of the generalized function of the desirability of conducting an SCR. The function is calculated on the basis of indicators of water cut, heterogeneity of the reservoir, residual recoverable oil reserves per well, and values taken for each well from development control maps by changing the selection modes according to the corresponding dependence (RF Patent No. 2069745, class E21B 43 / 22, publ. 11/27/1996 - prototype).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность вследствие отсутствия учета влияния нагнетательных скважин и неполного учета геолого-промысловых данных.A common disadvantage of the known methods is the low efficiency due to the lack of accounting for the influence of injection wells and incomplete accounting of geological and field data.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляционных работ, снижения обводненности добываемой продукции.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of insulation work, reducing the water content of the extracted products.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах, согласно изобретению, для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции, с текущим водонефтяным фактором менее 8, с дебитом по жидкости не менее 10 м3/сут, приемистостью не менее 100 м3/сут, вскрытой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта не менее 3 м, в стабильном режиме эксплуатации не менее 1,5 месяцев, с влияющими нагнетательными скважинами, обладающими коэффициентом влияния не менее 0,4 и находящимися в состоянии стабильной эксплуатации не менее 1,5 месяцев, а в качестве материала для водоизоляционных работ выбирают полимерные системы, отверждаемые в пластовых условиях с созданием высокопрочных полимерных гелей.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells and performing water insulation work in production wells, according to the invention, production wells are selected for water insulation work, in which there has been an increase in water cut of produced products with current water-oil ratio less than 8, with a liquid flow rate of at least 10 m 3 / day, injection capacity of at least 100 m 3 / day, net pay thickness productive unopened lasting at least 3 m, in a stable operating mode of at least 1.5 months, with impacting injection wells having an impact coefficient of at least 0.4 and in stable operation for at least 1.5 months, and as a material for waterproofing work choose polymer systems that are cured in reservoir conditions with the creation of high-strength polymer gels.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи происходит обводнение добываемой продукции, закачиваемой через нагнетательные скважины водой и водой из водоносных пластов. На успешность мероприятий по изоляции водопритоков в добывающие скважины в значительной мере влияют характеристики залежи и состояние разработки. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляционных работ, снижения обводненности добываемой продукции исходя из свойств залежи и состояния разработки. Задача решается следующим образом.During the development of an oil deposit, water is extracted from the produced products that are pumped through injection wells with water and water from aquifers. The success of measures to isolate water inflows into production wells is significantly affected by the characteristics of the reservoir and the state of development. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of insulation work, reducing the water content of the extracted products based on the properties of the deposits and the state of development. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах. Для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции, с текущим водонефтяным фактором менее 8, с дебитом по жидкости не менее 10 м3/сут, приемистостью не менее 100 м3/сут, вскрытой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта не менее 3 м, в стабильном режиме эксплуатации не менее 1,5 месяцев, при этом влияющие нагнетательные скважины должны обладать коэффициентом влияния не менее 0,4 и находиться в состоянии стабильной эксплуатации не менее 1,5 месяцев, а в качестве материала для водоизоляционных работ выбирают полимерные системы, отверждаемые в пластовых условиях с созданием высокопрочных полимерных гелей.When developing an oil deposit, the working agent is pumped through injection wells, oil is taken through production wells and water-proofing works are carried out in production wells. To carry out waterproofing works, production wells are selected in which the water cut of the produced products has increased, with a current oil and water factor of less than 8, with a liquid flow rate of at least 10 m 3 / day, injectivity of at least 100 m 3 / day, and oil-saturated thickness of the reservoir not exposed less than 3 m, in a stable mode of operation for at least 1.5 months, while the impacting injection wells must have a coefficient of influence of at least 0.4 and be in a state of stable operation for at least 1.5 months, and as a mat iala for water shutoff selected polymeric system curable in-situ with the creation of high-polymer gels.
Текущий водонефтяной фактор менее 8 единиц это отношение добытой жидкости к добытой нефти за прошедший квартал. При таком значении водонефтяного фактора, как показывает практика, высока вероятность получения успешного результата от работ, проводимых с использованием технологии по повышению нефтеотдачи пласта. Дебит скважины по жидкости может быть от 10 до 50 м3/сут. При подготовке скважины для закачки реагента приемистость скважины должна быть не менее 100 м3/сут. Такая приемистость позволяет гарантировать доведение реагента не только до прискважинной зоны, но и на удаленное расстояние, для гарантированного блокирования обводнившихся каналов. До проведения мероприятия по повышению нефтеотдачи скважина может находиться в стабильно работающем режиме, не менее 1,5 месяца. В этом случае такой режим работы позволяет интенсифицировать приток с водонасыщенной части пласта, что гарантирует изоляцию именно этих каналов поступления воды.The current oil-water factor of less than 8 units is the ratio of liquid produced to oil produced over the past quarter. With such a value of the oil and water factor, as practice shows, it is highly likely to obtain a successful result from work carried out using technology to increase oil recovery. The flow rate of a well in liquid can be from 10 to 50 m 3 / day. When preparing a well for reagent injection, the injectivity of the well should be at least 100 m 3 / day. Such injectivity allows us to guarantee the reagent is brought not only to the near-wellbore zone, but also at a remote distance, to guarantee the blocking of waterlogged channels. Prior to an oil recovery enhancement event, a well may be in a stably operating mode for at least 1.5 months. In this case, such a mode of operation makes it possible to intensify the inflow from the water-saturated part of the formation, which guarantees isolation of these particular water supply channels.
В качестве материала для водоизоляционных работ выбирают полимерные системы, отверждаемые в пластовых условиях с созданием высокопрочных полимерных гелей с градиентом сдвига не менее 1 МПа/м. Такие системы содержат отвердитель и переходят в пластовых условиях из жидкого текучего в твердое не текучее состояние. Основой таких материалов могут быть полиакриламид, гуаровая камедь, ксантан, натрий-карбоксиметилцеллюлоза и др. Отвердителями полимеров могут быть ацетат хрома, окись цинка, окись магния и т.п.As a material for waterproofing works, polymer systems that are cured in reservoir conditions with the creation of high-strength polymer gels with a shear gradient of at least 1 MPa / m are chosen. Such systems contain a hardener and pass under formation conditions from a liquid flowing to a solid, non-flowing state. The basis of such materials can be polyacrylamide, guar gum, xanthan gum, sodium carboxymethyl cellulose, etc. Polymer hardeners can be chromium acetate, zinc oxide, magnesium oxide, etc.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками:Example 1. Develop an oil reservoir with the following characteristics:
глубина 1600-2100 м, пластовое давление 13 МПа и выше, пластовая температура 38-42°С, толщина продуктивного пласта 2,5 м и больше, пористость от 10%, проницаемость от 250 мД, плотность нефти 0,8 г/см3, коллектор продуктивного пласта терригенный девон. Залежь разрабатывают с применением заводнения. Закачивают рабочий агент - подтоварную (пластовую) воду через 32 нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через 42 добывающие скважины. Средняя обводненность добываемой продукции по залежи составляет 70%.depth 1600-2100 m, reservoir pressure 13 MPa and higher, reservoir temperature 38-42 ° C, reservoir thickness 2.5 m or more, porosity from 10%, permeability from 250 mD, oil density 0.8 g / cm 3 reservoir reservoir terrigenous Devon. The deposit is developed using flooding. A working agent is pumped - commercial (formation) water through 32 injection wells, formation products are selected through 42 production wells. The average water cut of extracted products by deposits is 70%.
Для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции не менее чем на 20%, с текущим водонефтяным фактором менее 8, с дебитом по жидкости не менее 10 м3/сут, приемистостью не менее 100 м3/сут, вскрытой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта не менее 3 м, в стабильном режиме эксплуатации не менее 1,5 месяцев. Для проведения работ выбирают участок залежи с влияющими нагнетательными скважинами, имеющими коэффициент влияния не менее 0,4, и находящимися в состоянии стабильной эксплуатации не менее 1,5 месяцев. В качестве материала для водоизоляционных работ выбирают следующую полимерную систему: полиакриламид - 1%, окись цинка - 0,06%, ацетат хрома - 0,08%, вода - остальное до 100%.For water shut-off works, production wells are selected in which the water cut of the produced products has increased by at least 20%, with a current oil and water factor of less than 8, with a fluid flow rate of at least 10 m 3 / day, and injectivity of at least 100 m 3 / day, exposed oil-saturated thickness of the reservoir at least 3 m, in a stable mode of operation for at least 1.5 months. To carry out the work, a section of the deposit is selected with influencing injection wells having an impact coefficient of at least 0.4 and in stable operation for at least 1.5 months. The following polymer system is chosen as the material for waterproofing: polyacrylamide - 1%, zinc oxide - 0.06%, chromium acetate - 0.08%, water - the rest is up to 100%.
Добывающую скважину останавливают, глушат водой плотностью 1,1 г/см3, промывают, определяют приемистость. В скважину закачивают изоляционный материал из расчета 1 м3/м продуктивного пласта, проводят технологическую выдержку и осваивают скважину. Обводненность добываемой продукции снижается на 30% и составляет 40%.The production well is stopped, muffled with water with a density of 1.1 g / cm 3 , washed, and injectivity is determined. Insulation material is pumped into the well at the rate of 1 m 3 / m of the productive formation, technological exposure is carried out and the well is mastered. The water content of the extracted products is reduced by 30% and amounts to 40%.
Успешность водоизоляционных работ по залежи составляет 99%, тогда как по известным техническим решениям успешность не превышает 70%.The success of waterproofing works on the deposit is 99%, while according to the well-known technical solutions, the success does not exceed 70%.
Пример 2 (контрольный). Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1600-2100 м, пластовое давление 13 МПа и выше, пластовая температура 38-42°С, толщина продуктивного пласта 2,5 м и больше, пористость от 10%, проницаемость от 250 мД, плотность нефти 0,8 г/см3, коллектор продуктивного пласта терригенный девон. Залежь разрабатывают с применением заводнения. Закачивают рабочий агент - подтоварную (пластовую) воду через 32 нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через 42 добывающие скважины. Средняя обводненность добываемой продукции по залежи составляет 70%.Example 2 (control). An oil reservoir with the following characteristics is being developed: depth 1600-2100 m, reservoir pressure 13 MPa and higher, reservoir temperature 38-42 ° C, reservoir thickness 2.5 m or more, porosity from 10%, permeability from 250 mD, oil density 0.8 g / cm 3 reservoir reservoir terrigenous Devon. The deposit is developed using flooding. A working agent is pumped - commercial (formation) water through 32 injection wells, formation products are selected through 42 production wells. The average water cut of extracted products by deposits is 70%.
Для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции не менее чем на 20%, с текущим водонефтяным фактором 9, с дебитом по жидкости 9 м3/сут, приемистостью 90 м3/сут, вскрытой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта 2,5 м, в стабильном режиме эксплуатации 1,4 месяца. Для проведения работ выбирают участок залежи с влияющими нагнетательными скважинами, имеющими коэффициент влияния 0,3 и находящимися в состоянии стабильной эксплуатации 1,4 месяца. В качестве материала для водоизоляционных работ выбирают следующую полимерную систему: полиакриламид - 1%, окись цинка - 0,06%, ацетат хрома - 0,08%, вода - остальное до 100%.For water shut-off operations, production wells are selected in which the water content of the produced products has increased by at least 20%, with a current oil-water factor of 9, with a fluid rate of 9 m 3 / day, an injection rate of 90 m 3 / day, uncovered by the oil-saturated thickness of the reservoir 2.5 m, in stable operation 1.4 months. To carry out the work, a section of the reservoir with influencing injection wells having an impact coefficient of 0.3 and in a state of stable operation of 1.4 months is selected. The following polymer system is chosen as the material for waterproofing: polyacrylamide - 1%, zinc oxide - 0.06%, chromium acetate - 0.08%, water - the rest is up to 100%.
Добывающую скважину останавливают, глушат водой плотностью 1,1 г/см3, промывают, определяют приемистость. В скважину закачивают изоляционный материал из расчета 1 м3/м продуктивного пласта, проводят технологическую выдержку и осваивают скважину. Обводненность добываемой продукции снижается на 5% и составляет 65%.The production well is stopped, muffled with water with a density of 1.1 g / cm 3 , washed, and injectivity is determined. Insulation material is pumped into the well at the rate of 1 m 3 / m of the productive formation, technological exposure is carried out and the well is mastered. The water cut of the extracted products is reduced by 5% and amounts to 65%.
Успешность водоизоляционных работ не превышает 70%.The success of waterproofing works does not exceed 70%.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляционных работ, снизить обводненность добываемой продукции.The application of the proposed method will improve the efficiency of insulation work, reduce the water content of the extracted products.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляционных работ, снизить обводненность добываемой продукции.The application of the proposed method will improve the efficiency of insulation work, reduce the water content of the extracted products.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143609/03A RU2459936C1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143609/03A RU2459936C1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2459936C1 true RU2459936C1 (en) | 2012-08-27 |
Family
ID=46937824
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011143609/03A RU2459936C1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2459936C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2535545C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
| RU2722488C1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047750C1 (en) * | 1994-05-30 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| RU2091569C1 (en) * | 1994-09-08 | 1997-09-27 | Акционерное общество открытого типа "Кондпетролеум" | Method of development of nonuniform oil pool |
| RU2179237C1 (en) * | 2001-03-06 | 2002-02-10 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" | Method of oil pool development |
| RU2236568C1 (en) * | 2003-10-28 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit |
| RU2301882C1 (en) * | 2005-12-02 | 2007-06-27 | Владислав Иванович Корпусов | Cyclic method for oil reservoir development |
| RU2303125C1 (en) * | 2006-08-24 | 2007-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multizone oil reservoir development method |
| EP1620630B1 (en) * | 2003-04-09 | 2007-11-14 | Optimum Production Technologies Inc. | Apparatus and method for enhancing productivity of natural gas wells |
| RU2418942C1 (en) * | 2010-07-20 | 2011-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for well development |
-
2011
- 2011-10-31 RU RU2011143609/03A patent/RU2459936C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047750C1 (en) * | 1994-05-30 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| RU2091569C1 (en) * | 1994-09-08 | 1997-09-27 | Акционерное общество открытого типа "Кондпетролеум" | Method of development of nonuniform oil pool |
| RU2179237C1 (en) * | 2001-03-06 | 2002-02-10 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" | Method of oil pool development |
| EP1620630B1 (en) * | 2003-04-09 | 2007-11-14 | Optimum Production Technologies Inc. | Apparatus and method for enhancing productivity of natural gas wells |
| RU2236568C1 (en) * | 2003-10-28 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit |
| RU2301882C1 (en) * | 2005-12-02 | 2007-06-27 | Владислав Иванович Корпусов | Cyclic method for oil reservoir development |
| RU2303125C1 (en) * | 2006-08-24 | 2007-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multizone oil reservoir development method |
| RU2418942C1 (en) * | 2010-07-20 | 2011-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for well development |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2535545C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
| RU2722488C1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10961435B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| CN109577909A (en) | A kind of extra permeability oilfield selectivity frothy gel water plugging and profile controlling method | |
| Irvine et al. | Nano spherical polymer pilot in a mature 18 API sandstone reservoir water flood in Alberta, Canada | |
| Hao et al. | N 2-foam-assisted CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a heterogeneous edge-water reservoir: experiments and pilot tests | |
| CN104912527A (en) | Construction process for gas producing system in oil well layer | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| US11920446B2 (en) | Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques | |
| EP2673464A1 (en) | Reservoir treatment | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| RU2597897C1 (en) | Procedure for elimination of annulus circulation | |
| RU2231632C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| Denney | Polymer Flooding in a Large Field in South Oman-Results and Plans | |
| Surkalo et al. | Polyacrylamide vertical conformance process improved sweep efficiency and oil recovery in the OK Field | |
| US11933155B2 (en) | Systems and methods for processing produced oilfield brine | |
| RU2777004C1 (en) | Method for intensification of hydrocarbon inflows from clay-containing complex oil-producing rocks | |
| RU2817834C1 (en) | Method of increasing oil recovery in areas of non-stationary water flooding | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| US20230265749A1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage co2 gas injection processes | |
| Smith et al. | Bulk Gel Treatments for Water Control | |
| RU2626097C1 (en) | Prevention method of sand recovery, when operating oil production wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131101 |