RU2533470C2 - Procedure for recovery of tightness in flow strings - Google Patents
Procedure for recovery of tightness in flow strings Download PDFInfo
- Publication number
- RU2533470C2 RU2533470C2 RU2012149501/03A RU2012149501A RU2533470C2 RU 2533470 C2 RU2533470 C2 RU 2533470C2 RU 2012149501/03 A RU2012149501/03 A RU 2012149501/03A RU 2012149501 A RU2012149501 A RU 2012149501A RU 2533470 C2 RU2533470 C2 RU 2533470C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- interval
- well
- elements
- leakage
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Piles And Underground Anchors (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, в частности колонн газовых, газоконденсатных, нефтяных, водозаборных и нагнетательных скважин.The invention relates to methods for eliminating leaks in production casing, in particular gas, gas condensate, oil, water, and injection wells.
Известна технология ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, применяющаяся при капитальном ремонте скважин ЗАО НИЦ «Нефтемаш-Наука» - компании, специализирующейся в области разработки новых технологий и оборудования для нефтяной и газовой отраслей промышленности (http://www.neftemash-nauka.com/tech-rir.htm). Данная технология заключается в создании непроницаемого экрана закачкой в скважину компонентов гелеобразующих веществ (НМН), препятствующего поглощению скважины, и дозакрепления его сначала раствором цемента через колонну НКТ с добавкой ПАВ, чем достигается увеличение проницаемости в поры либо трещины пласта и сила сцепления с породой, затем чистым раствором цемента.The well-known technology for eliminating leakage of production casing, used in the overhaul of wells of ZAO NRC "Neftemash-Nauka" - a company specializing in the development of new technologies and equipment for the oil and gas industries (http://www.neftemash-nauka.com/tech -rir.htm). This technology consists in creating an impermeable screen by injecting gelling components (HMN) into the well, which prevents the well from being absorbed, and first reinforcing it with cement solution through the tubing string with the addition of surfactants, thereby increasing permeability in pores or fractures of the formation and adhesion to the rock, then a clean solution of cement.
Недостатком данной технологии является: низкая эффективность и недолговечность продолжительности эффекта ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн (1,5-2 года), далее необходимость проведения повторных работ. Также недостатком данного метода является высокая стоимость из-за большого количества дополнительных работ (повторные закачки, разбуривание цементных мостов, райбирование эксплуатационных колонн).The disadvantage of this technology is: low efficiency and fragility of the duration of the effect of eliminating leaks in production casing (1.5-2 years), then the need for repeated work. Another disadvantage of this method is the high cost due to the large number of additional work (re-injection, drilling cement bridges, dribbling production cores).
Известны способы восстановления герметичности, незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны, в частности, способ установки стальных пластырей, включающий сборку дорна с продольно-гофрированной трубой на устье скважины, спуск дорна с заготовкой пластыря на НКТ или бурильных трубах и установка его в интервале нарушения обсадной колонны; соединение нагнетательной линии со спущенной колонной труб, запрессовка пластыря; приглаживание пластыря дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз; спрессовывание колонны без извлечения дорна из скважины; подъем колонны труб с дерном, освоение и ввод скважины в эксплуатацию по утвержденному плану (http:oilloot.ru./79-vnutriskazliinnye-i-remontnye-raboty/206-ustranenie-negermetichnocsti-obsadnoj-kolorinny).Known methods of restoring tightness, slightly reducing the inner diameter of the string, in particular, a method of installing steel adhesives, comprising assembling a mandrel with a longitudinally corrugated pipe at the wellhead, lowering the mandrel with a patch of the patch on tubing or drill pipes and installing it in the interval of casing string disturbance; connection of the discharge line with a deflated pipe string, press-fitting the patch; smoothing the patch with a turning head at an excess pressure of 12 MPa at least 4-5 times; compressing the column without removing the mandrel from the well; lifting a string of pipes with sod, development and commissioning of the well according to the approved plan (http: oilloot.ru./79-vnutriskazliinnye-i-remontnye-raboty/206-ustranenie-negermetichnocsti-obsadnoj-kolorinny).
Недостатком данного способа является: уменьшение диаметра проходного сечения эксплуатационной колонны, для восстановления которого необходимо проводить ряд аварийно-восстановительных работ с высокой степенью сложности и высокой стоимостью. Возможны риски получения различного рода осложнений при выполнении этих работ.The disadvantage of this method is: reducing the diameter of the cross section of the production casing, for the restoration of which it is necessary to carry out a number of emergency recovery work with a high degree of complexity and high cost. There may be risks of various complications during the performance of these works.
Известны способы ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн с применением компоновки установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) с пакером или с отсечением интервала негерметичности двухпакерной компоновкой (Афанасьев А.В. Технология применения УЭЦН с пакером - новый перспективный метод ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн. Журнал о технологиях ТНК-ВР Новатор 2011, №40).Known methods for eliminating leakage of production casing using the installation of the installation of electric centrifugal pumps (ESP) with a packer or by cutting off the leakage interval with a two-packer assembly (Afanasyev A.V. Innovator 2011, No. 40).
Ликвидация негерметичности применением компоновки УЭЦН с пакерами менее затратна, но данные технологии не исключают потери подвижности скважинного оборудования из-за высыпания породосодержащего шлама или цементного камня из интервала негерметичности при эксплуатации скважин, что квалифицируется как авария и влечет за собой большое количество дополнительных (непроизводительных) затрат на ликвидацию. Существуют риски потери скважины.The elimination of leaks by using the ESP unit with packers is less costly, but these technologies do not exclude the loss of mobility of downhole equipment due to precipitation of rock-containing sludge or cement stone from the leakage interval during well operation, which qualifies as an accident and entails a large number of additional (unproductive) costs to eliminate. There are risks of losing a well.
Наиболее близким к заявляемому способу ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн является способ изоляции негерметичного участка ствола скважины с помощью пакерной системы Шарифова, описанный в патенте на изобретение (RU №2387802, Е21В 33/12; E21B 43/00, 27.04.2010). Способ заключается в спуске в скважину пакерной системы и включает в себя спуск в скважину (фонтанную, газлифтную, насосную, нагнетательную или пьезометрическую) на колонне труб, либо с открытым башмаком, либо с заглушенным нижним концом двух пакеров, соединенных между собой через трубы, каждый из которых оснащен в основном стволом, уплотнительными манжетами и над ними гидравлическим якорем, жестко соединенным со стволом, и под ними заякоривающим узлом в виде конуса и плашкодержателя с плашками, и стопором, фиксирующим исходное и/или рабочее положения пакеров, с размещением над верхним пакером разъединителя-соединителя колонны труб, состоящего из несъемного и съемного элемента, и спуске одного из пакеров выше, а другого ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого - непродуктивного - пласта. При этом после посадки и проверки на герметичность пакеров рассоединена над верхним пакером, гидравлическим или механическим путем через разъединитель-соединитель колонна труб от пакерной системы, а затем либо она приподнята над пакерной системой и оставлена в скважине либо извлечена из скважины и взамен нее спущена выше пакерной системы подземная установка под эксплуатацию, закачку или исследование скважины с одним или несколькими эксплуатируемыми пластами.Closest to the claimed method of eliminating leaks in production casing is a method of isolating an untight portion of a wellbore using the Sharifov packer system described in the patent for the invention (RU No. 2387802, ЕВВ 33/12; E21B 43/00, 04/27/2010). The method consists in lowering the packer system into the well and includes lowering into the well (flowing, gas lift, pumping, injection or piezometric) on the pipe string, either with an open shoe or with a muffled lower end of two packers connected to each other through pipes, each of which is equipped mainly with the barrel, sealing cuffs and above them with a hydraulic anchor rigidly connected to the barrel, and below them an anchoring unit in the form of a cone and die holder with dies, and a stopper fixing the original and / or working its position of the packers, with the placement of a pipe string disconnector-connector above the upper packer, consisting of a fixed and removable element, and the descent of one of the packers above and the other below the leaky section of the production string or perforation interval of the non-operating - unproductive - formation. In this case, after the packers are seated and checked for leaks, they are disconnected above the top packer, hydraulically or mechanically through a disconnector-connector, the pipe string from the packer system, and then either it is lifted above the packer system and left in the well or removed from the well and, instead, lowered above the packer systems underground installation for the operation, injection or exploration of a well with one or more exploited formations.
Данный способ также не исключает потери подвижности скважинного оборудования из-за высыпания породосодержащего шлама или цементного камня из интервала негерметичности при эксплуатации скважин, что квалифицируется как авария и влечет за собой большое количество дополнительных (непроизводительных) затрат на ликвидацию. Существуют риски потери скважины.This method also does not exclude the loss of mobility of downhole equipment due to spillage of rock-containing sludge or cement stone from the leakage interval during well operation, which qualifies as an accident and entails a large number of additional (unproductive) liquidation costs. There are risks of losing a well.
Задачей настоящего изобретения является надежная герметизация колонно-пакерного пространства в любом интервале скважины, исключающая аварийные ситуации, связанные с высыпанием породосодержащего шлама или цементного камня и не изменяющая проходное сечение эксплуатационной колонны в интервале негерметичности.The objective of the present invention is to reliably seal the column-packer space in any interval of the well, eliminating emergencies associated with the precipitation of rock-containing sludge or cement stone and not changing the flow area of the production string in the leakage interval.
Поставленная задача решается тем, что в способе ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, включающем исследование местоположения и протяженности интервала негерметичности эксплуатационной колонны, сборку пакера, оснащенного заякоривающими узлами в виде конуса и плашкодержателя с плашками, спуск пакера в скважину в заданном интервале и перевод его в рабочее положение с герметизацией колонно-пакерного пространства ниже и выше интервала негерметичности, согласно заявляемому изобретению осуществляют сборку тампонирующего равнопроходного пакера, ствол которого образован экранирующими уплотняющими элементами (эластомарами) и верхними и нижними герметизирующими элементами (эластомерами), а общая длина ствола пакера превышает протяженность интервала негерметичности, спуск тампонирующего пакера в скважину осуществляют в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра эксплуатационной колонны, при достижении планового интервала пакер переводят в рабочее положение с расширением под нагрузкой экранирующих уплотняющих элементов ствола пакера до расчетного диаметра, равного внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, и верхних и нижних герметизирующих элементов до достижения герметизации колонно-пакерного пространства выше и ниже интервала негерметичности, при этом ограничения по величине расширения экранирующих элементов регулируют за счет внутренних ограничительных вставок (стаканов); исходное и рабочее положения ствола пакера фиксируют с помощью заякоривающих узлов в виде конуса и плашкодержателя с плашками.The problem is solved in that in a method of eliminating leakage in production casing, including examining the location and length of the leakage interval of the production casing, assembling a packer equipped with anchor units in the form of a cone and ram holder with dies, lowering the packer into the well in a predetermined interval and putting it into working position with sealing the column-packer space below and above the leakage interval, according to the claimed invention carry out the assembly of plugging self-flowing packer, the trunk of which is formed by shielding sealing elements (elastomers) and upper and lower sealing elements (elastomers), and the total length of the packer barrel exceeds the length of the leakage interval, the plugging packer is lowered into the well in the transport position, in which its outer diameter is smaller than the bore diameter production casing, when the planned interval is reached, the packer is transferred to the working position with the expansion under load of the shielding gaskets lementov barrel packer to the calculated diameter equal to the inner diameter of the production casing, and upper and lower sealing elements to achieve sealing mullion-packer space above and below the leakage slot, the limit value of the expansion of the screening element is controlled by internal restrictive inserts (cup); the initial and working positions of the packer barrel are fixed using anchoring units in the form of a cone and a die holder with dies.
Спуск тампонируемого пакера можно осуществлять в комплексе со скважинным насосным оборудованием, с установкой пакера в компоновку спускаемого оборудования промежуточным звеном.The lowering of the plugged packer can be carried out in conjunction with downhole pumping equipment, with the installation of the packer in the layout of the launched equipment by an intermediate link.
Заявляемый способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн поясняется технологической схемой, представленной на чертеже. Позициями отмечены: эксплуатационная колонна 1 с интервалом негерметичности 2, интервал перфорации 3, насосно-компрессорные трубы: стыковочный узел 4 и нижняя геофизическая воронка 5, верхний заякоривающий узел 6, нижний заякоривающий узел 7, верхние герметизирующие элементы (эластомеры) 8, нижние герметизирующие элементы (эластомеры) 9, экранирующие уплотняющие элементы интервала негерметичности (эластомеры) 10, элементы распределения нагрузки между эластомерами 11.The inventive method of eliminating leaks in production casing is illustrated by the technological scheme shown in the drawing. Positions marked:
Технический результат при использовании заявляемого способа выражается в достижении надежной герметичности эксплуатационной колонны без уменьшения диаметра ее проходного сечения.The technical result when using the proposed method is expressed in achieving reliable tightness of the production casing without reducing the diameter of its bore.
Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн осуществляют следующим образом. По результатам исследований (опрессовки, геофизические исследования скважин) определяют местоположение и характер негерметичности (протяженность) эксплуатационной колонны, подбирают длину и диаметр тампонирующего пакера. В зависимости от способа установки спускают тампонирующий пакер на технологическом инструменте, если установка планируется отдельно от насосно-компрессорных труб, или устанавливают его промежуточным звеном в спускаемое в скважину эксплуатационное оборудование, если установка планируется в комплексе со спущенными насосно-компрессорными трубами. Спускают пакер в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра эксплуатационной колонны системы на 10-15 мм. При достижении планового интервала производят привязку с помощью геофизической партии к геологическому разрезу для обеспечения точной установки тампонирующего пакера в нужный интервал, происходит распакеровка системы, тампонирующий пакер приводят в рабочее положение, при этом уплотняющие экранирующие элементы - верхние и нижние герметизирующие элементы - расширяются под действием нагрузки (давления) до требуемых величин. При извлечении системы из скважины, после срыва, форма эластомеров возвращается в первоначальное (транспортное) положение и компоновка (система) поднимается на поверхность.A method of eliminating leaks in production casing is as follows. According to the results of research (pressure testing, geophysical studies of wells) determine the location and nature of the leakage (length) of the production string, select the length and diameter of the plugging packer. Depending on the installation method, the plugging packer is lowered on the technological tool, if the installation is planned separately from the tubing, or install it as an intermediate link into the production equipment lowered into the well, if the installation is planned in conjunction with the deflated tubing. The packer is lowered in the transport position, in which its outer diameter is 10-15 mm less than the bore diameter of the production casing of the system. When the planned interval is reached, the geophysical lot is referenced to the geological section to ensure that the plugging packer is accurately set to the desired interval, the system is unpacked, the plugging packer is put into working position, while the sealing screening elements - the upper and lower sealing elements - expand under load (pressure) to the required values. When removing the system from the well, after failure, the shape of the elastomers returns to its original (transport) position and the layout (system) rises to the surface.
Преимуществом данного способа ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн является снижение аварийности при эксплуатации скважин, возможность извлечения системы из скважины при каждом ремонте, для выполнения запланированных мероприятий без сложностей, связанных с уменьшением диаметра внутреннего сечения эксплуатационной колонны в скважине. Кроме того, данный способ позволяет, при необходимости и определенных конструктивных дополнениях (внедрение в конструкцию проводящей трубки-канала вдоль ствола тампонирующего пакера под уплотняющими и герметизирующими элементами), обеспечить сообщение надпакерного и подпакерного затрубного пространства для обеспечения требуемого контроля эксплуатационных параметров скважины, а также для обеспечения возможности выполнения технологических промывок насосного оборудования и глушения скважин стандартными методами. Данная технология позволяет устанавливать тампонирующий пакер в любом интервале скважины как отдельно от насосно-компрессорных эксплуатационных труб, так и включать его промежуточным звеном в компоновку при спуске УЭЦН, ШГН, фонтанного лифта, пакера ППД.The advantage of this method of eliminating leakage in production casing is to reduce accident rate during well operation, the ability to remove the system from the well at each repair, to carry out planned activities without the difficulties associated with reducing the diameter of the inner section of the production casing in the well. In addition, this method allows, if necessary, and certain structural additions (the introduction of a conduit packer into the design along the barrel of the plugging packer under the sealing and sealing elements), to ensure communication between the overpacker and subpacker annulus to provide the required control of the well operating parameters, as well as enabling technological flushing of pumping equipment and well killing using standard methods. This technology allows you to install the plugging packer in any interval of the well, separately from the tubing, and to include it as an intermediate link in the layout when lowering the ESP, SHGN, fountain lift, PPD packer.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012149501/03A RU2533470C2 (en) | 2012-11-20 | 2012-11-20 | Procedure for recovery of tightness in flow strings |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012149501/03A RU2533470C2 (en) | 2012-11-20 | 2012-11-20 | Procedure for recovery of tightness in flow strings |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012149501A RU2012149501A (en) | 2014-05-27 |
RU2533470C2 true RU2533470C2 (en) | 2014-11-20 |
Family
ID=50775112
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012149501/03A RU2533470C2 (en) | 2012-11-20 | 2012-11-20 | Procedure for recovery of tightness in flow strings |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2533470C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2702455C1 (en) * | 2018-10-26 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for elimination of fluid crossflows in a well |
RU197624U1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-05-18 | Игорь Александрович Малыхин | DRILLABLE TWO-PACK LAYOUT |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111753257B (en) * | 2020-05-27 | 2024-05-28 | 中国石油天然气集团有限公司 | System and method for measuring risk of sealing failure of threaded joint of gas storage injection and production tubular column |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4279306A (en) * | 1979-08-10 | 1981-07-21 | Top Tool Company, Inc. | Well washing tool and method |
EA000550B1 (en) * | 1995-06-07 | 1999-10-28 | Эксксон Продакшн Ресерч Компани | Primary and secondary seal assemblies with contacting convex surfaces |
RU2208127C1 (en) * | 2001-11-05 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Биттехника" | Double-acting hydraulic packer |
RU45450U1 (en) * | 2004-12-17 | 2005-05-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "ОСКОН" | PACKER COMPLEX FOR SIMULTANEOUS FLOW OF LIQUID TO A WELL AND OIL PRODUCTION FROM IT |
RU2278241C2 (en) * | 2004-10-04 | 2006-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "АЛ" | Packer sealing unit |
RU2387802C1 (en) * | 2009-03-16 | 2010-04-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Sharifov's packer system for isolation of non-work perforation range or untight hole section |
-
2012
- 2012-11-20 RU RU2012149501/03A patent/RU2533470C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4279306A (en) * | 1979-08-10 | 1981-07-21 | Top Tool Company, Inc. | Well washing tool and method |
EA000550B1 (en) * | 1995-06-07 | 1999-10-28 | Эксксон Продакшн Ресерч Компани | Primary and secondary seal assemblies with contacting convex surfaces |
RU2208127C1 (en) * | 2001-11-05 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Биттехника" | Double-acting hydraulic packer |
RU2278241C2 (en) * | 2004-10-04 | 2006-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "АЛ" | Packer sealing unit |
RU45450U1 (en) * | 2004-12-17 | 2005-05-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "ОСКОН" | PACKER COMPLEX FOR SIMULTANEOUS FLOW OF LIQUID TO A WELL AND OIL PRODUCTION FROM IT |
RU2387802C1 (en) * | 2009-03-16 | 2010-04-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Sharifov's packer system for isolation of non-work perforation range or untight hole section |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2702455C1 (en) * | 2018-10-26 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for elimination of fluid crossflows in a well |
RU197624U1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-05-18 | Игорь Александрович Малыхин | DRILLABLE TWO-PACK LAYOUT |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012149501A (en) | 2014-05-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103061684B (en) | Open-hole horizontal well segmentation many bunches of homogeneous acidification tubing strings and acidization tool thereof | |
RU2660704C2 (en) | Barrier testing method | |
CN104695927B (en) | Coiled tubing and production tubing combined string fracturing and well completion integrated method | |
US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
CN109736737B (en) | Method for snubbing tripping of reservoir gas drilling well | |
CN103015955A (en) | Open-hole horizontal well multi-cluster sliding sleeve staged fracturing string and fracturing method thereof | |
CN105239984A (en) | Method for controlling coal mine underground fracturing crack propagation | |
CN206693997U (en) | Oil field separates adopts technology tubular column | |
CN102979495A (en) | Multi-cluster current limiting fracturing string of open hole horizontal well and fracturing method thereof | |
CN109267983B (en) | Horizontal well repeated fracturing device and method based on open hole preset pipe string well completion | |
CN112012667B (en) | Oil testing and well completion integrated pipe string combined with fine pressure control technology | |
RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
NO345638B1 (en) | A method of plugging a well and a method of pressure testing a plug formed during plugging of a well | |
CN103912257B (en) | A kind of dragging multiple fracturing device with pressure | |
RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
CN205605156U (en) | Workover device is pressed in oil gas field area | |
DK202430127A1 (en) | Well sealing tool with isolatable setting chamber background | |
CN106761577A (en) | Oil field separates adopts technology tubular column | |
CN112065296B (en) | Well completion operation method combining fine pressure control technology | |
CN102691492A (en) | System and process of screen pipe completion and cross oil layer cementing for steam injection heavy oil well | |
CN110608027B (en) | Large-scale hydraulic fracturing permeability-increasing pre-gas-pumping treatment process for directional ultra-long drilling of roadway | |
CN103541679B (en) | Method for sealing underground hydraulic fracture drilled hole of coal mine in combined manner | |
CN115596493A (en) | Staged fracturing rapid gas pre-pumping method for horizontal well by jointly tunneling strip well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20160603 |
|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20160713 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171121 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190705 |