RU2674042C1 - Насосно-эжекторная установка для эксплуатации скважин - Google Patents
Насосно-эжекторная установка для эксплуатации скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2674042C1 RU2674042C1 RU2017146029A RU2017146029A RU2674042C1 RU 2674042 C1 RU2674042 C1 RU 2674042C1 RU 2017146029 A RU2017146029 A RU 2017146029A RU 2017146029 A RU2017146029 A RU 2017146029A RU 2674042 C1 RU2674042 C1 RU 2674042C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- ejector
- pump
- channel
- inlet
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/54—Installations characterised by use of jet pumps, e.g. combinations of two or more jet pumps of different type
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при разработке инновационных технологий добычи нефти и газа из обводненных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов. Технический результат - интенсификация добычи продукции скважин за счет обеспечения гибкого регулирования в широком диапазоне значений подачи, давления и мощности насосно-эжекторной установки. Устройство содержит установленные на устье скважины двигатель и насос с входным и выходным каналами. К входному каналу насоса подключен эжектор с камерой смешения, соплом и входным газовым каналом. К выходному каналу насоса подключен газожидкостный сепаратор. Выходной канал по жидкости подключен к соплу эжектора, а по газу - через первый дистанционно управляемый клапан к межтрубному пространству двухрядной колонны насосно-компрессорных труб. В нижней части наружной колонны упомянутых труб размещен обратный клапан. Входной газовый канал эжектора гидравлически связан с кольцевым каналом, образованным между наружной колонной двухрядной колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонной скважины. Выкидная линия скважины подключена к вышеуказанному кольцевому каналу, к полости внутренней колонны насосно-компрессорных труб и через второй дистанционно управляемый клапан к межтрубному пространству двухрядной колонны насосно-компрессорных труб. При этом обеспечена возможность закрытия второго дистанционно управляемого клапана и открытия первого дистанционно управляемого клапана при достижении давления газа в сепараторе расчетного давления. 2 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при разработке инновационных технологий добычи нефти и газа из обводненных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов.
Известна насосно-эжекторная установка для добычи нефти и газа, содержащая насос-компрессор с входным и выходным каналами, эжектор с камерой смешения и набором сопловых аппаратов, сепаратор с входным каналом, выходными газовым и жидкостным каналами, колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в скважину (US 3289609, 1964).
Недостатком известного устройства является относительно узкий диапазон регулирования подачи и мощности установки.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является насосно-эжекторная установка для добычи нефти и газа, содержащая насос с входным и выходным каналами, эжектор с камерой смешения, соплом и входным газовым каналом, сепаратор с входным каналом, выходным газовым и выходным жидкостным каналами, дистанционно управляемый клапан, установленный на входе сепаратора, две колонны насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину и оснащенных обратным клапаном, отделяющим внутренние полости насосно-компрессорных труб от зоны перфорации в обсадной колонне скважины (US 3718407, 1973).
Недостатком известного устройства является относительно узкий диапазон регулирования подачи, давления и мощности используемого газо-газового эжектора, что снижает производительность работы установки, и, соответственно, эффективность процесса эксплуатации скважин.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является интенсификация добычи продукции скважин за счет обеспечения гибкого регулирования в широком диапазоне значений подачи, давления и мощности насосно-эжекторной установки.
Указанная проблема решается тем, что насосно-эжекторная установка для эксплуатации скважин содержит установленные на устье скважины подключенный к двигателю насос с входным и выходным каналами, подключенный к входному каналу насоса эжектор с камерой смешения, соплом и входным газовым каналом, газо-жидкостной сепаратор, входной канал которого соединен с выходным каналом насоса, выходной канал по жидкости подключен к соплу эжектора, а по газу - через первый дистанционно управляемый клапан к межтрубному пространству двухрядной колонны насосно-компрессорных труб, в нижней части наружной колонны которых размещен обратный клапан, входной газовый канал эжектора гидравлически связан с кольцевым каналом, образованным между наружной колонной двухрядной колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонной скважины, а выкидная линия скважины подключена к вышеуказанному кольцевому каналу, к полости внутренней колонны насосно-компрессорных труб и через второй дистанционно управляемый клапан к межтрубному пространству двухрядной колонны насосно-компрессорных труб.
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении регулирования давления в контуре циркуляции жидкости и газа за счет использования кинетической энергии потока жидкости для сжатия и перекачки газа.
Достижение указанного технического результата обеспечит в свою очередь расширение области применения предлагаемой установки и возможность создания универсальных многорежимных насосно-эжекторных установок.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена принципиальная схема насосно-эжекторной установки, на фиг. 2 показана схема насосно-эжекторной установки, оснащенной дополнительным подпорным насосом.
Насосно-эжекторная установка содержит установленные на устье скважины насос 1 с входным 2 и выходным 3 каналами, эжектор с камерой смешения 4, соплом 5 и входным газовым каналом 6, сепаратор 7 с входным каналом 8, выходным каналом по газу 9 и выходным каналом по жидкости 10, первый дистанционно управляемый клапан 11. Камера смешения 4 эжектора соединена со входным каналом 2 насоса 1. Сопло 5 эжектора подключено к выходному каналу по жидкости 10 сепаратора 7. Выходной канал 3 насоса 1 соединен с входным каналом 8 сепаратора 7. Входной газовый канал 6 эжектора гидравлически связан с призабойной зоной добывающей скважины, оснащенной обсадной колонной 12. Выкидная линия 13 скважины подключена к кольцевому каналу 14 между наружной колонной насосно-компрессорных труб 15 и обсадной колонной 12. Выходной канал по газу 9 сепаратора 7 через первый дистанционно управляемый клапан 11 связан с межтрубным пространством двухрядной колонны насосно-компрессорных труб 15 и 17, причем в нижней части наружной колонны насосно-компрессорных труб 15 размещен обратный клапан 16, отделяющий внутреннюю полость наружной колонны насосно-компрессорных труб 15 от кольцевого канала 14. Верхняя часть внутренней колонны насосно-компрессорных труб 17 подключена к выкидной линии 13 скважины. На выкидной линии 13 установлен обратный клапан 18. Кольцевой канал 14 гидравлически связан с продуктивным пластом 19 через перфорационные отверстия в обсадной колонне 12, если эта обсадная колонная спускается до уровня продуктивного пласта или ниже.
Насосно-эжекторная установка может иметь исполнение, где между выходным каналом по жидкости 10 сепаратора 7 и соплом 5 эжектора размещен дополнительный подпорный насос 20 с выходным подпорным каналом 21. Насос 1 и подпорный насос 20 могут быть объединены в общем корпусе, а роторы этих двух насосов могут быть собраны на одном общем валу, с подключением к одному общему двигателю 22.
Выкидная линия 13 скважины подключена также через второй дистанционно управляемый клапан 23 к межтрубному пространству двухрядной колонны насосно-компрессорных труб 15 и 17.
Насосно-эжекторная установка работает следующим образом. Механическая энергия от двигателя 22 передается к насосу 1, в котором создается поток газожидкостной смеси в направлении от входного канала 2 к выходному каналу 3. В насосе 1 повышается давление газожидкостной смеси. Эжектор с камерой смешения 4, соплом 5 и входным газовым каналом 6 обеспечивает предварительное сжатие газожидкостной смеси, перед подачей этой смеси на вход 2 насоса 1. Газ поступает по газовому каналу 6, а жидкость поступает из сепаратора 7 через выходной канал по жидкости 10. При этом газожидкостная смесь под высоким давлением поступает в сепаратор 7 через входной канал 8. Через его выходной канал по газу 9 и через первый дистанционно управляемый клапан 11 газ подают в межтрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб 15 и 17. При этом второй дистанционно управляемый клапан 23 находится в закрытом состоянии. Входной газовый канал 6 эжектора гидравлически связан с призабойной зоной добывающей скважины, оснащенной обсадной колонной 12, поэтому газ из пласта 19 свободно поступает в камеру смешения 4 через газовый канал 6. Выкидная линия 13 скважины подключена к кольцевому каналу 14 между колонной насосно-компрессорных труб 15 и обсадной колонной 12, и добываемый газ из продуктивного пласта 19 через обратный клапан 18 поступает в выкидную линию 13. В нижней части наружной колонны насосно-компрессорных труб 15 скапливается жидкость, поступающая из продуктивного пласта 19 вместе с газом. Поскольку в нижней части наружной колонны насосно-компрессорных труб 15 размещен обратный клапан 16, отделяющий внутреннюю полость наружной колонны насосно-компрессорных труб 15 от кольцевого канала 14, а внутри наружной колонны насосно-компрессорных труб 15 размещена внутренняя колонна насосно-компрессорных труб 17, при закачке газа, в межтрубное пространство между наружной 15 и внутренней 17 колоннами насосно-компрессорные труб, происходит вытеснение воды из нижней части наружной колонны насосно-компрессорных труб 15 в полость внутренней колонны насосно-компрессорных труб 17, и далее жидкость поступает в выкидную линию 13, смешиваясь с добываемым газом. При этом обратный клапан 16 находится в закрытом состоянии. При продолжении описанного процесса газ высокого давления начнет поступать в полость внутренней колонны насосно-компрессорных труб 17, продолжая вытеснять жидкость, при этом давление газа начнет снижаться, поскольку количество жидкой фазы постоянно снижается во внутренней колонне насосно-компрессорных труб 17. При снижении давления газ расширяется и заполняет всю полость внутренней колонны насосно-компрессорных труб 17, вытеснив окончательно всю жидкость из двух колонн насосно-компрессорных труб 15 и 17. Падение давления газа за первым дистанционно управляемым клапаном 11 служит управляющим сигналом на закрытие первого дистанционно управляемого клапана 11, и данный клапан переводится в закрытое положение. При этом создаются условия для открытия обратного клапана 16 и за счет более высокой плотности жидкость начнет заполнять внутренние полости в колоннах насосно-компрессорных труб 15 и 17, вытесняя часть газа в выкидную линию 13 через канал во внутренней колонне насосно-компрессорных труб 17. При этом открытие второго дистанционно управляемого клапана 23 обеспечивает выравнивание давления и ускоренное поступление жидкости в наружную колонну насосно-компрессорных труб 15 через обратный клапан 16. Диаметры колонн насосно-компрессорных труб 15, 17 и их длина должны быть рационально подобраны для эффективного использования энергии сжатого газа, и соответственно, для рационального использования энергии, подведенной к двигателю 22. Поскольку первый дистанционно управляемый клапан 11 закрыт в сепараторе 7 накапливается сжатый газ и его давление увеличивается до определенного расчетного значения, которое зависит от дебита скважины по жидкой фазе, от пластового давления в продуктивном пласте 19 и от глубины залегания самого продуктивного пласта 19. В момент, когда давление газа в сепараторе 7 сравняется с расчетным давлением, автоматически подается управляющий сигнал на первый дистанционно управляемый клапан 11, и клапан 11 открывается, а второй дистанционно управляемый клапан 23 закрывается. Описанный рабочий цикл повторяется. Система приспособлена к использованию современных технологий автоматизации и компьютеризации, обеспечивая гибкое регулирование работы насосно-эжекторной установки в целом, при этом могут быть использованы частотные регуляторы переменного тока для бесступенчатого изменения частоты вращения ротора у двигателя 22 и насоса 1, соответственно.
Насосно-эжекторная установка может иметь исполнение, где между выходным каналом по жидкости 10 сепаратора 7 и соплом 5 эжектора размещен дополнительный подпорный насос 20 с выходным подпорным каналом 21. Такое исполнение имеет преимущество в тех случаях, когда оптимальное давление рабочей жидкости, поступающей в сопло 5, имеет более высокое значение по сравнению с давлением газа, поступающего в скважину через первый дистанционно управляемый клапан 11.
Предлагаемое техническое решение позволяет осуществлять процесс сжатия и перекачки газа за счет использования кинетической энергии потока жидкости, обеспечивая при этом регулировку давления и мощности в контуре циркуляции жидкости и газа, что в свою очередь обеспечит расширение диапазона регулирования подачи и мощности при перекачке газожидкостных смесей и газа, и обеспечит расширение области применения предлагаемой конструкции насосно-эжекторной установки.
Организованной гибкое регулирование работы насосно-эжекторной установки в общей системе со скважиной и с продуктивным пластом открывает возможность создания многорежимных универсальных насосно-эжекторных установок с широкой областью применения.
Claims (1)
- Насосно-эжекторная установка для эксплуатации скважин, характеризующаяся тем, что она содержит установленные на устье скважины подключенный к двигателю насос с входным и выходным каналами, подключенный к входному каналу насоса эжектор с камерой смешения, соплом и входным газовым каналом, газожидкостный сепаратор, входной канал которого соединен с выходным каналом насоса, выходной канал по жидкости подключен к соплу эжектора, а по газу - через первый дистанционно управляемый клапан к межтрубному пространству двухрядной колонны насосно-компрессорных труб, в нижней части наружной колонны которых размещен обратный клапан, входной газовый канал эжектора гидравлически связан с кольцевым каналом, образованным между наружной колонной двухрядной колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонной скважины, а выкидная линия скважины подключена к вышеуказанному кольцевому каналу, к полости внутренней колонны насосно-компрессорных труб и через второй дистанционно управляемый клапан к межтрубному пространству двухрядной колонны насосно-компрессорных труб с обеспечением закрытия второго дистанционно управляемого клапана и открытия первого дистанционно управляемого клапана при достижении давления газа в сепараторе расчетного давления.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017146029A RU2674042C1 (ru) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | Насосно-эжекторная установка для эксплуатации скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017146029A RU2674042C1 (ru) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | Насосно-эжекторная установка для эксплуатации скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2674042C1 true RU2674042C1 (ru) | 2018-12-04 |
Family
ID=64603705
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017146029A RU2674042C1 (ru) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | Насосно-эжекторная установка для эксплуатации скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2674042C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2702952C1 (ru) * | 2019-04-03 | 2019-10-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Компрессорная установка |
RU2707989C1 (ru) * | 2019-05-21 | 2019-12-03 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Компрессорная установка |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3718407A (en) * | 1971-02-16 | 1973-02-27 | J Newbrough | Multi-stage gas lift fluid pump system |
US4454914A (en) * | 1982-05-03 | 1984-06-19 | Union Oil Company Of California | Method for conditioning geothermal brine to reduce scale formation |
SU1800136A1 (ru) * | 1991-03-05 | 1993-03-07 | Ivano Frankovskij Inst Nefti I | Hacocho-эжektophaя уctahobka |
RU2084623C1 (ru) * | 1993-04-06 | 1997-07-20 | Юрий Аркадьевич Цепляев | Способ исследования, оптимизации и контроля эксплуатации скважин, оборудованных струйными насосами, и установка для его осуществления |
RU2107809C1 (ru) * | 1996-01-03 | 1998-03-27 | Акционерное общество закрытого типа "НАМиКо" | Подземная насосная установка |
RU2118719C1 (ru) * | 1996-01-10 | 1998-09-10 | Акционерное общество закрытого типа "НАМиКо" | Насосная установка для освоения и эксплуатации скважин |
RU2238443C1 (ru) * | 2003-12-30 | 2004-10-20 | Дроздов Александр Николаевич | Способ добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления |
-
2017
- 2017-12-26 RU RU2017146029A patent/RU2674042C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3718407A (en) * | 1971-02-16 | 1973-02-27 | J Newbrough | Multi-stage gas lift fluid pump system |
US4454914A (en) * | 1982-05-03 | 1984-06-19 | Union Oil Company Of California | Method for conditioning geothermal brine to reduce scale formation |
SU1800136A1 (ru) * | 1991-03-05 | 1993-03-07 | Ivano Frankovskij Inst Nefti I | Hacocho-эжektophaя уctahobka |
RU2084623C1 (ru) * | 1993-04-06 | 1997-07-20 | Юрий Аркадьевич Цепляев | Способ исследования, оптимизации и контроля эксплуатации скважин, оборудованных струйными насосами, и установка для его осуществления |
RU2107809C1 (ru) * | 1996-01-03 | 1998-03-27 | Акционерное общество закрытого типа "НАМиКо" | Подземная насосная установка |
RU2118719C1 (ru) * | 1996-01-10 | 1998-09-10 | Акционерное общество закрытого типа "НАМиКо" | Насосная установка для освоения и эксплуатации скважин |
RU2238443C1 (ru) * | 2003-12-30 | 2004-10-20 | Дроздов Александр Николаевич | Способ добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2702952C1 (ru) * | 2019-04-03 | 2019-10-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Компрессорная установка |
RU2707989C1 (ru) * | 2019-05-21 | 2019-12-03 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Компрессорная установка |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11434905B2 (en) | Equal-walled gerotor pump for wellbore applications | |
CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
US6179056B1 (en) | Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same | |
RU2620667C1 (ru) | Способ применения электроцентробежного насоса с мультифазным насосом и пакером | |
US20170183948A1 (en) | Preconditioning flow to an electrical submersible pump | |
RU2674042C1 (ru) | Насосно-эжекторная установка для эксплуатации скважин | |
RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
RU2546685C2 (ru) | Глубиннонасосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной (варианты) | |
WO2013124625A2 (en) | Improved gas lift system for oil production | |
RU2680028C1 (ru) | Компрессорная установка | |
CN206554887U (zh) | 油管内单管柱反循环喷射泵采油装置 | |
RU2522837C1 (ru) | Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости | |
US20210095660A1 (en) | Downhole pump | |
RU165135U1 (ru) | Погружная насосная установка | |
RU2569526C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин | |
RU2374429C1 (ru) | Устройство для очистки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов | |
RU2539459C1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка | |
RU2460869C1 (ru) | Скважинная установка для воздействия на призабойную зону пласта | |
RU2680158C1 (ru) | Способ геомеханического воздействия на пласт | |
RU2431738C1 (ru) | Способ гидродинамического воздействия на пласт и устройство для его реализации | |
RU2014119062A (ru) | Способ добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторная установка для его осуществления | |
RU2718553C1 (ru) | Насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт | |
RU2630835C1 (ru) | Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов | |
RU2235868C1 (ru) | Способ освоения скважины | |
RU2748173C1 (ru) | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20200528 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201227 |