RU2713540C2 - Способ цементирования обсадных колонн - Google Patents
Способ цементирования обсадных колонн Download PDFInfo
- Publication number
- RU2713540C2 RU2713540C2 RU2018123015A RU2018123015A RU2713540C2 RU 2713540 C2 RU2713540 C2 RU 2713540C2 RU 2018123015 A RU2018123015 A RU 2018123015A RU 2018123015 A RU2018123015 A RU 2018123015A RU 2713540 C2 RU2713540 C2 RU 2713540C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- casing string
- cementing
- grouting
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 25
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области строительства нефтегазовых скважин, а именно к цементированию обсадных колонн. Технический результат – повышение качества цементирования обсадных колонн. В соответствии со способом цементирование обсадной колонны осуществляют в различных геологических условиях. Для этого осуществляют закачку тампонажного раствора внутрь обсадной колонны и его продавку в затрубное пространство скважины. Цементирование обеспечивают при повышенном расходе тампонажного раствора, ограниченном давлением гидроразрыва пласта. При этом закачку тампонажного раствора внутрь обсадной колонны проводят при расходе, превышающем величину критического расхода, при котором возникает вакуум в разрыве струи тампонажного раствора. Для этого над башмаком обсадной колонны устанавливают дроссель с насадкой заданного сечения. С помощью этого дросселя создают при заданном расходе тампонажного раствора необходимое гидродинамическое давление, направленное на уменьшение величины гидростатического давления столба тампонажного раствора в обсадной колонне. 2 табл., 2 ил.
Description
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, а более конкретно к области цементирования обсадных колонн.
В применяемом в настоящее время способе цементирования обсадных колонн используется технологические процессы закачки тампонажного раствора (облегченный цементный раствор, цементный раствор) внутрь обсадной колонны и продавка - замещение бурового раствора из кольцевого пространства скважины тампонажным раствором (далее в тексте цементный раствор).
Применяемый способ не обеспечивает выполнение требуемого качественного сцепления цементного камня со стенкой скважины и обсадной колонны, полного заполнения кольцевого пространства цементным раствором.
Это происходит вследствие того, что в процессе закачки тампонажного раствора возникает отрицательное давление - в условиях создаваемого вакуума в обсадной колонне. Отрицательное давление возникает вследствие того, что плотность цементного раствора в колонне превышает величину плотности бурового раствора в кольцевом пространстве скважины, таким образом, создается гидростатический перепад давления, происходит уменьшение давления в Рца до нуля и ниже - и как следствие разрыв сплошности струи потока, отрыв части столба цементного раствора от общего потока и его ускоренное течение в кольцевое пространство скважины (см. книгу Р.И. Щишенко «Гидравлика глинистых растворов», Азнефтьиздат, 1951, С. 123-127) [1].
Возникающее вакуумное пространство заполняется парами, водой, легкой фракцией от частей потока цементного раствора и это структурно несвязанная масса жидкости поступает в кольцевое пространство скважины, оказывая отрицательное влияние на формирование цементного камня, на качество цементирования скважины. Решению этой важной научно-технической проблемы посвящено значительное количество исследований, разработок.
Известна формула для определения давления Рца в гидравлической системе скважины при закачке цементного раствора (см.: «Справочник по бурению» т. 1, под ред. В.И. Мищевича, Н.А. Сидорова, М: Недра, 1973, С 485) [2], (см.: Е.М. Соловьев.
Закачивание скважин. М: Недра, 1979, С. 254) [3], представляемая в виде:
где Рг/д о/к, Рг/д к/п, Рг/ст о/к, Рг/ст к/п - гидродинамическое и гидростатическое давление (Па, МПа) в обсадной колонне, кольцевом пространстве скважины.
Однако, авторы [1], [2], [3] ограничивались выявлением факта падения давления при закачке до минимального значения, не дают оценки влияния данного факта на качество цементирования, отсутствует решение задачи управления процессом цементирования с предотвращением разрыва струи потока цементного раствора.
Целью настоящего изобретения является повышение качества цементирования обсадных колонн, проведения процесса закачки цементного раствора при положительном давлении в циркуляционной системе скважины, исключение возможности возникновения вакуума и разрыва струи цементного раствора.
Поставленная цель достигается тем, что в зависимости от горногеологических условий скважины, процесс закачки тампонажного (цементного) раствора внутрь колонны производится при подаче (расходе) ∑Qца превышающей величину критической подачи Qкр, при которой возникает вакуум; и путем применения специального устройства - дросселя, устанавливаемого над башмаком обсадной колонны, в котором создается гидродинамическое давление Рдр г/д, направленное на уменьшение величины гидростатического давления столба цементного раствора в колонне Рг/ст о/к. В изобретении представлены оба варианта решения проблемы повышения качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин, в которых обеспечивается условие предупреждения возникновения вакуума. На основе формулы (1) условие предупреждения возникновения вакуума представляется в виде:
где Рца - давление в гидравлической системе скважины в процессе закачки тампонажного раствора в обсадную колонну (МПа, кг/см2).
Расчетные формулы для определения давления в системе (см. "Инструкция по составлению гидравлической программы скважины" РД39-0147009-516-86, С. 17) следующие:
Формула для определения Рг/д др представлена в примере 2.
где ρж о/к, ρж к/п - плотность тампонажного (цементного) раствора в обсадной колонне, плотность бурового раствора в затрубном пространстве скважины, кг/м3 (г/см3);
Н (м) - глубина спуска обсадной колонны по вертикали;
L (м) - глубина спуска колонны по длине ствола наклонной скважины;
dскв, dо/к, dвн/ок (мм, м) - соответственно диаметры - скважины, наружный, внутренний обсадной трубы;
0,024, 0,04 - коэффициенты сопротивления движения жидкости в обсадной трубе, в затрубном пространстве скважины;
g - ускорение силы тяжести (9,8 Н/кг) в системе "СИ".
Анализ формул 1,2,3 показывает, что при цементировании обсадных колонн в конкретных горно-геологических и технолого-технологических условиях Рг/сх о/к, Рг/ст к/п являются постоянными величинами. Управляемыми факторами в процессе являются Рг/д о/к, Рг/д к/п и Рг/д др. Путем регулирования величинами параметров входящие в формулы Рг/д обеспечивается достижение условия предупреждения возникновения вакуума. Решение задачи представлено на примерах 1, 2.
Пример 1. Исходные данные: скважина вертикальная Н=3200 м, диаметр эксплуатационной колонны dэк=168, 3 мм (0, 1683 м),
высота подъема цементного раствора за колонной hцр=2740 м (включая высоту подъема облегченного цементного раствора hоцр=2484 м),
плотность ρоцр=1450 кг/м3,
высота подъема цементного раствора hцр=256 м,
плотность ρцр=1890 кг/м3,
объем кольцевого пространства скважины Wк/п=63,48 м3,
внутренний диаметр эксплуатационной колонны dвн/эк=0,1471 м,
буферная жидкость не используется,
диаметр ствола скважины с учетом уширений dскв=0,2315 м (диаметр долота dд=0,2159 м)
высота столба тампонажного раствора внутри колонны hт/р о/к состоит из столба облегченного цементного раствора hоцр о/к=2900 м,
столб цементного раствора hцр о/к=300 м,
плотность бурового раствора ρб/р=1250 кг/м3,
внутренний объем колонны Wо/к=54,35 м3.
градиент давления гидроразрыва пласта на глубине Н=3200 м: Г г/р=0,018 МПа/м (0,18 кг/см2м)
Рассматривается заключительный этап закачки цементного раствора в колонну, когда внутри колонны снизу вверх hоцр=2900 м; hцр=300 м. Средняя плотность тампонажного раствора в колонне ρср/ж о/к)=1491 кг/м3 (1,491 г/см3)
Рг/д о/к=0,024⋅1,491⋅103⋅3,2⋅103Q2 кp/0,14715=0,114509⋅106Q2 кp/6,887528⋅10-5=1662,55⋅106Q2 кр(Па)=1662,55⋅Q2 кp (МПа)
Рг/д к/п=0,04⋅1,250⋅103⋅3,2⋅103Q2 кp/(0,2315-0,1683)3(0,2315+0,1683)2=0,16⋅106Q2 кp/4,0348⋅10-5=3966,59⋅106Q2 кp(Па)=3966,59⋅Q2 кp (МПа)
ΔРг/ст=(1,491-1,250)⋅103⋅9,8⋅3,2⋅103=7,558⋅106 (Па)
Рг/ст о/к=46,758⋅106 (Па)
Рг/ст к/п=39,2⋅106 (Па)
∑Рг/д=(1662,55+3966,59)⋅106Q2 кp=5629,14⋅106Q2 кp (Па)
7,558=(3966,59+1662,55)⋅Q2 кp=5629,14Q2 кp
Q2 кp=7,558/5629,14=1,3426⋅10-3
Qкp=0,0366 (м3/c)=36,6 (л/с)
Полученное значение Qкp для принятых условий расчета является предельной величиной, обеспечивающей проведение цементирования эксплуатационной колонны без возникновения вакуума. Результаты расчета Qкp при различных значениях столба тампонажного раствора в обсадной колонне представлены в таблице 1, на рис. 1.
На основе полученного значения Qкp=0,0366 м3/с (соответствующее максимальному значению Qкp мах) определяется:
- условие предупреждения гидроразрыва пласта Рг/р к/п на проектной глубине скважины Н=3200 м с учетом коэффициента безопасности гидроразрыва равного Кб=1,10
Кб/факт=Рг/р к/п/∑Рпл к/п=Кб/Н,
Рг/р к/п=Ггр⋅Н=0,018⋅3200=57,6 МПа; где Ггр=0,018 МПа/м (градиент гидроразрыва пласта)
Рг/ст к/п=39,2 Мпа.
Рг/д к/п=3966,59⋅106⋅0,03662=5,319⋅106⋅Па=5,313 МПа
∑Pпл к/п=39,2+5,313=44,51 Мпа.
Расчетная величина коэффициента безопасности равна:
Кб/факт=57,6/44,51=1,29
Требуемое условие выполняется: Кб/факт=1,29>Кб/Н=1,10.
- Скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве скважины Vб/р к/п в процессе закачки тампонажного раствора внутрь обсадной колонны.
Vб/р к/п=Qкp/Fкп=0,0366/0,0198=1,85 м/с; площадь сечения кольцевого пространства скважины Fкп=0,785(0,23152-0,16832)=0,0198 м2
При этом значении Vб/р к/п обеспечивается турбулентный режим течения (проектное значение Vпр к/п 1,5 м/с), что требуется для очистки кольцевого пространства перед поступлением цементного раствора.
По данным табл. 1, рис. 1 представляется возможность определить момент времени «tв» возникновения вакуума по формуле:
tв=Wо/к/Qкp…,
где Wо/к - объем обсадной колонны при расчетной величине столба цементного раствора в колонне, м3.
Wо/к=0,785⋅d2 вн/ок⋅hца о/к
Например, при hца о/к=1000 м, Qкp=0,0239 м3/с; Wo/к=0,785⋅0,14712⋅1600=21,18 м3
Расчетное tв=21,98/0,0239=1137 с=18,95 мин.
Фактическое время предупреждения возникновения вакуума tcp≤tв является временем перехода на продолжение процесса закачки при увеличенном значении ∑Qца, в данном примере на Qца=0,0303 м3/с (30,3 л/с), (см. табл. 1).
Пример 2. Расчет величины Qкp при использовании в составе компоновки низа обсадной колонны дросселя с насадкой. Исходные данные приведены в Примере 1.
Расчетная формула для определения давления Рг/д др создаваемого в дросселе имеет вид:
Где: μ=0,9 - коэффициент гидравлического сопротивления насадки 2μ2=1,62;
ρцр=1491 кг/м3
ƒ - площадь сечения насадки, м2.
Примем dдр=0,03 м (30 мм); ƒдр=0,785⋅0,032=7,065⋅10-4 м2
ƒ2=4,991⋅10-7 (м4)
Рг/д др=1,491⋅Qкp 2⋅107/1,62⋅4,991=1844,15⋅106Qкp 2 (Па)
Суммарное гидродинамическое давление в системе составит:
∑Pг/д=(5629,14+1844,15)⋅106Qкp=7473,29⋅106Qкp 2
Из условия ΔРг/ст≤∑Pг/д, имеем:
7,558⋅106=7473,29⋅106Qкp 2
откуда QKp 2=7,558/7473,29=1,01⋅10-3; QKp=0,0318 м3/с=31,8 л/с
численное значение давления в дросселе равно:
Рг/д др=1844,15⋅106⋅1,01⋅10-3=1,86 (Па)=18,6 кг/см3
По данным табл. 2 задаваясь величиной Рг/д др и dдр определяется режим закачки цементного раствора Qца при использовании которого обеспечивается предупреждение возникновения вакуума.
Результаты расчета Qца≥Qкp при различных значениях диаметра насадки дросселя и гидродинамического давления в дросселе представлены в таблице 2.
На рисунке 2 представлен общий вид внутренней технологической оснастки обсадной колонны при цементировании, включающий 1 - башмак обсадной колонны, с направляющей пробкой - 2; 3 - переводник, к ниппельному концу которого присоединяется 4 - дроссель с насадкой - 5. На переводник (3) устанавливается обсадная труба - 6 длиной 12, 0; 24, 0 м (одна, две трубы), в муфту - 7 ввинчивается дифференциальный обратный клапан - 8. Обратный клапан включает элементы запорного устройства - ограничитель - 9, шар - 10, дроссель -11, резиновую диафрагму - 12. В муфту обратного клапана (8) вставляется упорное кольцо (стоп-кольцо) - 13. Дроссель (11) создает ограниченное гидравлическое сопротивление поступлению промывочной жидкости из скважины внутри обсадной колонны (см.: Е.М. Соловьев. Закачивание скважины, М.: Недра, 1979. С. 179).
Варианты применения предлагаемого способа цементирования могут быть как отдельно, так и совместно, в зависимости от конкретных условий скважины. Например, при возникновении риска гидроразрыва пласта, применение дросселя обеспечит, за счет уменьшения количества закачиваемого тампонажного раствора, уменьшение давления на пласт в заколонном пространстве скважины, при одновременном увеличении противодавления внутри обсадной колонны, тем самым обеспечив предупреждение возникновения вакуума.
Предлагаемый способ цементирования обсадной колонны предусматривает его использование на практике в широком диапазоне изменения горногеологических условий скважины.
Использование предлагаемого изобретения в практике строительства нефтегазовых скважин повысит качество цементирования обсадных колонн, обеспечит большой экономический эффект.
Claims (1)
- Способ цементирования обсадной колонны нефтегазовой скважины, включающий закачку тампонажного раствора внутрь обсадной колонны и его продавку в затрубное пространство скважины, отличающийся тем, что цементирование обеспечивают в различных геологических условиях и при расходе тампонажного раствора, ограниченном давлением гидроразрыва пласта, при этом закачку тампонажного раствора внутрь обсадной колонны проводят при расходе, превышающем величину критического расхода, при котором возникает вакуум в разрыве струи тампонажного раствора, в условиях возможного поглощения раствора в пласт над башмаком обсадной колонны устанавливают дроссель с насадкой заданного сечения, с помощью которого создают при расчетном расходе тампонажного раствора необходимое гидродинамическое давление, направленное на уменьшение величины гидростатического давления столба тампонажного раствора в обсадной колонне.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018123015A RU2713540C2 (ru) | 2018-06-25 | 2018-06-25 | Способ цементирования обсадных колонн |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018123015A RU2713540C2 (ru) | 2018-06-25 | 2018-06-25 | Способ цементирования обсадных колонн |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2018123015A RU2018123015A (ru) | 2019-12-26 |
RU2018123015A3 RU2018123015A3 (ru) | 2019-12-26 |
RU2713540C2 true RU2713540C2 (ru) | 2020-02-05 |
Family
ID=69022518
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018123015A RU2713540C2 (ru) | 2018-06-25 | 2018-06-25 | Способ цементирования обсадных колонн |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2713540C2 (ru) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1027369A1 (ru) * | 1982-03-31 | 1983-07-07 | Сахалинский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Газовой Промышленности | Устройство дл цементировани скважин |
SU1432197A1 (ru) * | 1985-07-30 | 1988-10-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ цементировани скважин |
SU1668636A1 (ru) * | 1989-02-22 | 1991-08-07 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Устройство дл цементировани скважины |
SU1668638A1 (ru) * | 1989-05-15 | 1991-08-07 | В.Д. Куртов | Способ цементировани обсадных колонн в скважинах и устройство дл его осуществлени |
SU1687769A1 (ru) * | 1989-04-04 | 1991-10-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Устройство дл цементировани скважин |
-
2018
- 2018-06-25 RU RU2018123015A patent/RU2713540C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1027369A1 (ru) * | 1982-03-31 | 1983-07-07 | Сахалинский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Газовой Промышленности | Устройство дл цементировани скважин |
SU1432197A1 (ru) * | 1985-07-30 | 1988-10-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ цементировани скважин |
SU1668636A1 (ru) * | 1989-02-22 | 1991-08-07 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Устройство дл цементировани скважины |
SU1687769A1 (ru) * | 1989-04-04 | 1991-10-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Устройство дл цементировани скважин |
SU1668638A1 (ru) * | 1989-05-15 | 1991-08-07 | В.Д. Куртов | Способ цементировани обсадных колонн в скважинах и устройство дл его осуществлени |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2018123015A (ru) | 2019-12-26 |
RU2018123015A3 (ru) | 2019-12-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5147945B2 (ja) | 小径側孔を用いた坑井構築 | |
RU2462590C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
US20080115941A1 (en) | Method for releasing stuck drill string | |
US7475726B2 (en) | Continuous monobore liquid lining system | |
CN210564348U (zh) | 一种井下瓦斯孔的钻孔装置 | |
CN105952378A (zh) | 一种树状结构井的钻完井和增产方法 | |
CN108779666A (zh) | 单次进入压裂方法 | |
CN105756660A (zh) | 一种气井压回法压井时机的确定方法 | |
RU2315171C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
RU2393320C1 (ru) | Способ строительства скважины малого диаметра | |
CN108119074A (zh) | 自反馈两相体系钻井液混合系统及混合钻井液的方法 | |
RU2713540C2 (ru) | Способ цементирования обсадных колонн | |
RU2504650C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
CN108222865A (zh) | 自反馈三相体系钻井液混合系统及混合钻井液的方法 | |
CN103470221A (zh) | 欠平衡下油管、不压井气举、轴抽和检泵的联作方法 | |
RU2490426C1 (ru) | Способ заканчивания горизонтальной скважины малого диаметра | |
RU2615188C1 (ru) | Способ ступенчатого цементирования скважины | |
RU2728178C1 (ru) | Способ строительства бокового ствола скважины | |
RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
RU2542070C1 (ru) | Способ эксплуатации двухзабойной скважины | |
SU1659626A1 (ru) | Способ заканчивани буровой скважины | |
RU2538009C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
RU2524089C1 (ru) | Способ строительства нефтедобывающей скважины | |
RU2792128C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин | |
CN205840841U (zh) | 一种单向球阀式水泥封井管接头装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200626 |