RU2514339C1 - Creation and operation of underground gas storage - Google Patents
Creation and operation of underground gas storage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2514339C1 RU2514339C1 RU2012153377/03A RU2012153377A RU2514339C1 RU 2514339 C1 RU2514339 C1 RU 2514339C1 RU 2012153377/03 A RU2012153377/03 A RU 2012153377/03A RU 2012153377 A RU2012153377 A RU 2012153377A RU 2514339 C1 RU2514339 C1 RU 2514339C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- dissolved
- water
- dispersed
- geological structure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и предназначено для добычи газа, растворенного в водах глубинных горизонтов, создания и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) в выше залегающих геологических структурах.The invention relates to the field of the oil and gas industry and is intended for the production of gas dissolved in the waters of deep horizons, the creation and operation of underground gas storages (UGS) in higher geological structures.
Известен способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в пористых и проницаемых коллекторах горных структур, насыщенных водой, истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях, включающий бурение или использование имеющихся эксплуатационных скважин, циклическую закачку и отбор газа из ПХГ с образованием буферного и активного объемов его хранения (А.И. Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979, С.255-276).A known method of creating and operating an underground storage of natural gas in porous and permeable reservoirs of mountain structures saturated with water, depleted gas and gas condensate fields, including drilling or using existing production wells, cyclic injection and selection of gas from underground gas storage with the formation of buffer and active storage volumes ( AI Shirkovsky, Development and Operation of Gas and Gas Condensate Fields, Moscow: Nedra, 1979, S.255-276).
Одним из недостатков известного способа является то, что для создания ПХГ используется природный газ из месторождений, находящихся, как правило, на значительных расстояниях от геологического объекта, выбранного для ПХГ. В то же время имеются регионы, в которых кроме геологических объектов, находящихся на сравнительно небольших глубинах (например, водоносные пласты с покрышкой или выработанные нефтегазовые месторождения), имеются на больших глубинах водоносные пласты с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) со значительными запасами растворенного и диспергированного газа.One of the disadvantages of this method is that for the creation of underground gas storage using natural gas from fields located, as a rule, at considerable distances from the geological object selected for the underground gas storage. At the same time, there are regions in which, in addition to geological objects located at relatively shallow depths (for example, aquifers with a cover or developed oil and gas fields), there are aquifers with abnormally high reservoir pressures (ABP) with significant reserves of dissolved and dispersed gas.
Технической задачей предлагаемого изобретения является использование для создания ПХГ природного диспергированного и (или) растворенного газа в глубинных водоносных пластах.The technical task of the invention is the use for the creation of underground gas storage facilities of natural dispersed and (or) dissolved gas in deep aquifers.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе создания и эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ), включающего сооружение скважин со вскрытием геологической структуры с коллекторами, имеющей покрышку, закачку газа в эту структуру с оттеснением пластовой воды вниз от покрышки с учетом недопущения выхода газа за границы геологической структуры и отбор газа из верхней части ПХГ потребителю, определяют наличие в регионе с геологической структурой, предназначенной для ПХГ, на больших глубинах с аномально высоким пластовым давлением залежи пластовой воды с растворенным и (или) диспергированным газом, сооружают эксплуатационные скважины со вскрытием этой залежи, отбирают из них воду с растворенным и (или) диспергированным газом и перепускают ее через скважины в геологическую структуру, предназначенную для ПХГ, отбор газа из ПХГ осуществляют после выделения растворенного и (или) диспергированного газа из воды и их расслоения, а перепуск воды с растворенным и (или) диспергированным газом из геологической структуры с аномально высоким пластовым давлением в ПХГ осуществляют по мере снижения в нем давления в результате отбора газа потребителю. Сущность изобретения заключается в следующем.The stated technical problem is solved due to the fact that in the method of creating and operating an underground gas storage (UGS), including the construction of wells with opening a geological structure with reservoirs having a cover, injection of gas into this structure with the displacement of produced water down from the cover taking into account the prevention of exit gas beyond the boundaries of the geological structure and the selection of gas from the upper part of the UGS facility to the consumer, determine the presence in the region with a geological structure intended for UGS facilities at great depths with an anomalously high lasting pressure of reservoir water with dissolved and (or) dispersed gas, construct production wells with opening of this reservoir, take water with dissolved and (or) dispersed gas from them and pass it through the wells into the geological structure intended for underground gas storage, gas extraction from UGS is carried out after separation of the dissolved and (or) dispersed gas from the water and their separation, and the transfer of water with dissolved and (or) dispersed gas from the geological structure with an abnormally high reservoir pressure iem UGS carried out by decreasing the pressure therein as a result of selection to the consumer gas. The invention consists in the following.
Подземные хранилища природного газа (ПХГ) создают в выработанных газовых или нефтяных месторождениях или в геологических структурах, коллектора которых заполнены водой. Последующая эксплуатация ПХГ заключается в циклической закачке природного газа в коллектора геологической структуры через сооружаемые эксплуатационные скважины с достижением величины пластового давления, не более максимального допустимого давления, зависящего от многих геологических факторов (герметичность покрышки геологической структуры, глубина структуры, активность окружающего водоносного бассейна и др.) и отборе природного газа из ПХГ потребителю по мере необходимости. Максимальные пластовые давления в ПХГ могут, как правило, превышать условно гидростатические не более чем в 1,5 раза. При использовании описываемого изобретения предлагается использовать в качестве источника природного газа растворенный и (или) диспергированный газ в воде, находящейся в том же регионе, что и геологическая структура, предназначенная для создания ПХГ, только на больших глубинах. Часто такие водоносные геологические структуры с растворенным газом имеют аномально высокие пластовые давления (АВПД). Поэтому при сооружении скважин на эти водоносные структуры и подключении их к скважинам, сооруженным на верхний геологический объект для ПХГ, пластовая вода с растворенным газом будет перетекать из одного объекта в другой за счет разности пластовых давлений. В верхнем объекте за счет более низких пластовых давлений растворенный и (или) диспергированный газ будет выделяться из воды, а за счет разности плотностей фаз будет происходить их расслоение. При этом объемы перепускаемой воды с растворенным и (или) диспергированным газом в создаваемое ПХГ регулируют таким образом, чтобы высвобождаемый газ не выходил за границы его геологической структуры. По мере образования в верхней части этой геологической структуры достаточного объема газа можно приступить к эксплуатации ПХГ, т.е. к поставкам природного газа потребителю. По мере снижения пластового давления за счет отбора газа его объемы могут быть восстановлены за счет последующего перепуска воды с газом из нижнего геологического объекта в верхний. При этом излишки перепускаемой воды после выделения из нее газа могут отфильтровываться за границы ПХГ.Underground natural gas storages (UGS) are created in developed gas or oil fields or in geological structures whose collectors are filled with water. Subsequent operation of the UGS facility consists in the cyclic injection of natural gas into the reservoir of the geological structure through the constructed production wells with the formation pressure value not exceeding the maximum allowable pressure depending on many geological factors (tightness of the geological structure cover, structure depth, activity of the surrounding aquifer, etc. ) and the selection of natural gas from the UGS facility to the consumer as necessary. The maximum reservoir pressure in the underground gas storage facilities can, as a rule, exceed conditionally hydrostatic no more than 1.5 times. When using the described invention, it is proposed to use dissolved and (or) dispersed gas in water located in the same region as the geological structure intended for the creation of underground gas storage only at great depths as a source of natural gas. Often, such dissolved gas aquifers have abnormally high reservoir pressures (AAP). Therefore, when constructing wells on these aquifers and connecting them to wells built on the upper geological object for underground gas storage, formation water with dissolved gas will flow from one object to another due to the difference in reservoir pressure. In the upper object, due to lower reservoir pressures, the dissolved and (or) dispersed gas will be released from the water, and due to the difference in phase densities, their separation will occur. At the same time, the volumes of bypassed water with dissolved and (or) dispersed gas into the UGS created are regulated in such a way that the released gas does not go beyond the boundaries of its geological structure. As a sufficient volume of gas is formed in the upper part of this geological structure, it is possible to start operation of underground gas storage facilities, i.e. to the supply of natural gas to the consumer. As the reservoir pressure decreases due to gas extraction, its volumes can be restored due to the subsequent transfer of water and gas from the lower geological object to the upper one. In this case, the surplus of bypassed water after the release of gas from it can be filtered out beyond the boundaries of the underground gas storage facilities.
На чертеже показана схема реализации способа создания и эксплуатации ПХГ, где: 1 - водоносный горизонт с растворенным газом и АВПД, 2 - эксплуатационная скважина, 3 - водоносный горизонт, предназначенный для ПХГ, 4 - покрышка водоносного горизонта, 5 - нагнетательная скважина ПХГ, 6 - эксплуатационная скважина ПХГ, 7 - газовая залежь ПХГ, 8 - наблюдательная пьезометрическая скважина ПХГ, 9 - запорно-регулировочная система, 10 - газопровод для подачи газа из ПХГ потребителю.The drawing shows a diagram of the implementation of the method of creating and operating underground gas storage, where: 1 - aquifer with dissolved gas and AAP, 2 - production well, 3 - aquifer intended for underground storage, 4 - cap of the aquifer, 5 - injection well, 6 - UGS production well, 7 - UGS gas reservoir, 8 - UGS piezometric observation well, 9 - shut-off and control system, 10 - gas pipeline for supplying gas from UGS to the consumer.
Пример реализации способа.An example implementation of the method.
В верхнемеловых отложениях Тамани водоносные горизонты установлены почти в 2000-метровой толще на глубинах от 3285 до 5215 м. Коллекторы трещинно-порово-кавернозного типа, приурочены, в основном, к верхнетурон-коньяк-сантонским отложениям. Их емкостно-фильтрационные свойства связаны с развитием вторичных пор и каверн, а также с зонами трещиноватости. Воды характеризуются низкой минерализацией (7-8 г/дм3), бессульфатностью, высоким содержанием карбонатов и гидрокарбонатов натрия. Газовые факторы верхнемеловых вод Тамани изменяются от 9 до 67 м3/м3, что указывает на то, что в водах наряду с растворенными содержатся и диспергированные газы. При дебитах от 400 до 2000 м3/сут. высокотермальных (120-130°С) содовых вод возможно получение в каждом из испытанных интервалов от 8 до 23 тыс.м3 газа в сутки. В составе растворенных газов преобладают метан (64-89%) и двуокись углерода (31-9%). Пластовые давления превышают условно гидростатическое в 1,6÷2,0 раза.In the Upper Cretaceous deposits of Taman, aquifers are established almost in a 2000-meter thickness at depths from 3285 to 5215 m. The reservoirs are of a fissure-pore-cavernous type, confined mainly to the Upper Turonian-Cognac-Santonian deposits. Their capacitance-filtration properties are associated with the development of secondary pores and caverns, as well as with zones of fracture. The waters are characterized by low salinity (7-8 g / dm 3 ), sulfate-free, high content of sodium carbonates and bicarbonates. The gas factors of the Upper Cretaceous waters of Taman vary from 9 to 67 m 3 / m 3 , which indicates that dispersed gases are contained in the waters along with the dissolved ones. With flow rates from 400 to 2000 m 3 / day. high-temperature (120-130 ° C) soda water, it is possible to obtain in each of the tested intervals from 8 to 23 thousand m 3 of gas per day. Methane (64-89%) and carbon dioxide (31-9%) predominate in the composition of dissolved gases. Formation pressures exceed conditionally hydrostatic by 1.6 ÷ 2.0 times.
В верхней части геологического разреза в миоценовых отложениях региона на глубинах от глубин 200 до 400-500 м развиты антиклинальные структуры. Их размеры около 3×0,5-0,7 км с амплитудами до 90-140 м. Породы-коллекторы приурочены, преимущественно, к отложениям чокракского, караганского и сарматского ярусов, они представлены карбонатными и карбонатно-терригенными разностями и относятся к порово-трещинному, порово-кавернозно-трещинному, кавернозно-трещинному типам толщиной 40-70 м, пластовые давления не превышают условно гидростатических.Anticlinal structures are developed in the upper part of the geological section in the Miocene sediments of the region at depths from 200 to 400-500 m. Their sizes are about 3 × 0.5-0.7 km with amplitudes up to 90-140 m. The reservoir rocks are confined mainly to deposits of the Chokraki, Karagansk and Sarmatian layers, they are represented by carbonate and carbonate-terrigenous differences and belong to porous fractured, pore-cavernous-fissured, cavernous-fissured types 40-70 m thick, reservoir pressures do not exceed conditionally hydrostatic.
Для осуществления предложенного способа (фиг.1) на глубину 3500-4000 м бурят или восстанавливают из законсервированных, по крайней мере, одну эксплуатационную скважину (2) в зону водоносного горизонта с АВПД (1) и растворённым газом. По результатам геолого-геофизических исследований выбирают геологическую структуру, имеющую, как минимум, один водоносный горизонт (3) с покрышкой (4), пригодную для строительства ПХГ, и бурят одну или несколько нагнетательных (5) и эксплуатационных (6) скважин, а также наблюдательные пьезометрические скважины (9). Создав и регулируя депрессию на пласт с помощью запорно-регулировочной системы (9), из скважины (2) отбирают газоводяную смесь и по трубопроводу подают её через скважину (5) в водоносный пласт (3), в котором пластовое давление ниже давления насыщения растворённых газов и буферного давления в скважине (2). Выделившийся из воды газ занимает купольную часть структуры, образуя техногенную газовую залежь (7), а дегазированные воды вместе с пластовой водой отжимаются вниз по напластованию. В результате создаваемое ПХГ становится не только хранилищем газа, но и естественным сепаратором подаваемой в него водогазовой смеси. Подача смеси ведется при одновременном контроле за продвижением газоводяного контакта (ГВК) в техногенной залежи, в основном, по наблюдениям в пьезометрической скважине (8), таким образом, чтобы избежать выхода газа за границы ловушки. Отбор газа из ПХГ ведут после формирования техногенной залежи через эксплуатационные скважины (6), пробуренные в верхнюю часть ловушки, (ПХГ) при остановке или одновременной закачке водогазовой смеси через нагнетательные скважины (5).To implement the proposed method (figure 1) to a depth of 3500-4000 m, at least one production well (2) is drilled or restored from mothballed into the aquifer zone with AAP (1) and dissolved gas. Based on the results of geological and geophysical studies, a geological structure is selected that has at least one aquifer (3) with a cover (4) suitable for the construction of underground gas storage facilities, and one or more injection (5) and production (6) wells are drilled, and observational piezometric wells (9). After creating and regulating the depression on the formation using the shut-off and control system (9), a gas-water mixture is taken from the well (2) and piped through the well (5) to the aquifer (3), in which the reservoir pressure is lower than the saturation pressure of the dissolved gases and buffer pressure in the well (2). The gas released from the water occupies the dome part of the structure, forming a technogenic gas reservoir (7), and degassed water, together with produced water, is squeezed down along the bed. As a result, the created underground gas storage facility becomes not only a gas storage facility, but also a natural separator of the water-gas mixture supplied to it. The mixture is supplied while monitoring the progress of the gas-water contact (GWC) in the technogenic reservoir, mainly based on observations in a piezometric well (8), so as to avoid gas escaping the boundaries of the trap. Gas is taken from UGS facilities after the formation of a technogenic deposit through production wells (6) drilled into the upper part of the trap (UGS) when the gas-gas mixture is stopped or simultaneously pumped through injection wells (5).
При использовании предлагаемого способа создания и эксплуатации ПХГ вовлекаются в разработку значительные запасы природного газа, растворенные в пластовых водах. При этом, кроме добычи природного газа из создаваемого ПХГ, обеспечивается утилизация отбираемой пластовой воды, в результате повышается экологическая безопасность процесса.When using the proposed method for the creation and operation of UGS facilities, significant reserves of natural gas dissolved in formation waters are involved in the development. At the same time, in addition to the extraction of natural gas from the UGS facility created, utilization of the produced formation water is ensured, as a result, the environmental safety of the process is increased.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012153377/03A RU2514339C1 (en) | 2012-12-11 | 2012-12-11 | Creation and operation of underground gas storage |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012153377/03A RU2514339C1 (en) | 2012-12-11 | 2012-12-11 | Creation and operation of underground gas storage |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2514339C1 true RU2514339C1 (en) | 2014-04-27 |
Family
ID=50515632
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012153377/03A RU2514339C1 (en) | 2012-12-11 | 2012-12-11 | Creation and operation of underground gas storage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2514339C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2615198C1 (en) * | 2015-10-30 | 2017-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of exploitation of subsurface storage of natural gas |
| RU2638053C2 (en) * | 2016-04-08 | 2017-12-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of creation and operation of operational underground storage of natural gas enriched by helium |
| RU2716673C1 (en) * | 2019-05-13 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of underground gas storage operation |
| RU2796092C1 (en) * | 2022-03-28 | 2023-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of burial of a mixture of gases, main component of which is carbon dioxide |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3807181A (en) * | 1971-05-29 | 1974-04-30 | Edeleanu Gmbh | Underground storage of gas |
| SU1820597A1 (en) * | 1990-11-29 | 1996-10-20 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of building underground gas storages in low amplitude water bearing structures or water encroached gas bearing beds |
| RU2085457C1 (en) * | 1995-01-11 | 1997-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Method of making underground storage in water bearing bed of nonhomogeneous lithologic structure |
| UA21237U (en) * | 2006-07-10 | 2007-03-15 | Affiliated Company Ukrgazvydob | Method for prospecting geologic structure for underground gas storage |
| UA46111U (en) * | 2009-06-11 | 2009-12-10 | Национальный Технический Университет Украины "Киевский Политехнический Институт" | Device for control of output of heavy inclusions in hydraulic cyclone |
-
2012
- 2012-12-11 RU RU2012153377/03A patent/RU2514339C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3807181A (en) * | 1971-05-29 | 1974-04-30 | Edeleanu Gmbh | Underground storage of gas |
| SU1820597A1 (en) * | 1990-11-29 | 1996-10-20 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of building underground gas storages in low amplitude water bearing structures or water encroached gas bearing beds |
| RU2085457C1 (en) * | 1995-01-11 | 1997-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Method of making underground storage in water bearing bed of nonhomogeneous lithologic structure |
| UA21237U (en) * | 2006-07-10 | 2007-03-15 | Affiliated Company Ukrgazvydob | Method for prospecting geologic structure for underground gas storage |
| UA46111U (en) * | 2009-06-11 | 2009-12-10 | Национальный Технический Университет Украины "Киевский Политехнический Институт" | Device for control of output of heavy inclusions in hydraulic cyclone |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ШИРКОВСКИЙ А.И., Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, Москва, Недра, 1979, с.255-276. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2615198C1 (en) * | 2015-10-30 | 2017-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of exploitation of subsurface storage of natural gas |
| RU2638053C2 (en) * | 2016-04-08 | 2017-12-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of creation and operation of operational underground storage of natural gas enriched by helium |
| RU2716673C1 (en) * | 2019-05-13 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of underground gas storage operation |
| RU2796092C1 (en) * | 2022-03-28 | 2023-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of burial of a mixture of gases, main component of which is carbon dioxide |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP3908780B1 (en) | Water-soluble natural gas recovery method using carbon dioxide-dissolved water | |
| CN105003237B (en) | Geothermal exploitation of natural gas hydrates and CO2Integrated device and method for exhaust gas reinjection treatment | |
| Holloway | An overview of the underground disposal of carbon dioxide | |
| Buscheck et al. | Combining brine extraction, desalination, and residual-brine reinjection with CO2 storage in saline formations: Implications for pressure management, capacity, and risk mitigation | |
| EA031016B1 (en) | Method for production of hydrocarbons using caverns | |
| CN102165138A (en) | Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs | |
| JP2009274047A (en) | Underground storage system of carbon dioxide gas | |
| RU2656282C2 (en) | Method, system and composition for producing oil | |
| CN106677745A (en) | Process method combining natural gas hydrate depressurizing development with CO2 storage | |
| NO333942B1 (en) | Methods for storing carbon dioxide compositions in geological subsurface formations and devices for use in such processes | |
| RU2011148494A (en) | METHOD FOR PRODUCING NATURAL GAS FROM HYDROGEN DEPOSITS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2514339C1 (en) | Creation and operation of underground gas storage | |
| Court et al. | Active and integrated management of water resources throughout CO2 capture and sequestration operations | |
| US9586759B2 (en) | Method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods | |
| CN105422056A (en) | Method for mining natural gas hydrate in deep seafloor through carbon dioxide method | |
| KR101586687B1 (en) | Method for improving co_2 injectivity by decreasing irreducible water saturation near wellbore in underground storage | |
| Basbug et al. | Simulating the Effects of Deep Saline Aquifer Properties on COSequestration | |
| US20100170674A1 (en) | Injection well storage of carbon dioxide | |
| US20230203918A1 (en) | Oil recovery method integrated with the capture, utilization and storage of co2 through a cavern in saline rock | |
| US9303504B2 (en) | In-situ artificial pressurization of a well with carbon dioxide recycling to increase oil production | |
| Eke et al. | CO2 leakage prevention technologies | |
| Suzuki et al. | Feasibility study on CO2 micro-bubble storage (CMS) | |
| WO2022149515A1 (en) | Device for storing carbon dioxide in ground and methods for evaluating and manufacturing same | |
| RU2638053C2 (en) | Method of creation and operation of operational underground storage of natural gas enriched by helium | |
| RU2514078C2 (en) | Method of development of depleted deposits of natural hydrocarbons |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181212 |