RU2014101695A - Отбор и извлечение керна из несцементированных или рыхлых пластов - Google Patents
Отбор и извлечение керна из несцементированных или рыхлых пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014101695A RU2014101695A RU2014101695/03A RU2014101695A RU2014101695A RU 2014101695 A RU2014101695 A RU 2014101695A RU 2014101695/03 A RU2014101695/03 A RU 2014101695/03A RU 2014101695 A RU2014101695 A RU 2014101695A RU 2014101695 A RU2014101695 A RU 2014101695A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- microns
- core sample
- inches
- kpa
- barrel
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract 28
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 12
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract 4
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 2
- 239000002008 calcined petroleum coke Substances 0.000 claims 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims 1
- -1 gilsonite Substances 0.000 claims 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 claims 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 abstract 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 abstract 1
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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/02—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by mechanically taking samples of the soil
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Soil Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
1. Способ получения образца керна из рыхлого или несцементированного пласта, содержащий следующие этапы:бурение образца керна из ствола скважины, пересекающего рыхлый или несцементированный пласт;осуществление циркуляции бурового раствора в стволе скважины во время бурения образца керна, при этом буровой раствор содержит предотвращающий поглощение материал из твердых частиц, имеющих среднюю крупность в диапазоне от 100 меш (около 150 мкм) до 18 меш (около 1000 мкм);поддержание избыточного давления по меньшей мере около 200 фунт/дюйм(1380 КПа); иотбор и извлечение образца керна из несцементированного пласта.2. Способ получения образца керна из рыхлого или несцементированного пласта, содержащий следующие этапы:бурение образца керна из ствола скважины, пересекающего рыхлый или несцементированный пласт;осуществление циркуляции бурового раствора в стволе скважины во время бурения образца керна, при этом буровой раствор содержит предотвращающий поглощение материал из твердых частиц, имеющих крупность в диапазоне, по существу, от 60 меш (около 250 мкм) до 30 меш (около 600 мкм), так что предотвращающий поглощение материал из твердых частиц выполнен с возможностью подавлять раскрытие и распространение трещин в рыхлом или несцементированном пласте или в подземной зоне, смежной или выше рыхлого или несцементированного пласта;поддержание избыточного давления по меньшей мере около 200 фунт/дюйм(1380 КПа); иотбор и извлечение образца керна из несцементированного пласта.3. Способ по п. 1 или 2, в котором предотвращающий поглощение материал из твердых частиц отличается следующим:имеет среднюю крупность от около 250 мкм до около 600 мкм, что
Claims (9)
1. Способ получения образца керна из рыхлого или несцементированного пласта, содержащий следующие этапы:
бурение образца керна из ствола скважины, пересекающего рыхлый или несцементированный пласт;
осуществление циркуляции бурового раствора в стволе скважины во время бурения образца керна, при этом буровой раствор содержит предотвращающий поглощение материал из твердых частиц, имеющих среднюю крупность в диапазоне от 100 меш (около 150 мкм) до 18 меш (около 1000 мкм);
поддержание избыточного давления по меньшей мере около 200 фунт/дюйм2 (1380 КПа); и
отбор и извлечение образца керна из несцементированного пласта.
2. Способ получения образца керна из рыхлого или несцементированного пласта, содержащий следующие этапы:
бурение образца керна из ствола скважины, пересекающего рыхлый или несцементированный пласт;
осуществление циркуляции бурового раствора в стволе скважины во время бурения образца керна, при этом буровой раствор содержит предотвращающий поглощение материал из твердых частиц, имеющих крупность в диапазоне, по существу, от 60 меш (около 250 мкм) до 30 меш (около 600 мкм), так что предотвращающий поглощение материал из твердых частиц выполнен с возможностью подавлять раскрытие и распространение трещин в рыхлом или несцементированном пласте или в подземной зоне, смежной или выше рыхлого или несцементированного пласта;
поддержание избыточного давления по меньшей мере около 200 фунт/дюйм2 (1380 КПа); и
отбор и извлечение образца керна из несцементированного пласта.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором предотвращающий поглощение материал из твердых частиц отличается следующим:
имеет среднюю крупность от около 250 мкм до около 600 мкм, что включает в себя около 300 мкм, около 350 мкм, около 400 мкм, около 450 мкм, около 500 мкм, около 550 мкм и около 600 мкм;
по меньшей мере на 75 процентов по весу имеет крупность в диапазоне от 60 меш (около 250 мкм) до 30 меш (около 600 мкм), что включает в себя 50 меш (около 300 мкм), 45 меш (около 350 мкм), 40 меш (около 400 мкм), около 450 мкм, 35 меш (около 500 мкм), около 550 мкм и 30 меш (около 600 мкм);
является нефтяным коксом, гильсонитом, карбонатом кальция, стеклом, керамикой, пластиком, ореховой скорлупой или любой их комбинацией; или
выполнен, по существу, в форме сфероидов, пустотелых шариков, гранул, таблеток, кубиков, неокатанных частиц или любых их комбинации.
4. Способ по п. 1 или 2, в котором ствол скважины является наклонно-направленным стволом, таким как ствол скважины под углом больше около 20°, около 30°, около 40°, около 50°, около 60°, около 70°, около 80° относительно вертикали или близкий к горизонтальному.
5. Способ по п. 1 или 2, в котором буровой раствор имеет концентрацию твердых частиц от около 2 фунт/баррель (6 кг/м3) до 150 фунт/баррель (450 кг/м3), в том числе приблизительно 2 фунт/баррель (3 кг/м3), 2,5 фунт/баррель (7 кг/м3), 3,4 фунт/баррель (10 кг/м3), 5 фунт/баррель (15 кг/м3), 7,5 фунт/баррель (22 кг/м3), 10 фунт/баррель (30 кг/м3), 15 фунт/баррель (45 кг/м3), 20 фунт/баррель (60 кг/м3), 25 фунт/баррель (75 кг/м3), 30 фунт/баррель (90 кг/м3), 34 фунт/баррель (102 кг/м3), 42 фунт/баррель (126 кг/м3), 50 фунт/баррель (150 кг/м3), 75 фунт/баррель (225 кг/м3), 80 фунт/баррель (240 кг/м3), 100 фунт/баррель (300 кг/м3), 125 фунт/баррель (375 кг/м3) или 150 фунт/баррель (450 кг/м3) в зависимости от относительной плотности материала предотвращения поглощения и плотности бурового раствора.
6. Способ по п. 1 или 2:
в котором образец керна проходит в одном непрерывном сегменте больше 10 футов (3,1 м), в том числе приблизительно 10 футов (3,1 м), 15 футов (4,6 м), 20 футов (6,1 м), 25 футов (7,6 м), 30 футов (9,2 м), 35 футов (10,7 м), от около 10 футов (3,1 м) до около 35 футов (10,7 м), от около 15 футов (4,6 м) до около 30 футов (9,2 м); или в котором диаметр образца керна составляет от около 2 дюймов (51 мм) до около 6 дюймов (152 мм), в том числе около 2 - 2 7/8 дюймов (51-73 мм), около 3 - 3 7/8 дюймов (99 мм), около 4 - 4 7/8 дюймов (102-124 мм), около 5 - 5 7/8 дюймов (127-149 мм), около 2 1/4 дюймов (57 мм), около 2 1/2 дюймов (64 мм), около 2 3/4 дюймов (70 мм), около 3 1/4 дюймов (82 мм), около 3 1/2 дюймов (89 мм), около 3 3/4 дюймов (96 мм), около 4 1/4 дюймов (108 мм), около 4 1/2 дюймов (115 мм), около 4 3/4 дюймов (122 мм), около 5 дюймов (127 мм), около 5 1/4 дюймов (133 мм), около 5 1/2 дюймов (140 мм), около 5 3/4 дюймов (146 мм), до около 6 дюймов (152 мм).
7. Способ по п. 1 или 2:
в котором этап поддержания избыточного давления выполняется во время следующих этапов: бурения образца керна, осуществления циркуляции бурового раствора и извлечения образца керна;
при этом избыточное давление составляет больше 200 фунт/дюйм2 (1380 КПа), в том числе приблизительно 200 фунт/дюйм2 (1380 КПа), 300 фунт/дюйм2 (2070 КПа), 400 фунт/дюйм2 (2760 КПа), 500 фунт/дюйм2 (3450 КПа), 600 фунт/дюйм2 (4140 КПа), 700 фунт/дюйм2 (4830 КПа), 800 фунт/дюйм2 (5520 КПа), 900 фунт/дюйм2 (6210 КПа), 1000 фунт/дюйм2 (6900 КПа), 1100 фунт/дюйм2 (7590 КПа), 1200 фунт/дюйм2 (8280 КПа) или от 200 фунт/дюйм2 (1380 КПа) до около 500 фунт/дюйм2 (3450 КПа), от около 300 фунт/дюйм2 (2070 КПа) до около 600 фунт/дюйм2 (4140 КПа), от около 600 фунт/дюйм2 (4140 КПа) до около 1200 фунт/дюйм2 (8280 КПа);
при этом на этапе бурения скорость проходки ограничена величиной меньше величины, при которой наступает ожижение образца керна при избыточном давлении; или
при этом этап осуществления циркуляции дополнительно содержит этап осуществления циркуляции бурового раствора в стволе скважины при расходе меньше около 150 гал/мин (570 л/мин).
8. Способ по п. 1 или 2:
в котором предотвращающий поглощение материал по меньшей мере на 75% по весу имеет крупность в диапазоне от 60 меш (около 250 мкм) до 30 меш (около 600 мкм);
в котором предотвращающий поглощение материал является кальцинированным нефтяным коксом, карбонатом кальция, ореховой скорлупой или любой их комбинацией;
в котором буровой раствор имеет концентрацию от около 2 до около 150 фунтов твердых частиц на баррель бурового раствора (6-450 кг/м3);
в котором образец керна проходит в одном непрерывном сегменте от около 15 футов (4,6 м) до около 30 фут (9,2 м);
в котором образец керна имеет диаметр, и диаметр образца керна составляет от около 2 дюймов (51 мм) до около 6 дюймов (152 мм);
в котором избыточное давление составляет от около 300 фунт/дюйм2 (2070 КПа) до около 1200 фунт/дюйм2 (8280 КПа); и
в котором этап поддержания избыточного давления выполняется во время этапов бурения образца керна, осуществления циркуляции бурового раствора и отбора и извлечения образца керна.
9. Способ по п. 1 или 2:
в котором предотвращающий поглощение материал из твердых частиц имеет среднюю крупность от 60 меш (около 250 мкм) до 30 меш (около 600 мкм);
в котором образец керна проходит в одном непрерывном сегменте от около 10 футов (3,1 м) до около 35 фут (10,7 м);
в котором образец керна имеет диаметр, и при этом диаметр образца керна составляет от около 2 дюймов (51 мм) до около 6 дюймов (152 мм); и
в котором этап поддержания избыточного давления выполняется во время этапов бурения образца керна, осуществления циркуляции бурового раствора и отбора и извлечения образца керна.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161499826P | 2011-06-22 | 2011-06-22 | |
| US61/499,826 | 2011-06-22 | ||
| US13/526,639 | 2012-06-19 | ||
| US13/526,639 US9518463B2 (en) | 2011-06-22 | 2012-06-19 | Core capture and recovery from unconsolidated or friable formations and methods of use |
| PCT/US2012/043145 WO2012177637A1 (en) | 2011-06-22 | 2012-06-19 | Core capture and recovery from unconsolidated or friable formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014101695A true RU2014101695A (ru) | 2015-07-27 |
Family
ID=47360778
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014101695/03A RU2014101695A (ru) | 2011-06-22 | 2012-06-19 | Отбор и извлечение керна из несцементированных или рыхлых пластов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9518463B2 (ru) |
| EP (1) | EP2723974A4 (ru) |
| CN (1) | CN103748314A (ru) |
| AU (1) | AU2012273102A1 (ru) |
| CA (1) | CA2839544A1 (ru) |
| RU (1) | RU2014101695A (ru) |
| WO (1) | WO2012177637A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2014410725B2 (en) * | 2014-11-06 | 2018-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of ranking formation stabilizer performance |
| WO2018199986A1 (en) * | 2017-04-28 | 2018-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Target composite core apparatus for radial flow geometry |
| WO2020081053A1 (en) * | 2018-10-16 | 2020-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compressed lost circulation materials |
| CN116006154B (zh) * | 2022-11-29 | 2025-11-18 | 中铁第四勘察设计院集团有限公司 | 一种松散破碎地层岩芯采取率测量装置及测量方法 |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3112799A (en) * | 1960-03-09 | 1963-12-03 | Jersey Prod Res Co | Coring fluid |
| US3221825A (en) * | 1962-03-15 | 1965-12-07 | Homer I Henderson | Well drilling fluid and a method of using same |
| US3621924A (en) * | 1970-03-24 | 1971-11-23 | Maurice P Lebourg | Soft formation core barrel |
| US3934455A (en) | 1974-02-13 | 1976-01-27 | The Dow Chemical Company | Apparatus for testing a sand sample |
| US3998269A (en) | 1975-10-10 | 1976-12-21 | Shell Oil Company | Plugging a subterranean reservoir with a self-sealing filter cake |
| US4014393A (en) * | 1976-01-08 | 1977-03-29 | Sun Oil Company | Core receiver and method of use thereof |
| US4158521A (en) | 1978-06-26 | 1979-06-19 | The Western Company Of North America | Method of stabilizing clay formations |
| US4247403A (en) * | 1979-06-21 | 1981-01-27 | The Andersons | Method of sealing pores, and lost circulation additive therefor |
| US4526240A (en) * | 1983-10-17 | 1985-07-02 | The Dow Chemical Company | Method of inhibiting lost circulation from a wellbore |
| FR2577205B1 (fr) | 1985-02-13 | 1990-04-06 | Rhone Poulenc Spec Chim | Compositions de silicates alcalins et leurs emplois |
| US4828726A (en) | 1987-09-11 | 1989-05-09 | Halliburton Company | Stabilizing clayey formations |
| US4848487A (en) * | 1988-06-30 | 1989-07-18 | Mobil Oil Corporation | Method for minimizing mud solids invasion of core samples obtained during subsurface coring |
| US5197544A (en) | 1991-02-28 | 1993-03-30 | Halliburton Company | Method for clay stabilization with quaternary amines |
| US5211715A (en) * | 1991-08-30 | 1993-05-18 | Atlantic Richfield Company | Coring with tubing run tools from a producing well |
| US5180020A (en) | 1991-10-31 | 1993-01-19 | Conoco Inc. | Method for inhibiting the initiation and propagation of formation fractures while drilling |
| US5207282A (en) * | 1991-10-31 | 1993-05-04 | Conoco Inc. | Method for inhibiting the initiation and propagation of formation fractures while drilling and casing a well |
| US5360074A (en) * | 1993-04-21 | 1994-11-01 | Baker Hughes, Incorporated | Method and composition for preserving core sample integrity using an encapsulating material |
| CN2213837Y (zh) * | 1994-05-27 | 1995-11-29 | 辽河石油勘探局钻采工艺研究院 | 松散地层取心工具 |
| US5484028A (en) | 1994-08-18 | 1996-01-16 | Grinding & Sizing Co., Inc. | Method of drilling with fluid including nut cork and drilling fluid additive |
| US5431225A (en) | 1994-09-21 | 1995-07-11 | Halliburton Company | Sand control well completion methods for poorly consolidated formations |
| US5981447A (en) | 1997-05-28 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| US5801127A (en) | 1997-10-16 | 1998-09-01 | Duhon, Sr.; Jimmy J. | Olive pulp additive in drilling operations |
| US6399545B1 (en) | 1999-07-23 | 2002-06-04 | Grinding & Sizing Co., Inc. | Method and composition of drilling with fluid including additive |
| US7452849B2 (en) * | 2002-07-31 | 2008-11-18 | Dow Corning Corporation | Silicone resin for drilling fluid loss control |
| EP1555385A1 (en) | 2004-01-16 | 2005-07-20 | Services Petroliers Schlumberger SA | Method of consolidating an underground formation |
| US8027571B2 (en) | 2005-04-22 | 2011-09-27 | Shell Oil Company | In situ conversion process systems utilizing wellbores in at least two regions of a formation |
| CA2666956C (en) | 2006-10-20 | 2016-03-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Heating tar sands formations to visbreaking temperatures |
| GB0709223D0 (en) * | 2007-05-14 | 2007-06-20 | Kirk Petrophysics Ltd | Improvements in or relating to core stabilization |
| US7861609B2 (en) | 2008-03-31 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for constructing a target core from unconsolidated sand and method for use of same |
| US20100230169A1 (en) * | 2009-03-12 | 2010-09-16 | Daniel Guy Pomerleau | Compositions and methods for inhibiting lost circulation during well operations |
| US20100230164A1 (en) * | 2009-03-12 | 2010-09-16 | Daniel Guy Pomerleau | Compositions and methods for inhibiting lost circulation during well operation |
| US8579049B2 (en) * | 2010-08-10 | 2013-11-12 | Corpro Technologies Canada Ltd. | Drilling system for enhanced coring and method |
-
2012
- 2012-06-19 WO PCT/US2012/043145 patent/WO2012177637A1/en not_active Ceased
- 2012-06-19 EP EP12803010.3A patent/EP2723974A4/en not_active Withdrawn
- 2012-06-19 CA CA2839544A patent/CA2839544A1/en not_active Abandoned
- 2012-06-19 US US13/526,639 patent/US9518463B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-06-19 CN CN201280040919.2A patent/CN103748314A/zh active Pending
- 2012-06-19 RU RU2014101695/03A patent/RU2014101695A/ru not_active Application Discontinuation
- 2012-06-19 AU AU2012273102A patent/AU2012273102A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US9518463B2 (en) | 2016-12-13 |
| AU2012273102A1 (en) | 2014-01-16 |
| EP2723974A1 (en) | 2014-04-30 |
| WO2012177637A1 (en) | 2012-12-27 |
| CN103748314A (zh) | 2014-04-23 |
| US20120325559A1 (en) | 2012-12-27 |
| EP2723974A4 (en) | 2015-09-23 |
| CA2839544A1 (en) | 2012-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2600116C2 (ru) | Композиты с регулируемым высвобождением реагентов для обработки скважин | |
| RU2014125201A (ru) | Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением | |
| US9783727B2 (en) | Fluid loss control package for use in subterranean formation operations | |
| CA2997709C (en) | Enhancing propped complex fracture networks in subterranean formations | |
| US9169433B2 (en) | Methods for enhancing well productivity and minimizing water production using swellable polymers | |
| RU2014101695A (ru) | Отбор и извлечение керна из несцементированных или рыхлых пластов | |
| RU2612765C2 (ru) | Способ улучшения закупоривания волокнами | |
| RU2014150019A (ru) | Способы минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя при гидравлических разрывах пласта | |
| CA2966596C (en) | Resilient carbon-based materials as lost circulation materials and related methods | |
| MY178998A (en) | Methods and compositions for sand control in injection wells | |
| CA2982915A1 (en) | Shaped compressed pellets for slow release of well treatment agents into a well and methods of using the same | |
| Zhu et al. | Natural enhancement and mobility of oil reservoirs by supercritical CO2 and implication for vertical multi-trap CO2 geological storage | |
| US10723935B2 (en) | Calcium carbonate lost circulation material morphologies for use in subterranean formation operations | |
| US10253239B2 (en) | Enhanced wellbore strengthening solution | |
| US9334717B2 (en) | Enhanced oil recovery method | |
| US11155744B2 (en) | Coated lost circulation materials and methods of using same | |
| US20210285308A1 (en) | Use of ultra lightweight particulates in multi-path gravel packing operations | |
| KR20120062760A (ko) | 암석 투과성을 감소시키는 유기 염 | |
| RU2563853C9 (ru) | Шихта для изготовления магнийсиликатного проппанта и проппант | |
| CN112442342A (zh) | 一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法 | |
| CN104355597A (zh) | 低密度中强陶粒及其制备方法 | |
| CN202325436U (zh) | 一种油井防堵塞滤砂管 | |
| RU2017120479A (ru) | Способ обработки скважины | |
| CN106150541B (zh) | 一种底板定向钻孔群及邻近下被保护层瓦斯抽采方法 | |
| RU2576424C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва угольного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA92 | Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted) |
Effective date: 20160817 |